元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理
摘要：借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×10^4 m^3/d高产工业气流,发现了元坝气田.元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田.元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱.对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造.《石油学报》自2015年起改为月刊发行
摘要：《石油学报》是由中国科学技术协会主管、中国石油学会主办的综合性高级别学术刊物，创刊于1980年，至今已走过30多年的发展历程，是中国重要的自然科学核心期刊之一，在中国石油学术界具有较高的权威性和较大的影响力。为进一步适应非常规和深水油气资源等勘探开发新领域的理论技术发展要求，促进学术交流，繁荣学术文化，缩短出版时滞，经北京市新闻出版广电局批准，《石油学报》将从2015年第1期起正式由双月刊改为月刊发行。哈萨克斯坦Marsel探区叠复连续气田形成、分布与探测及资源储量评价
摘要：Marsel探区位于哈萨克斯坦境内的楚-萨雷苏盆地,面积185×10^4 km^2,主要发育泥盆系、石炭系、二叠系地层.前苏联时期经35年勘探发现天然气储量137×10^8m^3;加拿大Condor公司开展5年勘探发现天然气储量60×10^8m^3;中科华康石油公司获得探矿权后,委托中国石油大学（北京）和中国地质大学（北京）相关力量进行了为期近3年的研究.应用叠复连续油气藏成因模式,结合对已有资料的重新处理与解释,研究了地层展布特征、构造演化特征、生储盖组合特征和油气运聚特征,预测出探区内存在一个广泛连续分布、面积超过2500 km^2的含气区.通过77口探井的钻探结果分析、相关测井资料中含气层重新解释、地震资料中各目的层含气性特殊处理和追踪、与国内外叠覆连续气藏产状特征比较,检测到Marsel探区内南哈气田的存在并厘定了含气边界、含气范围和含气层有效厚度分布.基于国际PRMS系统评价出南哈气田可采天然气资源储量最佳估值达18 049×10^8m^3,国际评价公司（GCA）审定当前条件下已达到天然气3C级别可采资源储量为5159×10^8 m^3.南哈气田位于中亚腹地的哈萨克斯坦境内,距中国已建成的第3条输气管线不到150 km,其发现将启迪在中亚仍至世界其他地区发现更多类似的非常规叠复连续的油气资源,为建设新丝绸之路经济带作出重要贡献.库车坳陷超深层低孔致密砂岩储层形成机制与油气勘探意义
摘要：塔里木盆地库车坳陷白垩系超深层储层埋深大于6000 m,地层流体压力系数大于1.6,温度高于130℃,网状缝—垂向缝发育、密度为3～12条/m,基质孔隙度平均为3.8％,基质渗透率平均为0.128 mD,该套超深层储层目前是天然气增储上产的核心领域.为揭示其形成机制及勘探意义,依据声发射法古应力测试、激光共聚焦显微镜、场发射扫描电镜、电子探针、激光碳氧同位素等实验分析,综合研究表明,超深层储层经历了2类典型成岩叠加效应：强构造挤压效应—强溶蚀—中等埋藏压实—中等胶结效应（克深地区）,主要发育裂缝-溶蚀孔型储层;强构造挤压 中等溶蚀 中等埋藏压实—中等胶结效应（大北地区）,主要发育裂缝-粒间孔型储层.有效储层成因机制主要为早—中期长期浅埋藏保存孔隙、中晚期膏盐岩顶蓬构造抑制垂向压实、晚期构造侧向挤压形成缝网体系、多期溶蚀作用持续增孔.有效储层主要受岩相、构造挤压和表生溶蚀作用控制,埋深超过8000m,厚度一般为80～200m.储层致密化与油气充注同期,横向叠置连片发育,为区带连片含油气、局部高丰度富集、万亿立方米天然气储量规模提供了有利条件.沁水盆地南部煤层气富集高产主控地质因素
摘要：沁水盆地南部以高阶煤储层为主,煤层气勘探与开发资料丰富.利用这些数据资料,采用层次分析、构造解析及盆地分析等方法,分层次探讨了高阶煤层气富集、高产的主控因素及其控气作用机理.研究表明,构造调整、水动力分区及顶、底板岩性分布等控制着煤层气的富集.顶、底板泥岩发育区、水动力滞流区、弱径流区以及构造调整弱或未调整区控制煤层气富集,预测了沁源 安泽、沁南 夏店、马必郑庄以及柿庄—潘庄4个煤层气富集区.渗透率、构造部位控制煤层气高产,富集区的局部构造高部位埋深较浅的原生高渗带、深部裂隙发育带煤层气易高产,预测了安泽、夏店南部、马必南部、郑庄南部、樊庄中北部和樊庄南部—潘庄6个煤层气高产区.中高煤阶煤储层吸附能力演化历史定量恢复——以鄂尔多斯盆地韩城地区为例
摘要：中国的中高煤阶含煤盆地均经历了多次沉降和抬升,开展地质时期煤储层吸附能力演化历史研究对于认识煤层气的富集和成藏具有重要意义.根据中高煤阶煤储层样品的高温高压吸附实验,建立了煤储层吸附能力演化历史分析方法,恢复了鄂尔多斯盆地韩城地区主力煤层的吸附演化过程.研究表明,中高煤阶煤储层的吸附量受多种因素控制,吸附量与压力、热演化程度呈正相关,与温度、水分、灰分和挥发分呈负相关关系.在数学分析的基础上建立了基于温度、压力和热演化程度三参数Langmuir扩展的吸附量预测模型.结合韩城地区埋藏史和热史,恢复了研究区主力煤储层吸附演化过程,指出韩城地区主力煤储层吸附量随地质历史时期大致经历了低吸附稳定阶段、吸附增加阶段和高吸附稳定阶段3个阶段演化过程.鄂尔多斯盆地定边地区中生界油藏包裹体特征及地质意义
摘要：通过红外光谱、荧光光谱及均一温度等包裹体测试结果,对鄂尔多斯盆地定边地区中生界储层的流体包裹体特征做了系统分析,进而确定该区目的层的成藏期次.研究表明,中生界储层含烃包裹体主要发育液态烃、含气液态烃2类.根据岩相学特征将烃类包裹体分为2期,均一温度峰值区间延安组为60～70℃和90～100℃、延长组为80～90℃和100～120℃,表明研究区主要发生过2期原油运移、充注过程.石油包裹体荧光光谱及红外光谱测试分析结果也表明储层经历了2期不同成熟度烃类充注,早期充注成熟度较低的原油,荧光光谱主峰波长段λmax为495 nm,荧光颜色为黄绿色、绿色;晚期充注的原油成熟度较高,λmax为470 nm,烃类包裹体主要发蓝绿色、蓝白色荧光.结合埋藏热演化史确定2期原油充注时间分别对应于侏罗纪晚期—早白垩世早期及早白垩世中晚期.致密油资源评价新进展
摘要：致密油是继页岩气之后当下非常规油气领域的热点,全球致密油可采资源量达到473×10^8t.近年,北美地区致密油勘探开发技术进步显著,产量增加迅速,中国在致密油勘探也取得了明显成效.在致密油资源评价方面,国外已形成相对成熟的评价技术,总体以类比法和统计法为主,各有其优缺点和适用条件;国内,完善资源评价技术已成为致密油增储上产的当务之急.重点探讨了致密油资源评价方法及资源富集特点,初步形成了类比法、统计法、成因法3大类7种评价方法及评价参数体系,并采用新建立的分级资源丰度类比法、EUR类比法、小面元容积法,在四川、鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等致密油盆地进行了具体应用.初步评价结果表明,中国致密油资源潜力大,地质资源量达200×10^8t,具备规模化发展的资源基础.柴达木盆地红柳泉地区致密油储层地震预测方法
摘要：柴达木盆地红柳泉地区下干柴沟组下段顶部Ⅰ层组泥灰岩发育,具有较强的非均质性,孔隙度为5％～12％,渗透率为0.05～1.0 mD,属于低孔、特低渗储层,其分布具有单层厚度薄、层数多、纵向相互叠置、横向范围广的特征,常规地震属性分析或反演由于分辨率较低,难以精确地预测其有利储层分布.为此,针对这种薄层致密碳酸盐岩储层,通过工区实际井资料的地震正演模拟分析,明确了致密储层地震响应特征,进而探索性地将地震分频成像、90°相位转换、分频属性优化等技术有效结合,较好地预测了泥灰岩分布范围及有利储层发育区,且与实钻井吻合度较高,有效地指导了该区致密油的勘探工作,对整个柴西地区致密油储层预测具有借鉴意义.煤层气与页岩气吸附/解吸的理论再认识
摘要：为了解决一些煤层气与页岩气气田开发效果与预测的差异很大、产能低、递减快及开发成本高等问题,由于吸附/解吸基本理论直接影响开发方案的制定与实施,通过研究煤层气的煤化过程及页岩气的成藏过程,重新界定了孔隙中原始气-水分布状态.发现煤层气与页岩气的吸附气属于固-液界面吸附的研究领域,其吸附规律应满足适合固-液界面的Langmuir等温吸附定律,即气体的吸附量与溶液的浓度有关,而对环境压力不敏感.理论与实验研究表明固-液界面吸附气排水降压后解吸困难,吸附气多而游离气少的储层产气量很难提高,其显著不同于目前普遍使用的固-气界面吸附理论.同时研究了多孔介质中微小孔隙的气-水界面压降,发现对于微/纳米孔隙气相的压力可以远高于液相压力,而目前的测井及试井尚不能传感这种气相压力,因此会导致低估游离气的储量及其对产量的贡献.页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用
摘要：页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟.借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型.主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析.通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好.模拟结果发现：弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感.天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果.该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策
摘要：针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞结构复杂导致开发中后期剩余油分布认识不清的问题,从油藏实际出发,在油藏精细描述、测试及生产动态资料分析的基础之上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏7大类13亚类剩余油分布模式.井点剩余油有3大类8亚类,即阁楼型、致密段遮挡型及底水上升封挡型;井间剩余油有4大类5亚类,即低幅残丘型、支流河道型、分隔缝洞型及高导流通道附近孔缝型.结合生产实践,针对不同剩余油分布模式提出了剩余油挖潜对策：对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油,通过部署新井或利用老井侧钻进行挖潜;对于井距较小的各类剩余油则利用常规措施有针对性地进行挖潜;大型酸压、水力扩容和排水采油、注气替油分别是分隔缝洞型及阁楼型剩余油独具特色的有效挖潜措施.在塔河油田开发生产过程中针对各类剩余油分布模式的挖潜工作取得了较好增产效果,为同类油藏的剩余油挖潜提供了思路和方法借鉴.二氧化碳气体辅助SAGD物理模拟实验
摘要：为进一步提高蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的开发效果,针对辽河油田杜84块馆陶组超稠油油藏SAGD开采的现状,采用二维物理模拟技术,开展了通过添加CO2气体改善SAGD开发效果的机理及技术可行性实验.实验研究结果表明：CO2气体辅助SAGD开发杜84块馆陶组超稠油油藏在技术上是可行的,超稠油SAGD过程中添加的CO2气体具有非凝析气和溶剂的双重作用机理;从CO2气体辅助SAGD实验的温度场发育数据来看,CO2气体有利于SAGD蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;添加的CO2气体使SAGD的采收率、油/汽比及采油速度都明显提高.同时,进一步研究了添加的CO2气体量对SAGD开发效果的影响程度,初步优化出CO2气体与蒸汽的最佳注入比例为20％.热采过程中硫化氢成因机制
摘要：为了防范稠油油藏注蒸汽开采过程中井口产出硫化氢所造成的安全隐患,增强热采油井安全生产水平,亟需对稠油热采过程中硫化氢的来源及成因机制开展相关实验研究.对辽河小洼油田洼38区块的岩心、原油和产出水3种不同物质开展了含硫量测定、硫同位素分析和H2S生成热模拟实验.实验研究结果表明：稠油热采中生成的硫化氢主要来源于岩心和稠油;在硫同位素分馏过程中,形成硫化物（H2S）的δ^34S反映了硫酸盐热化学还原过程中硫在较高温度下的分馏特征;硫化氢的生成机理主要为高温高压酸性环境下稠油水热裂解和硫酸盐热化学还原之间的交互作用.砂质滩坝储集层内部结构特征及构型模式——以黄骅坳陷板桥油田古近系沙河街组为例
摘要：滩坝是黄骅坳陷板桥油田沙河街组二段广泛发育的沉积类型,滩坝砂体空间叠置关系的认识制约了油田的进一步开发和剩余油挖潜.应用研究区丰富的钻井资料和密井网条件,分复合坝（5级构型单元）、单一坝（4级构型单元）和坝内增生体（3级构型单元）三个级次进行解剖,探讨了滩坝储集层内部构型单元的识别标志及空间展布特征,最终建立相应的沉积构型模式.总结了相对高程差异、曲线形态、夹层个数等6种单一坝识别标志,对单一坝进行识别与划分;不同构造部位（不同区块）的砂体空间叠置关系有所差异,主要有侧向迁移型、垂向叠加型和孤立型3种单一坝分布模式;分析了单一坝砂体内部3级构型界面（夹层）的井上识别特征,并结合现代沉积和露头,对单一坝内部进行构型解剖.单一坝内部可分为一个或多个单一增生体,增生体之间通常发育0.1～1m厚的泥质夹层.夹层靠近岸线近水平分布,向湖中心方向以低角度倾斜,倾角约2°～5°.滩坝储集层油气分布受砂体构型的影响,单一坝之间的4级界面、单一坝内部的3级界面都可以将滩坝分隔成相对独立的流体系统,从而导致含油气性的差异.水力压裂微地震粒子群差分进化定位算法
摘要：为了提高微地震在初至时间不准确条件下的定位精度,通过研究理论模型下对初至施加不同程度的扰动时震源定位的影响,讨论了由于粒子群定位方法的发散性而导致的定位效果偏差问题.把粒子群算法全局搜索速度快的特点与差分进化方法相结合,将种群中任意两个个体差分变异后,进行杂交、贪婪选择操作,生成新的个体,从而增加了种群的多样性,改善了震源定位的发散性,提高了时差定位的精度,最终形成了微地震粒子群差分进化定位算法.通过理论模型测试,表明微地震粒子群差分进化定位算法针对有扰动的初至时间具有更高精度,且震源定位的发散性较传统粒子群定位得到了改善.实际微地震资料反演结果也进一步验证了微地震粒子群差分进化定位算法的应用效果.超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制
摘要：为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题.结果表明：超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态.该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴.固井水泥浆与钻井液接触污染作用机理
摘要：针对固井时水泥浆和钻井液掺混易产生接触污染,造成注水泥憋泵和危及作业安全的问题,对接触污染的作用机理进行了研究.比较了掺混钻井液和钻井液处理剂前、后的水泥浆性能,利用红外光谱、X-射线衍射仪、扫描电镜对掺混前、后水泥浆的物相和微观形貌进行对比,确定钻井液和钻井液处理剂对水泥浆性能及结构的影响;利用原子吸收分光光度计测定水泥浆滤液中离子种类及含量,考察了各类金属离子对钻井液和处理剂溶液的影响.研究结果表明了接触污染作用机理：水泥浆中Ca^2＋对钻井液产生“钙侵”造成钻井液流变性能变差;水泥水化产生的Fe^3＋、Al^3＋可与钻井液中的多种聚合物类处理剂交联形成凝胶,凝胶的形成加之处理剂对水泥颗粒的吸附架桥,造成水泥浆体多级絮凝结构的加强,导致混浆流动性急剧降低.根据作用机理,可使用抗钙先导浆、在隔离液中加入掩蔽剂等措施来解决接触污染.解决接触污染措施在ST1井、MX17井尾管固井中的应用效果良好,为保证深井注水泥安全提供了有力的技术支持.