石油勘探与开发杂志社
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《石油勘探与开发》杂志在全国影响力巨大,创刊于1974年,公开发行的双月刊杂志。创刊以来,办刊质量和水平不断提高,主要栏目设置有:油气勘探、油气田开发、石油工程、综合研究、学术讨论等。
  • 主管单位:中国石油天然气集团有限公司
  • 主办单位:中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院;中国石油集团科学技术研究院有限公司
  • 国际刊号:1000-0747
  • 国内刊号:11-2360/TE
  • 出版地方:北京
  • 邮发代号:82-155
  • 创刊时间:1974
  • 发行周期:双月刊
  • 期刊开本:A4
  • 复合影响因子:5.29
  • 综合影响因子:4.243
相关期刊
服务介绍

石油勘探与开发 2008年第02期杂志 文档列表

石油勘探与开发杂志油气勘探

松辽盆地深层火山岩气藏地质特征及评价技术

摘要:松辽盆地深层火山岩天然气藏勘探获重大突破,表明火山岩作为储集体,在适宜条件下,只要有良好的生、储、盖组合,就可以成藏。松辽盆地深层火山岩气藏具有以下地质特征:①发育烃类和非烃类两大类气藏,前者因密度偏轻,多分布于与次级深断裂伴生且埋藏较浅的火山岩中,后者则分布于与超深断裂伴生且较深的火山岩中;②下白垩统沙河子组煤系气源岩、营城组火山岩和登娄库组泥岩构成良好生储盖组合,控制主要火山岩气藏的分布;③火山口与爆发相火山岩多沿深大断裂分布,故深大断裂控制较大型火山岩气藏分布;④与深大断裂相伴的裂缝带控制火山岩气藏富集高产带分布;⑤深凹陷区溢流相火山岩堆积最厚,且与烃源岩大规模接触,只要具备储集条件,成藏前景更好。火山岩气藏的评价技术可概括为三步法:①重、磁、震联合反演确定火山岩分布;②用地震属性反演等多种方法预测火山岩储集体分布;③用流体预测等综合方法预测含气火山岩分布。对松辽盆地深层火山岩气藏特征与评价技术的总结有益于指导陆上其他盆地火山岩勘探。
129-142

鄂尔多斯盆地中生界石油二次运移动力条件

摘要:鄂尔多斯盆地中生界石油运移的动力以浮力、异常压力为主。侏罗系延安组各类储集层油柱连续高度与计算的克服毛细管压力所需油柱的高度较为接近,而三叠系延长组计算的克服毛细管压力所需油相连续长度远大于目前延长组下部已发现油藏含油带宽度。根据对100多口井泥岩压实曲线的分析研究,鄂尔多斯盆地南部地区延长组泥岩存在异常压力,在北西向高压异常带两侧的东北和西南地区形成了大油田,说明石油在致密的延长组中下部储集层中运移的主要动力是异常压力。因此,侏罗系和延长组上部储集层石油运移动力以浮力为主;延长组中下部储集层在石油大量生成时已非常致密,地层基本丧失水交替能力,曾普遍发育的异常压力是石油运移的主要动力。
143-147

四川盆地长兴组生物礁气藏及天然气勘探

摘要:四川盆地上二叠统长兴组主要发育了平原河流相、海陆交互相、碳酸盐岩台地浅缓坡相、台地边缘礁相、开梁海槽相和蜀北-鄂西海盆相,具有形成生物礁气藏的有利生、储、盖条件。为提高地震预测生物礁异常的可靠性,根据已知礁体地质特征及相应的地震反射特征,经过反复研究,于20世纪末成功建立了生物礁地震异常识别模式,在川东发现生物礁异常182个。据沉积相研究,发现开梁海槽两侧至鄂西存在一台地边缘礁相,其上已发现36个边缘礁地震异常,这些边缘礁面积大,钻探证实储量、产量高,是很有价值的勘探领域,预测该相带向北西很可能延伸至盆地西缘。台地浅缓坡相发育大量点礁,仅盆地东部即已发现146个点礁地震异常,预测盆地中部广大地区都很可能是点礁发育区。
148-156

扶余油田扶余油层储集层单砂体划分及成因分析

摘要:油田注水开发中后期,储集层单砂体的三维空间展布及相互间连通关系成为研究重点。应用岩心、录井及密井网测井资料,综合层序地层分析及储集层层次分析,把扶余油田扶余油层划分为4个砂层组、13个小层,识别出三角洲平原与三角洲前缘2种亚相以及9种沉积微相、7种单一成因砂体。在沉积微相研究成果基础上,利用顶面拉平的小层对比技术和测井曲线特征变化,提出了复合河道的4种叠加模式,在垂向上和平面上进一步对单体河道边界进行了识别。分析表明,单体河道砂体平均宽度150~500m,平均厚度3~7m,平均宽厚比为40~120。三角洲平原分支河道与三角洲前缘水下分支河道砂体相互切割、叠加形成了宽度和厚度较大的复合河道,构成了油气富集的主要储集体及剩余油挖潜的最有利部位。
157-163

北部湾盆地涠西南凹陷储集层流体包裹体

摘要:为查明北部湾盆地油气运移方向及成藏模式,在涠西南凹陷选取有代表性的4口井进行储集层流体包裹体研究和系统的岩相学研究。该凹陷存在3期石油包裹体:Ⅰ期主要分布于石英碎屑颗粒早期裂缝中或加大边内侧;Ⅱ期主要分布于石英颗粒边缘或石英次生加大边;Ⅲ期主要分布于石英碎屑颗粒晚期裂缝中。利用PVTsim软件模拟出3期石油包裹体的捕获温度和捕获压力:Ⅰ期为97.9℃、19.13MPa;Ⅱ期为112.6℃、35.05MPa;Ⅲ期为157.4℃、47.52MPa,结合埋藏史资料得出3期流体充注时间分别为距今33Ma、距今26.5Ma和距今7Ma以前。综合分析得出油气运移方向及成藏模式:Ⅰ期流体自生烃洼陷向西南、东北运移,大多形成构造、岩性油气藏;Ⅱ期流体向洼陷周边运移,形成断块油藏、潜山油气藏;Ⅲ期流体经砂岩输导层向斜坡运移,主要形成背斜油气藏。
164-169

乐山-龙女寺古隆起洗象池群有利储集层发育机制

摘要:四川盆地乐山-龙女寺古隆起受基底隆起的控制,在其形成与演化过程中经历了多期或多旋回的同沉积隆起与剥蚀隆起。该区中上寒武统洗象池群发育一套碳酸盐岩储集层,岩性较为致密,基质孔隙度和渗透率极低,但局部存在高孔隙层和溶洞层,高孔隙层段一般多出现在针孔状白云岩和粗结构白云岩中;裂缝的发育可以极大地改善储集层的渗流条件,高渗透率值往往与裂缝的发育有关,即古岩溶层与构造裂缝共生的区域是储集层发育的有利区带。对储集层建设性的成岩作用主要是沉积期与风化期的岩溶作用。古岩溶斜坡带岩溶孔洞发育,流体渗透量大,岩溶作用强烈。因而,研究区古岩溶风化壳及岩溶斜坡带与构造裂缝发育带共存区是有利储集层的主要发育带。
170-174

塔里木盆地古城4井区上寒武统-奥陶系储集层特征

摘要:根据岩心、薄片资料,结合区域地质背景,研究塔里木盆地古城4井区上寒武统-奥陶系沉积相特征和储集层特征,进而指出古城坡折带的勘探潜力和方向。研究表明,古城4井区上寒武统为台地边缘上斜坡垮塌沉积,奥陶系蓬莱坝组、鹰山组和一间房组为台地前缘浅缓坡中低能砂屑滩与灰泥丘相沉积,吐木休克组为台地前缘深水缓坡瘤状灰岩沉积,却尔却克组为斜坡-深水陆棚-超补偿浅水盆地沉积;古城4井上寒武统白云岩受沉积环境、白云岩化和构造裂缝影响,储集层物性较好;而奥陶系灰岩原生孔隙发育差,且多期胶结作用充填了大部分原生孔隙,属于非储集层;古城4井以西、以北地区为中、下奥陶统高能滩体和有利储集层发育的部位。
175-181

陕北志丹地区长6-长2油层组水退型三角洲沉积演化特征

摘要:根据测井、录井资料,运用沉积学方法综合研究了陕北志丹地区中生界延长组长6-长2油层组沉积及演化特征。结论认为:长6-长2沉积期志丹地区为大型三角洲与大型湖泊沉积体系进退发育之地,形成了区内良好的生储盖组合与广泛分布的众多含油层系。在近南北向剖面上,长6-长2沉积组合自下而上、由北向南显示出三角洲不断向湖超覆,形成向上变粗的水退型沉积序列;沉积相带自北向南不断向湖中心推移,三角洲前缘大面积展布并多期次叠合,形成区内的沉积主体。三角洲前缘亚相可以进一步分为水下分流平原亚相与前缘河口亚相两大部分,骨干砂体分别为分流河道砂与河口坝砂;长6沉积期区内前缘河口亚相极为发育,到长2沉积时水下分流平原亚相扩大发展,三角洲平原亚相开始进入区内。
182-187

贝尔凹陷苏德尔特潜山储集性能及其主控因素

摘要:根据大量的钻井资料及岩心、薄片分析,探讨了贝尔凹陷苏德尔特潜山储集层的分布规律及其主控因素。认为,贝尔凹陷苏德尔特潜山砂岩体属低孔特低渗储集层,在成岩阶段后期的改造作用下,其储集条件明显变好,潜山中部地区的贝2井-贝尔镇一带属于Ⅱ类储集层,储集能力中等;其东、西两侧的地区属于Ⅲ类储集层,储集性能变差。储集能力格局的分布主要与断裂带的发育程度和后期的改造程度有关,与原生孔渗性联系较小;潜山储集层的有效储集空间类型以构造缝、胶结物内溶孔、粒间(溶)孔和裂缝内溶孔(洞)为主,储集能力主要受到岩性、构造运动和成岩作用的影响,其中脆性多缝和构造运动活跃的地区储集能力较好,而强烈的压实作用和胶结作用是破坏潜山储集性的重要因素。
188-194

准噶尔盆地滩坝砂石油地质特征及勘探意义——以排2井沙湾组为例

摘要:排2井位于准噶尔盆地西缘车排子高凸起带。排2井新近系沙湾组“滩坝砂”是在第三纪类前陆盆地演化阶段的挤压背景下,随着车排子凸起的不断右旋、隆升,在盆地斜坡上形成“湖进扇摆”作用,由湖浪改造扇三角洲并在其前端或侧翼再沉积而成。“滩坝砂”具有岩性细、较疏松、厚度薄、累积概率曲线呈两段式、C—M图表现为以PQRS段为主、成分成熟度及结构成熟度中等、自然电位曲线呈指形、电阻率曲线呈半漏斗状的沉积特征及电性特征。充注轻质油后的“滩坝砂”油藏具有“强振幅、中低频率、高吸收系数”的地球物理属性特征和“周围边界清晰、上凸下平”的振幅能量分布特征。研究认为,“滩坝砂”是一种规律分布的储集群体,储集物性好,易形成岩性油气藏,具有较好的勘探前景。
195-200

沉积作用对水力压裂裂缝缝长的限制作用

摘要:通常情况下,水力压裂的裂缝缝长需根据储集层物性与产能要求进行设计,渗透率低的产层裂缝应长一些,渗透率高的产层裂缝应短一些,但对于河流相沉积地层,还需要考虑沉积作用对水力压裂裂缝缝长的控制作用。鄂尔多斯盆地大牛地气田石盒子组属于河流相沉积,河道走向与水力裂缝延伸方向呈垂直关系,在压裂过程申通过微地震监测、压裂效果分析、压力恢复试井解释、压裂压力拟合等手段,从不同角度验证了河道砂体宽度对压裂裂缝缝长的限制,证实了沉积作用对水力压裂裂缝缝长的影响。基于对河流相砂体宽度特征与裂缝横向延伸机理的研究,优化盒3段的裂缝半长为90~120m,盒2段、盒1段裂缝半长为150~200m。
201-204
石油勘探与开发杂志其他

岩石物理学最新研究进展

摘要:岩石物理建模是岩石物理研究中的基础问题,其目的是为了模拟各种岩石弹性参数和储集层参数之间的联系。Karlsruhe大学等几家研究机构利用X射线层析成像技术模拟了部分饱和多孔隙岩石的纵波速度。Curtin大学采用有限元建模方法进行了非均匀岩石的Gassmann流体替代研究。基于接触理论的岩石物理模型已在弱固结沉积物岩性和孔隙流体预测中取得成功,但此模型对极浅层未经历戍岩作用的沉积物的横波速度预测偏高,为此WesternGeo等几家公司对浅层沉积物应用改进的接触模型进行了地震属性参数的预测研究。
204-204
石油勘探与开发杂志油气田开发

多条件约束油藏地质建模技术

摘要:多条件约束地质建模技术就是在二维或三维空间建立某种地质属性模型的过程中,不但要考虑该属性数据之间的相互影响,还要考虑其他相关属性数据对该属性数据影响的一种数据处理方法。该技术中的“多条件约束”包含3种基本含义:属性空间约束;属性转换约束;属性校正约束。多条件约束建模的关键技术包括断层封挡技术、多边界技术及标志层约束下的单砂体微构造技术等。对中国不同类型油气田的建模实例表明,充分利用与建模对象有关的静态信息及动态资料,将这些资料作为建模的原始数据或约束条件,灵活应用多条件约束地质建模技术,可较好地解决各种各样的复杂地质建模问题,建立置信度较高的油气藏地质模型。
205-214

喇嘛甸油田高含水后期储集层孔隙结构特征

摘要:针对大庆喇嘛甸油田高含水后期低效、无效循环注水开发状况,利用恒速压汞和恒压压汞法研究了喇嘛甸油田储集层岩样水驱前后的孔隙结构特征。恒速压汞分析表明,岩样经过长期水驱后流体主要渗流通道喉道半径增大,对渗流的贡献率增加,水驱前后孔隙半径分布没有明显的变化,说明喇嘛甸油田储集层控制渗流特征的主要是喉道特征,而不是孔隙特征。恒压压汞分析表明,经过长期水驱后,喇嘛甸油田储集层砂岩孔喉尺寸明显变化,孔喉半径中值增大,最大孔喉半径增大,渗透能力增强;水驱后大孔喉数量增加,对应的分布频率、孔喉渗透率贡献率增加。两种方法均表明,岩样在长期水驱后孔喉增大,大孔喉是流体渗流的主要通道。
215-219

细分调整措施在高台子油层初见成效

摘要:高台子油层已进入高含水水驱开发阶段,注入水易沿着已形成的注水通道在高渗层单层指进,常规的注水井方案调整收效甚微。为了控制高台子油层含水上升速度,减缓产量递减,最大限度地挖掘剩余油,需采用细分调整措施,即尽量将油层性质相近的小层放在一个段内注水。细分调整以井区含水为依据,段内小层数、段内砂岩厚度、层间变异系数、单层突进系数以及夹层厚度对细分调整效果都有一定的影响。在高台子油层实施细分调整以来,有效改善了注水井区层间、层内吸水剖面,调整了注水结构,连通油井的油层动用程度有所增加,日产液量稳定,日产油增加18t,综合含水率下降0.42%,沉没度稳定。同时,油井地层压力下降,异常高压层得到有效缓解。高台子油层细分后地层压力下降了0.46MPa,东西部地区层系间压力更趋向于平衡。
220-224

提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法

摘要:油藏数值模拟中,通常应用达西定律根据地层系数对流量进行劈分,未考虑低渗透层启动压力梯度的影响,因而其劈分的小层流量与实际生产情况不符,导致历史拟合精度较低。注入、产出剖面是确定小层流量的最佳资料,利用注入、产出剖面测井资料进行小层流量劈分,拟合效果理应有所改善。给出了利用注入、产出剖面进行流量劈分的方法,对于没有生产测井资料的井,可根据启动压力梯度与渗透率的相关关系采用考虑启动压力的流量劈分模型。以大庆油田杏十~十一区试验区块为例,将注入、产出剖面测井资料及考虑启动压力的流量劈分模型用于油藏数值模拟,历史拟合精度明显提高,区块综合含水符合率提高约7%,单井含水符合率提高约10%。
225-229

理想充填暂堵钻井液室内研究

摘要:钻井过程中,传统的暂堵方法主要是依据储集层的平均孔喉直径优选暂堵剂的颗粒尺寸,因此难以有效封堵对油气层渗透率贡献很大的那部分较大尺寸的孔喉。中高渗砂岩储集层一般具有渗透率分布范围广、孔隙度大和孔喉尺寸分布范围大的特点,且常以泥质胶结为主。中高渗砂岩储集层损害的主要机理是钻井液中固相颗粒和滤液的侵入以及黏土的水化膨胀和分散。在优化聚合物钻井液的基础上,采用了理想充填暂堵技术,用动态岩心污染实验仪进行了评价。实验结果表明,原有钻井液对岩心损害较为严重,优化后钻井液能明显提高岩心渗透率恢复值,进一步采用理想充填暂堵技术可以明显降低钻井液的动滤失量和最大突破压差,提高岩心渗透率恢复值,从而减轻储集层损害。
230-233

物质平衡法在氮气压水锥技术中的应用

摘要:稠油底水油藏经过多轮次蒸汽吞吐所形成的加热范围为受热降黏后的原油提供了流动空间,但同时容易造成底水的快速锥进。基于氮气控制底水锥进以及提高原油采收率的机理分析,把注氮气压水锥的过程简化为气驱油和油驱水两个过程,利用物质平衡法对多轮次蒸汽吞吐后稠油底水油藏的氮气压水锥工艺进行了研究,得到了蒸汽吞吐加热范围内注氮气过程中油气界面、油水界面、注入氮气的启动油量以及原油富集带体积的计算方法。对胜利油田某底水稠油生产井的氮气压水锥过程进行了相应计算,由计算结果可知:以600、900和1200m^3/h(标准状况)的注氮速度分别注氮20、13和10d可以将水锥压回原始油水界面,富集油带厚度分别达到12.45、12.14和12.45m,实现抑制水锥再次锥进和增加原油产量的目的。
234-238