石油与天然气地质-2020年, 第41卷, 第5期

2020年第41卷第5期中英文目录

2020, 41(5): 0-0.

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渤海海域渤中凹陷渤中19-6深层潜山凝析气藏的充注成藏过程

薛永安, 王奇, 牛成民, 苗全芸, 刘梦醒, 殷杰

2020, 41(5): 891-902. doi:10.11743/ogg20200501

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综合凝析油的地球化学特征、周缘洼槽烃源岩生烃史、流体包裹体岩相学观察、均一化温度及含油包裹体的石英颗粒的频数（GOI），分析了渤中19-6地区深层凝析气的来源及充注成藏过程。研究表明：潜山凝析油气的热成熟度高，对应的烃源岩R_o约1.3%。轻烃、碳同位素组成与生物标志物参数分析表明凝析油气来源于油型母质，即沙河街组烃源岩。烃类包裹体主要分布于石英微裂隙，少量分布于加大边。液态烃类包裹体呈黄绿色及蓝白色荧光，GOI值高达80%，揭示高的原油充满度。渤中19-6深层潜山凝析气藏表现为近源、早油晚气连续充注，其中原油充注在明化镇组下段时期（12~5.1 Ma），天然气大量充注时间为明化镇组下段沉积末期甚至更晚的时期（5.1~0 Ma）。尽管新构造运动期油气垂向调整显著，但烃源岩快速熟化与近源强充注是构造活化区深层潜山动态富集的重要物质基础。

渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因及油气成因关系判识

胡安文, 王德英, 于海波, 江涛, 孙哲

2020, 41(5): 903-912, 984. doi:10.11743/ogg20200502

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综合运用油气地球化学分析方法，分析了渤海湾盆地渤中19-6凝析气田天然气成因，并对凝析油与天然气的成因关系进行了判识。研究结果表明，渤中19-6凝析气田天然气为以烃类气为主的湿气，C₁/（C₂+C₃）值偏低，介于6.4~7.3，甲烷碳同位素值集中分布于-38.0‰~-39.0‰，乙烷碳同位素偏重，介于-25.4‰~-27.0‰，为偏腐殖型干酪根裂解气，与沙河街组三段烃源岩具有可比性，源自沙河街组三段烃源岩。多项凝析油和天然气成熟度判别参数表明，渤中19-6凝析气田凝析油和天然气主要处于成熟阶段，但天然气成熟度略高于凝析油。多项地质证据表明，渤中19-6凝析气田经历了“早油晚气”的油气成藏过程，凝析油主成藏期（12 Ma以来）早于天然气（5 Ma以来）。

渤海湾盆地黄骅坳陷板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩气藏充注特征及成藏过程

赵贤正, 曾溅辉, 韩国猛, 冯森, 石倩茹, 刘亚洲, 付东立, 王亚奴, 宗杰, 卢异

2020, 41(5): 913-927. doi:10.11743/ogg20200503

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渤海湾盆地深层发育大量的低渗透（致密）砂岩气藏，但是有关深层低渗透（致密）砂岩气藏的充注特征和成藏过程缺乏系统的研究。文章以板桥凹陷为例，综合利用测井、岩心、地震和分析化验等资料，从油气的来源入手，分析天然气的充注通道、动力和阻力的关系，探讨充注方式，同时结合流体包裹体的系统测试分析，探讨了板桥凹陷深层低渗透（致密）砂岩气充注特征及成藏过程。研究结果表明，板桥凹陷深层天然气主要为凝析油伴生气和煤型气的混合气，来自于成熟-高成熟演化阶段的沙三段烃源岩。依据烃源岩和储层的空间配置关系，深层天然气的源储结构主要为源储一体型、源储相邻型和源储分离型3种类型。深部砂层中的孔隙和裂隙以及断裂均可以构成深层天然气充注的通道，天然气的充注动力比较大，其中源储一体型在7.80~7.95 MPa，源储相邻型和源储分离型在4.80~9.55 MPa。断裂带的排替压力分布在3.14~7.05 MPa，砂层排替压力分布在0.01~0.29 MPa，充注动力均大于断层的排替压力和砂层的排替压力。源储一体型中的深层天然气第一种充注方式为由烃源岩直接向砂层充注，第二种充注方式为首先通过断层垂向运移，然后再向相连的砂层侧向充注成藏，但以第一种充注方式为主，而源储相邻型和源储分离型的深层天然气主要为第二种充注方式。结合流体包裹体和埋藏史分析，研究区存在沙一上至东营组早期和明化镇组中后期至现今两次主要的油气充注过程。板桥凹陷深层天然气藏具有“两期油气充注，早油晚气，晚期为主”的多阶段、动态成藏过程，从而总体上呈现出“上油下气，断层带富集”的分布规律。

塔里木盆地柯坪地区下寒武统吾松格尔组岩性组合及其成因和勘探意义——亚洲第一深井轮探1井突破的启示

张天付, 黄理力, 倪新锋, 熊冉, 杨果, 孟广仁, 郑剑锋, 陈薇

2020, 41(5): 928-940. doi:10.11743/ogg20200504

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作为紧邻中寒武统膏岩层的第一套白云岩地层，下寒武统吾松格尔组的岩性组合及其成因认识对塔里木盆地寒武系盐下油气勘探由“近源”转向“盐间和盐相关”具有重要的战略意义。以夏特等野外露头为主，结合典型井位，梳理了柯坪地区吾松格尔组的岩性组合、储集空间类型，讨论了沉积相演化与储层成因，结果表明：①柯坪地区吾松格尔组以潮坪相为主，主要发育混积坪、云坪、膏云坪和颗粒滩沉积，对应岩性有含陆源碎屑泥质泥晶白云岩、泥质泥粉晶白云岩、颗粒白云岩、粉晶藻白云岩、叠层石白云岩及膏质白云岩等；②储层主要发育于藻相关的颗粒白云岩、粉晶藻白云岩、藻叠层白云岩，储集空间分别为粒间溶孔、粒内溶孔和晶间微溶孔；③颗粒滩发育于潮坪背景下海进过程中的潮间高能带，叠加准同生期大气淡水溶蚀，形成粒间溶孔；④粉晶藻白云岩主要发育于云坪和膏云坪，微生物诱导的白云石调整和膏盐等易溶物质的溶蚀是晶间孔和晶间微溶孔形成的关键。综合柯坪地区吾松格尔组的构造高部位特征、膏盐潮坪背景、岩性组合及其成因等，指出环塔南隆起和牙哈-轮南凸起等周缘发育6个吾松格尔组有利勘探区。

塔里木盆地顺托果勒地区志留系成藏特征与勘探启示

李慧莉, 李婧婧, 杨素举, 马中远

2020, 41(5): 941-952. doi:10.11743/ogg20200505

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塔里木盆地顺托果勒低隆起区顺9井在志留系柯坪塔格组中-下段储盖组合中发现轻质油藏，与柯坪塔格组上段（柯上段）油气性质存在较大差异。为进一步明确研究区志留系油气成藏特征，利用顺9井区钻井获得的原油和含油砂岩开展柯上段与下段可动烃地化特征、储层沥青和流体包裹体特征的对比研究。柯下段原油样品和含油砂岩抽提物均具有较高的饱和烃含量和较低的沥青质含量，而柯上段不同样品间存在差异。柯上段与柯下段具有相似的正构烷烃和甾、萜烷分布特征以及碳同位素组成。25-降藿烷系列化合物仅在柯上段样品中有检出。两个含油层段均可见储层沥青，但赋存及光性特征存在差异。两个含油层段储层流体包裹体特征相似，油包裹体宿主矿物、荧光特征及均一温度分布具有一致性。结合构造演化史和钻井实际情况分析认为，研究区柯上段与柯下段主要经历了一致的一期油气成藏过程，保存条件不同造成油藏差异改造破坏，形成了两个含油层段现今油气性质的差异。柯下段保存条件优于上段，顺9井柯下段轻质油藏可能是加里东晚期-海西早期形成的古老原生油气藏。寻找保存条件好的原生油藏仍然是研究区志留系勘探的重点方向。

塔东地区米兰1井寒武系白云岩成因及其对储层的影响

郭春涛, 宋海强, 梁洁, 倪玲梅

2020, 41(5): 953-964. doi:10.11743/ogg20200506

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白云岩储层展布是塔里木盆地塔东地区深层白云岩油气藏勘探的关键问题。为认识塔里木盆地塔东低凸起米兰地区寒武系白云岩，选取典型井米兰1井，在岩心和镜下薄片观测的基础上，对各种类型的白云岩进行了稀土元素地球化学特征测试。结果表明，各类白云岩稀土元素含量均较低，且随着晶粒增大，总质量分数减小；不同类型白云岩的δEu异常显著不同，泥微晶、细晶、中晶和粗晶白云岩的δEu分别介于0.97~1.08，0.77~1.05，0.80~3.23，0.81~2.23；大部分样品δCe负异常，介于0.86~1.02。所有样品稀土元素PAAS配分模式分为3种类型，即δEu负异常型、δEu正异常型和δEu无异常型。在白云石化过程中，蒸发泵机制是米兰1井寒武系白云岩的基础成因，第一种白云岩后期还受到埋藏环境的影响，第二种后期还受到热液环境改造，第三种形成于回流渗透机制。白云岩储层的形成受多种条件的控制，其中有利的沉积环境是储层形成的先决条件，大规模白云石化是储层形成的基石，裂缝体系对储层有多重影响，而溶蚀作用是储层形成的关键。

塔里木盆地顺北5号断裂带北段奥陶系油气成藏期次及其控制因素

王斌, 赵永强, 何生, 郭小文, 曹自成, 邓尚, 吴鲜, 杨毅

2020, 41(5): 965-974. doi:10.11743/ogg20200507

摘要 ( 503 )

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在塔里木盆地顺北地区，顺北走滑断裂对断溶体油气藏具有重要的控制作用。对顺北5号断裂带北段奥陶系储层方解石脉的期次进行识别和划分，通过流体包裹体技术厘定油气成藏期，结合断裂活动性分析揭示走滑断裂对油气成藏期的控制作用。研究表明顺北5号断裂带北段奥陶系储层中发育3期方解石脉体，其中第2期方解石脉形成于志留纪末期。储层中沥青和流体包裹体发育特征揭示研究区存在两期油充注。第1期油充注发生于第2期方解石形成之前，推测是加里东晚期，后在海西早期遭到破坏。第2期充注时间为海西晚期—印支期，距今约260~230 Ma，为奥陶系断溶体油藏的主成藏期。顺北5号断裂带活动性研究结果，指示油气充注和破坏时间与顺北5号断裂活动时期具有很好的对应关系，说明顺北地区走滑断裂活动史是控制油气成藏时期的主要因素。

塔里木盆地顺北油气田1号和5号断裂带奥陶系油气藏特征

曹自成, 路清华, 顾忆, 吴鲜, 尤东华, 朱秀香

2020, 41(5): 975-984. doi:10.11743/ogg20200508

摘要 ( 524 )

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综合运用油气地球化学分析技术对顺北油气田1号和5号主干断裂带奥陶系油气藏进行研究，并结合油气物理性质和烃类相态特征等数据资料来开展不同断裂带上油气藏特征精细对比，从而探讨不同断裂带油气藏特征差异成因。结果表明，两条不同断裂带油气藏的油气源特征相似，均来自于还原性较强的腐泥型生烃母质，且均处于高成熟演化阶段，但顺北1号断裂带为未饱和挥发油藏，顺北5号断裂带为未饱和轻质油藏，1号断裂带油气成熟度明显高于5号断裂带。两条断裂带油气藏特征出现差异主要与顺北地区不同的油气充注过程和后期改造作用有关：顺北地区可能存在3期油气充注，5号断裂带油气藏为前两期油气的混合充注，最早一期油气遭到破坏，以第二期油气充注为主，而1号断裂带油气藏以最晚的第三期油气充注为主；两条断裂带油气藏均未经历明显的热裂解作用，但是1号断裂带原油经历轻微的硫酸盐热化学还原改造作用（TSR），而5号断裂带早期充注原油经历过生物降解作用（BSR）。不同的油气充注过程是导致顺北地区不同断裂带油气藏特征差异的主要因素。

塔里木盆地哈拉哈塘地区奥陶系良里塔格组古地貌与岩溶洞穴特征

宁超众, 胡素云, 潘文庆, 姚子修, 李勇, 袁文芳

2020, 41(5): 985-995, 1047. doi:10.11743/ogg20200509

摘要 ( 439 )

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塔里木盆地哈拉哈塘地区奥陶系良里塔格组发育典型的表生岩溶体系，形成特征性的喀斯特地貌及地下岩溶洞穴系统。首先利用地震资料表征了良里塔格组顶部喀斯特地貌，然后应用岩心、镜下及测井资料研究了地下岩溶洞穴系统的基本特征，并通过RMS振幅和方差融合技术刻画了岩溶洞穴系统的展布。结合本区地质背景，探讨了岩溶体系发育的控制因素。研究表明，良里塔格组顶部喀斯特发育岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶槽谷和落水洞等地貌要素，不同的地貌要素具有不同的分布特征；其内部岩溶洞穴系统发生垮塌、充填及压实，岩溶洞穴通道呈直线形态并交织成复杂网状。控制该区岩溶体系发育的因素有：低水位期海平面下降、先存断裂及裂缝、地表河流体系。

断溶体储层类型识别、预测及发育模式探讨——以塔里木盆地塔河十区TH10421单元为例

程洪, 张杰, 张文彪

2020, 41(5): 996-1003. doi:10.11743/ogg20200510

摘要 ( 555 )

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断溶体油藏是近年来塔里木盆地研究的热点和难点，断溶体储层内部的非均质性是制约开发效果的关键。以塔里木盆地塔河十区TH10421单元为例，基于测井及地震高频属性分析，将断溶体内部储集体划分为4类：洞穴型、溶蚀孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型。其中洞穴型和溶蚀孔洞型是断溶体内部最主要的储集体类型，裂缝-孔洞型及裂缝型是大型洞穴发育的前期阶段和重要沟通条件。研究结果表明，断溶体的储集体从裂缝-孔洞-洞穴的发育过程体现了溶蚀程度由外到内逐渐增强，其中走滑断裂产生的多级裂缝是加速溶蚀的重要因素。断溶体内部每种储集体类型均对应不同的测井、地震响应特征，地震结构属性能够较为清晰的预测断溶体内部不同储集体的分布关系，进一步佐证了断溶体发育模式。该研究对深化断溶体形成过程的理解具有一定推动作用，也为此类油藏开发提供地质借鉴。

准噶尔盆地南缘下组合储层异常高压成因机制及演化特征

张凤奇, 鲁雪松, 卓勤功, 钟红利, 张佩, 魏驰, 刘伟

2020, 41(5): 1004-1016. doi:10.11743/ogg20200511

摘要 ( 390 )

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准噶尔盆地南缘喜马拉雅晚期构造挤压强烈，导致其下组合储层超压的形成和演化过程复杂。综合地层压力和实际地质资料，探讨了准噶尔盆地南缘下组合超压的测井响应特征和砂岩、泥岩的综合压实特征；结合改进的超压识别图版和声发射测定的古应力等，确认了研究区下组合储层超压的主要形成机制；结合构造应力和垂向载荷双重压实作用的数值模拟，定量分析了各超压形成机制的演化特征和对现今超压形成的贡献。结果表明，构造挤压作用是研究区下组合储层超压形成的最主要成因，其次为垂向上的不均衡压实作用及沿断裂的垂向和沿砂体的侧向超压传递作用。古近纪以来到塔西河期，垂向上的不均衡压实作用在研究区部分地区开始形成，该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部深层下组合齐古组强超压形成的贡献分别为1.4%和33.3%；塔西河末期以来，持续的强烈构造挤压作用引起了研究区下组合储层压力快速增加，该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部下组合齐古组强超压形成的贡献分别为65.8%和50.8%；独山子末期以来特别是第四纪，背斜的形成和断裂的开启引起下组合深层储层形成了快速的超压传递增压，该增压作用对四棵树凹陷东部和第三排构造带东部下组合齐古组强超压形成的贡献分别为32.8%和15.9%。

四川盆地东南缘齐岳山断裂构造特征与页岩气保存条件

庹秀松, 陈孔全, 罗顺社, 汤济广, 张斗中, 沈均均

2020, 41(5): 1017-1027. doi:10.11743/ogg20200512

摘要 ( 554 )

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勘探现状表明，位于四川盆地东南缘的齐岳山断裂，导致了盆缘两侧页岩气成藏存在显著的差异性。文章基于最新的地震数据，结合区域地质资料，利用断层相关褶皱理论，系统解剖齐岳山断裂的构造变形特征，具体包括齐岳山断裂的几何特征，形成演化过程，以及对页岩气保存条件的影响。结果表明，齐岳山断裂在平面上呈S形分布，由多条不连续断层组成，且在北部呈右阶左行雁列式，在南部左阶右行排列；齐岳山断裂控制形成了西侧背斜和西侧斜坡两类转换带，并分别发育“基底冲断—断层相关褶皱—滑脱”和“基底逆冲—滑脱”两类构造变形模式，且断层断距从焦石坝到古蔺逐渐变小；齐岳山断裂在晚侏罗世主滑脱层抬升导致隔槽式褶皱带向隔档式转变过程中形成雏形，经历了晚白垩世黔中地块的改造作用和新近纪末期的差异隆升形成现今的形态；受齐岳山断裂控制，东侧强烈变形褶皱带保存条件差，仅宽缓向斜内残留常压页岩气藏，西侧前缘基底分支断层滑脱导致五峰组-龙马溪组抬升，形成的四个背斜构造埋深适中，为有利勘探目标，且自南向北其保存条件逐渐变好。

南海北部深水区古近系沉积体系的东西差异及对烃源岩分布的影响

陈莹, 韩银学, 边立曾, 曾清波, 郭帅, 纪沫, 杨东升, 王龙颖

2020, 41(5): 1028-1037. doi:10.11743/ogg20200513

摘要 ( 535 )

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为了从机制上解释南海北部珠江口盆地深水区和琼东南盆地深水区油气勘探差别大的原因，从盆地结构、物源体系和沉积充填等基础地质条件出发研究两个盆地深水区的成盆、成烃条件，重点聚焦于古近系主要烃源岩发育时期的沉积充填特征，探索其烃源分布模式，为客观评价南海北部深水区资源潜力提供参考。南海北部珠江口盆地和琼东南盆地深水区，早渐新世的沉积体系构成差异大，与当时的盆地结构和物源背景的差别有关。早渐新世是南海北部深水区主力烃源发育期，珠江口盆地深水区为断-坳结构，深水区白云、荔湾凹陷分别具有各自统一的沉积、沉降中心，接受周缘隆起带和盆外古珠江水系的大型物源注入，在海湾环境下发育大型三角洲体系；琼东南盆地深水区为断陷结构，在南北两侧台阶和中央低地发育多排具有一定分隔性的小凹陷群，受海南岛南部水系和越南秋盆河水系等短程物源的影响下，在封闭-半封闭海湾环境里发育障壁海岸体系和一系列小型三角洲。由于沉积体系控制烃源岩的类型和分布，从沉积体系构成差异的角度，探讨了两个盆地深水区烃源分布模式的特点和有利烃源分布区。

页岩气资源评价方法研究进展与发展方向

宋振响, 徐旭辉, 王保华, 赵琳洁, 杨国桥, 邱岐

2020, 41(5): 1038-1047. doi:10.11743/ogg20200514

摘要 ( 498 )

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基于资评方法的原理和评价思路，目前页岩气资评方法可划分为静态法、动态法和综合法三大类。静态法包括成因法、统计法和类比法3类，每类方法下又包括若干种具体评价方法。国外常用统计法和动态法开展页岩气可采资源量的计算，而国内主要采用统计法中的体积法和类比法开展页岩气地质资源量评估。文章系统阐述了各资评方法的适用性、优缺点和取得的主要进展。随着我国页岩气勘探开发进程的深入，静态法和动态法页岩气资源评价均取得了较大进展；综合法进展相对缓慢。文中指出，页岩气资源分级评价和空间分布预测、页岩气资评刻度区建设和大数据应用技术以及多方法综合应用的资评方法体系是未来页岩气资源评价发展的主要方向，下一步要尽快完善适合中国页岩气勘探现状的页岩气经济评价和生态环境评价方法体系。

中国南方海相地层牛蹄塘组页岩气“甜点段”识别和优选

吴诗情, 郭建华, 李智宇, 秦明阳, 黄俨然, 何昊楠

2020, 41(5): 1048-1059. doi:10.11743/ogg20200515

摘要 ( 440 )

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为了探索中国南方海相地层牛蹄塘组原始储层中页岩气赋存状态，笔者采用了液氮低温吸附/脱附实验和甲烷等温吸附实验等手段，分别表征了页岩对吸附气和游离气的储集能力；同时结合典型井的含气性特点，研究页岩气的赋存机理，识别和优选出了研究区储层的“甜点段”。结果表明，牛蹄塘组发育1~2层富有机质页岩（有机碳含量TOC>2.0%），岩性以黑色硅质页岩为主；储层微观主要发育有机质孔（两端开口的圆柱孔），粘土矿物层间孔（四面开口的狭窄平板孔）以及粒间孔和晶间孔（四面开口的锥形平板孔），而最重要的孔隙类型是有机质孔。牛蹄塘组含气性普遍较差，但慈页1井残余气体积分数高达69.7%。理论计算和现场实验结果均表明，牛蹄塘组页岩储层赋存甲烷特征变化随TOC发生改变，由于有机质孔的孔径较小（一般仅为几十纳米以下），导致原始储层中赋存吸附气能力较强，而赋存游离气能力较弱。随着有机质质量分数的增加，岩石的弹性模量逐渐降低，但泊松比却逐渐增加。牛蹄塘组“甜点段”具有“甜”和“脆”的特点，即厚度为20~40 m，TOC含量为4%~8%，石英质量分数超过40%，粘土矿物质量分数30%~40%，碳酸盐岩质量分数低于20%，V_BJH在（10~17）×10^-3 cm³/g，V_L在4~6 cm³/g，游离气体积分数超过40%，弹性模量为25~35 GPa，泊松比为0.20~0.25，整体上，牛蹄塘组“甜点段”主要发育在深水陆棚泥质相带，且游离气富集能力强的层段。

中扬子地区龙马溪组页岩有机质孔隙发育特征及控制因素——以湖南省永顺地区永页3井为例

洪剑, 唐玄, 张聪, 黄璜, 单衍胜, 郑玉岩, 谢皇长

2020, 41(5): 1060-1072. doi:10.11743/ogg20200516

摘要 ( 382 )

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以焦石坝气田为代表的上扬子地区龙马溪组页岩气勘探和开发已经取得了巨大成功，但是中扬子地区龙马溪组中的页岩气勘探潜力尚不明确。文章通过对湖南省永顺地区永页3井页岩有机质孔隙发育特征和主控因素进行分析，以此为中扬子地区龙马溪组页岩储集性能评价提供参考。永页3井龙马溪组页岩发育典型海相有机质，TOC分布在0.65%~3.81%（平均为1.87%），具有高-过成熟阶段、孔隙度低（平均孔隙度为2.06%）的特征。通过氩离子抛光+扫描电镜技术对样品有机质孔隙进行了系统的观察，结合能谱测试结果和JMicroVision软件图像处理对有机质孔隙特征参数进行了统计与分析，提出了一种基于SEM图像的有机质孔隙连通性表征方法。结果表明，该井龙马溪组页岩中有机质主要为孔隙相对发育的迁移有机质和孔隙发育较差的原生有机质；有机质孔隙的发育存在非均质性，在成因上主要受控于有机质显微组分、有机碳含量以及粘土矿物含量等因素，较高热演化程度下适当的有机碳含量是有机质孔隙发育的关键因素。

渤海海域莱州湾凹陷沙河街组硅化碎屑岩地质特征及其储层意义

田立新, 王清斌, 刘晓健, 郝轶伟

2020, 41(5): 1073-1082. doi:10.11743/ogg20200517

摘要 ( 349 )

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渤海海域莱州湾凹陷硅化碎屑岩以粒间石英晶体孔隙式充填、强烈石英次生加大为特征，局部地区甚至发生低变质作用，表现为变余砂状结构，这在国内外含油气盆地中是极为少见的。运用地震、测井、岩石学和单颗粒锆石U-Pb测年等技术手段，揭示了硅质碎屑岩的地质特征，首次通过锆石测年证实了莱州湾凹陷沙河街组沉积时期存在火山活动。硅质热流体活动证据主要体现在硅质脉体发育，呈多期充注特征，石英颗粒次生加大强烈，岩石甚至出现变余砂状结构；粒间粘土几乎全部热蚀变为黑云母和白云母，并可见“帚状”正在生长的云母类矿物；岩石中发育大量集块状和集簇无序状黄铁矿，不同产状的黄铁矿为多期次热液成因；热场发射扫描电镜下识别出黄铁矿-重晶石-独居石-方铅矿-金红石-硬石膏热液矿物组合。深部硅质热流体进入储层，碎屑石英颗粒产生强烈次生加大，加大石英和硅质沉淀完全充填粒间孔隙，对储层起破坏性作用，但硅化作用大大增强了地层的脆性，在后期构造运动作用下产生大量断裂和微裂缝网络。另外，热液流体溶蚀了储层中的长石类矿物，产生大量长石粒内溶蚀孔和铸模孔，在裂缝沟通下形成了孔隙-裂缝型优质储层。

渤海湾盆地渤南洼陷沙河街组三段剩余压力梯度与油气分布关系

刘华, 李君, 冯月琳, 郝雪峰, 林红梅, 袁飞飞

2020, 41(5): 1083-1091. doi:10.11743/ogg20200518

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为了量化表征超压对油气运聚和分布的关系，综合利用录井、测井和分析测试等资料，在渤海湾盆地渤南洼陷地层流体压力预测的基础上，计算了沙河街组三段（沙三段）剩余压力梯度，并分析了剩余压力梯度变化规律及其对油气分布的影响。研究发现，渤南洼陷沙三段富含油气且超压普遍发育，深洼带剩余压力较大，剩余压力梯度最高，其次为陡坡带和断阶带，缓坡带剩余压力较小，梯度最低。受超压中心分布的影响，各地区油气运移动力条件及其油气富集空间存在较大差异：超压中心区油气运移动力较强，高剩余压力梯度主要分布于断层附近，油气多富集在渤深4断层附近；近超压中心区砂体侧向输导阻力不同，高剩余压力梯度主要出现在非均质性较强的地层中，剩余压力梯度较低的地区是油气运聚的指向区；而远离超压中心的地区剩余压力较小，油气运移浮力作用明显占主导，剩余压力梯度与油气分布关系不明显。

下刚果盆地盐构造变形特征及其形成机理

史帅雨, 余一欣, 殷进垠, 邬长武, 刘静静, 刘延莉, 王波

2020, 41(5): 1092-1099. doi:10.11743/ogg20200519

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下刚果盆地阿普特阶厚层盐岩在被动大陆边缘背景下形成了多种类型的盐构造，并对油气聚集成藏产生了重要影响。论文基于地震剖面解释成果，利用平衡复原剖面和物理模拟实验技术，分析典型盐构造变形特征及其形成演化过程，探讨影响盐构造发育的主要因素。结果表明，下刚果盆地具有明显的构造变形分带特征，其中后缘伸展带主要发育盐滚、盐筏和铲式正断层，中部过渡带以不同形态的盐底辟为主，前缘挤压带主要发育盐蓬、逆冲断层和厚层盐岩。盐构造形成演化主要经历了阿尔比期—晚白垩世初始活动期、晚渐新世—上新世末强烈活动期、上新世末—现今微弱活动期3个阶段。重力滑动作用和上覆层差异负载作用是导致下刚果盆地盐构造发生塑性流动变形的主要因素，而基底倾斜程度也对盐构造变形产生了重要影响。

薄储层超稠油热化学复合采油方法与技术

孙焕泉

2020, 41(5): 1100-1106. doi:10.11743/ogg20200520

摘要 ( 346 )

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中国已发现厚度小于6 m、原油粘度大于50 000 mPa·s的薄储层超稠油低品位储量7×10⁸ t，是重要的战略储备资源。由于原油粘度高、薄储层散热快、热利用效率低，传统注蒸汽热采技术产量低，难以经济有效动用，亟待突破形成新型稠油热采配套技术。经过多年的研究与实践，创建了稠油热化学复合采油方法：研发了超稠油专用降粘剂，阐明了“汽剂耦合降粘、氮气保温增能、热剂接替助驱”热化学复合采油机理，自主研发了热化学复合采油数值模拟软件，建立了注采工艺参数优化图版。攻关形成了水平井裸眼筛管防砂完井工艺及配套工具、热采水平泵注采一体化工艺、稠油热采采出水余热梯级利用和资源化回用方法等薄储层超稠油高效开发关键技术，在新疆准噶尔盆地春风油田建成了年产百万吨薄储层超稠油生产基地，连续5年稳产100×10⁴ t以上。形成的稠油热采升级换代技术，可大幅度提高石油资源利用率和老油田采收率，对保障国内原油稳产上产具有重要意义。

古“源-汇”系统沉积学问题及基本研究方法简述

谈明轩, 朱筱敏, 张自力, 刘伟, 赵宏超, 苏彬

2020, 41(5): 1107-1118. doi:10.11743/ogg20200521

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盆-山动力学、地表过程及沉积物收支研究一直是地球科学领域的研究前沿之一。“源-汇”系统则是以沉积物路径系统将三者有机结合起来，使其成为一个完整的剥蚀-沉积体系。随着近年来研究手段和理论认识的不断发展，“源-汇”系统定量研究逐渐由现代、第四纪向深时方向发展。由于古“源-汇”在后期受到不同程度的改造，所保存的地质信息并不完整。在系统总结其内部要素中几个重要沉积学问题的基础上，分析结果表明源区和汇区的古地貌、古水系及古环境定量重建和精细表征是古“源-汇”系统研究的首要前提。碎屑矿物定量示踪、地貌比例关系以及物质平衡分析是明确古代“源-汇”系统发育特征及其过程的重要方法，为建立新的“源-汇”模型和深入了解地貌演化、沉积历史、有利储层预测具有关键性作用。

中国石油与天然气在世界的地位

周庆凡

2020, 41(5): 1119-1119.

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