准噶尔盆地油气成藏期次确定与成藏组合划分
摘要：叠合盆地油气成藏研究不仅需要确定成藏期次,而且还要结合垂向封隔层的分布,将不同成藏期的油气藏从垂向上划分为不同的成藏组合,以期更准确地反映油气成藏过程和描述油气空间分布。以准噶尔盆地玛湖—盆1井西复合含油气系统为例,基于储集层自生伊利石K-Ar同位素测年、包裹体光性特征与均一温度分析、埋藏-热演化史分析,确定该油气系统共有4个主要的成藏期（P2—3、T3J、2—K1和N）。在此基础上,结合垂向封隔层（T3b、J1s1、K1tg泥岩）的分布,划分出C—T3、T3—J1J、2—K1和K—N等4个成藏组合,不同的成藏组合在不同区带具有不同的勘探意义。图4表1参18塔北隆起中西部地区古岩溶与油气聚集
摘要：塔里木盆地北部哈拉哈塘和英买力地区的奥陶系古岩溶非常发育,随着勘探程度的提高和地质认识的深入开始引起重视。研究认为,古岩溶是塔北中西部地区奥陶系油气成藏的重要控制因素,沿塔北隆起南翼呈宽幅带状连片分布,与轮南凸起一起构成一套大型复合古岩溶储集体系。奥陶系岩溶发育的主要控制因素有隆升作用、层间平行不整合、断裂系统、岩石物理性质和高能相区等,平面上可以划分出隆控岩溶区、层控-断控岩溶区及局限岩溶区,多种成因的岩溶彼此之间可以复合叠置。此外,该区古岩溶具有分期多次发育的特点,主要期次有四个：加里东、海西、印支—燕山和燕山等,并存在多期叠置的特征。塔北隆起中西部地区具备形成大型古岩溶油气藏的条件,塔北复合古岩溶体系有望整体连片含油,沿中上奥陶统碎屑岩尖灭线两侧是寻找大规模古岩溶油气藏群的有利地区。图4参15准噶尔盆地南缘若干不整合界面的厘定
摘要：通过对准噶尔盆地南缘及邻区18条野外地质剖面岩层岩性及产状的分析,识别出下石炭统齐尔古斯套群与上石炭统柳树沟组之间、中二叠统红雁池组与上二叠统泉子街组之间、下三叠统上仓房沟群与中上三叠统小泉沟群之间、中上三叠统小泉沟群与中下侏罗统水西沟群之间、中下侏罗统水西沟群与中侏罗统头屯河组之间、上侏罗统喀拉扎组与下白垩统之间、上白垩统东沟组与古新统紫泥泉子组之间、中新统塔西河组与上新统独山子组之间及上新统独山子组与第四系之间9个区域不整合界面,大多为角度不整合接触关系。测井曲线、地震剖面等地球物理证据及泥岩样品主微量元素、砂岩碎屑成分、碎屑岩微量元素、砂岩重矿物成分等地球化学证据证明了这9个不整合界面的存在,为准确合理划分研究区构造层序及构造阶段、确定研究区不同阶段成盆作用及改造作用提供了依据。图9参31辽河西部凹陷新生代断裂构造特征与油气成藏
摘要：为了揭示辽河坳陷西部凹陷新生代断裂构造与油气关系,运用油区构造解析理论对西部凹陷新生代断裂构造发育及演化特征进行系统分析。结果表明：以沙三段中下部大套泥岩为界,西部凹陷形成了上下叠加的2个断裂系统,主要发育长寿型、早衰型和后生型3种类型断层和张性正断层、走滑断层、走滑正断层和走滑逆断层4类不同性质断层。断裂活动控制了西部凹陷烃源岩的分布与演化、油气的运聚以及圈闭形成：断陷期是主要的烃源岩形成期,持续沉降有利于烃源岩演化;伸展变形阶段形成的下部断裂系统有利于油气的聚集,走滑变形阶段发育的上部断裂系统有利于油气的运移;构造活动强烈期是圈闭主要形成期,在沙四段—沙三段沉积早期及东营组沉积晚期形成两期主体圈闭。根据断裂发育特征和演化过程,指出双西隐伏走滑断层带和台安—大洼断层带的海外河以南部分是有利勘探区。图6参17东营凹陷压力系统发育对油气成藏的控制
摘要：东营凹陷异常压力的分带性与泥岩的突破压力（或保存能力）具有明显的对应关系,随着深度增加,泥岩突破压力及地层流体压力系数均增大,泥岩封隔层对流体压力的保存也是形成异常压力的重要条件。基于增压机制的阶段性差异,对东营凹陷平面上及典型剖面中重要地质历史时期源动力（烃源岩流体压力）场进行了分析,主力烃源岩的源动力在时间和空间上发育不均衡,从整体上影响了储集层油气来源及油藏的形成,控制了油气运移的方向。现今油藏总体沿地质历史时期源动力场降低的方向分布,表现出油藏的分布与源动力的演化具有一定的继承性;油气运移和成藏也影响了地层压力场的分布,高压油气运移到储集层后,其泥岩封隔层不同程度地保存了流体压力。由于增压-卸压的平衡关系,源动力传递过程中在不同压力系统中构成了不同的动力条件,造成了各压力系统中油气成藏类型和特征具有一定的差异性。根据源动力的演化史,指出沙河街组深层是寻找高压轻质油藏及天然气藏的重要目标。图8参30番禺低隆起PY30-1构造热流体活动及油气成藏
摘要：PY30-1构造是珠江口盆地番禺低隆起一个发育底辟体的重要含油气构造,为揭示其油气成藏规律,在确定该构造存在热流体活动的基础上,研究其油气来源和超压演化,并进一步分析油气成藏过程。镜质体反射率（Ro）、蒙脱石—伊利石矿物不正常转换和流体包裹体均一温度均指示PY30-1构造存在热流体活动,热流体活动的同时伴随烃类的运移。油源分析结果表明PY30-1构造中的油气主要来自白云凹陷恩平组煤系烃源岩,文昌组泥岩为次要烃源岩。地层压力演化史模拟结果表明：由于受珠琼运动二幕、南海运动和东沙运动的影响,白云凹陷存在3期压力释放过程,分别是在距今37~40 Ma、31~33 Ma和0~16 Ma,最后一期压力释放与油气充注期具有很好的一致性。研究认为PY30-1构造中的油气是东沙运动引起白云凹陷压力释放,使得烃类从烃源岩中排出沿底辟构造中的断裂垂向运移的结果。图7参22复杂碳酸盐岩储集层裂缝发育特征及形成机制——以哈萨克斯坦让纳若尔油田为例
摘要：通过岩心观察、薄片分析等方法研究让纳若尔油田储集层裂缝发育特征,发现油田发育宏观裂缝和微观裂缝两种不同尺度的裂缝,宏观裂缝包括构造裂缝和缝合线,微观裂缝主要是颗粒破裂纹和构造微缝。不同尺度的裂缝发育程度与碳酸盐岩岩性、地层结构和应力场大小有着密切的关系。宏观裂缝多发育于泥晶灰岩等胶结致密的岩石中,微裂缝多发育在孔渗性较好的颗粒灰岩中。让纳若尔油田是层状特征明显的碳酸盐岩油藏,储集层与致密隔夹层频繁间互的地层结构模式决定了宏观裂缝和微观裂缝的垂向分布模式：Д层储集层较为致密,在构造应力作用下形成宏观裂缝;Г层储集层较为疏松,在构造应力作用下多形成微观裂缝。平面上,裂缝发育与分布受主应力大小控制,在主应力场相对高值区,裂缝发育程度更高。图5表2参14微生物油气勘探技术在岩性气藏勘探中的应用——以柴达木盆地三湖坳陷为例
摘要：为了有效识别柴达木盆地三湖坳陷岩性生物气藏,以台南—台东地区为研究区,开展微生物勘探技术试验研究。东西向长24 km的采样测线横穿工区,在各采样点（间隔150 m）采集20 cm深度处的土壤200 g,样品共156个,由美国GMT公司完成甲烷氧化菌分析。结果显示,研究区20 cm深度处土壤湿度可维持甲烷氧化菌的生长;pH值平均为8.20,不抑制甲烷氧化菌生长;大量样品全盐盐度大于20%,高盐度降低了甲烷氧化菌的浓度,但气藏区与非气藏区微生物浓度差别显著,气藏上方盐度高达50%以上仍发育微生物异常;而且探井试气产量与其上方微生物浓度呈显著正相关,表明微生物勘探技术适用于三湖坳陷。利用微生物异常判断,在台南9井东侧1 km处、台南气田西侧边界以外可能存在含气丰度高于台南9井的岩性气藏,是较为有利的勘探目标区。图6表1参26断裂控烃理论的概念、原理、模式与意义
摘要：在论述中国陆相盆地大地构造背景、断裂活动基本特征及其与成盆成烃成藏关系基础上,系统介绍了断裂控烃理论提出的背景及断裂控烃理论的基本概念、原理、主要内容、科学依据和基于断裂控烃理论的勘探思路,并指出断裂控烃理论与其他断裂控油观点认识的不同之处,最后指出了断裂控烃理论的意义。研究表明,三面受挤、陆相为主、东张西压、断裂发育、运动频繁的地质构造背景决定了断裂是控制中国含油气盆地各种地质作用和油气生、运、聚、散、分布的根本因素。基于断裂控烃理论的勘探思路是以断裂（尤其是深大断裂）为主要控制因素和基本线索,寻找控源断裂、控圈断裂、油源断裂及遮挡断裂等控烃断裂,分析断控圈闭和与断裂相关圈闭的油气运聚成藏条件,进行含油气性评价,以确定有利的勘探目标。图5参25地震奇异性属性及其在油气检测中的应用
摘要：通过引入启动函数拓展传统的地层转换模型,在该模型中利用奇异性信息量化地层速度的过渡特征,并基于传统的褶积模型研究奇异性信息在波阻抗到合成地震记录之间的传递性。研究结果表明,地震记录中较好地保存了地层介质的奇异性特征,因此奇异性特征可以作为一种自然的、能够精确刻画地层边界的地震属性。基于单尺度分数高斯小波变换算法,将小波变换模极大值的消失或出现作为计算奇异性指数值的标准,追踪小波变换模极大值点,当模极大值趋于零时对应的分数高斯小波的阶数即为待求的H lder指数,据此提出了通过地震记录的奇异性信息来进行油气探测的方法。从四川盆地某气田地质模型及实际地震资料两个方面进行了论证研究,结果表明奇异性指数可作为油气检测的一个重要参考指标。图4参19溶洞模型逆散射成像技术
摘要：针对常规叠前深度偏移成像技术难以将溶洞型储集层的多次绕射波完全归位、难以准确成像溶洞分布这一难题,引入了频率域声波逆散射成像方法。该方法直接从炮集地震资料出发,利用散射记录的逆时传播波场与入射波场褶积得到扰动速度的分布,将速度模型迭代更新与构造成像融为一体。溶洞模型数值模拟和物理模拟资料的处理效果表明,即使初始速度模型存在12%的误差,该方法仍可以将溶洞产生的多次绕射波较好地归位,较准确地将溶洞的形状、位置成像。同时,对常规偏移成像方法和逆散射成像方法影响溶洞成像精度的主要因素进行了定量分析,为提高溶洞型碳酸盐岩油气藏勘探精度提供了理论指导。图11参23委内瑞拉奥里诺科重油带开发现状与特点
摘要：目前委内瑞拉奥里诺科重油带上仅有5个合资项目（其中MPE3项目由中国石油南美公司（CNPC South AmericaCorporation,以下简称CNPCSA）和委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）合资经营）和1个PDVSA项目在开发生产,这6个项目日产重油超过11.7×10^4t,日产奥里乳油约8.8×10^4t,合计动用面积2 022 km^2,动用面积比例不到4%,动用地质储量约216×10^8t,储量动用程度不到11%,因此,重油带开发程度很低。奥里诺科重油与世界上其他重油有很大的区别,具有＂三高一低可流动＂的特性,即：高密度（934-1 050 kg/m^3）,高含硫（平均为35 000 mg/L）,高含重金属钒和镍（大于500 mg/L）,低黏度（一般小于20 Pa.s）,可形成泡沫油,冷采条件下可流动并能获得很高的单井产能,水平井冷采产量一般可达200 t/d;冷采采收率较低,为5%~10%。图5表6参13油田水驱开发指标系统及其结构分析
摘要：油田开发效果受两类指标影响：一是决定油田开发效果的物质基础（表征油藏先天地质品质的地质状态指标体系）;二是决定开发效果的人为控制因素（表征后天控制开发水平的动态指标体系）。通过复相关分析,定量筛选出表征油藏先天地质品质的8项主要指标：有效孔隙度、空气渗透率、有效砂岩系数、原始含油饱和度、原始地饱压差、渗透率变异系数、流动系数、单储系数;表征后天控制开发水平的10项主要指标：采出程度、水驱指数、水井流压、油井流压、油水井数比、井网密度、累计存水率、累计注入孔隙体积倍数、水驱控制程度、储量动用程度。因子分析表明：油藏先天地质品质包含了储集层结构因子、原油规模因子、原油渗流因子;后天控制开发水平包含了注水因子、采油因子、井控因子。图2表4参13CO2注入过程中沥青质沉淀预测
摘要：注入CO2提高原油采收率过程中可能出现沥青质固相沉淀。鉴于沉淀沥青质的强极性,采用Anderko建立的缔合混合物状态方程描述沥青质的相行为,并由此推导沉淀沥青质组分的逸度计算公式,建立注气过程中气-液-沥青质三相相平衡数值计算模型。以某油田实际原油为例,利用模型计算了CO2注入过程中沥青质沉淀量,结果与实验数据相近,表明沥青质沉淀预测模型具有一定的准确性。在此基础上,预测了注气过程中沥青质沉淀变化规律：注入压力一定的情况下,沥青质沉淀量随着注入CO2量增加呈现先增加后减小的趋势,当CO2-原油体系中出现气相时,沥青质沉淀量达到最大;当CO2-原油体系中CO2物质的量分数一定时,在泡点压力附近沥青质沉淀量达到最大。图3表1参10《石油勘探与开发》2010年第4期部分文章预告
低渗富含凝析油凝析气藏气井干气吞吐效果评价
摘要：为了研究低渗富含凝析油凝析气藏开发中后期干气吞吐效果,在相态拟合基础上选择实际开展过单井吞吐的气井（柯克亚凝析气田西四二—西五一区块K233井、K416井）建立单井模型,开展注气历史拟合并对单井储量进行校正,然后在停喷井底压力基础上研究单井吞吐的效果,并对吞吐方式进行优化。研究表明,注气速度、焖井时间、焖井结束后的采气速度对油气采收率影响不大;封闭气井模拟预测表明,随注入气量增加,凝析油采出程度增幅较小,天然气采出程度增幅几乎不变,注气目的主要是解堵,气井压力不会上升很多。现场开展了3次单井吞吐试验,其试验效果与理论计算结果较为一致：单井注气吞吐可以实现反凝析污染气井解堵,大幅度地提高天然气采出程度,降低气藏废弃压力,但对提高凝析油采收率贡献不大。表5参12亲油碳酸盐岩基质岩块系统的重力驱替作用
摘要：重力驱替作用是塔河油田缝洞型单元体中水驱油的重要作用力。基于油润湿条件下的碳酸盐岩岩心,建立油藏条件下的毛细管渗流方程,讨论重力驱替作用对采出程度的贡献及其影响因素。计算结果表明,对于亲油的基质岩块系统,岩块越高,油水密度差越大,产生的驱替作用力越大,原油采出程度越高。采用离心法模拟重力驱替作用,实验结果证明,在底水能量作用下,重力驱替作用与底水驱替作用对原油采出程度的贡献相当。结合压力恢复数据、测井曲线和取心层段含油性数据综合分析塔河油田7区典型井采油曲线,证实在底水能量作用下,发育裂缝-溶洞和裂缝-溶孔的储集体中,底水突破前,依靠油水密度差产生的重力作用驱替基质岩块系统中的油,能维持较长的低产、稳产期。图5表2参14水平井变密度射孔优化设计模型
摘要：针对水平井应用过程中容易出现底水脊进、射孔成本过高、射孔易损害套管等问题,基于射孔完井水平井生产流体流动压降分析,研究了油藏流体渗流模型、射孔孔眼流体流动模型、井筒流体流动压力梯度模型以及流动耦合模型,建立了水平井变密度射孔优化设计模型。研究结果表明,通过优化水平井变密度射孔密度分布,可有效地调节水平井生产流体流入剖面,防止底水脊进;变密度射孔可减少射孔的数量,降低射孔成本及射孔对套管的损害程度;初始孔密、原油黏度以及是否射穿污染带等影响变密度射孔孔密分布;初始孔密较大时,射孔密度的变化较大;原油黏度较大时,射孔密度的变化较小;已射穿污染带时射孔密度的变化大于未射穿污染带时射孔密度的变化。同时,初始孔密和原油黏度对井底流压和孔眼压降也有较大的影响。图5参14
