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03期杂志 文档列表

陆相湖盆页岩层系基本地质特征与页岩油勘探突破——以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段为例361-372

摘要：基于2口井140 m连续岩心观察及上千余块次样品测试数据,应用非常规油气地质理论,对渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段（Ek2^1）细粒页岩层系基本石油地质特征进行系统分析。研究表明,页岩层系发育长英质页岩、灰云质页岩与碳酸盐岩3种岩类,组合形成互层状集合体;相对稳定的封闭环境下发育优质烃源岩,为页岩油富集奠定了物质基础;方沸石粒间孔、白云石晶间孔及层间微裂缝使致密碳酸盐岩、灰云质页岩、长英质页岩成为有效储集层,其中脆性矿物含量大于70%;Ek2^1下部高丰度纹层状页岩层系为页岩油富集层段,累计厚度70 m,埋藏深度2 800～4 200 m,平均含油饱和度50%,甜点分布面积达260 km^2,预测资源量过5×10^8 t,是沧东凹陷孔店组石油勘探的重要接替领域。目前KN9页岩油直井改造后2 mm油嘴日产油29.6 t,水平井体积压裂正在实施,有望在中国东部实现陆相页岩油的勘探重大突破。

鄂尔多斯盆地三叠系长9段多源成藏模式373-384

摘要：基于鄂尔多斯盆地三叠系延长组长9段成藏主控因素分析,对长9段油源、运移动力、运聚方式、成藏期次、成藏模式及富集规律进行研究。姬塬、陇东地区长9段原油主要来自长7段烃源岩,志丹地区长9段原油主要来自长9段烃源岩。姬塬地区西北部古峰庄—麻黄山地区发育岩性-构造油藏,姬塬东部地区发育构造-岩性油藏,华池—庆阳地区和志丹地区发育岩性油藏。长7段过剩压力是石油运移的动力,埋藏史表明,长9段经历了晚侏罗世和早白垩世2期成藏,晚侏罗世烃类充注范围和规模较小,早白垩世为烃源岩大规模生排烃期和长9段原油运聚主成藏期。伴随构造运动,盆地长7段底面构造经历了由沉积后西高东低到成藏期东高西低,再到现今平缓的西倾单斜的构造演化过程。早白垩世,环县—华池—吴起—定边以西地区长7段底面构造最低,原油进入储集层后,向周边高部位发生侧向运移。主成藏期长7段底面在姬塬西部麻黄山—红井子一带存在古背斜构造,控制姬塬西部油藏分布。

海相页岩有机质炭化的热成熟度下限及勘探风险385-395

摘要：以四川盆地及周缘志留系龙马溪组钻井资料为基础,利用激光拉曼、电阻率测井和物性分析等页岩源储表征技术,开展了高过成熟海相页岩有机质炭化的Ro值下限和基本特征研究。研究认为：（1）海相页岩Ⅰ—Ⅱ1型有机质炭化的Ro值下限为3.5%。在Ro值小于3.4%阶段,一般不会出现有机质炭化现象;在Ro值为3.4%～3.5%阶段,可能出现有机质弱炭化与未炭化两种情况并存;在Ro值大于3.5%阶段,出现有机质炭化的可能性很大。（2）进入炭化阶段的富有机质页岩具有电阻率测井曲线普遍呈＂细脖子型＂（低—超低电阻率响应）、激光拉曼谱出现石墨峰、物性差（基质孔隙度仅为正常水平一半以下）等3个基本特征。（3）有机质炭化阶段导致页岩源储品质的损害巨大,主要表现为页岩的生烃能力衰竭、有机质孔隙和黏土矿物晶间孔的大量减少甚至消失、对天然气的吸附能力降低等。由此认为,Ⅰ—Ⅱ1型固体有机质炭化的Ro值下限应成为古老海相地层页岩气勘探不可逾越的红线;在选区评价工作中,需加强低—超低电阻率富有机质页岩的有效性评价,排除由有机质炭化造成的高风险区;在勘探开发过程中,对钻遇的低—超低电阻率目的层应高度重视有机质炭化评价,及时调整部署方案。

页岩微观孔隙模型构建——以滇黔北地区志留系龙马溪组页岩为例396-405

摘要：基于扫描电镜、低温氮气吸附实验分析,对滇黔北地区志留系龙马溪组页岩孔隙类型与孔隙结构进行分析,并开展分子模型搭建,利用数理统计理论将模型验证问题转变为数学问题进行求证。通过镜下分析发现页岩孔隙类型以黏土矿物层间孔和有机质孔为主,氮气吸附实验指示孔隙以似片状颗粒组成的槽状孔与微孔为主要类型,二者具有良好的一致性。利用伊利石分子模型与石墨烯分子模型对页岩进行分子模型搭建并基于分形理论与分形Frenkel-Halsey-Hill公式,提出Modified Frenkel-Halsey-Hill公式的模型验证方法。通过对分形维数、置换率、分形修正系数的求取与数学计算,验证模型基本可靠。模型验证方法的提出为页岩储集层定量化研究提供了理论依据。

四川盆地威远龙马溪组页岩气甜点区地震定量预测406-414

摘要：应用模糊优化方法,对四川盆地威远201区块下志留统龙马溪组页岩气甜点区进行地震定量预测。首先以地震岩石物理分析为基础,确定储集层岩石物理特征,优选高含气页岩敏感弹性参数;通过叠前同时反演获得高精度弹性参数反演数据体,并根据岩石物理分析结果求取页岩气关键评价参数的平面分布;选取施工条件基本相同的水平井测试及测井数据,应用模糊优化的方法,构建模糊评价方程;经过模糊优化确定影响水平井产量的关键参数及各参数在甜点区定量预测中的权重,建立甜点区定量预测评价体系。经上述过程共预测出3类页岩气储集层、2类甜点区,并将预测结果采用测试产量标定,实现了甜点区定量预测,7口验证井的测试结果证实了预测结果的可靠性。

塔里木盆地寒武系碳酸盐岩溶蚀作用机理模拟实验415-425

摘要：以岩心柱样为实验样品,通过酸性流体渗流方式进行溶蚀模拟实验,模拟地层埋藏演化过程中的溶蚀作用,以分析塔里木盆地寒武系碳酸盐岩溶蚀作用特征及控制因素。研究表明：塔里木盆地寒武系碳酸盐岩的矿物成分及储集空间类型控制选择性溶蚀,方解石含量高的过渡型碳酸盐岩中方解石易优先溶蚀形成次生孔洞,而碳酸盐岩中的石膏、硬石膏在同生期、准同生期易溶蚀形成膏模孔。孔隙型碳酸盐岩以基质孔隙的扩溶为主,溶蚀后孔隙度、渗透率相应增加,但增幅不明显;裂缝型碳酸盐岩或者高压下形成裂缝的孔隙型碳酸盐岩易形成流体运移的优势通道,导致溶蚀量相对减少,但极大地提高了渗透率。随着温压的增加,酸性流体对碳酸盐岩的溶蚀能力先增强后减弱,存在最佳溶蚀温压范围,对应于寒武系的2 250～3 750 m埋深段。结合研究区储集层特征,认为准同生期方解石是溶蚀孔洞发育的物质基础,以早期大气淡水溶蚀为主,埋藏条件下受与有机质热演化有关的酸性流体、深部热流体等多种酸性流体溶蚀叠加改造形成规模优质储集层。

四川盆地磨溪构造寒武系龙王庙组流体充注和油气成藏426-435

摘要：基于钻井岩心与薄片观察、包裹体均一温度分析、激光拉曼成分与同位素地球化学分析,对四川盆地磨溪构造寒武系龙王庙组储集层孔、洞、缝充填矿物序列进行厘定,恢复储集层流体充注序列和油气运聚期次。研究结果表明,储集层共经历了5期流体充注,其中中—晚三叠世、早—中侏罗世、早—中白垩世这3期流体充注与油气相关。早—中白垩世是气藏成藏的关键时期,为晚期沉淀的石英矿物中的气相甲烷包裹体所记录,甲烷包裹体的40Ar-39Ar测年结果显示,该期天然气充注时间为（125.8±8.2）Ma。宿主石英矿物的硅、氧同位素组成及87Sr/86Sr值分析显示,石英矿物沉淀的流体源为大气淡水经过长期演化浓缩而形成的地层水,并非深部或外源流体的侵入,反映龙王庙组天然气成藏关键时期具有较好的保存条件,有利于龙王庙组大型天然气藏的形成。

页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价436-444

摘要：利用高压压汞技术对页岩油储集层微观孔喉进行表征,并在此基础上建立页岩油储集层分级评价标准及成储下限,建立基于测井资料进行页岩油流动单元划分的新方法。依据进汞曲线的拐点及分形特征,提出了适合于页岩油储集层的分类新方案：微孔喉（小于25 nm）、小孔喉（25～100 nm）、中孔喉（100～1 000 nm）、大孔喉（大于1 000 nm）,进一步按照页岩所含不同类型微观孔喉的数量将其分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级储集层,分级点对应的孔喉平均半径分别为150,70,10 nm。利用渗透率与孔喉半径的相关关系,建立了储集层分级评价的渗透率标准门槛分别为1.00×10^-3,0.40×10^-3,0.05×10^-3μm^2。利用同一水力流动单元内孔隙度、渗透率良好的指数关系,构建了由测井资料评价储集层流动带指数、划分页岩油流动单元的新方法。在东营凹陷的应用表明,所建立的标准可以应用于页岩油储集层的分级评价。

腐泥型烃源岩生排烃模拟实验与全过程生烃演化模式445-454

摘要：利用半开放体系生排烃模拟实验、封闭体系的黄金管生烃动力学模拟实验与开放体系的高温热解色谱质谱实验数据与实测数据,在经典生烃模式基础上,对烃源岩全过程生烃演化特征、排烃效率与滞留烃量、高过成熟阶段天然气来源及甲烷同系物裂解温度等问题开展了深入探讨。研究认为,腐泥型烃源岩在主生油阶段（Ro值为0.8%～1.3%）的排烃效率为30%～60%,高成熟阶段（Ro值为1.3%～2.0%）的排烃效率在60%^80%;高成熟阶段干酪根降解气与原油裂解气对总生气量的贡献比大致为1∶4,干酪根降解气量占20%,滞留液态烃裂解气量占13.5%,源外原油裂解气（包含聚集型与分散性原油裂解气）量占66.5%。初步确定了天然气的裂解下限,建立了烃源岩全过程生烃演化模式。

考虑裂缝变导流能力的致密气井现代产量递减分析455-463

摘要：针对水力压裂形成的裂缝导流能力会随空间以及时间发生变化这一特点,建立考虑裂缝空间、时间双重变导流和应力敏感效应的致密气压裂直井渗流的新型数学模型,采用混合有限元方法对模型进行求解,获得新模型的Blasingame现代产量递减分析典型曲线。以此为基础,讨论了裂缝空间、时间双重变导流及应力敏感效应对Blasingame曲线形态的影响。研究表明：空间变导流效应主要表现为降低早期典型曲线值;时间变导流效应会导致产量及产量积分曲线下掉,形成S型典型曲线;双重变导流则是两者效应的叠加;时间、空间变导流效应均不会延缓地层进入拟稳态阶段的时间。应力敏感会降低曲线值,但不会使曲线陡降;应力敏感会延缓地层进入拟稳态阶段的时间。忽略变导流效应和应力敏感效应,不会对井控动态储量的计算结果产生较大影响,但会给裂缝、储集层参数解释带来较大误差。经苏里格气田致密气压裂井的常规现代产量递减分析与模型对比,证实新方法可靠实用,且比常规方法精度更高,可用于存在裂缝变导流致密气压裂井的现代产量递减分析。

冻胶分散体软体非均相复合驱油体系特征及驱替机理464-473

摘要：针对高温高盐油藏研发了具有微观调控能力并可兼顾驱油效率的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系,借助岩心流动实验和可视化实验,研究该体系特征及驱油机理。该体系由冻胶分散体和表面活性剂组成,适用于温度80～110℃、矿化度1×10^4～10×10^4 mg/L的油藏,具有低黏度、弱负电性、耐温耐盐的特点,能够聚结长大,使油湿表面润湿性发生反转,水湿表面润湿性减弱,高温老化后的界面张力仍小于1×10^-1 mN/m。软体非均相复合驱油体系能够进入岩心深部对储集层进行微观调控,岩心渗透率级差越大,调控效果越好,其驱替效果明显优于表面活性剂驱油体系、冻胶分散体或聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系。复合驱油体系在多孔介质中的调控行为有直接封堵、架桥封堵、吸附及滞留4种,其中的表面活性剂可强化复合驱油体系的深部运移和洗油能力,通过强化洗油机理、协同乳化机理、强化润湿反转及油带聚增机理提高洗油效率,冻胶分散体和表面活性剂的协同效应增强了复合驱油体系的驱替效率。

火驱油墙形成机理及影响因素474-481

摘要：通过系统总结火驱油墙的研究成果,提出油墙的定义及定量判定指标,并以气液两相稳态渗流理论为基础,建立考虑温度梯度的一维正向干式火驱渗流新模型。通过实验、单因素分析与正交实验设计,验证了模型的可靠性,揭示了火驱过程中油墙的形成机理及主控因素,探讨了火驱过程中油墙形成的最佳条件。研究表明,火驱油墙的形成受3个主要因素控制：（1）油墙的形成存在温度区间和临界温度梯度绝对值,温度过高或过低,温度梯度绝对值低于临界值,油墙不能形成;（2）对稠油油藏火驱而言,原油黏度控制油墙形成的宽度与速度,黏度越低,形成油墙越宽,速度越快;（3）含油饱和度影响油墙形成最佳温度与速度,含油饱和度越高,最佳储集层温度越低,形成速度越快。一维正向干式火驱渗流新模型结合正交设计方法,可优选出稠油油藏火驱油墙形成的最佳条件组合。

超低渗油藏井网适应性定量评价方法——以鄂尔多斯盆地三叠系长6、长8油藏为例482-488

摘要：基于前人的研究并结合超低渗油藏10年的开发实践,应用聚类分析法和灰色关联法,建立了包括优选评价参数、确定评价参数权重、划分油藏开发阶段、确定分类系数4个方面10项评价参数的超低渗油藏井网适应性定量评价方法。应用该方法对鄂尔多斯盆地三叠系长6、长8共13个主力典型超低渗油藏开展了井网适应性评价,得到3点基本认识：（1）超低渗I类油藏井网适应性整体较好,井网形式及井网参数都较为合理;（2）裂缝不发育油藏适合正方形反九点井网,裂缝较发育油藏适合菱形反九点井网,裂缝发育油藏适合矩形井网;（3）超低渗Ⅱ类、Ⅲ类油藏需要在坚持井网形式确定原则的基础上,进一步优化排距,提高该类油藏开发水平。

中国复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术与实践489-499

摘要：针对中国复杂地质条件和储气库周期性大流量强注强采交变载荷工况,建立了包括选址评价、指标设计、钻完井、地面工程、风险预警和评估等方面的气藏型储气库建库关键技术,并总结了矿场应用实效。建立了开发中后期构造破碎气藏建库选址圈闭密封性评价技术,提出了以非均质水侵储集层有效库容量设计为核心的建库关键指标设计方法,建立了适应超深超低压地层和交变载荷工况的安全钻井、高质量固井技术和高压大流量地面注采工程优化技术,实现了高压注气压缩机等储气库地面核心装备国产化,建立了储气库地下、地面全系统风险预警和评估技术。5项关键技术成功应用于新疆呼图壁等6座气藏型储气库群的选址、设计、建设和运行,方案设计主要指标与实际动态高度吻合,已建成调峰能力超过75.0×10^8 m^3,实现了建设和运行高效且零事故。

变内径钻柱中微波传输衰减规律500-506

摘要：为确定钻柱内孔微波传输的最佳工作频点,获取微波信道的衰减规律及有效传输距离,将钻柱内孔视为超长不规则有耗圆波导,采用电磁波耦合理论计算了微波传输最佳工作频点,分析了波导中的微波模式,采用微波传输等效电路法建立了信道模型及信号衰减规律模型。针对超长钻柱,提出单位长度功率衰减系数从而对有效传输距离进行简化分析。研究表明,139.7 mm（5.5 in）和127.0 mm（5 in）API标准钻杆最佳工作频点分别为2.04 GHz和2.61GHz,钻柱内孔沿轴向存在多个内径渐变段和突变点,微波传输存在大量反射过程,信道的阻抗变化是影响传输性能的主要因素。室内及现场测试结果表明,建立的微波传输衰减规律模型计算结果准确,可用于微波传输随钻监测系统的设计。

适用于连续管钻井的无固相卤水钻井液体系507-512

摘要：针对连续管钻井管内循环压耗大、钻压传递困难及黏卡几率高等难题,以卤水为基液进行室内实验,通过核心处理剂的优选,研发了无固相卤水钻井液体系,评价其性能并进行现场应用。通过对流型调节剂、抗盐降滤失剂、高效润滑剂、钻头清洁剂的优选,形成了无固相卤水钻井液体系的基本配方：卤水＋（0.1%～0.2%）Na OH＋（0.2%～0.4%）HT-XC＋（2.0%～3.0%）YLJ-1＋（0.5%～2.0%）SDNR＋（1.0%～2.5%）FT-1A＋（1.0%～5.0%）SD-505＋复合盐密度调节剂。室内性能评价表明,该钻井液抗温150℃,抗钻屑污染性能较好,岩屑滚动回收率92.7%,润滑性能与全油基钻井液相近,只需在环空返速不低于0.8 m/s的前提下保证动塑比在0.5以上,就能达到井眼净化要求。将无固相卤水钻井液应用于辽河油田3口连续管侧钻井施工,其性能稳定易调整,井眼净化能力强,井径规则,机械钻速高且无任何事故。无固相卤水钻井液满足连续管钻井工艺的技术需求。

热敏暂堵剂笼统控水技术513-519

摘要：针对常规笼统控水技术会对油层造成二次伤害的缺点,采用水溶液聚合的方法合成了控水用热敏暂堵剂,提出二次暂堵工艺,并进行了矿场应用。通过室内实验对热敏暂堵剂进行了配方优选和性能评价,优化后的配方为：（6%^8%）丙烯酰胺＋（0.08%～0.12%）过硫酸铵＋（1.5%～2.0%）海泡石＋（0.5%～0.8%）聚乙二醇二丙烯酸酯。该材料适用地层温度为70～90℃,暂堵强度高（5～40 kPa）,降解时间可控（1～15 d）,降解后流体黏度小于100 m Pa·s且模拟岩心渗透率恢复值大于95%。基于研究成果,采用二次暂堵工艺对冀东油田1口水平井开展了热敏暂堵笼统控水技术的矿场应用,该井经处理后含水率降低至27%,目前含水率67%,日增油4.8 t,累计增油量达750 t,控水增油效果较好。

成熟探区“层勘探单元”划分与高效勘探520-527

摘要：针对济阳坳陷面临的高勘探程度阶段继续开展高效勘探、实现可持续发展等难题,立足济阳坳陷勘探实践,研究了符合当前地质规律认识与勘探精细程度的成藏-地质评价方法。首先提出＂层勘探单元＂概念,并将其定义为断陷盆地同一个构造层或构造亚层中具有相对完整统一的构造体系、沉积体系和油气运聚体系的勘探地质单元;进而建立了＂层勘探单元＂划分和优选评价方法,将济阳坳陷划分为305个＂层勘探单元＂,实现了地质认识与部署思路的精细化和立体化;开展基于＂层勘探单元＂的剩余资源精细劈分和勘探目标效益评价,明确了济阳坳陷古近系沙四段上亚段—东营组、新近系馆陶组—明化镇组、古生界潜山、古近系孔店组—沙四段下亚段等4大领域66个高效＂层勘探单元＂为近中期增储和突破的重要方向,为＂十三五＂高效勘探提供依据。