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石油学报 2009年第05期杂志 文档列表

石油学报杂志地质勘探

含油气盆地流体流域系统及其油气聚集原理635-641

摘要：在含油气盆地形成和演化过程中,先后有两个孕育和养护油气生成、运移和聚集为矿藏的流体流域系统,即水流域系统和油气流域系统。水流域系统的形成和发育建造了包含烃源岩、输导层、区域盖层和圈闭体等成藏要素在内的沉积体系,是谓母体系统。烃源岩在母体系统中形成,经由埋藏生成油气,然后油气又返回母体,以其中的成藏要素格架为载体,逆倾向而上形成自己的流域系统,最后在所遇圈闭体中聚集成藏,是谓子体系统。母体系统建造的沉积体系为子体系统创建和提供了一切必要的成烃、成藏条件和环境。子体系统以母体系统为依托,在其体内完成了成烃、成藏过程。二者先后有序地发育和其中各种作用的形成及有机匹配,是自然界造就的一个天然程序。从而,根据此程序建立与之相适应的含油气盆地油气聚集原理。

中国西部叠合盆地构造强度定量表征及其应用642-647

摘要：中国西部复杂叠合盆地成藏期后的构造运动十分剧烈,直接导致大量油气藏发生调整改造,甚至破坏。构造变动强度是一个用以衡量区域构造运动对成藏期后油气藏调整改造程度大小的重要参数。研究中采用了易于获得的两个地质参数,即剥蚀率和地层变形程度作为定量化指标,拟合出构造变动强度的定量化公式。构造强度中等地区由于易于形成一定规模的正向圈闭构造,封盖条件得以保证,同时有利于输导体系的建立,因此有利于油气藏的聚集和再富集;而构造强度过大和过小,则不利于油气的调整富集成藏。与准噶尔盆地的油气分布对照得到,构造变动强度的定量化表征基本上可以如实和准确地反映出构造变动对油气调整改造的影响程度。

中国低煤阶煤层气成藏模式研究648-653

摘要：借鉴国外煤层气成藏理论研究的思路和方法,开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究。研究表明,中国低煤阶煤层气藏具有煤储层厚度大、含气量低、渗透率易改造、吸附时间短和两个解吸峰值的特征;存在深部承压式超压成藏模式、盆缘缓坡晚期生物气成藏模式及构造高点常规圈闭水动力成藏模式3种低煤阶煤层气成藏模式。在目前技术条件下,构造高点常规圈闭水动力煤层气藏和盆缘缓坡晚期生物煤层气藏是勘探开发的首选目标。

渤海海域莱州湾凹陷的形成和演化654-660

摘要：利用钻井和三维地震资料,对凹陷的形成演化进行了研究。莱州湾凹陷是在新生代裂谷基础上形成的凹陷,孔店组—沙三段沉积时期走滑断层对沉积作用影响较小,主要以伸展断陷作用为主,沉积中心位于北部边界铲式大断层下降盘;沙一段和东营组沉积时期凹陷沉积中心沿走滑断层向东北迁移;新近系馆陶组和明化镇组沉积时期,受走滑挤压作用的影响,该区表现为挤压反转,产生了盐拱和反转构造。走滑断层对沙河街组烃源岩的分布影响较小,但对东营组烃源岩分布和沉积体系展布有较大的影响,对晚期成藏也有较大的影响。

松辽盆地幔源CO2分布规律与运聚成藏机制661-666

摘要：对CO2碳同位素组成和^3He/^4He值分析表明,松辽盆地高含CO2天然气藏中的CO2皆为幔源成因。在对已发现含CO2天然气分析的基础上,研究了松辽盆地CO2在含量、层系和平面上的分布规律。研究结果表明,松辽盆地CO2在含量上具有＂两端元＂的分布特征;受区域盖层和储层性质的控制,在层位上,CO2主要富集于营城组和泉四段;在平面上,CO2呈多个点状或狭长带状局限分布,其平面分布明显受控于深大断裂,与基底大断裂和火山岩体具有较好的伴生关系。幔源CO2运聚成藏机制可概括为：深部热流底辟体的顶部是CO2的储集库,基底大断裂向下收敛于拆离带并沟通CO2气源,CO2通过基底大断裂和古火山通道向上输导,并在适当圈闭中聚集成藏。运聚通道组合类型决定了气藏中CO2的含量及含CO2天然气的赋存层位,幔源CO2的运聚通道可划分为3种组合类型。建立了松辽盆地含CO2天然气藏的＂三阶段＂成藏模式。

金湖凹陷石港断层构造演化及油气聚集特征667-671

摘要：石港断层位于金湖凹陷中部,是凹陷内的主要断裂带,具有复杂的结构及演化过程。通过三维地震资料解释及断层的定量解析,分析了石港断层带在晚白垩世—新生代时期的几何学及运动学特征,并讨论了断层伸展与走滑性质的转变及其分段特征。研究表明：自晚白垩世—新生代石港断层经历了凹陷内次级正断层、控制次凹的边界正断层到右旋走滑正断层的演化过程;平面上石港断层具有明显的分段特征,由北向南断层性质发生走滑—扭张—张扭—正断层的转变;断层的分段特征受基底先存断层的影响,断层性质的转化则反映了区域应力场方向的改变。在伸展与走滑作用的共同影响下,石港断裂带内聚集了丰富的油气。

东营凹陷深层沙河街组天然气生成动力学研究672-677

摘要：对东营凹陷北部的民丰、胜坨和利津等地区深部地层的地球化学特征进行了分析,结果表明该地区发现的天然气可能来源于沙河街组沙四段高成熟烃源岩在渐新世形成的＂古油藏＂。根据各深洼和＂古油藏＂埋藏史特征,利用烃源岩和原油生气模拟实验得到的活化能等动力学参数,给出了天然气生成量与地质年代的数量关系,明确了民丰洼陷天然气藏的形成过程。鉴于中国东部断陷盆地的深层天然气勘探潜力大,因而该文对深层天然气勘探具有一定的指导意义。

大庆长垣南部黑帝庙浅层生物气的断层侧向封闭性678-684

摘要：在大庆长垣南部黑帝庙油层中发现了大量的生物气,大部分聚集在断层圈闭中,断层侧向封闭性影响浅层气的聚集规模。黑帝庙油层具有埋藏浅、成岩程度低、砂岩物性普遍较好的特点,因此断裂变形形成的碎裂岩难以形成较强的封闭。对含气圈闭断层SGR统计表明：长垣南部断层封闭SGR临界值为0.375,对应的风险断距普遍小于50m,因此断距小于50m的断层侧向封闭性可能相对较差;同时证实层状硅酸盐—框架断层岩在该区不起封闭作用,主要封闭类型应该是对接封闭和泥岩涂抹封闭。利用Knipe图解和Allan图,结合断距—距离曲线对全区断层进行定量评价,断层封闭具有垂向的差异性和平面的分段性,因此有些圈闭只在个别小层中存在。据圈闭的断层封闭分段性分析,与未评价断层侧向封闭性之前相比,本区圈闭存在3种变化：①断层侧向封闭,幅度和面积不变的圈闭;②断层侧向部分封闭,幅度和面积变小的圈闭;③断层侧向不封闭,不存在的圈闭。其中前两种圈闭是首钻的目标,结合生物气成藏条件,认为长垣南部黑帝庙浅层生物气潜力巨大。

苏里格气田上古生界储层流体包裹体特征及成藏期次划分685-691

摘要：苏里格气田是目前中国天然气探明地质储量最多的大型整装气田,也是未来中国最重要的天然气主产区之一。为确定苏里格气田上古生界天然气藏的天然气充注时间和成藏期次,利用LINKAM THMS600型冷热台和LABHR-VIS LABRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪,采用较先进的包裹体测试技术及分析方法,对该气田上古生界储层流体包裹体样品进行了测试分析。结果表明,苏里格气田上古生界储层流体包裹体主要包括富CO2包裹体、富CH4包裹体和富高饱和烃包裹体3种类型。流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为90-120℃和140-150℃。这表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期。利用包裹体测试资料,结合埋藏史综合分析表明：早侏罗世晚期—晚侏罗世晚期（距今190-154Ma）和早白垩世（距今137-96Ma）是苏里格气田上古生界天然气藏的主要成藏期。

塔东地区寒武系白云岩的流体包裹体特征及生烃期次研究692-697

摘要：塔东地区英东2井寒武系中的烃包裹体存在于白云石脉中,而这些白云石脉内有的发育两相盐水包裹体,有的不发育两相盐水包裹体,对其形成温度的推测也不太确定。通过对不同温度下形成的白云石进行拉曼分析发现,可以通过拉曼特征峰来推测白云石的形成温度,从而推导不发育两相盐水包裹体的白云石脉的形成温度。根据烃包裹体赋存位置、形成期次及其伴生盐水包裹体均一温度与有关白云石的拉曼波谱分析,推断了本区寒武系白云岩矿物的形成及油气充注顺序。结合区域地质构造演化史和各井镜质体反射率特征,提出英东2井寒武系白云岩有3期生烃：奥陶纪末期到志留纪为第一期,在成岩期重结晶的白云石中见大量的黑色沥青质包裹体;志留纪末期到侏罗纪,烃演化处于终止阶段;侏罗纪末为第二期,此期生烃量少,只在裂缝中有黑色沥青质沥青残余;喜山期为第三期,在孔隙、裂缝中储集了油气,同时也是现存油气藏的主成藏期。

塔中地区热液改造型白云岩储层698-704

摘要：塔里木盆地寒武系—下奥陶统以深灰色的粉—细晶白云岩发育为特征,在塔中等地区局部可见浅灰色—白色的中—粗晶白云岩。中—粗晶白云岩中的流体包裹体均一温度主峰区间为160-200℃,盐度为6.88%-14.15%;氧同位素δ^18OPDB值为-10.91‰--7.65‰,平均为-8.98‰,与粉—细晶白云岩δ^18OPDB值相比,具有明显偏轻的特征。根据白云石与水之间的氧同位素分馏系数计算出形成中—粗晶白云岩流体的δ^18OSMOW值为＋4.2‰-＋10.2‰,据此判断该流体为岩浆热液流体。中—粗晶白云岩的^87Sr/^86Sr值为0.709 098-0.709 236,平均为0.709 171,高于粉—细晶白云岩和下古生界正常海相碳酸盐岩的87Sr/86Sr值。锶同位素组成特征也表明了中—粗晶白云岩的形成与热液流体作用有关。再结合其产状特征,可以推测塔中地区中—粗晶白云岩是粉—细晶白云岩在热液作用下发生重结晶作用的结果。重结晶形成的中—粗晶白云岩不但有丰富的晶间孔隙,而且还发育有大量的因热液溶蚀作用而形成的溶蚀孔隙,是良好的油气储集层,在塔里木盆地下古生界深层油气勘探中应该给予足够的重视。

石油学报杂志综合信息

关于维护科技道德、加强自律的联合公告704-704

摘要：为了加强科技界精神文明建设,提高科技工作者和编辑部工作人员的职业道德水平,保障我国科技事业的健康发展,《石油学报》、《石油勘探与开发》、《天然气工业》、《石油地球物理勘探》、《新疆石油地质》、《天然气地球科学》、《海相油气地质》、《特种油气藏》、《油气地质与采收率》、《石油实验地质》、《大庆石油地质与开发》、《中国海上油气》、《钻井液与完井液》

石油学报杂志地质勘探

准噶尔盆地储层中的锰元素及其原油运移示踪作用705-710

摘要：储层（弱）碱性矿物在酸性原油流体运移过程中易遭受溶蚀,从而可能记录有原油运移信息,这给寻找原油运移示踪新指标提供了可能。以准噶尔盆地玛湖—盆1井西复合含油气系统为例,应用该思路进行了研究,结果发现,在储层油气流体成岩环境的方解石胶结物中,锰元素的含量与含油气丰度呈正相关关系,这种正相关性取决于本区二叠系油源流体中初始富集锰元素,进而在运移过程中通过流体—岩石相互作用将锰元素转移到方解石中。基于锰元素的地球化学行为,可能是示踪原油运移的新指标参数。应用该指标进一步研究了典型地区的原油来源与运移方向、通道,取得良好效果,展示了这一研究新思路与新参数的有效性与良好应用前景。

石油学报杂志油田开发

中国石油开发地震技术应用现状和未来发展建议711-716

摘要：开发地震技术是勘探地震技术向油田开发阶段的延伸。开发阶段地震技术主要用于提高分辨率、提高储层描述和烃类检测精度、建立精细三维油气藏模型。其难点是目前的地震分辨率难以满足开发需要,利用常规地震资料进行流体预测的精度较低,基础研究有待加强,地球物理和油藏工程的一体化尚处于探索阶段。针对油田开发开展了高精度三维、高密度、储层精细描述等技术研究与应用,但应用效果与地质需求仍有差距,地震预测精度亟待提高。为此,对未来开发地震发展方向进行了探讨,并提出了建立相对稳定的研究团队,推动地震—油藏一体化平台建设以及人员和软件平台的整合;强调生产时效性和技术创新性并重,在着力推广成熟技术的同时,组织力量攻关瓶颈技术;以试验区项目运作带动技术系列、技术流程和技术规范的形成及推广,为开发阶段大面积应用地震技术奠定基础等发展建议。

氮气辅助SAGD开采技术优化研究717-721

摘要：利用物理模拟及数值模拟方法,研究了在蒸汽辅助重力泄油（SAGD）过程中添加氮气提高顶水超稠油油藏开发效果的生产机理,主要包括：形成隔热层,降低热损失,提高热效率;维持系统压力,改善流度比;降低原油黏度,提高流动能力。优选出了氮气注入方式、氮气与蒸汽比和氮气总注入量。研究结果表明,氮气辅助SAGD开采技术在杜84块馆陶油层开采中是可行的,有利于蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;在SAGD过程中添加氮气能够有效控制顶水下泄,延长SAGD生产时间3~4年,提高了油藏采收率和油汽比。

扶余油田二次开发体系实施效果722-726

摘要：扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×10^4t以上。到2002年年产油量仅为65×10^4t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×10^4t。针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整。形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式。为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究：复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术。在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×10^4t以上,已累计新建产能95×10^4t。该油田由年产原油量60.9×10^4t,又重新上升到100×10^4t以上,取得了良好的经济效益和社会效益。

天然微裂缝发育的低渗透油藏数值模拟727-730

摘要：由于天然微裂缝难以识别和定量描述,在建立定量化的微裂缝地质模型时,采用双重介质模型进行油藏数值模拟研究存在较大困难,注水开发中微裂缝的动态开启和闭合也难以进行模拟研究。根据等值渗流阻力法原理,利用微裂缝的统计特征参数,如裂缝线密度、裂缝长度等建立天然微裂缝发育低渗透油藏的等效连续介质地质模型,根据地应力和现场注水指示曲线,建立了裂缝传导率与地层压力的方程,可以等效模拟注水开发中的微裂缝开启和闭合现象。以长庆西峰油田西137井区为例,模拟研究了井网及注水开发动态,与现场动态分析结果一致。

低渗透储层非线性渗流模型研究731-734

摘要：依据毛管模型及边界层理论,建立了非线性渗流模型。同时利用恒速压汞实验确定了大庆低渗透油田喉道分布密度函数。应用非线性渗流模型与喉道密度分布函数,对低渗透储层中产生非线性渗流的压力梯度区域进行了准确界定,并对影响非线性渗流的因素进行了定量分析。结果表明,在非线性渗流过程中储层渗透率与启动压力梯度均为变量,二者是产生非线性渗流的主要因素。其中,渗透率的影响程度较大,但产生影响的范围较窄;而启动压力梯度的影响程度相对较小,而影响范围较大。