石油与天然气地质杂志 北大期刊 CSCD期刊 统计源期刊

石油与天然气地质 2013年第05期杂志 文档列表

石油与天然气地质杂志油气地质

论致密大油气田成藏模式573-583

摘要：根据对国内外致密油气聚集成藏特征的分析，提出致密大油气田存在3种成藏模式，即连续型（深盆气型）、准连续型和不连续型（常规圈闭型）。与连续型油气藏相似，准连续型油气聚集也表现为：油气分布面积较大，无明确边界，也无边底水；源、储邻近，广覆式分布；油气运移主要为非浮力驱动，运移动力主要为异常压力、扩散作用力和毛细管压力，浮力作用受限；运移的方式主要为非达西流，以涌流和扩散流为主。所不同的是：准连续型油气聚集由多个彼此相邻的中小型油气藏组成，油气呈准连续分布；油、气、水分布比较复杂，无显著油、气、水倒置；油气充注以大面积弥漫式垂向排驱为主，初次运移直接成藏或短距离二次运移成藏；储层先致密后成藏或边致密边成藏，且非均质性较强；圈闭对油气聚集成藏具有一定控制作用。研究认为，以深盆气或盆地中心气为代表的连续型油气藏与典型的不连续型常规圈闭油气藏，分别代表了复杂地质环境中致密油气藏形成序列中的两种端元类型，二者之间应存在不同的过渡类型。准连续型油气藏就是这样一种过渡类型的致密油气聚集，并且可能是致密储层中大油气田形成的主要方式。事实上，典型的连续型油气聚集应是那些形成于烃源岩内的油气聚集（如页岩气和煤层气），典型的不连续型油气聚集则是那些形成于烃源岩外近源-远源的常规储层中、受常规圈闭严格控制并且具有边底水的油气聚集；而形成于烃源岩外并且近源的致密油气藏则主要为准连续型油气聚集，其次为非典型的不连续型（常规圈闭型）油气聚集，而像盆地中心气或深盆气那样的连续型聚集则较为少见。

鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏气源条件584-591

摘要：通过鄂尔多斯盆地上古生界气源条件的综合分析，确定优质烃源岩是控制致密砂岩大气田形成分布的主要因素，并结合试气结果分析致密砂岩大气田形成的生气强度下限。首先对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩的厚度、有机碳含量和热演化程度等参数进行对比；接着在类比分析的基础上计算求取生气强度，并将其与试气成果结合进行综合分析。气源条件分析结果显示，鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩品质好、分布广、热演化程度高，其生气强度介于10×10^8～40×10^8 m^3/km^2，具有高强度、大范围的供气特点；盆地西部生气强度介于10×10^8～20×10^8 m^3/km^2，而盆地东部生气强度相对较高，多大于16×10^8 m^3/km^2。综合分析认为：优质烃源岩是形成致密砂岩大气田的主要因素之一，从宏观上控制了鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层内气、水的空间分布状态；由于为近距离成藏，其天然气聚集效率高，因此上古生界准连续型致密砂岩气藏的生气强度下限可降低至10×10^8 m^3/km2左右。

鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏天然气运移机制592-600

摘要：基于鄂尔多斯盆地上古生界主要产气层段天然气地球化学特征和运移基本地质条件的分析，对上古生界准连续型致密砂岩大气田的天然气运移特征进行了研究。研究表明，鄂尔多斯盆地上古生界准连续型致密砂岩大气田天然气组分和碳同位素组成在平面上的变化主要受烃源岩热成熟度控制，纵向上受到烃源岩热成熟度和天然气运移分馏作用的共同影响。结合运移动力和输导条件进一步分析认为，上古生界致密砂岩大气田主要为初次运移直接成藏和短距离二次运移近源成藏。运移的动力主要为异常高压和气体分子浓度差产生的扩散作用力，浮力作用弱或无。运移方式主要为异常高压驱动下的幕式涌流和扩散作用引起的扩散流。其中，位于生烃体系内的太原组、山2段主要为异常高压驱动下的幕式涌流运移；生烃体系外的山1段、盒8段及以上层段扩散作用引起的扩散流运移对于天然气的成藏具有重要贡献，苏里格气田天然气组分和碳同位素纵向上的规律变化就是其直接反映。

鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义601-609

摘要：通过对鄂尔多斯盆地余探1井奥陶系天然气气源分析，来重新认识靖边气田风化壳气藏气源。余探1井奥陶系烃源岩地球化学特征及天然气碳同位素对比分析发现，中奥陶统乌拉力克组有机碳含量（ TOC）在0.30％～1.16％，平均为0.51％，暗色泥岩厚度52.59 m，可以成为有效烃源岩；天然气甲烷的碳同位素组成明显偏轻，δ^13 C1值在-39.11‰～-38.92‰，乙烷的碳同位素较偏重，δ^13 C2在-27.26‰～-27.17‰，如果根据乙烷碳同位素来判别，应具有煤成气特征。然而，烃源岩热模拟实验计算的天然气成熟度（Ro ＝1.86％～1.89％）与烃源岩实测的热成熟度（Ro ＝1.83％～1.92％）基本一致，都具高热演化特征。从气藏储、盖配置关系上看，气藏上覆奥陶系泥岩厚度大，上古生界煤成气难以混入；天然气偏轻的甲烷碳同位素特征与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似。这些证据表明，余探1井奥陶系天然气应具有油型气的特征。以余探1井奥陶系天然气作为鄂尔多斯盆地油型气端元，对靖边气田中-北部及南部地区天然气碳同位素组成对比分析，结果表明：（1）甲烷碳同位素应作为判识鄂尔多斯盆地奥陶系天然气气源的主要指标，δ^13 C1小于-38‰是靖边气田风化壳气藏油型气的判别标志；（2）靖边气田整体仍以高成熟混合型煤成气为主，但油型气混入比例南部地区大于中部及北部地区；（3）乙烷次生裂解作用可能是造成奥陶系油型气乙烷碳同位素偏重的主要原因。

鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系马家沟组中组合成藏地质条件610-618

摘要：鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系马家沟组中组合发育白云岩储层，其特征明显有别于靖边气田奥陶系顶部风化壳储层。通过储层岩性分析、流体包裹体测试分析，结合钻井、地球化学、试油等相关资料，从烃源、储层、沉积等方面对鄂尔多斯盆地古隆起东侧马家沟组中组合成藏地质条件进行了系统分析。结果表明，古隆起东侧马家沟组中组合马55、马57和马59亚期处于次一级海侵沉积背景，水动力条件强，滩相沉积发育，在隆起周边形成自形程度高的粗粉晶-细晶结构的晶粒状白云岩储层，具有晶粒均一、连通性好且发育白云石晶间孔等特征；受加里东末期构造抬升运动影响，古隆起东侧奥陶系顶部剥露为中组合地层，与上覆上古生界煤系烃源岩直接接触，形成了良好的源、储配置关系；受上倾方向岩相变化控制，在空间上中组合滩相白云岩逐渐相变为泥晶灰岩，形成分布不连续、局部富集的岩性圈闭。

鄂尔多斯盆地延长组长1油层组古地貌特征与油气富集规律--以陕北W地区为例619-624

摘要：揭示鄂尔多斯盆地延长组长1油层组油藏的油气富集规律对指导该盆地长1油层组的油气勘探具有重要意义。以陕北W地区为例，在地层划分对比的基础上，运用残余厚度法，并结合前人的区域古地貌研究成果，对研究区长1油层组顶部古地貌进行了恢复，同时分析了古地貌与长1油层组石油分布的关系。结合长1油层组的构造、沉积相、砂体厚度及封盖条件等控藏要素及与油气分布的关系，总结了研究区长1油层组油藏的富集规律。结果表明，研究区延长组长1油层组顶部发育有侵蚀沟谷、侵蚀斜坡和侵蚀残梁3种地貌单元，古地貌具有“一沟谷、两斜坡、两残梁”的特点，地形相对较高的残梁区对长1油层组石油分布具有重要控制作用。鼻状隆起构造脊、砂体较厚且砂地比较大的河道发育区也对长1油层组石油分布起着重要控制作用。另外，旋回性泥岩、致密砂岩层、侵蚀不整合面和水动力等多种封盖条件为长1油藏的形成起着重要遮挡作用。在上述控制因素作用下，形成以构造-岩性油藏和岩性油藏为主，岩性-水动力油藏为辅的多种油藏类型。鄂尔多斯盆地长1油层组的石油勘探重点应放在长1地形较高古地貌及沉积砂体发育的有利相带等的复合区域。

鄂尔多斯盆地苏里格气田西部盒8段地层水地球化学特征及成因625-630

摘要：通过对苏里格气田西部盒8段地层水性质及地球化学特征研究，推断地层水的成因，寻找天然气富集区，揭示气田油、气、水分布规律。苏里格气田西部39口井的地层水具有如下地球化学特征：①地层水阴、阳离子含量（ r）高低差异悬殊，阴离子以Cl-占绝对优势，HCO3-和SO2-4含量很低，阳离子以Ca2＋占优势，K＋＋Na＋含量也较高，Mg2＋含量低；②地层水呈弱酸性，具中-高矿化度；③水型以氯化钙Ⅴ型水为主，局部有氯化钙Ⅳ型和Ⅲ型水；④地层水化学特征参数具有钠氯系数（rNa＋/rCl-）低、脱硫系数（2×100× rSO2-4/rCl-）高、变质系数[12（rCl--rNa＋）/rMg2＋]高和镁钙系数（rMg2＋/rCa2＋）低的特征。研究结果表明：苏里格气田西部盒8段地层水具有油气伴生水特点，属于天然气充注时留下的残余地层水，形成于封闭、还原的水文地球化学环境。地层水分布受砂体和成藏条件控制，可能有3种成因类型：孤立砂体封闭地层水、弱动力生烃气水驱替不完全的残留水及大砂体低部位滞水。

鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征631-639

摘要：采用地质与地球化学相结合的研究方法，通过致密油分布、物理性质、油源地球化学特征、储层特征及非均质性、圈闭条件及油水分布特征综合分析长7致密油成藏条件、主控因素与成藏特征。结果表明：长7致密油藏具备形成准连续型油气聚集的成藏地质条件和特征；长7油层组中发育优质烃源岩，主要以长73中的张家滩页岩为最优，烃源岩分布范围控制了致密油成藏外边界，烃源岩厚度大于20 m地区为最有利成藏区；长7致密油成藏具有良好的生、储、盖组合配置，重力流砂体主要呈透镜状或条带状分布于泥岩或油源岩中，具有优先捕集油气的优势；长7致密油成藏对圈闭要求相对较低，其遮挡条件主要为岩性、物性及成岩边界，动力圈闭也是重要的圈闭类型。长7致密油富集与局部构造背景没有直接的关系，而主要取决于储集层展布及物性；高强度生、排烃及强充注造成长7储层原始含油饱和度较高；受原始物质组成及成岩强度的影响，长7储层非均质性很强，致使油、气、水在致密储层中分异差，油、水分布复杂。

天然气成藏过程中地层水相态变化——以鄂尔多斯盆地上古生界为例640-645

摘要：根据千米桥潜山异常高温气藏的生产特点、气井凝析水的采出机理以及采出水的矿化度特征，认为鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成于异常高温阶段。异常高温不仅导致了甲烷的生成，还导致了部分地层水的汽化和异常高压的形成。气（汽）相流体在异常高压推动下向上部地层扩散，运移使下部地层中的压力降低，加速地层水汽化，并积聚新的压力和新一轮的运移，如此反复，逐渐将甲烷、蒸汽水及伴生的温度、压力扩散至封存箱内的每个部位，达到封存箱内的区域势平衡，从而形成盆地级的高温高压气藏。抬升剥蚀导致上古生界温度、压力下降，水蒸气的液化使气藏中的蒸汽水密度降低，甲烷气浓度降低，气柱压力降低，从而形成负压气藏。

鄂尔多斯盆地东部上古生界现今地层压力分布特征及成因646-651

摘要：现今地层压力分布是地史过程中盆地构造演化、沉积环境、烃源岩有机质热演化等多种地质因素在孔隙流体中综合作用的最终结果。抽水实验和试井获得的地层压力资料显示，鄂尔多斯盆地白垩系、三叠系均具有低压特征。盆地东部上古生界正常压力、异常低压和异常高压并存，正常压力类型比例达56.76％，异常低压类型比例为30.63％，高压最少；下石盒子组、山西组、太原组和本溪组随地层深度增加，压力系数总体呈现降低趋势。以子洲气田为例，采用压力梯度曲线法，将山2段划分为多个压力系统，单个压力系统之间互相分隔、互不连通。流体包裹体实验表明，早白垩世末期地层压力为超压，地层压力系数为1.14～1.66。现今盆地东部正常压力是盆地压力演化过程中的最后一幕。地层抬升剥蚀和构造热事件消退引起地层温度下降，从而导致压力下降了8.6～11.1 MPa，占整个压力降幅的32％～40％；天然气散失引起压力降低占整个压力降幅的20％～30％。盆地东部压力系数较高的主要原因是，东部现今地层埋藏深度浅；而沟壑纵横的地形和天然气富集程度的差异，导致了气田内压力系数各异。

石油与天然气地质杂志层序与储层

鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩成岩相碳、氧稳定同位素特征652-658

摘要：根据岩石薄片及阴极发光图像，研究了鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩成岩相类型及岩相特征。据碳、氧稳定同位素（δ^13 C，δ^18 O）分析数据，研究了各类成岩相的地球化学特征。奥陶系海相碳酸盐岩台地在早古生代处于近地表成岩域，划分为正常海水、蒸发海水、早期大气淡水及热海水4类成岩环境及成岩相。正常海水、热海水及蒸发海水成岩相的δ^18 O和δ^13 C值普遍较高，随生物碎屑含量增加δ^18 O及δ^13 C值趋于减小；早期淡水成岩相的δ^18 O和δ^13 C值普遍较低。晚古生代，奥陶系顶部进入表生期成岩域，据目前残存地层的岩石类型，表生期成岩域可划分为峰峰组的灰岩风化成岩相和马家沟组的云岩风化成岩相，其δ18 O和δ13 C值明显低于早期淡水成岩相的值。晚古生代末期，奥陶系进入3000～4000 m的中-深埋藏成岩域，划分为封闭系统及开放系统成岩相。封闭系统成岩相的δ18 O和δ13 C值主要继承了其原岩的δ18 O和δ13 C值特征；而在开放系统中，由于同位素高温分馏作用，其成岩相的δ18 O和δ13 C值则大幅度降低。研究结果表明，碳酸盐岩岩相特征及碳、氧稳定同位素组成是追溯碳酸盐岩成岩环境及识别和划分成岩相的重要指标。

白云岩储层中蒸发矿物的赋存形式与成因演化--以鄂尔多斯盆地中部气田区马家沟组为例659-666

摘要：鄂尔多斯盆地中部气田区马家沟组马51-马54亚段粉晶白云岩中广泛发育毫米级、厘米级的硬石膏柱状晶和小结核等蒸发矿物，是储层发育的关键。通过详细的井下地质调查、典型岩心剖面写实、系统取样配套测试和室内比对分析等方法，首次针对硬石膏矿物的赋存形式与成因演化进行精细解剖。研究发现：硬石膏柱状晶和小结核赋存于粉晶白云岩中，其中柱状晶多呈星散状分布，而硬石膏小结核发育有中-高成核数量中核径、中-高成核数量小核径及低成核数量大核径3种典型结构。上述硬石膏矿物均为局限（内）陆棚环境准同生期或早成岩浅埋藏期交代先期白云岩的产物，其数量多少取决于硬石膏开始析出时海水含盐度的高低，个体大小取决于海水中适合于硬石膏生长的含盐度持续时间的长短。不同蒸发矿物组合在成岩阶段将经历不同的改造过程。其中，含中-高成核数中核径硬石膏结核的粗粉晶白云岩中，残余溶模孔及伴生的裂碎缝极其发育，最终演化为区内最为优质的裂缝-溶孔（洞）型储层。

鄂尔多斯盆地延安三角洲长4＋5和长6油气聚集模式667-671

摘要：延安三角洲位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，该三角洲之上发育多个油藏，主力产油层为长4＋5和长6。根据沉积相带、储盖条件和距油源距离等差异，建立了不同的油气聚集模式。三角洲沉积背景下河道主砂体的叠置发育区为油气主运移通道，油气可以远距离地垂向、侧向运移。根据油藏距油源的相对位置和油气的聚集能力，油藏可分为近源聚集区、近源逸散区和远源聚集区3种。近源聚集区和远源聚集区由于油气运移或遮挡条件有利，具有较好的油气富集条件；近源逸散区尽管距油源最近，但由于油气具有向构造高部位运移的特点，油气聚集的能力有限，往往仅具备油气运移通道的功能。综合油气运移通道的优劣与油藏所处区带位置的不同，将延安三角洲油气聚集模式分为主运移通道近源聚集、主运移通道远源聚集、次运移通道近源聚集、次运移通道远源聚集、近源逸散5种模式。

鄂尔多斯盆地南部延7＋8油层组滨浅湖滩坝体系沉积特征672-678

摘要：鄂南中生界侏罗系延安组发育退积型沉积层序及滨浅湖滩坝沉积体系；滨浅湖滩坝沉积体系与环绕延安期湖盆发育的曲流三角洲存在密切的共生组合关系；曲流三角洲的退积和废弃为滨浅湖滩坝体系的发育提供了物质补给。延7＋8沉积时，陕北安塞-志丹地区处于延安期滨浅湖亚相区，滩坝沉积广泛发育并构成其沉积主体，可进一步细分为滨浅湖滩砂、浅湖砂坝、浅湖席状砂及浅湖泥岩4个微相类型。滩坝砂体一般位于河口的侧翼及远离河口的平坦开阔的滨浅湖环境，平行于湖岸线生长，中、细砂岩为主，发育块状层理、波状层理、斜波状层理及透镜状层理等。其中，滩砂往往呈席状分布，厚度较薄；砂坝呈条带状平行于岸线分布，厚度较大，剖面呈透镜状，底部具反粒序，中、上部发育水进层序，是滩坝体系中最具代表性的沉积。一系列滩坝砂体以不同相位复合叠加，形成顺岸分布、集中发育、绵延不断的大型富砂区带；而夹于其间的浅湖泥岩则构成了滩坝砂体的侧翼遮挡或者上覆的盖层。滨浅湖滩坝体系的沉积特征对延安组上部的储层发育与油气成藏具有重要的影响和控制作用。

鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层特征及其成因679-684

摘要：鄂尔多斯盆地华庆地区长8段砂岩为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层，平均孔隙度为8.27％，平均渗透率为0.51×10-3μm2，主要孔隙类型为剩余粒间孔隙，孔隙结构以小型小孔喉和微型小孔喉为主。长8致密砂岩储层经历了压实、胶结、溶解等复杂的成岩作用，其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少，且长8储层在镜下发现沥青充填孔隙，降低了储层的物性，导致储层致密。成岩作用对储层的致密化起决定性作用，沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素，三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好；主砂体展布带内中心部位物性好，向两边逐渐变差。随着填隙物含量的增加，储层物性逐渐变差。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8^2储层沉积成岩作用685-693

摘要：鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长82沉积期，构造相对稳定，发育浅水三角洲沉积体系，湖岸线在东南部小规模迁移，分流河道及水下分流河道构成了该区沉积骨架。在对大量薄片和岩心分析的基础上，运用扫描电镜、X-衍射、阴极发光等实验手段，对长82储层的成岩作用进行了研究。研究结果表明，成岩作用对储层的影响具有双重性。早期绿泥石膜的发育对抵抗压实作用具有一定积极作用，早期方解石易与有机酸发生溶解反应，形成次生孔隙，改善储层物性，溶蚀作用极大程度地改造了储层物性，是次生孔隙形成的主要途径；压实作用破坏了成岩早期原生孔隙，晚期铁方解石堵塞孔隙，形成局部强钙质胶结区。沉积成岩作用对油气的分布具有决定性作用，分流河道及水下分流河道砂体厚度高值区决定了储层发育的形态及规模，在此基础上，受后期成岩作用改造的绿泥石胶结剩余粒间孔相和长石溶蚀＋剩余粒间孔相是该区油气聚集的重要场所。

石油与天然气地质杂志综合报道

《石油与天然气地质》影响因子再创新高693-693

摘要：据2013 年版《中国期刊引证报告（扩刊版）》统计，《石油与天然气地质》期刊2012 年的扩展影响因子为2．812（2011 年为2．248），扩展总被引频次为3085（2011 年为2848），均比2011 年有较大提升，再创历史新高，影响因子在石油、天然气工业类期刊中名列第二位。

石油与天然气地质杂志层序与储层

陇东环县油区M井区长8储集层特征及单井产能预测694-699

摘要：为了制定陇东环县油区M井区长8储集层合理的单井生产方案、确保M井区产能最优化，将岩性、物性和含油性等储集层静态地质特征与渗流规律、生产状况等动态特征研究相结合，基于M井区的地质资料、岩心资料、相渗分析资料和测井资料等开展了储集层特征、剩余油分布规律及单井产能预测，预测了M井区合理的单井产量。研究表明：M井区长8储集层具备典型的超低渗透储集层特征，测井响应特征较为显著，储集层呈现对油水的双重润湿性；M井区油藏为构造岩性油藏，油水分布受到岩性控制作用，沿着河道方向，物性好、含油性好、在构造相对高部位含油性好；M井区产量主要来自于M井区中-东南部，目前剩余油在平面上主要分布在M井区北部、中南部局部区域；物性参数法、试油资料折算法和试采法适合于M井区的单井产能预测。 M井区长8储层合理的单井产量为3.5～4.0t/d。研究成果为M井区长8储集层进一步开发奠定了重要的资料基础。