Petroleum Exploration and Development

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海上河流相油田高效开发技术

郭太现;杨庆红;黄凯;张建民

. 2013, 40(6): 2-0.

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渤海海上河流相油田油藏地质条件复杂，储集层厚度薄、横向变化大、连通性差，开发此类油田面临开发井网部署难度大、储集层精细描述难度大、资源优化配置困难等多方面的挑战。为实现海上河流相油田高效开发，研究形成了稀疏井网下的河流相油田储集层精细描述及定量表征技术、河流相油田区域沉积研究及单河道识别技术、河流相油田单砂体井网优化技术、河流相油田滚动挖潜技术。经渤海11个油田的开发验证，不仅在已探明储量资源的开发中成效显著，还在滚动开发评价中新增探明石油地质储量5 000×104 t。储集层精细描述技术预测储集层钻遇率达到98%；河流相储集层单河道识别技术使采收率平均提高3%；河流相油田滚动评价技术能够带动油田周边资源的快速转化，实现油气资源的高效开发。图9参18

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中国深层油气形成、分布与潜力分析

孙龙德;邹才能;朱如凯;张云辉;张水昌;张宝民;朱光有;高志勇

. 2013, 40(6): 2-0.

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近年来中国陆上油气勘探不断向深层—超深层拓展，在深层油气生成与保存条件、储集层形成机理、勘探潜力与油气资源评价及勘探工程技术方面取得了一系列新认识、新进展。深层油气储集层包括碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩等，油层温度可高达295 ℃，深层碎屑岩在长期浅埋、晚期快速深埋背景下利于孔隙保持，溶蚀与裂缝作用改善了储集层物性；受断裂作用、岩溶热液作用、白云石化作用及早期油气充注影响，碳酸盐岩在8 000 m以深仍有良好的储集性能；深层火山岩受构造作用、火山作用、成岩作用及表生期和埋藏期成岩改造控制，发育原生型和次生风化型两类储集层。中国石油深层油气资源主要分布在碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩3大领域，以气为主，已形成塔里木、鄂尔多斯、四川、准噶尔、松辽、三塘湖、渤海湾盆地等现实领域。中国深层油气已进入突破发现期，超深井钻井及超高温钻井液技术等工程技术已初步具备发现深层—超深层油气藏的能力。图5参32

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致密砂砾岩气形成主控因素与富集规律——以松辽盆地徐家围子断陷下白垩统营城组为例

冯子辉;印长海;陆加敏;朱映康

. 2013, 40(6): 2-0.

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以油气钻探实践为基础，应用地质、地球物理和地球化学相结合的方法，以松辽盆地徐家围子断陷深层下白垩统营城组致密砂砾岩气为例，探讨致密砂砾岩气形成主控因素及其富集规律。营城组致密砂砾岩气主要受储集层物性控制，储集层具有先致密后成藏的特点；气藏具明显的干气特征，各类储集层具有不同的产能，储气层孔隙度下限为2.5%，渗透率下限为0.1×10-3 μm2；构造背景对致密气的分布影响不大，气层“甜点”分布宏观上受气源岩发育状况、储集层沉积相带展布以及断裂带发育部位等因素综合控制，三角洲前缘亚相储集层物性相对较好，其中营城组砂砾岩储集层和下伏气源岩有走滑断裂沟通的条带状区域是致密砂砾岩气勘探的有利地区。图7表1参17

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珠—琼盆地新生界火山岩特征及其油气地质意义

张斌;王璞珺;张功成;孙晓猛;鲁宝亮;倪唯一

. 2013, 40(6): 2-0.

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采用钻井、重力、磁力、地震相结合的方法，对南海北部珠江口和琼东南盆地新生界火山岩进行识别，并对其岩性、分布特征及火山活动对油气成藏的影响进行了分析。共识别出新生界火山岩体70余个，主要包括两种类型：①夹于新生界沉积层序之中的火山熔岩和火山碎屑岩，主要为层状；②新生界沉积层下伏的刚性基底玄武岩，主要为锥状、丘状和楔状。新生代早期（E1—2）主要发育酸性、中性、基性火山岩，新生代中晚期（E3—Q）主要发育单一的基性岩，规模大。火山岩相主要发育喷溢相下部亚相、喷溢相中部亚相和爆发相热碎屑流亚相。空间展布上，由琼东南盆地至珠江口盆地，火山活动逐渐增强；由浅水区至中央海盆，火山岩体规模增大，时代逐渐变新。新生代火山活动提高了地层温度，降低了生烃门限深度，促进了油气成藏。文昌组（E2w）—珠江组（N1z）火山岩具有油气成藏的有利条件，在深层勘探中应给予重视。图5表3参38

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四川盆地震旦系灯影组灰泥丘发育特征及储集意义

李凌;谭秀成;曾伟;周涛;杨雨;洪海涛;罗冰;边立曾

. 2013, 40(6): 2-0.

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基于岩心及野外剖面观测，研究四川盆地震旦系灯影组灰泥丘发育特征及其储集意义。四川盆地灯影组普遍发育台内小型灰泥丘，发育规模不大，单个旋回厚度多小于2 m，但其发育频率很高，尤其在灯影组二段和四段频繁出现。构成灰泥丘的颗粒主要为与蓝菌群落建造有关的凝块石、藻叠层、核形石及粘结岩等，这些微生物粘结捕获灰泥，为灰泥丘建造的主体，相关的岩石类型主要有藻粘结凝块云岩、藻粘结骨架云岩以及与藻粘结凝块云岩共生的波状—柱状藻叠层云岩等。多期灰泥丘呈明显正地貌特征，发育大量格架构造、斑马状构造与层状晶洞构造；具有完整的丘基—丘核—丘坪、丘基—丘核—丘盖2种沉积演化模式，前者最为普遍。灰泥丘与储集层关系密切，丘核常发育规模不等的孔洞，为油气聚集提供了良好条件，丘滩复合体构成了四川盆地灯影组的主力勘探对象。图9参30

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古地貌与不整合动态结合预测风化壳岩溶储集层分布——以四川盆地乐山—龙女寺古隆起灯影组为例

汤济广;胡望水;李伟;张光亚

. 2013, 40(6): 2-0.

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基于对不整合类型、分布的研究，结合震旦系灯影组沉积末期古隆起构造形态恢复，揭示四川盆地乐山—龙女寺古隆起寒武纪与震旦纪沉积间断期岩溶古地貌和岩溶水动力场的演变，以动态、有效地预测灯影组风化壳岩溶储集层。古构造恢复显示，寒武系与震旦系沉积间断期，威远—仁寿一线以西凸起构造持续发育，形成同向削蚀-超覆型不整合；而以东古构造高部位则由资中—营山一线以东向其西发生迁移，形成反向削蚀-超覆不整合。在此基础上，分析古地貌变化导致的古岩溶水动力场变化，明确不同岩溶地貌的溶蚀方式和岩溶强度，认为合川—大足、蓬安—广安—安岳—内江和仁寿以北一带溶蚀强度较大，发育多套溶蚀层，岩溶储集层最为发育；大足—潼南—合川一带具较强的溶蚀强度，岩溶储集层较发育；威远—乐至—西充—仪陇以西南北两端具一定的溶蚀作用，岩溶储集层较发育，而中部溶蚀强度相对较弱，岩溶储集层发育相对较差。图6表1参26

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伊通盆地新近纪差异构造反转与油气成藏

唐大卿;陈红汉;江涛;张辉;邱玉超;陈栗

. 2013, 40(6): 2-0.

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结合最新的地震、钻井等资料，系统研究伊通盆地新近纪反转构造的差异改造特征、成因演化、变形规律及动力学背景，分析差异构造反转与油气成藏的关系。伊通盆地西北缘反转构造以右旋走滑冲断为主，可划分为高隆翻转冲断型、中隆斜列冲断型和低隆破裂冲断型，形成沿盆地西北缘平行展布的宽约2～4 km的断褶带，油气成藏条件良好；而在盆地东南缘，反转构造则以相对较弱的右旋压扭和隆升掀斜为主，且在尖山、万昌、搜登等构造带顶部还发育了拱张性断裂，对早期油气藏起破坏作用。反转构造成因主要为太平洋板块向西俯冲产生弧后扩张而使中国东北大陆遭受挤压隆升，同时还受印度板块与欧亚板块碰撞所产生的远程挤压效应影响，此外还与盆缘隆起的发育位置和隆升强度密切相关。图10参28

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松南让字井斜坡带源下致密砂岩储集层控制因素

李丹;董春梅;林承焰;任丽华;江涛;唐振兴

. 2013, 40(6): 2-0.

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基于储集层特征分析，利用多项分析测试技术，从基准面旋回、沉积、成岩、构造及CO2充注等5个角度对松南盆地让字井斜坡带源下扶余油层致密砂岩储集层质量控制因素进行研究，探讨源下致密砂岩储集层中“甜点”的分布规律。结果表明，基准面旋回及沉积条件控制了源储配置关系、储集层叠置样式及原始物性，压实作用是导致储集层致密的主要成因，胶结作用加剧了致密程度，有机酸“倒灌”到储集层所产生的次生孔隙对储集层质量有一定程度的改善，构造活动在3个层次上对源下储集层质量的改善起到积极作用，CO2充注可改善局部储集层的渗滤能力，但对形成有效储集层不利。研究区源下致密砂岩储集层中相对优质储集层的形成受控于基准面旋回、主力沉积相、优势溶蚀带、构造抬升区4者的耦合。图12参28

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超压背景下自生石英形成的化学动力学模型

孟元林;许丞;谢洪玉;田伟志;童传新;刘景环;高煜婷;王又春

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为了准确模拟超压背景下自生石英含量随时间的变化规律，以Walderhaug时间-温度双控化学动力学模型为基础，考虑超压对自生石英形成的抑制作用，建立适用于超压背景下自生石英形成的时间-温度-压力多控化学动力学模型，并通过在莺歌海盆地的实际应用验证模型的正确性。莺歌海盆地中央坳陷区新生界石英砂岩中自生石英的形成受到了超压的抑制，通过引入超压抑制因子，建立了适用于超压背景下自生石英形成的化学动力学模型，根据莺歌海盆地石英砂岩中自生石英含量和压力实测资料，确定了超压抑制因子数值，在此基础上实现了对自生石英形成演化史的准确模拟，模拟精度远高于Walderhaug经典模型。模拟结果表明，压力系数为1.7～2.0的超压可使自生石英含量降低2.72%～4.72%，有利于深层超压带优质储集层的发育。图5表1参37

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注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术——以新疆H1块火驱试验区为例

席长丰;关文龙;蒋有伟;梁金中;周游;吴键;王晓春;程宏杰;黄继红;王波生

. 2013, 40(6): 2-0.

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以新疆H1块已实施3 a的火驱试验区为原型，通过与物理模拟结果、现场生产动态相互验证和调整，合理划分原油组分、确定火驱高温燃烧方程式、求取原油氧化动力学参数，建立了精确的火驱数值模拟基础模型。应用该模型对H1块火驱试验进行了跟踪模拟研究。研究表明：注蒸汽后形成的次生水体在燃烧初期大部分被烟道气驱替出来，只有小部分起到了有限湿烧的作用；火驱储集层从注气井到生产井依次为已燃区、火墙、结焦带、高温凝结带、油墙、剩余油区，比以往认识增加了高温凝结带；与原始油藏火驱过程不同，注蒸汽后的油藏火驱，存在着“先填坑、后成墙”的油墙构建、运移过程，油墙的形态与附近生产井动态密切相关。矿场试验表明，火驱跟踪数值模拟有效提升了火驱动态预测和管理水平。图10表1参18

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油藏“水动力”压力特征成因——以伊拉克鲁迈拉油田祖拜尔组第四油藏为例

刘卓;田昌炳;张为民;马纪;罗洪

. 2013, 40(6): 2-0.

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基于理论分析与油藏实例调研，系统总结油藏“水动力”压力特征的成因类型，应用排除法和数值模拟法确定伊拉克鲁迈拉油田祖拜尔组第四油藏（4th Pay）“水动力”压力特征成因。“水动力”压力分布特征成因类型可分为动态水体类、油藏分区类和流体变密度类，其中动态水体类可由水动力油藏或周边油田衰竭开采导致。4th Pay油藏水层压力由北向南逐渐降低而无倾斜油水界面，结合4th Pay油藏地质特征，应用排除法确定4th Pay油藏压力的“水动力”特征属动态水体类。数值模拟进一步表明，4th Pay油藏油水界面调整时间尺度远大于油藏开发时间尺度而远小于成藏时间尺度，“水动力”压力特征为周边油田衰竭开采所致。结合区域地质研究和周边油田开发历史调研，推测其为受南部劳扎塔因油田衰竭开发影响。图8表2参24

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无机凝胶成胶性能及封堵效果实验

牛丽伟;卢祥国;熊春明;唐孝芬;吴行才;贾旭;张松

. 2013, 40(6): 2-0.

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利用仪器检测和理论分析方法，研究了无机凝胶转向剂（OMGL）的凝胶化程度、极限成胶浓度和封堵性能，并观测了岩石孔隙骨架表面无机凝胶形貌。结果表明：OMGL溶液与水中Ca2+反应可生成无机凝胶。OMGL和Ca2+浓度愈大，凝胶化程度愈大，OMGL浓度是Ca2+浓度的2～3倍时，无机凝胶化程度最为合理。凝胶化程度对温度不敏感。在岩心渗透率相同条件下，随OMGL浓度增加，残余阻力系数增大；在OMGL浓度相同条件下，随岩心渗透率增加，残余阻力系数减小。OMGL溶液和Ca2+溶液浓度组合与岩心渗透率间存在合理匹配关系，可根据Ca2+浓度推测岩心的封堵效果。无机凝胶以“—Si—O—Si—”离子键方式在岩石骨架表面吸附形成涂层，而非沉淀在通道中。图6表4参13

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中国油气田开发分层注水工艺技术现状与发展趋势

刘合;裴晓含;罗凯;孙福超;郑立臣;杨清海

. 2013, 40(6): 2-0.

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分层注水是实现油田开发长期高产稳产的重要技术手段。国内已形成了“桥式偏心+钢管电缆直读测调”主体分注技术，技术适应性不断提高和完善，满足了常规注水井的开发需要。随着水驱油田进入高含水开发后期，注水井防砂、低配注量分层流量测试、高温高压井分层注水、大斜度井分层注水、分层注水实时监测与控制等技术的研究成为分层注水工艺的发展趋势，引领分层注水向自动化、智能化、一体化方向发展，以满足不同油藏、不同井型条件下注水开发对分注工艺的需求，确保水驱油田的高效开发。目前在井下信号无线传输、流量监测、动态水嘴调节等方面取得了阶段性进展，形成了注水井井下自动化、智能化基础理论技术。图6参22

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台风条件下深水钻井隔水管触底事故分析及对策

刘秀全;陈国明;畅元江;刘康;张磊;许亮斌

. 2013, 40(6): 2-0.

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针对中国南海深水钻井隔水管面临的触底事故风险，建立了深水钻井隔水管触底事故力学分析模型，并以某深水浮式钻井平台隔水管触底事故为例进行隔水管触底力学特性分析和事故分析，确定触底后隔水管回收作业窗口。力学特性分析和事故分析结果表明：触底后隔水管呈悬链线形状，隔水管弯矩和等效应力的最大值均发生在下挠性接头处；触底后隔水管顶部和底部的弯曲变形较为严重，上下挠性接头转角较大，导致平台月池、张紧器和下挠性接头损坏，若平台继续向浅水区漂移，可能发生隔水管断裂。触底后回收隔水管时，必须保证平台位移和隔水管提升高度在作业窗口内，否则会导致隔水管断裂或进一步损坏隔水管底部总成；隔水管脱离海底后不再移动平台并继续回收作业。图8表1参11

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基于灰色关联的深水浮式油气开发平台选择

毛东风;段梦兰;李新仲;苏君威;王莹莹

. 2013, 40(6): 2-0.

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为了选择特定深水条件下合适的油气钻采平台，提出基于灰色关联理论的深水浮式油气开发平台选择方法，并对该方法进行了验证。通过分析深水浮式平台选择影响因素，确定了13种主要影响因素，并统计归纳了65座全球目前运行良好的深水浮式油气开发平台（包括张力腿平台、深吃水立柱式平台、半潜式平台和浮式生产储油装置）的相关数据。以某待开发深水油田为例给出了平台选择的具体方法：以该油田平台影响因素序列为参考序列，利用灰色关联分析法计算得到各平台影响因素序列与参考序列的关联度，选出关联度最高的平台为最优平台。通过2个算例验证了方法的可行性和可靠性。图7表2参12

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塔里木深井薄油层旋转地质导向钻井技术应用

张程光;吴千里;王孝亮;吕宁

. 2013, 40(6): 2-0.

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针对塔里木油田某区块薄油层埋藏深、厚度小且构造边缘横向发育不稳定的问题，引入旋转地质导向钻井技术，结合实例分析了该技术的现场应用效果，总结了出现的问题及可供其他类似油田借鉴的经验。通过分析塔里木油田某区块薄油层的钻井技术难点，阐述了引入旋转地质导向的可行性和必要性，介绍了该技术的工作原理及主要工具。以该区块完钻的某双台阶水平井为例，分析了旋转地质导向技术的作业特点及应用效果，结果表明：旋转地质导向平均机械钻速较高，在厚度不足1 m的油层中平均钻遇率可达82%，消除了使用螺杆钻具滑动钻进时的托压问题，且使井眼更平滑、清洁。总结了现场应用中存在的导向工具造斜率影响因素多、MWD传输信号受干扰、工具工作性能不稳定等问题，提出了应对措施及可供其他油田借鉴的经验。图2表2参14

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不同流变模式钻井液环空层流压耗通用算法

彭齐;樊洪海;周号博;李朝玮;陈绪跃;王鄂川;叶志

. 2013, 40(6): 2-0.

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针对钻井工程中常用环空层流压耗计算方法精度低、不适用于复杂流变模式的问题，提出了适用于不同流变模式钻井液的环空层流压耗通用算法，与传统算法进行了对比，并采用已发表文献中实验数据进行了验证。基于环空槽流模型，将圆管流量方程推广应用于环空中推导出环空流量方程，利用环空流量方程和流体流变方程建立环空流量与管壁剪切应力的关系式，再由已知流量求得管壁剪切应力，进而求得环空压耗。通过与传统算法的对比分析发现：提出的通用算法适用于所有流变模式的钻井液环空层流，普适性好、建模过程简单、计算精度高。基于已发表文献中实验数据的算法验证结果表明：不论是在低排量还是在高排量条件下，采用通用算法求得的不同流变模式环空压耗与实测结果都能较好地吻合，弥补了传统算法的误差。图5表2参12

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冲积扇储集层内部隔夹层样式——以克拉玛依油田一中区克下组为例

印森林;吴胜和;冯文杰;李俊飞;尹航

. 2013, 40(6): 2-0.

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以克拉玛依油田一中区克下组为例，利用岩心、露头、测井和地震资料，分析冲积扇整体展布特征，以此为基础，利用层次界面分析法研究工区不同亚相不同级次隔夹层的形态、规模及其叠置样式。工区克下组自下而上依次发育扇根、扇中和扇缘沉积，粒径向上变细，为一完整退积型沉积序列。冲积扇储集层隔夹层可分为岩性隔夹层（细粒沉积）和物性夹层（泥质砂（砾）岩）两类，冲积扇不同亚相带的隔夹层成因、样式及规模差异较大。扇根亚相带隔夹层呈“整体分散，局部交织状”，表现为高渗透网络中的部分不连续遮挡；扇中亚相带隔夹层整体以相对稳定隔层和侧向分隔夹层为主，渗流屏障遮挡能力迅速增强；扇缘隔夹层整体呈“千层饼”状，储集体在顺源方向呈镶嵌状，垂直物源方向呈透镜状被厚层隔夹层分隔，其渗流屏障的遮挡能力在冲积扇各亚相带中最强。图7表3参21

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过成熟海相页岩孔隙度演化特征和游离气量

王飞宇;关晶;冯伟平;包林燕

. 2013, 40(6): 2-0.

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采用He-Hg法和场发射扫描电镜法分析四川盆地南部下寒武统和上奥陶统—下志留统黑色页岩孔隙度，讨论过成熟阶段页岩孔隙度与有机质成熟度、有机质丰度及游离气量之间的关系。在过成熟阶段（Ro值大于2.0%），TOC值小于5%时，页岩孔隙度与TOC值存在正相关关系，但当TOC值大于5%后，页岩孔隙度随TOC值增高增加幅度有限。过成熟阶段页岩孔隙度总体随有机质成熟度的升高而降低。页岩游离气量是页岩气成功开发的关键因素，游离气量主要取决于页岩孔隙度和含气饱和度。高TOC页岩具更高的页岩孔隙度和含气饱和度，四川盆地南部下志留统龙马溪组TOC值较高，Ro值为2.0%～2.3%，富有机质页岩孔隙度和含气饱和度均高于下寒武统富有机质页岩，游离气含量高，故获得高产。图6参20

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2013年, 第40卷, 第6期　刊出日期：

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