2024年 36卷 6 期 封面目录

2024, Vol.36(6): 0–0    摘要 ( 69 )    PDF (6706 KB) ( 68 )

天然氢气规模生成的成因类型与成藏特点

尹路, 李博, 齐雯, 孙东, 乐幸福, 马慧

2024, Vol.36(6): 1–11    摘要 ( 200 )    PDF (10122 KB) ( 304 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240601

目前对全球天然氢气资源的估量十分巨大，寻找天然氢气的规模聚集区有赖于对其形成机理和富集规律的不断认识。通过对国内外典型天然氢气显示的数据统计，系统总结了全球天然氢气规模聚集的成因类型、并分析了天然氢气藏的分布和成藏特征。研究结果表明：①天然氢气的成因复杂多样，主要包括水岩反应、地幔脱氢、水的辐解、岩石破碎、有机质热解以及微生物作用等，其中，水岩反应生氢和地幔脱气生氢在自然界中普遍发生，在各种地质环境中广泛存在，且其生氢速率高、生氢量大，因此是天然氢气规模生成最重要的2种成因类型。②天然氢气藏的赋存环境集中体现于三大地质背景中：板块俯冲带、前寒武纪富铁地层发育区以及裂谷构造系统。③天然氢气藏的盖层条件受多个因素的影响，不仅要考虑盖层本身的封盖能力，还要考虑由于氢活跃的物理化学性质导致盖层机械性能发生的变化，影响其脆性-韧性行为形成新的裂缝而产生氢气的逃逸。④地下微生物利用氢气进行代谢活动、中深层的加氢生烃作用等耗烃作用不利于氢气规模聚集，因此在寻找天然氢气生成有利区时，应该避开氢被大量消耗的区域。⑤天然氢气的生成时间尺度短和易扩散性等因素，使得天然氢气成藏表现出动态成藏的特征，只要氢生成与散失始终处于一种动态平衡，就能够富集成藏。地下水是水岩反应生氢的必要条件，国外发现的很多天然氢气藏都分布在地下水循环较好的地区。

基于斑马算法优化支持向量回归机模型预测页岩地层压力

赵军, 李勇, 文晓峰, 徐文远, 焦世祥

2024, Vol.36(6): 12–22    摘要 ( 103 )    PDF (3003 KB) ( 191 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240602

针对陇东地区三叠系延长组7段（长7段）页岩孔隙结构复杂、非均质性强、地层压力预测精度较低等问题，提出了一种基于斑马算法优化支持向量回归机（ZOA-SVR）模型预测地层压力的方法，并在实际钻井中进行了应用，将预测结果与基于机器算法的模型和常规地层压力预测方法结果进行了对比。研究结果表明：①ZOA-SVR模型以实测地层压力数据为目标变量，优选与陇东地区长7段页岩地层压力数据关联度达到0.70以上的深度、声波时差、密度、补偿中子、自然伽马、深侧向电阻率、泥质含量等7个参数作为输入特征参数，设置训练样本数为40，交叉验证折数为5，初始化斑马种群数量为10，最大迭代次数为70，对惩罚因子和核参数进行优化并建模，参数优化后拟合优度指标R2达到0.942，模型预测的地层压力数据在训练集和测试集上的绝对误差均低于1 MPa，预测测试集地层压力数据与实测压力数据的平均相对误差为2.42%。②ZOA-SVR模型在研究区长7段地层压力预测中优势明显，比基于粒子群优化算法、灰狼算法和蚁群算法的模型具有更好的参数调节及优化能力，R2分别提高了0.209，0.327，0.142；比等效深度法、Eaton法、有效应力法预测的地层压力精度更高，相对误差分别降低了32.53%，15.31%，5.91%。③ZOA-SVR模型在实际钻井中的应用结果显示，研究区长7段地层压力在垂向上分布较稳定，泥页岩段的地层压力高于砂岩段，地层压力系数主要为0.80～0.90，整体上属于异常低压环境，与实际地层情况相符。

准噶尔盆地白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩气“甜点”储层智能综合预测技术

李道清, 陈永波, 杨东, 李啸, 苏航, 周俊峰, 仇庭聪, 石小茜

2024, Vol.36(6): 23–35    摘要 ( 137 )    PDF (19211 KB) ( 201 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240603

为了解决准噶尔盆地白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩厚度小、气源断裂垂向断距小导致的地震资料信噪比低及煤岩气“甜点”储层预测难度大的问题，提出了“五步法”逐级控制的测井-地质-地震一体化智能综合预测方法。研究结果表明：①“五步法”是利用构造保边去噪和谐波高频恢复处理技术提高叠前CRP道集的信噪比和分辨率；通过调谐厚度法和分频智能反演法相结合定量预测煤岩厚度分布；利用深度学习智能断裂检测技术预测气源断裂展布特征；基于煤岩流体替换对不同含气饱和度时的AVO特征进行分析，通过含气饱和度预测含气分布范围；采用叠合分析法预测“甜点”储层，即位于断鼻（或断块）、煤岩厚度大，存在气源断裂及含气饱和度高于50%的叠合部位。②研究区“甜点”主要分布在北部走滑断裂的南北两侧断鼻或断块圈闭中，共发育31个煤岩气“甜点”区，累计面积达231.9 km2，其中走滑断裂北侧的5个“甜点”储层勘探潜力更大。③依据“五步法”部署的预探井与实钻井考核指标的吻合率达92%；对部署的水平井井轨迹进行了优化设计和动态监控，提高了单井产能。

巨厚膏盐岩形变机制解析及其对油气成藏的影响——以阿姆河右岸东部阿盖雷地区侏罗系为例

张培军, 谢明贤, 罗敏, 张良杰, 陈仁金, 张文起, 乐幸福, 雷明

2024, Vol.36(6): 36–44    摘要 ( 111 )    PDF (34485 KB) ( 198 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240604

阿姆河右岸侏罗系钦莫利阶发育巨厚膏盐岩，其对油气富集成藏具有重要影响。综合利用钻井岩心测试资料和地震资料，通过剖面地质形态分析与地震分频属性刻画，对阿姆河右岸东部阿盖雷地区侏罗系与膏岩层相关的典型构造样式进行了识别，并解析了其形变机制，恢复了关键成藏期的古构造，探讨了不同时期构造运动对油气运聚成藏的控制作用。研究结果表明：①阿盖雷地区侏罗系上盐层上部及上覆地层发育滑脱褶皱，下部发育少量大型盐枕构造，中石膏—下盐层—下石膏层整体变形程度较低，下盐层内发育3种形态小型盐枕构造及盐缩颈，盐枕构造间可识别典型礁/丘滩体。②研究区构造挤压应力和重力滑脱作用是形成膏盐岩形变的主要动力，考虑“2期主要构造运动、先存地貌/构造、多层差异化变形塑性地层、纵横向复合叠加变形”4项关键因素建立了多层叠覆型复杂构造变形模式。③采用基于盐层流动增厚量回填的厚度图法恢复了研究区上盐层沉积前、早白垩世末生烃高峰期的古构造，综合生排烃史、构造发育史、气井产量，明确了基于膏盐岩形变恢复的古构造是天然气富集高产的重要因素，具有“天然气持续充注、多期动态成藏”的演化特征，古、今构造继承性发育区为天然气富集的最有利区。

准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气成藏条件及勘探方向

余琪祥, 罗宇, 段铁军, 李勇, 宋在超, 韦庆亮

2024, Vol.36(6): 45–55    摘要 ( 98 )    PDF (14530 KB) ( 150 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240605

为了明确准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气勘探方向，开展了煤层连井对比、井-震标定和地震资料解释以及煤层测、录井资料分析。研究结果表明：①准噶尔盆地侏罗系西山窑组和八道湾组煤层发育，厚度较大，分布稳定，其中西山窑组发育2～3层煤层，累计最大厚度为20 m，八道湾组发育2～4层煤层，累计最大厚度为29 m。煤岩含气性好，录井气测异常明显。②环东道海子凹陷内中下侏罗统煤系烃源岩为中等—好烃源岩，Ro为0.6%～0.8%，处于低成熟—成熟阶段，具有较好的生气能力；天然气碳同位素分析结果显示，煤层气亦可来源于深部高成熟腐殖型有机质。③研究区西山窑组煤岩为中—低孔、低渗储层，孔隙度为7.0%～20.8%，渗透率为0.32～8.67 mD；八道湾组煤岩为低孔、中—低渗储层，孔隙度为5.6%～7.8%，渗透率为2.30～13.83 mD；煤层夹于泥岩之间且煤层之上区域性泥岩盖层分布广泛，封盖保存条件好。④研究区存在凹陷区源内煤层气富集成藏和凸起区深部外源气富集成藏等2种模式。环东道海子凹陷煤层气勘探潜力较大，特别是凹陷北东方向斜坡区和凹陷北部斜坡—滴南凸起区。

射线域弹性阻抗反演在阿姆河右岸碳酸盐岩气藏储层预测中的应用

张天择, 王红军, 张良杰, 张文起, 谢明贤, 雷明, 郭强, 张雪锐

2024, Vol.36(6): 56–65    摘要 ( 96 )    PDF (16075 KB) ( 154 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240606

阿姆河右岸阿盖雷气田中上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储层勘探难度大、地震反射能量弱、地震资料信噪比低。以储层特征及岩石物理分析为基础，通过叠前道集优化处理、井-震联合低频阻抗建模以及叠前射线域弹性阻抗反演方法，对该地区含气储层进行了预测。研究结果表明：①阿盖雷气田中上侏罗统卡洛夫—牛津阶储层主要为台地前缘缓坡相碳酸盐岩，岩性主要为砂屑灰岩和生屑灰岩，储集空间以孔隙-裂缝型为主，具有低孔、低渗和非均质性强的特征；有效含气储层主要表现为低纵波阻抗、低剪切模量、低体积模量特征，剪切模量对含气储层的敏感程度最高。②通过预测剔除去噪，奇异值分解去噪和谱平衡能量补偿手段对叠前道集进行处理可以有效去除异常振幅等高频及随机噪音，提升有效信号强度并增强远偏移距AVO特征；井-震联合建模方法通过引入低频层速度解决因地震数据低频信息缺失而造成的反演多解性问题，提高了反演精度的同时有效表征了储层横向变化；叠前射线域弹性阻抗反演方法在研究区应用效果好，纵、横波阻抗反演体在纵、横向上均表现出较高的分辨能力，预测的含气储层厚度与测井解释的成果吻合度达85%以上，反演体显示气层的横向连续性较差，符合缓坡滩沉积特征。③研究区碳酸盐岩储层具有良好的勘探开发潜力，东部和西南部的未钻区域有多处明显的含气显示；上部Gap—XVhp段含气显示更好。

松辽盆地北部中央古隆起基岩气藏形成条件与有利勘探区

冉逸轩, 王健, 张熠

2024, Vol.36(6): 66–76    摘要 ( 89 )    PDF (7010 KB) ( 131 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240607

为寻找松辽盆地中央古隆起基岩天然气富集区，分析了其天然气成因和有利成藏条件，优选了基岩气藏有利勘探区块。研究结果表明：①松辽盆地北部中央古隆起天然气组分和成因与徐家围子断陷类似，均是以甲烷为主的高—过成熟的煤型气，显示基岩气藏气源主要来自古隆起东侧徐家围子断陷。②优质烃源岩、有利储层、立体输导通道和优良盖层等有利条件耦合是形成基岩气藏的关键，沙河子组烃源岩泥岩和煤岩TOC平均分别为4.33%和32.56%，处于高过成熟阶段，宋站和徐西等生烃洼槽生烃强度普遍大于180×108 m3/km2，是基岩重要的气源；受风化和破裂作用影响，基岩顶、底形成的风化壳孔缝层、内幕裂缝层等有利储层孔隙度分别为4.3%和1.3%，渗透率分别为0.45 mD和6.3 mD；风化壳、断层和裂缝耦合形成“S”型、“T”型和“断缝体”型输导通道，促进了天然气的侧向运移；登娄库组泥岩厚度大、突破压力高，且其形成时间早于天然气大规模运移和充注成藏期，使得基岩气藏得以保存。③中央古隆起带可分为3个有利勘探区，北部汪家屯凸起和昌德凸起主要为风化壳气藏，发育“S”型、“T”型输导通道，气藏受输导通道和保存条件联合控制，南部肇州凸起则以基岩内幕气藏为主，发育“断缝体”型输导通道，气藏受储层厚度、物性和圈闭影响明显。

鄂尔多斯盆地南部旬宜地区古生界天然气成藏条件及主控因素

关蕴文, 苏思羽, 蒲仁海, 王启超, 闫肃杰, 张仲培, 陈硕, 梁东歌

2024, Vol.36(6): 77–88    摘要 ( 142 )    PDF (68358 KB) ( 187 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240608

鄂尔多斯盆地南部古生界勘探开发前景广阔，但勘探成效不理想。基于最新钻井岩心分析测试资料、测井资料、二维/三维地震资料等，对旬宜古生界气源条件、储层质量、源储配置、断裂输导性等4个方面分别进行了评价。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地南部旬宜地区发育太原组—山西组黑色煤岩、黑色炭质泥岩、深灰色、灰色泥岩等潜在烃源岩类型，有机质类型均为Ⅲ型，Ro为1.8%～2.5%，热演化程度较高，黑色煤岩、黑色炭质泥岩品质要高于深灰色、灰色泥岩，具有较好的生烃潜力。②研究区储层均为超低孔、超低渗储层，上古生界山西组和下石盒子组盒1段为碎屑岩储层，杂砂岩占比79%，杂基平均体积分数为29%，孔隙类型以粒间孔和次生溶孔为主，面孔率小于3%。盒1段为强胶结—弱溶蚀相，山西组为强压实—杂基强充填相。下古生界马家沟组碳酸盐岩优质储层岩性为砂屑云岩，储集空间以溶蚀孔、晶间孔和裂缝为主。③古生界源储配置关系包括下生上储、上生下储及旁生侧储，其中下古生界马家沟组主要为旁生侧储。研究区3期断裂分别发育于古生代、三叠纪、晚侏罗纪，其中晚侏罗纪的活动断裂具有良好的流体纵向输导作用。④下古生界天然气藏受控于前石炭纪古地貌，剥蚀厚度大的古洼槽东侧毗邻区是下古生界油气聚集的有利区带；上古生界气藏受控于有效输导体系，研究区北部储层物性差且缺乏开启性通源断裂是上古生界勘探失利的主要原因。

吐哈盆地胜北洼陷中下侏罗统水西沟群天文旋回地层划分

苟红光, 林潼, 房强, 张华, 李山, 程祎, 尤帆

2024, Vol.36(6): 89–97    摘要 ( 104 )    PDF (5267 KB) ( 123 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240609

根据自然伽马测井数据，对吐哈盆地胜北洼陷沁探1井中下侏罗统水西沟群开展旋回地层学分析和沉积噪声模拟，并利用识别出的地层中的米兰科维奇旋回信号来研究地球轨道周期对湖平面变化的驱动作用，进而进行天文旋回地层划分。研究结果表明：①吐哈盆地胜北洼陷中下侏罗统水西沟群在自然伽马曲线中可识别出12.8～51.1 m，3.0～11.9 m，1.1～3.6 m和1.3～2.4 m的沉积旋回，比例关系为21.0∶5.0∶1.5∶1.0。根据天文调谐与相关系数估算出水西沟群沉积速率为3.3～11.7 cm·ka-1。②天文调谐后的时间域序列显示水西沟群长偏心率周期为405 ka、短偏心率周期为99～131 ka、斜率周期为32.6～35.0 ka、岁差周期为20.0～24.8 ka，证明吐哈盆地中下侏罗统沉积过程受到米兰科维奇旋回控制。沁探1井八道湾组（未钻穿）、三工河组和西山窑组的持续时间分别为3.0±0.1 Ma，4.1±0.1 Ma和9.0±0.1 Ma。③地球轨道旋回对陆相湖盆的湖平面升降具有明显的驱动作用，沁探1井水西沟群的沉积噪声模拟证明了～1.5 Ma超长周期可控制台北凹陷早—中侏罗世湖平面的变化。

四川盆地公山庙西地区侏罗系大安寨段致密油储层特征及高产主控因素

闫雪莹, 桑琴, 蒋裕强, 方锐, 周亚东, 刘雪, 李顺, 袁永亮

2024, Vol.36(6): 98–109    摘要 ( 116 )    PDF (57590 KB) ( 173 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240610

在致密灰岩储层特征认识的基础上，利用薄片鉴定、测井响应、叠前地震波形指示反演（SMI）等方法对四川盆地公山庙西地区大安寨段致密灰岩储层特征及高产主控因素展开了详细研究。研究结果表明：①四川盆地公山庙西地区大安寨段灰岩储层可分为厚层型和薄层型2种类型。灰岩储层平均孔隙度为1.2%，平均渗透率为0.05 mD，为特低孔、低渗储层，储集空间主要为次生溶孔和微裂缝；②根据断层规模、断穿层位及平面上的断距，将研究区断层分为一级、二级和三级，其中大安寨段主要受一级和二级断层影响，与断层伴生的裂缝体系有效改善了储层物性；③研究区有利相带控制了油气的分布，断储配置关系控制了油藏的产能，可分为“薄层灰岩+一级断缝”与“厚层灰岩+一级/二级断缝”2种高产模式。

玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩地球化学特征及页岩油“甜点”评价

白玉彬, 李梦瑶, 朱涛, 赵靖舟, 任海姣, 吴伟涛, 吴和源

2024, Vol.36(6): 110–121    摘要 ( 142 )    PDF (6349 KB) ( 126 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240611

通过岩石薄片、总有机碳（TOC）、岩石热解、氯仿沥青“A”、镜质体反射率（Ro）等多种岩石学及有机地球化学分析资料，对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩特征进行了评价，并建立了页岩油“甜点”评价标准，以典型井为例系统刻画了研究区“甜点”的分布特征。研究结果表明：①玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩矿物组成主要为石英、长石和白云石，其次为方解石和黏土矿物，岩石类型包括灰质泥岩、砂质泥岩、云质泥岩与泥岩。②不同岩性烃源岩的有机质丰度存在一定的差异，TOC平均为0.75%；有机质类型以生油Ⅱ型为主，其次为Ⅰ型和少量的Ⅲ型；处于低成熟—成熟演化阶段，以中等—极好烃源岩为主。③优选TOC、氯仿沥青“A”、游离烃S1和Ro作为页岩油“甜点”评价参数，将其划分为富集、中等富集、低效与无效共4种资源类型。④典型井玛页1井的页岩油“甜点”评价结果显示，高TOC、高氯仿沥青“A”和S1、高油饱指数（OSI）的层段页岩油勘探潜力最好；相对贫有机质、S1较高的层段，页岩油也具有一定的勘探潜力。

松辽盆地德惠断陷白垩系烃源岩特征及其控藏作用

屈卫华, 田野, 董常春, 郭小波, 李立立, 林斯雅, 薛松, 杨世和

2024, Vol.36(6): 122–134    摘要 ( 97 )    PDF (5824 KB) ( 125 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240612

基于烃源岩、天然气、储层流体包裹体等实验分析，系统研究了松辽盆地德惠断陷白垩系烃源岩地球化学特征、发育环境、天然气成因与来源、油气成藏期次以及烃源岩的控藏作用等。研究结果表明：①德惠断陷白垩系烃源岩TOC普遍大于1%，有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ型样品主要分布在农安南洼陷，总体处于成熟—高成熟的大量生气阶段；火石岭组与营城组烃源岩形成于还原—弱还原、水体盐度较高的沉积环境，农安南洼陷火石岭组烃源岩中浮游生物、藻类等低等生源贡献较大，生油能力更强。②白垩系天然气组成差异大，烷烃气体积分数为2.0%～98.5%，CO2体积分数为0.1%～96.5%；天然气主要为煤成气，受不同期次天然气充注影响，部分气样呈碳同位素倒转特征；郭家、华家与农安南洼陷的油气源岩以火石岭组为主；鲍家洼陷的天然气可能主要来自营城组；CO2主要为无机成因，随埋深增大，碳酸盐胶结物碳同位素组成表现为正偏移，指示深部存在钻遇高无机CO2气层的风险。③农安南洼陷的烃源岩正处于大量生油阶段，由南部至北部，烃源岩热演化程度逐渐增高，控制了“南油北气”的相态分布，也控制了油气成藏期次；工业油气流井主要分布在烃源岩厚度较大地区及附近，烃源岩的分布控制了油气藏的分布。

二连盆地阿南凹陷白垩系凝灰岩类储层特征及有利区分布

肖博雅

2024, Vol.36(6): 135–148    摘要 ( 80 )    PDF (11631 KB) ( 130 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240613

阿南凹陷白垩系腾一下亚段凝灰岩类储层是近年来二连盆地致密油勘探的重点领域。通过岩心观察、薄片鉴定、储层物性分析及X-衍射分析等，采用高压压汞、氮气吸附、场发射电镜、CT扫描等实验方法，分析了二连盆地阿南凹陷白垩系凝灰岩类储层的岩性、物性、储集空间类型和孔隙结构特征，结合有利储层形成机制预测了有利储层发育区。研究结果表明：①二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下亚段发育凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质泥岩、凝灰质（粉）砂岩4种凝灰岩类。②研究区凝灰岩类储层物性变化范围较大，平均孔隙度为4.88%，其中超低孔、特低孔的样品数占比为83.6%，平均渗透率为0.067 mD，整体属于超低孔、超低渗储层。凝灰岩主要发育溶蚀孔和脱玻化孔，呈“立体”网络孔隙结构，以介孔、宏孔为主，储层物性最好；凝灰质（粉）砂岩主要发育溶蚀孔和粒间孔，具有微细孔—微喉孔隙结构，介孔发育，储层物性较好；沉凝灰岩和凝灰质泥岩主要发育溶蚀孔、晶间孔和微裂缝，多发育孤立型孔隙结构，以介孔为主，储层物性较差。③研究区凝灰岩类优质储层受沉积作用、成岩作用和构造作用共同控制，沉积作用为优质储层形成提供了物质基础，控制了储层的形成和分布；压实作用和胶结作用降低了储层物性，白云岩化和脱玻化作用改善了储集性能；溶蚀作用是有效储层形成的关键，对物性改善具有积极作用。④研究区发育Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类凝灰岩类储层，Ⅰ类储层集中分布在洼槽区，Ⅱ类储层沿西部缓坡呈条带状分布，Ⅲ类储层分布范围最广。其中A43东、A27北、H16西和A11西南等区块发育的Ⅰ类储层是下一步凝灰岩类致密油勘探的有利区带。

玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型及凝析油气地球化学特征

王义凤, 田继先, 李剑, 乔桐, 刘成林, 张景坤, 沙威, 沈晓双

2024, Vol.36(6): 149–159    摘要 ( 127 )    PDF (2098 KB) ( 102 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240614

利用PVT相态模拟软件恢复了玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏原始储层流体组分，综合经验统计法与相图判别法对已发现油气藏的相态类型进行了判识，通过油气地球化学分析方法，明确了不同相态类型油气的来源及成因。研究结果表明：①玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏主要分布在风城组和上乌尔禾组，油气藏的相态类型多样，以黑油油藏为主，挥发性油藏和凝析气藏（带油环的凝析气藏和近临界态凝析气藏）次之，凝析气藏主要发育在风城组，储层流体组分以甲烷为主，C7+烃类含量较少。②研究区二叠系不同相态原油的母质类型为偏腐泥型，均为风城组烃源岩成熟阶段的产物，凝析油的成熟度略高于其他相态类型原油，比其他相态类型原油物性更好，具有低黏度、低凝固点和低含蜡量的特点。③研究区二叠系天然气的组分以烃类气为主，其中甲烷的平均摩尔分数为86.21%，非烃类气含量低，成熟度差异较大，Ro为0.52%～2.39%；主要为风城组腐泥型烃源岩的产物；上乌尔禾组油气藏中天然气成熟度更高，平均Ro值为1.99%，风城组油气藏和凝析气藏中的天然气成熟度较低，平均Ro值分别为0.71%和0.85%。④受风城组烃源岩的热演化程度和储层物性影响，研究区二叠系发育2套含油气系统，分别为风城组的源内自生自储型油气藏和上乌尔禾组的源外下生上储型油气藏。

纳米限域下页岩中可溶有机质的非均质性及页岩油赋存状态

洪智宾, 吴嘉, 方朋, 余进洋, 伍正宇, 于佳琦

2024, Vol.36(6): 160–168    摘要 ( 87 )    PDF (18787 KB) ( 150 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240615

以渤海湾盆地古近系沙河街组三段页岩储层中—低熟页岩油的族组分组成为例，通过分子动力学模拟构建了纳米尺度的页岩可溶有机质体系模型，对地层条件下页岩可溶有机质体系在纳米尺度空间中的分子赋存状态进行了研究，并对页岩油可动性限制因素进行了分析。研究结果表明：①页岩可溶有机质体系模型由饱和烃、芳香烃、非烃、沥青质4类族组分和水组成，质量分数分别为18.6%，18.9%，19.7%，38.6%和4.2%，4类族组分的代表分子分别为nC18，1-甲基菲，一个带有含羧基的长侧链基团的芳香双环结构和C58H65NS。②页岩可溶有机质体系模型模拟初态各族组分均一分布时能量较高，随着模拟时间推移，体系非均质性增强，能量逐步降低；饱和烃与芳香烃分子更易扩散，而非烃和沥青质具有自聚集现象，最终生成以分散小分子为主的游离子体系（饱和烃与芳香烃的总质量分数为42.9%）和以大分子聚集体为主的聚集子体系（非烃和沥青质总质量分数为74.3%）；游离子体系中总分子质量更大，占原可溶有机质模拟体系总分子质量的66.7%，扩散速率更快，模拟终态时的密度更小。③分子质量和分子极性是影响纳米限域下页岩油可动性的重要因素；极性分子自聚集必然引发可溶有机质体系的非均质性变化，极性分子团簇非均匀分布并吸附在纳米孔喉空间中可造成页岩油的运移通道堵塞，从而限制页岩油的可动性。

准噶尔盆地盆1井西凹陷侏罗系三工河组凝析气藏特征及成因机制

乔桐, 刘成林, 杨海波, 王义凤, 李剑, 田继先, 韩杨, 张景坤

2024, Vol.36(6): 169–180    摘要 ( 106 )    PDF (4820 KB) ( 134 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240616

基于油气地球化学、试油结果与凝析气相态分析实验等资料，采用盆地模拟技术分析了准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏特征，并对凝析气藏的成藏过程与成因机制进行了详细研究。研究结果表明：①盆1井西凹陷侏罗系三工河组凝析气藏为构造-岩性油气藏，优质储层岩性主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩，孔隙度为2.70%～16.10%，平均为12.10%，渗透率为0.016～109.000 mD，平均为14.170 mD，属于中孔、低渗储层，与下伏的二叠系风城组和下乌尔禾组2套烃源岩形成了良好的储-盖组合。②研究区凝析油表现为低密度、低黏度、低凝固点和低含蜡量等特征，正构烷烃以低—中碳数为主，为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段的产物。③研究区凝析气藏天然气组分以烃类气为主，甲烷与乙烷碳同位素值分布集中，分别为-37.40‰～-36.84‰与-27.55‰～-26.54‰，为腐殖型烃源岩裂解气，来源于下乌尔禾组烃源岩。④研究区下乌尔禾组烃源岩于古近纪早期生成的凝析油气经过不断调整最终于新近纪早期充注形成凝析气藏，从成藏至现今储层流体组分未发生改变，油气藏相态类型也未发生改变，为原生型凝析气藏。

扩散吸附作用下CO₂非混相驱微观渗流特征模拟

崔传智, 李静, 吴忠维

2024, Vol.36(6): 181–188    摘要 ( 134 )    PDF (13966 KB) ( 183 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240617

利用数值模拟方法建立CO2非混相驱数值模型，使用水平集法模拟扩散吸附作用下CO2非混相驱和近混相驱的微观渗流规律，并对CO2在孔隙中的微观渗流特征及扩散吸附特征进行研究，选取注入速度、扩散系数、吸附反应速率常数等参数研究近混相驱微观渗流特征的影响因素。研究结果表明：①相场法CO2驱数值模拟采出程度为51.29%，水平集法CO2驱数值模拟采出程度为53.60%，因此水平集法更适用于CO2非混相驱的渗流过程模拟。②非混相驱条件下，CO2优先向大孔隙扩散，采收率为87.7%，出口气体体积分数为71.60%，CO2最大表面吸附浓度为3.16×10-4 mol/m2；近混相驱条件下，CO2更易向小孔隙扩散，采收率为91.1%，出口含气率为97.01%，CO2最大表面吸附浓度为5.81×10-4 mol/m2。③近混相驱微观渗流特征受注入速度、扩散系数、吸附反应速率常数等因素影响。注入速度增大，出口含气率和采收率均提高；扩散系数和吸附反应速率常数增大，会使采收率提高，出口含气率下降。