全球油气勘探领域地质特征、重大发现及非常规石油地质
摘要：全球常规类大型、特大型油气田主要分布在特提斯域、被动陆缘、前陆冲断带和克拉通等盆地中。非常规类油气田主要分布于前渊斜坡、盆地（坳陷）中心、克拉通向斜区和冻土带等。21世纪以来全球油气勘探重大发现主要集中在被动陆缘深水区、碳酸盐岩、岩性-地层、前陆冲断带、成熟探区、新地区新盆地及非常规油气藏（场）等7大领域。这些重大发现涉及油气勘探中的常规与非常规2类油气资源。常规石油地质强调在单一明确圈闭中的油气运聚和成藏规律;非常规石油地质重点研究非常规资源、非常规储集层、非常规成藏与非常规技术等。非常规油气藏（场）在地质特征、分类方案、研究内容、评价方法和勘探阶段等方面与常规油气藏有明显不同,需要加强非常规石油地质研究,发展非常规石油地质理论。图8表7参63沉积环境和层序地层对次生孔隙发育的影响——以川中地区须家河组碎屑岩储集层为例
摘要：从受沉积环境控制的骨架颗粒粒度、成分成熟度、结构成熟度、自生矿物的析出和溶蚀等方面出发,将成岩学与层序地层学结合,研究四川盆地川中地区须家河组储集层次生孔隙发育程度的影响因素。研究认为,沉积环境和层序地层格架对次生孔隙的发育有重要的影响,在水动力强、砂岩成分成熟度较高的沉积环境,次生孔隙发育,物性较好;而水动力较弱、成分成熟度低的砂岩,次生孔隙不发育,物性差;低位体系域砂体较高位体系域次生孔隙发育,特别是在三级层序界面上的砂体,次生孔隙发育,物性好。砂岩的厚度也对次生孔隙有较大的影响,厚度大的砂岩物性较好。粒度粗、成分成熟度高且处在低位体系域的厚层砂岩,次生孔隙较为发育,为研究区下一步勘探和开发的有利区带。图14参182009年国外石油科技十大进展
摘要：①复杂地质环境油气勘探分析技术解决多种储集层钻探难题。最近，一套能够有效解决盐下储集层等复杂地质环境钻探难题的新型孔隙压力和地质力学系统在美国等国家开始商业化应用。这种完整而综合的智能系统，能够模拟复杂地质环境，帮助应对当前盐下储集层、致密含气页岩、碳酸盐岩和构造应力区油气勘探钻井面临的诸多挑战，使地质、川东北地区飞仙关组气藏两种气源生气史及相对贡献
摘要：中国西部发现的大量天然气多具有干酪根降解和原油裂解两种裂解气特征,选择有机质丰度高、成熟度低的新疆三塘湖盆地二叠系灰岩样品和川东北地区飞仙关组灰岩抽提油样,设计并完成了有机质成油、成气和油成气模拟实验,以考察这两种裂解气气源生气史和其对气藏的贡献。根据热模拟实验结果建立并标定了干酪根生油、生气及油成气的化学动力学模型,并运用该模型评价了川东北地区二叠系烃源岩生油史、生气史及三叠系飞仙关组古油藏裂解成气史。研究结果表明,川东北地区二叠系烃源岩主要生油时期为距今210-190 Ma,主要生气期为距今205-185 Ma（印支晚期）,三叠系飞仙关组油裂解生气主要时期为距今165-150 Ma。根据两种裂解气的生气史,初步估算了两种裂解气的相对贡献,其中干酪根生气和油裂解生气相对比例分别为17%和83%。图3表1参40中国南方海相烃源岩生烃过程动力学研究
摘要：利用Rock-Eval 6热解仪和Optkin动力学软件对中国南方不同类型海相烃源岩和浮游藻进行了生烃动力学分析。研究表明,海相烃源岩的生烃平均活化能表现为EAⅠ〈EAⅡ1〈EAⅡ2〈EAⅢ,在干酪根转化率10%-90%的有效生烃期间,生烃活化能跨度ΔE呈ΔEⅢ〉ΔEⅡ2〉ΔEⅡ1〉ΔEⅠ,最大生烃速率呈VmⅠ〉VmⅡ1〉VmⅡ2〉VmⅢ;浮游藻生烃活化能很低,可在未熟—低熟期大量生成重质油。结合热模拟实验和模拟残样动力学分析认为,海相烃源岩的生烃动力学过程可以分为4个阶段：重质油形成阶段,Ro值在0.3%-0.6%,生烃平均活化能在220 kJ/mol左右,小于250 kJ/mol;正常原油形成阶段,Ro值在0.6%-1.2%,生烃平均活化能在250-270 kJ/mol左右;凝析油和天然气生成阶段,Ro值大于1.2%,生烃平均活化能大于270kJ/mol;干酪根生气死亡线,Ro值大于4.21%,生烃平均活化能大于320 kJ/mol。图4表4参192009年中国石油天然气集团公司十大科技进展
摘要：①渤海湾盆地歧口富油气凹陷整体勘探配套技术取得重要进展。歧口富油气凹陷是渤海湾盆地最大的第三系沉积凹陷之一，油气勘探一直面临负向构造区比例大、沉积砂体分布复杂、油气藏类型多样等难题。中国石油天然气集团公司（以下简称集团公司）通过重大专项攻关，实现了富油气凹陷整体勘探的新突破，在地质勘探技术创新和勘探成果上取得了重大进展。鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组湖侵期沉积特征
摘要：鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组沉积阶段经历了长9段沉积期、长7段沉积期、长4＋5段沉积期3次主要湖侵期。运用钻井、测井等资料,综合分析了湖侵期储集砂体的沉积相类型、沉积演化规律,认为在湖盆西侧储集砂体主要为半深湖—深湖相浊积砂,东侧主要为深水型三角洲前缘水下分流河道砂。各湖侵期砂体展布特征具有差异性,长9段砂体规模大,分布范围广,单层砂体厚;长7段三角洲砂体规模较小,浊积砂体发育,局部地区具有叠合连片特征;长4＋5段盆地东北三角洲砂体延伸较远,横向连片性好,三角洲前缘水下分流河道砂体单层厚度薄,纵向多层叠加。研究还表明,湖侵期发育优质烃源岩,砂体具有较好的储集空间,生储配置关系好,易形成原生油藏,是下一步勘探的目标领域。图8表1参14鄂尔多斯盆地中部气田断层发现及其意义
摘要：以往研究中对鄂尔多斯盆地中部气田是否存在断层一直未有定论。随着开发的深入和资料的完善,在地层对比和地震资料解释工作中,发现气田内部存在北东和北西向2组小断距剪切断层,其组合模式有4种,即正逆断层共存断阶式组合、相同倾向正逆断层组合、同倾向正断层系列组合及背向式逆断层组合。研究表明这2组小断距剪切断层是燕山期、喜马拉雅期构造强烈改造的结果,其性质和分布特征与区域构造应力场相吻合。断层周边伴生的微裂缝对储集层渗透性有极大改善作用,并对低渗气藏的开发具有重要意义,与气井产能对应分析表明,80%高产井位于断块圈闭范围内,表明断块区对油气富集控制作用明显。图6表3参34东濮凹陷裂缝性砂岩油气藏主控因素及成藏模式
摘要：渤海湾盆地临清坳陷东濮凹陷中央隆起带北部发现三叠系裂缝性砂岩油气藏,油气主要富集在岩石节理、裂缝、缝洞中,基质不含油。通过对油气族组成、稳定碳同位素组成及生物标志化合物进行油气地球化学研究,认为东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏原油来源于古近系,油藏类型为新生古储式;天然气来源于石炭-二叠系,气藏类型为古生新储式。在油气地球化学研究的基础上,分析东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏成藏条件,认为供烃条件、储集空间、构造部位是油气成藏的主控因素。供烃条件决定油气藏规模、裂缝提供油气储集空间、构造控制油气成藏位置。根据东濮凹陷中央隆起带北部不同地区三叠系储集层构造特征、供烃条件、油气藏特征,总结出东濮凹陷北部三叠系砂岩裂缝性油气藏的3种成藏模式,即：双断双向供烃成藏、单断双向供烃成藏、单断单向供烃成藏。图10表1参15深埋优质白云岩储集层发育的主控因素与勘探意义
摘要：白云岩是碳酸盐岩油气藏的重要储集层类型,确定优质白云岩储集层发育的主控因素及相应的地质背景对于指导白云岩油气勘探具有重要的现实意义。实践证明,原岩类型和白云石化作用机制是控制白云岩基质孔隙发育程度的主要因素;后期各类岩溶作用的改造对于优质白云岩储集层的形成尤为关键。白云岩成岩作用研究表明,在深埋条件下,白云岩既可发育大量晶间孔,又易形成溶蚀孔洞,孔洞形成后保存情况良好,有效储集空间的发育不明显受白云岩埋藏深度的制约,深埋的白云岩仍可具备优越的储集物性而成为优质储集层。由高能相带沉积物转变形成的埋藏成因白云岩、热液成因白云岩以及构造活动和水-岩作用活跃地区的白云岩是潜在的优质储集层和深部碳酸盐岩油气勘探的重点目标。图8参45CO2驱替实验压力变化特性
摘要：在CO2驱油试验区的开发初期,地层压力并没有明显上升,为了查明其原因,开展一维填砂模型和二维砂岩模型物理模拟实验研究。一维填砂模型CO2驱替实验显示：在相同压力下,随着CO2溶解量的增加,蒸馏水、盐水和原油3种流体的密度均上升后趋于稳定。结合液体升压过程中的体积缩小量计算及蒸馏水溶解实验,确认CO2在油相和水相中因溶解而导致液相体积缩小效应是填砂模型中压力降低的主要原因。在二维砂岩模型CO2驱替实验过程中也存在压力降低现象,对产出液体积倍数与驱替体积倍数关系曲线分析后提出：CO2在渗流时能进入油、水所不能进入的微小孔隙从而导致注入压力降低,相对而言CO2在液相中的溶解效应可以忽略。孔隙度计算及不同生产控制方式下碳酸盐岩岩心的CO2驱替实验验证了分析结果。图4表2参15多参数约束聚合物驱历史拟合方法
摘要：聚合物驱数值模拟需要对大量物理化学现象进行描述,与水驱相比存在很强的特殊性。参考和借鉴水驱数值模拟历史拟合相关方法和聚合物驱油机理研究成果,筛选出聚合物的吸附量、残余阻力系数、聚合物溶液相对黏度、不可及孔隙体积、传导系数、有效地层系数和表皮系数等7个影响聚驱效果的主要特征参数;在对这些参数开展较为详细的敏感性分析基础上,以多种现场实测资料作为约束条件,建立了一套较为系统、有效的多参数约束聚合物驱历史拟合方法。大庆某典型实际区块油藏数值模拟表明,聚合物驱历史拟合精度明显提高,单井含水拟合符合率达到75%。研究结果证明了该聚合物驱历史拟合方法的可行性和有效性。图4表1参13地质模型动态更新方法在关家堡油田的应用
摘要：地质模型动态更新依据随钻测井资料及时更新先期建立的地质模型,得到钻井不同时刻的三维地质模型,实时有效地了解储集层空间展布,及时发现其构造、产状等的变化,从而对原有设计井眼轨迹加以修正,有效地调整钻井前进轨迹,发挥地质导向作用,直至以最佳方式穿过油层,最终达到提高水平段有效率和钻井总体效益的目的。把地质模型动态更新方法应用于关家堡油田水平井钻井过程中,结合测井、地质和地震等资料,并把随钻资料加入到地质模型中,采用多步建模的方法进行地质条件约束,更新并完善GR、孔隙度、渗透率等模型,提高了储集层随机建模精度,特别是砂体分布模型的精度,保证了模型的准确性和可靠性。Zh8-H井钻井实践表明,由于及时地提供了较为准确的地质模型,明显地提高了水平井钻遇油层的能力。图5参13MTA方法固井二界面整体固化胶结实验
摘要：基于泥饼仿地成凝饼的科学构想,采用力学性能评价（如胶结强度）、微观结构分析（如X射线粉末衍射分析、热失重分析、环境扫描电子显微镜分析）和流体溶蚀实验等方法对MTA方法固井二界面整体固化胶结进行了实验研究。研究结果表明：随着养护时间的延长,用MTA方法得到的固井二界面胶结强度较目前提高了37.81%-1 606.31%;泥饼与水泥浆发生了局部的同步水化硬化反应,且生成了少量的团状水化硅酸钙（CSH（Ⅰ））凝胶和片沸石类凝胶,显示固井二界面整体固化胶结;流体溶蚀实验表明,采用目前方法,养护成型的样品浸泡28 d后,泥饼还原成了浑浊的稀钻井液,而用MTA方法得到的凝饼与水泥硬化体已胶结为一体,且凝饼未被溶蚀,表现为杯内流体仍清澈。这印证了两个事实：一是泥饼仿地成了凝饼,二是固井二界面已整体固化胶结。图6表1参16中国大油田的发展历程与展望
摘要：中国国内超过70%的原油产量来自于9个大油田。掌握这些油田的动态对于了解中国国内原油产量和未来中国原油进口需求是必要的。该研究利用递减曲线和采油速度分析,得出中国大油田未来产量的走势。研究表明,中国国内未来原油产量将会面临一个巨大的挑战,而这正是由大油田的成熟和递减引起的。证据也表明,水驱和提高采收率方法的大规模运用将会掩盖日益严重的资源缺乏,并可能会导致油田未来递减率比目前所见到的递减率更大。中国石油工业已经设法使其国内大油田的产量在几十年内保持稳定,但任何措施都无法阻止这些油田最终走向递减,且中国许多大油田已经过了峰值产量期进入递减。笔者认为,在未来几十年里,中国大油田的原油产量将大幅降低。图14表2参62源于宏观藻类的镜状体反射率——前泥盆纪海相地层成熟度标尺
摘要：塔里木盆地和华北地台前泥盆纪海相地层中广泛存在源于宏观藻类的炭质薄膜化石,显微镜下表现为均质的条带状镜状体,这类镜状体反射率随埋深呈现规律性增高。通过富含这类镜状体的上元古界青白口系下马岭页岩（等效镜质体反射率0.66%）和塔中北斜坡上奥陶统泥灰岩（等效镜质体反射率0.97%）与相应成熟度腐殖煤共存的加水热解和干法热解模拟实验,建立起源于宏观藻类镜状体反射率与镜质体反射率的相关关系。对源于宏观藻类镜状体富集物的NMR和Py-GC-MS分析显示,宏观藻类有机质中存在聚酚类大分子,而酚类和烷基酚类化合物正是镜质体先驱物木质素的典型热解产物,说明源于宏观藻类的镜状体无论是光性和形态还是化学成分和结构均呈现出与镜质体的相似性,源于宏观藻类的镜状体的反射率可作为前泥盆纪海相地层成熟度标尺。图5表1参33
