石油与天然气地质-2021年, 第42卷, 第5期

2021年第42卷第5期中英文目录

2021, 42(5): 0-0.

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鄂尔多斯盆地油气资源丰富的成因与赋存-成藏特点

刘池洋, 王建强, 张东东, 赵红格, 赵俊峰, 黄雷, 王文青, 秦阳

2021, 42(5): 1011-1029. doi:10.11743/ogg20210501

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鄂尔多斯盆地油气发现早，至今油气勘探和开发仍方兴未艾。2020年产油气当量已超过7 900×10⁴ t，位居中国诸含油气盆地之首。盆地油气资源丰富的成因和赋存-成藏特点，主要与以下4个特性有关：①盆地南部中生代延长期富烃坳陷形成于构造活动明显和深部作用活跃的动力环境中，具大型、伸展和热温特性，属后陆盆地原型；②现今盆地为中生代和晚、早古生代3个世代大型克拉通盆地复合叠加而成，为多重叠合盆地；③三叠系延长组优质烃源岩和石炭系-二叠系煤系烃源岩，均以富铀并夹多层凝灰岩为特色；④盆地后期遭受了多种形式边强内弱的改造，遂隆升为高原，属残留盆地。这4大具有鲜明个性的属性和特征，使盆地蕴藏有巨量油气资源，各世代盆地油气赋存-成藏各具特点、空间分区类型有别；常规与非常规油气在成藏和分布诸方面存在明显的时空过渡性和共存兼容性，多以垂向短距离运聚、近源成藏为特色；低渗-特低渗致密储层广布，油气藏主要为致密地层岩性油气藏，具低渗、低压、低产特征；盆地持续勘探潜力巨大、领域广阔。

鄂尔多斯盆地热动力演化史及其对油气成藏与富集的控制作用

任战利, 祁凯, 李进步, 霍小菊, 崔军平, 杨鹏, 王琨, 陈占军, 杨桂林

2021, 42(5): 1030-1042. doi:10.11743/ogg20210502

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鄂尔多斯盆地热演化史及热岩石圈厚度恢复表明，中生代晚期早白垩世存在构造热事件及深部热岩石圈减薄的动力学过程，盆地南部岩石圈厚度薄，热流值及地温梯度高。不同层位烃源岩在盆地南部热演化程度高，热异常明显。烃源岩热模拟实验以及盆地深部热动力演化史研究表明，早白垩世热事件及形成的热异常使烃源岩生烃量明显增加，是盆地油气富集的重要原因之一。不同层位烃源岩在早白垩世大规模生油、生气及成藏，主要受早白垩世岩石圈减薄的深部热动力学过程及构造热事件控制。古生界和中生界不同层位的油气田分布主要受烃源岩、热演化程度及储层控制。从烃源岩发育层系及热演化程度来看，盆地南部延长组7段致密油、页岩油热演化程度高，分布面积广，勘探潜力巨大；石炭系-二叠系煤系烃源岩全盆地大面积分布，天然气勘探前景广阔；深层下古生界奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大气田的条件，需要进一步明确烃源岩生烃潜力；深层中-新元古界值得进一步勘探，关键是明确规模断陷分布及烃源岩的生烃规模。

鄂尔多斯盆地怀远运动不整合面特征及油气勘探意义

李相博, 王宏波, 黄军平, 张才利, 张艳, 王雅婷, 张雷, 王菁, 刘化清

2021, 42(5): 1043-1055. doi:10.11743/ogg20210503

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怀远运动不整合面是华北地台上一个重要的区域性不整合面。在对华北地台怀远运动表现形式与地质特征调研分析的基础上，基于大量的露头、岩心观察和地震资料解释工作，对鄂尔多斯盆地怀远运动不整合面存在的证据、特征及其与储层和油气成藏的关系进行了深入分析，并取得了新认识。研究认为：①鄂尔多斯盆地奥陶系深层存在由怀远运动形成的区域不整合面，并可能发育大型喀斯特岩溶沟谷地貌体系；②该区域不整合面及相关沟谷地貌体系为上覆马家沟组中-下组合（马四段—马一段）沉积提供了古地貌背景，并控制了其沉积格局与有利储集相带展布，同时也控制下伏下奥陶统—寒武系—长城系白云岩化与风化壳储层发育；③该区域不整合面为不同来源天然气的区域性横向运移提供了有利通道，是油气运移的“高速公路”，同时也为油气聚集提供了有利场所，其中不整合面附近的上、下层位有利于天然气的大规模聚集与成藏，可能是继奥陶系顶面风化壳领域后又一勘探新领域，值得重视。目前对盆地内部怀远运动不整合面的认识还比较薄弱，建议加强三维地震勘探部署，以推动鄂尔多斯盆地的地质认识创新和勘探新发现。

鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组沟谷体系构造成因

何发岐, 齐荣, 王付斌, 邓杰, 成立, 胡天乐

2021, 42(5): 1056-1062. doi:10.11743/ogg20210504

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鄂尔多斯盆地南部镇泾地区延长组顶部广泛发育沟谷体系，前人多认为是风化剥蚀和河流侵蚀所致。为了进一步厘清沟谷体系的发育特征、分布规律及其与区域构造的联系，基于三维地震资料对断裂的解释和前侏罗纪古地貌的恢复，刻画了延长组沟谷体系，探讨了其构造成因。结论显示，在延长组沉积晚期，受SW向区域构造挤压作用，玉都断裂发生左旋走滑，使延长组未成岩地层发生塑性变形，形成了一系列NW-SE向展布的挤压隆起与谷地；同时NW-SE向的拉张作用形成了NE-SW向的伸展谷地，最终形成了延长组晚期广泛分布的沟谷体系格局。该认识对于鄂尔多斯盆地南部延长组及其上覆的延安组的油气勘探都具有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段深水碎屑流沉积特征及成因

周新平, 何青, 刘江艳, 李士祥, 杨田

2021, 42(5): 1063-1077. doi:10.11743/ogg20210505

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为了明确不同类型深水碎屑流沉积特征及其成因，以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段深水重力流沉积为研究对象，综合测录井资料、岩心观察分析、薄片分析和定量统计，分析碎屑流沉积特征、总结沉积序列和探讨成因机制。研究表明：研究区的深水碎屑流主要发育砂质碎屑流、泥质碎屑流和泥流3种类型。砂质碎屑流沉积以块状砂岩最为常见，漂浮状泥质碎屑发育，单层厚度分布在0.24~1.10 m，平均厚度为0.55 m。泥质碎屑流沉积包含孤立块状沉积和与下伏块状砂岩成对产出两种类型，前者内部大量发育漂浮状泥岩撕裂屑及软沉积物变形构造，后者富含漂浮状泥质碎屑与砂质团块，单层厚度分布在0.21~1.29 m，平均厚度为0.60 m。泥流沉积包含孤立块状沉积和与下伏块状砂岩成对产出两种类型，前者整体为泥质砂岩或砂质泥岩，后者内部可见漂浮状成层排列的毫米级泥质碎片，单层厚度分布在0.20~0.60 m，平均厚度为0.30 m。高浓度砂质沉积物或泥质沉积物搬运过程中环境水体卷入导致的流体转化是形成砂质碎屑流、孤立块状泥质碎屑流和泥流沉积的主要原因。与下部块状砂岩相伴生的泥质碎屑流沉积多为流体侵蚀成因或砂体液化成因；与下部块状砂岩相伴生的泥流沉积包含流体减速膨胀导致的流体转化和碎屑颗粒的差异沉降等成因。

鄂尔多斯盆地中部三叠系延长组7段湖相页岩油勘探潜力

范柏江, 晋月, 师良, 李亚婷, 陈玮常

2021, 42(5): 1078-1088. doi:10.11743/ogg20210506

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鄂尔多斯盆地中部延长组7段页岩为浅湖-半深湖相沉积，页岩厚度薄且交互发育砂质纹层甚至薄砂层。在压裂改造层面上，该地区页岩由于砂质含量高似乎是更理想的开发目标。但是，尚没有对该地区的页岩油勘探目标进行过剖析与对比。为了探索浅湖-半深湖相的页岩油勘探目标，基于地球化学测试与分析，开展了两类岩性的生、排烃能力对比，综合判断页岩油资源的勘探潜力。研究表明，页岩的有机质丰度高于砂质纹层页岩；页岩主要由偏腐泥型的有机质构成，砂质纹层页岩由混合型有机质构成；页岩和砂质纹层页岩均处于低-中等成熟的热演化阶段；砂质纹层页岩的生烃能力弱于页岩；页岩与砂质纹层页岩均能有效排烃；砂质纹层页岩、页岩的页岩油含量分别为7.22和9.42 mg/g；砂质纹层页岩与页岩的油饱和度指数相当，且两者都具有可动用性；页岩和砂质纹层页岩均具有页岩油勘探潜力。

鄂尔多斯盆地中部地区三叠系延长组7段暗色泥岩烃源岩特征

张亚雄

2021, 42(5): 1089-1097. doi:10.11743/ogg20210507

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鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）为典型的湖相沉积。在鄂尔多斯盆地中部地区，由于靠近湖泊的边缘，长7段泥页岩厚度偏薄，针对该地区的烃源岩研究尤其是泥岩的研究薄弱。基于15口探井开展了暗色泥岩的甄别工作并进行了采样，然后运用岩心观察、有机碳测定、岩石热解、色谱-质谱等分析手段，全面获得了暗色泥岩的烃源岩特征参数。研究表明，长7段暗色泥岩发育于弱还原-弱氧化的沉积环境。暗色泥岩的有机质丰度高，TOC平均值2.39%；有机质以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主；生烃潜力好，S₁+S₂平均值7.65 mg/g；热演化适中，R_o平均值0.98%。暗色泥岩的生烃量总计7.93×10⁸ t，排烃量总计3.37×10⁸ t，残留烃量总计4.56×10⁸ t，综合排烃效率42.50%。暗色泥岩与页岩对研究区油气资源的贡献比为1：1.8。长7段暗色泥岩的生烃有机质包括陆源性输入来源和水体有机质来源。

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段深水致密砂岩填隙物特征及对储层发育的影响

陈朝兵, 赵振宇, 付玲, 高建荣, 宋微, 陈新晶

2021, 42(5): 1098-1111. doi:10.11743/ogg20210508

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深水重力流成因的致密砂岩油藏是目前非常规油气勘探开发的新热点。深水环境水动力复杂，填隙物类型及含量变化大，储层微观非均质性强，严重制约了深水沉积储层油气资源的勘探开发进程。通过铸体薄片、扫描电镜、矿物自动识别与分析系统（QEMSCAN）、电子探针和纳米CT等实验分析手段，对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段（长6段）深水致密砂岩不同填隙物的微观特征进行了精细表征，探讨了不同填隙物对储层孔隙结构及物性的影响。结果表明：杂基并非完全致密，经过成岩改造后的杂基能够产生一定数量的杂基晶间孔和杂基溶孔，孔径介于20~1 000 nm，构成了复杂的杂基次生孔隙网络。当杂基含量≤7%时，杂基次生孔隙发育，对储层产生积极影响。当杂基含量＞7%时，杂基次生孔隙发育程度降低，加剧了储层的致密。粘土矿物胶结物的晶间孔在一定程度上缓解了孔隙度的降低，但不同粘土矿物的形态、产状及对储层造成的敏感性又加剧了粘土矿物与渗透率关系的复杂性。伊利石、伊/蒙混层和绿泥石含量的高值区，储层物性通常较差，优质储层多分布在高岭石的发育区；碳酸盐和硅质胶结物是深水致密砂岩储层物性降低的主要因素。综合分析认为，杂基含量≤7%，且高岭石胶结物相对发育的地区是深水致密砂岩油藏勘探开发的重点区域。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组6段油藏差异成藏因素

时保宏, 秦馨雨, 张才利, 刘文, 刘刚, 史婵媛, 张雷, 勇子树

2021, 42(5): 1112-1123. doi:10.11743/ogg20210509

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延长组6段（长6段）是鄂尔多斯盆地姬塬地区石油勘探的重要目的层。其油层埋深大、油-水关系复杂，油藏在垂向和平面分布上具有明显的差异性。利用大量岩心观察、铸体薄片和试油等资料，结合包裹体和原油生物标志化合物等地化资料，对姬塬地区长6段油藏地质特征进行了对比分析，并对油藏的差异富集因素进行探讨。研究结果表明，油源条件、砂体类型和储层物性是控制长6段油藏差异富集的关键因素。优质烃源岩、优势砂体和相对高渗区3个有利因素的叠加效应，形成了长6段油藏的富集区。受沉积环境影响，垂向上，姬塬地区长6段的3个亚段中长6¹亚段砂体厚度大，砂体类型以Ⅰ类为主，横向分布稳定，延伸较远，储层喉道半径较大，物性较好，油气富集程度最高；平面上，东、西部砂体具有厚度大、类型好、泥质夹层少和物性好的特征，加之区内烃源岩厚度大，供烃能力强，是源-储配置有利的成藏区带。姬塬地区中部砂体厚度虽大，但单层砂体薄且层数多，泥质夹层多，储层非均质性强，区内烃源岩厚度较薄。因此，中部储层物性虽较好，但区内储层含油性较差，以产水井为主。

鄂尔多斯盆地南部彬长区块上石盒子组7段储层识别与预测

刘玲, 王琳霖, 吴疆, 陈霞, 杨佳奇

2021, 42(5): 1124-1135. doi:10.11743/ogg20210510

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鄂尔多斯盆地南部彬长区块上古生界上石盒子组7段（盒7段）是新的天然气勘探层系，但储层薄、岩性变化快、非均质性强、地震资料信噪比及分辨率低，储层预测及勘探目标优选难度大，严重制约了勘探进展。为了准确预测甜点储层，提高天然气勘探成功率，针对彬长区块盒7段储层特征，采用“结构、属性、反演”逐级预测技术：在砂岩地震反射结构及敏感弹性参数分析基础上，通过频率域反射结构神经网络波形聚类有效刻画了河道外形，贝叶斯随机反演准确预测了砂体厚度，含气性预测指明了甜点储层发育部位。研究结果表明：古地貌影响着砂体的平面展布，彬长区块上古生界盒7段主要在工区西部发育4条南西-北东向条带状展布的河道砂体，为勘探有利区，东部河道砂体孤立状零星分布。通过该方法指导部署的勘探开发目标实钻效果好，地震预测结果横向分辨率高，真实地反映了河道及河道砂体的变化特征，能有效解决研究区强非均质性薄储层致密砂岩甜点预测问题，对下一步的勘探开发具有重要的指导意义。

古地貌恢复及其对三角洲前缘沉积砂体的控制作用——以鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1³亚段为例

李进步, 王继平, 王龙, 付斌, 夏辉, 李志潇

2021, 42(5): 1136-1145, 1158. doi:10.11743/ogg20210511

摘要 ( 302 )

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盆地内的微古地貌是控制沉积砂体的重要因素，决定着储集砂体的发育位置及分布规模。基于三维地震资料，结合钻井数据，运用残余厚度法与沉积学综合分析相结合的方法，通过残余厚度求取、去压实校正及古流向分析，恢复鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1³亚段（山1³亚段）沉积期的微古地貌，分析微古地貌对三角洲前缘砂体的控制作用，进而预测山1³亚段的有利砂体的分布规律，指导井位部署。研究表明：山1³期研究区西部和南部为地貌高地，东北部为低洼区，中部为缓坡过渡带；沉积期的古流向整体呈南西-北东向，自南部高地发育的3~4支分支河道在研究区中北部汇聚，形成叠合砂带；基于预测的山1³亚段砂体展布规律开展井位部署后，直井钻遇砂岩的平均厚度增加0.6m，水平井砂岩钻遇率提高20%，进一步证实了基于古地貌恢复预测砂体方法的可靠性。该方法对庆阳气田其他区块的天然气井位部署和类似地质条件致密气的开发具有借鉴和指导意义。

鄂尔多斯盆地临兴区块上古生界致密砂岩气藏成藏条件及主控因素

刘畅, 张道旻, 李超, 路媛媛, 于姗姗, 郭明强

2021, 42(5): 1146-1158. doi:10.11743/ogg20210512

摘要 ( 340 )

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鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界致密砂岩气资源潜力巨大，多层系发育优质气层，预测致密砂岩气资源量超千亿方，但构造背景特殊、储层非均质性强，造成气-水分布规律复杂，成藏地质条件及主控因素复杂多变，勘探开发难度较大。立足于系统梳理临兴区块致密砂岩气藏成藏条件，从平面上沉积模式、垂向上的生-储-盖组合及其耦合关系、时空上的气-水分布规律和天然气成藏过程中的差异聚集特征入手，揭示研究区整体非均质性背景下的差异富集规律，指导鄂尔多斯东缘千亿方大气田的勘探及高效开发。明确了烃源岩-储层-输导体系的配置关系：煤系烃源岩有机质丰度高，生烃潜力好，为大气田的形成奠定了基础；断裂的适度发育纵向沟通了煤系烃源岩及海相障壁海岸-潮坪及陆相河流-浅水三角洲沉积体系的砂岩储层，纵向上构成了下部源内、中部近源和上部远源3套成藏组合。深化了储层致密化成因及致密砂岩气成岩-成藏耦合关系，指出致密砂岩气藏具有“先致密后成藏”的特征。剖析了致密砂岩气藏天然气运移聚集机制，认为烃源岩生烃形成的超压是天然气运移的主要动力。建立了充足气源条件下、不同构造区带的多层系准连续选择性成藏模式，提出致密砂岩气具有“烃源控潜、构造控区、微相控储、物性控藏”的特点。天然气在烃源岩大量持续生烃背景下，优先选择断裂适度发育，构造活动强度适中，有利砂体及高渗物性条件背景下聚集成藏。

鄂尔多斯盆地北部地区马家沟组岩溶储层的差异性和发育模式

张军涛, 金晓辉, 谷宁, 卞昌蓉, 杨佳奇, 何治亮

2021, 42(5): 1159-1168, 1242. doi:10.11743/ogg20210513

摘要 ( 262 )

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鄂尔多斯盆地北部地区奥陶系马家沟组普遍发育岩溶型储层，但其岩溶发育模式明显不同于经典的传统岩溶模式。通过矿物学、岩石学和地球化学分析，共识别出3类具有成因联系且受含膏地层影响的储层，并建立了研究区马家沟组含蒸发盐矿物层系的岩溶模式。结果显示，含膏白云岩-膏模孔型储层形成于萨布哈白云岩化作用，富含蒸发盐矿物，沉积环境为含膏云坪，储集空间为石膏溶解形成的膏溶铸模孔；白云岩-溶孔-晶间（溶）孔型储层形成于回流渗透白云岩化作用，流体来自于上覆的含膏层系，主要发育于浅滩相白云岩地层中，溶孔和晶间（溶）孔为主要储集空间；灰岩-缝洞型储层主要发育在（含云）灰岩地层之中，原始沉积环境为灰坪，储集空间为裂缝和溶洞溶孔-晶间（溶）孔型储层，最初始裂缝的形成与下伏含膏岩层的溶解和变形有关。在空间分布上，鄂北中东部3类储层均有发育，西部以溶孔-晶间（溶）孔白云岩储层为主，北部则主要发育灰岩裂缝型储层。在不同古地貌单元，储层岩石也表现出不同岩石学和地球化学特征，大致分为渗流区和汇聚区。在较高的部位多表现为大气降水渗流区的特征，受大气降水影响较少，储层保存较好，充填有少量的白云石，杂质元素（Al，K，Sr等）含量较低；而较低的部位则表现出汇聚区的特征，受大气降水影响较大，储层破坏严重，大量的方解石充填，杂质元素含量较高，δ¹⁸O值偏负。

深层油气藏成因类型及其特征

张东东, 刘文汇, 王晓锋, 罗厚勇, 王庆涛, 李忆宁, 李风娇

2021, 42(5): 1169-1180. doi:10.11743/ogg20210514

摘要 ( 508 )

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深层油气勘探不断取得的重要发现，使其成为中国乃至全球油气资源的重要战略领域。但盆地深层高温、高压的环境，漫长的演化历史以及复杂的有机-无机相互作用导致人们对深层油气成藏机制尚不完全明了。按照油气藏的形成主因、演化历程以及成藏特征将深层油气藏划分为浅成深埋型、浅备深成型和深层成藏型油气藏等3种类型，并对它们的成因机制和主要成藏特征进行了梳理和表征；同时重点讨论了深层油气成源和成烃的难点问题，其中深层外源氢的参与、富钙烃源物质以及无机成因气等对高-过成熟有机质的成烃意义重大。对深层油气成藏机制的探讨将有助于推动中国深层油气勘探并夯实产业发展理论基础。

鄂尔多斯盆地页岩油缝网波及研究及其在体积开发中的应用

焦方正

2021, 42(5): 1181-1188. doi:10.11743/ogg20210515

摘要 ( 273 )

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鄂尔多斯盆地庆城油田是中国发现的首个页岩油10亿吨级大油田，水平井体积开发是页岩油效益开发的关键技术。文中提出了一种细分切割体积压裂缝网波及体积计算模型，应用多元线性回归的方法建立了关键地质工程参数与微地震覆盖体积关系式，进一步利用矿场实际产量数据对关系式进行校正，建立了缝网波及体积定量表征经验公式，进而绘制了其与产能的相关性图版，为体积压裂工程参数优化给予指导。研究结果表明：鄂尔多斯盆地页岩油体积改造裂缝总体呈现以主裂缝为主、分支缝为辅的条带状缝网形态，形似“仙人掌”。影响缝网波及体积的主控因素依次为入地液量、裂缝密度、排量、油层厚度和砂量。经矿场实践证实，该研究建立的经验公式及相关性图版预测结果准确、可靠，可为庆城油田页岩油水平井体积压裂优化设计及效果评价提供科学依据。

方解石原位U-Pb测年结合磷灰石裂变径迹方法约束鄂尔多斯盆地西南部构造演化

杨鹏, 任战利, ZhaoJianxin, AiDucNguyen, FengYuexing, 祁凯, 王琨

2021, 42(5): 1189-1201. doi:10.11743/ogg20210516

摘要 ( 456 )

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鄂尔多斯盆地下古生界油气资源丰富，盆地西南部下古生界海相碳酸盐岩地层沉积厚度大、有机质丰度较高，烃源岩热演化达到过成熟生干气阶段，但是构造演化缺乏深入研究，早期构造事件具体时限是一个亟待解决的关键科学问题。在详细的野外调查、显微结构特征、原位微量元素分析和区域沉积-埋藏演化历史的约束下，结合下古生界碳酸盐岩地层及其断裂破碎带内次生方解石原位U-Pb测年与磷灰石裂变径迹时间-温度曲线模拟结果，揭示了鄂尔多斯盆地西南部晚奥陶世、晚三叠世、晚侏罗世和早白垩世末期—新生代以来的4期构造事件。结果表明研究区晚奥陶世（452±13）Ma存在一期热液改造事件，可能与加里东期原特提斯洋俯冲闭合密切相关；印支期（214±22）Ma的断裂活动是引起区域构造-热事件的重要原因，印支期构造事件规模有限；燕山期和喜马拉雅期构造活动强烈，造成鄂尔多斯盆地西南部大幅度隆升和强烈剥蚀。盆地西南部多阶段复杂的构造演化历史导致油气保存条件破坏严重，对寻找古生界天然气藏不利，应重视盆地天然气保存条件的研究。研究结果对鄂尔多斯盆地古生界油气勘探工作有重要指导意义。将低温热年代学与断裂带方解石原位U-Pb定年相结合分析构造演化的新思路，为解析复杂叠合盆地盆缘带构造演化及其后期改造过程的研究提供了新途径。

陆相页岩储层薄片超分辨率增强方法

郭超, 赵谦平, 刘刚, 郝世彦, 高潮, 孙建博, 刘超, 陈奕奕

2021, 42(5): 1202-1209. doi:10.11743/ogg20210517

摘要 ( 284 )

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近年来页岩油气的勘探与开发在全世界领域都取得了很大进展。然而在储层的矿物组分以及孔喉分布等微观物性研究中，经常受困于页岩储层微观尺度的限制，使得传统岩石薄片研究难以满足页岩储层精细化分析的需要。为了能够从原始页岩薄片图像中挖掘出更多储层微观特征，解决传统薄片精细图像在分辨率方面存在的限制与不足的问题，通过引入超分辨率增强技术来提高薄片图像对页岩储层微观特性的描述能力。针对页岩储层特点开发了一套基于生成对抗网络的超分辨率模型，建立了对应的薄片图像损失函数。最后以鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩气储层的实际资料作为测试对象，进一步定性、定量地验证并确认了该方法的可用性、准确性以及可靠性。

利用混合模型CRBM-PSO-XGBoost识别致密砂岩储层岩性

谷宇峰, 张道勇, 鲍志东

2021, 42(5): 1210-1222. doi:10.11743/ogg20210518

摘要 ( 340 )

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识别储层岩性是开展地层对比和沉积展布等地质基础研究工作的重要前提。致密砂岩储层多为砂、泥岩薄互层，形成的岩性不仅种类较多，而且大部分岩性的测井响应也较为相似，为相关的岩性识别工作带来了困难。基于机器学习技术在模式识别上具有强大的分析性能，选用了稳定性好且计算效率高的XGBoost模型来解决致密砂岩储层岩性识别问题。该模型在建模过程中需要较多的经验参数参与，且计算速度随着自变量的增加而逐渐降低，为此提出了采用CRBM模型和PSO模型对其进行改进。CRBM模型具备数据提取功能，可从源数据中挖掘出更少但更利于建模的新自变量，而PSO模型可通过迭代计算确定XGBoost所有经验参数的最优值。以姬塬油田西部长4+5段部分取心井资料为基础，通过设计两个实验来验证提出的混合模型的预测能力。为加强验证效果，在实验中加入了PNN和SVM的优化模型进行对比。实验后发现所提出模型的预测准确率最高，均在90%以上。实验结果表明所提出的模型不仅能有效解决致密砂岩储层岩性识别问题，且较以往经典预测模型更具推广应用性。

低渗透各向异性油藏菱形井网储量动用评价及设计优化

陈民锋, 杨子由, 秦立峰, 付世雄, 荣金曦

2021, 42(5): 1223-1233. doi:10.11743/ogg20210519

摘要 ( 268 )

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确定菱形注采井网的合理注采井距和井排比，是低渗透各向异性油藏实现储量有效动用和注采均衡驱替开发部署设计的关键。基于一般低渗透油藏特点，建立了考虑启动压力梯度和渗透率各向异性影响的渗流方程，利用经典渗流力学理论，得到了菱形反九点井网注采单元中渗流场分布的解析解；基于注采单元中平面渗流速度变化的分析，提出了评价储量有效动用状况的方法，得到了不同条件下低渗透各向异性油藏储量动用变化规律及主要影响因素；以满足注采单元中“有效动用范围要求和均衡驱替系数最大”为优化目标，建立了低渗透各向异性油藏菱形反九点井网优化的计算模型，实现了菱形井网合理井距和最佳井排比的联立优化求解。实例分析表明，根据建立的低渗透各向异性油藏菱形井网优化设计方法，可以得到适合油藏实际条件和满足开发要求的合理井距和最佳井排比，为此类油藏的有效开发和注采井网的优化部署提供了科学依据。

水驱砂岩油藏在不同水质下的渗透率时变特征

王建忠, 宋宪坤, 付颖超, 孙莲婷, 徐进杰

2021, 42(5): 1234-1242. doi:10.11743/ogg20210520

摘要 ( 274 )

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油田注水开发过程中，注入水中的悬浮固体颗粒物、油以及细菌等污染物会堵塞油层的孔隙，造成储层渗透率缓慢下降。因此，对于长期注水的油田，继续利用原来的地层渗透率选择水质是不合理的。考虑到油田长期的注水历史，利用不同渗透率的砂岩岩心进行大量的室内实验，研究油田水质标准（SY/T 5329-2012）中5种不同水质的注入水对地层渗透率的伤害规律，提出渗透率水质敏感性的概念；并通过理论推导建立渗透率衰减规律的数学表达式，描述了水驱砂岩油藏在不同水质下的渗透率时变特征。在此基础上确定水质与储层相适应的选取标准，研究了水质决策界限，建立高含水期注水水质决策方法，为长期注水开发的油田重新进行水质决策、提高注水开发效果提供了理论依据。

输导层——北美又一种非常规储层类型

卢雪梅

2021, 42(5): 1243-1243.

摘要 ( 280 )

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