石油学报杂志

石油学报杂志2023年第10期

• 渤海湾盆地大型变质岩潜山油田勘探发现及地质意义

  徐长贵, 周家雄, 杨海风, 官大勇, 宿雯, 叶涛, 赵弟江

  摘要： 渤海湾盆地渤南低凸起西段太古宇潜山带具有良好的油气成藏条件，渤中26-6油田是整装的太古宇油田，原油探明储量超亿吨。利用大量岩心、岩石薄片、测井和地球化学等资料对渤中26-6油田进行系统研究后认为：太古宇潜山储层在垂向上可划分为风化砂砾岩带、风化裂缝带和基岩带，其中，风化裂缝带是最主要的储层发育带；在印支期、燕山期、喜马拉雅期3期构造运动下形成的裂缝是太古宇潜山储层发育的基础，印支期的挤压碰撞与燕山期的走滑逆冲是裂缝形成的主要动力，喜马拉雅期近SN向的伸展作用保持了先期裂缝的有效性；在裂缝沟通下，大气淡水溶蚀形成了面积广泛的潜山优质储层，距不整合面约420 m以浅的范围是优质储层发育段；潜山上覆盖的"弱超压、强稳定"东营组泥岩为大型油藏的保存提供了良好的封盖条件；渤中26-6油田太古宇潜山与其南侧的黄河口凹陷烃源岩直接接触，与北侧的渤中凹陷烃源岩以不整合面相连，形成了多元立体油气运移充注模式。上述认识指导了渤中26-6油田太古宇高丰度油藏的高效勘探，进一步完善了渤海湾盆地深层太古宇潜山的成储、成藏模式，对于渤中凹陷西南环太古宇潜山带的油气勘探具有重要的指导意义。

• 鄂西地区奥陶纪—志留纪之交海盆水体滞留程度与页岩有机质富集的关系

  沈均均, 王玉满, 李辉, 计玉冰, 邱振, 王鹏万, 孟江辉

  摘要： 奥陶纪—志留纪之交的水体滞留程度是否对有机质富集产生影响目前还存在一定的争议。在生物地层格架划分的基础上，分析了鄂西地区不同时期页岩沉积学及地球化学特征，探讨了水体滞留程度与有机质富集的关系。研究结果表明：鄂西地区奥陶纪—志留纪之交由早至晚可划分出冰期前（WF2—WF3笔石带）、冰期（WF4笔石带—观音桥段）和冰期后（LM1—LM5笔石带）3个时期，均处于较深的水体环境中。水体滞留程度对有机质保存条件无明显影响，主要控制海洋生产力，进而影响有机质富集：冰期前WF2笔石带沉积期处于台-棚转换期，海平面相对较低，同时周缘古陆和局部水下古隆起剧烈隆升，水体滞留程度最强（强滞留），与外海营养物质交换能力最弱，导致古生产力水平最低，TOC含量最低（平均为2.9%）。进入WF3笔石带沉积期后，海平面持续上升进入高位，水体滞留程度明显减弱（中等滞留），古生产力水平升高，TOC含量随之升高（平均为3.6%）；冰期海平面虽然处于最低位，但上升洋流异常活跃，水体滞留程度最弱，营养物质随上升洋流大量涌入扬子海盆，导致古生产力水平达到最高，TOC含量最高（平均为4.6%）；冰期后，气候回暖，冈瓦纳冰川快速消融，构造活动稳定，海平面大幅上升进入高位，水体滞留程度中等，古生产力水平较高，TOC含量较高（平均为4.0%）。

• 坎波斯盆地南部下白垩统硅化碳酸盐岩储层成因及演化

  熊连桥, 谢晓军, 邓有根, 唐武, 张春宇, 白海强, 刘子玉, 廖计华

  摘要： 通常认为，碳酸盐岩储层中一旦出现硅化现象，储层物性就会遭到破坏，难以存储油气。但有学者发现，由碳酸盐岩完全蚀变而成的硅质岩同样发育溶蚀孔洞，并且有油气发现。坎波斯盆地下白垩统湖相碳酸盐岩中硅质来源、硅质与储集空间的关系及储集空间演化规律等问题尚无系统研究，碳酸盐岩发生硅化后，储层孔隙度如何变化很难回答。基于前人研究成果，结合岩石镜下微观特征、地球化学特征分析，对坎波斯盆地下白垩统硅化碳酸盐岩储集层的岩石学特征、储集空间类型、硅质来源及储集空间演化规律等开展研究，研究结果表明发生溶蚀的硅质岩可以作为储集层。碳酸盐岩中的硅质主要为交代成因，富硅质的热液从基底通过大断裂进入碳酸盐岩地层，对原始碳酸盐岩进行溶蚀，产生硅质胶结、交代作用以及对碳酸盐岩蚀变而来的硅质岩进一步溶蚀；总体上，硅化碳酸盐岩的储集空间演化可划分为①碳酸盐岩高孔阶段、②硅质碳酸盐岩中孔阶段、③碳酸盐质硅质岩低孔阶段、④硅质岩中孔阶段、⑤硅质岩高孔阶段5个阶段；热液活动存在多期性，在沿大断裂分布的硅质岩中可以找到物性较好的裂缝-孔洞型储集层。

• 珠江口盆地开平凹陷烃源岩地球化学特征与油源对比

  彭光荣, 郭婧, 姜福杰, 姜大朋, 吴宇琦, 陈兆明, 宋泽章, 高中亮, 张宇琦

  摘要： 珠江口盆地开平凹陷位于现今陆架坡折带以外的深水陆坡区，油气勘探程度较低。通过开展烃源岩评价、明确其原油来源，对深化开平凹陷油气成藏认识和指导下一步油气勘探具有重要意义。综合总有机碳含量、岩石热解及烃源岩和原油生物标志化合物特征等测试资料，系统分析文昌组和恩平组烃源岩的地球化学特征，进行油源对比。结果表明：①文昌组下段、上段和恩平组下段的泥质烃源岩均表现为"开平主洼中心厚、向周缘斜坡带依次减薄"，有机质丰度中等—好，干酪根类型为Ⅱ1型、Ⅱ2型，整体处于成熟阶段。②文昌组烃源岩具有低Pr/Ph值、低C19+20TT/C23TT值、低—中等OL/C30H值，气相色谱-质谱图上C27-C28-C29规则甾烷呈"V"型，C30 4-甲基甾烷丰度高；恩平组烃源岩具有较高的Pr/Ph值和C19+20TT/C23TT值，较低的OL/C30H值、C30 4-甲基甾烷含量，C27-C28-C29规则甾烷分布呈反"L"型。③开平凹陷产出两类原油，A类原油的Pr/Ph值为1.13~1.82，C19+20TT/C23TT值为0.32~0.89，OL/C30H值为0.03~1.02，C27和C29规则甾烷平均相对含量分别为26.20%、46.44%，C30 4-甲基甾烷丰度高；B类原油Pr/Ph值大于2.00，C19+20TT/C23TT值为1.00~2.28，OL/C30H值为0.04~0.13，C27和C29规则甾烷平均相对含量分别为9.92%、65.54%，C30 4-甲基甾烷含量极低。④油源对比分析显示，A类原油来源于文昌组湖相烃源岩中浮游生物和陆源植物混合形成的Ⅱ型、Ⅲ型混合有机质；B类原油来源于氧化沉积背景的恩平组三角洲—沼泽相泥岩，生烃母质以陆源高等植物形成的Ⅲ型有机质为主。研究认识明确了开平凹陷油气来源，对未来油气勘探具有理论指导意义。

• 牛庄洼陷沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段细粒沉积岩纹层状亮晶方解石脉的发育机理与模式

  蒋龙, 杜玉山, 张云蛟, 王冠民, 任敏华, 程紫燕, 孟维新, 侯植耀

  摘要： 纹层状亮晶方解石脉广泛发育于东营凹陷牛庄洼陷古近系沙河街组四段（沙四段）上亚段—沙河街组三段（沙三段）下亚段的湖相暗色细粒沉积岩中，其分布具有较强的非均质性，对于页岩油甜点的发育具有重要意义。研究发现，纹层状方解石脉的发育受细粒沉积岩岩相控制，主要形成于富有机质纹层状钙质泥岩、泥质灰岩中。在细粒沉积岩中，纹层状构造发育且总有机碳（TOC）含量＞2%、碳酸盐含量为10%~70%、泥质含量＞20%的岩相类型有利于纹层状方解石脉发育；其中，TOC含量对方解石脉发育的控制作用更为明显。纹层状亮晶方解石脉的形成时期主要在有机质半成熟—成熟阶段，细粒沉积岩早期沉淀的碳酸盐矿物作为脉体形成的主要物质来源，在有机酸作用下发生溶解，进入由生烃作用和黏土矿物转化形成的成脉流体中；在生烃压力的作用下，沿细粒沉积岩纹层形成水平微裂缝，成脉流体沿此通道运移并在周边泄压区重结晶形成纹层状亮晶方解石脉。研究表明，在牛庄洼陷，只有与烃源岩演化深度对应、能提供充足成脉物质和流体且富纹层构造的细粒沉积岩才容易发育方解石脉，据此建立了纹层状亮晶方解石脉的发育模式。

• 准噶尔盆地三台地区油气成藏条件及勘探前景

  尤新才, 陈梦娜, 李树博, 刘超威, 李宗浩, 李辉, 黄志强, 袁云峰, 王秋玉

  摘要： 近年来，准噶尔盆地东部三台地区多井获得高产工业油气流，展现出多层系复式油气聚集的特征，显示出富油气区带的勘探潜力。为深入研究三台地区及其周缘多层系的油气地质特征及勘探前景，结合钻井、录井、分析化验及试油资料，对研究区多层系油气富集条件及成藏特征开展了系统分析。三台地区紧邻富烃凹陷，受石炭系、二叠系、侏罗系多源供烃，其中，二叠系芦草沟组是主要的烃源岩层，其他层系在低凸起构造背景下，沟槽体系发育，主槽区发育规模砂体，具有"沟槽控砂"的特征。石炭系—白垩系发育多套正旋回沉积组合，储-盖条件优越。不同层系的油气成藏主控因素存在差异：石炭系受断裂和构造控制，多源供烃，多发育断块或地层型油气藏；二叠系受断裂、古地貌及岩性尖灭控制，单源供烃，发育断层岩性型油气藏；三叠系—侏罗系受断裂和岩性尖灭控制，发育断块或断层岩性型油气藏。三台地区南部及吉南凸起的构造活动强烈，南部阜康断裂带断块群大型断裂发育，油气成藏条件优越，是多层系立体勘探的重点领域，预测资源量约为2.45×108t。

• 陆相湖盆深水区页岩高频层序对储层发育的影响——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段页岩为例

  方正, 蒲秀刚, 陈世悦, 鄢继华, 陈星燃, 崔绮梦

  摘要： 以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段（孔二段）为代表的陆相湖盆深水区页岩具有良好的页岩油勘探开发潜力，但其岩相宏观分布与储层微观特征的联系尚不明确。利用岩心观察描述、岩石薄片鉴定、X射线衍射矿物定量分析、元素及有机地球化学测试、测井曲线、场发射扫描电镜分析、氮气吸附实验、高压压汞实验、聚焦离子束扫描电镜分析等方法，在页岩高频湖进-湖退（T-R）层序划分的基础上，分析了不同类型层序的岩相充填演化序列和不同岩相的储层特征，探讨了高频层序对储层发育的影响。研究结果表明：沧东凹陷孔二段富有机质页岩段可划分为11个高频T-R层序（五级层序SQ①—SQ⑪，其中，SQ⑨发育重力流成因砂岩）；根据高频层序内T-R旋回的对称性，层序可分为以T旋回为主的不对称型、以R旋回为主的不对称型和近对称型；页岩储层主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝等微观孔隙，以粒间孔和粒内孔等无机孔为主；长英质矿物含量更高、纹层状构造更发育的纹层状长英页岩相和纹层状混合页岩相的宏孔更为发育，连通性更好，而碳酸盐矿物含量更高、块状构造更发育的块状混合页岩相和纹层状/块状碳酸盐页岩相的介孔更为发育，连通性一般；页岩的储层特征受矿物含量和沉积构造影响，呈现出明显的"相控"特征，而高频层序可以看作是连续时间序列下沉积环境变化的响应，影响着湖盆中心页岩的沉积作用；高频层序在不同演化阶段的储层特征差异明显，快速湖侵阶段的中—上部层序和振荡湖侵阶段的底部层序为优质储层发育段，而在稳定高位阶段仅局部层序发育优质储层。研究成果以期为陆相湖盆深水区页岩高频层序的划分及优质储层评价与预测提供理论支撑。

• 固液界面特征对致密/页岩储层渗吸行为的影响——以延长组7段+8段致密储层和龙马溪组页岩为例

  魏兵, 王怡文, 赵金洲, Kadet Valeriy, 蒲万芬

  摘要： 油/水/岩石间的固液界面特征是影响致密/页岩储层渗吸行为的关键，尤其对于界面张力达到超低且具有增溶乳化作用的渗吸体系，亟待明确其界面作用机制与渗吸行为的关系。以延长组7段+8段致密储层和龙马溪组页岩储层为研究对象，构筑了模拟地层水、常规表面活性剂（AES）、可形成纳米乳液的表面活性剂体系（nE-S）、含油核的预制纳米乳液（nE）及原位微乳液（mE-FS）5种典型渗吸液。深入开展了界面相互作用、渗吸物理模拟、归一化采收率模型、标度方程及渗吸数学模型的系统研究。研究结果表明：①mE-FS具有超低界面张力和增溶能力，可以显著改善岩石表面润湿性，大幅度提高渗吸采收率；②渗吸采收率mE-FS>nE>nE-S>AES>模拟地层水；③mE-FS渗吸采收率与岩心渗透率线性相关，渗透率越低，渗吸效果越差；④综合考虑界面张力和润湿性变化建立了适用范围宽的无因次时间标度模型；⑤将增溶系数引入渗吸理论数学模型建立了不同界面性质渗吸液的渗吸距离与时间的线性关系。

• 产量递减方程通式的建立及应用

  王睿, 薛龙龙, 党东琪, 高文君

  摘要： 随着非常规油气藏相继投入开发，传统的Arps递减方程已很难适应描述非常规油气藏大型体积压裂+水平井的产量递减过程。为此，通过对已有产量递减方程数学模型梳理与研究，将Arps产量递减微分方程中的观察时间替代为反映油气藏系统发展变化、且具有时间属性的复合函数，建立了更具普遍适应性的产量递减方程通式，该通式在一定条件下可以转化为已有的各种常用产量递减方程，也可形成新的拟合精度较高的产量递减方程。产量递减方程研究的重点将主要集中在复合函数与递减时间关系式的确定上，一旦确定了新的复合函数与递减时间关系式，就能形成新的产量递减方程。同时，为了应用方便，系统性给出了两种复合函数与递减时间关系式的情况下产量递减方程通式的计算方法。通过应用实例发现，采用时变结构预估方法，利用T=mtb时产量递减方程通式拟合吐哈油田马56区块非常规油藏生产井的产量递减曲线效果更好，预估产量更接近实际值。

• 压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

  陈志明, Yu Wei, 石璐铭, 胡连博, 廖新维

  摘要： 大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一，经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络，压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键，但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此，研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题，建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型，包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型，利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型，并开展了数值验证，划分了流动阶段，分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上，对试井特征曲线进行了敏感性分析，并建立了试井曲线拟合方法，辅以生产历史拟合法，初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析，评价了裂缝网络参数，包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等，并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。

• 磨粒布齿角度对旋进式修井磨鞋工作特性影响规律

  车家琪, 王旱祥, 张砚雯, 陈敬凯, 王雨婷, 张雨, 杜明超, 马宝忠, 滕兴宝

  摘要： 针对复杂井筒工况下修井磨鞋钻进慢、磨损快的技术瓶颈问题，以前期优选的旋进式修井磨鞋为研究对象，基于剪切滑移线理论模型建立磨粒力学解析模型，明确磨粒布齿角度与修井磨鞋工作扭矩定量关系，基于Python语言的ABAQUS二次开发编写单磨粒切削仿真软件，实现单磨粒切削仿真模型参数化建模，试制不同布齿角度单磨粒修井磨鞋并完成实验测试，从布齿类型、成屑特征、切屑形态、切痕形貌和工作特性5个方面确定优选布齿角度。研究结果表明，零布齿角磨粒切削力增长最快，正布齿角切削力数值最大，负布齿角磨粒切削力数值最小且平稳波动变化，波动范围为642.5~785.3 N。随着磨粒布齿角度在0°~45°范围内增大，切屑体积逐渐减小，切屑长度由5 mm减小为2 mm，切屑形状由卷筒状变为不规则颗粒状。当布齿角度为5°和10°时，实验工件表面轮廓深度最大，达到1.0 mm。当磨粒布齿角度为8°时，材料去除质量最大，达到9.49 g，同时工作扭矩仅为28.7 N ·m，工作过程较为平稳。综合考虑工作效率和工作安全，旋进式修井磨鞋的优选布齿角度为-8°。

• 鄂尔多斯盆地青石峁气田成藏条件及勘探开发关键技术

  赵伟波, 黄道军, 王康乐, 胡新友, 惠洁, 陈宇航

  摘要： 2022年探明的青石峁气田，其探明区域的面积为2 151 km2，探明储量为1 459×108m3，是长庆油田第8个千亿立方米大气田。通过回顾青石峁气田的勘探历程，总结了其天然气成藏的地质特征，研究结果表明：青石峁气田的主力含气层为二叠系下石盒子组8段；主要烃源岩为石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组的煤层和暗色泥岩，具有广覆式生烃的特点；发育三角洲前缘亚相沉积体系，其中，多物源、多水系、强供给、多期河道控制了砂体的展布特征；储层为水下分流河道砂体，平均孔隙度为7.9%，平均渗透率为0.363 mD，储层致密，砂体的连通性受控于砂体的展布方向；气藏压力系数为0.78~0.90，属于低压气藏；低生烃强度背景下的长期连续充注、断裂系统对致密储层的调整改造、较高的源-储压差造就了岩性-构造控制下的改造型气藏；三维地震勘探技术、砂体精细刻画技术和复杂气水关系下的井位优选技术是青石峁气田勘探开发的关键技术。