岩性油气藏

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《岩性油气藏》

主办单位：中国石油集团西北地质研究所有限公司
甘肃省石油学会
周　　期：双月出版单位：科学出版社
国际刊号：ISSN 1673-8926
国内刊号：CN 62-1195/TE
编辑出版：《岩性油气藏》编辑部
创刊时间：1989年

刊出日期：2015-02-03

讨论与争鸣

致密砂岩气储层的沉积-成岩成因机理探讨与热点问题

于兴河，李顺利，杨志浩

2015, Vol.27(1): 1–13 摘要 ( 340 ) HTML( ) PDF (5048 KB) ( 553 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.001

专家论坛

乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素

付广，吴伟

2015, Vol.27(1): 14–20 摘要 ( 494 ) HTML( ) PDF (1681 KB) ( 290 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.002

油气地质

海拉尔盆地乌南次凹南屯组致密储层黏土矿物特征及其地质意义

潘中亮,陈巍,王正来,李全,苏磊,赵容怀

2015, Vol.27(1): 21–25 摘要 ( 532 ) HTML( ) PDF (1076 KB) ( 493 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.003

海拉尔盆地复杂断块油藏优势储层形成机理探讨

王正来，姜洪福，关琳琳，潘中亮，许艳龙

2015, Vol.27(1): 26–31 摘要 ( 533 ) HTML( ) PDF (1021 KB) ( 208 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.004

吴起王洼子地区长 9 致密砂岩油藏成藏条件及勘探突破

庞军刚，王桂成，石勇，李赛，朱鹏辉

2015, Vol.27(1): 32–38 摘要 ( 535 ) HTML( ) PDF (2399 KB) ( 267 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.005

准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律研究

邓泳，杨龙，李琼，王玉梅，胡冰艳

2015, Vol.27(1): 39–43 摘要 ( 585 ) HTML( ) PDF (701 KB) ( 366 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.006

北美典型致密油地质特征对比及分类

赵俊龙，张君峰,许浩，喻廷旭，赵达，耿昀光

2015, Vol.27(1): 44–50 摘要 ( 531 ) HTML( ) PDF (1134 KB) ( 916 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.007

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

杜贵超, 胡双全, 石立华, 魏繁荣

2015, Vol.27(1): 51–57 摘要 ( 639 ) HTML( ) PDF (1793 KB) ( 274 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.008

北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

匡可心,张尚锋,于水,王若丽,黄纯

2015, Vol.27(1): 58–65 摘要 ( 609 ) HTML( ) PDF (2742 KB) ( 264 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.009

江油含增地区中三叠统雷口坡组—天井山组界线沉积微相分析

刘持恒,胡作维,李云,罗文

2015, Vol.27(1): 66–73 摘要 ( 687 ) HTML( ) PDF (2737 KB) ( 363 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.010

储层流动单元划分方法评价及优选

吕明针，林承焰，张宪国，张江涛

2015, Vol.27(1): 74–80 摘要 ( 458 ) HTML( ) PDF (1315 KB) ( 458 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.011

塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究

张宝收，鲁雪松，孙雄伟，芦慧,卢玉红，田华

2015, Vol.27(1): 81–88 摘要 ( 658 ) HTML( ) PDF (1276 KB) ( 429 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.012

定北地区下石盒子组盒 1 段致密砂岩储层特征及影响因素

马超

2015, Vol.27(1): 89–94 摘要 ( 520 ) HTML( ) PDF (1058 KB) ( 276 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.013

川中地区下寒武统龙王庙组沉积相特征

杨雪飞，王兴志,代林呈,杨跃明,谢继荣,罗文军

2015, Vol.27(1): 95–101 摘要 ( 593 ) HTML( ) PDF (2431 KB) ( 304 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.014

技术方法

叠前同时反演在碳酸盐岩储层流体识别中的应用

刘俊州，孙赞东，刘正涛，孙永洋，董宁，夏红敏

2015, Vol.27(1): 102–107 摘要 ( 549 ) HTML( ) PDF (1856 KB) ( 414 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.015

火山岩岩性测井识别方法研究——以准噶尔盆地火山岩为例

张大权,邹妞妞,姜杨,马崇尧,张顺存,杜社宽

2015, Vol.27(1): 108–114 摘要 ( 725 ) HTML( ) PDF (2663 KB) ( 648 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.016

柴达木盆地某油气聚集区电性结构研究

彭勇辉，李帝铨

2015, Vol.27(1): 115–121 摘要 ( 494 ) HTML( ) PDF (1852 KB) ( 332 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.017

油气田开发

气顶底水油藏水平井临界产量计算方法

袁淋，李晓平，刘盼盼

2015, Vol.27(1): 122–126 摘要 ( 554 ) HTML( ) PDF (559 KB) ( 335 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.018

高压悬滴法测定 CO₂ -原油最小混相压力

黄春霞，汤瑞佳，余华贵，江绍静

2015, Vol.27(1): 127–130 摘要 ( 463 ) HTML( ) PDF (576 KB) ( 685 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.019

讨论与争鸣

致密砂岩气储层的沉积-成岩成因机理探讨与热点问题

于兴河，李顺利，杨志浩

2015, Vol.27(1): 1–13 摘要 ( 340 ) PDF (5048 KB) ( 553 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.001

致密砂岩气与页岩气是当前非常规天然气中的两大主力勘探领域，均为今后 10～20 年接替常规油气资源的重要来源。无论从对其地质规律的认识，还是从其勘探开发的技术上讲，在未来 10 年里致密砂岩气比页岩气更为现实。然而，有利储集空间的准确预测已成为当前致密砂岩油气勘探与开发的主要瓶颈，而解决这一问题的核心就是要首先厘清其储层的沉积与成岩成因。从我国典型致密砂岩气田的研究与国外资料的分析可以发现，其沉积时通常具有水动力弱而稳定、沉积速率相对较为缓慢、多为过渡相环境或三角洲沉积产物的特征，多发育在与煤系有关的（薄互层）地层之中，这些因素是形成致密砂岩的必要条件；早成岩期的持续压实是其致密最主要的过程，而盆地的多旋回构造运动所造成的低地温梯度下的复杂埋藏史是促使其致密的充分条件。因而，多旋回的前新生界低温沉积盆地中的异常压力区通常是寻找致密砂岩气的有利区域，而三角洲前缘的薄互层含煤层系砂岩则是其主要的勘探开发层位。在储层寻找与评价上应重视致密砂岩储层的非均质特点，大力研究其微观孔隙结构变化对渗透率的影响，应用渗透率盲区与异常压力数据来辅助评价其产层的优劣，并依此观点提出了我国致密砂岩气今后加强研究与勘探开发的六大战略选区。

专家论坛

乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素

付广，吴伟

2015, Vol.27(1): 14–20 摘要 ( 494 ) PDF (1681 KB) ( 290 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.002

在油气藏类型及分布特征研究的基础上，通过油气分布与成藏条件空间配置关系分析，对乌尔逊-贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素进行了研究。结果表明：乌尔逊-贝尔凹陷主要存在 4 种油气成藏模式： ① 源内断层圈闭油气成藏模式，主要分布于次凹南一段地层中，油气成藏主控因素为南一段烃源岩内发育扇三角洲前缘砂体； ② 源外侧断层圈闭油气成藏模式，主要分布于斜坡带上南屯组地层中，油气成藏主控因素为发育连接斜坡带上的断层圈闭与次凹南一段烃源岩的砂体输导体系； ③ 源外侧基岩裂缝圈闭油气成藏模式，主要分布于与次凹南一段油源区侧接的古潜山基岩中，油气成藏主控因素为发育与次凹油源区侧接的基岩潜山； ④ 源上断层圈闭油气成藏模式，主要分布于次凹南一段油源区之上的大磨拐河组和部分南二段地层中，油气成藏主控因素为次凹南一段油源区长期发育与大磨拐河组及部分南二段地层连接的断裂。

油气地质

海拉尔盆地乌南次凹南屯组致密储层黏土矿物特征及其地质意义

潘中亮,陈巍,王正来,李全,苏磊,赵容怀

2015, Vol.27(1): 21–25 摘要 ( 532 ) PDF (1076 KB) ( 493 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.003

海拉尔盆地乌南次凹南屯组储层黏土矿物含量高，严重影响油气的开发。利用乌南次凹 767 个岩心样品的扫描电镜及 X 射线衍射资料，研究了黏土矿物的类型和组合关系，以及其分布特征与成因。结果表明，蒙脱石含量低且仅存在南二段上部，伊利石含量高且在整个南屯组都有分布；自下而上发育的黏土矿物组合有 S+K+I+I/S ， K+I+C+I/S+C/S ， I+C+I/S+C/S ， I+K+I/S 及 I+C+I/S 等；火山物质的水解蚀变及长石的溶蚀作用均是造成黏土矿物含量增高的主要因素。

海拉尔盆地复杂断块油藏优势储层形成机理探讨

王正来，姜洪福，关琳琳，潘中亮，许艳龙

2015, Vol.27(1): 26–31 摘要 ( 533 ) PDF (1021 KB) ( 208 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.004

为加快海拉尔盆地已探明石油地质储量的有效动用，以复杂断块油藏储层物性影响因素分析为指导，结合储层参数测井精细解释结果，对优势储层形成机理进行分析。结果表明：海拉尔盆地南一段沉积相及沉积微相类型控制着储层原始物性的变化，扇三角洲、辫状河三角洲及浊积扇 3 种沉积相类型中，辫状河三角洲的物性较好，其水下分流河道、扇三角洲水下分流河道和浊积水道为优势储层发育相带；压实作用和胶结作用均是造成海拉尔盆地储层物性变差，并导致现今储层微观孔隙结构格局的重要原因；受多种因素控制，储层随埋深增加物性变差，但发育有多个孔渗异常高值区带。该研究成果为未动用储量区块评价优选指明了方向，也可为其他类似区块的勘探潜力预测提供依据。

吴起王洼子地区长 9 致密砂岩油藏成藏条件及勘探突破

庞军刚，王桂成，石勇，李赛，朱鹏辉

2015, Vol.27(1): 32–38 摘要 ( 535 ) PDF (2399 KB) ( 267 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.005

近年来，鄂尔多斯盆地石油勘探在延长组下组合长 9 油层组获得了新发现，但对该致密油藏的研究仍处于起步阶段，认识的不足严重制约了致密油藏勘探开发。根据钻井、测井及分析测试资料，对王洼子地区长 9 致密砂岩油藏成藏条件进行了分析，探讨了油藏富集规律及其勘探潜力。研究表明，该区长 9 油层组具有较好的成藏条件，长 91 和长 93 已见多口高产井，石油勘探已有较大的突破。烃源岩、沉积微相、优质砂体、鼻状隆起等几个因素的优化匹配是长 9 致密砂岩油藏勘探能够取得突破的关键。据综合分析，洼 4 井区及洼 14—洼 11 井区成藏条件较好，为下一步的有利勘探区。

准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律研究

邓泳，杨龙，李琼，王玉梅，胡冰艳

2015, Vol.27(1): 39–43 摘要 ( 585 ) PDF (701 KB) ( 366 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.006

油层条件下岩石的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系是储量计算和油气田开发研究的重要内容。利用 CMS-300 覆压测试系统，根据岩心压汞、铸体薄片、扫描电镜及场发射等多项实验分析资料，研究了致密油在地层条件下的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系，同时为分析致密油与低孔、低渗储层的差异，还对低孔、低渗储层岩心进行了实验。研究结果表明： ① 随着净上覆压力的增加，覆压孔隙度和覆压渗透率均与净上覆压力呈幂函数递减关系； ② 与低孔、低渗储层相比，压实作用对致密油造成的孔隙度和渗透率的损失率均较小； ③ 恢复压力后，致密油的孔隙度和渗透率基本能恢复到初始值，岩样具有较好的弹性。

北美典型致密油地质特征对比及分类

赵俊龙，张君峰,许浩，喻廷旭，赵达，耿昀光

2015, Vol.27(1): 44–50 摘要 ( 531 ) PDF (1134 KB) ( 916 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.007

为全面认识致密油，汲取国外成功的开发经验，从而推动我国致密油发展，通过详细对比北美地区巴肯组、鹰滩组和卡尔蒂姆组的地质特征，从方便储量计算的角度，提出了更为完善的致密油定义，并系统划分了致密油的类型。结果表明：致密油主要是指以吸附或游离状态赋存于未纳入常规油田产区的低渗储层（卡尔蒂姆组）或地层深部致密沉积岩（巴肯组、鹰滩组）中，且必须通过水平井或多级压裂等开发技术才能实现经济采出的轻质非常规石油聚集，可以划分为 2 个大类、5 个亚类，其中，巴肯组致密油资源量最大，具有“大而肥”的特点，主要赋存在渗透率为 0.01～1.00 mD 的致密砂岩中，卡尔蒂姆组致密油资源量次之，主要赋存在渗透率为 0.1～10.0 mD 的砂质泥岩中，而鹰滩组致密油资源量最低，主要赋存在渗透率为 0.000 001～0.000 100 mD 的致密灰岩中。

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

杜贵超, 胡双全, 石立华, 魏繁荣

2015, Vol.27(1): 51–57 摘要 ( 639 ) PDF (1793 KB) ( 274 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.008

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料，以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象，系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主，矿物成分成熟度低，结构成熟度高；储层呈现出低孔、低渗—特低渗特征。长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期，其经历了强烈的成岩作用改造，孔隙度与渗透率相关性较差。影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大，可使粒间孔隙急剧减小，物性变差。主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结，它们均使得物性进一步变差，而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构，加大了次生孔隙空间，是物性得以改善的根本原因。

北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

匡可心,张尚锋,于水,王若丽,黄纯

2015, Vol.27(1): 58–65 摘要 ( 609 ) PDF (2742 KB) ( 264 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.009

三叠盆地是非洲北部阿尔及利亚的大型复合含油气盆地，油气成藏条件优越。三叠系 Tagi 组和奥陶系 Hamra 组砂岩为该区的主要储层，研究其特征及控制因素对该地区的油气勘探具有重要的指导意义。结合区域地质资料，通过岩心和薄片的观察对三叠盆地 H 区块 Tagi 组和 Hamra 组砂岩储层的岩石学特征、沉积相特征、物性特征、微观孔隙类型进行了研究。结果表明：研究区 Tagi 组主要发育河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩，结构成熟度和成分成熟度均为中等，储集空间以粒间孔和粒间溶蚀孔为主； Hamra 组发育滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩，结构成熟度和成分成熟度均较高，储集空间主要为溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔。物性数据显示这 2 套储层均为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。 Tagi 组储层发育的主控因素是沉积作用，成岩作用对其具有一定的改造作用；Hamra 组储层主控因素为溶蚀作用。预测该区三叠系 Tagi-2 段是优质储层发育的层段，勘探潜力极大。

江油含增地区中三叠统雷口坡组—天井山组界线沉积微相分析

刘持恒,胡作维,李云,罗文

2015, Vol.27(1): 66–73 摘要 ( 687 ) PDF (2737 KB) ( 363 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.010

受印支运动影响，四川盆地中三叠统天井山组目前分布范围仅限于川西北地区，深入研究中三叠统雷口坡组—天井山组沉积转换过程对沉积环境演化分析具有重要意义。通过对江油含增地区雷口坡组— 天井山组界线的野外露头剖面实测及室内显微结构观察，根据其碳酸盐岩的生物组合、颗粒、填隙物类型及其结构等特征识别出 5 种微相类型，并将其划归为 4 个相带，即台地边缘浅滩相、开阔台地相、局限台地相和蒸发台地相。由沉积相带在垂向上的变化特征可知：从中三叠世安尼期到拉丁期，江油含增地区整体呈海平面上升趋势，咸化海水逐渐被淡化。

储层流动单元划分方法评价及优选

吕明针，林承焰，张宪国，张江涛

2015, Vol.27(1): 74–80 摘要 ( 458 ) PDF (1315 KB) ( 458 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.011

开展储层流动单元研究对于定量刻画储层非均质性、提高测井解释精度及认识剩余油分布具有重要意义，但其识别方法较多，且适用性存在差异。以珠江口盆地 W 油田为例，对比了 4 种不同的流动单元定量划分方法，并探索了其适用性。研究认为：修改的地层 Lorenz 图法和流动分层指标法均基于孔渗比值关系，难以识别致密层；孔喉几何形状法虽能识别致密层，但对质量较好的储层区分作用不明显，而对质量较差的储层划分又过细；非均质综合指数法同时考虑了控制储层平面非均质性的定性参数和表征流体渗流特征的定量参数，将致密层单独划分为一类流动单元，有效区别于其他油水层，划分结果避免了异常点或过渡类型的影响，能够全面、合理地反映储层非均质性。

塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究

张宝收，鲁雪松，孙雄伟，芦慧,卢玉红，田华

2015, Vol.27(1): 81–88 摘要 ( 658 ) PDF (1276 KB) ( 429 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.012

塔里木盆地迪北气藏侏罗系阿合组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层，非均质性强，油气分布复杂。针对研究区有效储层物性下限不清的问题，基于储层物性、录井、试油与压汞资料，结合核磁共振和低温吸附实验测试结果，综合运用最小流动孔喉半径法、排驱压力法、束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法等 6 种方法，对迪北气藏阿合组有效储层物性下限进行了研究。结果表明，迪北气藏阿合组有效储层孔隙度下限为 2.6%，渗透率下限为 0.08 mD；砂砾岩夹泥岩段（J1a1）→上砂砾岩段（J1a2）→下砂砾岩段（J1a3）储层物性逐渐变差，相应的储层物性下限也逐渐变低；J1a1，J1a2 和 J1a3 有效储层孔隙度下限分别为 3.1%，2.65%和 2.3%，渗透率下限分别为 0.14 mD，0.09 mD 和 0.065 mD。有效储层物性下限的研究对迪北气藏的储层评价、储量计算和开发方案设计等均具有一定的指导意义。

定北地区下石盒子组盒 1 段致密砂岩储层特征及影响因素

马超

2015, Vol.27(1): 89–94 摘要 ( 520 ) PDF (1058 KB) ( 276 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.013

定北地区盒 1 段是该区上古生界的主力产层，属于典型的致密砂岩储层，但对其储层特征及影响因素的研究较少，严重制约了气藏的评价和优选。从储层岩石学特征入手，利用岩石薄片、铸体薄片和孔渗分析等资料，对盒 1 段致密砂岩储层特征及影响因素进行了研究。结果表明，盒 1 段致密砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔和残余粒间孔为主；三角洲平原分流河道主河道是有利储层的发育区；压实和压溶作用及胶结作用是导致储层致密和原生粒间孔大幅减少的主要因素，而溶蚀作用产生的粒间溶孔改善了储层物性。该研究成果为盒 1 段致密砂岩储层的评价和勘探选区提供了依据和方法。

川中地区下寒武统龙王庙组沉积相特征

杨雪飞，王兴志,代林呈,杨跃明,谢继荣,罗文军

2015, Vol.27(1): 95–101 摘要 ( 593 ) PDF (2431 KB) ( 304 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.014

结合四川盆地下寒武统龙王庙组区域地质资料，以及川中地区录井、测井及岩心等资料，探讨了研究区龙王庙组的沉积特征及沉积相展布。研究认为：川中地区在早寒武世龙王庙组沉积期位于陆表海碳酸盐局限—蒸发台地内，包括局限泻湖、台内滩、台坪和混积潮坪等 4 种亚相。龙王庙组沉积期经历了 2 次海侵—海退旋回，纵向上发育了 2 套完整的泻湖—台内滩—台坪—混积潮坪沉积组合，分别对应于龙王庙组上段和下段。泻湖亚相发育于各段底部，具有水体局限和能量弱的沉积特征；台内滩亚相发育于各段中部，分别沉积了一套厚层砂屑白云岩和鲕粒白云岩，在研究区分布稳定；台坪亚相发育于各段中上部，沉积物以浅色细晶粒白云岩为主，具有沉积水体浅且易暴露的沉积环境特征；混积潮坪亚相仅发育于各段顶部，为海退最晚期的沉积产物。受龙王庙组沉积期乐山—龙女寺水下古隆起的影响，川中地区位于水下隆起斜坡部位，水动力整体较强，其沉积相分布与水下古隆起密切相关。

技术方法

叠前同时反演在碳酸盐岩储层流体识别中的应用

刘俊州，孙赞东，刘正涛，孙永洋，董宁，夏红敏

2015, Vol.27(1): 102–107 摘要 ( 549 ) PDF (1856 KB) ( 414 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.015

塔河油田 6 区和 7 区奥陶系次生碳酸盐岩溶蚀孔洞储层极其发育。无论溶蚀孔洞储层内部包含流体与否，纵波阻抗都表现为低阻抗特征，所以叠后反演得到的单一纵波阻抗并不能有效识别流体。叠前同时反演能够获得除纵波信息外的横波信息，纵横波信息联合更有利于对流体进行区分。将叠前同时反演应用到塔河油田 6 区和 7 区，得到纵波阻抗、横波阻抗及纵横波速度比（ v p /v s ）等弹性参数，经过岩石物理分析，最终选取纵波阻抗和 v p /v s 交会可划分出含油储层和含水储层，从而得到该区流体分布特征。预测结果与实际钻井信息吻合度达到 72.7% ，反演可靠性较强。

火山岩岩性测井识别方法研究——以准噶尔盆地火山岩为例

张大权,邹妞妞,姜杨,马崇尧,张顺存,杜社宽

2015, Vol.27(1): 108–114 摘要 ( 725 ) PDF (2663 KB) ( 648 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.016

储层岩性识别是火山岩油气藏勘探的基础。通过对准噶尔盆地石炭系火山岩储层典型井的岩心观察，结合对岩石薄片及测井资料的详细分析，总结了火山岩的测井响应特征，提出了火山岩岩性测井识别方法。该方法利用常规测井资料识别岩性，再应用成像测井资料识别火山岩的结构及构造，其中自然伽马、密度和声波时差是对火山岩岩性识别较有利的 3 种测井资料。利用 GR-R t /AC 交会图可有效区分火山岩与沉积岩，在此基础上根据 GR-DEN 交会图与 GR-AC 交会图可区分出火山岩类型，最后结合成像测井图（ FMI ）可进一步识别火山岩的结构及构造特征。

柴达木盆地某油气聚集区电性结构研究

彭勇辉，李帝铨

2015, Vol.27(1): 115–121 摘要 ( 494 ) PDF (1852 KB) ( 332 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.017

柴达木盆地某油气聚集区地质条件复杂，地震勘探效果不明显。在该区布设了 5 条广域电磁法测线，采用 2 n 序列伪随机信号发射源和广域电磁法油气目标识别技术，研究了该区电性结构特征。结果表明，该区存在 5 个主要电性层，产气层为高电阻率特征，产气层反演电阻率是非产气层的 2 倍以上。反演结果与钻井及地震资料对比证明，广域电磁法对油气层识别较有效。由于施工简单，成本低，广域电磁法有一定的推广应用价值。

油气田开发

气顶底水油藏水平井临界产量计算方法

袁淋，李晓平，刘盼盼

2015, Vol.27(1): 122–126 摘要 ( 554 ) PDF (559 KB) ( 335 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.018

气顶底水油藏水平井临界产量是衡量水平井井筒是否过早水锥和气锥的一个重要因素，准确计算其大小对气顶底水油藏开发至关重要。基于水平井井筒周围气顶与底水锥进原理，考虑水平井井筒周围椭圆形等压面，并将该等压面等效为发展矩形族，利用椭圆渗流原理推导了气顶底水油藏水平井临界产量计算模型。通过实例计算与对比，本文模型计算结果与数值模拟方法临界产量计算结果相对误差为 9.08%，且油层厚度较大时，两者之间的误差更小，说明本文模型准确性较好，实用性较强。敏感性分析表明，随着水平井无因次井筒位置的增大，临界产量呈现先增大后减小的趋势，且由于气水物性差异，临界产量在无因次井筒位置为 0.4 时取得最大值。因此，在利用水平井开发气顶底水油藏的过程中，应优选水平井井筒位置以保持较大临界产量。

高压悬滴法测定 CO₂ -原油最小混相压力

黄春霞，汤瑞佳，余华贵，江绍静

2015, Vol.27(1): 127–130 摘要 ( 463 ) PDF (576 KB) ( 685 )

doi: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.019

CO 2 - 原油体系的最小混相压力是 CO 2 驱油技术研究中的一个重要参数。采用高压悬滴法测定了延长油田特低渗油藏原油在 44 ℃ 油藏温度下 CO 2 - 原油体系界面张力随压力的变化。实验结果表明： CO 2 -原油两相间的界面张力随体系压力的升高而呈近线性下降趋势。根据外推法得出两相体系界面张力为0 时的最小混相压力为 23.56 MPa 。利用该方法既可以较精确地得到 CO 2 - 原油体系最小混相压力数据，又可以直接地观察到 CO 2 - 原油混相互溶时的状态。实验操作时间较短，且简单易行，对同类实验的测定方法具有一定的参考价值。