Petroleum Exploration and Development

Select

四川盆地高石梯—磨溪古隆起构造特征及对特大型气田形成的控制作用

魏国齐;杨威;杜金虎;徐春春;邹才能;谢武仁;武赛军;曾富英

. 2015, 42(3): 257-265.

PDF全文 ( )

可视化

应用四川盆地最新地质、地震、钻井及露头等资料，对高石梯—磨溪古隆起地质结构、地质演化进行研究，探讨安岳震旦系—寒武系特大型气田形成的控制因素。高石梯—磨溪古隆起为一主要与桐湾运动有关的近南北向巨型同沉积古隆起构造，其核部高石梯—磨溪地区震旦系灯影组顶面及相邻层系自震旦纪至今一直处于隆起高部位，并发育独立统一的巨型圈闭构造，其发育时期、地质结构、演化历史等构造特征明显有别于加里东期乐山—龙女寺古隆起。高石梯—磨溪古隆起控制安岳震旦系—寒武系特大型气田的形成与分布，主要表现为：古隆起西侧紧邻绵竹—长宁克拉通内裂陷寒武系麦地坪组、筇竹寺组烃源岩中心，且自身也发育震旦系灯影组和寒武系筇竹寺组烃源岩；控制了震旦系灯四段、灯二段和寒武系龙王庙组优质储集层的形成与展布；发育3套储盖组合，为震旦系—寒武系大规模古油藏原位裂解形成特大型气藏提供了条件。图7参10

Select

柴达木盆地东坪地区基岩储集层气藏特征

马峰;阎存凤;马达德;乐幸福;黄成刚;石亚军;张永庶;谢梅

. 2015, 42(3): 266-273.

PDF全文 ( )

可视化

基于录井和成像测井数据、岩心观察和薄片鉴定，以及储集层微观研究和盖层条件评价等综合分析，研究柴达木盆地东坪地区基岩储集层气藏地质特征及天然气富集高产原因。东坪地区基岩储集层岩性主要为花岗岩和花岗片麻岩；储集空间主要为裂缝、溶蚀孔和微孔，其中大量发育的基质微孔和溶蚀孔为研究区气藏高产稳产的主控因素；受控于第三纪咸化湖环境，基岩顶部0～18 m内发育的裂缝及孔隙被石膏和方解石充填，形成良好的基岩“顶封式”盖层。这种特殊的储盖组合广泛分布，使东坪地区基岩储集层气藏富集高产，主要发育两种气藏：一种是基岩顶部裂缝-孔隙型气藏，主要分布于基岩“顶封式”盖层顶面之下20～50 m区域，受构造控制明显，气藏高产、稳产；另一种是基岩内部裂缝-孔隙型气藏，纵向含气深度大，含气差异大，横向变化快，气藏高产，稳产效果差。图5表3参21

Select

古流体恢复及在储集层形成机理研究中的应用——以塔里木盆地奥陶系为例

单秀琴;张宝民;张静;张立平;贾进华;刘静江

. 2015, 42(3): 274-282.

PDF全文 ( )

可视化

基于缝洞-溶洞充填泥的硼元素分析，充填方解石中包裹体均一温度-盐度、液相成分中阴离子、氢氧同位素测定，并结合区域地质背景，恢复塔里木盆地奥陶系岩溶储集层古流体，在此基础上分析岩溶储集层成因。缝洞-溶洞充填泥中硼元素含量总体小于80 μg/g；充填方解石中包裹体均一温度存在地区差异，盐度分布范围大，包裹体液相成分中HCO3-含量总体较高而Cl-、SO42-含量分布离散，包裹体氢氧同位素组成较为离散、δD值偏负、δ18O值偏正。这些证据表明，塔里木盆地奥陶系古流体来源于表生期大气淡水、被埋藏封存的淡水-海水混合水、海水及浓缩海水，以及沿断裂带上窜的寒武系白云岩层系、蒸发岩系的埋藏卤水；孔洞-溶洞型储集层形成的最主要建设性成岩作用是表生期大气淡水的侵蚀、溶蚀，在埋藏期经历了深部热流体不同程度的改造。图8表1参23

Select

四川盆地震旦系灯影组古岩溶地貌恢复及意义

刘宏;罗思聪;谭秀成;李凌;连承波;曾伟;罗冰;山述娇

. 2015, 42(3): 283-293.

PDF全文 ( )

可视化

应用川中高石梯地区新钻井资料，以及四川盆地及周缘150余条野外露头剖面资料和30余口钻井的地层划分及对比结果，结合区域地震资料，采用“印模法”恢复震旦系灯影组古岩溶地貌，并在此基础上研究其古地理格局及油气勘探意义。灯影组沉积期末四川盆地周缘为古陆/水下高地环抱，具体包括西部的康滇古陆、西北部的松潘古陆、北部的汉南古陆、东南和东北部的黔江—正安、镇巴及巫溪—建始水下高地。盆地向东南和东北分别接入江南盆地和古秦岭洋。在盆地内部，受南北向梓潼—筠连裂陷槽以及北东向阆中—通江、重庆—开县坳陷分隔的影响，南北向存在“三隆”（镇巴、川中、黔江—正安）“两坳”（阆中—通江、重庆—开县），而东西向被分隔为相对独立的两个古隆起体系：南北向的绵阳—乐山—西昌古隆起、近北东向的川中古隆起。灯影组古岩溶地貌控制了区内的古岩溶地貌格局，形成了岩溶高地、台地、斜坡、洼地和盆地5个二级岩溶地貌单元，其中岩溶台地和斜坡为岩溶型储集层发育区，为大型气田的形成提供了有利条件。图9表4参28

Select

松辽盆地南部白垩系致密油微观赋存特征

公言杰;柳少波;朱如凯;刘可禹;唐振兴;姜林

. 2015, 42(3): 294-299.

PDF全文 ( )

可视化

建立环境扫描电镜观察与X射线能谱定量测定烃类碳含量相结合的实验方法，表征松辽盆地南部白垩系泉头组四段致密油微观赋存特征。对致密油7口典型井17块样品168个测点的观察与分析表明，致密油主要具有2种赋存形态：油珠与油膜，以油膜为主；具有3类微观赋存空间：粒间孔、粒内孔和微裂缝，以粒间孔为主。油膜平面尺寸主要为（1～5 μm）×（1～5 μm），形状不规则，以浸染粘连状形态赋存于粒间孔或微裂缝中，含碳质量百分比主要集中在40%～90%；油珠平面尺寸主要为（0.2～1.0 μm）×（0.2～1.0 μm），赋存空间相对较小，含碳质量百分比主要集中在15%～30%。储集层类型与孔喉分布控制致密油赋存状态：由Ⅰ类到Ⅲ类储集层，原油含碳质量百分比及赋存油膜厚度呈逐渐减小趋势，储集层中值孔喉半径与储集层质量系数控制含碳质量百分比与油膜厚度。图6表1参13

Select

断层-盖层封闭性定量评价——以塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带为例

付晓飞;贾茹;王海学;吴桐;孟令东;孙永河

. 2015, 42(3): 300-309.

PDF全文 ( )

可视化

基于岩石力学特征测试和野外露头解剖，分析塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带断裂在膏盐岩盖层和砂砾岩储集层中的变形机制，研究断层封闭机理并建立天然气保存综合定量评价图版。随埋深增加，膏盐岩从脆性阶段向脆-塑性、塑性阶段转变，库车坳陷膏盐岩从脆性向脆-塑性转化的深度约为1 740 m，从脆-塑性向塑性转化的深度约为3 400 m。断裂在脆性膏盐岩中变形形成贯通性断裂，可用断接厚度表征断层垂向封闭性；断裂在脆-塑性膏盐岩盖层中变形形成涂抹，涂抹因子（SSF）值3.5为膏盐岩涂抹连续与否的临界值，为判断脆-塑性膏盐岩中断裂垂向封闭性的标准；断裂一般不断穿塑性膏盐岩。断裂在砂砾岩中变形形成断层角砾岩型断裂带，不具封闭能力，天然气在断层圈闭中聚集数量取决于控圈断裂两盘岩性对接幅度，圈闭范围内最小对接幅度决定断层圈闭气水界面和气柱高度。综合考虑膏盐岩脆塑性转化深度、临界断接厚度、SSF值、圈闭范围内最小对接幅度4因素，建立了大北—克拉苏构造带天然气保存综合定量评价图版，为断层圈闭风险评价提供了依据。图8参38

Select

异常高压对储集层压实和胶结作用的影响——以渤海湾盆地渤中凹陷西北次凹为例

石良;金振奎;闫伟;朱小二;许新明;彭飚

. 2015, 42(3): 310-318.

PDF全文 ( )

可视化

根据岩心和薄片资料，定量分析渤海湾盆地渤中凹陷西北次凹异常高压对古近系东营组储集层压实和胶结作用的影响。异常高压对压实具有明显抑制作用，异常高压带砂岩压实强度及压实减孔率低于上覆常压带砂岩，异常高压带地层压力每超过静水压力4 MPa，可保存约1.1%原生孔隙；异常高压对胶结物发育有控制作用，异常高压带及邻近内侧常压带内，胶结较强烈，而远离异常高压带的外侧常压带，胶结强度迅速降低。在常压带，碳酸盐胶结带的厚度比自生黏土矿物胶结带厚度小。碳酸盐差异胶结存在“细粒聚集效应”，即碳酸盐优先在粒度较细的砂岩中形成胶结物，使得异常高压带内砂岩储集层物性有好有差。外侧常压带是原生孔隙保存最为有利带，异常高压带是原生孔隙保存较为有利带，而内侧常压带原生孔隙保存相对较差。图9表2参23

Select

苏丹Muglad盆地Fula凹陷白垩纪断陷期沉积模式

吴冬;朱筱敏;李志;苏永地;刘英辉;张梦瑜;宋俭峰;刘爱香;陈相亦;赵东娜

. 2015, 42(3): 319-327.

PDF全文 ( )

可视化

基于岩石学、测井相、地震相和砂岩时空分布研究，对苏丹Muglad盆地Fula凹陷白垩纪断陷沉积体系分布进行预测，建立两期断陷沉积模式。Fula凹陷白垩纪发育两期断陷8个三级层序，识别出辫状河三角洲、曲流河三角洲、扇三角洲、湖泊和浊积扇等5种沉积相。Fula凹陷西部陡坡带主要发育扇三角洲—曲流河三角洲相，东部断阶带发育辫状河三角洲—曲流河三角洲相，凹陷中央发育湖泊和浊积扇相。比较两期断陷沉积模式认为：早白垩世Abu Gabra组沉积期断陷活动强烈，沉积体系分布受同沉积断层影响较大，沉积物搬运堆积存在优势通道和有利地区，晚白垩世Darfur群沉积期断陷作用减弱，沉积体系分布受同沉积断层影响较小，沉积物广泛分布。图7表1参10

Select

基于数字露头模型的碳酸盐岩储集层三维地质建模

乔占峰;沈安江;郑剑锋;常少英;陈娅娜

. 2015, 42(3): 328-337.

PDF全文 ( )

可视化

为了更客观地认识碳酸盐岩储集层的宏观分布和空间结构，提出一种基于数字露头模型的碳酸盐岩储集层三维地质建模方法。以传统露头地质研究工作为基础，采用先进的数字化仪器对露头面进行三维数字化，建立数字露头模型，并进行地质分析，提取关键层面和地质信息（岩相、孔隙度、渗透率和声波速度等），然后根据三维露头地质信息，利用建模软件建立三维露头储集层地质模型，应用于地下储集层研究中。基于数字露头模型建立了四川盆地西北部地区鱼洞梁剖面三叠系飞仙关组鲕粒滩储集层三维地质模型，模型更真实地反映了岩相、孔隙度和渗透率展布及其之间的关系，为具有相似地质条件储集层的地震资料解释和储集层预测提供更可靠的依据。图8表1参15

Select

Laplace-Fourier域多尺度高效全波形反演方法

胡英;张东;袁建征;黄绍坚;姚弟;徐凌;张才;秦前清

. 2015, 42(3): 338-346.

PDF全文 ( )

可视化

针对常规Laplace-Fourier域全波形反演计算量大、耗时长的问题，提出一种多尺度高效Laplace- Fourier域全波形反演方法，并针对Marmousi和Overthrust模型进行数值模拟。Laplace-Fourier域多尺度高效全波形反演方法对于不同频率点选择大小不同的网格，并且根据Laplace衰减常数选择不同的模型计算区域深度，既不影响反演精度，又显著提高反演计算效率，同时由于反演网格数减少，反演稳定性也有所提高。Marmousi和Overthrust模型的反演结果验证了算法的有效性，同时在缺失低频信息时，Laplace-Fourier域多尺度高效全波形反演结果仍较好。图16表2参27

Select

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

穆龙新;王瑞峰;吴向红

. 2015, 42(3): 347-351.

PDF全文 ( )

可视化

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏，投产以来利用天然能量衰竭式高速开发，形成了以“稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资”为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田，在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短，含水上升快、产量递减大，大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明：高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率；根据原油流度范围部署稀井网，结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化；利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进，实现底水油田有效开发；层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。图3表2参11

Select

采油速度对不同黏度均质油藏水驱特征的影响

赵伦;陈希;陈礼;曹仁义;张祥忠;刘佳;单发超

. 2015, 42(3): 352-357.

PDF全文 ( )

可视化

基于均质油藏水驱油物理模拟实验，研究不同黏度均质油藏在不同采油速度下的水驱特征。低黏度油藏（黏度小于5 mPa·s）水驱波及均匀，流线粗。随采油速度的提高，注水沿油层底部突进减弱，纵向波及更均匀，油层顶、底面波及系数差异减小。低黏度油藏高速开发无水期采出程度明显高于低速开发，含水上升速度低于低速开发，适宜高速开发模式。中高黏度油藏（黏度5～50 mPa·s）水驱过程中注入水表现出明显的指进现象，水驱流线细，水驱波及不完全，流线间波及程度弱，油层顶、底面波及系数差异大。随采油速度的提高，中高黏度油藏水驱流线更细，波及更不完全，油层顶、底面波及系数明显降低。中高黏度油藏高速开发见水时间短，无水期采出程度明显低于低速开发，含水上升速度高于低速开发，不适合高速开发。图14参12

Select

适合二氧化碳驱的低渗透油藏筛选方法

王高峰;郑雄杰;张玉;吕文峰;汪芳;尹丽娜

. 2015, 42(3): 358-363.

PDF全文 ( )

可视化

鉴于现有CO2驱油藏筛选标准缺乏体现未来生产效果的技术经济指标，向现有筛选标准中增补能够反映CO2驱经济效益的指标（单井产量相关指标），进而提出适合CO2驱的低渗透油藏筛选新方法。基于气驱增产倍数概念得出低渗透油藏气驱见效高峰期单井产量油藏工程预测方法，根据技术经济学原理得到反映CO2驱项目整个评价期盈亏平衡情况的经济极限单井产量确定方法，在此基础上提出了CO2驱低渗透油藏筛选新指标：若油藏工程方法预测气驱见效高峰期单井产量高于气驱经济极限单井产量，则目标油藏适合注气。进一步提出了气驱油藏4步筛查法：技术性筛选→经济性筛选→可行性精细评价→最优注气区块推荐。利用新方法重新评价了某油田17个区块CO2驱潜力，得到适合CO2驱的地质储量仅为传统方法的32.4%。建议按照新方法选择注气区块，确保项目的经济效益。图1表4参10

Select

辫状河储集层夹层发育模式及其对开发的影响——以准噶尔盆地风城油田为例

李海燕;高阳;王延杰;孙新革;杨智;赵睿

. 2015, 42(3): 364-373.

PDF全文 ( )

可视化

通过对露头原型模型、岩心和测井综合分析，基于砂体构型，研究准噶尔盆地风城油田辫状河储集层内部夹层类型、形成机理和分布模式，并对夹层进行井间分布预测。风城油田辫状河储集层内部夹层分为4类：坝内夹层、坝间夹层、道坝转换夹层和串沟，岩性上可分为泥质砂岩夹层和细粒夹层两种类型。利用岩心刻度测井进行单井夹层识别，应用多点统计学方法建立夹层训练图像，进行井间夹层分布预测，结果表明，夹层整体上大小不一、分布零散，呈薄厚不等的透镜状分布。应用夹层三维模型指导B试验区水平井设计，实践表明夹层预测对提高原油产量具有重要意义。图11表1参34

Select

高温高压套损井膨胀管修复技术

李涛

. 2015, 42(3): 374-378.

PDF全文 ( )

可视化

针对高温热采、高压注水套损井膨胀管修复率低的问题，对膨胀管4项关键技术开展理论和实验研究，设计开发适用于高温高压工况的膨胀管修复工具。研制了胀后机械性能达到API N80套管钢级的膨胀管材、承载面角-9°的偏梯形膨胀连接螺纹、紫铜镶嵌焊接成型密封件以及碳化钨涂层的膨胀锥，并在此基础上试制了高温高压膨胀管补贴工具样机。室内实验表明：样机的膨胀压力为25～32 MPa、3轮次交变温度载荷耐压大于15 MPa、水密封耐压大于35 MPa，达到实验设计要求。辽河、吐哈油田45口井的现场试验表明：高温高压膨胀管修复技术适用于热采井、高压注水井的套损修复，套管补贴后验压15 MPa，保压30 min，压降小于0.2 MPa，一次施工成功率100%。修复后的油井增油明显，经济效益显著。图6表3参12

Select

连续变化内压下套管-水泥环-围岩组合体微环隙计算

初纬;沈吉云;杨云飞;李勇;高德利

. 2015, 42(3): 379-385.

PDF全文 ( )

可视化

固井后井筒内压力的变化可能导致水泥环破坏或使水泥环产生塑性变形，从而在第一界面或第二界面处产生微环隙。基于Mohr-Coulomb准则，建立了套管-水泥环-围岩组合体弹塑性分析模型，对套管内压力加载和卸载过程进行分析，以界面拉力大小判定是否产生微环隙，并给出了微环隙大小的计算公式。使用该模型对前人的气窜实验进行模拟，理论结果与实验结果相符。分析结果表明，微环隙的产生由加载和卸载过程共同决定。加载过程可能会使水泥环进入塑性，而卸载时内压降低将导致界面受拉，从而产生微环隙。第一界面、第二界面均可能产生微环隙，取决于界面胶结强度与界面拉力的关系。卸载时，第一界面拉力大于第二界面拉力，当两个界面胶结强度接近时，第一界面更容易产生微环隙。该模型可用于评价水力压裂等过程中水泥环密封失效的风险，为现场施工提供依据，从而降低井筒密封完整性失效的风险。图6表1参10

Select

深水油气井筒环空注氮控压机理

周波;杨进;刘正礼;罗俊峰;黄小龙;周荣鑫;宋宇

. 2015, 42(3): 386-389.

PDF全文 ( )

可视化

通过深水井筒环空圈闭压力影响因素分析，结合环空圈闭介质温度、压力特性室内模拟实验，提出环空注氮气控制圈闭压力的方法。受深水井身结构及水下井口系统限制，技术套管和生产套管固井后存在较长的自由段套管环空，由水基、合成基或油基钻井液充填，油气测试、生产过程中，套管环空圈闭液体受井筒流体影响温度显著升高，圈闭液体受热膨胀出现圈闭压力。实验表明：圈闭流体热膨胀系数和等温压缩系数是环空圈闭压力关键影响因素，圈闭压力对圈闭介质类型（液、气）敏感度差异极大；向套管圈闭环空注入5%～20%体积分数的氮气，可以有效控制圈闭压力。现场实践表明：环空注入氮气的圈闭压力控制方法操作方便、可靠性高，能保证深水油气测试、生产过程井筒安全。图5表2参13

Select

基于地震波阻抗的预探井随钻井壁稳定预测

吴超;刘建华;张东清;陈小峰;赵伟杰

. 2015, 42(3): 390-395.

PDF全文 ( )

可视化

常规井壁稳定预测方法应用于预探井时，由于资料缺乏及使用条件限制、计算参数误差、运算过程复杂等因素会严重影响其预测效果，针对这些问题提出了一种适用于预探井的随钻井壁稳定预测方法。通过考察波阻抗与孔隙压力、构造地应力、岩石强度之间的定量关系，建立包含波阻抗与井壁稳定力学参数的非线性模型，在此基础上利用神经网络算法识别波阻抗与地层三压力（孔隙压力、坍塌压力与破裂压力）之间的映射关系。通过神经网络分层建模及录井资料实时分析，实际钻进中利用地震反演波阻抗数据随钻预测钻头前方的井壁稳定性，及时优化钻井液密度以控制井壁稳定性。现场预探井的应用结果表明，新方法较之常规技术有效提高了适应性与运算速度，操作流程更为便捷，预测精度能满足工程需求。图5表1参21

Select

鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长7致密油赋存空间

李海波;郭和坤;杨正明;王学武

. 2015, 42(3): 396-400.

PDF全文 ( )

可视化

基于鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组长7段致密油储集层密闭取心岩样，进行低温吸附、气驱水高速离心和核磁共振实验分析，定量研究致密油储集层原油赋存空间。岩心2.76 MPa离心力离心后毛细管束缚水T2（横向弛豫时间）谱与低温吸附实验得到的50 nm以下微孔隙分布均主要反映孔径小于50 nm的孔喉，两者具有很好的一致性，对比两者分布可计算将横向弛豫时间转换为孔喉半径的转换系数C，研究区15块岩心C平均值为5.80 nm/ms。将C值应用于密闭取心岩样核磁共振油相T2谱，得到研究区油相赋存最大孔隙半径为363～8 587 nm，平均3 195 nm，平均孔隙半径为50～316 nm，平均166 nm，主要孔隙半径为97～535 nm，平均288 nm，致密油主要赋存于纳米级孔隙内。图4表3参10

选择文件类型/文献管理软件名称

选择包含的内容

本期目录

2015年, 第42卷, 第3期　刊出日期：2015-06-23

选择文件类型/文献管理软件名称

选择包含的内容

本期目录

2015年, 第42卷, 第3期 刊出日期：2015-06-23

2015年, 第42卷, 第3期　刊出日期：2015-06-23