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2025年第46卷第5期
- 摘要：鄂尔多斯盆地陕北定边—吴起—志丹—甘泉—富县一带延长组下组合（长7—长10油层组）是近年来延长油田重点勘探的地区和层系。通过对125口井、共计约2 115 m长的岩心观察，结合400余口井的粒度资料及系统的测井相分析，研究发现：①研究区长7—长9油层组广泛发育重力流沉积，并以砂质碎屑流沉积为主，其次为浊流沉积。②长7—长9油层组重力流沉积储层、烃源岩和封盖条件等均十分优越，致密油勘探潜力大，预测石油地质资源量约25 × 108 t。③源-储-封组合类型是控制研究区长7—长9油层组致密油成藏和富集的主要因素，并将研究区源-储-封组合划分为4类11种，其中源夹储型和源上储下型最为有利。④建立了适用于鄂尔多斯盆地延长组烃源岩特征的烃源岩评价新标准，研究区长7—长9油层组三套烃源岩均为优质烃源岩，以长7油层组为最好，其次为长9油层组和长8油层组烃源岩。⑤提出了基于油井产量分级、富集指数及其地质控制因素分析的甜点评价方法。⑥中国油气勘探范式正在发生重要转变，勘探对象由浅水沉积向深水重力流沉积的转变，是拗陷型湖盆油气勘探的重要趋势之一。⑦拗陷型湖盆重力流沉积成藏条件优越，特别是砂质碎屑流沉积砂体规模大、物性好，含油性优于浊流沉积，且资源潜力大，应作为深水重力流沉积石油勘探开发的主要目标。关键词：富集条件;勘探范式;重力流;致密油;延长组;拗陷型湖盆;鄂尔多斯盆地39|32|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：多源供烃条件下的致密油富集规律研究是油气富集理论的重要内容。以鄂尔多斯盆地定边—富县地区延长组长8油层组（长8）致密油藏为研究对象，综合运用钻井、测井、岩心、薄片、地球化学、试油及试采等资料，系统评价了长7油层组（长7）张家滩页岩、长9油层组（长9）李家畔页岩以及长8泥页岩的烃源岩生烃潜力，明确了致密油藏的基本特征，探讨了不同成藏组合下的致密油富集因素，并建立了相应的富集模式。研究结果表明：①定边—富县地区发育长7、长9和长8等3套好-优质烃源岩，以长7底部张家滩页岩生烃潜力最优，总有机碳含量（TOC）平均值为6.1%，呈大面积分布；长9顶部李家畔页岩和长8泥页岩次之，TOC平均值分别为5.3%和3.9%，分布在甘泉—富县—志丹地区。②长8储层岩性为细砂岩和粉砂岩，其实测孔隙度主峰为4.0% ~ 12.0%，平均值为7.9%，实测渗透率主体为（0.10 ~ 0.40） × 10-3 μm2，中值为0.26 × 10-3 μm2，属于致密储层。该区致密砂岩油藏多呈透镜状、成带成群分布，表现出准连续聚集特征。③长81油层亚组（长81）的致密油油藏富集主要受长73油层亚组（长73）烃源岩供烃能力、源-储之间的薄泥岩厚度和强底板的封堵作用控制，成藏组合以“源上储下”类长73单源直接型最优，其次为“源夹储”类长73+长82油层亚组（长82）双源型组合，而“源夹储”类长73+长91油层亚组（长91）双源型组合较差。长82油藏的致密油富集则主要依赖于长91烃源岩、优质储层条件和盖层的封堵作用控制，其成藏组合以“源下储上”类长91单源直接型最好，其次为“源夹储”类长91+长82双源型组合。④长8油藏发育3种致密油富集模式，分别为定边—吴起地区的长81“强源-强封”高效型富集模式、甘泉—富县地区的长82“优源-优储-优盖”互补型富集模式和志丹地区的长8“多源-优储”协同型富集模式。旨在深化致密油富集理论的同时，有助于长8致密油的高效勘探与开发。关键词：富集因素;富集模式;致密油;长8油层组;延长组;鄂尔多斯盆地30|29|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：基于岩心观察、地球化学、测井、录井、原油物性和试油资料，研究了鄂尔多斯盆地陕北地区延长组（长）8和长9油层组烃源岩地球化学特征、烃源岩分布特征及研究区延长组下组合致密油成藏规律，计算了页岩油资源量。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地陕北地区长8和长9油层组粉砂质泥岩、泥岩和页岩总有机碳含量（TOC）主要在1.0% ~ 16.0%，平均值为4.8%，有机质丰度为好-很好烃源岩；干酪根类型指数（TI）在47 ~ 92，平均值为70，δ13C干酪根介于-29.8‰ ~ -25.9‰，平均值为-27.8‰，有机质类型主要为Ⅱ1型；最高热解峰温（Tmax）介于444 ~ 470 ℃，平均值为456 ℃，镜质体反射率（Ro）在0.72% ~ 1.56%，平均值为1.16%，有机质主要处于成熟-高熟阶段。②研究区长8和长9油层组各油层亚组均发育TOC大于1.0%且Ro大于0.70%的有效烃源岩，长9油层组李家畔页岩烃源岩最好，其次为长82油层亚组、长81油层亚组和长9油层组烃源岩。长9油层组李家畔页岩从定边—甘泉有逐渐变厚趋势，厚度4.0 ~ 17.0 m，平均厚度7.5 m，沉积中心主要在甘泉和安塞南部，厚度大于10.0 m的区域面积约为3 574 km2，甘泉地区最厚超过35.0 m。长8油层组烃源岩在志丹、甘泉和富县一带规模分布，长81油层亚组单层最大连续厚度超过10.0 m，长82油层亚组单层最大连续厚度超过30.0 m。③研究区延长组下组合烃源岩发育张家滩页岩（A）型、“张家滩页岩+李家畔页岩”（B）型、“张家滩页岩+长82油层亚组底部烃源岩+李家畔页岩”（C）型和“张家滩页岩+长8油层组中部烃源岩+李家畔页岩”（D）型4种垂向组合分布类型。烃源岩既是生油岩也是封盖层，B，C和D型长8油层组致密油藏油源和封盖条件相对较好，试油出油率较高。④根据烃源岩含油饱和度指数（OSI）、游离烃含量（S1）、氯仿沥青“A”含量、饱和烃含量和芳烃含量参数结合大庆古龙页岩油及国外页岩油勘探开发经验，以有效烃源岩OSI大于100 mg/g，介于70 ~ 100 mg/g和小于70 mg/g为标准划分出易动用（Ⅰ类）、潜在可动用（Ⅱ类）和难动用（Ⅲ类）3类页岩油资源。粉砂质泥岩既具有生烃能力，储集空间又优于泥岩和页岩，是最好的Ⅰ类页岩油岩性。计算得出研究区Ⅰ类页岩油资源量为3.8 × 108 t，Ⅱ类页岩油资源量为7.5 × 108 t，Ⅲ类页岩油资源量为29.5 × 108 t。关键词：地球化学特征;烃源岩;致密油;页岩油;长8油层组;长9油层组;陕北地区;鄂尔多斯盆地36|26|1更新时间：2025-10-31
- 摘要：为了探究陆源物质输入对半深湖-深湖相页岩有机质类型的影响，以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73油层亚组页岩为例，选取延长组沉积期湖盆东北部、西北部和西南部的4口钻井岩心样品，综合开展岩石学、沉积学以及有机地球化学研究，分析了陆源物质输入对有机质类型的影响。研究结果表明：①4口钻井的样品为富有机质泥岩和页岩，成熟度（镜质体反射率Ro）介于0.91% ~ 1.03%，属于中-低成熟度页岩；干酪根类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型，显微组分均以腐泥组为主，镜质组次之，不同井之间显微组分类型有较大的差异。②长73油层亚组页岩发育层状页岩、不连续-连续纹层状页岩、块状-不连续纹层状含粉砂页岩、块状-不连续纹层状粉砂质页岩、层状粉砂质页岩、纹层状粉砂质页岩和块状粉砂质页岩等7种岩相类型。其中，层状页岩受陆源物质输入的影响最小，而块状-不连续纹层状粉砂质页岩、层状粉砂质页岩、纹层状粉砂质页岩以及块状粉砂质页岩受陆源物质输入的影响最大。这4口井中，W336井受陆源碎屑输入影响较小，发育Ⅱ1型干酪根，显微组分中腐泥组含量为64% ~ 83%，占绝对优势；其余3口井受陆源碎屑的输入影响较大，以Ⅱ2型干酪根为主，镜质组含量介于15% ~ 42%。③在强陆源物质输入的影响下，半深湖-深湖环境中有机质母质类型仍以水生生物为主，有机质类型好，且伴随石英和长石等陆源输入的高等植物碎屑，在缺氧底层水中与藻类共存，形成了Ⅱ1-Ⅱ2混合型干酪根，有机质类型变差。关键词：干酪根类型;显微组分;陆源物质;页岩岩相;富有机质页岩;延长组;三叠系;鄂尔多斯盆地35|22|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7油层组广泛发育深水重力流储层，但储层致密化机理尚不明确。综合运用X射线衍射（XRD）、物性分析、粒度分析、铸体薄片、扫描电镜（SEM）、高压压汞和油层解释等测试方法和技术，分析了长7油层组重力流储层的基本特征，并重点探讨了其储层致密化机理和分布规律。结果表明：①长7油层组岩性以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，孔隙度介于0.50% ~ 18.40%，平均值为8.44%，渗透率介于（0.01 ~ 14.10） × 10-3 µm²，平均值为0.36 × 10-3 µm²。砂质碎屑流储层孔隙结构最优，物性最佳，平均孔隙度为8.94%，渗透率为0.39 × 10-3 µm²；滑动-滑塌储层次之，平均孔隙度为8.28%，渗透率为0.40 × 10-3 µm²；浊积岩储层最差，平均孔隙度为6.90%，渗透率为0.28 × 10-3 µm²。②重力流储层粒度细、分选性差、杂基含量高，抗压实能力弱，碳酸盐胶结物含量高，是导致储层致密化的主要原因，后期溶蚀作用较弱，未能改变长7油层组储层整体致密的面貌。③长7油层组整体处于中成岩A期。期间经历1期油气充注，包裹体均一温度主要为110 ~ 120 ℃，油气大规模成藏发生于早白垩世晚期（120 ~ 105 Ma）。④长7油层组砂质碎屑流发育Ⅰ类优质储层，砂质碎屑流 + 浊流区发育Ⅱ类中等储层，而浊流发育Ⅲ类差储层。综合分析认为，长71和长72油层亚组砂质碎屑流发育层段是深水致密砂岩油藏勘探开发的有利区。关键词：砂质碎屑流储层;成岩演化;重力流致密砂岩;长7油层组;富县地区;鄂尔多斯盆地29|29|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：基于鄂尔多斯盆地志丹地区15口取心井的厘米级岩心精细描述、117口取样井的粒度分析数据、11口井的薄片鉴定结果以及23口试油井的日产油资料，系统论证了该地区三叠系延长组长7—长9油层组（长7—长9）的深水重力流沉积特征及其对油气分布的控制作用。研究结果表明：①研究区主要发育砂质碎屑流、浊流和滑动-滑塌3种深水重力流沉积类型，并以砂质碎屑流沉积为主。②砂质碎屑流沉积发育厚层块状砂岩，可见泥岩撕裂屑和泥包砾构造，分选与磨圆较好，粒度累积概率曲线表现为偏粗态的短尾两段式或一段式，粒径略粗于浊流沉积砂岩；浊流沉积发育不完整的鲍马序列，可见火焰状构造和底模构造，单砂层厚度小，砂岩粒度累积概率曲线主要为偏细的一段式；滑动-滑塌沉积以包卷层理、变形构造和同沉积阶梯状断层为典型特征。③储层物性与含油性分析表明，砂质碎屑流沉积砂体的物性总体优于浊流沉积，含油级别以油斑-油浸为主，含油饱和度较高，试油井日产油量也更大；而浊流沉积砂体含油性相对较差，以油斑-油迹为主，表明砂质碎屑流沉积砂体比浊流沉积砂体更有利于油气富集和产出。综合认为，鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系延长组长7—长9普遍发育的砂质碎屑流沉积是研究区最有利的含油砂体沉积类型，应作为下一步油气勘探的重要靶区。关键词：砂质碎屑流沉积;浊流沉积;深水重力流沉积;控油性;沉积砂体;延长组;志丹地区;鄂尔多斯盆地31|28|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：鄂尔多斯盆地甘泉地区三叠系延长组长7油层组发育三角洲前缘和重力流型致密油藏。为了明确不同沉积构型单元储集性能的差异及其对油藏分布与富集的控制机制。综合利用岩心、测井和生产动态资料，分析了长7油层组三角洲和重力流沉积内部单砂体构型特征、纵向接触关系和分布规律。研究了砂体构型对油藏分布的控制作用，结合试油、试采资料，建立了砂体构型油气成藏模式。研究结果表明：①长7油层组纵向上主要发育连续叠加型、间隔叠加型、薄互层型和单层型4种砂体构型，横向上发育稳定型、摆动型和迁移型3种砂体构型。②纵向上长71油层亚组主要发育连续叠加型，间隔叠加型次之；长72油层亚组主要发育间隔叠加型，薄互层型次之；长73油层亚组主要发育薄互层型和单层型。平面上连续叠加型和间隔叠加型主要分布于研究区北部和东北部；薄互层型主要发育在研究区中部向南一侧区域；单层型集中分布于南部地区。③储集性能最优的构型为连续叠加型和间隔叠加型，其中连续叠加型砂体的油气产量最高。④不同构型砂体与烃源岩的叠置关系存在差异，研究区砂体构型和烃源岩有4类源-储配置关系。长71油层亚组的连续叠加型油气富集程度最高；长72油层亚组的的间隔叠加型次之；长73油层亚组主要为烃源岩。长71油层亚组的连续叠加型砂体是下一步勘探的优选目标。关键词：源-储配置;成藏模式;油气分布规律;砂体构型;长7油层组;甘泉地区;鄂尔多斯盆地31|25|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：三叠系延长组7—9油层组（长7—长9油层组）是鄂尔多斯盆地富县地区石油资源潜力较大的层系，以往研究多认为该套地层的砂岩主要为三角洲沉积，近年研究虽然在长7油层组发现了重力流沉积，但长7—长9油层组是否都有重力流沉积及其分布范围如何仍不清楚。综合岩心观察、粒度分析和薄片观察等手段，判识重力流沉积的主要类型及其分布，并对不同类型重力流沉积的储层特征与含油性进行对比分析，结果显示：①富县地区长7—长9油层组普遍发育重力流沉积，包括砂质碎屑流沉积、浊流沉积和滑动-滑塌沉积3种类型。其中砂质碎屑流沉积砂体厚度较大，发育块状层理，可见泥岩撕裂屑，概率累积曲线主要为偏粗的一段式、短尾两段式和悬浮组分含量较高的两段式；浊流沉积较薄，岩心中可观察到不完整鲍玛序列，概率累积曲线主要为偏细的一段式；滑动-滑塌沉积以揉皱变形、包卷层理和阶梯状断层为特征。②砂质碎屑流沉积普遍优于浊流沉积，具有储层品质佳、含油性好和试油产量高等特征。③富县地区长7—长9油层组普遍发育重力流沉积，砂质碎屑流沉积最为发育，其储层物性和含油性也最好，建议作为今后该地区致密油勘探开发的主要目标。关键词：含油性;砂质碎屑流沉积;浊流沉积;滑动-滑塌沉积;重力流沉积;富县地区;鄂尔多斯盆地26|27|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：为了明确等深流与重力流交互作用下的沉积特征、形成过程及主控因素，对研究区进行了岩性、古水流和粒度分析。研究区发育6种岩相及4种沉积类型：①粉砂质泥（页）岩相，属于深水原地沉积；②块状层理砾屑灰岩相，为碎屑流沉积；③粒序层理砂岩相，为浊流沉积；④波状层理砂岩相、透镜状层理砂岩相和双向交错层理砂岩相，为等深流改造重力流沉积。改造砂沉积具有5个特征：①分选系数更好（0.63 ~ 0.70）、次棱角状-次圆状，具有多个粒度次总体；②古水流方向为NW向和NE向，沿斜坡向下的浊流方向为NW向，等深流平行斜坡运动方向为NE向；③概率累积曲线可为一段式、两段式和三段式，具重力流和牵引流沉积特征；④沉积物由底部到顶部粒度变细，为正递变层理，层内部发育冲刷面、顶部多被侵蚀；⑤沉积构造丰富多样，以波状层理、透镜状层理和双向交错层理较为典型。研究区从下至上依次发育改造砂沉积、浊流沉积、改造砂沉积和碎屑流沉积。浊流顺斜坡向NW向运动，等深流大致呈NE向平行于斜坡运动。当浊流能量强于等深流时，以浊流沉积为主；当浊流能量弱于等深流时，等深流可对原始沉积物（浊流沉积等）进行搬运、改造和再沉积，从而形成改造砂。改造砂孔隙度为7.56%，渗透率为2.10 × 10-3 µm2；浊流沉积砂孔隙度为2.42%，渗透率为1.74 × 10-3 µm2。改造砂相比浊流沉积储集性能更好。深水原地沉积内发育较好的烃源岩，与改造砂互层沉积形成了有利于油气富集和保存的生-储-盖组合。关键词：重力流;等深流;改造砂沉积;浊流沉积;樱桃沟组;奥陶系;鄂尔多斯盆地30|22|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：页岩纹层类型、储集空间类型及页岩油赋存状态是影响页岩油微观运聚的主要因素。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73油层亚组页岩为研究对象，综合应用薄片及电镜观察、地化参数、矿物参数自动定量分析（AMICS）、氮气吸附、高压压汞、二维核磁共振、激光共聚焦等定性和定量的分析手段，对页岩纹层和页岩微观孔隙进行划分，明确页岩油赋存状态及分布特征，进而讨论页岩油的微观运聚过程。研究结果表明：①长73油层亚组页岩主要发育4种纹层类型（富有机质纹层、富凝灰质纹层、粉砂级长英质纹层和黏土纹层）和3种纹层组合（“富有机质+粉砂级长英质”纹层组合、“富有机质+富凝灰质”纹层组合和块状泥岩）；②不同纹层孔隙类型和含量差异显著，粉砂级长英质纹层面孔率平均值为6.59%，长石溶孔发育，富凝灰质纹层面孔率平均值为3.50%，主要发育晶间孔，部分发育微裂缝；③结合纹层有机质特征和孔-缝配置细划长73油层亚组页岩岩相，分别为“富有机质+富凝灰质”页岩岩相（Ⅰ型与Ⅱ型）和“富有机质+粉砂级长英质”页岩岩相（Ⅲ型），Ⅰ型与Ⅱ型主要区别于裂缝发育程度；④Ⅰ型中页岩油可动性强，含油性一般，页岩油运聚发生于厚层Ⅰ型内部；Ⅱ型和Ⅲ型可动性一般，Ⅲ型含油性好，在垂向接触时有利于页岩油由Ⅱ型向Ⅲ型运移。本研究通过划分页岩纹层类型，精细刻画不同纹层的储集空间，阐明了页岩油差异赋存规律，明确了页岩油在页岩岩相间的运聚特征，为揭示页岩油微运聚机理奠定基础。关键词：储集空间;赋存特征;微观运聚特征;纹层类型;页岩油;延长组;鄂尔多斯盆地32|24|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8-长9油层组泥页岩矿物组成与孔隙、微裂缝发育特征及其对页岩油富集和可动性的影响尚不十分清楚。通过X射线衍射、场发射扫描电镜、CO2吸附、低温氮气吸附、高压压汞和地化实验分析测试资料，对长8-长9油层组页岩储层特征及其控油性进行了综合研究。研究结果表明：①研究区长8-长9油层组页岩具有长英质黏土页岩、黏土质长英页岩和黏土-长英混合页岩3种岩相。长8油层组主要为长英质黏土页岩和黏土质长英页岩岩相，长9油层组3种岩相均比较发育。②根据孔、缝发育情况、可压裂性和可动油富集程度综合评价，黏土质长英页岩岩相最优，黏土质-长英质混合页岩岩相次之，长英质黏土页岩岩相较差。③储层发育有机质孔、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝。长8-长9油层组泥页岩总有机碳含量（TOC）与微孔和介孔孔体积具有明显正相关关系，但其有机质孔发育程度不及长7油层组页岩。微裂缝比较发育，主要为生烃增压产生的异常高压层理缝，其次为压溶层理缝及有机质收缩缝。④影响研究区孔隙和微裂缝发育的关键因素为高TOC、高有机质成熟度和高脆性矿物含量。高TOC和高有机质成熟度有利于有机质孔的发育和生烃成因异常高压缝的形成；碳酸盐胶结作用抑制孔隙发育并充填裂缝；高黏土矿物含量有利于微孔发育，但对介孔和宏孔发育具有不利影响。⑤可动油富集的主控因素包括TOC（< 4%）、有机质成熟度［镜质体反射率（Ro） > 1.2%］、脆性矿物含量（> 60%）和裂缝发育程度（裂缝线密度 > 1.6 × 104条/m）。⑥研究区页岩油甜点评价标准为Ⅰ类甜点油饱和度指数（OSI） > 100 mg/g，页岩油可动性最佳，集中分布在富县、甘泉及志丹东部地区，这些地区是研究区最有利的页岩油富集区，具有较好的勘探前景；Ⅱ类甜点OSI = 70 ~ 100 mg/g，页岩油具有可动性；Ⅲ类甜点OSI < 70 mg/g，页岩油动用难度较大，该类页岩油在研究区占主导地位。关键词：可动性;孔隙;裂缝;储层特征;页岩油;长8油层组;长9油层组;鄂尔多斯盆地32|25|1更新时间：2025-10-31
- 摘要：中国陆相咸化湖盆混积型页岩油资源潜力大，勘探前景好，明确其产出油组分特征，可为页岩油可动性评价及提高页岩油产量奠定基础。以准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组混积型页岩油为例，通过产出油与滞留烃组分特征的对比，明确了页岩油具有组分流动的特点，并进一步探讨了可动油与产出油的关系。研究认为：①玛湖凹陷风城组页岩产出油与滞留溶剂抽提油相比，产出油具有高的烃类含量，并随着开采时间的延长，重烃含量增加，具有组分流动的特征；产出油饱和烃气相色谱以中-低碳数的正构烷烃为主，滞留烃中灰质/白云质页岩和混合质页岩中饱和烃低分子碳数化合物占比大，而长英质页岩中相对发育中-高分子量的饱和烃类化合物。②热解法经轻烃散失量校正和重烃量恢复后，计算出风城组页岩原地滞留烃量平均值为2.87 mg/g（范围1.39 ~ 14.25 mg/g），可动油含量平均值为1.60 mg/g，占比高达55.8%，页岩油可动性好。③从分子地球化学尺度对比了可动油与产出油，认为高含油饱和度指数（OSI）、高可动烃含量和低总有机碳含量（TOC）段，具有更好的页岩油勘探潜力。该研究对深化咸水湖盆页岩油可动性和可采性以及提高页岩油产量具有重要意义。关键词：轻烃散失量恢复;族组分;可动油;产出油;页岩油;风城组;玛湖凹陷;准噶尔盆地34|22|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：深层超压致密油气是准噶尔盆地增储上产的重要资源类型之一。以盆地腹部地区为例，针对储层成因及主控因素不明等问题，基于储层分析化验、钻/测井及试油气资料，结合盆地模拟结果与地质综合解析，明确了储层机械压实与化学压实作用的特征及超压发育时序，探讨了半封闭-封闭成岩体系的形成机制，进而揭示了深层超压致密储层成因机制及其主控因素。研究结果表明：在埋深0 ~ 2 400 m阶段，储层以机械压实为主，压实作用导致的减孔率达70% ~ 90%，并形成半封闭-封闭成岩体系；在埋深2 400 m以深阶段，化学压实作用占主导，溶蚀产物迁移显著受阻，多以原地或就近沉淀胶结为主，若无其他建设性成岩作用参与，溶蚀作用增孔效应有限。不同成因超压对储层质量的改善效果存在差异，化学压实成因超压对原生孔隙的保护及次生孔隙形成的强化作用均较弱，而生烃及传导成因超压则可增强溶蚀作用，从而改善储层物性。总体而言，早期机械压实作用所决定的成岩体系开放程度，对晚期深埋阶段成岩演化路径、孔隙演化模式及优质储层（“甜点”）的形成具有重要控制作用。关键词：成岩流体系统;压实作用;成因机制;超压;致密储层;准噶尔盆地29|24|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：准噶尔盆地腹部莫索湾地区侏罗系低饱和致密油藏超压强度空间变化大，研究差异剥蚀背景下的超压成因机制与分布规律对致密油分布预测具有重要意义。构建了针对差异剥蚀效应修正的Bowers超压预测模型，融合地球物理资料解析、实验分析数据与盆地数值模拟技术，建立了一套化学压实-压力传导-晚期构造抬升全过程耦合的定量压力恢复方法。研究结果表明：①新模型避免了传统模型高估剥蚀区地层压力，预测平均相对误差约为5%。②超压成因具有南、北分异特征。莫索湾凸起以化学压实与压力传导复合作用为主，莫北凸起则主要受压力传导控制，石西凸起塑性变形对超压贡献较小。③对超压成因的定量计算表明，莫索湾凸起及莫北凸起中、南部地区超压成因以混合机制为主，弹性成因与塑性成因的贡献比集中在5∶2 ~ 2∶1；石西凸起塑性成因的贡献显著减小。超压现象主要受弹性变形机制主导。④盆地模拟表明，化学压实增压时序与油气充注期的匹配度直接决定储集层启动压力阈值。化学压实增压具有阶段性特征，其启动时间与油气充注期的时序差异决定了储集层启动压力阈值。晚期地层抬升抑制化学压实进程，但断裂活化促进深部流体垂向运移，形成“增压-输导”动态平衡。⑤根据超压成因时-空耦合特征认为该区具有莫索湾凸起“化学压实持续增压-气主油辅型”、莫北凸起“化学压实缓慢增压-油气共存型”和石西凸起“低温弱化学压实-油主气辅型”3类成藏模式。关键词：差异剥蚀;化学压实;压力传导;超压预测;致密油藏;准噶尔盆地32|21|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：为明确川中地区侏罗系沙溪庙组远源型致密砂岩气差异富集规律，基于气源断层解释、砂体刻画与成藏期古构造恢复，分析了沙溪庙组成藏期与现今断层-砂体配置关系，明确了成藏期至今断层-砂体配置演化模式及分布规律，进而结合现今产气井分布特征探讨了该演化模式对天然气差异富集的影响。研究结果表明：沙溪庙组断层-砂体配置关系存在断层与近水平砂体对接（①类）、断层与倾向一致的缓倾角砂体对接（②类）以及断层与倾向相反的缓倾角砂体对接（③类）3类；成藏期至今断层-砂体配置演化模式分为继承型（Ⅰ型，其中成藏期与现今均呈③类，即Ⅰ1型；均呈①类，即Ⅰ2型）、调整型（Ⅱ型，成藏期呈①类，演化至现今呈③类）和反转型（Ⅲ型，即成藏期呈③类、演化至现今呈②类）。这3种断层-砂体配置演化模式对天然气富集可产生不同影响：Ⅰ1继承型演化模式导致天然气主要在断层上盘富集并继承保存至今，气井多表现为高产和中产；断层下盘仅聚集少量天然气并继承保存至今，气井多表现为低产。Ⅰ2继承型演化模式导致天然气主要在断层两盘聚集并继承保存至今，断层两盘气井多表现为中产和低产。调整型演化模式导致天然气在断层两盘聚集并调整改造至今，其中上盘经调整可进一步聚集或富集天然气，气井可表现为高产、中产或低产；断层下盘经调整可使天然气逸散，气井多表现为低产和特低产。反转型演化模式导致天然气在上盘富集并经反转散失至今，而在下盘少量聚集并经反转调整再次聚集至今，断层两盘气井多表现为低产和特低产。川中地区北部金秋区块Ⅰ1继承型演化模式产生的上盘继承保存富集型天然气、调整型演化模式产生的上盘调整改造富集型天然气，可作为下一阶段沙溪庙组远源型致密砂岩气勘探的重点。关键词：差异富集;断层-砂体配置;远源型;致密砂岩气;沙溪庙组;川中地区34|21|1更新时间：2025-10-31
- 摘要：河口坝砂体是三角洲沉积体系的重要油气储层，受限于露头、现代沉积及地下储层资料维度、尺度及分辨率，其内部沉积演化过程及构型特征的系统表征一直面临挑战。利用沉积数值模拟技术与现代沉积相结合的方法，分析了典型河口坝的沉积演化过程，建立了河口坝内部构型模式，并深入探讨了发育区的水动力数学模型与机制。研究结果表明：①典型河口坝的沉积演化过程可划分为垂向加积期、前积期、侧向加积期、稳定期及复合河口坝形成期，不同演化阶段的河口坝形态特征存在差异，依次呈现小型长舌状、近菱形状、三角状或“V”状、心滩状和长椭圆状等形态。②河口坝沉积演化过程受水动力变化特征控制，在射流、盆底摩擦力及水体浮力的综合作用下，形成了不同的加积方式与河口坝平面形态。③水动力条件的差异还导致河口坝内部构型模式的分异，其内部加积方式可分为垂积式、前积式及侧积式，单一河口坝不同部位内部构型发育模式具有空间分异性，中心部位以垂向加积为主，前端表现为前积特征，侧翼则呈现侧向披覆及侧向加积特征。本研究为河控三角洲内部河口坝内部构型的精细表征提供了理论依据，对地下河口坝储层构型解析具有一定指导意义。关键词：储层构型;河口坝;三角洲;水动力机制;沉积数值模拟25|22|0更新时间：2025-10-31
油气地质
- 摘要：针对页岩油准自然能量开发中地层压力下降快、产量递减大导致的原油采收率低这一核心问题，长庆油田通过10余年的持续攻关，系统开展了理论探索、室内模拟、开发试验和规模应用研究，形成了针对新区和老区的差异化提高采收率技术体系。在新区开发方面，创新提出了“小井距 + 小簇距 + 大规模交错布缝”的井网-缝网协同优化技术；在老区改造方面，研发了“精细分段 + 大排量注气 + 结构化驱替”的多介质复合补能技术和区域补能重复压裂技术。研究结果表明：新区小井距开发模式可提高一次井网采收率4.0%以上，老区提采技术综合应用可提高采收率3.0% ~ 5.0%。通过新区和老区技术协同优化，预计可将鄂尔多斯盆地庆城页岩油藏的标定采收率由当前的7.5%提高至15.0%以上。研究成果能够为鄂尔多斯盆地及国内外类似页岩油藏提高采收率提供重要的理论依据与技术借鉴。关键词：新区;老区;提高采收率技术;页岩油;庆城油田;鄂尔多斯盆地34|28|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：水力压裂是致密砂岩油藏开发的主要方式，研究微观渗流机理及剩余油流动动态对于指导处于高含水阶段的致密油藏开发具有重要意义。为研究压裂液注入过程中的流体运移规律及渗吸-驱替耦合作用机理，基于裂缝-基质型双重介质光刻芯片模型，开展了微流控模型可视化驱油实验。分析研究了在渗吸-驱替耦合作用下的油-水界面运移、油滴剥离以及微观残余油分布微观特征。结果表明：①在压裂液注入双重介质模型后，流动过程兼顾裂隙指进、孔隙-裂隙交互渗吸以及孔隙驱替。注入速度较慢时渗吸作用的主导性较强，对近裂缝区的死孔油波及范围较广。随着注入速度增加，交互渗吸作用减弱，波及范围及采收率逐渐降低，采收率主要由孔隙内的驱替作用贡献。②当添加表面活性剂后，压裂液对油滴和壁面残余油簇的剥离作用增强，同时添加表面活性剂后液体对残余油的击打促排效果显著，壁面残余油被大量剥离。当流体突破后，在稳定驱替阶段也会持续剥离壁面残余油，极大地增强了驱油效果。③渗吸和驱替过程中，因为壁面的不同粗糙度以及不同孔隙体间流速和压力的影响导致存在残余油。根据形状及其分布，残余油分为球状残余油、单壁面膜状残余油、孔喉柱状残余油、双壁面膜状残余油、壁面折柱状残余油和壁间连片状残余油6类，其中柱状和膜状残余油分布的范围较广。关键词：渗吸-驱替耦合;裂缝-基质双重介质模型;表面活性剂;微流控实验;水力压裂;提高采收率;致密砂岩储层;油藏开发26|25|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6—长9油层组存在高自然伽马值（简称高伽马）砂岩，该类砂岩极易在常规测井解释中被识别为粉砂岩甚至泥岩，从而造成有效储集层厚度的误判。为了准确判识岩性，从岩心观察入手，并结合粒度资料对不同岩性进行精细划分，总结了研究区高伽马砂岩测井响应、岩石学、物性及含油性特征，并对其成因开展了分析与探讨。研究结果表明：①高伽马砂岩在常规测井上响应特征显著，表现为高自然伽马值、高声波时差以及自然电位明显负异常；在自然伽马能谱测井上，则显示出高铀（U）、高钍（Th）及低钾（K）含量特征。②高伽马砂岩相较于普通砂岩，通常具有更高的长石、云母及黏土矿物含量。两类砂岩的孔隙度较为接近，但高伽马砂岩渗透率略低于常规砂岩，含油饱和度亦相对较低，且含油性均随铀、钍和钾等放射性元素含量的增加而呈现降低趋势。③火山活动、沉积环境和黏土矿物类型是高伽马砂岩形成的主控因素。火山活动喷发的碎屑物质提供了丰富的放射性物质来源，研究区东北部和西南部在放射性元素的迁移、聚集及保存条件方面存在不同，尤其是铀与钍元素在不同沉积环境下富集程度差异明显；不同黏土矿物对放射性元素的吸附能力存在差异，伊利石与伊/蒙混层矿物具有较强的吸附能力，而高岭石与绿泥石对放射性元素的吸附作用有限。对吴起地区高伽马砂岩岩性及发育特征开展精细研究，不仅对鄂尔多斯盆地油气储量提升与产能建设具有重要实际意义，而且也能够为中国其他盆地同类储层的勘探与开发提供关键地质依据与理论指导。关键词：储层特征;高自然伽马值砂岩;长6—长9油层组;延长组;三叠系;鄂尔多斯盆地34|24|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：低渗透-致密储层的分类评价是油气勘探开发中亟待解决的难题。传统的方法要么只适用于常规储层，要么对低渗透-致密储层的分类过于简单，从而难以满足低渗透-致密储层勘探开发的实际需要；一些新提出的评价方法虽然应用效果较好，但参数获取难度大，成本高，难于推广。在对研究区储层基本特征进行铸体薄片分析、扫描电镜观察及高压压汞实验等研究的基础上，结合大量数据处理和不同聚类分析方法，建立了基于K均值算法聚类分析的低渗透-致密储层分类评价方法，并借助孔-渗交会图实现了分类界限的数学表征。新建立的分类评价体系具有以下特点和优势：①通过算法驱动突破了传统储层经验分类评价标准的局限性，使分类更加科学。②综合运用反映储层物性和孔隙结构特征的8个主要参数（孔隙度、渗透率、分选系数、中值压力、中值半径、排驱压力、最大进汞饱和度和退汞效率）进行储层分类评价，但最终结果仅用最能反映储层品质、也最易获取的孔隙度和渗透率2个参数来进行表征，从而避免了大多数多参数储层评价参数获取难、不易推广应用的不足。③建立了以数学函数为边界的评价方法，从而克服了传统“一刀切”的简单划分做法。运用该方法对鄂尔多斯盆地定边—富县地区三叠系延长组下组合长7—长9油层组低渗透-致密储层进行了分类评价和有利储层分布区预测，为该地区甜点评价提供了依据。关键词：分类;评价;聚类分析;低渗透;致密;储层;延长组;鄂尔多斯盆地33|28|0更新时间：2025-10-31
- 摘要：储气库的安全运行对保证稳定供气、发挥储气库季节调峰和能源战略储备具有重要意义。储气库内断层的稳定性是评价其安全运行的关键因素。开展储气库断层稳定性评价，确定断层失稳临界压力非常必要。研究表明：传统的断层稳定性评价方法将断层摩擦系数视为定值，这种方法在实际应用中高估了断层的稳定性。基于黏土矿物对摩擦强度的弱化机理，研究不同类型黏土矿物与摩擦系数的关系，用理论计算与摩擦强度实验标定的方法，建立了适用于研究区的断层摩擦强度非均质性定量表征模型，提高了雷61储气库相关断层稳定性评价方法的科学性和准确性。评价结果对比表明，用传统断层稳定性评价方法，所有断层在当前应力场下均表现出较高的稳定性，最小活化压力为20.04 MPa；采用改进的断层稳定性评价方法，尽管断层尚未发生活化，但最小活化压力已经降至16.68 MPa，较传统方法降低了3.36 MPa。关键词：黏土矿物;断层摩擦系数非均质性;断层承压上限;断层稳定性评价;雷61储气库;辽河盆地26|17|0更新时间：2025-10-31
方法技术
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