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2020年 第41卷 第2期    刊出日期：2020-04-28

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2020年第41卷 第2期 中英文目录

2020, 41(2):  0-0. 

摘要 ( 631 )   PDF (13052KB) ( 323 )  

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油气地质

渤海海域太古界深埋变质岩潜山优质储集层形成机制与油气勘探意义

徐长贵, 杜晓峰, 刘晓健, 徐伟, 郝轶伟

2020, 41(2):  235-247, 294.  doi:10.11743/ogg20200201

摘要 ( 935 )   HTML ( 407)   PDF (10122KB) ( 410 )  

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深埋变质岩潜山风化壳相对致密，裂缝发育程度是储层优质的决定因素。利用岩心、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、常规物性等实验分析方法，对渤海海域渤中19-6构造太古界深埋变质岩潜山优质储集层形成机制进行分析。研究表明，渤中19-6构造太古界以片麻岩、变质花岗岩和混合岩为主，岩石中长英质矿物含量高、地层脆性强，极易形成裂缝，为优质储集层的发育创造了较好的岩性条件；持续动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝发育带和动力破碎带，是变质岩优质储集层形成的关键；风化作用影响下潜山顶部形成大量次生溶蚀孔和沿裂缝溶蚀扩大孔，但深埋作用使顶部风化壳相对致密。在上述控制因素指导下，建立了“垂向贯通，横向连续”大型深埋变质岩优质储集层分布模式。

渤海湾盆地古近系油气富集差异性及主控因素

蒋有录, 苏圣民, 刘华, 王永诗, 崔小君

2020, 41(2):  248-258.  doi:10.11743/ogg20200202

摘要 ( 743 )   HTML ( 195)   PDF (28789KB) ( 577 )  

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含油气盆地不同地区油气分布层系及富集程度存在较大差异，以统计资料及前人成果为基础，探讨了渤海湾盆地不同凹陷古近系油气富集的差异性及主控因素。研究表明，渤海湾盆地含油气凹陷油气富集类型可归为三类：前古近系型、古近系型和新近系型，以古近系富集型凹陷为主。古近系油气具有“东富西贫”、“不同层系分区性明显”等分布特点，平面上油气集中分布于盆地东部地区富油凹陷，纵向上以烃源岩层系及邻近的沙河街组三段、二段最为富集，向上、向下层段依次减少。多种因素控制了不同凹陷古近系油气差异性富集：凹陷生烃条件从根本上控制了不同凹陷的油气富集差异，盆地东、西部地温场及烃源岩演化的差异是造成“东富西贫”油气分布格局的重要因素，不同烃源岩层系生烃差异性和主力生烃层系、生储盖组合和断层输导作用控制了油气纵向富集层系。

渤海湾盆地黄河口凹陷新近系油气富集模式与成藏主控因素定量评价

杨海风, 徐长贵, 牛成民, 钱赓, 李正宇, 高雁飞, 黄振

2020, 41(2):  259-269.  doi:10.11743/ogg20200203

摘要 ( 634 )   HTML ( 189)   PDF (33366KB) ( 275 )  

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长期以来油气成藏定量研究是油气勘探研究的难点。文章基于三维地震、测井以及录井等资料，对渤海湾盆地黄河口凹陷新近系油气成藏条件、富集模式和成藏主控因素进行了系统研究。指出黄河口凹陷新近系油气主要富集在走滑反转带和断隆带两类构造单元，具有两种不同的成藏模式。其中，走滑反转带新近系的油气运移能力受油源断层的活动强度和古近系区域盖层厚度共同控制；断隆带新近系油气运移的能力受仓储层的输导脊和切仓断裂共同控制。并建立了两类不同成藏模式下表征油气输导能力的定量模型和公式。进一步指出，新近系构造-岩性圈闭在具备供烃条件时，其成藏规模仍受到“断-砂”接触程度的控制。砂体与油源断层的总接触面积越大，其内部油气充满度一般越高。

长石溶解-沉淀的热力学和动力学特征及其对储层物性的影响——以渤海湾盆地渤南洼陷沙三段为例

沈臻欢, 于炳松, 白辰阳, 韩舒筠, 杨志辉, 费志斌

2020, 41(2):  270-283.  doi:10.11743/ogg20200204

摘要 ( 619 )   HTML ( 19)   PDF (57489KB) ( 169 )  

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长石溶解及其次生孔隙的形成对砂岩储层质量具有重要影响。为了研究渤海湾盆地渤南洼陷有利孔隙发育带，利用长石溶解-沉淀的热力学和动力学计算，结合薄片分析、孔隙度和渗透率资料，开展了对沙三段长石次生孔隙发育的研究。结果显示，现今的地层水多有利于长石沉淀，部分区域发生长石溶解。结合孔隙度平面分布图和镜下薄片分析可知：孔隙度发育较好的区域主要是钾长石发生溶解，钙长石ΔG < -15 kJ/mol溶解速率较快和钠长石ΔG < 15 kJ/mol沉淀速率较慢的区域。此外，粘土矿物（高岭石等）在长石溶解形成的次生孔隙中的沉淀，降低了储层的渗透率；且在埋深超过3 000 m的区域，地层水中的SiO₂（aq）沉淀速率的显著加快降低了储层孔隙度。综上：埋藏环境中，长石的溶解对于次生孔隙的贡献十分重要，但是如果其副产物未发生迁移则对次生孔隙的贡献较小，并且较高的粘土矿物含量会降低储层的渗透率。本文对于利用热力学和动力学模型预测储层发育提供了新的方法。

中上扬子地区下寒武统页岩气储层特征及勘探方向

高波, 刘忠宝, 舒志国, 刘皓天, 王濡岳, 金治光, 王冠平

2020, 41(2):  284-294.  doi:10.11743/ogg20200205

摘要 ( 778 )   HTML ( 28)   PDF (56479KB) ( 277 )  

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为查明中国南方古老层系页岩储层孔隙特征及其影响因素，以中上扬子地区下寒武统页岩为例，采用岩石薄片、压汞-氮气吸附联合测定、氩离子抛光-扫描电镜、聚焦离子束扫描电镜和全岩X衍射等多种技术方法，系统开展页岩孔隙结构、类型及其影响因素研究；并基于页岩储层特征及页岩气形成地质条件，提出了下寒武统页岩气勘探方向。研究认为，下寒武统主要发育棚内拉张槽型、陆架边缘斜坡型及台地前缘斜坡型3种沉积成因类型富有机质页岩。棚内拉张槽型富有机质页岩孔隙以粒间孔和粘土矿物层间孔为主，其次为有机质孔；台地前缘斜坡型富有机质页岩主要以有机质孔和方解石粒内溶蚀孔为主；而陆架边缘斜坡型富有机质页岩以有机质孔为主，无机矿物质孔不发育。整体而言，下寒武统页岩孔隙发育受页岩矿物组成、有机质丰度、热演化程度及保存条件等多种因素控制。结合页岩气保存条件和探井油气发现等相关分析，建议下寒武统页岩气勘探在四川盆地内部应关注棚内拉张槽型页岩分布区，尤其是筇竹寺组上部的富有机质页岩段；而在四川盆地外部，应关注热演化程度适中、保存条件相对较好的台地前缘斜坡型和陆架边缘斜坡型页岩分布区。

库车坳陷下侏罗统阿合组致密砂岩储层孔隙微观结构特征及其对致密气富集的控制作用

王朋, 孙灵辉, 王核, 李自安

2020, 41(2):  295-304.  doi:10.11743/ogg20200206

摘要 ( 618 )   HTML ( 14)   PDF (7352KB) ( 150 )  

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库车坳陷是近年来塔里木盆地深层致密砂岩气勘探的重要领域。通过开展物性测试、铸体薄片镜下鉴定、常规压汞实验、微米CT扫描实验及包裹体测试，分析库车坳陷迪北致密砂岩气藏下侏罗统阿合组致密砂岩储层孔隙微观结构特征，结合测井解释结果和包裹体实验，探讨孔隙微观结构对致密砂岩气富集的控制作用。结果表明：库车坳陷下侏罗统阿合组致密储层主要发育溶蚀孔隙（包括长石和岩屑等粒内溶孔、胶结物溶孔）和微裂缝，残余粒间孔隙较少。阿合组致密储层孔隙微观结构可分为3类：第一类主要发育在粗砂岩中，孔喉分选差、孔喉半径大但孔喉比小，孔喉系统为毛细管束状，具有较好的渗流能力；第二类主要发育在粗-细砂岩中，孔喉分选较差，孔喉半径小于第一类储层但孔喉比大，孔喉系统为墨水瓶状；第三类主要发育在细-粉砂岩中，孔喉分选相对较好，孔喉半径小于第二类储层，孔喉系统也表现为墨水瓶状，但渗流能力差。第一类孔喉系统可形成天然气在致密储层中的运移通道；第二类孔喉系统是致密砂岩气主要的储集空间，有利于致密砂岩气的聚集；第三类储层为无效储层，无天然气充注。

柴达木盆地尖北斜坡基岩储层特征及天然气成藏条件

焦小芹, 牛花朋, 谢庆宾, 张永庶, 李俊巍, 吴志雄, 王波, 李欣

2020, 41(2):  305-315.  doi:10.11743/ogg20200207

摘要 ( 476 )   HTML ( 15)   PDF (8295KB) ( 121 )  

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尖北斜坡为柴达木盆地阿尔金山前东段天然气勘探重点区域之一，目前针对该区域基岩储层发育特征和成藏条件的分析研究尚很薄弱。在岩心观察、薄片鉴定的基础上，结合常量元素分析、XRD、SEM、压汞测试和井震资料分析，对柴达木盆地尖北斜坡基岩储层的发育特征及天然气成藏的有利地质条件进行了研究。结果表明，尖北斜坡基岩储层岩石类型主要为花岗闪长岩、花岗岩和片岩；发育风化壳型储层，其中半风化层孔渗物性最好；储集空间为基质微孔、溶蚀孔和裂缝，储层孔隙度主要分布在2.23%~3.77%，渗透率均值为0.06×10^-3 μm²，以Ⅱ类中等储层为主；基岩储层临近坪东以西侏罗系生烃凹陷，天然气自生烃凹陷沿基岩基底发育的深大断裂和不整合发生运移，经基岩顶部古近纪咸湖环境下形成的膏泥岩有效封堵，最终在更新世晚期形成的断背斜圈闭内富集成藏，发育基岩顶部风化壳型气藏。该研究成果对指导尖北斜坡基岩气藏下一步勘探具有重要的指导意义。

塔里木盆地巴楚-塔中地区寒武系盐下白云岩储层成岩作用及物性特征

程丽娟, 李忠, 刘嘉庆, 于靖波

2020, 41(2):  316-327.  doi:10.11743/ogg20200208

摘要 ( 763 )   HTML ( 16)   PDF (9076KB) ( 168 )  

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塔里木盆地巴楚-塔中地区盐下白云岩有效储层空间非均质性较强，储层分布不仅受颗粒滩、生物礁等高能沉积相带影响，成岩改造作用成岩改造作用也相当显著。通过对巴楚-塔中地区井下样品的显微观测、地化分析及测井资料配套解释，详细刻画了盐下白云岩特征，进一步认识了成岩改造过程及其对白云岩储集体的制约机制。结果表明，下寒武统盐下白云岩主要为泥粉晶白云岩、颗粒云岩、微生物白云岩和细晶白云岩，储集体主体呈现出早期经历过大气淡水成岩改造作用，中期孔隙度保持，晚期储集物性进一步改善的演化趋势；盐下白云岩优质储层是适中白云石化作用、上覆膏盐岩层对下伏层段的遮挡作用，以及后期热流体溶蚀改造作用共同叠加的结果；构造-热流体对储层的改造在垂向上分为5个成岩作用带，即热流体矿物发育带、热流体角砾化作用带、裂缝发育带、溶蚀作用带和热流体白云石胶结带，其中溶蚀作用带对储层建设作用最强，其次为裂缝发育带。

松辽盆地扶新隆起带扶杨油层地层水化学特征及其与油气运聚关系

梅啸寒, 张琴, 王雅芸, 吴欣松, 刘景彦, 赵家宏, 王武学

2020, 41(2):  328-338, 358.  doi:10.11743/ogg20200209

摘要 ( 605 )   HTML ( 11)   PDF (37238KB) ( 119 )  

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扶新隆起带扶杨油层经历了近60年的勘探开发依然是松辽盆地南部最主要的油气富集区之一。然而，扶新隆起带构造条件复杂，断层密集，油、气、水分布极其复杂，油气运聚过程及油气富集规律尚不明确，极大制约了进一步油气勘探开发效果。在分析扶新隆起带北坡扶杨油层地层水来源以及纵向上和平面上分布规律基础上，解剖重点区典型的油藏剖面，结合地层压力及烃源岩条件，深入探讨扶新隆起带扶杨油层地层水特征，与油气运聚和富集的耦合关系。垂向上，扶新隆起带水化学可划分为大气水下渗淡化带、压实水淡化带、溶蚀浓缩带、粘土矿物脱水淡化带以及越流浓缩带5个区带；平面上，扶新隆起带新北鼻状构造带和新立鼻状构造带为是两大离心流发生集中越流泄水的区域，形成了高矿化度、高钠氯系数区域与油气富集区高度的一致性。源内成藏区、源边成藏区油源条件较好，地层受扰动深度较深，成藏条件良好。而在源外成藏区部烃源岩成熟度低，含油气流体影响深度较浅，油源条件较差。

涠西南凹陷流沙港组二段优质烃源岩判别及其控油作用

高岗, 徐新德, 刘诗局, 甘军, 胡晨晖, 赵建宇

2020, 41(2):  339-347.  doi:10.11743/ogg20200210

摘要 ( 504 )   HTML ( 9)   PDF (23284KB) ( 266 )  

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针对北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组湖相优质烃源岩发育特征及其控油作用不清的实际，基于烃源岩生、排烃基本原理，利用有机地化方法建立判别优质烃源岩的方法，并确定了其分布和对油气分布的控制作用。流沙港组泥岩是涠西南凹陷的主要烃源岩，从下到上分为流三段、流二段和流一段，流二段为主力烃源岩。依据生、排烃基本原理，利用烃源岩TOC含量与热解S₁、氯仿沥青“A”含量的关系确定的流沙港组湖相优质烃源岩的TOC含量界限值为2%左右。流二段底部黑色页岩TOC含量均大于2%，母质类型好，生烃潜力高，均属于优质烃源岩；部分暗色泥岩属于优质烃源岩。与流二段底部黑色页岩有亲缘关系的原油既可在黑色页岩层段之下近源运移、聚集，也可沿流二段之下的流三段砂体长距离侧向运移而在构造高部位聚集；与暗色泥岩有亲缘关系的原油主要在凹陷内部优质烃源岩层之上的流一段—涠洲组聚集，断裂为近距离垂向运移通道，源控特征显著。

南祁连盆地木里坳陷石炭系-侏罗系天然气水合物气源岩有机地球化学特征

范东稳, 卢振权, 李广之, 肖睿

2020, 41(2):  348-358.  doi:10.11743/ogg20200211

摘要 ( 483 )   HTML ( 18)   PDF (35745KB) ( 127 )  

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通过开展南祁连盆地木里坳陷天然气水合物基础地质剖面调查工作，对石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系共四套层系5条剖面的炭质泥岩、泥岩等样品进行了系统采样与分析，在此基础上深入研究四套层系的有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等地球化学特征，分析及对比各层系的有机地球化学指标，以探讨不同层系烃（气）源岩为天然气水合物提供的气源条件。结果表明：石炭系-二叠系有机质丰度偏低，TOC（总有机碳含量）普遍小于0.4%，为非和差烃源岩，有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型，有机质成熟度为过成熟，生烃能力较差，难以成为天然气水合物潜在气源岩。三叠系样品TOC值普遍大于1%，氯仿沥青“A”平均为0.89‰，以很好和好烃源岩为主，并含少量差和非烃源岩，有机质类型以Ⅲ型为主，含少量Ⅱ₂型，镜质体反射率R_o值为0.74%~0.98%，整体上处于成熟阶段，生气能力较强，可作为天然气水合物主要潜在气源岩。侏罗系以很好、好和中等烃源岩为主，并含部分差烃源岩，有机质类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型，R_o值为0.62%~0.97%，整体上处于成熟阶段，可作为天然气水合物次要潜在气源岩。

东海西湖凹陷平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩生排烃模拟

徐陈杰, 叶加仁, 刘金水, 曹强, 盛溢勇, 余汉文

2020, 41(2):  359-366.  doi:10.11743/ogg20200212

摘要 ( 526 )   HTML ( 17)   PDF (27218KB) ( 132 )  

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为更真实地刻画烃源岩生排烃过程及为油气资源定量评价提供合理的关键参数，对东海陆架盆地西湖凹陷始新统平湖组Ⅲ型干酪根暗色泥岩开展了半开放体系下热压生排烃模拟实验研究。模拟结果显示，该暗色泥岩的生排烃过程主要包括初期缓慢生油阶段（R_o=0.5%~0.7%）、早期快速生排油阶段（R_o=0.7%~1.0%）、中期油裂解气阶段（R_o=1.0%~1.5%）、后期主生气阶段（R_o=1.5%~2.3%）及晚期生干气阶段（R_o>2.3%）。该烃源岩的排油门限（R_o）约为0.7%，其生气范围较宽（R_o=1.0%~3.0%），且在高—过热演化阶段仍具备较强的生气能力，是以生气为主的气源岩。通过对实验结果和样品生排烃特征的研究，建立了一套西湖凹陷平湖组Ⅲ型暗色泥岩生气与生排油过程及潜力评价的数学模型，可用于该区资源量计算。与封闭体系的高温高压黄金管热模拟实验相比，半开放体系下烃源岩热压生排烃模拟实验的累计产油率更高，也更接近实际地质情况，据此评价可使西湖凹陷具有更大的油气资源量。

鄂尔多斯盆地东南部延长组7段页岩有机孔发育特征及其影响因素

蔡振家, 雷裕红, 罗晓容, 王香增, 程明, 张丽霞, 姜呈馥, 赵谦平, 尹锦涛, 张立宽

2020, 41(2):  367-379.  doi:10.11743/ogg20200213

摘要 ( 587 )   HTML ( 12)   PDF (10488KB) ( 178 )  

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近年来的研究发现，鄂尔多斯盆地东南部延长组7段（长7段）中-低成熟度页岩中发育有机孔，但是对于影响陆相页岩储层中有机孔发育的影响因素有待进一步深入研究。借助氩离子剖光和场发射扫描电镜分析等技术，研究了鄂尔多斯盆地东南部长7段页岩中不同类型固体有机质中有机孔发育特征，并统计分析了不同成熟度页岩样品中干酪根和运移固体有机质的有机孔径和有机孔面积占有机质面积的百分比（S_R），以此为基础讨论了影响有机孔发育的主要因素。结果表明，长7段中不同成熟度页岩（R_o：0.50%~1.25%）中有机质均发育有机孔，但是干酪根和运移固体有机质中的有机孔发育程度具有明显差异。沉积有机质（干酪根）主要以顺层富集、孤立分散及与粘土矿物共生3种形式赋存在页岩中，有机孔发育程度相对较低，有机孔面积占有机质面积的百分比介于0~44.13%，一般小于10%，平均6.03%；有机孔孔径主要在10~40 nm。运移固体有机质主要赋存在刚性颗粒粒间孔/粒间溶蚀孔、刚性颗粒与粘土矿物间粒间孔/粒间溶蚀孔和黄铁矿晶间孔等无机矿物孔中，有机孔发育程度较高，有机孔面积占有机质面积的百分比介于0~46.51%，一般小于30%，平均23.05%；孔径较大，主要在50~100 nm。长7段页岩中有机孔的发育程度主要受控于固体有机质类型、运移有机质丰度和有机质成熟度，运移固体有机质丰度越大，有机质成熟度越高，有机孔越发育。

川西坳陷马井地区中三叠统雷四³亚段储层孔隙类型与面孔率定量研究

郝哲敏, 许国明, 陈洪德, 王琼仙, 隆轲, 王文楷, 王强

2020, 41(2):  380-392, 422.  doi:10.11743/ogg20200214

摘要 ( 664 )   HTML ( 12)   PDF (47458KB) ( 159 )  

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为了研究川西坳陷马井地区中三叠统雷口坡组雷四³亚段储集空间类型及特征，以A1井为典型井，利用薄片资料、孔渗测试资料和面孔率定量分析等方法，开展川西坳陷马井地区雷四³亚段储层特征及储层孔隙定量分析。研究认为晶间孔、晶间溶孔、裂缝是马井地区雷四³亚段主要储集空间类型，粒间（溶）孔、粒内（溶）孔、铸模孔、格架孔、窗格孔和溶缝为次要储集空间类型，主要发育在云坪、藻云坪、含灰藻云坪沉积环境中，发育的岩石类型主要为晶粒白云岩、晶粒颗粒白云岩、颗粒晶粒白云岩和（含）灰质白云岩中。马井地区雷四³亚段上储层段的主要储层岩石类型为晶粒颗粒（含）白云质灰岩，下储层段中的主要储层岩石类型为晶粒白云岩和晶粒颗粒白云岩。利用面孔率定量分析方法统计不同岩石类型的平均面孔率，与平均孔隙度相对比，面孔率定量研究方法同孔隙度测试结果变化趋势一致。该方法可以分别统计不同沉积微相类型、不同岩石类型和不同储集空间类型的面孔率，可以为碳酸盐岩储层特征的精细研究提供支撑。

四川盆地西北部栖霞组天然气差异成藏过程

罗冰, 文龙, 张亚, 谢忱, 曹剑, 肖笛, 高国辉, 谭秀成

2020, 41(2):  393-406.  doi:10.11743/ogg20200215

摘要 ( 630 )   HTML ( 12)   PDF (9501KB) ( 283 )  

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四川盆地西北部中二叠统栖霞组天然气勘探近期获得重大突破，揭示出一个难得的冲断带-盆地系统不同构造区差异成藏典型实例。为及时总结成藏规律以供其他同类地质背景地区参考，也为下步勘探部署提供依据，本文主要从包裹体地球化学特征角度，结合其他成藏地质条件，开展了差异成藏过程研究。结果表明，以矿山梁、河湾场为代表的冲断带栖霞组储层充填大量沥青以及酸性流体沉淀矿物石英，经历了两期油气充注与一期破坏，含气性差。相比而言，以双鱼石为代表的冲断前锋带与以九龙山为代表的前缘隆起带储层沥青均欠发育，且以碱性流体沉淀矿物方解石充填为主，前者经历了两期油气充注，后者只经历了一期油气充注，含气性均相对较好。稳定保持是研究区大气藏形成的主要原因，冲断带前锋与前缘隆起随造山带推覆挤压应力减弱，虽然深大断裂欠发育导致深部下寒武统烃源岩供烃受限，但可以形成中二叠统腐泥腐殖混合型烃源岩的自生自储，稳定的构造环境有利于油气成藏后的稳定保持。盆山结合部凹陷区的深层—超深层油气勘探工作值得加以关注。

富有机质页岩微裂缝地震响应特征——以长宁示范区宁201井为例

高博乐, 潘仁芳, 金吉能, 张鉴, 赵圣贤, 鄢杰

2020, 41(2):  407-415.  doi:10.11743/ogg20200216

摘要 ( 534 )   HTML ( 8)   PDF (23505KB) ( 134 )  

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为明确四川盆地长宁示范区龙马溪组-五峰组所发育的构造微裂缝密度和走向对富有机质页岩地震响应特征的影响，基于长宁示范区宁201井富有机质页岩钻井岩心资料建立地质模型，利用各向异性HTI介质计算地层反射系数，开展地震AVAZ正演模拟，结合研究区地震勘探资料对比验证，分析该井富有机质页岩微裂缝地震响应特征。研究表明：①富有机质页岩微裂缝的地震识别受到地震资料的入射角、方位角以及主频控制。地震资料入射角控制不同微裂缝密度对振幅造成的差异性，方位角控制微裂缝走向的识别能力，主频保证振幅不会受到地震波调谐效应的影响；②随着地震波传播方向与裂缝面法向的夹角增大，振幅值逐渐降低，在夹角为90°时达到最低。平行于微裂缝走向的方位角振幅不受微裂缝密度变化的影响，垂直于裂缝面方位角振幅随着微裂缝密度增大而增大。从富有机质页岩微裂缝识别的角度来看，研究结果可以为长宁示范区后期富有机质页岩微裂缝地震解释工作提供依据。

EBANO油田裂缝-孔隙型灰岩稠油油藏特征及油气富集规律

王希贤

2020, 41(2):  416-422.  doi:10.11743/ogg20200217

摘要 ( 523 )   HTML ( 20)   PDF (54481KB) ( 158 )  

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墨西哥EBANO油田地质特征复杂、油气分布预测难度大，油田开发效果差。利用岩心、测井、地震、生产动态等多方面数据，对油藏特征及油气主控因素开展系统研究。研究表明，上白垩统Ksf和Kan两组灰岩地层是EBANO油田的主力层；断裂系统受区域构造运动影响，南北差异大，北部断裂级别小、断距小、切割层位少、延伸距离短，南部断裂级别大、断距大、切割层位多、延伸距离长；储集空间主要为基质孔隙和裂缝，基质含油非均质性强，断裂附近含油性较好；EBANO油田油气富集主要受断层、构造、裂缝和基质有效厚度控制。基于新认识，实现井位部署由北部高构造向南部低构造的战略转移，平均初产是前期井的2.1倍，开发效果明显改善，为油田高效开发奠定了基础。

埃及西沙漠盆地中生界烃源岩特征及剩余资源分布

杨晓兰

2020, 41(2):  423-433.  doi:10.11743/ogg20200218

摘要 ( 774 )   HTML ( 27)   PDF (29995KB) ( 171 )  

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西沙漠盆地是埃及三大主要含油气区之一，已发现大量的油气田，现处勘探发现中期，预探风险增大。为此，在详细评价盆地烃源岩地球化学特征基础上，运用盆地数值模拟技术定量分析剩余资源潜力。研究认为，中侏罗统Khatatba组Safa段和Zahra段煤系暗色泥页岩以及上白垩统Abu Roash组AR-F段暗色泥页岩是盆地的3套主力烃源岩，各凹陷烃源岩广泛分布，厚度变化较大。Khatatba组烃源岩TOC含量在0.5%~10%，裂解烃S₂含量高，为中等-很好烃源岩；Abu Roash组AR-F段烃源岩TOC主要在0.5%~3%，裂解烃S₂含量中-高，属中等-好烃源岩。这3套烃源岩有机质干酪根类型以混合Ⅱ型为主，其次是Ⅲ型，少量为Ⅰ型。指出Khatatba组2套烃源岩全盆处于热演化成熟大量生排烃阶段，凹陷中心达高熟生烃、局部过熟生气阶段，油气并生；Abu Roash组AR-F段烃源岩仅Abu Gharadig和Natrun凹陷进入成熟生烃阶段。提出盆地北部地区主要由侏罗系Khatatba组烃源岩供给油气，东南部地区则有侏罗系Khatatba组和白垩系AR-F段双源供烃。计算表明，盆地剩余可采资源量达6.51×10⁸ t，剩余资源潜力很好；其中，南部Abu Gharadig凹陷古生界、侏罗系和下白垩统AEB，北部Matruh凹陷古生界、Faghur凹陷上白垩统，油气探明程度低，剩余资源可观，为下步勘探的有利方向。

方法技术

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

康志江, 李阳, 计秉玉, 张允

2020, 41(2):  434-441.  doi:10.11743/ogg20200219

摘要 ( 710 )   HTML ( 23)   PDF (40984KB) ( 278 )  

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中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富，探明石油地质储量达29.3×10⁸ t，已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大，注水窜流易造成油井暴性水淹，导致采收率低仅为15.9%，此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践，形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术，单元应用后储量动用率提高了42%，同时已提高采收率2.3%，对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。

润湿性影响下低渗透储层地层水矿化度预测——以鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长8¹段为例

冯程, 樊海涛, 石玉江, 陈雪昆, 李高仁, 毛志强

2020, 41(2):  442-448.  doi:10.11743/ogg20200220

摘要 ( 447 )   HTML ( 8)   PDF (22381KB) ( 81 )  

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测试资料表明，鄂尔多斯盆地陇东地区低渗透储层地层水矿化度变化很大，且储层受到复杂润湿性影响，基于自然电位和储层电阻率~孔隙度组合预测地层水矿化度等经典方法均失效，给储层含油饱和度预测带来巨大困难。因此，在假设储层地层水矿化度与邻近泥岩层束缚水矿化度近似相等的前提下，首先选取邻近泥岩层中稳定部分（高自然伽马、未扩径和低电阻率），读取电阻率和声波时差数据。其次，完成邻近泥岩层声波时差数据的压实校正。然后，通过电阻率和校正后声波时差交会图，实现对不同矿化度下（0~20，20~40，40~60以及大于60 g/L）邻近泥岩层识别，进而提出一种利用邻近泥岩信息确定储层地层水矿化度的方法，预测结果得到了实验分析数据的验证。最后，利用该方法预测了106口井长8¹储层地层水矿化度资料，结合69份地层水分析矿化度，绘制了陇东地区长8¹储层地层水矿化度平面分布等值线图，有助于地层水矿化度的准确选择和平面分布规律研究。同时，为润湿性影响下的低渗透储层地层水矿化度预测提供了一种可行的解决办法，并具有普遍适用性。