鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力
摘要：长庆油田对渗透率为0．3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际，将储集层地面空气渗透率小于0．3mD，赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中，石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油，包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖一深湖相区，以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广，烃源岩条件优越，砂岩储层致密，孔喉结构复杂，物性差，含油饱和度高，原油性质好，油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征，延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大干临界孔喉直径，满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系，确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层；②砂岩一泥岩互层型储层；③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛，初步预测致密油总资源量约30×10^8t，其中长7油层组页岩油资源量超过10×10^8t，长7油层组致密砂岩油资源量约9×10^8t，长6油层组致密砂岩油资源量约11×10^8t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10^4t并长期稳产较为现实的石油接替资源。塔里木盆地沙雅隆起下白垩统双源三幕油气充注成藏的流体包裹体证据
摘要：对90块砂岩流体包裹体样品系统分析表明，塔里木盆地沙雅隆起下白垩统存在大量沥青和烃类包裹体，这些证据可以追踪盆地内油气的运移聚集和成藏过程。利用荧光观察确定包裹体类型主要有4种：气液两相油包裹体；纯气相包裹体；油一沥青两相包裹体；盐水包裹体。依据油包裹体荧光性质（荧光颜色、主峰波长和QF535），结合盐水包裹体均-温度-埋藏史投影方法，确定雅沙隆起下白垩统有1期3幕油充注：第1幕12～5Ma、第2幕5～2Ma、第3幕2～0Ma；通过油包裹体与油源层原油的荧光光谱对比，判定第1幕和第2幕为陆相油源充注，第3幕为海相油源充注。海相充注的油成熟度较陆相低，充注时间晚。成藏期为喜马拉雅中一晚期，且表现出连续、快速充注的特点。西昆仑山前柯东构造新生代构造变形及油气意义
摘要：利用高分辨率三维地震剖面、地表露头以及钻井数据分析了西昆仑山前克里阳-甫沙构造带东段柯东构造的特征，认为柯东构造为压扭构造，主要发育基底断层，表现为强烈变形的褶皱前翼和宽缓的后翼（顶部）。生长地层揭示克里阳一甫沙断层于上新世逆冲形成柯东单斜（鼻隆），具有卷入翼部旋转的变形机制；后期克里阳一甫沙断层发育突破断层将柯东单斜切割为断块，并导致地表出露一套高陡倒转的地层，这套地层卷入了侏罗系新生界。柯东构造的深部断块构造变形较弱，使得油气藏得以保存，KD1井显示这类断块具有很好的勘探潜力。松辽盆地白垩系青山口组泥岩微观孔隙特征
摘要：以松辽盆地白垩系青山口组一段泥岩为研究对象，综合利用扫描电镜、场发射电镜、气体吸附法及高压压汞法对其内部微观孔隙进行了定性和定量研究。结果表明该套泥岩主要发育5种类型孔隙（基质晶间孔隙、粒间孔隙、有机质孔隙、晶内孔隙、溶蚀孔隙）以及微米纳米级微裂缝。泥岩孔隙主要以微孔和介孔为主，孔容为0．0018～0．0300mL／mg，比表面积为0．91～31．02m2／g，孔隙度较低，为1．20％～3．87％。岩石的组成成分和含量在一定程度上控制了孔隙的发育和分布。孔隙度随有机质、伊利石及黄铁矿含量的增加而增大，随绿泥石以及石英、方解石、斜长石含量的增加而降低，而与高岭石含量相关性差，表明孔隙度的大小可能不受高岭石的影响。黄河口凹陷BZ35／36构造高硫原油特征及运聚方向
摘要：渤海湾盆地黄河口凹陷BZ36构造沙河街组、东营组及BZ35构造东营组产出中一重质高硫原油，其物理性质及地球化学特征与黄河口凹陷其他构造所产原油有显著差别。通过姥／植比、伽马蜡烷、C24Te／C26TT、C2920S／（20S＋20R）、C29ββ／（ββ＋αα）等生物标志化合物的对比分析，认为上述2个构造所产高硫原油与紧邻黄河口凹陷东部的庙西凹陷高硫低熟原油具有亲缘性。庙西凹陷的高硫低熟原油由NE向SW方向充注，黄河口凹陷的低硫成熟原油则向相反方向充注，由于2个凹陷均有较强的生烃潜力，处于2个凹陷油气充注路径上的BZ36、BZ35构造聚集了来自黄河口凹陷与庙西凹陷烃源岩生成的原油。通过与同类型高硫原油的类比，初步认为该类型高硫低熟原油的母岩形成于干旱强还原及生物繁茂的盐湖。川西坳陷中段上三叠统须家河组水岩相互作用机制
摘要：水岩相互作用是成岩矿物演化和地层水离子变化之间的桥梁，两者通过水岩反应达到水岩体系的平衡，呈现出此消彼长的关系，并留下了水岩相互作用的证据。本文通过川西坳陷中段须家河组储层成岩矿物的微观特征以及地层水离子地球化学特征等的综合分析，对其水岩相互作用机制及概念模式进行了探讨，认为研究区须家河组二段（简称须二段）和须家河组四段（简称须四段）不同的水岩体系、围岩基质及地层水背景是造成两者水岩作用机制存在差异的根本原因。由于较大的K＋／H＋活度比，须二段长石得到有效保存；须四段长石缺失的最重要原因是其本身的物源较为贫长石，同时，低K＋／H＋活度比导致长石溶蚀进一步降低了其中的长石含量。长石的溶解、自生矿物的沉淀和黏土矿物的转化主要受长石溶蚀一离子（K＋）迁移性一伊利石化三元体系中最慢反应进程控制。碳酸盐胶结物的碳氧同位素分析表明须四段的水岩体系更为开放，酸性流体数量大于须二段，须二段缺少有机CO2记录，推测与酸性流体数量较少、烃源岩为海相灰质泥页岩及构造抬升剥蚀有关，CO2运移分馏的影响较小。在此基础上，分别建立了铝硅酸盐和碳酸盐水岩作用概念模式，认为泥页岩并不是水岩体系中的封闭性因素，相反是水岩体系的第一开放对象，泥页岩（煤层）同时是物质提供者和接受者，是整个水岩体系不可或缺的部分。川东北宣汉-达县地区晚中生代-新生代构造应力场转化及其油气意义
摘要：构造应力是地壳中较为活跃的能量之一，构造应力作用方式和转变形式的研究对油气藏勘探开发有重要的指导意义。通过研究直立褶皱、共轭节理、断裂面擦痕等各种构造形迹，重建宣汉-达县地区晚中生代一新生代构造应力场，分析其构造活动规律。燕山晚期，川东构造带自SE方向的扩展影响到宣汉一达县地区，形成一系列NE向断裂和褶皱；喜马拉雅期，川东构造带逐渐趋于平静，大巴山构造自NE方向挤压，造就NW向断裂和褶皱的形成。不同方向、时期、强度的构造应力场叠加控制了研究区油气藏的形成和演化，阶段性的构造活动对研究区的叠加作用改善了储集层物性，较好地控制了圈闭的发育，将岩性油气藏调整为构造-岩性复合控制的油气藏，同时产生的构造应力和岩石中形成的裂缝分别为油气运移提供动力和通道。致密砂岩有效储层形成的控制因素
摘要：在大面积分布的致密砂岩气藏中，通常局部发育相对优质的有效储层。在对比分析四川盆地广安须家河组气藏及鄂尔多斯盆地苏里格石盒子组八段和山西组一段气藏基础上，主要从沉积分异和成岩作用2方面研究了有效储层形成的控制因素，得出以下认识：物源体系和水动力环境差异造成的沉积非均质性强烈影响成岩作用，是有效储层形成的基础，高能复合水道中的“粗岩相”利于有效储层的形成；压实作用和胶结作用是砂岩致密化的主要机制，以粗粒级的石英颗粒为主的砂（砾）岩，利于原生孔隙的保存，并作为后期成岩流体运移的通道，但在煤系地层酸性成岩环境中，较纯的石英砂岩容易发生石英次生加大，从而显著降低了砂（砾）岩的孔隙度；自生黏土矿物可能会降低储层渗透率，但自生黏土矿物环边能阻止石英次生加大而保存原生孔隙；溶蚀作用是改善储层质量的主要机制，受长石等易溶矿物的分布、成岩流体性质和流体通道的共同控制。济阳坳陷页岩油气评价方法——以沾化凹陷罗家地区为例
摘要：页岩油气是一种非常规的油气资源，陆相断陷盆地的特点决定了页岩油气勘探的复杂性，没有现成的经验可以借鉴。通过对济阳坳陷罗家地区页岩油气的剖析，初步建立了陆相断陷盆地页岩油气评价方法。通过油气地质条件分析，确定页岩油气有利区，建立目标区高频层序地层格架，明确泥页岩时空分布；根据岩石结构、构造、成分及颜色等进行泥页岩类型细分，建立岩相分类标准，利用测井资料对优质岩相进行标定、追踪和预测；以地球化学分析和生烃模拟为手段，分析有机质丰度、类型、成熟度等参数，确定页岩油气生烃地化参数标准与油气赋存特征；利用岩心观察、薄片鉴定、电镜分析、荧光观察等技术进行页岩储集空间类型、组合及发育特征研究，结合储集物性分析，进行储集性能评价；利用岩心分析、测井解释和试油试采资料，建立饱和度模型，评价可动烃含量，开展含油气性综合判识；分析产能影响因素，结合岩石可压性，预测页岩油气产能和勘探前景。综合岩相、源岩、储集性、含油气性和产能等多因素分析，将罗家地区泥页岩划分为Ⅰ类（高孔高阻类）、Ⅱ类（中孔中阻类）和Ⅲ类（低孔中阻类）3种类型，并部署了渤页平1等3口水平井。油气运移过程中断层启闭性的量化表征参数评价
摘要：在油气勘探决策中，判断断层在油气运移和聚集过程中表现出的开启或封闭性特征十分重要，但一般很难从众多影响断层启闭性的地质因素中筛选和确定有效的最佳参数。以东营凹陷南坡东段王家岗油田为研究区，根据断层两盘储层内是否发现油气及油气藏的成因关系，判识断层在油气运移过程中的启闭性。基于断层带的内部结构特征和流体行为，提出利用断层连通概率评价断层带整体在活动期间作为油气运移通道的可能性。通过典型断层油藏精细解剖，按照一定密度在断层面上逐点进行启闭性判识和统计分析，建立了断层连通概率与各种量化参数之间的统计关系，利用相关系数评价了这些地质参数表征断层启闭性的有效性。研究认为，前人提出的各种启闭性量化参数与断层连通性的关系趋势与定性认识相一致，但反映单一地质因素的参数难以确定断层在运移过程是否作为运移通道，而包含两个或数个地质因素的综合参数，如泥岩涂抹因子（S_GR）、断层面正应力参数的效果明显改善；断层开启系数（F_OI）与断层启闭性的关系最密切，是表征断层启闭性的有效参数。地震趋势异常识别技术及其在碳酸盐岩缝洞型储层预测中的应用——以塔里木盆地英买2井区为例
摘要：针对碳酸盐岩缝洞型储层，特别是杂乱弱振幅反射特征的储层预测难度较大。在对地震反射波形成机理分析的基础上，提出了地震趋势异常识别碳酸盐岩缝洞型储层的新方法。该方法利用趋势面分析技术，近似求取地层界面反射波，根据波的叠加原理，有效分解出缝洞型储层的地震响应，达到对缝洞型储层有效预测的目的。地震趋势异常技术不但能识别“串珠”状地震反射所代表的储层，同时可有效识别“杂乱”状弱振幅地震反射所代表的储层，这一新方法补充了缝洞型储层预测的方法，为井位部署提供依据，在实际应用中效果良好。基于Curvelet变换的稀疏反褶积
摘要：常规反褶积方法通常需要假设地层反射系数是稀疏的，然后再利用L^1范数反褶积求得稀疏的反射系数来提高分辨率，但常规反褶积方法在提高分辨率的同时降低了信噪比，并且反褶积后同相轴的连续性会变差。针对上述问题，提出了基于Curvelet变换的反褶积方法。Curvelet变换对多维信号具有最好的稀疏表示，能获得最优的非线性逼近，因而可利用Curvelet变换来表示地震反射信号，将其引入到L^1范数反褶积后，可利用稀疏的Curvelet系数来描述反射系数，从而无需地层反射信号是稀疏的假设。根据有效信号和随机噪声在Curvelet域中的分布特点，可通过阈值法来压制噪声提高信噪比，并且利用Curvelet变换对地震信号进行多维表示，可实现多维反褶积保持同相轴的连续性。最后，给出了一种阈值循环迭代算法来计算L^1范数反褶积问题。研究结果表明，基于Curvelet变换的稀疏反褶积方法在提高地震分辨率的同时能有效地压制随机噪声，并保持同相轴的连续性。塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法
摘要：以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊类型油藏，储集体分布复杂，主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律，使得该类油田开发无法借鉴碎屑岩成熟的开发理论和技术。经过近年来的科技攻关研究，深化了缝洞型油藏储集体形成机制，揭示了缝洞型油藏流体动力学机理，形成了超深层缝洞储集体地球物理描述、多尺度岩溶相控缝洞储集体建模、缝洞型油藏数值模拟3项关键技术成果。在塔河油田缝洞型油藏开发实践中，有效指导了注水开发，提高了开发效果。注入速度对疏水缔合聚合物剪切后恢复性能的影响
摘要：针对渤海绥中36-1油田的实际油藏地层条件模拟设计了近井地带模型。研究了注入速度分别为5m3／（m·d）、10m3／（m·d）和20m3／（m·d）时，部分水解聚丙烯酰胺与疏水缔合聚合物2种不同分子结构的聚合物剪切后溶液性能恢复过程。实验结果表明，部分水解聚丙烯酰胺溶液的黏度、阻力系数、残余阻力系数等不能恢复，而疏水缔合溶液经高速剪切后溶液性能可以恢复。在注入速度为5m3／（m·d）时，疏水缔合聚合物在近井地带最终黏度保留率为92．3，阻力系数保留率为43．7，残余阻力系数保留率为81．1，且随着注入速度增大，溶液的黏度、阻力系数、残余阻力系数降低。在注入速度为10m3／（m·d）时，黏度、阻力系数、残余阻力系数保留率分别为70．6、352、72．7。注入速度为20m3／（m·d）时，黏度、阻力系数、残余阻力系数保留率分别为55．6、263、55．8。利用原子力显微镜观察剪切后疏水缔合聚合物微观形态认为，疏水基团的缔合作用使得原本被高速剪切破坏的溶液网络结构重新生成。热复合化学方法改善极强敏感性稠油油藏开发效果机理
摘要：胜利油田极强水敏性稠油油藏主要分布在金家油田，储量在2000×10^4t以上，该类油藏水敏指数在0．9以上，单纯注蒸汽热采开发效果差，无法实现有效动用。笔者针对以上矛盾，开展了热复合化学方法开采技术研究。利用金家油田真实岩心开展了不同驱替方式条件下热复合化学方法岩心驱油效率评价实验，利用x衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验研究了蒸汽＋高温防膨剂、蒸汽＋高效驱油剂、蒸汽＋高效驱油剂＋高温缩膨剂不同驱替方式下岩心黏土矿物组分变化、黏土在孔喉分布状态、孔喉半径分布规律、驱替效率。研究结果表明，蒸汽＋高温驱油剂＋高温缩膨剂的热复合化学驱替方式可促进蒙脱石向伊利石的转变，同时溶蚀部分高岭石，大幅度提高油藏孔喉渗流通道，形成大的“热蚯孔”，大幅度提高敏感性稠油油藏的渗透率和驱替效率。基于空间矢量的点坝砂体储层构型建模
摘要：提出了一种基于空间矢量的曲流河点坝砂体构型建模方法。传统基于目标的方法是在建模的初始阶段定义网格，而基于空间矢量的储层构型建模方法直接在研究区内投放空间矢量定义的构型要素。该方法借鉴了计算机图像学中矢量图形存储的思路，采用了基于实数集的点、线、面所限定的体来定义构型要素。由于在模拟阶段模型不定义网格，因此模型不受网格尺寸的限制，模型模拟结果可以刻画不同规模层次的构型要素。并且由于在模拟过程中只是对构型要素的空间位置和形态定义参数进行调节，与传统的基于目标的模拟相比，更易满足井的条件约束，模拟收敛速度更快。笔者以中国东部油田某区块点坝砂体构型建模为例，给出了本方法的基本原理和具体的建模流程。基于沉积过程建模算法Alluvsim的改进
摘要：对基于沉积过程的河流相储层随机建模算法Alluvsim的基本概念及主要实现步骤进行了描述，与传统的储层随机建模方法相比，基于沉积过程的建模方法更有效地将与沉积过程有关的地质信息以及先验的地质知识整合到建模过程中，能够更加真实地再现储层构型要素，如河道、点坝、天然堤、决口扇等的几何形态和内在成因上的联系，进而建立更为真实的地质模型。针对建模算法Alluvsim无法刻画点坝砂体内部构型的不足，对该算法进行了改进，实现了点坝内部构型的模拟，改进后的算法能够灵活地控制点坝侧积层的倾角、延伸长度、频率等对流体运动起重要作用的关键参数，实现了河道的部分或全部废弃。并分析了基于沉积过程的随机建模算法存在的一些不足。非连续介质力学模型预测煤层井眼稳定性
摘要：煤层为割理、裂缝发育的非连续介质，井壁失稳是煤层气钻井难题之一，目前利用连续介质力学模型预测钻井液安全密度窗口，实际应用效果较差。为此，针对煤层为非连续介质的特点，基于非连续介质力学方法建立了煤层坍塌压力的离散构元模型，进而推导出用地应力、割理间距、割理倾角、井眼尺寸、面割理黏聚力和面割理摩擦角等弱面参数表达的坍塌压力、破裂压力非连续煤层数学方程，并定义了方程中与井眼液柱压力、坍塌压力相关的井壁稳定系数。分析表明，井壁稳定系数为正时，可以采用提高液柱压力稳定井壁；否则，不可单一采用提高液柱压力稳定井壁，还需要提高地层的承压能力。另外，坍塌位置对井眼尺寸较敏感，而坍塌压力受井眼尺寸影响较小。