石油学报杂志

石油学报杂志2025年第5期

• 渤海海域渤中凹陷中生界超深层火山岩潜山天然气勘探发现及意义

  徐长贵, 王昕, 杨海风, 黄志, 王蔚, 张江涛

  摘要： 渤海海域环渤中凹陷超深层中生界火山岩圈闭群具备形成大—中型火山岩油气藏的巨大潜力。近年来,部署在渤中凹陷西南低隆起带渤中8-3南构造上的BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井在火山岩储层中均获得高产油气流,打开了渤海海域深洼区超深层大—中型火山岩油气勘探的新局面。基于井壁取心、岩石薄片分析和烃源岩测试分析数据,结合测井和地震资料,系统研究了渤中凹陷大型火山岩油气藏的形成条件与成藏特征,探讨了火山岩有利储层的地震预测方法。渤海海域中生界义县组火山岩由4个喷发旋回构成,以渤中8-3南构造为代表的大型酸性火山岩建造主要由旋回3构成。渤中8-3南构造具备良好的油气成藏条件:中生界火山岩潜山紧邻古近系沙河街组一段、沙河街组三段和东营组3套优质烃源岩层,具有优越的油气供给条件;4个侧向叠置分布的大型酸性火山机构受风化作用、构造作用、流体作用等多元要素的强烈叠加改造,可形成规模性火山岩储层;发育源-储侧向直接对接和不整合面运移相结合的多元立体油气充注模式,且烃源岩的地层压力系数达1.5~1.8,超压不仅提供了充足的油气运移动力,也增强了火山岩上覆泥岩的封盖能力;形成了渤中8-3南构造“气层厚度大、气柱高度大、高温高压、晚期—超晚期成藏”的高含凝析油的块状凝析气藏。通过已钻井地震响应特征分析,优选最大振幅属性和弧长属性预测风化壳的分布规律,并利用多属性聚类预测储层发育带,建立了渤中8-3南构造火山岩规模性有利储层的地震预测技术。研究方法与认识对于指导渤海海域超深层火山岩油气藏勘探具有重要意义。

• 鄂尔多斯盆地石炭系本溪组深部煤层气富集地质特征及勘探前景

  侯雨庭, 喻健, 张春雨, 张道锋, 张海峰, 李勇, 何智同, 杨璞, 林达飞

  摘要： 鄂尔多斯盆地煤层气勘探开发取得重大突破。为进一步明确深部煤层气富集的地质规律,系统分析了石炭系本溪组8号煤层的生烃演化机理、成储演化过程、岩性组合和差异运聚特征,并指出盆地煤层气勘探前景和下一步勘探的有利区块。研究结果表明:①本溪组8号煤层主要沉积于覆水草木混合沼泽环境,且在盆地内呈稳定发育,具有“生气强度高、持续时间长”的生烃演化特征,为煤层气的成藏奠定了物质基础;②深部煤层具有“哑铃”型的双孔径分布特征,储集空间主要包括细胞组织孔和气泡孔等有机质孔,以及大量发育的割理-裂缝网脉,微孔占比大于60%,孔径分布受成熟度影响明显,明确了煤层的4阶段成储演化规律;③深部煤层的含气量高,平均含气量为21.7 m3/t,游离气含量占比平均可达24.48%,吸附气赋存于微孔中,游离气赋存于宏孔和裂缝中;④岩性组合控制了煤层气呈立体差异运聚,煤岩-泥岩组合和煤岩-灰岩组合的封闭性好,有利于烃类原位滞留富集形成煤层气,并据此建立了“持续生烃、源-储-聚一体、立体排烃、差异富集”的深部煤层气富集成藏模式。依据煤层气的地质特征,划分了3大类有利勘探区,形成了深部煤层气富集地质理论、地球物理勘探预测、“贯通式”缝网全域支撑压裂技术和高效开发的地质—工程一体化理论技术体系,为深部煤层气的效益动用奠定了坚实基础。该认识以期对开创深部煤层气勘探开发大场面、推动中国其他盆地深部煤层气的勘探突破以及引领深部煤层气产业快速发展具有借鉴意义。

• 塔西南地区和田河走滑断裂带分段差异活动特征及控储效应

  云露, 曹自成, 唐大卿, 汪洋, 耿锋, 沙旭光, 姜忠正, 王姝力

  摘要： 板内小位移走滑断裂带是塔里木盆地近年来油气勘探开发的重点和热点,先后在顺北、富满等地区发现了一系列油气富集带。最新的研究表明,塔西南地区同样发育类似的板内小位移走滑断裂带。为明确塔西南地区走滑断裂带的发育特征及其油气地质意义,通过对塔西南地区和田河走滑断裂带的三维地震资料开展精细解释,并综合前人的研究成果及油气勘探实践,探讨了和田河走滑断裂带的展布特征、差异活动机制、成因演化及控储效应。研究结果表明:①和田河走滑断裂带是一条主要发育于下古生界的大型右行走滑断裂带,其在平面上呈NE向弧形展布并具有分层差异性,即断裂在寒武系内表现为线状展布特征,而在奥陶系内则呈斜列式或侧接式展布;断裂在剖面上发育负花状、正花状和直立状构造样式。②在右行右阶、右行左阶等侧接或弯曲效应作用下,和田河走滑断裂带的分段差异活动特征明显,可划分为3类(张扭断裂、压扭断裂和平移断裂)8段。③和田河走滑断裂带经历了多期构造演化,其中,加里东中期Ⅰ幕、加里东中期Ⅲ幕、加里东晚期—海西早期为断裂带的关键活动期,此后进入深埋阶段,构造相对稳定、断裂活动终止。④和田河走滑断裂带的分段差异活动造成不同断裂段的断溶体发育程度呈现显著差异。张扭段和压扭段的断控储集体发育程度明显高于平移段,是塔西南地区下古生界大型走滑断裂带油气勘探有利目标。

• 鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩超压成因及演化过程

  杜浩, 刘一锋, 范立勇, 马占荣, 罗晓容, 沈安江, 曾帅

  摘要： 最新的油气勘探表明,鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中发育超压。基于实测地层压力和钻井液数据厘清了鄂尔多斯盆地下古生界异常高压的分布特征;结合测井曲线组合、加载-卸载曲线特征及地质背景分析,明确了地层超压形成的主要成因机制;并综合应用原位U-Pb定年、流体包裹体显微测温、激光拉曼光谱和盆地模拟等技术,恢复了下古生界地层压力的演化过程。研究结果表明,鄂尔多斯盆地东部寒武系和奥陶系均发育异常高压,奥陶系的压力系数略高于寒武系;下古生界超压主要发育在盆地东部,其中,强超压集中在米104井、米探1井和高平1井附近,而盆地西部主要为常压环境;流体膨胀作用是奥陶系超压的主要成因;鄂尔多斯盆地的奥陶系自早三叠世以来随着烃类的持续充注开始出现超压,并在早白垩世末期达到高峰;盆地东部的膏盐岩层作为优质盖层为地层超压的长期保存起到了关键作用。

• 四川盆地简阳地区须家河组四段构造裂缝特征及致密气控藏模式

  李一博, 许强, 邱玉超, 邓伟, 顾纯源, 谢瑶, 郑超, 乔占峰, 郭翔, 谭秀成

  摘要： 四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩气资源丰富,但成藏主控因素不明确,单井产气量差异大,给油气勘探评价选区造成了困难。综合岩心、成像测井、地震和单井测试等数据,厘定了简阳地区须家河组四段(须四段)的构造样式、裂缝特征、断层配置及构造演化历史,在此基础上剖析成藏的主控因素,提出构造控藏模式。研究结果表明:①简阳地区发育NW走向和NE走向两组断层。NW走向断层发育在须家河组内部,以四级断层为主,其活动时间在印支期—燕山早期;NE走向断层一般切穿须家河组,以一级—三级断层为主,其活动时间在燕山晚期—喜马拉雅期。②NW走向和NE走向两组断层均伴生与之走向一致的构造裂缝,裂缝在空间上沿断层走向呈交叉展布特征。③须四段的单井测试产气量与断层的发育密切相关。高产井(产气量＞20×104m3/d)均位于NW走向的四级断层附近,且距断层的距离小于400 m,裂缝相对发育;干井或产水井一般分布在NE走向的一级—三级断层发育位置。综合分析认为,简阳地区晚三叠世以来发生的两期构造事件及其强度控制了天然气成藏。印支晚期—燕山早期,米仓山—大巴山冲断带向盆地内部扩展导致盆地内部(包括简阳地区)发育变形强度低的近EW走向或NW走向逆断层带,这类断层及其伴生裂缝共同改造了须四段砂岩储层,并有效沟通下伏的须家河组三段烃源岩,有利于天然气输导和充注,进而在须四段富集成藏。燕山晚期—喜马拉雅期,受龙门山构造带向SE方向的挤压作用影响,构造变形向盆地内传播,发育了NE向断穿须家河组的断层,这类断层易破坏并调整须四段早期的成藏系统,导致油气沿断层散失。简阳地区具有“源-储紧邻控藏、NW走向断-缝控富”的构造控藏模式,印支晚期—燕山早期形成的NW走向断-缝储集体为有利勘探目标。

• CO2压驱高速注入对基质驱油特征的影响

  李宾飞, 赵希芮, 郑磊, 李兆敏, 朱迪, 曹小朋

  摘要： 为了明确压驱高速注入对CO2驱油特征的影响,对低渗透岩心开展了不同混相程度下注入速度对CO2驱油特征的影响实验。实验结果表明,注入速度的提高有效实现了注入压力的提升,在相同注入速度下,非混相压驱压差约为近混相和混相压驱的2倍,且增大注入速度在非混相压驱中注入压力的增幅更为突出。但注入速度的提高使得气窜提前,降低了原油采收率。非混相条件下原油采收率低于40%,而随着混相程度的提高,采收率逐渐上升至70%以上,注入速度对最终采收率的影响程度随之减弱,同时高注入速度导致气体窜流的不利影响也有所降低。在非混相压驱和近混相压驱中,随着注入速度的提高,大孔隙中原油采出程度分别提高了7.2%和24.6%,中、小孔隙中的原油采出程度则降低约10%,而在混相压驱中注入速度对孔隙原油开采特征的影响并不明显。在相同混相程度下,注入速度对孔隙动用下限的影响不显著,而随着混相程度提高,孔隙动用下限逐渐从0.03 μm下探至约0.01 μm。

• 低渗透非均质储层压驱注水井非稳态压力特征

  崔传智, 王俊康, 吴忠维, 李惊鸿, 李静, 钱银

  摘要： 针对低渗透油藏压驱注水井关井压力降落测试曲线特征认识不清、储层非均质和裂缝属性难以确定的问题,基于黑油模型和位移不连续法,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等储层特性,建立并求解了裂缝动态变化的压驱试井模型。将其应用于压驱典型地质模型,得到压驱试井的曲线特征。研究结果表明,压驱试井曲线可被分为6个典型流动阶段:井筒储集阶段、第一过渡流动阶段、裂缝流动阶段、第二过渡流动阶段、径向流动阶段和边界反映阶段;其中,裂缝流动阶段流动形态的差异主要与裂缝的长度、开度和导流能力有关;随着非均质储层中注水井附近渗透率逐渐降低,裂缝流动阶段经历了拟径向流、双线性流、线性流的转变。选取实际区块压驱注水井开展试井曲线拟合的反演结果表明,实例井位于渗透率渐变带中心,反演可得到该井的压驱裂缝半长和最高裂缝导流能力。

• 泥质粉砂中甲烷水合物分解条件与吸热量

  陈立涛, 于常宏, 赵明月, 孙宝江, 马旺, 敬鹏程, 夏煜翔, 杨唐杨

  摘要： 中国南海北部天然气水合物主要分布在泥质粉砂中,储量丰富但开采效率低。开采全程伴随着天然气水合物的分解,是一个吸热过程。要实现高效开采,必须准确掌握天然气水合物分解的条件及吸热量。通过模拟神狐海域的储层条件,制备了石英粉、蒙脱土和南海土等泥质粉砂岩心,利用高压差示扫描量热仪测定了岩心中甲烷水合物分解的条件和吸热量。研究发现,泥质粉砂中甲烷水合物的分解温度低于非孔隙中水合物,呈多级分解的特征。蒙脱土和南海土岩心中甲烷水合物开始分解温度的偏移量分别为-8.53~-6.37 K和-2.46~-2.25 K,结束分解温度的偏移量分别为-1.04~-0.75 K和-0.56~-0.37 K。石英粉、蒙脱土、南海土中甲烷水合物分解的吸热量分别为78.2 kJ/L、31.6 kJ/L和34.6 kJ/L (水合物饱和度分别为36.7%~37.3%、13.9%~22.3%和20.2%~23.0%)。升温过程中普遍观测到水合物二次生成。建立了基于水活度测量的岩心中水合物分解条件快速预测方法,预测温度与实验值之差小于0.68 K。研究结果表明,泥质粉砂的孔隙结构和水化作用对甲烷水合物分解的条件和吸热量有重要影响。

• 基于神经网络优化算法的系泊系统智能设计

  殷启帅, 张来斌, 钟弘成, 李博宁, 杨进, 马永奇, 闫心业, 宋泽华

  摘要： 张紧式系泊系统设计是深水半潜式生产平台总体布置的关键点之一。为研究系泊缆与船体连接点位置、锚点位置和系泊缆构型对系泊缆最大张力与平台最大位移的影响规律,基于数值分析软件建立半潜式平台张紧式系泊系统有限元模型,并通过接入数据接口构建自动仿真程序得到样本集,然后结合反向传播神经网络-遗传算法对系泊系统设计参数进行优化,得到最优的系泊系统参数配置。研究结果表明,通过系泊系统优化前后数据进行对比,系泊缆最大张力减小10.04%,平台最大位移量减小25.29%。该算法所预测误差控制均在10%以内。将数值模拟与神经网络-遗传算法相结合,可为深水半潜式生产平台系泊系统的设计提供工程指导。

• 基于连续损伤力学的水泥环疲劳损伤规律

  杨焕强, 王凯, 蔡萌, 王鹏, 张楠, 李俊亮, 马文海, 黄伟明, 李勇

  摘要： 水泥环在复杂压力及温度条件下发生疲劳损伤以及由此引起的环空带压,严重影响井筒安全。基于连续损伤力学理论,综合考虑水泥环压缩和拉伸两种状态的损伤塑性本构模型,构建了水泥环连续疲劳损伤力学模型,引入综合损伤因子对疲劳损伤程度进行定量评价;针对大庆油田应用二氧化碳的捕集、利用与封存(CCUS)的井筒结构及注采参数,利用全尺寸井筒完整性评价系统及八扇区水泥胶结测井仪,开展了套管内温度、压力交变的水泥胶结测井试验,以验证模型的准确性;研究了CO2循环注入工况下的水泥环疲劳损伤规律。研究结果表明,CO2循环注入时水泥环损伤初期线性增加后趋势变缓;在4次/年的注采频率下,套管内压力交变幅值小于30 MPa、套管内温度交变幅值小于70℃为大庆油田CCUS井安全生产20年的运行界限;受温度和压力的耦合作用,CO2注入时,井筒温度降低有助于减小套管内压力增大而造成的水泥环疲劳损伤。

• 微观渗流可视化技术在提高原油采收率中的应用进展

  李兵兵, 闫振阳, 刘雅静, 朱维耀, 王迪, 马启鹏, 宋智勇, 刘昀枫

  摘要： 在研究油藏提高采收率过程中,常规模拟方法采用岩心驱油技术作为评估手段,但因无法直接观察岩心内部的渗流过程,难以厘清孔隙尺度微观驱油特征,影响了油藏高效开发机理的深入研究。根据目前应用在油藏微观机理研究领域的渗流可视化技术,详细综述了各类模型的制作方法和应用范围。石英玻璃微观渗流模型具备微米级孔隙模拟和耐高温抗高压的优点,已成为油藏微观渗流领域可视化模拟的首选方法。其次,总结了微观渗流可视化技术在气驱三次采油技术、化学驱三次采油技术和其他三次采油技术中的应用。为了模拟储层的真实环境和满足油藏微纳米尺度渗流机理研究的需求,分别从外部协调配置、原位孔隙壁面属性还原(黏土矿物和润湿性)及尺度维度双重升级3个方面对石英玻璃微观渗流模型提出了改进方向。

• 四川盆地合兴场致密砂岩气田成藏条件及勘探开发关键技术

  熊亮, 杨映涛, 张玲, 曹勤明

  摘要： 四川盆地须家河组致密砂岩气资源丰富,一直是增储上产的重点目标,但受制于储层致密、气水关系复杂、成藏模式不清、储层及裂缝预测难度大以及压裂改造技术适应性差等因素,长期以来的勘探开发效果较差。近年来,通过“地质—物探—工程一体化”持续攻关,川西坳陷建成了须家河组二段(须二段)深层致密砂岩气田——合兴场气田,新增天然气探明地质储量1 330.12×1012m3,天然气产量超过10×108m3/a。研究结果表明:合兴场气田的小塘子组与须二段多套优质烃源岩在纵向上呈叠置发育,平面上广泛分布,与厚层高能河道致密砂岩储层形成了良好的源-储配置;多类型规模输导体的发育为天然气提供了大规模的储集空间和高效运移通道;合兴场气田具有“多期油气充注、规模储层整体含气、规模输导体高效富集”的成藏富集特征。成烃-成储的耦合特征决定了合兴场气田具有早期中—低成熟油气规模充注、中期高成熟天然气低效扩散充注、晚期天然气输导体高效运聚的动态成藏过程。烃源岩-储层-输导体的时空耦合关系是油气规模富集成藏的关键控制因素。同时,基于分频重构叠前随机反演的储层预测技术和多属性融合的裂缝精细刻画技术,形成了针对不同规模输导体类型的差异化开发技术和复杂缝网体积压裂技术,实现了川西坳陷须家河组深层特低渗致密砂岩气藏的高效开发,并推动了相关领域方法的技术创新,为国内外同类型气藏的勘探开发提供了经验借鉴。