石油勘探与开发杂志 SCI期刊 北大期刊 CSCD期刊 统计源期刊

石油勘探与开发 2018年第01期杂志 文档列表

石油勘探与开发杂志油气勘探

中国元古界——寒武系油气地质条件与勘探地位1-13

摘要：四川盆地安岳特大型气田的发现坚定了勘探家在元古界—寒武系找油找气信心。以中新元古代大地构造格局重建与重大地质事件分析为基础,从烃源岩、储集层条件及成藏组合类型和有效性入手,剖析了元古界—寒武系油气地质条件,指出中新元古代—早古生代间冰期低等生物繁盛,有机质富集并形成优质烃源岩;震旦—寒武系微生物岩和颗粒滩体叠加多期建设性成岩改造作用可形成规模储集层,但早中元古代因缺氧事件,风化作用弱,储集层质量总体偏差,唯后期遭受风化淋滤者才有溶蚀改造型储集层发育机会。中国华北、扬子、塔里木克拉通中新元古代均发育大型裂陷槽（群）,烃源灶肯定存在,是否存在良好的源-储成藏组合,则视情况而定。上扬子地区肯定存在震旦—寒武系有效成藏组合,华北地区成藏组合是否有效取决于两大条件：（1）元古界烃源灶与古、中新生界储集层构成的次生组合的有效性;（2）中新元古界经近纪以来改造形成的储集层与自身源灶晚期生烃能否构成匹配。塔里木盆地需要落实元古界时代归属、原盆地保持后,再看是否存在有效成藏组合。总之,我国三大克拉通元古界—寒武系是一套潜在勘探新层系,值得研究和探索。

四川盆地元坝气田发现与理论技术14-26

摘要：针对四川盆地元坝超深层大气田勘探开发难点,研究超深层生物礁优质储集层发育与成藏富集机理,创立超深层地震勘探、钻完井及测试等技术。通过对晚二叠世等斜缓坡—镶边台地动态沉积演化过程及区域沉积格架的恢复,建立四川盆地元坝地区二叠系长兴组“早滩晚礁、多期叠置、成排成带”的沉积模式,揭示“早期暴露溶蚀、浅埋白云石化形成基质孔隙、液态烃深埋裂解超压造缝”的储集层发育机理,提出“孔缝耦合”控制超深层优质储集层发育的认识。通过油源对比,提出深水陆棚相吴家坪组—大隆组是四川盆地北部地区二叠系主力烃源岩,建立超深层弱变形区“三微输导、近源富集、持续保存”的成藏模式。运用“孔缝双元结构模型”的孔隙结构参数进行地震反演,落实元坝气田高产富集带面积98.5 km^2。创建特种井身结构、发展非常规井身结构,解决多压力系统复杂地层封隔难题,研发出整体式耐高压FF级采气井口及地面安全联动装置。

陆缘地壳强烈拆离薄化作用下的油气地质特征——以南海北部陆缘深水区白云凹陷为例27-39

摘要：综合利用重力、磁力、三维地震、海底地震和深水油气探井、南海大洋钻探井等资料，开展了陆缘地壳伸展薄化与白云深水区凹陷结构、构造及油气地质之间关系的研究。研究表明，深水区裂陷期经历了早期上地壳脆性伸展高角度断裂控制的箕状半地堑断陷、中期地壳脆韧性差异伸展低角度拆离断裂控制的宽深断陷、晚期以韧性地壳流变为主的碟形断坳盆地演化过程；受穿过地壳的大型拆离断裂控制而发育的宽深断陷是深水区盆地结构的重要特征。陆缘地壳强烈拆离薄化形成的白云凹陷宽深断陷为大型三角洲-湖相沉积体系和规模烃源岩的发育提供了可容空间；陆缘岩石圈薄化程度的差异导致了裂后拗陷期热沉降差异，进而控制了拗陷期陆架坡折带的发育和深水储集层沉积环境；岩石圈强烈薄化、幔源上升导致的高热流背景，使得深水区的储集层成岩作用、烃源岩成烃过程和油气成藏条件具有特殊性。

塔中古隆起碳酸盐岩断裂破碎带构造样式及其石油地质意义40-50

摘要：通过野外地质露头调查、三维地震资料解释及钻井资料分析,建立塔中古隆起碳酸盐岩破碎带构造样式及分布方式,揭示断裂破碎带内油气富集规律,取得如下认识：（1）野外露头建模表明碳酸盐岩断裂破碎带系统由断层核、分支断层与裂缝带3部分组成。破碎带受控于主断层的活动性质,沿主断层破碎带平面样式及规模具有明显差异。（2）三维地震剖面揭示塔中古隆起碳酸盐岩地层内发育走滑型、冲断型及叠合型3种类型断裂破碎带,走滑型破碎带剖面上表现为“三花六带”的结构特征,平面上可以划分为线性带、斜列带、羽状带及马尾带4种亚类;冲断型可以划分为断背斜型、背斜型及斜坡型3个亚类;叠合型破碎带是上述两种破碎带叠加而成,表现为交叉型、围绕型和透入型3种样式。（3）单井岩心及油气地球化学资料反映出油气具有沿主断层走向及侧向两种运移方式。走滑型破碎带内的羽状带、冲断型破碎带内的断背斜型及叠加破碎带内交叉型是高产高效井部署的有利区域。

尼日尔三角洲东部斜向背斜形成演化特征51-61

摘要：基于三维地震解释资料,对尼日尔三角洲东部M区块AE斜向背斜的形成机制和生长过程及其伴生断裂系统的形成演化过程进行剖析。研究表明,中新世中后期的H4—H6地层沉积时期为的初始褶皱逆冲阶段,AE背斜区为斜向伸展断层控制的半地堑,其成因主要是局部的初始差异褶皱逆冲作用下形成的斜向伸展变换构造。该时期的差异滑动也控制了撕裂断层的形成。在中新世晚期到上新世的H1—H4地层沉积时期,大规模褶皱逆冲作用下的收缩变形强度差异导致先存伸展半地堑发生斜向构造反转而形成背斜,背斜在持续生长过程中规模逐渐变大,顶部也逐渐发生迁移。形成的断裂系统有差异逆冲伴生的少量撕裂正断层和由背斜翼部斜坡倾角诱导重力驱动的多米诺正断层。在更新世到全新世的H0—H1地层沉积时期,背斜生长停止,进入了后褶皱逆冲演化阶段。局部重力回返垮塌、局部差异滑动与再活动的先存正反转断层耦合控制共轭断层的形成与分布。斜向背斜的反转成因机制及相关断裂系统演化的研究可为揭示其油气富集和油水分布规律予以指导。

四川盆地中部侏罗系大安寨段储集层微观结构及油气意义62-72

摘要：应用铸体和荧光薄片、常规和场发射电镜对四川盆地中部侏罗系大安寨段储集层微观特征进行定性研究,同时借助压汞、纳米CT及氮气吸附定量刻画大安寨段储集层的储集空间尺寸与形态。将大安寨段储集岩分9类,储集空间分4大类14亚类,并确定亮晶介壳灰岩是最有利储集岩类。刻画出小于1μm的储集空间占该储集层储集空间体积的91.27%,形态以缝状为主,并具良好连通性。通过建立储集空间模型,揭示出裂缝为主的微米级储集空间和纳米级孔、缝构成的多尺度双重介质。储集空间以纳米级为主的大安寨段储集层资源丰度低,井控储量小,形成低产特征,但孔缝双重介质维持了该储集层长期产油,而缝状储集空间及发育的裂缝则是该储集层未采用致密油开发技术亦可规模产油的关键。

低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例73-81

摘要：针对鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界生烃强度较低、气水分布关系复杂的问题,对低生烃强度区致密砂岩气形成主控因素与分布规律开展研究。通过二维成藏物理模拟实验、储集层微观孔喉含气性系统分析及典型气藏解剖,建立了注气压力、储集层物性、生气下限等综合评价模型,明确了低生烃强度区致密气形成主要特征：（1）埋深小于3 000 m,生烃强度达（7-10）×10^8 m^3/km^2即可实现有效充注;（2）致密砂岩层规模性发育有利于聚集致密气;（3）储集层物性差异控藏,储集层物性较好的砂体,砂带中心区域局部高点富集天然气,而物性较差砂体整体含气,但含气丰度普遍较低。结合天环坳陷北段气藏解剖,提出低生烃强度区“生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集”形成机制及平面呈不连续“片状”分布的规律。天环坳陷北段致密砂岩气拓展勘探实践较好地证实了这一认识。

源外斜坡区顺向和反向断裂控藏差异性——以渤海湾盆地冀中坳陷文安斜坡中南部为例82-92

摘要：以渤海湾盆地冀中坳陷文安斜坡中南部为例，研究含油气盆地源外斜坡区不同产状断裂对油气成藏与分布的控制作用。以三维地震资料为基础，结合油水分布规律，从断裂形成演化规律和断层圈闭形成机理入手，对比分析顺反向断裂的断层圈闭发育部位、垂向调整油气分布层位和断层圈闭形成时期的差异。研究表明，源外斜坡区顺向和反向断裂控藏差异性主要表现为3个方面：①顺向和反向断层圈闭发育部位不同，顺向断层圈闭发育在处于“硬连接”阶段的断裂上盘，其分段生长点处为断层圈闭发育部位，而反向断层圈闭受地层掀斜作用发育在断裂下盘断距最大部位；②顺向和反向断层圈闭形成时期不同，顺向断层圈闭形成时期为断裂开始进入“硬连接”阶段时期，而反向断层圈闭形成时期即为断裂开始活动时期；③顺向和反向断裂垂向调整油气分布层位不同，顺向断裂垂向调整油气后，油气分布具有单层和多层分布的特征，而反向断裂垂向调整油气通常表现为单层分布特征。

巴西坎波斯盆地深水沉积体系特征93-104

摘要：基于钻井、测井和地震资料，研究坎波斯盆地深水沉积体系特征，明确巴西坎波斯盆地深水沉积类型和砂岩储集层分布规律。研究认为，研究区深水沉积相类型可划分为3种亚相和7种微相，上白垩统土仑阶一马斯特里赫特阶深水沉积类型以沉积型切谷和微盐盆中的复合水道沉积为主，自南向北发育3支水道体系；古新统一始新统以沉积型切谷和侵蚀型复合水道沉积为主，仍然发育3支水道体系；渐新统一中新统以朵叶体沉积为主，主要分布在盆地中北部地区。与深水期次相对应，建立了3类深水沉积模式：上白垩统土仑阶一马斯特里赫特阶沉积时期，构造不断抬升，物源供给强烈，同时盐岩运动形成的负地形有利于砂体的发育，发育陆源直接补给沉积型切谷．微盐盆沉积模式；古新统一始新统沉积时期构造抬升幅度达到最大，侵蚀作用最强，由于微盐盆的填平补齐作用，发育陆源直接补给沉积型切谷．侵蚀型复合水道沉积模式；渐新统一中新统沉积时期，构造稳定，海平面变化成为主控因素，发育宽广陆架砂体间接补给的过路型切谷．朵叶体沉积模式。坎波斯盆地3期3类深水沉积体系特征和控制因素的研究可为坎波斯盆地乃至全球其他地区的深水沉积勘探提供参考。

石油勘探与开发杂志油气田开发

减氧空气驱适用范围及氧含量界限105-110

摘要：依托长庆、大庆和大港等油田进行的减氧空气驱试验,开展了减氧空气驱机理、爆炸极限、腐蚀防控等实验,明确了减氧空气驱爆炸极限、减氧界限、腐蚀防控条件等技术问题。研究表明：油藏温度大于等于120℃时,氧气与原油反应剧烈,可充分利用氧气的低温氧化作用,直接进行空气驱提高采收率;油藏温度小于120℃时,氧气消耗极少,放热量少,难以产生热效应,适合进行减氧空气驱,充分利用N_2为主的空气非混相驱提高采收率。减氧空气驱适用于低渗透、注水开发“双高”、高温高盐3类油藏,为防止爆炸,确保减氧空气驱技术安全可控,临界氧含量可控制在10%以内;空气减氧后,管柱氧腐蚀有所减缓;无水条件下地面管线和注入井无需考虑氧腐蚀问题,有水时可采用特殊管材、特殊管柱结构或加入缓蚀剂等方法来降低腐蚀速度。空气/减氧空气是低成本的驱替介质,可用于对低渗透等特殊条件油藏实施能量补充及吞吐、驱替等方式开发,是未来20年具有发展潜力的战略性技术。

中国超深层构造型大气田高效开发策略111-118

摘要：通过对中国超深层构造型大气田开发的跟踪分析,从影响开发技术政策制定的地质与生产动态特征出发,提出实现气田高效开发的策略。依据储集层基质物性、裂缝发育程度以及基质与裂缝匹配关系的差异,将气藏储集层划分为单孔单渗、双孔双渗和双孔单渗3种类型,明确了不同类型储集层在不同尺度渗透率、动态与静态储量比值以及水侵风险程度等开发生产特征方面的差异。指出气田开发规模确定和水侵风险快速识别是影响超深层构造型气藏开发效果的主要因素;明确气藏特征并有针对性地制定技术政策是实现高效开发的关键。具体策略包括：进一步强化气藏前期评价技术和内容,通过部署高精度开发地震、分批次部署开发评价井和规模试采,准确认识构造、储集层类型、气水分布等气藏特征、落实可动用储量;合理控制建产节奏,保证前期评价时间,确保评价效果;制定合理开发技术政策,以落实的可动用储量作为开发方案编制的基础,重点考虑水侵风险与基质供气能力两个因素优化开发井位部署和单井合理配产;持续加强关键技术研究与攻关。

页岩高压等温吸附曲线及气井生产动态特征实验119-127

摘要：选取四川盆地长宁—威远地区龙马溪组页岩储集层样品,采用高压等温吸附仪开展高压等温吸附曲线测试,运用自主研发页岩气流固耦合实验系统开展了单岩心对比和多岩心串联气井衰竭开发物理模拟实验;在总结吸附、解吸规律基础上,建立了高压等温吸附模型,修正了含气量计算方法,明确吸附气动用规律。研究表明,页岩高压条件下的等温吸附规律与常规低压下吸附规律不同,高压等温吸附曲线随压力变化存在最大过剩吸附量,对应压力为临界解吸压力。高压等温吸附曲线可用于评价页岩吸附气量及吸附气动用程度;高压等温吸附模型能够拟合和表征页岩高压等温吸附规律;修正后的含气量计算方法,可以更客观评估含气量与吸附气比例,是储量评估和产量递减分析的理论基础;吸附气动用程度与压力密切相关,储集层压力低于临界解吸压力,吸附气才能有效动用;气井生产过程中,近井地带压力下降幅度大,吸附气动用程度高,远离井筒,吸附气动用程度低或不动用。

塔里木盆地海相砂岩油藏水平井水淹规律及其模式128-135

摘要：基于储集层特征分析、油藏数值模拟和生产动态分析,研究塔里木盆地海相砂岩油藏水平井水淹规律及其模式。与陆相砂岩油藏相比,塔里木盆地海相砂岩油藏具有原油黏度低、储集层连续性好、夹层发育等特征,加之大规模使用水平井开发,在开发规律上表现为开采速度快、采出程度高的开发特征。储集层渗流屏障、注采井网、优势通道等因素都会造成水平井段出水不均匀,为此提出4类9种典型水平井水淹模式,根据不同出水机理、剩余油分布特征提出治理对策。利用水油比导数曲线拐点特征,可判别水平井水淹模式。水平井水淹规律及其模式的研究和总结可为塔里木盆地海相砂岩油藏水平井稳油控水政策的制定提供依据。

利用盐水调节油藏岩石表面润湿性136-144

摘要：基于岩石表面基团与有机物分子间的黏附模型,分析油藏岩石表面的化学基团与原油中不同组分之间的微观作用力以及岩石表面和原油-盐水界面处双电层之间的相互作用,研究盐水中H^＋、OH^-和无机盐离子对岩石表面润湿性的调节能力及其微观机制,并建立了油藏润湿性调节的新方法。原油中有机物质与岩石表面基团之间存在范德华力、氢键、库仑力和表面力相互作用,改变这些相互作用力,利用盐水调节岩石表面润湿性的机理包括：化学基团转化、界面电势改变、注入水pH值改变、多组分离子交换及盐溶/盐析效应。对砂岩油藏,随着盐水中阳离子价态、盐水浓度降低或盐水pH值（对矿化度影响不大）增加,原油与岩石表面间相互作用变弱,岩石表面亲水性增强;对碳酸盐岩油藏,高矿化度CaSO4、MgSO4盐水有利于增强油藏岩石表面亲水性。因此通过调节注入水的离子组成可调控油藏岩石表面亲水性,提高原油采收率。

石油勘探与开发杂志石油工程

井眼轨迹模式定量识别方法145-148

摘要：为了准确计算实钻轨迹,提出了井眼轨迹模式定量识别方法,并进行实例分析。随钻测量数据可以提供井斜角、方位角以及工具面角的实测值,据此提出利用工具面角来识别井眼轨迹模式的技术思路。根据导向钻具的定向造斜机理建立了适用所有井眼轨迹的工具面角方程,结合各种井眼轨迹模型的特征参数便可计算工具面角理论值。评价工具面角理论值与实测值之间的误差,可优选出最符合实际的井眼轨迹模型。井眼轨迹模式识别提供了测斜计算方法的定量评价指标和选用依据,可避免主观和随意选用测斜计算方法等问题,从而能提高井眼轨迹的监测精度及可靠性。

水力压裂支撑剂嵌入深度计算方法149-156

摘要：针对水力压裂支撑剂嵌入问题,基于支撑剂嵌入岩体的力学过程,建立支撑剂嵌入岩体的本构方程,并结合岩体-支撑剂体系的接触应力分析,提出考虑弹塑性变形的支撑剂嵌入深度计算方法,基于该方法分析了嵌入深度的影响因素。相对于弹性模型,新方法计算结果更接近于实验测量结果,预测更加可靠,且更便于进行理论计算和分析。研究表明：支撑剂嵌入岩体的过程主要发生弹塑性嵌入;支撑剂单层铺置条件下铺置浓度越高嵌入深度越小,多层铺置条件下增大支撑剂铺置浓度不会改变嵌入深度;支撑剂嵌入比例越大,承压支撑剂越多,支撑剂嵌入深度越小;高闭合应力情况下支撑剂嵌入更加显著,流体压力下降会显著增大支撑剂嵌入深度;增大支撑剂粒径或岩石与支撑剂弹性模量比值,会减小支撑剂嵌入深度。

单乙醇胺对水基钻井液体系中淀粉热稳定性的影响157-160

摘要：为了提高水基钻井液体系中淀粉的热稳定性,在其中添加单乙醇胺,并对其效果进行了室内实验研究。研究表明,单乙醇胺的存在使钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力、静切力等提高,且显著降低了钻井液的滤失速率、减小了泥饼厚度。通过与淀粉聚合物建立氢键,单乙醇胺的存在可以避免高温下淀粉的水解,提高淀粉的热稳定性。淀粉作为天然聚合物可以提高钻井液流变性能、降低滤失量,但其发挥作用的最高温度仅为121℃,而单乙醇胺会使淀粉的耐温提高至160℃。单乙醇胺存在最佳浓度,高于最佳浓度时,其功效会下降。

石油勘探与开发杂志综合研究

川南地区页岩气勘探开发进展及发展前景161-169

摘要：基于钻井资料,对川南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组大面积连续稳定分布的富有机质页岩进行了研究。通过单井地质评价,认为宜宾、威远、自贡、长宁、泸州、大足等地区的页岩储集层品质好,TOC、孔隙度、含气量等关键参数与核心开发区有相似性,构造整体稳定,保存条件好,资源落实程度高。埋深4 500 m以浅可工作面积超过2×10^4 km^2,地质资源量超过10×10^12 m^3,是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块。经过长宁—威远部级示范区建设,单井产量和单井最终可采储量大幅提高,单井成本大幅降低,经济效益好于预期,形成的本土化勘探开发主体技术和方法有效、可复制,快速上产的条件成熟。根据目前水平井的生产递减规律和未来投入的工作量,预计“十三五”末川南地区页岩气年产量将达到100×10^8 m^3以上,具备建成300×10^8 m^3年产规模并长期稳产的潜力,有望使川南地区成为中国最大的页岩气生产基地。