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2018年 第39卷 第4期    刊出日期：2018-08-28

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2018年第39卷 第4期 中英文目录

2018, 39(4):  0-0. 

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油气勘探

中国南方海相与陆相页岩裂缝发育特征及主控因素对比——以黔北岑巩地区下寒武统为例

王濡岳, 胡宗全, 刘敬寿, 王兴华, 龚大建, 杨滔

2018, 39(4):  631-640.  doi:10.11743/ogg20180401

摘要 ( 324 )   PDF (34000KB) ( 835 )  

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依据裂缝发育特征与对应分析测试资料，分析了下寒武统变马冲组二段（变二段）页岩裂缝发育特征、主控因素及海相与陆相页岩裂缝发育的差异性。结果表明，变二段兼具海相与陆相页岩部分特征，页岩段裂缝以低角度层理、层间和滑脱缝为主，与陆相页岩相似；砂泥互层与砂岩段裂缝发育程度高，以高角度构造缝为主。裂缝发育受构造应力、岩性与矿物组分、地层厚度、TOC和储层非均质性影响，主要表现为：岩性与岩石力学性质控制构造缝的发育，地层厚度控制裂缝的密度与尺度，TOC控制层间超压裂缝发育，储层非均质性控制层理缝的发育。海相与陆相页岩TOC、石英、脆性和裂缝具有不同耦合特征，海相页岩较大的脆性与单层厚度利于储层改造，但在强改造下易发育穿层裂缝，不利于保存。陆相页岩较低的单层厚度、较强的塑性与非均质性能有效避免穿层裂缝的发育，利于页岩气保存。变二段不同岩性组合及其裂缝发育特征与主控因素对海相与陆相页岩气保存、富集与储层改造等方面具有一定参考价值。

惠民凹陷临南洼陷古近系沙河街组超压成因机制及分布预测

王冰, 张立宽, 李超, 陈开远, 宋国奇, 罗红梅

2018, 39(4):  641-652.  doi:10.11743/ogg20180402

摘要 ( 322 )   PDF (2840KB) ( 174 )  

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渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷古近系沙河街组油气勘探过程中钻遇不同规模的异常高压，超压成因的不确定性限制了压力预测的可靠性。利用临南洼陷丰富的钻杆测试（DST）压力数据、泥浆密度和测井资料，细致分析了渗透性砂岩流体压力发育特征和超压段泥岩测井响应，依据常压和超压段声波速度、密度测井数据建立判识超压成因的有效应力-测井响应图版，综合讨论了沙河街组超压的成因机制，并预测了异常高压的空间分布。研究发现，临南洼陷沙河街组砂岩储层超压主要发育在3 000 m以深的沙三段（Es³）和沙四段（Es⁴），最高过剩压力分别为23.82 MPa和14.04 MPa；超压段泥岩测井响应表现为偏离正常压实趋势的异常高声波时差、低密度和高中子孔隙度，具有典型的欠压实特征。沙河街组储层超压最主要的成因是相邻泥岩机械压实不平衡作用形成超压的传递，表现为大多数的超压数据均符合加载曲线趋势，只有深洼陷区（埋深为4 000~4 300 m）的超压呈现出卸载特征，可能存在由于富有机质泥岩深埋达到较高成熟度（R_o为0.90%~1.05%）引起的生烃增压贡献。利用平衡深度法计算的流体压力与DST压力数据吻合度高，印证了沙河街组超压主要来自泥岩不均衡压实作用的认识，沙三段过剩压力呈现围绕着洼陷中心呈环状分布，向周围的斜坡区和隆起带逐渐减小为常压。研究成果可以为临南洼陷钻前压力评估提供有价值的指导和借鉴。

多断湖盆构造控砂与沉积充填过程——以渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东部始新统为例

董道涛, 邱隆伟, 马永达, 杨勇强, 邹毓, 代莉, 滕宝刚, 张在鹏

2018, 39(4):  653-663.  doi:10.11743/ogg20180403

摘要 ( 338 )   PDF (8736KB) ( 257 )  

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构造控砂一直为断陷盆地分析调查工作的重点和难点。综合井-震、岩心和镜下鉴定资料，以渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东部始新统沙四上亚段-沙三段（SQ1-SQ3）为例，探讨构造主导下的控砂机制和沉积充填过程，取得认识如下：1）Ⅰ级构造转换带奠定盆地宏观构造-沉积格局，多阶构造坡折叠合湖平面升降控制三级层序内部体系域之间的砂体加积与沉积体系旋回性变化，Ⅱ级构造坡折和次级断层控制体系域内局部输砂系统和砂体展布，陡坡带往往不利于碎屑物质注入湖盆；2）SQ1-SQ2存在孤北和孤南两个独立输砂系统，SQ3两个输砂系统合二为一，SQ1主要发育进退积不明显的、小而多的扇三角洲，SQ2开始发育三角洲、（半）深湖和滑塌砂体，SQ3主要发育大型三角洲，（半）深湖区广泛发育滑塌砂体；3）构造活动通过构造转换带、坡折带、次级断层和陡坡带等主导多断湖盆控砂机制和沉积充填过程，气候仅可强化或弱化前者的控制作用，但不会改变盆地充填过程。

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力系统及其形成机理

张磊, 向才富, 董月霞, 张梦媛, 吕玥, 赵忠新, 龙华山, 陈爽

2018, 39(4):  664-675.  doi:10.11743/ogg20180404

摘要 ( 284 )   PDF (3655KB) ( 154 )  

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渤海湾盆地南堡凹陷异常压力现象普遍发育，但对于凹陷中不同构造带异常压力的刻画与成因机制的探讨却较为薄弱。利用357口井1 354个钻杆测试数据（DST）和重复地层压力测试数据（RFT），测井曲线资料等，详细刻画了不同构造带的压力结构特征。研究表明：南堡凹陷地层压力系统纵向上可划分为3个带，浅部常压带（<1 800 m）、中部过渡带（1 800~2 400 m）和深部异常高压带（>2 400 m）。沙三段发育大规模异常高压，压力系数最高达1.9，超压带顶界面深度约为2 400 m；老爷庙构造带中、浅层发育低幅度超压带，压力系数约为1.2；滩海地区东一段和东二段局部发育异常低压。利用数值模拟技术和垂直有效应力-声波时差判别图版等方法，并结合烃源岩生排烃过程综合分析等，深入探讨了南堡凹陷不同异常压力系统的形成机理，研究认为：①深部沙三段的大规模超压主要来源于东营时期的泥岩不均衡压实作用，生烃作用也有一定贡献，但相对前者贡献较小；②明化镇时期，生烃作用是最主要的增压机制，而欠压实作用贡献则相对有限；③中浅层低幅超压带来源于深部超压的“传导”，开启的断裂带为其传递通道；④东营末期的区域抬升剥蚀作用引起岩石骨架孔隙回弹和流体收缩，是形成本区异常低压的主要原因。

渤海海域沙西北地区潜山油源及成藏特征

王奇, 郝芳, 徐长贵, 韦阿娟, 孙中恒, 操义军, 邹华耀

2018, 39(4):  676-684.  doi:10.11743/ogg20180405

摘要 ( 407 )   PDF (12276KB) ( 256 )  

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综合地质与地球化学方法，探讨了渤海海域沙西北地区潜山的油气来源及成藏特征。生物标志物参数表明沙西北地区已发现的原油位于沙河街组。曹妃甸2-1油田的潜山储层岩性为碳酸盐岩，潜山的原油具有高的伽马蜡烷指数（G/H）以及相对低4-甲基甾烷参数（4MSI），具有相对轻的正构烷烃碳同位素值（整体轻于-29‰），主要为沙河街组一段（沙一段）的油源。曹妃甸1-6油田为花岗岩潜山储层，潜山的原油具有相对高的4MSI（>0.4），正构烷烃的碳同位素值偏重（重于-29%），可能指示着以沙三为主的油源。曹妃甸2-1潜山直接披覆沙一段，沙一段源岩生成的原油可近距离充注至潜山储层中，为披覆式的源储对接成藏模式。曹妃甸1-6油田上覆为东营组，其丰度与热演化程度低，主要作盖层。歧口凹陷的原油侧向通过砂体运移侧向充注至曹妃甸1-6潜山圈闭中，表现为侧向砂体输导油气成藏特征。通过岩心观察和铸体薄片实验分析了CFD2-1-2井潜山风化壳结构特征，揭示了沙西北地区潜山风化壳结构可能不具备侧向长距离输导油气的能力，与潜山直接披覆接触的有效烃源岩或者发育沟通源储的砂体是潜山油气成藏的基础。

鄂尔多斯盆地东部奥陶系古岩溶型碳酸盐岩致密储层特征、形成机理与天然气富集潜力

王国亭, 程立华, 孟德伟, 朱玉杰, 孙建伟, 黄锦袖, 彭艳霞

2018, 39(4):  685-695.  doi:10.11743/ogg20180406

摘要 ( 327 )   PDF (9994KB) ( 193 )  

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目前鄂尔多斯盆地东部古岩溶型碳酸盐岩储层的研究相对薄弱，因此开展奥陶系古岩溶型储层形成机理与天然气富集潜力研究可为天然气储量的发现和开发前景评价奠定基础。通过对鄂尔多斯盆地东部奥陶系岩溶储层特征、形成控制因素、天然气富集主控因素与富集潜力的评价分析，认为盆地东部碳酸盐岩风化壳储层较为发育，气源供给充足，源-运-储配置关系良好，具备天然气规模富集的条件。鄂尔多斯盆地盆地东部岩溶储层总体表现为低孔与致密的特征，将孔隙度为3%、渗透率为0.05×10^-3 μm²确定为储层物性下限标准；将孔隙直径为30 μm、喉道直径为5 μm界定为储层孔、喉尺度下限标准。有利沉积微岩相、有效岩溶作用和综合成岩作用等共同影响储层形成，半充填型硬石膏结核云岩为最重要的储层类型。研究认为天然气富集主控因素包括：①有效储层发育是天然气富集的基础物质条件；②良好的源-运-储配置关系是天然气富集的关键。总体而言，盆地东部下古碳酸盐岩岩溶储层具备较大的勘探开发潜力。

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

赵向原, 曾联波, 靳宝光, 王策, 李恕军

2018, 39(4):  696-705.  doi:10.11743/ogg20180407

摘要 ( 360 )   PDF (3108KB) ( 241 )  

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以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例，在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上，阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理，最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中，当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性，对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理，当注水压力过高，超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸，或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂，或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝，当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通，是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明，随着注水诱导裂缝规模的不断扩大，注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。

川东北飞仙关组白云岩化作用对鲕粒滩储层的孔隙改造效应

李开开, 张学丰, 贺训云, 范俊佳

2018, 39(4):  706-718.  doi:10.11743/ogg20180408

摘要 ( 257 )   PDF (15080KB) ( 192 )  

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当白云石含量超过一定范围后，白云岩孔隙度随着白云石含量增高而增大，这是否意味着白云岩化作用导致新生孔隙产生，这是值得深究的问题。选取川东北地区下三叠统飞仙关组鲕粒滩储层为对象，进行细致的岩石矿物学观察，并开展白云岩段和灰岩段对比分析工作。结果表明：当白云石含量大于40%，随着白云石含量增加，白云石的抗压实压溶作用使得鲕粒岩中压溶再沉淀成因的第三期粒间方解石胶结物含量不断减少，理应被其占据的粒间孔隙不断空出，并成为现今孔隙的主体，由此导致了岩石孔隙度与白云石含量之间的协同增长关系。由此提出，白云岩化并非为鲕粒滩储层贡献了新生孔隙，而是有效地保存了早期孔隙。研究还揭示了现今鲕粒滩体不同部位白云岩物性迥异根源于白云岩结构差异演化。沉积旋回内灰岩岩性及其分布特征的不同引发了这种白云岩结构差异演化；早期大气水淋滤对鲕粒岩结构、矿物组成以及稳定性等方面的效应是鲕粒原始结构保存与否的根本原因；重结晶和深埋藏溶蚀作用加剧原始鲕粒离散和结构破坏，趋向于形成最终的结晶云岩。

超深层致密砂岩储层构造裂缝特征与有效性——以塔里木盆地库车坳陷克深8气藏为例

王珂, 杨海军, 张惠良, 李勇, 张荣虎, 杨学君, 王俊鹏

2018, 39(4):  719-729.  doi:10.11743/ogg20180409

摘要 ( 338 )   PDF (17983KB) ( 251 )  

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构造裂缝特征分析及有效性评价对库车坳陷克深8气藏致密砂岩储层有利区预测和开发措施的制定具有重要意义。综合利用岩心、成像测井和单井产能等资料，明确了克深8气藏构造裂缝的基本特征与形成序列，分析了构造裂缝发育的影响因素，最后对构造裂缝平面上和纵向上的有效性进行了评价，并提出了开发措施建议。结果表明：克深8气藏的构造裂缝以直立缝和高角度缝为主，部分裂缝被硬石膏、白云石和渗流砂颗粒充填，上新世库车组沉积期形成的第3期构造裂缝是克深8气藏最重要的一期构造裂缝；构造裂缝发育程度受断层、岩性、岩层厚度和沉积微相等因素的影响。背斜高部位的构造裂缝有效性好，是天然气的高产区，现今水平最大主应力方位与构造裂缝优势走向呈大角度相交时，会显著降低构造裂缝的有效性；不整合面对构造裂缝有效性的控制主要集中在距不整合面下方约70 m的范围内。对克深8气藏巴什基奇克组储层的开发措施应以压裂为主，并且优先开发第3砂层组，其次为第4砂层组及以下地层，最后考虑第1、第2砂层组。

塔里木盆地麦盖提斜坡罗斯2井奥陶系油气藏的TSR作用:来自分子标志物的证据

马安来, 金之钧, 朱翠山, 顾忆, 李慧莉, 路清华

2018, 39(4):  730-737,748.  doi:10.11743/ogg20180410

摘要 ( 292 )   PDF (7404KB) ( 231 )  

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采用内标物色谱质谱方法，对罗斯2井原油中金刚烷系列、二苯并噻吩系列和硫代金刚烷系列进行了定量分析。罗斯2井原油中金刚烷系列化合物含量、4-甲基双金刚烷+3-甲基双金刚烷含量分别为10 818，331 μg/g，表明原油经历了较强的裂解作用，裂解比例达到90%左右。金刚烷指标表明原油成熟度在1.6%以上。罗斯2井原油可以检测到完整的硫代单金刚烷、硫代双金刚烷和硫代三金刚烷系列，硫代金刚烷、硫代单金刚烷、硫代双金刚烷和硫代三金刚烷含量分别为192，160，26和6 μg/g。高含量的硫代金刚烷表明罗斯2井原油的TSR强度大于绝大多数塔中地区下奥陶统鹰山组原油。TSR作用导致罗斯2井原油具有较高含量的二苯并噻吩，含量为8 201 μg/g，使得原油二苯并噻吩/菲比值（DBT/P）增加，导致C₀-/C₁-DBTs和C₁-/C₂-DBTs比值增加。

塔里木盆地超深致密砂岩气藏储层流体敏感性评价

康毅力, 张杜杰, 游利军, 王哲, 田键

2018, 39(4):  738-748.  doi:10.11743/ogg20180411

摘要 ( 309 )   PDF (6108KB) ( 252 )  

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明确储层流体敏感性及其评价方法对优选入井工作液体系和性能至关重要。超深致密砂岩气藏储层流体敏感性受矿物组成、孔喉特征及高温流体环境等因素的影响，目前行业常用的评价方法已不再适用。以塔里木盆地超深致密砂岩气藏为研究对象，提出了改进的稳态流体敏感性实验评价方法，包括实验全过程模拟地层温度、出口端预加高回压等，并选取12块具有代表性的超深致密砂岩基块样品开展了水敏、盐敏和碱敏实验评价。结果表明：储层基块水敏指数0.41~0.52，盐敏指数0.72~0.73，碱敏指数0.83~0.92。数据对比显示本方法获得的流体敏感性损害程度强于以往室温条件下获得的评价结果，与矿场数据契合度更高。分析认为改进的评价方法能更好地反映储层实际情况，降低实验误差；细微孔喉及发育的粘土矿物是产生流体敏感性的内因；高温条件增大矿物表面水膜厚度、降低有效渗流通道半径，加剧粘土矿物水化膨胀、促进地层微粒分散/运移，加速矿物溶解/沉淀是加剧超深致密砂岩储层流体敏感程度的主要机制。

塔里木盆地顺托果勒地区志留系柯坪塔格组米兰科维奇旋回沉积记录

贾东力, 田景春, 林小兵, 杨国华, 冯文新, 张翔, 唐艳, 杨辰雨

2018, 39(4):  749-758.  doi:10.11743/ogg20180412

摘要 ( 351 )   PDF (2070KB) ( 164 )  

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塔里木盆地志留系柯坪塔格组主要沉积于盆地构造活动相对稳定期的潮坪环境，是盆地内典型的海相碎屑岩地层之一，由多层中-细砂岩和泥岩频繁互相叠置而成，地层分布上具有明显的三段特性。根据前人已有研究成果，柯坪塔格组在国际地层表上对应于特列奇阶、埃隆阶及鲁丹阶，沉积时限应介于8.1~12.7 Ma。然而目前对其米兰科维奇高频地层旋回格架划分鲜有探讨，通过选择顺托果勒地区顺9井自然伽马测井曲线作为替代指标，运用频谱分析法进行计算。结果表明顺9井柯坪塔格组记录并保存了完整的米兰科维奇旋回，天文旋回周期在地层沉积过程中对旋回厚度具有明显的控制作用。其中旋回厚度16.73 m对应于405 ka长偏心率周期；5.24 m和3.92 m分别对应于125 ka和95 ka的短偏心率周期；1.59 m和1.26 m分别对应于38.1 ka和31.1 ka的斜率周期。地层平均沉积速率为4.15 cm/ka，沉积时限为10.4 Ma，通过经验模态分解法建立了顺9井柯坪塔格组"浮动"天文年代标尺。柯坪塔格组共记录了83个125 Ka短偏心率旋回，334个31.1 ka周期斜率旋回。最后结合Fischer图解法，以125 ka短偏心率周期作为控制的五级旋回划分的标准模式，分析各个高频旋回之间的叠加差异及成因。该结果为盆地内或类似盆地海相碎屑岩高频旋回划分提供了一种统一的，不受人为影响且行之有效的新方法。

基于经验模态分解和能量熵判别的火成岩岩性识别方法——以春风油田石炭系火成岩储层为例

韩玉娇, 袁超, 范宜仁, 葛新民, 范卓颖, 杨文超

2018, 39(4):  759-765.  doi:10.11743/ogg20180413

摘要 ( 331 )   PDF (2946KB) ( 154 )  

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火成岩储层具有“喷发模式多样化、岩性成因多元化、矿物组合多变化”的特征，岩性精细识别难度大，严重制约了储层参数的计算及后续油气开发。以准噶尔盆地春风油田石炭系储层为例，结合岩心和薄片等分析测试资料将储层发育的岩性分为5类：玄武岩、玄武质安山岩、安山岩、凝灰岩和火山角砾岩。在明确不同岩性测井响应特征的基础上，采用“逐级剥离”的思想，利用交会图法识别出了凝灰岩和火山角砾岩。针对较难识别的火山熔岩，引入经验模态分解算法将常规测井资料转化为多个频带的本征模态函数集，得到了各熔岩不同测井参数经验模态函数的能量熵，应用判别算法实现了火成岩岩性的精细识别。区块应用结果表明：该方法岩性识别整体符合率高达93.7%，有效提高了岩性识别精度。

酒泉盆地青西凹陷下沟组混积层系致密油成藏机理与富集影响因素

郭迎春, 宋岩, 方欣欣, 姜振学, 陈建军, 郭继刚

2018, 39(4):  766-777.  doi:10.11743/ogg20180414

摘要 ( 298 )   PDF (11093KB) ( 148 )  

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碎屑岩与碳酸盐岩混合沉积层系中的致密油是一种重要的致密油类型，在中国及北美地区分布广、资源潜力大，研究混合层系中致密油成藏机理与富集影响因素具有重要意义。以酒泉盆地青西凹陷青南次凹下沟组（K₁g）混积层系为例，主要利用盆地模拟技术恢复下沟组埋藏史、热演化史及生烃史，研究异常高压形成与源储压差演化过程及相应的致密油充注孔喉下限，探讨混积层系中致密油充注渗流过程及富集影响因素。结果表明，早期高热流导致K₁g⁰烃源岩早期生烃（早白垩世末），K₁g²和K₁g³属晚期生烃（新近纪以来），K₁g¹则有早晚两期生烃过程。生油增压是青南次凹下沟组异常高压的主要因素。20 Ma以来，源储界面的剩余压力由2 MPa逐渐增大至现今的32 MPa。基于充注动力学平衡关系，计算得到源储界面充注孔喉下限可达6 nm。青南次凹下沟组混积层系致密油充注及短距离运移符合入侵逾渗方式，导致形成近源聚集和源内聚集的广泛分布的致密油。源储组合配置方式和内部构成特征是影响致密油富集程度的主要因素，源储一体、三明治型油气富集程度较下生上储型和薄互层型高。

西湖凹陷深层低渗-致密气藏“甜点”类型划分及成因探讨

赵仲祥, 董春梅, 林承焰, 张宪国, 段冬平, 黄鑫, 曾芳

2018, 39(4):  778-790.  doi:10.11743/ogg20180415

摘要 ( 375 )   PDF (6578KB) ( 244 )  

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低渗-致密气藏开发的关键是“甜点”的识别和预测，为探索海上少井、深层低渗-致密气藏“甜点”类型及成因，指导油气田勘探开发，利用岩心观察，铸体、阴极发光、扫描电镜等薄片鉴定，粒度分析，核磁共振，高压压汞，恒速压汞，孔渗测试和元素分析等多种手段对东海陆架盆地西湖凹陷X气田“甜点”进行研究。首先对研究区“甜点”定义进行探讨，并根据理论产能、物性、孔隙结构和束缚水含量将“甜点”分为3类：Ⅰ类“甜点”为高产气藏，以Ⅰ类孔隙结构为主，束缚水饱和度大多处于22%~57%；Ⅱ类“甜点”为中产气藏，储层中主要发育Ⅱ类孔隙结构，其次为Ⅰ类孔隙结构，少见Ⅲ类孔隙结构，束缚水饱和度大多处于45%~55%；Ⅲ类“甜点”为低产气藏，主要以Ⅲ类孔隙结构为主，发育少量Ⅳ类孔隙结构，束缚水饱和度大多处于45%~55%。认为Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”能够实现现阶段经济有效开发，Ⅲ类“甜点”为后期开发的“潜力层”。研究认为，埋深是控制“甜点”发育的决定性因素，研究区4 000 m以深基本不发育Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”；沉积环境是控制“甜点”发育的内因；事件性沉积作用及成岩作用是Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”的重要影响因素；溶蚀作用是Ⅲ类“甜点”的主控因素；构造运动是研究区气藏“甜点”形成和保存的必要条件。

珠江口盆地白云凹陷13.8 Ma前后深水扇差异沉积过程及主控因素

杨璐, 王英民, 何敏, 陈维涛, 徐少华, 卓海腾, 王星星, 李文静

2018, 39(4):  791-800.  doi:10.11743/ogg20180416

摘要 ( 304 )   PDF (16196KB) ( 169 )  

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珠江口盆地白云深水区是南海北部油气勘探重要的前景地区，但是目前对白云深水扇的体系域构成及沉积演化过程的理解仍有待加强。基于三维地震剖面、钻测井数据和平面属性综合分析，探讨了珠江口盆地白云凹陷13.8 Ma前后FSST和LST的划分识别依据，描述并对比了两体系域内深水扇的沉积展布特征和时空演化过程。分析后认为FSST为垂向上砂质单点源供给的小型舌状扇体，而LST扇体脱离三角洲主物源，为砂泥混合、多线源供给的大型不规则多期叠合扇体。多因素耦合条件下前者可向后者逐渐转化，推测陆架坡折处充足的沉积物供给和相对海平面变化等综合因素提供了背景基础，同时，强烈的自西南向东北的沿岸流是转化的有利因素。

深水浊积水道构型要素特征及三维分布模拟

张文彪, 段太忠, 刘彦锋, 李蒙, 徐睿

2018, 39(4):  801-810.  doi:10.11743/ogg20180417

摘要 ( 318 )   PDF (14755KB) ( 193 )  

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在深水油气田勘探、评价和开发中，浊积水道砂岩以其重要性和复杂性著称，由于其较强的非均质性及当前认识的局限性，导致已有沉积模式在实际开发应用中出现种种矛盾。基于岩心、测井、野外露头和高频地震等信息，对限制型下切水道体系（三级构型）内部岩相进行划分及特征描述，从岩性变化的角度总结了浊积水道构型模式，并通过多级建模的方法对岩性分布进行三维模拟。研究结果表明：地震资料可识别的浊积水道构型要素类型主要包括4种，从水道底部到顶部的发育顺序包括底部滞留沉积、滑塌碎屑流沉积、高净毛比叠置河道砂沉积和低净毛比天然堤型水道沉积，每期河道砂体均由不同比例的这几部分构型要素组成。水道体系（三级构型）内部四级~五级水道在迁移摆动过程中反复的下切和充填，是造成现今储层非均质性较强的最直接原因。浊积水道构型三维模拟结果，体现了岩相变化的韵律性及相控约束的特点，直接影响开发方案设计和井网优化。

被动陆缘层序地层结构的侧向变化及其启示——以珠江口盆地中中新世13.8 Ma为例

徐少华, 何敏, 庞雄, 陈维涛, 王英民, 卓海腾, 秦春雨

2018, 39(4):  811-822.  doi:10.11743/ogg20180418

摘要 ( 301 )   PDF (14872KB) ( 188 )  

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当前层序地层格架的建立依据大多源自于河口附近地层叠置规律的分析，而忽略了地层叠置关系在沉积体侧向上的变化，以至于体系域的划分标准受到沉积体范围的限制，使得层序地层划分方案不具有唯一性，难以开展凹陷内更大范围的地层对比。以珠江口盆地中中新世13.8 Ma的陆坡为例，利用井-震综合分析的方法，详细阐述层序边界（SB）特征、下降体系域（FSST）及低位体系域（LST）的地层叠置样式在侧向上的变化。认为与LST进积体系地震上可侧向追踪对比的一系列上超地层应命名为LST，而不是TST。基于区域等时对比的原则，将LST定义修订为形成于基准面上升早期，以可容空间增加速率小于沉积物供给速率为相标志，同时包含侧向上与之等时对比的一套地层；将HST定义修订为形成于基准面上升晚期，以可容空间增加速率小于沉积物供给速率为相标志，同时包含侧向上与之等时对比的一套地层；将TST定义为可容空间增加速率大于沉积物供给速率，同时排除侧向上与LST和HST等时对比的两套地层。建议被动陆缘层序地层格架的建立方法应以河口、陆架和深水作为一个有机整体，寻找各体系域的“唯一性”相标志，开展三维空间上的系统对比和检验，而非人为的对一个沉积体系分块建立层序地层格架。

油气开发

低渗透油藏中不同压裂注采井网非稳态产量计算分析

蒲军, 秦学杰, 苟斐斐, 方文超

2018, 39(4):  823-832,838.  doi:10.11743/ogg20180419

摘要 ( 332 )   PDF (3396KB) ( 264 )  

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在井网压裂基础上进行注水，可以有效改善流场，增大泄油面积，是开发低渗透油藏的重要手段。快速准确预测低渗透油藏注水开发产量可以为开发优化设计奠定基础，但低渗透油藏注水开发呈现非稳态、非线性渗流特征，基于达西定律形成的油藏工程方法并不适用。本次研究通过流场分析，来划分等效流动单元，并在此基础上考虑了油水两相渗流启动压力梯度，采用流线积分法建立了不同压裂注采井网的水驱非稳态产量解析计算方法。与物理模拟及数值模拟相比，计算方法更简单，计算速度更快，可以为低渗透油藏压裂注采方式优选及注水开发对策制定提供手段。采用本方法计算并剖析了启动压力梯度、压裂注采方式及裂缝长度对油井生产动态的影响，结果表明：启动压力梯度增大了渗流阻力，与不考虑启动压力梯度相比，油井产量更低；受流动单元控制，不同压裂注采方式的增产效果及见水时间完全不同，同时压裂注采方式的增产效果最好，能够增产3.1倍，但见水时间仅为24个月；随着压裂缝长增加，油井产量越高，但当缝长超过最佳长度，增油效果不明显。

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

王建忠, 于新畅, 孙志刚, 李荣强, 徐进杰

2018, 39(4):  833-838.  doi:10.11743/ogg20180420

摘要 ( 365 )   PDF (1009KB) ( 263 )  

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生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴，含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏，通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素，而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定，适当的控制驱替压力有利于控制含水率，提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性，建议实施超前注水，避免压力下降造成的渗透率伤害，从而利于提高水驱油效率。

高含水期大孔道渗流特征及定量描述方法

吴忠维, 崔传智, 杨勇, 黄迎松, 刘志宏

2018, 39(4):  839-844.  doi:10.11743/ogg20180421

摘要 ( 381 )   PDF (1007KB) ( 210 )  

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受注入水长期冲刷作用影响，疏松砂岩油藏在特高含水期易发育大孔道，大孔道的存在造成无效水循环，影响水驱开发效果，故大孔道识别与定量描述对高含水期提高采收率措施有重要意义。文章分析了大孔道中的高速非达西渗流特征，依据高速非达西渗流的识别标准，建立了大孔道识别标准，并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上，建立了油藏模拟系统，并给出了大孔道定量描述方法。最后选取孤东油田七区西馆上段Ng6³⁺⁴开发单元作为典型油藏，进行了大孔道识别与定量描述研究。结果表明，在典型油藏的模拟区域储层内大孔道所占的比例较小，主要分布在注水井周围或注采井间。考虑了注采井距、注采压差、渗透率等指标所建立的大孔道识别标准能够有效的在油藏模拟系统中应用，并能准确、定量的描述大孔道。