2023年 35卷 1 期 封面目录

2023, Vol.35(1): 0–0    摘要 ( 52 )    PDF (7665 KB) ( 57 )

川南地区二叠系龙潭组页岩储层特征及勘探潜力

杨跃明, 张少敏, 金涛, 明盈, 郭蕊莹, 王兴志, 韩璐媛

2023, Vol.35(1): 1–11    摘要 ( 2989 )    PDF (5533 KB) ( 247 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230101

二叠系龙潭组是目前四川盆地页岩气勘探开发的新热点层位。通过偏光显微镜鉴定、场发射扫描电镜分析、X射线衍射测试、有机碳含量测定及高压压汞分析、现场解析气实验等手段和方法，对川南地区二叠系龙潭组页岩储层进行了综合研究。研究结果表明: ①川南地区二叠系龙潭组为一套陆相曲流河沉积，河漫沉积的页岩发育，其矿物成分主要为石英和黏土矿物，含少量碳酸盐矿物。②研究区页岩储层主要发育粒间 (缘) 孔与微裂缝，局部发育粒内孔与溶蚀孔，偶见有机质孔隙，其中黏土矿物层间微裂缝最为发育。孔隙结构表现为以微孔为主，介孔 (孔径为2～50nm) 次之，孔径普遍较小，分选较差，孔隙和喉道半径差异较大，非均质性强。③研究区页岩储层中煤岩含气量最高，炭质泥岩与泥岩次之，泥质粉砂岩、粉砂岩与细砂岩含气量最低。与龙马溪组页岩储层相比，龙潭组泥岩孔隙度与总含气量更好，渗透率较差，其中炭质泥岩的孔隙度和总含气量最佳。④研究区二叠系龙潭组勘探潜力较大，烃源岩中有机质类型主要为Ⅲ型，其次为Ⅱ2型；其Ro值平均约为2.8%，达到高熟阶段；TOC含量变化范围大，炭质泥岩中的TOC一般大于15%。⑤川南地区二叠系龙潭组发育河漫平原沉积，富有机质泥页岩分布稳定，具备良好的页岩气形成条件，估算其天然气资源量约为2.4×1012m3，有利勘探区主要位于川南古蔺-叙永地区。

川东地区三叠系嘉陵江组邻水-丰都台凹的发现及油气勘探意义

文华国, 罗冰, 钟克修, 冯青平, 刘磊, 廖义沙, 彭才, 蔡家兰, 徐文礼, 朱宜新, 郝静, 罗鑫, 徐姁

2023, Vol.35(1): 12–24    摘要 ( 2819 )    PDF (15520 KB) ( 144 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230102

地质历史时期的构造-沉积分异作用对大型含油气盆地内碳酸盐岩层系的沉积充填过程及成藏地质条件具有重要影响。通过覆盖全区的二维地震及钻测井资料，对川东地区三叠系嘉陵江组沉积时期隆凹格局及古地理演化进行了精细刻画。研究结果表明: ①从地震剖面、地层及岩性组合等特征上识别出邻水-丰都台凹，其两侧坡度为 1°～2°，且左侧坡度大于右侧坡度；②邻水-丰都台凹与其他古地质单元共同控制了嘉二段沉积时期川东地区的古地理格局及构造-沉积分异特征，嘉二段沉积早-中期，颗粒滩沿邻水-丰都台凹周缘发育，晚期台凹内则大面积发育膏质潟湖沉积；③邻水-丰都台凹及周缘微古地貌控制沉积早期颗粒滩分布，台凹周缘地貌高部位更易形成优质白云岩储层，持续干旱、蒸发环境致使沉积晚期台凹内形成区域盖层沉积；④总体来看，嘉二段具备良好的成藏地质条件，有望成为寻找滩相整装气藏的战略勘探层系，建议将邻水-丰都台凹周缘台内滩相发育带作为川东地区嘉陵江组下步勘探重点区之一。

准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩油储层特征及其控制因素

曾治平, 柳忠泉, 赵乐强, 李艳丽, 王超, 高平

2023, Vol.35(1): 25–35    摘要 ( 2592 )    PDF (9740 KB) ( 196 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230103

准噶尔盆地西北缘二叠系风城组蕴含丰富的页岩油资源，且在玛湖凹陷和乌夏地区的油气勘探取得重大突破，邻近的哈山地区也具有一定的勘探潜力。通过岩石薄片观察、扫描电镜分析、有机地球化学测试、XRD分析和储层物性分析等，对哈山地区风城组页岩油储层特征及其控制因素进行了研究。研究结果表明: ①哈山地区风城组页岩油储层岩性主要为长英质页岩、钙质页岩和混积页岩，风城组页岩整体属于好-最好烃源岩，有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，有机质主要处于未成熟阶段，部分推覆体下盘页岩有机质进入成熟早期阶段。②研究区页岩油储层孔隙度平均为2.32%，属于低孔储集层，储集空间以无机孔和微裂缝为主，有机质孔含量较低。③研究区风城组页岩油储层的发育主要受沉积相、成岩作用和构造活动的控制，其中沉积相不仅决定了岩石类型，还控制了有机质的富集程度；压实作用和胶结作用对储层物性具有负面影响，溶蚀作用可以大幅改善储集物性；构造活动形成的微裂缝不仅可以为页岩油赋存提供储集空间，还可以为油气运移提供通道，进而改善了页岩油储层的渗透性。

莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用

范彩伟, 贾茹, 柳波, 付晓飞, 侯静娴, 靳叶军

2023, Vol.35(1): 36–48    摘要 ( 2479 )    PDF (7128 KB) ( 198 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230104

莺歌海盆地是我国南海重要的天然气探区。通过对莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系典型气藏和含气构造的精细解剖，评价了盖层的有效性及控制因素，并分析了盖层对天然气成藏的控制作用。研究结果表明: ①莺歌海盆地中央坳陷带浅层和超浅层成藏体系中，盖层的封盖有效性受到盖层、底辟构造及底辟构造活动伴生断裂的共同控制；中深层成藏体系中普遍存在异常高流体压力，且断裂不太发育，盖层水力封闭是控制油气差异富集的关键因素。②浅层和超浅层成藏体系内，脆性盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86～98 m；中深层成藏体系内，盖层的封盖有效性可以通过水力破裂压力系数进行评价，当系数大于 1 时，意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险。③整体上中央坳陷带超压诱发的水力破裂是中深层盖层封闭失效的根本原因，深层天然气通过水力破裂通道运移至浅层，最终经断裂调整至超浅层成藏，气源充足的条件下，超浅层及浅层气藏主要集中分布在底辟的顶部，而中深层气藏主要集中分布于底辟翼部及斜坡区。

渤海莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩地球化学特征及沉积环境

邓美玲, 王宁, 李新琦, 陈容涛, 刘岩, 徐耀辉

2023, Vol.35(1): 49–62    摘要 ( 2459 )    PDF (6102 KB) ( 160 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230105

通过对渤海海域莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩样品的热解、TOC、饱和烃GC/MS分析以及主、微量元素分析，研究了其烃源岩的地球化学特征及沉积环境。研究结果表明: ①莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩有机质丰度差异较大，总体为好-优质烃源岩，有机质类型以Ⅰ-Ⅱ型为主，整体处于低熟-成熟阶段；②通过Pr/nC17-Ph/nC18图版、C24四环萜烷/C26三环萜烷 (C24TeT/C26TT) 、C27/C29规则甾烷、奥利烷指数等参数判断沙三段烃源岩有机质来源为低等水生生物和高等植物的混源输入；③综合CIA，Sr/Ba，Pr/Ph，V (/V+Ni)，U/Th值和伽马蜡烷指数等分析了烃源岩形成时期的古环境，认为沙三段沉积时期气候温暖湿润，降水丰富，水体为淡水-微咸水，陆源输入较多，具有较高的初始生产力，沉积时期整体表现为贫氧的弱氧化弱还原环境，沙三下段-沙三上段沉积环境整体变化不大，古气候和古水体盐度基本保持不变，但陆源输入及水体氧化条件随沉积进程呈逐渐增加的趋势。

鄂尔多斯盆地东部二叠系下石盒子组8段河流相砂体构型要素

马东烨, 陈宇航, 赵靖舟, 吴伟涛, 宋平, 陈梦娜

2023, Vol.35(1): 63–73    摘要 ( 2406 )    PDF (10409 KB) ( 171 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230106

通过对鄂尔多斯盆地东部二叠系下石盒子组 8 段河流相沉积露头的岩相特征进行描述，明确了其砂体构型要素类型、空间展布及组合模式。研究结果表明: ①研究区发育辫状河和曲流河沉积，识别出块状层理砂砾岩相 (Gm)，槽状交错层理含砾砂岩相 (Gst)，槽状交错层理砂岩相 (St)，板状交错层理砂岩相 (Sp)，平行层理砂岩相 (Sh)，上攀波纹层理砂岩相 (Sc)，水平层理粉砂岩相 (Fh) 和块状层理泥岩相 (M) 等8 种岩相。②研究区发育河道、心滩、废弃河道、边滩和漫溢沉积 5 种构型要素，垂向沉积序列差异明显，河道为Gm-Gst-St-M-St，心滩为Gm-Gst-St-Sp，边滩为St-Sp-Sc-Sh-M或St-Sp-Sc-M，废弃河道为Gm-St-Sp-M且与河道相似，但粒度更小、泥质含量更高，漫溢沉积为 Sp-Fh-M。③研究区构型要素组合有河道-漫溢沉积、河道-废弃河道、河道-心滩 (垂向、侧向) 叠加、多期河道砂体 (垂向、侧向) 叠加、心滩-漫溢沉积、多期心滩砂体 (垂向、侧向) 叠加、多期边滩砂体侧向叠加、边滩-废弃河道、边滩-漫溢沉积等 9 种类型。④研究区砂体构型要素类型、组合样式及其分布都受物源距离和水动力条件的影响，距离物源越近，水动力条件越好，砂体规模越大，连通性越好；近物源区辫状河底部砂体发育优于顶部，心滩砂体储集性能最佳；远物源区曲流河底部边滩砂体横向上多期叠置，连通性较好，发育较好。

珠江口盆地陆丰13东洼新生代构造演化与油气成藏特征

贺勇, 邱欣卫, 雷永昌, 谢世文, 肖张波, 李敏

2023, Vol.35(1): 74–82    摘要 ( 2370 )    PDF (5454 KB) ( 95 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230107

陆丰13东洼是珠江口盆地油气勘探的重点区域。结合区域构造背景，在精细解释高品质三维地震资料的基础上，对陆丰13东洼的洼陷结构和构造特征进行综合分析，并运用平衡剖面技术对洼陷的构造演化进行了恢复与研究，探讨了构造演化对圈闭形成与成藏的影响。研究结果表明: ①陆丰13东洼新生代构造演化可划分为早-中始新世断陷、晚始新世断坳转换、渐新世-第四纪区域热沉降坳陷等3个阶段，其中断陷阶段具有完整的断陷旋回，根据断陷活动的强弱可进一步划分为断陷初始期、断陷高峰期、断陷萎缩期，断陷初始期和断陷萎缩期储层较为发育，断陷高峰期烃源岩较为发育。②在多期次构造活动的影响下，陆丰13东洼新生代形成了多种类型的圈闭，包括披覆背斜圈闭、断背斜圈闭、断块圈闭、断鼻圈闭、构造-地层圈闭 (削截、超覆) 、构造-岩性圈闭。众多的圈闭类型表明研究区油气勘探潜力巨大，特别是断陷阶段与断坳转换阶段沉积的文昌组和恩平组均发育大量各类型圈闭，且邻近优质烃源岩，成藏条件优越，是陆丰13东洼油气勘探的重点层系；平面上，南部缓坡带发育圈闭类型及数量最多，其次是中央隆起带与低凸起，均是研究区油气勘探的重要区带。

高温-超压-高CO₂背景下致密砂岩储层成岩作用特征——以莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组为例

杨楷乐, 何胜林, 杨朝强, 王猛, 张瑞雪, 任双坡, 赵晓博, 姚光庆

2023, Vol.35(1): 83–95    摘要 ( 2318 )    PDF (9920 KB) ( 149 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230108

利用薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及碳氧同位素分析等手段，对莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组高温-超压-高CO2背景下的储层成岩作用特征及其对孔隙的影响进行了系统研究。研究结果表明: ①莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组储层发育重力流沉积，岩性以中-细粒长石岩屑石英砂岩为主，储层物性以特低-低孔、特低渗特征为主。②压实、胶结和溶蚀作用是研究区主要的成岩作用类型。超压对黏土矿物的转化及石英次生加大具有明显抑制作用，并在一定程度上保护了原生孔隙。富含CO2的高温流体不仅造成了黏土矿物的异常转化，同时促进了溶蚀作用发生，增加了次生孔隙。③研究区黄二段储层的成岩演化序列为: 菱铁矿胶结→石英次生加大→绿泥石胶结→长石淋滤溶蚀→高岭石形成→早期方解石胶结→早期白云石胶结→长石溶蚀→方解石溶蚀→伊利石大量生成→晚期铁方解石、铁白云石形成。④总体上，压实作用使孔隙度减少了45.30%～62.93%，胶结作用使孔隙度减少了1.65%～35.01%，溶蚀作用使孔隙度增加了0.72%～8.00%。其中，黄流组中下部砂岩储层受到了超压保护和CO2溶蚀作用的双重影响，物性较好，钻井过程中应考虑高CO2风险。

柴达木盆地大风山凸起地层压力预测及成因分析

杨韬政, 刘成林, 田继先, 李培, 冉钰, 冯德浩, 李国雄, 吴育平

2023, Vol.35(1): 96–107    摘要 ( 2238 )    PDF (3906 KB) ( 187 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230109

地层超压预测对油气成藏的研究具有重要意义。通过测井曲线组合、声波速度-垂向有效应力交会图、声波速度-密度交会图和超压综合分析等方法，对柴达木盆地大风山凸起各层位的超压成因进行了分析，并对压力预测方法进行了改进。研究结果表明: ①柴达木盆地大风山凸起下油砂山组地层超压成因为不均衡压实和构造挤压作用；上干柴沟组和下干柴沟组上段超压成因为不均衡压实、构造挤压和超压传递。②用单一方法如平衡深度法或伊顿法均无法有效预测研究区的地层压力，基于不同超压成因机制的差异，对下油砂山组地层压力采用平衡深度法计算，对上干柴沟组和下干柴沟组上段则使用伊顿法计算，结果更准确。研究区压力计算结果与实测地层压力的误差小于 7.00%，平均误差为4.30%。③超压的预测可为油藏描述、储量估算、安全钻井作业提供数据支持。超压是油气运移的动力，可以指示油气运移的方向，估算油气运移距离，对油气成藏的研究具有重要指导意义。

川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

谢瑞, 张尚锋, 周林, 刘皓天, 姚明君, 蒋雪桂

2023, Vol.35(1): 108–119    摘要 ( 2299 )    PDF (7955 KB) ( 157 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230110

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法，对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型，实测残余有机碳质量分数平均为0.67%，生烃潜量为1.53mg/g，有机质热演化程度为1.1%～1.3%，总体上，大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下，处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主，构造缝为最主要的储集空间类型，其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔，储层物性较差，为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注，2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma，其中第一期为相对低成熟度的原油充注，第二期为相对高成熟度的原油充注，且后者为主要充注期，天然气充注时间与第二期原油充注时间一致，主要为原油伴生气。

塔北新和地区下白垩统舒善河组薄砂体沉积相特征及沉积模式

何春丰, 张翔, 田景春, 夏永涛, 杨燕茹, 陈杰, 王鑫宇

2023, Vol.35(1): 120–131    摘要 ( 2211 )    PDF (10655 KB) ( 131 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230111

塔北新和地区下白垩统舒善河组是塔里木盆地北部岩性油气藏勘探的潜在领域之一。通过23口钻井资料和全覆盖三维地震资料解释成果，开展了塔北新和地区下白垩统舒善河组的地层划分，详细研究了舒善河组沉积微相特征及平面分布，并建立了薄砂体的沉积模式。研究结果表明:①塔北新和地区舒善河组与上覆巴西改组呈整合接触，超覆于沙雅隆起剥蚀基底之上，可划分为舒1段、舒2段和舒3段。②研究区舒善河组岩石类型主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩、长石砂岩，可识别出滨浅湖泥和滨浅湖砂坝微相。③研究区舒善河组沉积前发育“隆起、低隆起和洼地”三级古地貌，控制了沉积相的展布。舒1段沉积期沉积范围局限于洼地区，舒2段沉积期地层由洼地区向东西两侧超覆，沉积面积扩大，舒1段-舒2段沉积期由东、西两侧向中部呈滨湖-浅湖的相带展布特征；舒3段沉积期，研究区进一步湖侵为浅湖沉积。④研究区舒善河组薄砂体是重要的勘探领域，其分布受控于沉积前古地貌、湖平面变化和古水深。

柴达木盆地英西地区渐新统下干柴沟组上段储层微观孔隙结构特征

夏青松, 陆江, 杨鹏, 张昆, 杨朝屹, 聂俊杰, 朱云舫, 李立芳

2023, Vol.35(1): 132–144    摘要 ( 2224 )    PDF (8227 KB) ( 109 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230112

柴达木盆地英西地区渐新统下干柴沟组上段为“自生自储”型油气藏。利用X射线衍射全岩矿物含量分析、薄片鉴定、扫描电镜观察、二氧化碳吸附、氮气吸附/脱附、高压压汞、核磁共振、自发渗吸等实验手段，系统分析柴达木盆地英西地区渐新统下干柴沟组上段储层特征，精细表征了其微观孔隙结构特征。研究结果表明:①英西地区渐新统下干柴沟组上段储层为细粒沉积岩，其矿物成分主要为白云石和铁白云石等碳酸盐，含有长石、石英等陆源碎屑，伊蒙混层和伊利石等黏土矿物。②研究区储集岩整体较为致密，孔隙度为1.0%～14.5%，平均为4.0%，渗透率为0.011～6.146mD，平均为0.125mD，具有低孔特低渗特征。③研究区储集岩的孔隙类型以晶间孔、溶蚀孔、溶洞和裂缝为主，储层孔隙形态为平行狭缝型。④研究区微孔的质量体积平均为0.0056mL/g，占总孔的质量体积的34.70%；中孔的质量体积平均为0.0066mL/g，占总孔体积的40.84%，宏孔的质量体积相对较小，为0.0039mL/g，占总孔体积的24.46%，因此，对岩石储集性贡献最大的为中孔，其次是微孔。

砂岩储层油水相对渗透率曲线表征模型及其在数值模拟中的应用

吕栋梁, 杨健, 林立明, 张恺漓, 陈燕虎

2023, Vol.35(1): 145–159    摘要 ( 2271 )    PDF (6879 KB) ( 128 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230113

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例，在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上，建立了油水相对渗透率曲线表征模型，并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型，探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性，通过交替条件期望法进行多元回归，以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型，以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型，4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1；以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础，利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型，利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型，2个形态表征模型的绝对误差小于1.7，模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中，生产动态主要受油相相渗的影响，利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理，在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响；在注水开发模拟中，储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响，模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。

基于非稳态热传导的SAGD开发指标预测模型

丁超, 王攀, 秦亚东, 梁向进, 郑爱萍, 李宁, 邢向荣

2023, Vol.35(1): 160–168    摘要 ( 2243 )    PDF (2593 KB) ( 154 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230114

根据传热学和热采理论，利用程序设计的方法，对考虑边界效应的SAGD(蒸汽辅助重力泄油)非稳态热传导模型和开发关键指标解析解及开发指标的快速预测进行了研究。研究结果表明:①现有的非稳态热传导模型对传热外边界的温度假设存在局限性，根据能量守恒原理修正传热外边界条件，建立传热深度与累积传热量的解析关系，可定量计算上覆和下伏地层的热损失；②在巴特勒经典SAGD产量模型基础上，推导的蒸汽腔上升及横向扩展阶段和下压阶段的产水量、油汽比和蒸汽热利用率等解析模型，可实现SAGD特定开发阶段或全生命周期开发关键指标的快速预测；③通过与实际指标对比，井组生产6.4a预测油汽比和含水率的符合率均在95%以上，证实了解析模型和程序设计的可靠性；④根据准噶尔盆地风城油田重32井区油藏参数，预测分析的不同油层厚度条件下SAGD蒸汽热利用率和关键开发指标表明，蒸汽热利用率大于35%、油汽比大于0.15对应油层厚度应大于12m。