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2014年  第36卷  第6期

目次
石油实验地质 第36卷第6期 2014年11月
2014, 36(6): .
摘要(364) PDF(314)
摘要:
盆地·油藏
纳米石油地质学——非常规油气地质理论与研究方法探讨
王崇孝, 罗群, 宋岩, 姜振学, 刘云生
2014, 36(6): 659-667. doi: 10.11781/sysydz201406659
摘要(1068) PDF(581)
摘要:
常规油气资源的勘探开发已经步履艰难,以纳米油气为主体的非常规油气资源潜力巨大,即将成为石油勘探开发的主要领域。然而,由于纳米油气与常规油气的特征差异巨大,指导常规油气勘探开发的传统石油地质学不适用于非常规油气资源的勘探开发。纳米石油地质学是纳米科技与石油地质学之间的交叉学科,它伴随着非常规油气资源勘探开发的迫切需要、纳米科技的迅速发展而诞生,以纳米油气的生成、滞留、运移、聚(富)集、赋存、散失的机理和分布规律为主要研究内容,以非常规油气形成、产出状态和分布特征为研究目标。纳米科技理念及其高分辨分析测试技术、物理模拟实验、典型实例剖析是纳米石油地质学的主要指导思想和研究手段。纳米石油地质学将是一门全新的石油地质理论体系,在未来的油气勘探开发中将发挥重要的指导作用。
中国陆相湖盆致密油成藏主控因素综述
马洪, 李建忠, 杨涛, 闫伟鹏, 唐惠, 郭彬程, 黄福喜, 吕维宁
2014, 36(6): 668-677. doi: 10.11781/sysydz201406668
摘要(1206) PDF(1018)
摘要:
致密油是指致密储层中的石油聚集,储层主要为致密砂岩和碳酸盐岩2大类,覆压渗透率多小于0.1×10-3 μm2,一般无自然产能,需经技术改造方能获工业油流。我国主要发育陆相湖盆致密油藏,通过对比研究分析发现,发育优质烃源岩、存在"甜点区"、具备成藏原动力、近源聚集是我国陆相致密油成藏的主要条件。我国陆相致密油主要发育2类优质烃源岩:Ⅰ类烃源岩有机质类型好、丰度高,有机质成熟度高,生烃潜力大;Ⅱ类烃源岩生烃转化率较高。发育致密砂岩和碳酸盐岩2类储层,储层具有较强的非均质性,横向不连续,垂向叠置分布。生烃增压是我国陆相致密油成藏的主要原动力,强大的源储压差驱替生成的石油向紧邻优质烃源岩的致密储层中持续充注;其中,微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油运移聚集的关键。微—纳米孔发育增大了致密储层的有效储集空间,微裂缝沟通为致密油的运移聚集提供了有效通道。我国陆相致密油资源丰富,初步预测其有利勘探面积约16×104 km2,地质资源量约(160~200)×108 t,有利勘探领域主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木、四川等盆地。
鄂尔多斯盆地上古生界泥页岩储层含气性影响因素及储层评价
郭少斌, 赵可英
2014, 36(6): 678-683. doi: 10.11781/sysydz201406678
摘要(1140) PDF(532)
摘要:
评价泥页岩储层的好坏主要考虑泥页岩的含气性与泥页岩后期压裂开发的难易程度。据此,优选了与泥页岩储层优劣紧密相关的6项影响因素,包括有机碳含量、等温吸附气量、成熟度、孔隙度、伊蒙混层及脆性矿物含量。运用灰色关联理论,对鄂尔多斯盆地上古生界泥页岩储层进行了评价,应用储层综合评价指标(REI)可将储层分为3类:Ⅰ类储层,REI≥0.5;Ⅱ类储层,0.33≤REI<0.5;Ⅲ类储层,0.3≤REI<0.33。同时参考前人成果和经验数据,提出了该区海陆过渡相泥页岩储层的评价方案,并用图像的方式展示了不同储层的特征。
致密砂岩气藏有效砂体分布及主控因素——以苏里格气田南区为例
郭智, 贾爱林, 薄亚杰, 唐海发, 郭本晓
2014, 36(6): 684-691. doi: 10.11781/sysydz201406684
摘要(904) PDF(492)
摘要:
苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸,距离物源区远,储层埋深大,成岩作用强。落实有效砂体分布及主控因素,是苏南等气田边部地区高效开发的基础。以苏南盒8、山1段储层为目标,结合构造、沉积、储层、成岩分析,研究了有效砂体的空间展布特征,总结了有效砂体的主控因素。苏南有效砂体多分布在心滩和分流河道底部等粗砂岩相,垂向上发育孤立型、垂向叠置型、侧向搭接型3种模式,平面上分布在中、东部2条主砂带内。在有效储层形成过程中,宽缓的构造坡降是沉积、成藏的背景,强水动力条件下的浅水辫状河三角洲平原沉积控制了储层的分布格局,而成藏前的压实、胶结、溶蚀等成岩作用深刻改造了储层,塑造了有效砂体的形态。
柴达木盆地北缘石炭系克鲁克组页岩气形成条件分析
仰云峰, 饶丹, 付小东, 申宝剑, 许锦
2014, 36(6): 692-697. doi: 10.11781/sysydz201406692
摘要(996) PDF(584)
摘要:
以柴达木盆地北缘野外剖面地质调查为基础,结合相关钻井、露头资料和前人研究成果,综合分析柴北缘上石炭统克鲁克组富有机质泥页岩展布、有机地球化学、矿物组成、储集空间、含气性等方面特征。结果表明,克鲁克组页岩有机质丰度高,w(TOC)为0.28%~11.93%,平均值大于2%,Ro为0.9%~1.44%,平均为1.12%,处于有机质热演化的成熟阶段,页岩有效厚度为30~150 m,脆性矿物含量大于40%,微米—纳米级裂缝和孔隙发育,含气量为1.01~2.85 m3/t,平均为1.87 m3/t,尕丘凹陷、欧南凹陷和德令哈断陷有利于页岩气形成与富集,是克鲁克组页岩气勘探开发的有利区。
松辽盆地长岭断陷致密砂岩成岩作用及其对储层发育的控制
李易隆, 贾爱林, 吴朝东
2014, 36(6): 698-705. doi: 10.11781/sysydz201406698
摘要(1042) PDF(569)
摘要:
利用镜下鉴定、有机质分析与流体包裹体等资料,确定长岭断陷登娄库组与泉一段致密砂岩储层成岩阶段为中成岩A2期和B期。明确了主要成岩作用序列为:(1)早期方解石胶结;(2)斜长石钠长石化、自生浊沸石形成;(3)石英Ⅰ级次生加大;(4)钾长石溶解,自生纤维状伊利石与叶片状绿泥石形成;(5)石英Ⅱ、Ⅲ级次生加大;(6)残余钾长石少量溶蚀。导致砂岩储层致密的主要原因为强烈的压实作用和早期碳酸盐胶结物充填。其中,机械压实作用使最大埋藏深度大于3 000 m的砂岩储层损失70%以上的原生孔隙,是储层致密的主因。长石溶蚀是优质储层的主要成因,其中溶蚀作用以钾长石溶蚀为主,钠长石次之。
湖盆深水区细粒沉积成因研究进展——以鄂尔多斯盆地延长组为例
庞军刚, 李赛, 杨友运, 刘利军, 朱杰, 陈栋
2014, 36(6): 706-711. doi: 10.11781/sysydz201406706
摘要(791) PDF(727)
摘要:
对于以中新生代陆相湖盆勘探为主的中国,随着勘探领域由湖盆的浅水区转向深水区,打破了深水区为油气勘探禁区的观念。而深水细粒沉积的研究程度低,早期大多集中于烃源岩生油潜力分析。为了更好地认识深水区细粒沉积类型及成因,为非常规油气勘探提供指导,该文以鄂尔多斯盆地延长组为例,在调研大量文献资料的基础上,结合现代分析测试技术,对深水区的沉积相及岩石沉积成因进行了研究。主要探讨了深水原地沉积、凝灰岩、深部热液、远端浊积岩、放射性铀等的特征及成因,认为岩矿分析、地球化学分析是研究细粒沉积的主要手段,而纳米技术将是当前和今后的重要研究方法。深水区细粒沉积中发育一定量的孔隙,且由于其紧邻烃源岩,很容易聚集成藏,今后可作为重要的油气勘探对象之一。
天然气中伴生氢气的资源意义及其分布
孟庆强, 金之钧, 刘文汇, 胡文瑄, 张刘平, 朱东亚
2014, 36(6): 712-717. doi: 10.11781/sysydz201406712
摘要(967) PDF(614)
摘要:
在系统调研氢气的分布及成因研究现状的基础上,对济阳坳陷部分油气井中天然气中的氢气含量进行了研究,并对其成因进行了初步划分。济阳坳陷天然气中氢气的含量普遍较低,在有R/Ra测试值的井中,氢气的H2/3He值普遍低于20×106,具有明显的幔源特征。因此,在这些井中,幔源氢气伴随深部流体活动混入了天然气中。
美国典型页岩气藏类型及勘探开发启示
朱彤, 曹艳, 张快
2014, 36(6): 718-724. doi: 10.11781/sysydz201406718
摘要(972) PDF(865)
摘要:
通过对比研究,按照岩性组合、气藏压力和页岩矿物组成3个关键参数,将美国典型页岩气藏划分为层状常压—低超压硅质页岩型(Barnett页岩)、层状超高压硅质—钙质页岩型(Haynesville页岩)和互层状超高压钙质页岩型(Eagle Ford页岩)3类。与美国页岩气藏相比,四川盆地及周缘页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点,可划分为盆缘层状常压—低超压硅质页岩型(彭水、昭通五峰—龙马溪组页岩)、盆内层状超高压硅质页岩型(涪陵、长宁、富顺五峰—龙马溪组页岩)、盆内互层状超高压钙质—黏土质页岩型(涪陵、元坝大安寨段页岩)3大类。借鉴美国的成功经验,开展与之相适应的页岩气开发工程技术对策和经济评价,是实现中国多类型页岩气藏商业性开发的关键。
委内瑞拉奥里诺科重油带油藏特征及开发潜力
侯君, 戴国汗, 危杰, 肖毅, 徐学品
2014, 36(6): 725-730. doi: 10.11781/sysydz201406725
摘要(1440) PDF(781)
摘要:
奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部斜坡带,总面积55 000 km2。重油带油藏埋深350~1 200 m,储层主要为渐新统和中新统未固结砂岩,平均孔隙度33.4%,平均渗透率4 760×10-3μm2;油层温度40~55 ℃;油藏压力为常压;超重油重度为7.5°~9° API,原地黏度介于1 000~6 000 cp;油藏有效厚度为6~120 m左右;探明原始地质储量11 220×108 bbl,可采储量2 600×108 bbl。重油带共有5个开发区块,日产油量约72×104 bbl,已形成一套经济可行的开发技术系列。重油带开发区块动用的可采储量仅占重油带可采储量的3%左右,尚具有巨大的勘探开发潜力。
油气地球化学
川西北地区固体沥青和油砂的有机地球化学特征与成因
王广利, 王铁冠, 韩克猷, 王兰生, 师生宝
2014, 36(6): 731-735. doi: 10.11781/sysydz201406731
摘要(926) PDF(728)
摘要:
川西北龙门山前山带不同时代固体沥青和油砂的烃类组成表现出一系列共有的地球化学特征。其碳同位素值小于-32‰,指示前寒武系来源。C29甾烷相对含量大于C27和C28甾烷,推测与蓝细菌的贡献有关,三芳甾烷的分布具有类似的特征。出现较为丰富的24-正丙基胆甾烷和24-异丙基胆甾烷,分别来自远洋藻类和海绵动物的贡献。高丰度的孕甾烷系列化合物,表征还原和静滞的水体环境。重排甾烷的缺失,高丰度的30-降藿烷、C35藿烷和C24四环萜烷,以及丰富的二苯并噻吩类化合物,进一步反映出缺氧环境和较高的碳酸盐岩含量。本区固体沥青和油砂所拥有的特征,表明其来源于震旦系陡山沱组烃源岩,并与国外来源于同一时代的原油具有可比性。除此之外,UCM和25-降藿烷的存在,表明古油藏保存和破坏过程中曾经遭受了生物降解作用。古油藏是陡山沱组烃源岩在生油窗早期的产物(Rc为0.57%~0.84%),构造运动所引起的持续抬升以及之后的风化剥蚀和生物降解作用可能是古油藏破坏的主要原因。
塔北哈6井油砂及沥青砂岩抽提物的地球化学特征及对比
程斌, 王铁冠, 常象春, 袁媛, 王宁
2014, 36(6): 736-743. doi: 10.11781/sysydz201406736
摘要(707) PDF(673)
摘要:
采集塔里木盆地哈拉哈塘凹陷哈6井石炭系油砂及志留系沥青砂岩样品共5件,对其抽提并进行稳定碳同位素、饱和烃气相色谱及色谱/质谱等分析。石炭系油砂与志留系沥青砂岩抽提物的稳定碳同位素组成十分相似;CPI值为0.95~1.06,OEP值为0.94~1.00,姥鲛烷/植烷值为0.34~0.76;C21/C23三环萜烷为0.37~0.47,C29/C30藿烷为0.91~0.97,C35S/C34S藿烷为0.91~1.00,伽马蜡烷/C30藿烷为0.69~0.79,Ts/(Ts+Tm)为0.39~0.43,C27、C28、C29规则甾烷及芴、硫芴、氧芴的相对组成均非常接近。样品抽提物中正烷烃和类异戊二烯烃与25-降藿烷系列化合物和UCM鼓包共存。分析认为石炭系与志留系原油源自相同的烃源岩,两者均存在多期充注且遭受了不同程度的生物降解作用。
准东北部平地泉组致密油源岩生烃特征
袁波, 王心强, 路俊刚, 陈世加, 李凤磊
2014, 36(6): 744-751. doi: 10.11781/sysydz201406744
摘要(1671) PDF(613)
摘要:
准东北部平地泉组油藏为自生自储型油藏,原油主要来自平地泉组,储层致密、砂泥互层频繁,源岩的供烃能力是该区致密油勘探的主要制约因素。通过对该区平地泉组源岩有机质丰度、有机质类型和成熟度的研究,表明该区平一、二段烃源岩有机质丰度高,有机质类型较好,目前处于低熟—成熟阶段,具有较强生烃能力,但不同区块主力生烃层段纵向分布特征存在差异。该区平一、二段源岩生烃中心具有继承性,主要存在3个生烃中心,分别为火烧山背斜—火东—火南区块,石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区。源岩演化主要受构造演化的影响,火东向斜和石树沟凹陷源岩成熟度最高,目前已达生烃高峰期;火南斜坡区和五彩湾凹陷次之,目前处于成熟阶段早期;火烧山背斜、火北、沙东地区和帐篷沟地区成熟度较低。目前勘探成果主要集中在火烧山背斜—火东—火南区块生烃中心,石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区具较大勘探潜力。
方法·技术
油气储层砂岩样品制冷—加热循环解离技术实验研究
张有瑜, Horst Zwingmann, 刘可禹, 陶士振, 罗修泉
2014, 36(6): 752-761. doi: 10.11781/sysydz201406752
摘要(1026) PDF(539)
摘要:
制冷—加热循环解离技术(简称冷冻技术)是自生伊利石分离提纯过程中制备黏土悬浮液的一项新技术。利用批量典型样品对该项技术的解离效果及其影响因素进行了详细研究,并与常规湿磨技术进行了系统对比。与湿磨技术相比,冷冻技术既有优越性,也有局限性。优越性主要表现在剔除碎屑钾长石效果略微偏好和实测年龄数值相对偏小方面;局限性主要表现在解离效果变化较大,部分砂岩样品相对较好,部分砂岩样品则相对较差,样品埋深是影响解离效果的最主要因素,炭屑(薄煤层)、泥质含量以及是否含油等对解离效果具有明显控制作用。冷冻技术对于坚硬程度中等的中浅层或中深层砂岩效果较好,具有较好的应用前景;而对于坚硬程度较高的深层或超深层砂岩则效果较差,甚至不宜采用。研究还表明,湿磨仍不失为制备黏土悬浮液的一种行之有效的实用技术,简便快捷并且效果较好,具有较好的应用前景。
从煤层含气量测定技术发展看页岩含气性评价的发展方向
鲍云杰
2014, 36(6): 762-766. doi: 10.11781/sysydz201406762
摘要(1026) PDF(668)
摘要:
介绍了煤层含气量测定技术的发展历程,以及煤心中甲烷的逸散、解吸模拟实验研究成果,剖析了现用煤层含气量测定标准的适用范围及其约束条件。指出页岩岩心在提心、大气暴露和密封解吸三个阶段具有不同的气体逸散、解吸条件和机制,煤心损失气量估算方法应用于页岩存在着不确定性和风险。提出应重视页岩岩心涵盖"三个阶段"的全过程气体逸散、解吸实验及其规律的基础性研究。将页岩气分为钻井液气、暴露散失气和岩心残留气三部分。开发钻井液气检测装置,结合综合录井资料,建立钻井液气量的快速检测技术及计算方法;完善现有岩心解吸气和残余气测定技术,形成岩心残留气量快速测定方法;探索建立探测或利用解吸气测试数据确定暴露散失气量的方法,从而构建新的页岩含气量测定技术方法体系。
致密油储层可动流体饱和度计算方法——以合水地区长7致密油储层为例
喻建, 杨孝, 李斌, 刘小静, 田建锋
2014, 36(6): 767-772. doi: 10.11781/sysydz201406767
摘要(861) PDF(816)
摘要:
致密油储层可动流体饱和度是评价致密油潜力的关键因素之一。核磁共振技术可以获得准确的可动流体饱和度,但因其成本较高、周期较长,应用的普遍性受到限制。核磁共振、恒速压汞和高压压汞的实验原理表明,T2谱、恒速压汞曲线和高压压汞曲线均是岩石孔隙结构的反映,他们之间具有内在的一致性。相同样品的核磁共振和恒速压汞测试结果表明,致密油储层可动流体饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相关性极强,可通过恒速压汞总进汞饱和度参数计算致密油储层的可动流体饱和度,而高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相同,从而提出了利用高压压汞资料计算致密油可动流体饱和度的方法。计算结果表明,合水地区致密油储层可动流体饱和度较高,以Ⅲ类和Ⅳ类储层为主,其次为Ⅱ类储层。
核磁共振岩心实验分析在低孔渗储层评价中的应用
王振华, 陈刚, 李书恒, 章辉若, 黄得顺, 杨甫, 雷盼盼, 刘小伸
2014, 36(6): 773-779. doi: 10.11781/sysydz201406773
摘要(1005) PDF(920)
摘要:
根据核磁共振(NMR)岩心实验分析的基本原理、方法和相关参数模型的研究进展,对鄂尔多斯盆地东部ZC油田3062井延长组长6油层组低孔渗砂岩样品进行了储层物性、孔隙结构和束缚水饱和度等参数的NMR岩心实验分析,并将其与常规岩心测试参数进行了分析与对比,探讨了低孔渗储层NMR岩心实验分析的精度及其应用效果。结果表明,3062井长6油层组砂岩属于典型的低孔渗储层,孔隙度在8.6%~13.0%,渗透率在(0.07~1.27)×10-3 μm2;低孔渗砂岩样品NMR岩心实验所分析的孔隙结构、孔隙度、束缚水饱和度数据与其常规岩心分析结果基本一致,且系统偏差较小,但基于NMR实验参数的储层渗透率预测模型尚存在较多的不确定性,核磁共振渗透率预测结果与常规岩心分析渗透率数据存在较大偏差。
水化作用和润湿性对页岩地层裂纹扩展的影响
梁利喜, 熊健, 刘向君
2014, 36(6): 780-786. doi: 10.11781/sysydz201406780
摘要(1217) PDF(767)
摘要:
页岩地层裂纹扩展对页岩气井井壁稳定有重要影响,而钻井液与页岩间相互作用(毛细管效应和水化作用)将对页岩地层裂纹扩展产生影响。选择四川盆地龙马溪组露头及井下岩心开展室内实验研究页岩润湿性和水化作用,基于断裂力学理论,考虑水化作用和润湿性(毛细管效应),建立页岩裂纹裂缝扩展模型,分析了水化作用和润湿性对页岩裂纹扩展的影响。研究结果表明,龙马溪组页岩表面既亲油又亲水,且页岩表面更倾向于油湿;页岩浸泡在水中,水化应力随着时间增加而先上升后趋于稳定,而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中测试膨胀应力,水化应力上升速度减慢;页岩浸泡在水中,岩样表面形成的裂缝主要平行于层理面,随着时间增加,岩样保持完整或剥落成碎块,而页岩浸泡在10%KCl中,岩样表面形成裂缝数量少且破裂程度轻;水化作用和润湿性对应力强度因子增量影响较大及对页岩裂纹扩展有重要影响,钻井液体系应减小钻井液滤失量及钻井液界面张力、增加黏土矿物水化抑制剂和增大钻井液与页岩表面接触角,减小自吸作用,抑制水化作用。油基钻井液与页岩表面接触角小,但其界面张力小,造成毛细管力小,因此页岩地层钻井中,采用油基钻井液能在一定程度上抑制裂纹扩展,使井壁不易失稳。
基于CO2置换的低渗透储层岩心饱和方法研究
韩学辉, 李峰弼, 戴诗华, 张娟娟, 唐俊, 王雪亮, 王洪亮
2014, 36(6): 787-791. doi: 10.11781/sysydz201406787
摘要(724) PDF(758)
摘要:
针对低渗透储层岩心的饱和难题, 基于CO2置换吸附气的原理开发了低渗透储层岩心饱和方法和实验装置, 通过饱水法孔隙度测量考察了该方法在26块低渗透储层岩心的应用效果。研究发现, 该方法饱和后饱水法孔隙度比常规饱和方法饱和后的饱水法孔隙度平均增加0.54%, 平均比氦气法孔隙度小0.14%左右, 饱和效果有明显改善并近于完全饱和;饱水法孔隙度相对增量与泥质含量存在正相关关系, 而与平均粒径、孔隙度、渗透率存在负相关关系, 表明该方法在消除致密岩心吸附气对饱和影响方面有很好的针对性, 可用于低渗透储层岩心的饱和。
川西凹陷新场气田三维地应力场反演分析
王峥嵘, 邓辉, 黄润秋
2014, 36(6): 792-797. doi: 10.11781/sysydz201406792
摘要(990) PDF(753)
摘要:
根据川西凹陷新场地区及邻区已有的地层岩性、地质构造及其演化等资料,结合深部岩体钻井岩心裂缝发育特征编录、完井报告、录井测井地应力和裂缝分析成果,建立了研究区的地质模型。利用已有的井孔崩落、钻井诱导缝分析、水压致裂曲线分析、岩石Kaiser效应测试等技术所获得的地应力资料,作为计算模型的应力边界条件和地应力场反演的井段现今地应力参考值,采用三维数值模拟技术对川西凹陷新场气田进行了三维地应力场反演分析。研究结果表明,总体上最大水平主应力以近NEE-SWW向为主,但在断层附近主应力方向发生明显偏转,主体方位与区域构造应力作用主方向一致。各主地应力值总体上随深度的增加而变大, 与深度之间有较好的线性相关关系,由于新场须二段各目的层均发育较多断裂构造,因此其应力场表现出明显的不连续性,使地应力值和方向发生局部变化,在断层端部和转折部位表现出较明显的最大主应力和剪应力集中现象,而在断层两盘部位则出现应力消散特点。
综合信息
石油实验地质 2014年(第36卷)总目次
2014, 36(6): 798-798.
摘要(382) PDF(760)
摘要: