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 2016年第06期杂志 文档列表

石油与天然气地质杂志油气地质

四川盆地焦石坝地区页岩裂缝发育主控因素及对产能的影响799-808

摘要：以涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组一龙马溪组页岩为研究对象，通过岩心观察、FMI测井解释和氩离子抛光扫描电镜等手段，对页岩裂缝发育的主要控制因素及其对产能的影响进行分析。研究发现，焦石坝地区五峰组一龙马溪组页岩发育微观裂缝（解理缝、晶间缝和贴粒缝）和宏观裂缝（高角度缝——斜交缝和垂直缝、水平缝——页理缝和层间滑动缝）。这两类裂缝的发育程度明显受到岩层的力学性质、页岩气层异常高压、距主滑脱面的距离、斑脱岩的发育程度以及构造作用的控制，其中微观裂缝和水平裂缝在五峰组和龙马溪组底部最为发育，而高角度缝在远离断裂带的构造稳定区主要发育在五峰组，在靠近断裂带页岩气层均有发育。天然裂缝在纵横向上发育程度的差异控制了页岩气单井产量，主要体现在：①影响了页岩气富集，微裂缝和水平裂缝在远离焦石坝构造周边断裂的稳定区总体表现出积极的贡献，而开启性高角度缝，易于形成页岩气逸散通道，造成页岩气藏丰度降低、实测地层压力略有偏低；②影响了后期人工体积改造的有效性，开启性高角度缝的发育不仅会造成钻井液漏失量大，同时也不利于后期压裂改造形成缝网，使人工体积改造有效性降低。

四川盆地涪陵页岩气田构造变形特征及对含气性的影响809-818

摘要：四川盆地东部涪陵页岩气田五峰组一龙马溪组页岩气藏目前已投入商业开发，从一期开发区的开发效果来看，单井产能具有较大的差异，页岩气藏的含气性平面上也具有差异性，而造成其差异的主控因素尚不明确。根据地质评价，该区的页岩厚度、矿物成分和有机碳含量等原始品质平面展布稳定，不是影响该区页岩气藏含气性变化的主要因素，含气性的差异可能与构造形变有重要关系。从区域构造变形特征入手，对该区的结构特征、构造格架、构造样式等开展了研究，认为研究区经历了多期构造运动，发育多层次滑脱构造，纵向上可划分为3个构造形变层、7种局部构造样式，平面上的构造变形强度具有明显差异性。初步尝试对构造变形程度进行定量化表征，认为断距、地层增厚比例、曲率、断裂密度为表征该区构造变形强度的关键参数。通过对构造变形的定量化表征，将研究区分为4个构造形变区，不同区的页岩含气性具有明显的差异，明确了构造变形强度是造成该区含气性差异的关键因素。

渝东南武隆向斜常压页岩气形成与演化819-827

摘要：为了研究渝东南武隆地区常压页岩气的形成与演化，利用研究区页岩气钻井数据，综合运用岩石薄片观察、氩离子抛光扫描电镜分析、构造平衡剖面及埋藏史分析等多种实验方法与分析技术，并基于“动态保存”四要素（沉积-埋藏-生烃-抬升）对常压页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明：武隆地区常压页岩气形成与演化受控于3个关键因素。①五峰组-龙马溪组沉积岩性组合为页岩气形成供烃供储供保，深水陆棚相形成区域上分布稳定的优质页岩，是良好的烃源基础，上部厚层页岩封盖使生成的烃类有效保存。②有机质孔为页岩气提供了储集空M，内部复杂的孔隙形态改善了页岩的渗透性，与有机质伴生的脆性矿物一定程厦上减弱了压实作用对有机质孔的影响。③构造作用直接影响页岩气规模。构造作用导致页岩中气体运移散失，武隆向斜五峰-龙马溪组沉积后经历了持续深埋并达到生烃高峰，之后发生了大规模的抬升，生成的烃类部分散失，使储层压力降低，形成常压（地层压力系数0．8～1．2）酉岩与．

焦石坝地区中、古生界构造特征及其页岩气地质意义828-837

摘要：通过二维、三维地震剖面解释和运用平衡剖面技术观点，对焦石坝地区基底结构、中、古生界构造特征及其构造演化进行了研究。研究结果表明，该区存在着基底卷入和盖层滑脱2种构造类型。基底卷入型有背冲背斜、对冲向斜、叠瓦逆冲、正花状扭动和多字形扭动5种构造样式。盖层滑脱型有断展或断弯、断滑、叠瓦逆冲、叠瓦反冲、冲断楔5种构造样式和组合。燕山早、中期是该区的2个主要构造变形期，在燕山早期，中、古生界与基底及其内幕之间近水平向西拆离滑脱推覆，形成了侏罗山隔挡式背-向斜交替褶皱。方斗山断裂与大天池背斜之间的焦石坝地区为挤压宽缓复向斜背景；在燕山中期，受东邻隔槽带中、深层基底拆离向西强烈冲断作用，焦石坝地区形成了仰冲-逆冲-掩冲构造格局，经历基底叠瓦冲断-盖层滑脱-左行压扭3个变形幕，形成了焦石坝双层背冲背斜及翼部的断褶带。石门断褶带具有多层滑脱褶皱特征，乌江断褶带具有滑脱与左行压扭的性质。构造变形性质与类型、龙马溪组-五峰组滑脱程度、层滑作用产生的构造缝是该区形成大型页岩气田重要的构造影响因素。

四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组含气页岩段纵向非均质性及其发育主控因素838-846

摘要：四川盆地涪陵地区下志留统龙马溪组发育一套富有机质泥页岩，勘探证实为一套优质含气页岩储层。该套页岩具较强的纵向非均质性，直接影响了储层含气量及储层可改造性。研究首先建立了页岩等时层序地层对比格架；在等时地层格架中，分析了页岩储层在岩矿组成、黄铁矿含量、沉积构造、有机质丰度等方面的非均质性特征。在海侵期，页岩中主要发育自生硅质和沉积成因的自生黄铁矿，页理发育，有机碳含量高，与硅质之间呈现特珠的正相关耦合关系。早期高位域时期，页岩中主要包含陆源粉砂，发育小型波纹层理和透镜状层理；粘土质含量较海侵期有所增加，有机碳含量中等；兼有沉积成因的自生黄铁矿和后期次生成因的黄铁矿。晚期高位域时期，粘土质含量进一步增加；粉砂质含量减少；有机碳含量低；兼有沉积成因的自生黄铁矿和后期次生黄铁矿。从沉积作用、古海洋生产力和氧化还原环境等方面探讨了非均质性的影响因素，明确其主要受控于陆源供给速率、古生产力、水体氧化还原性和古洋流等因素。

中国页岩气发展前景及相关问题初探847-853

摘要：中国近期页岩气勘探开发正在快速推进，取得了多领域页岩气勘探突破。对中国页岩气产业发展现状、发展基础、面临机遇与挑战、发展前景进行了宏观分析，认为中国页岩气勘探开发已取得巨大突破和规模商业发展。对比美国页岩气产业发展历程，判断中国页岩气产业目前处于快速发展初期阶段。从资源分布和质量分析看，四川盆地及其周缘海相页岩气应是近中期勘探开发重要领域，具备几百亿方产能建设资源基础。在页岩气勘探开发实践中，埋深小于3500m的海相页岩气高效开发技术系列和环境保护技术已较成熟，但对于深层海相页岩气、构造复杂区低压低丰度页岩气和陆相、海一陆过渡相页岩气还缺乏高效、适用的技术。在“十三五”期间，我国应采取积极发展战略，充分利用丰富的资源和当前良好的机遇，发展一批页岩气勘探开发核心技术，使页岩气产量达到（200—300）×108m3。为保障这一目标的实现，建议组织开展页岩气资源及目标评价，开展页岩气工程技术攻关，同时采取措施推进环境保护和规模效益开发。

四川盆地剑阁-九龙山地区长兴期与飞仙关期古地貌演化特征及其对礁滩体的控制854-861

摘要：根据钻井、测井及三维地震资料，利用层拉平技术、切片及属性分析技术对四川盆地剑阁一九龙山地区长兴组与飞仙关组主要层序界面进行了古地貌恢复，探讨了古地貌演化特征及其对礁濉的控制作用。研究表明，该区古地貌整体具有西南高北东低的格局，在古地貌演化过程中研究区内碳酸盐台地沉积区具有由西南向北东不断扩张的趋势，反映了长兴期至飞仙关期整体海退、沉积物不断向深水充填的特征。随着台缘及台内正地形等古地貌高带的迁移，礁滩体发育有利区也随之迁移，其中剑阁地区的Lg68井-Lg63井-Lg62井一带为长兴末期继承性古地貌高地，是长兴组与飞仙关组各时期礁滩体垂向叠置发育最为有利的区域。九龙山构造主体为飞仙关组二段多期台缘滩横向迁移叠置的区域，是飞仙关组鲕滩体发育最为有利的区域。

上扬子地块黔北坳陷及周缘水文地质-地球化学特征与油气保存862-873

摘要：从地下水化学-动力学角度对上扬子地块黔北坳陷及周缘油气保存条件进行了研究。结果表明：黔北坳陷及周缘自震旦纪以来共经历了3次重要的水文地质旋回，即加里东期、海西期一印支期和燕山期-喜马拉雅期。黔北坳陷及周缘在加里东期和海西期-印支期是两次主要的油气成藏期，但加里东末期和燕山期-喜马拉雅期运动使得区内原已形成的油气藏几乎被破坏殆尽。多次构造运动和多期大气水下渗作用使得现今黔中隆起埋深小于2500m、黔北坳陷埋深小于3000m的地层水矿化度低，处于自由交替带且底界尚不清楚，油气保存条件较差；川南坳陷在埋深800m的浅部地层已进入交替阻滞带，油气保存条件相对较好。

鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏条件与成藏模式874-881

摘要：利用钻井、测井、录井、试油资料、薄片观察以及分析化验等资料，研究鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油的储层条件、烃源岩条件和运移聚集条件，建立致密油成藏模式。结果表明，长7油层组储层岩性主要为长石岩屑砂岩，平均孔隙度为7．4％，平均渗透率为0．134×10-3 μm2，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，占到总面孔率的70．6％，孔隙半径分布范围多数小于1μm，属于纳米级孔隙。长7油层组烃源岩以长7^3最好，有机碳含量平均为8．99％，明显高于长7^2和长7^1，后两者的有机碳含量分别为2．17％和1．12％，均属于好一最好烃源岩。长7^3烃源岩厚度分布在28～36m，长71＋2厚度为35～55m，主要为I型干酪根，镜质体反射率介于1．02％～1．2％，处于生烃高峰期，生油强度可达到600×10。t／km。。运移通道为水平裂缝、斜交裂缝和砂体构成的三维网状输导体系，尤其是源储界面的斜交裂缝为初次排烃的重要通道。运移动力为生烃作用产生的超压，其分布范围在15—22MPa。长7油层组致密油藏发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏，数量多，横向连片、纵向叠置，呈现出准连续分布特征。长7^3烃源岩与长7^1和长7^2储层形成下生上储型成藏组合，长7^1和长7^2烃源岩与自身储层形成源内间互型成藏组合，构成“下生上储一源内间互双源供烃准连续型”成藏模式。

致密砂岩储层埋藏-成岩-油气充注演化过程与孔隙演化定量分析——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例882-892

摘要：目前国内对致密砂岩的成岩-孔隙演化过程、埋藏-热演化史、油气充注史基本停留在相对独立和单一的静态研究阶段，因此，对于砂岩的岩石学组分及其差异性成岩演化过程导致的储层致密化过程与油气充注时序关系的研究依然十分薄弱。通过各类薄片显微镜下研究与定量统计，结合扫描电镜、阴极发光、包裹体均-温度与激光拉曼探针成分等多种分析测试手段，开展了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段不同类型致密砂岩的埋藏-成岩-油气充注-孔隙动态演化历史的精细研究，在此基础上讨论了各砂岩致密化过程与油气充注在时序关系上的差异性。研究结果显示，钙质胶结砂岩和高塑性岩屑砂岩的成岩-油气充注演化过程相对简单，前者经历中成岩阶段A期碳酸盐胶结作用后基本成为致密储层，时序关系为先充注后致密；而后者经历早成岩阶段压实作用后一部分成为致密储层，时序关系为先致密后充注；石英砂岩和岩屑石英砂岩经历了较为复杂的成岩-油气充注演化过程，时序关系为边充注边致密.

东部盆地群下白垩统烃源岩特征与页岩气勘探潜力893-902

摘要：为了研究中国东北地区东部盆地群下白垩统烃源岩的特征与页岩气勘探潜力，对三江盆地、鸡西盆地、通化盆地、柳河盆地和红庙子盆地进行了野外样品采集、烃源岩地球化学与岩矿测试，同时统计了其他盆地烃源岩的地球化学参数。结果表明，东部盆地群下白垩统的烃源岩有机质丰度和类型主要受沉积相的控制，有机质成熟度受莫霍面埋深的影响。下白垩统沉积时研究区北部水体较浅，泥岩累积厚度大、粉砂质含量高，有机质丰度达到了差一中的标准，干酪根主要为Ⅱ2-Ⅲ型，目前处于成熟-高熟阶段。研究区南部水体相对较深，泥岩平均累计厚度为233—446m，但泥岩质纯，有机质丰度较高，主要发育Ⅰ一Ⅱ2型干酪根，目前处于低熟-成熟阶段。东部盆地群下白垩统烃源岩脆性矿物含量较高，脆性较大，主要发育粘土矿物间孔缝、粒内孔和有机孔，具有微孔一中孔的孔喉结构，常规油气和页岩气勘探均具有良好的前景。

退积型浅水三角洲沉积演化特征及砂体展布规律——以松辽盆地北部临江地区下白垩统泉头组四段为例903-914

摘要：浅水三角洲沉积砂体已经成为现今油气勘探的重点对象，进一步深化浅水三角洲沉积特征及砂体展布规律研究，对于加快该类砂岩储层的油气勘探具有重要意义。为此，以松辽盆地北部临江地区下白垩统泉头组四段为研究对象，在总结前人研究成果的基础上，结合岩心、录井、测井以及地震资料，对湖盆扩张期退积型浅水三角洲沉积特征及砂体展布规律进行了深入研究。研究认为：退积型浅水三角洲沉积水体具有波动式上升的特征，沉积物粒度随着水体的加深逐渐变细，泥岩颜色自下至上逐渐由氧化色向还原色过渡，受水体短期波动影响，紫红色或灰绿色泥岩常交替出现。退积型浅水三角洲沉积环境仍然以三角洲平原和前缘沉积为主，随着沉积水体的加深，沉积相边界迅速向陆地迁移，但实际上在沉积演化过程中通常还存在着多次短期的湖平面升降和相带边界的双向迁移，从而使得在远离湖岸的区域出现河道沉积。河道沉积砂体是退积型浅水三角洲砂体的主要构成部分，在湖平面上升过程中河道砂体发育规模逐渐减弱，表现为纵向上连续沉积砂岩厚度逐渐变薄，并且河道砂体末端在湖浪作用下常呈现席状砂化。平面上由陆向湖河道砂体发育期次逐渐减少，湖平面大规模上升之前的三角洲平原和近岸三角洲前缘区域沉积砂体最为发育，是岩性油气藏勘探的有利目标区。

致密砂岩储集空间多尺度表征——以松辽盆地齐家地区高台子油层为例915-922

摘要：以松辽盆地齐家地区高台子油层三、四段致密砂岩储层为研究对象，利用纳米与微米CT、自动矿物识别系统（QEMSCAN）、MAPS图像拼接技术以及环境扫描电镜（ESEM）等非常规测试新技术，从宏观和微观两个尺度对齐家地区高台子致密储层空间进行表征。研究表明：①宏观尺度下，储层岩性主要以粉砂岩与泥质粉砂岩为主；层理构造多样，以块状层理、槽状交错层理、楔状层理和透镜状层理为主；砂泥间互特征明显，层理构造的多样性增强了致密储层的非均质性，块状层理最有利于致密油富集。②微观尺度下，孔隙具有微米-纳米连续分布的特征，微米孔隙峰值主要集中在2—3μm，纳米孔主体孔喉分布在200～300nm。不同三维建模区域孔喉空间分布及连通性特征具有明显的微观非均质性；微观孔隙结构类型以粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝为主，孔隙度高值区对应有机酸高值区，存在较明显的耦合关系，受溶蚀作用控制显著。

渤海湾盆地东营凹陷细粒沉积微相对页岩油储层微观结构的控制作用923-934

摘要：以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段泥页岩为研究对象，通过厘米级岩心观察描述、岩石薄片鉴定、x-射线衍射分析等，分析泥页岩基本沉积特征，划分岩相及微相类型，分析半深湖一深湖沉积微相平面和垂向分布特征。综合扫描电镜观察、激光共聚焦显徽镜观察以及低温氮气吸附实验等，对储层的孔隙和裂缝成因、类型、形貌、孔径及孔隙分布等特征进行综合表征。结果表明，东营凹陷泥页岩矿物类型多样，以往作为优质烃源岩的细粒沉积岩，其实大部分属于碳酸盐岩范畴；储层孔隙、裂缝类型多样，孔隙存在多尺度性、孔隙结构复杂。不同微相的泥页岩储层微观结构特征存在差异，沉积微相对储层微观结构的控制作用主要表现在对储层矿物组成和组构、有机质的沉积和保存条件的控制，进而影响了孔隙类型及孔隙结构。平阔半深湖微相发育的泥页岩储层有机质含量较高，脆性矿物以方解石为主，孔隙和裂缝类型多样，孔隙连通性中等且孔隙的开放性较好，可视为页岩油勘探开发有利相带区。

库车坳陷克拉2气田油气充注和超压对储层孔隙的影响935-943

摘要：为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素，在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上，采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史，并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明，库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6000m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下，砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有：①高的定量荧光参数QGF指数和QGF—E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高，而在古油水界面之下，砂岩孔隙度和渗透率都很低；②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期，对应砂岩储层的埋藏深度比较小，孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。

构造运动对扎格罗斯前陆盆地白垩系碳酸盐岩储层的影响——以Y油田为例944-951

摘要：以扎格罗斯前陆盆地东北部的Y油田白垩系碳酸盐岩储层为例，利用岩心、薄片样品、成像测井和三维地震资料，探讨构造运动对碳酸盐岩储层成岩作用、裂缝发育以及热液流体活动的影响。研究表明，晚白垩纪至全新世的构造运动对Y油田白垩系碳酸盐岩储层影响最重要。构造运动期间地壳抬升，地层遭受剥蚀、风化等作用从而发育不整合面，不整合面以下的储层受溶蚀作用改造显著。而阿拉伯板块与欧亚板块碰撞发生的褶皱作用和逆冲作用在储层内部生成大量裂缝，裂缝的密度和位置受褶皱、断层以及岩性的共同影响。裂缝主要发育在褶皱的轴部和翼的尾部以及断裂附近，白云岩的裂缝密度明显大于灰岩的。构造运动还控制了Y油田内热液流体活动，断层是热液流体进入Y油田的主要通道，热液白云化作用主要发生在靠近断裂或裂缝带的地堑内。探讨构造运动对碳酸盐岩储层的影响，有利于预测定位研究区的优质储层，优化油田的生产部署。

不同类型海绿石的发育特征及分类体系探讨952-963

摘要：海绿石作为一种典型的沉积相指示矿物，其分类及成因研究一直是矿物学和岩石学界关注的焦点。基于海绿石成因理论研究现状，结合国内外大量海绿石研究实例，分析原地、准原地和异地海绿石的不同特征及其地质意义，并探讨和完善海绿石的分类体系及成因。结果表明：原地海绿石的成因假说较多，目前比较公认的颗粒绿化理论和假形置换理论可以解释颗粒状和微孔隙中海绿石的成因，但仍然无法解释砂岩中大量胶结物状海绿石的成因。不同类型海绿石在元素组成、成熟度、形态、赋存环境上存在很大差异。原地海绿石富集于凝缩段，成熟度较高，元素特征反映沉积环境。准原地海绿石以多期次成因的包壳状为特征。碎屑海绿石元素特征与沉积环境往往不符，多见颗粒状，常富集于大型层理砂岩中。鉴于目前海绿石分类体系仍比较混乱，按“成因机制”和“是否搬离生成地点”，建立了“原生”和“次生”及“原地”和“异地”海绿石的分类体系。提出“自生淀胶理论”解释胶结物状、晕边状、包壳或薄膜状海绿石的成因，并用大量实例证明了自生胶结物状海绿石的存在。海绿石在指示沉积环境、岩石定年、改造岩石储集物性等方面具有重要的研究意义。

石油与天然气地质杂志技术方法

四川盆地涪陵地区页岩岩石相标定方法与应用964-970

摘要：利用地质、测井特征标志及特色岩石相，开展四川盆地涪陵地区水平井的页岩岩石相标定。根据岩性组合、炭质含量及硅质含量3大关键标志，将涪陵地区典型导眼井下志留统龙马溪组89m厚的大套页岩段划分为9种不同类型的岩石相。根据标志层、炭质染手和粉砂质纹层等地质特征标志，以及测井响应的异常值、测井形态类型、挖掘效应、假挖掘现象等测井特征标志，明确了①，③和⑥号岩石相为特色岩石相。通过水平井“水平段垂直投影法”及垂直投影后的测井信息等结果，并与典型导眼井的岩石相特征标志、特色岩石相进行对比，确定了水平井井轨迹穿行的岩石相顶、底边界，完成了不同类型的岩石相标定。依据岩石相与压裂试气产能的关系，寻找特高产、高产水平井的岩石相类型，发现①和③号富碳高硅岩石相具有高产潜力，明确①和（④号岩石相为最佳岩石相。根据最佳岩石相原则，从地质角度建议水平井最佳井轨迹或靶窗着陆点宜在①号与③号最佳岩石相之间穿越。该方法已应用于四川盆地涪陵页岩气田，依据岩石相标定方法的产能预测与压裂试气结果的吻合率大于80％，它在反馈优化井轨迹和提高单井产能等方面具有很好的推广应用前景。