海相碳酸盐岩储集层发育主控因素
摘要：通过对塔里木和四川盆地礁滩、岩溶和白云岩储集层的实例解剖，深入分析碳酸盐岩储集层发育的物质基础，碳酸盐岩储集层孔隙发育、调整和保存的机理及环境，厘清不同类型碳酸盐岩储集层发育的主控因素。碳酸盐岩储集层发育受控于3个因素：①礁滩相沉积，其不仅是礁滩储集层发育的物质基础，同样是白云岩储集层和岩溶储集层发育非常重要的物质基础；②表生环境，碳酸盐岩储集层孔隙主要形成于表生环境，可以是沉积原生孔隙，也可以是早表生及晚表生期淡水溶蚀形成的次生溶孔（洞）；③埋藏环境，埋藏环境是碳酸盐岩储集层孔隙保存和调整的场所。没有单一成因的古老海相碳酸盐岩储集层，其成因为上述3个控制因素的叠加，储集层发育的主控因素分别为礁滩相沉积、表生岩溶作用、蒸发相带、埋藏-热液溶蚀作用时，分别形成礁滩储集层、岩溶储集层、沉积型自云岩储集层和埋藏-热液改造型白云岩储集层。图6表5参22致密油与页岩油形成条件与“甜点区”评价
摘要：基于国内外页岩层系液态烃勘探研究成果，对页岩层系液态烃的形成条件、聚集机理、类型划分、海陆相差异进行系统分析，进一步开展“甜点区”研究评价。通过分析北美和中国页岩层系液态烃的地质特征，指出页岩层系液态烃具有大面积连续分布、无稳定自然产能2项基本特征，且“规模区”需具备稳定构造背景、规模优质烃源岩、规模储集空间、源储共生分布等4项形成条件。揭示了页岩层系液态烃源储耦合、致密化减孔聚集机理，划分6项24种不同类型页岩层系液态烃，指出中国陆相页岩具有地热梯度较低和地层非均质性较强两项特征，须优选规模型“甜点区”来稳步推进工业上产。页岩层系液态烃“进源找油”，应着力开展地质、工程和经济“三品质”“甜点区”综合评价，成熟度是控制“甜点区”分布的首要因素。中国陆相有利页岩层系液态烃R。值为0．8％～1-3％，TOC值大于2％，岩性为纹层状页岩或致密孔隙性储集层，孔隙度较高（致密油大于8％，页岩油大于3％），脆性矿物含量高（致密储集层大于70％，页岩大于40％），含油饱和度50％-90％，原油黏度较低或地层压力较高，天然裂缝发育。页岩层系液态烃具有巨量的资源规模，增强海陆相页岩层系液态烃形成分布地质认识，对持续关注、推动这一重大领域的发展具有借鉴意义。图6表4参43隐性前积浅水曲流河三角洲地震沉积学特征——以渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷肃宁地区为例
摘要：以渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷肃宁地区为例，综合岩心、测井和三维地震综合解释资料，开展隐性前积浅水曲流河三角洲地震沉积学特征研究，并总结隐性前积浅水曲流河三角洲沉积模式。肃宁地区古近系沙-上亚段（Es1s）一东三段（Ed3）可识别出8个四级层序，反映湖平面周期性变化。从湖心向湖岸、从湖侵域向高位域，泥岩由灰色变为红色，显示湖水由深变浅。地震反射结构指示湖水变浅：Esl。（SQV3）叠瓦状前积厚度显示湖心水深40～60m；随后叠瓦状前积结构消失，演变为亚平行结构（SQV4-SQV6），反射连续性逐渐变差，反映水深不超过30m。岩心、测井曲线和地层切片分析揭示，与Es1s的SQV3叠瓦状前积浅水曲流河三角洲体系不同，Es1s的SQV4-sQv6为隐性前积浅水曲流河三角洲体系，地震沉积学响应特征主要为分带向湖盆中心推进的河道状和垛状地貌体系，指示分流河道和三角洲垛状体沉积。图10表1参24鄂尔多斯盆地西南部延长组重力流沉积特征及相模式
摘要：基于岩心、测井资料和重力流研究理论等，对鄂尔多斯盆地西南部陇东地区重力流沉积特征及相模式进行了系统研究。研究区重力流沉积主要类型有滑动岩、滑塌岩、砂质碎屑流沉积、泥质碎屑流沉积与浊流沉积，受多方物源、湖盆底形、触发机制等因素共同影响，多期重力流在湖盆中部形成两类沉积体——湖底扇和滑塌体。湖底扇发育水道，可识别出内扇、中扇、外扇3类亚相，主水道、主水道侧缘、分支水道、分支水道侧缘、水道间、浊积席状砂等6种沉积微相，推测为季节性洪水成因。滑塌体不发育水道，可划分为滑动岩、滑塌岩、碎屑流舌状体、浊积体等4部分，推测为地震等触发机制导致的坡折地带沉积失稳垮塌形成。将相模式与重力流类型结合，可更加直观地研究深湖区重力流沉积物组合特征、发育模式，为深水油气勘探提供理论依据。图11参18松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油分布特征及控制因素
摘要：综合利用岩心、岩石薄片、恒速压汞测试及扫描电镜等资料，对松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的储集层特征、含油特征及其主控因素进行了研究。大安地区扶余油层含油特征表现为：①大面积（准）连续分布，局部“甜点”富集；②含油丰度低，致密油分布极其复杂；③含油级别以油浸一油斑为主，含油物性下限极低；④油水分异差，无统一油水界面。以上含油特征主要受控于研究区分流河道砂体的空间分布、储集层物性差异、孔喉结构及大小。分流河道砂体分布的边界即为致密砂岩油分布的外边界，致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期（或多支）分流河道砂体间的接触关系；物性差异控制了“甜点”的分布，进而控制了致密砂岩油的富集；孔喉结构及其大小控制致密砂岩油的油水分异程度，纳米级喉道系统控制了石油滞留成藏。图16表1参13湖相纹层状细粒岩特征、成因模式及其页岩油意义——以三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组为例
摘要：以三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组为例，通过高分辨率岩心图像扫描、常规薄片、扫描电镜、能谱分析等岩石学研究方法，结合微量元素、生物标志化合物等地球化学指标，对湖相富有机质纹层状细粒岩的岩石学特征、沉积成因进行了研究，并分析了其页岩油气／致密油气勘探意义。研究结果表明，纹层具有硅质碎屑富集层、碳酸盐富集层、凝灰质富集层及有机质富集层4种类型，通过组合可以形成3种层偶类型。有机质呈纹层状富集或分散状分布于碳酸盐纹层及凝灰质纹层中。缺少陆源碎屑供给的封闭盐湖沉积体系，形成了分层的古湖泊水体，加之湖底的热水活动和季风性气候共同控制了有机质的富集保存及湖相多元纹层状细粒岩的形成。由于该类细粒岩有机质丰度高，具有较好的生烃潜力，碳酸盐纹层微孔及纹层间微裂缝发育，使其具有丰富的储集空间类型，且脆性矿物含量高而易于后期压裂改造，具备形成页岩油气／致密油气的有利条件，勘探意义重大。图9参33鄂尔多斯盆地延长组长7段致密储集层测井评价
摘要：以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密储集层为研究对象，结合核磁实验及CT扫描，利用随机游走法开展横向弛豫模拟，进行致密储集层微观孔喉评价；利用测井曲线的光滑程度计算模型评价致密储集层砂体结构，通过多井分析，并结合试油井资料的刻度，建立基于砂体结构的致密储集层产能分级图版进行致密储集层评价。从孔隙级别判断分析储集层品质，比较数值模拟计算T2（横向弛豫时间）谱与样品核磁实验疋谱确定横向表面弛豫速率P：，再根据油气校正后的核磁测井曲线获得致密储集层孔喉半径分布。长7段储集层产能与砂体结构关系明显，块状砂体岩性、物性和含油性分布越均匀，对应测井曲线越光滑，往往具有高产油流。利用致密储集层测井评价方法，并根据致密储集层产能分级图版，划分姬塬油田w井区致密油甜点区，将评价结果与试油数据对比，准确率高达94．7％。图7表1参16尼日利亚博尔努盆地沉积地层分布特征
摘要：利用博尔努盆地内23口探井的钻井、测井资料，借助于Excel、Petrel及Surfer等软件，确定了盆地Kerri—Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组及整个沉积地层的空间分布。对整个沉积地层空间分布研究发现，博尔努盆地共有3个主要坳陷（A、C、D）和1个构造高点B。坳陷A位于盆地东北部，坳陷C和D分别位于盆地东南部和西南部，构造高点B分隔坳陷A和坳陷C。Kerri-Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组在盆地广泛分布，但地层厚度存在变化；3口深层探井（Kadaru．1井、Herwa．1井及Kinasar-1井）仅钻揭Bima组上部层段（岩性为中一粗粒长石砂岩），对Bima组下部层段尚未钻遇。因此建议针对盆地内部的潜在含油气坳陷区开展深层钻探。图14表1参17带气顶油藏油气同采条件下流体界面移动规律
摘要：带气顶油藏气顶、油环同采过程中气顶与油环间的压力容易失衡，为实现气顶与油环的协同高效开采，以哈萨克斯坦让纳若尔气顶油藏为例，基于油气水三相相似准则建立了三维可视化物理模型，并结合物质平衡原理建立了带气顶油藏流体界面移动速度评价模型。计算结果表明，油藏工程评价模型得到的流体界面移动速度与物理模拟实验和油田动态测试结果均吻合较好。同时，依据该油藏工程评价模型分别建立了衰竭、屏障注水以及屏障＋面积注水等不同开发方式下带气顶油藏流体界面移动速度变化规律图版，确定了带气顶油藏油气同采时影响流体界面稳定的主控因素：衰竭开发方式下的主控因素为采油、采气速度；屏障注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度及注采比；屏障注水＋面积注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度、注采比及屏障注水与面积注水比例。图12参16油藏自流注水开发机理及影响因素分析
摘要：针对自流注水开发现有理论还不够成熟的问题，研究了自流注水需要满足的油藏条件，定义了“自流注水门限压力”的概念，并根据流体力学和油藏工程的基本原理建立了其表达式，提出了自流注水过程中注水量、产油量、水层压力、油层压力、累计注水量和累计产油量等参数的计算方法。根据提出的计算方法编制了相应的计算程序，并运用程序进行了自流注水实例计算和影响因素分析，结果表明，提出的自流注水计算方法原理简单，计算结果合理，能够用于自流注水参数计算；在水油储量比小于60时，自流注水稳产期随水油储量比的增大而延长，采收率随水油储量比的增大而增大，但在水油储量比超过60后，水油储量比的影响不明显；自流注水时机对油田开发稳产期和采收率有重要影响，自流注水时机越晚，地层能量的利用越充分，稳产期越长，采收率也越高。图8参16分区域多点统计随机地质建模方法——以柴达木盆地辫状河三角洲沉积储集层为例
摘要：通过对密井网区精细地质研究，结合沉积物理模拟实验，对柴达木盆地昆北油田辫状河三角洲沉积模式开展研究，获得沉积微相单元的统计特征参数和平面配置关系，建立辫状河三角洲不同沉积区域的训练图像，最终建立辫状河三角洲储集层地质模型。采用角度旋转、比例缩放、邻区序贯条件模拟方法，分区分训练图像建立精细的辫状河三角洲沉积微相模型。分区域多点统计随机建模间接放宽多点统计随机建模平稳性要求，并改善了河道连续性，提高了训练图像的可移植性。在柴达木盆地昆北油田油藏描述应用中，模型与生产实际吻合较好，取得较好应用效果，证明该方法的可靠性和可行性，探索了采用随机模拟方法准确刻画辫状河三角洲沉积储集层的新途径。图8参292014年石油十大科技进展
摘要：中国石油：①古老海相碳酸盐岩天然气成藏地质理论技术创新指导安岳特大气田战略发现和快速探明；②非常规油气地质理论技术创新有效指导致密油勘探效果显著；③三元复合驱大幅度提高采收率技术配套实现工业化应用；④三相相对渗透率实验平台及测试技术取得重大突破；⑤第三代低频可控震源（LFV3）实现规模化应用；⑥多频核磁共振测井仪器研制成功；⑦4单根立柱9000m钻机现场试验取得重大突破；压裂投产低-特低渗透油藏井排距设计
摘要：为了模拟压裂投产低-特低渗透油藏中的非达西渗流特征，在原有黑油模拟器的基础上，建立并求解了考虑两相启动压力梯度、渗透率敏感性以及裂缝导流能力失效性的三维两相数值模拟模型，基于模型分析了压裂井波及椭圆的计算方法及影响因素，并推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。压裂井波及椭圆影响因素分析结果表明：渗透率对压裂水井初期的波及椭圆大小具有显著影响，随着时间的增加注入压差和启动压力影响增大；各因素对波及椭圆的形状没有显著影响。通过遗传算法改进的GA-BP神经网络模型可准确求取压裂井波及椭圆参数。为实现井网系统和裂缝系统的最优匹配，以压裂井对油藏波及系数最大为目标，推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式。现场应用表明，压裂后平均日产油量可提高1．25倍，且长期增产效果显著。图5表3参18注蒸汽热力采油泡沫剂的热稳定性
摘要：利用建立的细长管流动模型，进行了蒸汽驱泡沫剂的热降解实验研究，以确定添加的泡沫剂在蒸汽腔中的持久性。细长管流动模型中装填辽河油田锦45块于楼油层实际岩心砂，在中国蒸汽驱典型区块的油藏压力与饱和蒸汽温度条件下进行20d实验，结合实验结果与理论公式计算分析后发现：添加的泡沫剂热降解反应模式为一级反应，200℃、250℃和300℃下的热降解速率常数分别为9．35×10-8 s-1、17．80×10-8s-1和24．53×10-8s-1。建立了泡沫剂热降解动力学模型，可以计算任意温度条件下泡沫剂热降解速率和半衰期，100℃、150℃、200℃、250℃和300℃时，泡沫剂的半衰期分别为370d、160d、83d、49d和31d，说明对中国大多数注蒸汽油藏可以通过注入泡沫剂改善注蒸汽开发效果，但对于深层高压稠油油藏，当温度超过300℃时，泡沫剂持久性较差。图2表3参24自升式平台桩腿强度对弦管间距敏感性分析
摘要：以自升式平台桁架式桩腿结构形式优化为目标，进行了桩腿强度对弦管间距敏感性分析，给出了桩腿弦管间距优选值。分析平台所受环境载荷，通过风洞实验获取风暴条件下风载荷数据，通过理论计算得到波浪载荷和海流载荷数据。通过特征值分析得到平台自振周期和一阶偏移值，进而获取计及水动力放大效应的惯性载荷和计及几何非线性效应的惯性矩，分析发现：波流角一定的情况下，计及水动力放大效应的惯性载荷对弦管间距较敏感，随着弦管间距增大基本呈递减趋势；随着弦管间距增大，计及几何非线性效应的惯性矩减小。结合环境载荷计算结果，对不同弦管间距下的桩腿各结构进行了强度校核，对比了各结构强度对弦管间距的敏感性，在此基础上给出了所研究的3种作业水深平台的桩腿弦管间距优选值。图11表4参21基于微米压痕实验研究页岩力学特性
摘要：针对页岩储集层力学特性较难获取的问题，提出基于微米力学测试技术的页岩细观力学特性定量评价方法；通过开展四川盆地长宁区块寒武系龙马溪组页岩露头的微米压痕实验，分析页岩的细观力学特性，评价宏观、细观尺度下页岩力学特性的关系。页岩微米压痕实验结果分析表明：细观弹性模量和压入硬度呈非均匀分布；宏观、细观实验对比分析显示弹性模量的细观实验统计平均值近似于宏观实验测量值。通过引入页岩组成参量一颗粒堆积密度，得到页岩组成与力学性质的关系：细观弹性模量和压入硬度随颗粒堆积密度的增加，呈非线性递增变化。基于硬度．颗粒堆积密度模型，逆向分析细观内聚力和内摩擦角，细观测量值的统计平均值略小于宏观值。微米力学测试技术可较好地表征页岩细观力学特性并有效预测宏观力学参量。图12表3参30东非被动大陆边缘盆地结构构造差异与油气勘探
摘要：基于板块构造理论，通过研究地震、地质及相关文献资料，恢复东非被动大陆边缘主要地质时期原型盆地及岩相古地理，开展盆地结构构造特征及其沉积充填差异分析，结合已发现的15个油气藏解剖，建立3种成藏模式，探讨该区有利成藏组合及下一步勘探方向。东非被动大陆边缘盆地群历经晚石炭世一三叠纪卡鲁（Karoo）期陆内夭折裂谷、侏罗纪陆内一陆间裂谷及白垩纪以来的被动大陆边缘盆地3个原型阶段，各个盆地裂谷层系普遍发育，受拗陷期沉积充填厚度大小影响，形成“断陷型”、“断坳型”和“三角洲改造型”3类被动陆缘盆地：“断陷型”拗陷期沉积最大厚度小于3000m，形成“单源．构造型”成藏模式，勘探方面以寻找裂谷层系顶部发育的大型构造类圈闭为主；“断坳型”拗陷期沉积最大厚度大于5000m，形成“双源一双组合型”成藏模式，勘探方面以上、中斜坡大型滑动一滑塌一碎屑流沉积砂体为目标；“三角洲改造型”拗陷期沉积最大厚度大于6000m且发育高建设性三角洲，从岸向海形成独特生长断裂、泥底辟、逆冲推覆、前渊缓坡四大构造带，形成“三源．多组合型”成藏模式，其四大构造带均可形成大型油气田。图8表2参27致密油流动孔隙度下限——高压压汞技术在松辽盆地南部白垩系泉四段的应用
摘要：以松辽盆地南部让字井斜坡区白垩系泉头组四段致密层密闭取心井30块样品为研究对象，根据高压压汞实验和氦气测定孔隙度，以及含油饱和度数据分析，确定其致密油流动孔隙度下限及流动孔隙度控制因素。将油藏条件毛管压力与压汞实验得到的毛管压力进行换算，可计算不同油藏注入压力条件下的流动孔隙度，通过求取含油样品流动孔隙度最小值与不含油样品流动孔隙度最大值，确定研究区含油样品的流动孔隙度下限为3．2%，对应油藏条件下注入压力为0．35MPa，高于此注入压力致密油可发生有效流动与聚集。致密层流动孔隙度与孔喉比呈负相关，储集层孔喉连通性变差时，需要更高注入压力流动孔隙度才能达到3．2％；流动孔隙度达到3．2％所需注入压力与储集层质量系数呈较好负相关性，随着储集层质量系数增加，流动孔隙度达到3．2％需要的注入压力有降低趋势。基于致密油流动孔隙度下限和油藏条件下注入压力，建立了致密油有效聚集判别图版。图9表1参14
