石油学报杂志

石油学报杂志2023年第4期

• 南海渐进式边缘海构造旋回控制深水油气成藏理论

  张功成

  摘要： 边缘海等非大西洋型大陆边缘是当前全球深水油气勘探的前缘领域。南海是全球著名的边缘海之一,其深水油气成藏机理是前缘研究的科学问题。基于地学断面及大洋钻探成果等资料分析,提出南海的形成具有渐进式边缘海构造旋回的特征,即新南海洋盆的SN向打开在晚渐新世-早中新世表现为自东向西扩展,古南海洋盆的SN向闭合在渐新世-第四纪表现为自西向东扩展。南海渐进式边缘海构造旋回控制了盆地和油气成藏要素的有序发育。在新南海北部地区,被动大陆边缘盆地的形成具有"东早西晚"的特征:东段珠江口盆地形成始于始新世,发育始新统和下渐新统两套烃源岩、始新统-下中新统储层、中新统-第四系厚层泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至中新统;西段琼东南盆地形成始于渐新世,发育下渐新统烃源岩、渐新统-上新统储层、上中新统-第四系厚层泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至上新统。在古南海地区,活动大陆边缘盆地的形成具有"西早东晚"的特征:西段曾母盆地形成于渐新世,发育渐新统和中新统两套烃源岩、渐新统-中中新统储层、上新统-第四系盖层,含油气层的分布从渐新统至上新统;东段文莱-沙巴盆地形成始于中中新世,发育中新统烃源岩、下-中中新统储层、第四系泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至下-中中新统。基于以上认识提出了南海边缘海油气勘探的新方向。南海北部大陆边缘深水区的新勘探层系为古近系-潜山,南海南部活动大陆边缘的新勘探层系为渐新统-下中新统。

• 准噶尔盆地夏盐凸起多层系油气富集条件及勘探前景

  唐勇, 王彦君, 郭娟娟, 阿不力米提·依明, 潘树新, 卞保力, 杨超, 孙永兴, 魏彩茹, 马德龙, 刘海磊, 黄玉, 崔键

  摘要： 2022年5月,位于准噶尔盆地夏盐凸起西翼的夏盐26井在石炭系和三叠系百口泉组获高产工业油流,在二叠系夏子街组和下乌尔禾组见良好的油气显示,证实夏盐凸起具备多层系立体勘探前景。目前对夏盐凸起多层系油气的富集条件、成藏模式及主控因素的系统研究比较薄弱,制约了油气勘探开发的进程。基于最新的地震和钻井资料,精细刻画了夏盐凸起及其周缘的地质结构,系统总结了夏盐凸起的油气成藏条件及成藏模式,并指出下一步勘探有利区带。夏盐凸起纵向上划分为石炭系、二叠系、三叠系-侏罗系和白垩系-新生界4个构造地层单元,平面上呈"三鼻三洼相间分布"构造格局,其中,玛东3井(1号)鼻凸带、夏盐2井(2号)鼻凸带及石南4井(3号)鼻凸带呈"西南端散开、东北端收敛"的帚状。凸起西部的1号、2号鼻凸带发育新生古储、源-储大跨度侧接的近源成藏模式,烃源岩为玛湖凹陷下二叠统风城组泥页岩;凸起东部的3号鼻凸带发育新生古储、多输导体系纵/横向调整的远源成藏模式,烃源岩为盆1井西凹陷下二叠统风城组和中二叠统下乌尔禾组泥页岩。夏盐凸起1号、2号鼻凸带石炭系潜山垒块顶部发育火山岩风化壳孔隙-裂缝型规模储层,具备良好的油气保存条件,是下一步开展精细勘探、落实规模储量、实现增储上产最为现实的有利区带。

• 塔北地区奥陶系鹰山组斑状白云岩成因及储层意义

  孔悦, 高晓鹏, 石开波, 刘波, 姜伟民, 于进鑫, 何卿, 吴淳

  摘要： 塔北地区奥陶系鹰山组上段斑状白云岩发育,为探究其成因机理及油气储集意义,基于岩心、岩石薄片和碳氧同位素、全岩及微区微量元素、稀土元素地球化学特征分析,系统讨论了鹰山组上段生物扰动选择性白云石化作用机理及其储层特征。斑状白云岩由白云质斑块和灰质基质构成,白云质斑块占比为30%~75%,沿Thalassinoides潜穴分布,主要由粉晶-细晶白云石组成。白云质斑块具有相对较高的Fe、Mn及Ni元素含量,δ13C值为-1.48 ‰~0.06‰,δ18O值为-8.64 ‰~-6.95 ‰;灰质基质的δ13C值为-1.93 ‰~-0.61 ‰,δ18O值为-8.14 ‰~-7.08 ‰。白云质斑块和灰质基质的全岩稀土元素配分模式均为"平坦型",原位微区测试结果表明白云质斑块具有Eu正异常。鹰山组上段斑状白云岩的形成受生物扰动和微生物活动控制,生物扰动可改善潜穴部分的孔隙结构,为同期海水提供良好的运移通道;潜穴内部生物活动形成的有机质为其繁盛提供了充足的养料,微生物降解有机质生成NH3可提高潜穴微环境的pH值。在氧化环境中,蓝细菌通过光合作用和二氧化碳浓缩机制生成HCO3-和OH-;在还原环境中,硫酸盐还原作用和甲烷厌氧氧化作用消耗SO42-,释放Mg2+,并生成HCO3-,提高白云石化流体的碱度。整体上,微生物活动导致潜穴微环境中的Mg2+浓度和CO32-活性增加,有利于白云石化作用。白云质斑块发育连通性较好的白云石晶间孔,具有重要的储集意义。

• 深层—超深层优质碎屑岩储层成因与测井评价方法——以库车坳陷白垩系巴什基奇克组为例

  赖锦, 肖露, 赵鑫, 赵飞, 黎雨航, 朱世发, 王贵文, 刘宏坤

  摘要： 深层-超深层是目前油气勘探的重点领域,寻找规模优质储层是实现深层-超深层油气勘探突破的关键。构造作用、沉积相和成岩相对优质碎屑岩储层的形成与发育具有重要影响,其中,沉积相是优质储层形成的基础,成岩相是优质储层发育的关键,构造作用通过影响裂缝发育和地应力场来改善储层品质。以库车坳陷白垩系巴什基奇克组储层为例,分析深层-超深层碎屑岩储层的基本特征,从沉积微相、成岩相和构造(裂缝、地应力)"三元控储"的角度揭示了深层-超深层储层品质的控制因素。沉积背景和成岩相控制了深层-超深层储层基质孔隙的形成与发育,裂缝可改善储层的渗透率和产能,不同构造样式下现今地应力的差异分布控制了基质孔隙保存和裂缝有效性。基于"三元控储"机理、成岩综合系数和储集物性,将库车坳陷深层-超深层储层划分为4类,其中,优质储层主要形成于高能水动力环境和低应力场背景,经历了弱-中等压实作用和弱胶结作用,溶蚀作用和裂缝发育常叠加改善储集物性。综合常规测井资料和成像测井资料分别建立了沉积微相、成岩相、裂缝发育和地应力场的测井评价方法,实现了库车坳陷白垩系深层-超深层优质砂岩储层的测井预测。研究方法与认识可以为开展深层-超深层储层综合评价与有利区带预测提供理论指导与技术支持。

• 基于特征点的测井曲线对比拾取方法及其在自由水界面确定中的运用

  邓亚, 李勇, 张文旗, 胡丹丹, 肖聪, 许家铖, 刘达望, 张磊夫, 王宇宁

  摘要： 为方便准确地确定自由水界面的变化规律,提出了一种基于特征点的测井曲线对比拾取方法和基于该方法的自由水界面确定模型及算法流程。首先以测井曲线为对象,通过分析寻找测井曲线特征点,并对比追踪井间地层,得到一系列具有相同或者相似岩石物性的数据集合。然后联合J函数和阿尔奇公式,推导相同特征点下自由水界面海拔深度、距离自由水界面深度与电阻率之间的理论数学模型,并同时建立了水平和倾斜两种自由水界面分布模式。在理论模型的基础上,提出了以回归方程判定系数为优化目标的算法,通过预设实验数据以及添加高斯白噪音方法验证了算法的合理性和鲁棒性,最后使用该方法确定了伊拉克生物碎屑灰岩油藏的自由水界面。研究结果表明,某一特征点下电阻率与距离自由水界面高度在双对数坐标下具有线性关系。通过理论模型可以表征自由水界面水平和倾斜情况下的分布模式。基于优化算法求解该模型的精度取决于非均质性程度及数据质量控制,当没有观察误差时,曲线完美拟合,曲线拟合的质量随观察误差的增大而降低,因此运用模型前必须做好质量控制,保证模型精度。实际应用中,可以利用降噪技术对数据进行前处理,从而提高模型精度。新方法对于分析地质现象、进行参数计算具有重要意义,还可以推广应用到测井解释、数据质量控制、沉积相分析、地质建模等方面。

• 无碱三元乳化驱油体系

  程杰成, 吴军政, 吴昊, 刘笑莹, 何金钢, 贾世华

  摘要： 三元复合驱是进一步大幅度提高原油采收率的重要方法之一,目前已进入工业化推广阶段,但仍存在注采系统结垢及生产维护成本较高等问题。根据大庆油田三元复合驱的强碱、弱碱和无碱化战略部署,用氯化钠代替碳酸钠研发出无碱三元体系,但其乳化能力弱,采收率提高值比弱碱三元体系低2%~3%。为提高无碱三元体系的乳化性能,提升驱油效果,以无碱三元体系为基础,采用E表面活性剂与石油磺酸盐复配,研发出大庆油田无碱三元乳化驱油体系。体系不添加醇和助剂,且在表面活性剂质量分数较低(0.3%)时能够与大庆原油形成Winsor Ⅲ型中相微乳液。进一步研究表明,其增黏性、界面活性、黏度及界面张力稳定性、抗吸附性能与弱碱三元体系基本一致。驱油实验结果表明该体系具有注入能力强、色谱分离弱、乳化能力强的特点,可比水驱提高采收率41.12%,较弱碱三元体系增加提高采收率11.25%。根据室内研究结果,初步测算该体系吨油化学剂成本较弱碱三元体系下降42.90%。研发出的大庆油田无碱三元乳化驱油体系不仅实现了三元复合驱无碱化的目标,而且实现了从超低界面张力复合驱到低浓度中相微乳液驱的跨越,达到了大幅度提高采收率和降本增效的目的,具有广阔的应用前景,也可以为其他陆相砂岩老油田的高效开发提供技术借鉴。

• 考虑支撑剂运移的压裂停泵压降模型

  王飞, 周彤, 许佳鑫, 管晶晶, 索杰林, 张士诚, 廖凯, 邹雨时

  摘要： 针对现有压裂停泵压降模型不考虑支撑剂运移、无法解释支撑剂铺置效果的难题,提出适用于主加砂压裂的停泵压降模型,模型考虑了裂缝系统中携砂液-支撑剂靠黏度和速度耦合的水平运移与沉降运动,以及基质系统中压裂液靠黏性力和重力作用的三维流动,通过将裂缝系统与基质系统耦合求解,实现了主加砂压裂停泵过程的支撑剂运移模拟计算,获得的井底压降导数双对数曲线呈现出"厂"字型的形态特征,并按照停泵时间顺序划分为支撑剂沉降、支撑剂水平运移、支撑剂减速运移、支撑剂压实和支撑剂停止运移5个主控阶段。研究结果表明:支撑剂铺置越均匀(主次裂缝内砂量越接近),压降导数曲线越平缓,支撑剂沉降控制期越长,支撑剂减速运移期越短,支撑剂压实控制阶段会呈现出1/4斜率段;支撑剂充填比例越大(缝网总体积越小),压降导数曲线越陡,支撑剂水平运移控制期越短,支撑剂运移控制阶段的压降及导数会呈现重合趋势。选取涪陵页岩气田一口典型压裂水平井逐段开展停泵压降曲线拟合,反演获得各加砂压裂段的支撑裂缝体积与铺砂均匀程度,为定量评价水力压裂加砂效果、认识压后支撑剂运移规律提供了理论依据。

• 天然气水合物自生热解堵剂热量平衡模拟计算

  魏纳, 裴俊, 蔡萌, 李海涛, 赵金洲, 张烈辉, 薛瑾

  摘要： 天然气水合物造成的油气井筒、管道和设备堵塞是石油天然气行业的一个重要问题,其会导致减产或生产中断,之后进行的解堵作业将进一步增加油田生产成本。针对目前缺乏准确可靠的自生热解堵剂解堵计算模型和实验数据的问题,建立了一种新的水合物自生热解堵剂解堵过程数学模型,该模型基于水合物相平衡热力学和分解动力学建立,包括水合物解堵过程的能量模型和质量模型;通过数值模拟进行了模型的求解,分别研究了纯自生热体系、含电解质(盐)自生热体系和含醇自生热体系解堵剂解堵过程及参数变化规律;基于实验结果,计算并分析了不同浓度和发热峰值的两种解堵剂解堵过程解堵时间、解堵剂用量与解堵剂浓度关系。研究结果表明:①该数学模型计算值与实验值吻合度高,能较好地计算并分析不同工况水合物堵塞及解堵剂解堵情况;②随自生热解堵剂发热温度、解堵剂中钠和镁离子浓度以及解堵剂中甲醇和二甘醇浓度的增加,水合物分解速率增加、解堵时间减少,发热温度小于295 K、含镁离子和二甘醇离子体系对水合物分解过程影响更大;③基于所建立模型绘制的解堵剂加注量及解堵时间图版表明,解堵剂的解堵效果与解堵剂发热峰值、成分、浓度等关系密切,实验所用解堵剂解堵效果均能满足工程现场需求,相同条件下铵盐与亚硝酸盐自生热体系解堵剂作用效果优于多羟基醛自生热体系解堵剂。在水合物解堵作业中配置高温发热体系的自生热解堵剂,并在不改变原有解堵剂发热性质的前提下添加适当浓度的电解质及醇类物质增强解堵效果,可实现水合物的快速清除并防止水合物的二次生成。

• 海水对流增强天然气水合物藏低频电场加热效率模拟

  赵二猛, 侯健, 刘永革, 白雅洁

  摘要： 天然 气水合物被视为具有巨大潜力的清洁能源资源,90% 以上的水合物分布在深海沉积物中。针对目前水合物开采技术现状,提出了注入常温海水强化海域水合物藏低频电场加热效率的新型开采方法,可发挥降压、电场原位生热、热对流以及海水就地取材等多重优势。通过数值模拟手段,分析了新方法提高海域水合物藏生产效率的可行性及生产机理,探讨了海水注入速率和电压对生产性能的影响。研究结果表明,在电场加热的基础上,注入常温海水进一步提升了产气速率、生产气水比及能效比,增产机理在于海水对流强化传热效率、提供气体流动驱动力以及增强储层导电性。随着注入速率的增加,对流传热效果进一步加强,产气峰值得到提高,但受产水量增加的影响,生产气水比不断减小,能效比先快速增加后趋于稳定。增加电压可显著提高产气量和生产气水比,但也加大了水合物储层内的热耗,导致能效比不断减小,建议在综合考虑气体产量与能效比的基础上对电加热制 度进行优化。

• 岩石内部高压电脉冲等离子体通道生成机理

  刘伟吉, 张有建, 罗云旭, 祝效华

  摘要： 高压电脉冲钻井技术具有破岩效率高、井壁质量好等优点,是一种新型破岩方法。为研究岩石内部孔隙特性对其局部电击穿的影响,构建了多孔隙随机分布的多物理场耦合岩石电击穿二维数值模型,从电路场、电流场、击穿场和温度场耦合的角度实现了多孔隙岩石内部高压电脉冲等离子体通道生成及破岩全过程,主要研究了孔隙特征(即孔隙率、孔径大小和孔隙介质)和电极间距对岩石局部电击穿(即岩石内部等离子体形成)的影响规律。数值研究发现,岩石孔隙对电脉冲破岩效率影响较大,当孔隙内介质为空气时,孔隙发生电击穿,等离子体通道贯穿孔隙;当孔隙内介质为水时,孔隙没有被电击穿,等离子体通道沿着孔隙表面延展;随着孔隙率增大,电脉冲的破岩效果逐渐增强;随着孔隙介质水/气比值减小,等离子体通道生成时间减小,电脉冲破岩的效果逐渐加强;随着电极间距的增大,岩石电击穿时刻逐渐减小,岩石内部"电损伤"区域面积减小。通过开展电击穿破岩的室内实验,再现了电脉冲破岩过程及岩石内部等离子通道形态,电击穿实验结果和仿真试验结果相符合。

• 鄂尔多斯盆地长庆气区复杂致密砂岩气藏开发关键技术进展及攻关方向

  余浩杰, 王振嘉, 李进步, 朱亚军

  摘要： 随着天然气勘探开发的逐步深入,开发对象由常规气藏向非常规气藏拓展,致密砂岩气逐渐成为天然气增产的主力。鄂尔多斯盆地致密气分布范围广、资源量占中国致密气资源量的58.2%,与其他国家致密气相比,具有气层更薄、非均质性强、地层压力系数低的特点,效益开发难度更大。经过20余年攻关,长庆油田探索形成了致密气开发配套技术,年产量达到360×108m3,建成中国最大的致密气区之一,并将迈入高质量发展新阶段。通过概述鄂尔多斯盆地致密气藏典型特征,回顾了开发历程及其重大转变,分析了长庆油田致密气开发潜力及前景,指明了攻关方向。研究表明:①长庆油田致密气开发历经4个阶段,通过气藏深化认识、工艺攻关、管理提升,解决了大面积低丰度复杂致密砂岩气藏效益开发的难题,实现了长庆气区快速上产。②2016-2020年以来,随着储层预测、水平井开发等7个关键瓶颈技术取得突破,开发指标大幅提升,推动致密气高质量发展。③通过已开发气田、评价新区致密气资源基础及开发潜力评价,明确了致密气"十四五"(2021-2025年)规划目标。④从优化开发技术政策、钻井提速、试气压裂提产等5个方面指明了致密气技术攻关方向,确保长庆油田致密气开发目标的实现。