2021年第28卷第1期文章目次
2021, 28(1):1-9.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.001
摘要:
为了揭示埕岛潜山油气成藏规律，以指导该区潜山油气勘探有利目标优选，综合运用有机地球化学、同位素和原油物性等资料，系统进行了埕岛潜山精细油源对比、油气藏特征和油气运聚过程研究。结果表明：埕岛潜山明显受埕北20断层和埕北30北断层控制，分割为西、中、东排山，受源储配置、输导方式等油气成藏条件的控制，西、中、东排山油气来源、运聚过程和富集规律各异。西排山以埕北凹陷控盆的埕北断层为油源断层，油气垂向运聚为主，在埕北断层上升盘的断鼻和断块圈闭成藏，表现为含油面积小且独立、顶部风化壳油藏富集的特点；中排山以埕北20断层和一系列北北东向走滑断层为油源输导断层，渤中凹陷生成的油气沿走滑断层走向运聚，再侧向分配至邻侧圈闭中聚集成藏，表现为油气沿大型走滑断裂带分布的特征；东排山的油气来源于黄河口凹陷沙三段下亚段烃源岩，油气通过多套不整合和断裂复合输导体系在多层系富集。不同潜山油气差异性运聚的特点，决定了不同潜山勘探方向亦有所不同。
为了揭示埕岛潜山油气成藏规律，以指导该区潜山油气勘探有利目标优选，综合运用有机地球化学、同位素和原油物性等资料，系统进行了埕岛潜山精细油源对比、油气藏特征和油气运聚过程研究。结果表明：埕岛潜山明显受埕北20断层和埕北30北断层控制，分割为西、中、东排山，受源储配置、输导方式等油气成藏条件的控制，西、中、东排山油气来源、运聚过程和富集规律各异。西排山以埕北凹陷控盆的埕北断层为油源断层，油气垂向运聚为主，在埕北断层上升盘的断鼻和断块圈闭成藏，表现为含油面积小且独立、顶部风化壳油藏富集的特点；中排山以埕北20断层和一系列北北东向走滑断层为油源输导断层，渤中凹陷生成的油气沿走滑断层走向运聚，再侧向分配至邻侧圈闭中聚集成藏，表现为油气沿大型走滑断裂带分布的特征；东排山的油气来源于黄河口凹陷沙三段下亚段烃源岩，油气通过多套不整合和断裂复合输导体系在多层系富集。不同潜山油气差异性运聚的特点，决定了不同潜山勘探方向亦有所不同。
2021, 28(1):10-16.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.002
摘要:
下古生界潜山作为济阳坳陷重要的勘探目标，具有良好的油气形成与富集地质条件，相继发现了以桩西潜山、埕岛潜山等为代表的一系列大中型潜山油气田（藏）。目前济阳坳陷下古生界潜山进入高勘探程度阶段，通过潜山油气成藏条件深化认识，取得了一定的发现，实现了下古生界潜山勘探的突破。通过对断层性质、活动时间等与圈闭有效性的分析，认为北东走向、古近纪之后不活动、压扭性质的走滑断层具有一定的封堵性能，为负向构造型、斜坡型潜山勘探指明了方向。基于沟通油源断层走向输导能力的研究，提出超压环境下油气可以沿着断层进行横向输导，激活了没有直接油气来源的潜山块体的勘探局面。通过对烃源灶压力系统和断层纵向输导能力的研究，提出在超压环境、向上输导不利的条件下油气可以沿断层向下倒灌运移，使源下潜山勘探看到了希望。在新认识指导下，通过一系列的钻探，在埕北313、埕北古斜14、桩古65和车古27等潜山先后获得成功，新发现了一系列隐蔽型潜山油藏，打开了济阳坳陷下古生界潜山勘探的新局面。
下古生界潜山作为济阳坳陷重要的勘探目标，具有良好的油气形成与富集地质条件，相继发现了以桩西潜山、埕岛潜山等为代表的一系列大中型潜山油气田（藏）。目前济阳坳陷下古生界潜山进入高勘探程度阶段，通过潜山油气成藏条件深化认识，取得了一定的发现，实现了下古生界潜山勘探的突破。通过对断层性质、活动时间等与圈闭有效性的分析，认为北东走向、古近纪之后不活动、压扭性质的走滑断层具有一定的封堵性能，为负向构造型、斜坡型潜山勘探指明了方向。基于沟通油源断层走向输导能力的研究，提出超压环境下油气可以沿着断层进行横向输导，激活了没有直接油气来源的潜山块体的勘探局面。通过对烃源灶压力系统和断层纵向输导能力的研究，提出在超压环境、向上输导不利的条件下油气可以沿断层向下倒灌运移，使源下潜山勘探看到了希望。在新认识指导下，通过一系列的钻探，在埕北313、埕北古斜14、桩古65和车古27等潜山先后获得成功，新发现了一系列隐蔽型潜山油藏，打开了济阳坳陷下古生界潜山勘探的新局面。
2021, 28(1):17-32.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.003
摘要:
基于岩心、测井、薄片、阴极发光等资料，系统梳理了中东地区X油田Mishrif组生物碎屑灰岩的主要岩石特征、岩相类型以及各岩相差异成岩作用特征与序列、多期白云岩化作用特征与其成因模式，并分析了各成岩作用对储层品质的差异控制。研究结果表明：根据生屑类型与结构特征将X油田Mishrif组生物碎屑灰岩分为12种岩石类型以及5大类岩相类型，其经历溶蚀、胶结、白云岩化、压实以及压溶等多种成岩作用。对比区分各岩相差异成岩作用类型与强度，并着重分析多期次大气淡水胶结、海水胶结作用、地层水胶结作用以及白云岩化作用发育特征与相互次序。研究区生物碎屑灰岩发育早、中、晚3期4种白云岩化作用，通过对不同岩相白云岩化产物特征分析认为，早期第1种白云岩化作用为回流渗透白云岩化作用，早期第2种为混合水白云岩化作用，中期、晚期为埋藏白云岩化作用，并对混合水白云岩化作用成因模式进行探讨。在对储层品质差异控制方面，部分岩相早期生屑颗粒间的胶结作用有助于孔隙的保存，有利于储层品质提高；早期白云岩化作用一般有利于局部渗流能力的增强，晚期白云岩化作用形成的白云石占据储层残余空隙，降低储层品质。
基于岩心、测井、薄片、阴极发光等资料，系统梳理了中东地区X油田Mishrif组生物碎屑灰岩的主要岩石特征、岩相类型以及各岩相差异成岩作用特征与序列、多期白云岩化作用特征与其成因模式，并分析了各成岩作用对储层品质的差异控制。研究结果表明：根据生屑类型与结构特征将X油田Mishrif组生物碎屑灰岩分为12种岩石类型以及5大类岩相类型，其经历溶蚀、胶结、白云岩化、压实以及压溶等多种成岩作用。对比区分各岩相差异成岩作用类型与强度，并着重分析多期次大气淡水胶结、海水胶结作用、地层水胶结作用以及白云岩化作用发育特征与相互次序。研究区生物碎屑灰岩发育早、中、晚3期4种白云岩化作用，通过对不同岩相白云岩化产物特征分析认为，早期第1种白云岩化作用为回流渗透白云岩化作用，早期第2种为混合水白云岩化作用，中期、晚期为埋藏白云岩化作用，并对混合水白云岩化作用成因模式进行探讨。在对储层品质差异控制方面，部分岩相早期生屑颗粒间的胶结作用有助于孔隙的保存，有利于储层品质提高；早期白云岩化作用一般有利于局部渗流能力的增强，晚期白云岩化作用形成的白云石占据储层残余空隙，降低储层品质。
2021, 28(1):33-40.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.004
摘要:
为了明确川西地区雷口坡组成岩流体的期次和来源，在镜下岩石薄片和阴极发光精细观察的基础上，利用成岩矿物流体包裹体与碳、氧和锶同位素等地化资料，综合分析川西地区雷口坡组四段成岩矿物的充填序列，确定成岩流体的期次和来源。研究结果表明，川西地区雷口坡组四段不同粒级充填矿物分为3期，充填序列分别为：第Ⅰ期微-粉晶白云石和方解石、第Ⅱ期细晶白云石和方解石及第Ⅲ期中晶白云石、方解石和嵌晶白云石，3期流体大致分别对应于晚三叠世早—晚期（距今232～214 Ma）、晚三叠世末期—晚侏罗世末期（距今212～145 Ma）、早白垩世—晚白垩世末期（距今142～70 Ma）。雷口坡组四段基质白云石与孔缝充填物的碳、氧和锶同位素组成显示，成岩流体具有正常海相碳酸盐岩的地化特征，并揭示了雷口坡组四段87Sr/86Sr高值是由于蒸发潮坪环境下同生-准同生期毛细管浓缩作用、渗透回流作用以及埋藏期封存海水释放作用的流体侵入造成的。
为了明确川西地区雷口坡组成岩流体的期次和来源，在镜下岩石薄片和阴极发光精细观察的基础上，利用成岩矿物流体包裹体与碳、氧和锶同位素等地化资料，综合分析川西地区雷口坡组四段成岩矿物的充填序列，确定成岩流体的期次和来源。研究结果表明，川西地区雷口坡组四段不同粒级充填矿物分为3期，充填序列分别为：第Ⅰ期微-粉晶白云石和方解石、第Ⅱ期细晶白云石和方解石及第Ⅲ期中晶白云石、方解石和嵌晶白云石，3期流体大致分别对应于晚三叠世早—晚期（距今232～214 Ma）、晚三叠世末期—晚侏罗世末期（距今212～145 Ma）、早白垩世—晚白垩世末期（距今142～70 Ma）。雷口坡组四段基质白云石与孔缝充填物的碳、氧和锶同位素组成显示，成岩流体具有正常海相碳酸盐岩的地化特征，并揭示了雷口坡组四段87Sr/86Sr高值是由于蒸发潮坪环境下同生-准同生期毛细管浓缩作用、渗透回流作用以及埋藏期封存海水释放作用的流体侵入造成的。
2021, 28(1):41-46.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.005
摘要:
塔河油田碳酸盐岩小缝洞具有巨大的勘探开发潜力，但前期相关资料及研究较少。为给本类型碳酸盐岩缝洞勘探开发提供借鉴，从小缝洞概念着手，通过对成像资料及岩心特征进行归纳分析，认为小缝洞型储层分为裂缝型、孔洞型（含小型溶洞）、裂缝-孔洞型（含洞间溶道）3大类。通过对“杂乱弱””和“弱小串珠”2类反射特征进行井震综合标定，认为单井测井解释虽以单个体积小的小缝洞为主，但小缝洞数量多，形成了一个相互连通的小缝洞群，整体规模大。结合塔河油田碳酸盐岩缝洞系统特征及成因演化过程，将小缝洞演化过程划分为幼年期、青年期、壮年期和老年期。其中，裂缝、裂缝伴生孔洞主要形成于幼年期；溶洞间的溶道及小型溶洞主要形成于青年期和壮年期。各种规模溶洞垮塌体残留的小型溶洞、残余洞间溶道主要形成于老年期。
塔河油田碳酸盐岩小缝洞具有巨大的勘探开发潜力，但前期相关资料及研究较少。为给本类型碳酸盐岩缝洞勘探开发提供借鉴，从小缝洞概念着手，通过对成像资料及岩心特征进行归纳分析，认为小缝洞型储层分为裂缝型、孔洞型（含小型溶洞）、裂缝-孔洞型（含洞间溶道）3大类。通过对“杂乱弱””和“弱小串珠”2类反射特征进行井震综合标定，认为单井测井解释虽以单个体积小的小缝洞为主，但小缝洞数量多，形成了一个相互连通的小缝洞群，整体规模大。结合塔河油田碳酸盐岩缝洞系统特征及成因演化过程，将小缝洞演化过程划分为幼年期、青年期、壮年期和老年期。其中，裂缝、裂缝伴生孔洞主要形成于幼年期；溶洞间的溶道及小型溶洞主要形成于青年期和壮年期。各种规模溶洞垮塌体残留的小型溶洞、残余洞间溶道主要形成于老年期。
2021, 28(1):47-56.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.006
摘要:
阿曼盆地发育多套成藏组合，油气资源丰富。前人研究主要集中于盆地内古生界和中生界成藏组合，对新生界成藏组合研究较少。结合区域构造演化、烃源岩分布、埋藏史等资料，以原油组分、岩心、测井和地震等资料为基础，对阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩储层开展研究，分析其储层特征、生烃来源、运移途径、成藏特征，建立成藏模式，探讨其成藏主控因素。结果表明：阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩储层埋藏浅、压实作用弱、孔隙发育，上部Rus组石膏层为其盖层，储盖条件优越；烃源为白垩系Natih组富含有机质的泥灰岩，生烃中心位于工区东部法胡德盐盆内。岩心地球化学分析表明：工区内烃源并未成熟，Umm Er Radhuma组油藏原油是法胡德盐盆烃源生烃后沿断层和不整合面向上、向西运移而来；白垩系顶部不整合面、溶蚀断裂塌陷通道及局部微构造是阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩油气成藏的关键因素，具有断裂沟通、沿不整合面运移、局部微构造控藏的特征。
阿曼盆地发育多套成藏组合，油气资源丰富。前人研究主要集中于盆地内古生界和中生界成藏组合，对新生界成藏组合研究较少。结合区域构造演化、烃源岩分布、埋藏史等资料，以原油组分、岩心、测井和地震等资料为基础，对阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩储层开展研究，分析其储层特征、生烃来源、运移途径、成藏特征，建立成藏模式，探讨其成藏主控因素。结果表明：阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩储层埋藏浅、压实作用弱、孔隙发育，上部Rus组石膏层为其盖层，储盖条件优越；烃源为白垩系Natih组富含有机质的泥灰岩，生烃中心位于工区东部法胡德盐盆内。岩心地球化学分析表明：工区内烃源并未成熟，Umm Er Radhuma组油藏原油是法胡德盐盆烃源生烃后沿断层和不整合面向上、向西运移而来；白垩系顶部不整合面、溶蚀断裂塌陷通道及局部微构造是阿曼盆地北部古近系Umm Er Radhuma组碳酸盐岩油气成藏的关键因素，具有断裂沟通、沿不整合面运移、局部微构造控藏的特征。
2021, 28(1):57-63.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.007
摘要:
精准识别注采井间岩溶孔道是缝洞型油藏治理水窜通道、扩大注水波及，进而实现该类强非均质性油藏均衡驱替的关键问题。以古暗河岩溶缝洞型油藏为研究对象，提出针对该类油藏岩溶孔道的识别方法。通过对比时域模拟器与频域模拟器的模拟结果，验证了频域模拟器的准确性和高效性，得到了岩溶孔道区域内参数变化所反映的地层特征。研究结果表明，应用谐波压力响应分析的方法识别岩溶孔道具有抗干扰、成本低和准确度高的优点。缝洞型油藏内压力传输主要遵循岩溶孔道，不同位置水头响应的振幅和相位存在不同程度的削减和偏移，通过综合分析各位置的水头响应对于谐波信号的振幅削减度和相位偏移度，即可识别测试点所处区域。结果显示，幅度几乎为0的响应，其测试点位于基质中；相位偏移度较低的幅度响应，其测试点位于岩溶孔道中；相位偏移度较高的幅度响应，其测试点位于靠近岩溶孔道的基质中。
精准识别注采井间岩溶孔道是缝洞型油藏治理水窜通道、扩大注水波及，进而实现该类强非均质性油藏均衡驱替的关键问题。以古暗河岩溶缝洞型油藏为研究对象，提出针对该类油藏岩溶孔道的识别方法。通过对比时域模拟器与频域模拟器的模拟结果，验证了频域模拟器的准确性和高效性，得到了岩溶孔道区域内参数变化所反映的地层特征。研究结果表明，应用谐波压力响应分析的方法识别岩溶孔道具有抗干扰、成本低和准确度高的优点。缝洞型油藏内压力传输主要遵循岩溶孔道，不同位置水头响应的振幅和相位存在不同程度的削减和偏移，通过综合分析各位置的水头响应对于谐波信号的振幅削减度和相位偏移度，即可识别测试点所处区域。结果显示，幅度几乎为0的响应，其测试点位于基质中；相位偏移度较低的幅度响应，其测试点位于岩溶孔道中；相位偏移度较高的幅度响应，其测试点位于靠近岩溶孔道的基质中。
2021, 28(1):64-71.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.008
摘要:
缝洞型油藏具有储集空间类型多，孔、缝、溶洞尺寸差异大，宏观上表现为多种流动模式耦合等特征，其储渗条件和开发模式迥异于砂岩油藏。考虑缝洞型油藏储渗介质和流动模式，基于经典流体势理论，建立缝洞型油藏不同储层类型、不同开发阶段的开发流体势理论模型，并阐释流体势数学模型中位能、压能、动能、界面能和黏滞力能的计算方法。在此基础上，应用改进流线法开发缝洞型油藏开发流体势数值模拟程序。塔河油田缝洞型油藏调控效果研究表明，基于流体势计算的调控方法适用于断控岩溶、风化壳岩溶和复合岩溶3类岩溶背景，当水体倍数小于10倍、采液比为4～6时，排液量越大，缝洞型油藏流体势调控效果越好。
缝洞型油藏具有储集空间类型多，孔、缝、溶洞尺寸差异大，宏观上表现为多种流动模式耦合等特征，其储渗条件和开发模式迥异于砂岩油藏。考虑缝洞型油藏储渗介质和流动模式，基于经典流体势理论，建立缝洞型油藏不同储层类型、不同开发阶段的开发流体势理论模型，并阐释流体势数学模型中位能、压能、动能、界面能和黏滞力能的计算方法。在此基础上，应用改进流线法开发缝洞型油藏开发流体势数值模拟程序。塔河油田缝洞型油藏调控效果研究表明，基于流体势计算的调控方法适用于断控岩溶、风化壳岩溶和复合岩溶3类岩溶背景，当水体倍数小于10倍、采液比为4～6时，排液量越大，缝洞型油藏流体势调控效果越好。
2021, 28(1):72-79.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.009
摘要:
阿布扎比X碳酸盐岩油田因异常高温、高盐且非均质性强，导致水驱严重不均，常规的化学堵水调剖和提高采收率技术方法难以适用。采用该油田碳酸盐岩岩心、原油和模拟地层水，选择以新型颗粒型聚合物（SMG）水分散液为驱替相的水驱波及控制技术，开展SMG理化性能、驱油机理和物理模拟实验，对该技术在阿布扎布碳酸盐岩油田的可行性进行室内研究。结果表明：SMG水分散液具有低黏、易注入、易深部运移以及较好滞留能力和封堵性能的特点；其在一定程度上弥补了传统聚合物驱油机理缺陷和矿场应用受限的问题；在油田储层条件下表现出较好的耐温耐盐性能，在长达6个月的异常高温高盐老化后，表现出较好的热稳定性；老化后的SMG仍具有提高水驱波及体积和提高油藏综合采收率的性能，亚毫米级和微米级SMG提高采收率增幅分别为6.70%和5.67%。SMG水 分散液波及控制技术可高效控制储层水驱波及方向、提高水驱波及效率，有望解决阿布扎比地区异常高温高盐碳酸盐岩油田水驱不均的开发问题。
阿布扎比X碳酸盐岩油田因异常高温、高盐且非均质性强，导致水驱严重不均，常规的化学堵水调剖和提高采收率技术方法难以适用。采用该油田碳酸盐岩岩心、原油和模拟地层水，选择以新型颗粒型聚合物（SMG）水分散液为驱替相的水驱波及控制技术，开展SMG理化性能、驱油机理和物理模拟实验，对该技术在阿布扎布碳酸盐岩油田的可行性进行室内研究。结果表明：SMG水分散液具有低黏、易注入、易深部运移以及较好滞留能力和封堵性能的特点；其在一定程度上弥补了传统聚合物驱油机理缺陷和矿场应用受限的问题；在油田储层条件下表现出较好的耐温耐盐性能，在长达6个月的异常高温高盐老化后，表现出较好的热稳定性；老化后的SMG仍具有提高水驱波及体积和提高油藏综合采收率的性能，亚毫米级和微米级SMG提高采收率增幅分别为6.70%和5.67%。SMG水 分散液波及控制技术可高效控制储层水驱波及方向、提高水驱波及效率，有望解决阿布扎比地区异常高温高盐碳酸盐岩油田水驱不均的开发问题。
2021, 28(1):80-87.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.010
摘要:
碳酸盐岩缝洞型油藏由于具有横、纵向非均质性极强的特点，采用常规注采井网开发产量低，经济效益不佳。目前中外学者已经提出了多种适用于该类油藏的开发方式，但仍未提出一套较为系统的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式优选流程。为了更精准地选择碳酸盐岩缝洞型油藏的开发方式，提高该类油藏的采收率和实际经济效益，以A区块为例，运用数值模拟手段，综合分析不同开发方式在不同油藏性质、储层构型上的适用性。结果表明：在中小规模缝洞体密集部位采用水平井可以获得更高产量和经济效益。油藏基质渗透率低时采用小规模的“定点开发”比面积井网更有效；连通缝洞体注水开发比衰竭式开发最终采收率高；单独缝洞单元注水替油或注气吞吐均可成为能量补充的有效方式。最终提出了依次分析缝洞体规模、基质渗透率及缝洞体连通性来优选该类油藏开发方式的思路。
碳酸盐岩缝洞型油藏由于具有横、纵向非均质性极强的特点，采用常规注采井网开发产量低，经济效益不佳。目前中外学者已经提出了多种适用于该类油藏的开发方式，但仍未提出一套较为系统的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式优选流程。为了更精准地选择碳酸盐岩缝洞型油藏的开发方式，提高该类油藏的采收率和实际经济效益，以A区块为例，运用数值模拟手段，综合分析不同开发方式在不同油藏性质、储层构型上的适用性。结果表明：在中小规模缝洞体密集部位采用水平井可以获得更高产量和经济效益。油藏基质渗透率低时采用小规模的“定点开发”比面积井网更有效；连通缝洞体注水开发比衰竭式开发最终采收率高；单独缝洞单元注水替油或注气吞吐均可成为能量补充的有效方式。最终提出了依次分析缝洞体规模、基质渗透率及缝洞体连通性来优选该类油藏开发方式的思路。
2021, 28(1):88-94.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.011
摘要:
酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的关键参数之一，目前碳酸盐岩油藏裂缝酸蚀实验研究多集中在灰岩储层，对白云岩储层的相关研究鲜有报道。灰岩与白云岩储层的酸岩反应特征差异明显，为了对白云岩储层裂缝酸蚀形态和微观反应机理进行研究，以长庆油田取心白云岩储层岩心为例，开展酸蚀裂缝导流能力实验研究，并通过3D激光扫描对比分析灰岩与白云岩岩板酸蚀微观形态。通过短期导流能力实验，分析储层物性、酸液浓度等条件影响下酸蚀裂缝导流能力的变化规律。结果表明，白云岩相对于灰岩而言，其表面反应速度低，酸岩反应速度慢，酸岩反应速度数值相差一个数量级；白云岩酸液刻蚀程度低，溶蚀主要沿节理面进行，高酸液浓度有利于深入酸蚀节理面，从而沟通基质与裂缝；另外高浓度酸液能更为充分地刻蚀酸压裂缝壁面，提高非均匀刻蚀程度，获得更高导流能力的裂缝；通过数值模拟研究发现，酸液交替注入可以有效地提高白云岩岩板的非均匀刻蚀程度，提高酸蚀裂缝导流能力，改善酸压改造效果。
酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的关键参数之一，目前碳酸盐岩油藏裂缝酸蚀实验研究多集中在灰岩储层，对白云岩储层的相关研究鲜有报道。灰岩与白云岩储层的酸岩反应特征差异明显，为了对白云岩储层裂缝酸蚀形态和微观反应机理进行研究，以长庆油田取心白云岩储层岩心为例，开展酸蚀裂缝导流能力实验研究，并通过3D激光扫描对比分析灰岩与白云岩岩板酸蚀微观形态。通过短期导流能力实验，分析储层物性、酸液浓度等条件影响下酸蚀裂缝导流能力的变化规律。结果表明，白云岩相对于灰岩而言，其表面反应速度低，酸岩反应速度慢，酸岩反应速度数值相差一个数量级；白云岩酸液刻蚀程度低，溶蚀主要沿节理面进行，高酸液浓度有利于深入酸蚀节理面，从而沟通基质与裂缝；另外高浓度酸液能更为充分地刻蚀酸压裂缝壁面，提高非均匀刻蚀程度，获得更高导流能力的裂缝；通过数值模拟研究发现，酸液交替注入可以有效地提高白云岩岩板的非均匀刻蚀程度，提高酸蚀裂缝导流能力，改善酸压改造效果。
2021, 28(1):95-105.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.012
摘要:
鄂尔多斯盆地油气资源丰富，延长组七段（长七段）发育的优质烃源岩是该盆地页岩气的重点勘探层系。前期对盆地东南部长七段页岩发育特征缺乏系统分析，不能准确反映研究区页岩气勘探潜力。为此，以鄂尔多斯盆地东南部长七段页岩为研究对象，在页岩发育特征研究的基础上，综合采用岩相法和五项指标法，从页岩的生气潜力、储气潜力和开发潜力3个方面进行评价。岩相法用于评价储气潜力，通过页岩的总有机碳含量、脆性矿物（石英、长石和碳酸盐等）含量和黏土矿物相对含量，将长七段页岩划分为四大类，其中深色富有机质脆性页岩的开发潜力最高。五项指标法通过选用不同的五项指标组合，对生气潜力和开发潜力进行评价；其中，生气潜力评价指标为吸附气比例、有机质转化率、气体干燥系数、总有机碳含量和镜质组反射率；选取页岩的厚度、脆性矿物含量、地层压力系数、总有机碳含量和镜质组反射率五项指标分析页岩的开发潜力。综合2种方法获得的分析结果，优选出N3，N5，N6，N7和N10为研究区长七段页岩最有利的5个高勘探潜力层段。
鄂尔多斯盆地油气资源丰富，延长组七段（长七段）发育的优质烃源岩是该盆地页岩气的重点勘探层系。前期对盆地东南部长七段页岩发育特征缺乏系统分析，不能准确反映研究区页岩气勘探潜力。为此，以鄂尔多斯盆地东南部长七段页岩为研究对象，在页岩发育特征研究的基础上，综合采用岩相法和五项指标法，从页岩的生气潜力、储气潜力和开发潜力3个方面进行评价。岩相法用于评价储气潜力，通过页岩的总有机碳含量、脆性矿物（石英、长石和碳酸盐等）含量和黏土矿物相对含量，将长七段页岩划分为四大类，其中深色富有机质脆性页岩的开发潜力最高。五项指标法通过选用不同的五项指标组合，对生气潜力和开发潜力进行评价；其中，生气潜力评价指标为吸附气比例、有机质转化率、气体干燥系数、总有机碳含量和镜质组反射率；选取页岩的厚度、脆性矿物含量、地层压力系数、总有机碳含量和镜质组反射率五项指标分析页岩的开发潜力。综合2种方法获得的分析结果，优选出N3，N5，N6，N7和N10为研究区长七段页岩最有利的5个高勘探潜力层段。
2021, 28(1):106-114.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.013
摘要:
微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素，渗流特征是微观孔隙结构的外在表现。借助高压压汞测试技术，获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数，分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度。基于稳定流法，建立页岩油单相渗流曲线，分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响。研究结果表明，济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有强非均质性特征，孔喉以亚微米-纳米级为主，纳米级孔喉连通的孔隙体积占比最大，参与渗流的主要为微米级孔喉（层理缝）和亚微米级孔喉。亚微米-纳米级孔喉是页岩油储层产生非线性渗流和启动压力梯度的主要原因，启动压力梯度随着流度的减小而增大，二者之间呈幂函数关系。建立页岩油储层极限泄油半径预测公式，可根据储层渗透率、地层原油黏度预测一定生产压差下页岩油可流动的最远距离，为井距设计或压裂裂缝间距优化提供参数依据。
微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素，渗流特征是微观孔隙结构的外在表现。借助高压压汞测试技术，获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数，分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度。基于稳定流法，建立页岩油单相渗流曲线，分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响。研究结果表明，济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有强非均质性特征，孔喉以亚微米-纳米级为主，纳米级孔喉连通的孔隙体积占比最大，参与渗流的主要为微米级孔喉（层理缝）和亚微米级孔喉。亚微米-纳米级孔喉是页岩油储层产生非线性渗流和启动压力梯度的主要原因，启动压力梯度随着流度的减小而增大，二者之间呈幂函数关系。建立页岩油储层极限泄油半径预测公式，可根据储层渗透率、地层原油黏度预测一定生产压差下页岩油可流动的最远距离，为井距设计或压裂裂缝间距优化提供参数依据。
2021, 28(1):115-124.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.014
摘要:
在野外地质露头剖面测量和样品采集的基础上，通过铸体薄片鉴定、阴极发光、X射线衍射、扫描电镜、总有机碳含量和镜质组反射率等地球化学分析，结合区域地质背景和前人研究成果，探讨黔西北燕子口地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组泥页岩储层特征。结果表明：①研究区五峰组—龙马溪组主要沉积浅水—深水陆棚相的粉砂质页岩、云灰质页岩、泥质粉砂岩，烃源岩主要为五峰组以及龙马溪组下部黑色炭质/硅质页岩。②矿物组成主要由黏土矿物（22%~51%）、石英（21%~41%）和碳酸盐矿物（10%~35%）构成，含少量的黄铁矿和石膏，其中黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主，总体具有脆性矿物含量高（平均值为59.4%），非均质性强，纵向变化大的特征。③储集空间主要为层间裂缝及溶蚀孔、顺层缝隙，尤以碳酸盐和长石溶蚀现象较明显，有机质孔不发育。④五峰组—龙马溪组总有机碳含量大于1%的中等以上的有效烃源岩的厚度约为20 m。⑤等效镜质组反射率约为2.5%，热演化程度高，处于过成熟的干气阶段，尚具备一定的生烃能力。
在野外地质露头剖面测量和样品采集的基础上，通过铸体薄片鉴定、阴极发光、X射线衍射、扫描电镜、总有机碳含量和镜质组反射率等地球化学分析，结合区域地质背景和前人研究成果，探讨黔西北燕子口地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组泥页岩储层特征。结果表明：①研究区五峰组—龙马溪组主要沉积浅水—深水陆棚相的粉砂质页岩、云灰质页岩、泥质粉砂岩，烃源岩主要为五峰组以及龙马溪组下部黑色炭质/硅质页岩。②矿物组成主要由黏土矿物（22%~51%）、石英（21%~41%）和碳酸盐矿物（10%~35%）构成，含少量的黄铁矿和石膏，其中黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主，总体具有脆性矿物含量高（平均值为59.4%），非均质性强，纵向变化大的特征。③储集空间主要为层间裂缝及溶蚀孔、顺层缝隙，尤以碳酸盐和长石溶蚀现象较明显，有机质孔不发育。④五峰组—龙马溪组总有机碳含量大于1%的中等以上的有效烃源岩的厚度约为20 m。⑤等效镜质组反射率约为2.5%，热演化程度高，处于过成熟的干气阶段，尚具备一定的生烃能力。
2021, 28(1):125-131.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.015
摘要:
为研究黔西-滇东地区煤岩变质程度控制下的煤岩吸附-解吸特征，基于83块煤岩样品的甲烷等温吸附曲线系统分析，建立煤岩吸附-解吸特征参数与煤岩变质程度之间的数学统计模型，并探讨其对多煤层合采产层组合优化的指示意义。研究结果表明：随着煤级的增高，煤岩趋于致密化，微小孔的比表面积大幅增加，对甲烷的吸附能力也显著增强；解吸关键压力节点（启动压力、转折压力、敏感压力）及各解吸阶段（低效解吸阶段、缓慢解吸阶段、快速解吸阶段、敏感解吸阶段）覆盖压差也随之增大。当镜质组反射率大于3.0%时，煤岩储渗空间及吸附-解吸特征参数开始趋于稳定。研究区煤岩变质程度的差异分布和叠置压力系统的空间分异，进一步导致不同煤层解吸产气过程的复杂化。从多层合采的角度而言，在煤层暴露之前，确保产层实现较高的解吸效率，才能保证合采产能和 分层贡献，并据此划分出产层组合评价的七类约束条件，进而用于指导多层合采方案的设计。
为研究黔西-滇东地区煤岩变质程度控制下的煤岩吸附-解吸特征，基于83块煤岩样品的甲烷等温吸附曲线系统分析，建立煤岩吸附-解吸特征参数与煤岩变质程度之间的数学统计模型，并探讨其对多煤层合采产层组合优化的指示意义。研究结果表明：随着煤级的增高，煤岩趋于致密化，微小孔的比表面积大幅增加，对甲烷的吸附能力也显著增强；解吸关键压力节点（启动压力、转折压力、敏感压力）及各解吸阶段（低效解吸阶段、缓慢解吸阶段、快速解吸阶段、敏感解吸阶段）覆盖压差也随之增大。当镜质组反射率大于3.0%时，煤岩储渗空间及吸附-解吸特征参数开始趋于稳定。研究区煤岩变质程度的差异分布和叠置压力系统的空间分异，进一步导致不同煤层解吸产气过程的复杂化。从多层合采的角度而言，在煤层暴露之前，确保产层实现较高的解吸效率，才能保证合采产能和 分层贡献，并据此划分出产层组合评价的七类约束条件，进而用于指导多层合采方案的设计。
2021, 28(1):132-136.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.016
摘要:
随着中国页岩气工业的发展和大量页岩气井的投产，如何有效地预测页岩气井的产量和可采储量已成为油气藏工程的重要课题，也是页岩气资源的生产和管理部门极为关心的问题。由于页岩气是以吸附状态和自由状态分别储存于超致密页岩基质和次生裂缝系统中，而页岩气井在钻井、完井、测井和压裂过程中受到泥浆的多次污染。因此，投产后的页岩气井表现出明显的独立性、差异性和复杂性。再者，由于页岩气井以降压解吸和能量消耗式开采，具有投产即进入递减的特征，因此，产量递减法已成为首选的评价方法。基于陈元千等提出的广义单峰周期预测模型，经简化后得到预测页岩气井产量和可采储量的泛指数递减模型。该模型的递减指数m 为0～1。当m=1时为著名的指数递减模型；当m=0.5时可得具有实用价值的0.5型泛指数递减模型。对于具体的非常规气井，在实际预测中，需要利用生产数据通过线性迭代试差法，确定a 和c 及m 值。根据美国宾州Marcellus页岩气藏两口页岩气井生产数据，利用泛指数递减模型，对页岩气井的产量和可采储量进行预测。结果表明，建立的泛指数递减模型是实用有效的。
随着中国页岩气工业的发展和大量页岩气井的投产，如何有效地预测页岩气井的产量和可采储量已成为油气藏工程的重要课题，也是页岩气资源的生产和管理部门极为关心的问题。由于页岩气是以吸附状态和自由状态分别储存于超致密页岩基质和次生裂缝系统中，而页岩气井在钻井、完井、测井和压裂过程中受到泥浆的多次污染。因此，投产后的页岩气井表现出明显的独立性、差异性和复杂性。再者，由于页岩气井以降压解吸和能量消耗式开采，具有投产即进入递减的特征，因此，产量递减法已成为首选的评价方法。基于陈元千等提出的广义单峰周期预测模型，经简化后得到预测页岩气井产量和可采储量的泛指数递减模型。该模型的递减指数m 为0～1。当m=1时为著名的指数递减模型；当m=0.5时可得具有实用价值的0.5型泛指数递减模型。对于具体的非常规气井，在实际预测中，需要利用生产数据通过线性迭代试差法，确定a 和c 及m 值。根据美国宾州Marcellus页岩气藏两口页岩气井生产数据，利用泛指数递减模型，对页岩气井的产量和可采储量进行预测。结果表明，建立的泛指数递减模型是实用有效的。
2021, 28(1):137-143.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.017
摘要:
CO2-原油混相带的运移规律对混相驱效果具有重要影响，目前尚未形成系统的认识。通过组分数值模拟和数学推导，研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响。结果表明：混相带前缘突破前，前缘和后缘波及系数、无因次面积线性增大，无因次宽度达到峰值0.14后逐渐减小，而前缘和后缘指进系数增大速度越来越快；混相带前缘突破时，无因次面积达到最大约0.22；混相带后缘突破后，前缘和后缘波及系数上升速度大幅度下降，无因次面积、无因次宽度、指进系数逐渐减小后趋于稳定；混相带前缘突破前和后缘突破后，洗油效率和膨胀系数分别保持为常数，波及系数增大是影响开发效果的根本因素，可采取焖井、水气交替、耦合注采、封堵主流线区域等措施扩大波及系数。
CO2-原油混相带的运移规律对混相驱效果具有重要影响，目前尚未形成系统的认识。通过组分数值模拟和数学推导，研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响。结果表明：混相带前缘突破前，前缘和后缘波及系数、无因次面积线性增大，无因次宽度达到峰值0.14后逐渐减小，而前缘和后缘指进系数增大速度越来越快；混相带前缘突破时，无因次面积达到最大约0.22；混相带后缘突破后，前缘和后缘波及系数上升速度大幅度下降，无因次面积、无因次宽度、指进系数逐渐减小后趋于稳定；混相带前缘突破前和后缘突破后，洗油效率和膨胀系数分别保持为常数，波及系数增大是影响开发效果的根本因素，可采取焖井、水气交替、耦合注采、封堵主流线区域等措施扩大波及系数。
2021, 28(1):144-150.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2021.01.018
摘要:
水力压裂过程中，脉冲注入含纤维的支撑剂团可以有效保持其在裂缝输送沉降过程中的完整性，从而形成柱状支撑裂缝。通过实验再现了纤维支撑剂团静态沉降过程中的完整性，将压裂液-纤维-支撑剂三相混合物处理为单相流体，通过修正液相的流变性获得混合物的物性，考虑纤维支撑剂团在静态沉降过程中所受的重力、浮力、壁面摩擦力和绕流阻力，建立其沉降速度计算公式及数值计算迭代算法。对比实验中纤维支撑剂团沉降速度发现，所建模型预测结果与实验结果符合度较高。通过支撑剂密度、支撑剂体积分数、纤维支撑剂团直径和裂缝宽度等因素对纤维支撑剂团沉降速度的影响发现：随着支撑剂密度、支撑剂体积分数和裂缝宽度的增大，纤维支撑剂团沉降速度随之增大；纤维支撑剂团直径对其沉降速度影响较小。
水力压裂过程中，脉冲注入含纤维的支撑剂团可以有效保持其在裂缝输送沉降过程中的完整性，从而形成柱状支撑裂缝。通过实验再现了纤维支撑剂团静态沉降过程中的完整性，将压裂液-纤维-支撑剂三相混合物处理为单相流体，通过修正液相的流变性获得混合物的物性，考虑纤维支撑剂团在静态沉降过程中所受的重力、浮力、壁面摩擦力和绕流阻力，建立其沉降速度计算公式及数值计算迭代算法。对比实验中纤维支撑剂团沉降速度发现，所建模型预测结果与实验结果符合度较高。通过支撑剂密度、支撑剂体积分数、纤维支撑剂团直径和裂缝宽度等因素对纤维支撑剂团沉降速度的影响发现：随着支撑剂密度、支撑剂体积分数和裂缝宽度的增大，纤维支撑剂团沉降速度随之增大；纤维支撑剂团直径对其沉降速度影响较小。
在线投稿
在线审稿
编辑管理
读者登录
快速检索
友情链接
