2024年 36卷 3 期 封面目录

2024, Vol.36(3): 0–0    摘要 ( 71 )    PDF (7234 KB) ( 99 )

松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩油储层中微米孔缝特征及油气意义

何文渊, 赵莹, 钟建华, 孙宁亮

2024, Vol.36(3): 1–18    摘要 ( 240 )    PDF (26206 KB) ( 380 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240301

通过岩心观察、薄片鉴定、电子背散射、二次成像及能谱分析等多种实验手段，对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩油储层中的微米孔和微米缝进行了研究。研究结果表明：①古龙凹陷页岩油储层岩性为以页岩为主的细粒碎屑岩，矿物成分以黏土和长英质为主，在结构上显示出泥岩或页岩的特点，整体为长英质页岩；储层中微米孔、缝发育，类型多样。②研究区微米孔直径一般为 1~2 μm，最大可达70 μm，多呈近圆形、扁圆形、多角形和不规则形，按成因可分为压实应力屏蔽孔、成岩自生孔、溶蚀孔、生排烃扩张孔、有机质孔和硅藻残留孔 6 类；压实应力屏蔽孔多发育在刚性矿物的两侧；成岩自生孔常发育在白云石、绿泥石、伊利石等成岩自生矿物中，以晶间孔为主；溶蚀孔多发育在碳酸盐矿物中，内部可见次生菌丝状絮凝体；生排烃扩张孔多呈垂直或近垂直成列产出，与轻质油形成的二次生烃和排烃有关；有机质孔发育在有机质内部，与植物的残留细胞及轻质油和天然气的充填有关；硅藻残留孔主要发育在硅藻内部和边缘，孔径较大，一般为数微米至数十微米。③研究区微米缝以顺层为主，宽一般为 1~10 μm，最大可达100 μm，长主要为数微米至数十微米，可见毫米级；可分为成岩收缩缝、溶蚀缝、生排烃扩张缝和构造/剪切缝4类，成岩收缩缝以张性缝为主，缝弯曲，缝壁参差不齐；溶蚀缝宽度可达 60~70 μm，裂缝内可见自生黏土，缝两侧有黄铁矿、磷灰石和白云石等自生矿物；生排烃扩张缝两侧多锯齿状参差不齐，绕过刚性矿物；构造/剪切微米缝一般平直，有与剪切相关的其他裂缝伴生。④研究区不同尺度的孔、缝之间连通性较好，形成了“纳米孔+纳米缝、微米孔+微米缝、毫米孔+毫米缝”三级储集和输导体系。

渤海湾盆地沾化凹陷古近系沙三下亚段旋回地层学分析及地层划分

方旭庆, 钟骑, 张建国, 李军亮, 孟涛, 姜在兴, 赵海波

2024, Vol.36(3): 19–30    摘要 ( 205 )    PDF (8206 KB) ( 264 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240302

湖相细粒沉积多具有连续性，能记录和保存显著的天文旋回信号，是进行天文旋回分析的理想地层。通过对渤海湾盆地沾化凹陷重点井沙三下亚段自然伽马数据进行 MTM 频谱分析和 FFT 进化谐波分析，建立了“浮动”天文年代标尺，并在单井上进行了天文旋回地层划分及连井地层对比，为全区搭建了地层格架。研究结果表明：①渤海湾盆地沾化凹陷沙三下亚段记录了显著的天文旋回信号，匹配出最优沉积速率为 9.0×103 cm/Ma；由长偏心率、短偏心率、斜率和岁差周期产生的旋回地层厚度分别为 42.3 m，9.0 m，2.4~4.7 m 和1.3~1.9 m；②沙三下亚段比较稳定的记录了 6 个长偏心率旋回、25 个短偏心率旋回，可将短偏心率曲线作为地层划分依据来进行高精度地层对比。③运用天文旋回理论进行岩相发育规律、岩相空间配置关系的预测，可为湖盆沉积中心页岩油气地质“甜点”的精细勘探提供依据。

川南长宁地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气储层低电阻率响应特征及主控因素

程静, 闫建平, 宋东江, 廖茂杰, 郭伟, 丁明海, 罗光东, 刘延梅

2024, Vol.36(3): 31–39    摘要 ( 177 )    PDF (7441 KB) ( 353 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240303

以川南长宁地区 NX22 井五峰组—龙马溪组低电阻率页岩气储层为例，利用岩心矿物组分、扫描电镜、总有机碳（TOC）含量、含水饱和度测试及测井曲线等资料，确立了低电阻率页岩气储层岩石体积物理模型，采用随机法构建了三维数字岩心模型，进而利用有限元数值模拟方法模拟计算各矿物组分含量、含水饱和度及有机质石墨化的电阻率响应特征，并分析其主控因素。研究结果表明：①长宁地区五峰组—龙马溪组低电阻率页岩气储层岩石体积物理模型由骨架（石英、长石、方解石和白云石等）、黏土矿物、黄铁矿、未石墨化有机质以及石墨化有机质、孔隙 6 个部分组成。②三维数字岩心模型的长、宽、高分别为 100×100×100 像素，融入了上述物理模型中的 6 个部分，并采用不同的颜色对导电组分进行标识，可以显示不同方向上的切片，表征低电阻率页岩气储层的组分特性。③黏土矿物含量、黄铁矿含量、含水饱和度以及有机质石墨化程度等 4 个参数增大都会造成页岩气储层的电阻率下降，而有机质的高石墨化程度（25%）和高含水饱和度（88.0%）使页岩气储层的电阻率从正常电阻率（大于 15 Ω·m）降到低阻甚至超低阻（小于 5 Ω·m），是导致研究区页岩气储层超低阻响应的 2 个核心因素。

改进的U-Net网络小断层识别技术在玛湖凹陷玛中地区三叠系白碱滩组的应用

宋志华, 李垒, 雷德文, 张鑫, 凌勋

2024, Vol.36(3): 40–49    摘要 ( 159 )    PDF (48241 KB) ( 168 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240304

利用改进的 U-Net 网络小断层识别技术，对准噶尔盆地玛湖凹陷玛中地区三叠系白碱滩组的小断层进行了识别。研究结果表明：①构造导向滤波预处理能有效改善地震资料的品质，提高断层识别的准确率。加入了跳跃连接和中继监督、正态标准化和聚焦均方损失函数的 U-Net 网络方法，对小断层的精细识别能力有所提升。②使用 200 组训练样本集和 20 组验证样本集，模型地震数据由反射系数与雷克子波褶积生成，断层由人工标注而成。选取最优的网络模型参数，并在合成的含噪地震数据上分别利用相干属性、常规 U-Net 网络方法及改进的 U-Net 网络方法进行测试，构造导向滤波有效突出了断层的边界，且增强了同相轴的横向连续性，改进后的 U-Net 网络方法对于 7 m 以上断距的断层可进行有效识别。③对于玛湖凹陷玛中地区三叠系白碱滩组高角度走滑断裂和伴生小断距次级断裂的识别，改进后的 U-Net 网络方法的识别精度明显高于相干属性和常规 U-Net 网络方法，研究区大侏罗沟断裂北翼的③号与④号砂体，是拓展 MZ4 井区三叠系白碱滩组高效勘探的有利区。

川中地区蓬莱气田震旦系灯影组二段储层发育主控因素及分布规律

夏茂龙, 张本健, 曾乙洋, 贾松, 赵春妮, 冯明友, 李勇, 尚俊鑫

2024, Vol.36(3): 50–60    摘要 ( 185 )    PDF (57348 KB) ( 434 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240305

结合岩心、薄片及分析测试等资料，对川中蓬莱气田震旦系灯影组二段储层的主控因素及分布规律进行了详细研究。研究结果表明：①蓬莱气田震旦系灯二段储层主要由凝块石白云岩、泡沫绵层白云岩及砂屑白云岩组成，储集空间包括孔隙、溶洞及裂缝，以残余格架孔和中小型溶洞为主，孔隙多发育于微生物黏结白云岩及颗粒白云岩中。灯二上亚段储层孔隙度为 2.0%~11.0%，平均为 4.43%，渗透率为 0.005~10.000 mD，平均为 1.190 mD；灯二下亚段储层孔隙度为 2.00%~6.98%，平均为 3.64%，渗透率为 0.030 9~2.600 0 mD，平均为 0.950 0 mD。②微生物丘滩体展布及准同生期岩溶作用、表生期岩溶作用共同控制了研究区灯二段储层的分布及品质，优质储层多发育于灯二上亚段中上部和灯二下亚段顶部。③研究区灯二下亚段总体属海进半旋回产物，仅上部发育孔洞/缝洞型储层，中部及下部储层欠发育。灯二上亚段多为海退半旋回产物，其 1 小层为次级海侵背景，丘滩体厚度薄，以孔隙型储层为主；2 小层在海退背景下发育连片分布的丘滩体，储层厚，以孔洞型储层为主（多为Ⅱ类储层），为区内主力产气层段；3 小层总体为海退晚期浅水台坪沉积，葡萄花边构造发育，岩溶改造作用较明显，储层多为缝洞叠加岩溶型储层（Ⅲ类储层）。

下扬子逆冲推覆构造后缘凹陷油气富集关键要素及有利勘探方向

邵威, 周道容, 李建青, 章诚诚, 刘桃

2024, Vol.36(3): 61–71    摘要 ( 160 )    PDF (15329 KB) ( 345 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240306

通过开展系统的构造特征、沉积环境、油气富集规律分析，在钻探新发现的新资料基础上，对下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷油气富集规律和有利勘探方向进行了研究。研究结果表明：①下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷中油气显示表现为“三气两油”特征，即二叠系大隆组和孤峰组页岩气、龙潭组煤层气和致密砂岩气、大隆组页岩油和三叠系殷坑组灰岩裂隙油。②以宣城凹陷为代表的下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷带油气富集受3个关键要素控制，即后缘凹陷块体稳定，已形成的油气体系具有较好的保存环境；该地区二叠系大隆组（P3d）和孤峰组（P2g）沉积环境属深水陆棚环境，是有利的沉积相带，发育2套富有机质的烃源岩层系；顶、底板有效封存条件均较好，烃源岩上部有三叠系泥灰岩地层覆盖，下部有栖霞组生物碎屑灰岩为垫层，顶、底地层控制了纵向油气的散逸。③研究区下三叠统—上二叠统自上而下依次富集泥灰岩裂隙油、页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩气，整体呈“上油下气”多种非常规油气同生共存的特征，形成了特殊的油气富集模式。④宣城凹陷与南陵凹陷、句容凹陷和常州凹陷具有相似的地质条件，是下一步页岩油气勘探的首选有利区。

鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及聚集规律

段逸飞, 赵卫卫, 杨天祥, 李富康, 李慧, 王嘉楠, 刘钰晨

2024, Vol.36(3): 72–83    摘要 ( 166 )    PDF (9418 KB) ( 361 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240307

鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气勘探潜力较大。通过分析钻井、录井以及测井资料，结合泥页岩样品的分析化验资料，深入分析了延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及成藏过程，并探讨页岩气聚集机理。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组大面积分布的泥页岩有机碳（TOC）含量较高，平均质量分数为 2.12%，干酪根类型主要为Ⅲ型，Ro为2.0%~3.7%，处于高成熟—过成熟阶段，为优质烃源岩。②研究区山西组泥页岩矿物组成整体上具有富黏土特征，黏土矿物平均质量分数为 56.7%，有利于吸附气的赋存；主要发育无机矿物孔、有机孔和微裂缝 3 种储集空间类型；岩石含气性受不同岩性组合的影响而差异较大，山 2 段相较于山 1段具有较高的含气量（平均质量体积为1.38 m3/t）。按照源储配置关系，可划分为厚层泥页岩夹薄砂层、泥页岩与粉砂岩和细砂岩互层、泥页岩与煤层混层 3 种类型，不同的源储配置具有不同的含气特征。③研究区页岩气主要以吸附态、游离态赋存，在成藏过程处于动态平衡的状态，随着地层条件的变化而不断转化。其聚集过程可分为 3 个阶段：早侏罗世，有机质开始生成气态烃，页岩气开始吸附聚集；中—晚侏罗世，气态烃大量生成膨胀造隙，气态烃排出，裂缝关闭，循环运移聚集；早白垩世，有机质达到高—过成熟阶段，进入最后一个生排烃时期，直至地层抬升，生烃终止。泥页岩良好的封盖作用为页岩气藏的形成提供了坚实的保障。

渤海湾盆地庙西北地区古近系沙河街组三段源-汇系统重建

冯斌, 黄晓波, 何幼斌, 李华, 罗进雄, 李涛, 周晓光

2024, Vol.36(3): 84–95    摘要 ( 156 )    PDF (69227 KB) ( 324 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240308

基于钻井岩心和三维地震资料，从物源岩性、分水岭和古水系、搬运通道3个方面对渤海湾盆地庙西北地区物源特征和沉积相展布进行了分析，并通过沉积区古地貌恢复和剥蚀物源区古地貌回溯重建了古近系沙河街组三段（沙三段）沉积时期的源-汇系统。研究结果表明：①渤海湾盆地庙西北地区古近系沙三段发育一个完整的近源搬运型源-汇系统，庙西北凸起为物源区，渤东凹陷为主要沉积区；庙西北凸起物源岩性包括中生界花岗岩、下元古界石英片岩及下元古界角砾岩；主分水岭沿凸起长轴呈近南北向展布，古水系散布其间，搬运通道主要为5个古沟谷和2个古断槽；渤东凹陷沙三段主要发育快速堆积的扇三角洲—湖泊相沉积，岩性主要为含砾砂岩、细砂岩及泥岩，分选性和磨圆度均较差，岩石成分及矿物组合均与庙西北凸起石英片岩及花岗岩较为匹配，扇三角洲沉积体呈近东西向展布，在渤东凹陷北部以连片朵状扇三角洲为主，南部为孤立朵状。②沙三段沉积期，庙西北凸起剥蚀作用具有“西强东弱”的特征，古分水岭逐渐向西迁移，凸起中部及北部物源面积大、垂向高差大，物源供给能力更强；渤东凹陷沙三段厚度为100~600 m，具有东南薄、西北厚的特征，沉积中心位于区域北部，且北部地层剥蚀作用更强，向东部延伸长度可达3.2 km；扇三角洲的发育位置受控于物源区搬运通道，其发育规模则受控于物源区域面积，渤东凹陷北部及中部扇三角洲沉积体规模更大，是勘探有利区。

准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系火山岩凝析气藏的发现与勘探启示

卞保力, 刘海磊, 蒋文龙, 王学勇, 丁修建

2024, Vol.36(3): 96–105    摘要 ( 146 )    PDF (35128 KB) ( 156 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240309

准噶尔盆地石炭系火山岩油气藏是油气勘探的重点领域之一。根据录测井资料、地球化学分析数据及岩石薄片鉴定资料，结合地球物理方法，厘清了准噶尔盆地盆 1 井西凹陷石炭系火山岩油气成藏的主控因素，总结出深层火山岩气藏富集规律，明确了有利勘探方向。研究结果表明：①准噶尔盆地盆 1 井西凹陷风城组烃源岩厚度为 100~300 m，面积约为 5 400 km2，整体进入生凝析油—干气阶段，生气强度大于 20×108 m3/km2，为凹陷提供了丰富的天然气源。②研究区石炭系火山岩岩性复杂，爆发作用形成的安山质火山角砾岩受到风化淋滤作用，可形成物性较好的风化壳型储层。石炭系—二叠系大型不整合面和广泛发育的深大断裂是重要的输导体系，二叠系上乌尔禾组泥岩作为区域盖层，为凝析气成藏提供了保存条件，油藏主要分布在高部位，气藏分布于低部位。③通过“两宽一高”（宽方位、宽频带、高密度）技术，提高地震成像精度，联合时-频电磁技术（TFEM），实现了石炭系火山岩的精细刻画，为深层油气藏的勘探提供了有力支撑。石西 16 井的重大突破，证实了盆 1 井西凹陷石炭系火山岩具有巨大的勘探潜力。

渤东凹陷新生代伸展-走滑叠合断裂时空差异演化模式及控藏效应

董柔, 李坤, 殷际航, 薛煜恒, 江涛, 徐国盛

2024, Vol.36(3): 106–116    摘要 ( 156 )    PDF (20930 KB) ( 203 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240310

以三维地震精细解释为基础，通过构造剖面恢复，系统分析了渤东凹陷新生代伸展-走滑叠合断裂的时空差异演化特征及控藏作用。研究结果表明：①渤东凹陷新生代广泛发育以 NNE 向为主干、NE向为派生、NW 向为叠加的伸展-走滑叠合断裂体系，可划分为强伸展-弱走滑断裂和强走滑-弱伸展断裂 2 类；整体具有深浅分层、南北分段的特征，纵向上，古近系主要发育强伸展-弱走滑断裂，断裂大而稀，新近系—第四系主要发育强走滑-弱伸展断裂，断裂小而密；平面上，同一断裂在不同段的构造组合样式存在差异。②研究区新生代伸展-走滑叠合断裂的演化主要表现为北部断裂活动强度“早强晚弱”，中部断裂继承性持续发育，南部断裂活动强度“早弱晚强”；演化模式分为初始断陷（孔店组—沙四段沉积期）、强烈断陷（沙三段—东营组沉积期）和走滑坳陷（馆陶组—平原组沉积期）3 个阶段，初始断陷阶段，NNE—NE 向强伸展与弱走滑叠合，NE 向强伸展-弱走滑断裂为主控，NW 向先存断裂活化，分割凹陷；强烈断陷阶段，NNE—NE 向强伸展与弱走滑叠合，NNE 向强伸展-弱走滑断裂变为主控，NW 向断裂活动减弱或停止；走滑坳陷阶段，NNE 向强走滑与弱伸展叠合，断裂不控制沉积，但对地层展布具有调整作用。③研究区伸展-走滑叠合断裂的发育演化与油气成藏密切相关，整体具有“早期伸展控源、晚期走滑控运、多期叠加控圈”的特征，东部斜坡带是油气运聚的有利区。

鄂尔多斯盆地二叠系盒8段河流扇沉积模式及勘探意义

王宏波, 张雷, 曹茜, 张建伍, 潘星

2024, Vol.36(3): 117–126    摘要 ( 144 )    PDF (39746 KB) ( 181 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240311

根据野外露头及岩心的分析化验资料，在源-汇系统分析的基础上，对鄂尔多斯盆地二叠系盒 8 段的古气候环境及沉积相特征进行了详细研究。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地二叠系盒 8 段 Sr/Cu 的值多大于 10，V/Cr 值多小于 2.0，地层厚度差小于 30 m，未出现明显的突变，古沉积坡度为 0.5°~1.0°，古地貌开阔平缓且无明显坡折带，沉积水体较浅，是在古气候干旱、古地形平缓的背景下，受阶段性洪水作用主导的事件沉积。②盒 8 段沉积期，盆地不存在大面积汇水区，沉积体系中河流并未进入湖泊水体，而是向东南流出盆地或是消失在内陆干旱地区，全盆地以洪泛平原沉积为主，表现为河道与泛滥平原交互分布的沉积格局，形成了河流扇沉积模式。③湖水进退往复，洪水期与枯水期间歇发育，洪水期多期次决口河道接力搬运使得粗粒级砂岩向湖盆长距离延伸，枯水期发育厚层泥质沉积可作为区域性盖层，形成了良好的储盖组合，勘探潜力大。

辽河坳陷陈家断裂带北部构造演化解析及油气成藏

西智博, 廖建平, 高荣锦, 周晓龙, 雷文文

2024, Vol.36(3): 127–136    摘要 ( 117 )    PDF (6337 KB) ( 288 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240312

辽河坳陷陈家断裂带油气资源丰富，是辽河西部凹陷北段重要的含油气区带之一。基于构造演化解析，结合砂箱物理模拟实验，分析了辽河坳陷陈家断裂带的变形机制和演化过程，并指出其对油气成藏的控制作用。研究结果表明：①辽河坳陷陈家断裂带具有分段发育特征，且活动时期具有“先北后南”的演化特征，受断层分段性影响，陈家断裂带主要发育压扭背冲构造样式和走滑压扭构造样式。②物理模拟实验结果显示，台安—大洼断裂上盘在压扭作用影响下首先形成压扭性质的雁行小断裂，随着位移增大，小断裂逐渐连接，最终形成了贯穿型走滑断裂带，即陈家断裂带。③台安洼陷为新生代多期次构造变形叠加形成的洼陷，深层发育主力烃源岩层系，具备发育大规模油气藏的物质基础，洼陷边缘的钻井岩心分析结果显示，烃源岩TOC 值为 4.79%，Ro为 0.3%~0.4%，属于好—较好烃源岩，推测洼陷中心厚度更大，质量更优。陈家断裂带中北部下盘发育断鼻构造，具备陈家洼陷和台安洼陷双源供烃的特点，是油气聚集的有利场所。

四川盆地南缘昭通示范区罗布向斜志留系龙马溪组页岩储层裂缝建模

计玉冰, 郭冰如, 梅珏, 尹志军, 邹辰

2024, Vol.36(3): 137–145    摘要 ( 119 )    PDF (32270 KB) ( 233 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240313

基于岩心分析、成像测井分析和三维地震资料，对四川盆地南缘昭通示范区罗布向斜龙一 1亚段和五峰组的多尺度离散裂缝网络建模方法进行了研究。研究结果表明：①将蚂蚁体属性中的强响应部分确定性提取成面，可得到大尺度离散裂缝网络模型；用蚂蚁体沿层切片显示的带走向趋势的裂缝参与小尺度离散裂缝网络建模，降低了小尺度裂缝走向模拟的不确定性。②罗布向斜龙一1亚段和五峰组裂缝以高角度剪切缝为主，多被方解石充填，裂缝走向为北东—南西向，成像测井解释的裂缝走向与附近地震解释的断层走向一致。③大尺度离散裂缝网络模型与钻井的断层位置相符，小尺度裂缝发育部位与钻井液漏失部位吻合，多尺度离散裂缝网络模型可较好地表征罗布向斜龙一1亚段和五峰组的裂缝发育特征。④罗布向斜 Y12H 井应用多尺度离散裂缝网络模型优化压裂方案，压裂缝网复杂度高，试气产量较邻井提高了近 41%，优化小尺度裂缝走向后的多尺度离散裂缝网络模型实际应用效果较好。

辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征及油气成藏模式

朱康乐, 高岗, 杨光达, 张东伟, 张莉莉, 朱毅秀, 李婧

2024, Vol.36(3): 146–157    摘要 ( 155 )    PDF (47260 KB) ( 266 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240314

通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、饱和烃色谱-质谱和流体包裹体等的分析，对辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征和油气成藏模式进行了详细研究。研究结果表明：①辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩主要发育在 E2s32亚段、E2s33亚段和 E2s4段，其中 E2s32亚段Ⅱ小层泥岩最为发育，主要为深灰色厚层泥岩，整体厚度约 170 m。②研究区深层烃源岩总有机碳质量分数平均可达1.60%，生烃潜量平均值为 2.82 mg/g；有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主，主要为浮游植物与高等植物混合贡献，为弱氧化—弱还原的湖相咸水沉积环境；烃源岩有机质丰度为 0.5%~1.5%，普遍达到大量生烃阶段，部分已达到高成熟演化阶段。③研究区深层烃源岩在距今 38 Ma 时进入生油窗，距今 20 Ma 时开始生成天然气；流体包裹体显示研究区存在 2 期油气充注，分别为 38~26 Ma 和 20 Ma~现今，与生烃演化史匹配。

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层特征及主控因素

曹江骏, 王茜, 王刘伟, 李诚, 石坚, 陈朝兵

2024, Vol.36(3): 158–171    摘要 ( 147 )    PDF (28814 KB) ( 314 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20230315

运用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物 X 射线衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、物性测试等资料，对鄂尔多斯盆地西南部合水地区三叠系延长组长 7 段夹层型页岩油储层特征及储层致密化主控因素进行了研究，建立了储层定量评价标准，并预测出有利储层分布。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长 7 段夹层型页岩油储层主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩，成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉结构复杂，具有高孔低渗特征。②胶结作用是研究区长 7 段夹层型页岩油储层致密化的主控因素，储层平均视胶结率为 86.3%，达到强胶结程度，以自生黏土矿物中的伊利石胶结为主；压实作用对储层致密化起次要作用，储层平均视压实率为 46.0%，为中等压实程度；溶蚀作用降低了储层的致密化程度，但储层渗流能力较低，酸性流体难以大规模溶蚀，平均视溶蚀率仅为 13.8%，为弱溶蚀程度。③受中等压实—弱溶蚀—强胶结成岩作用的影响，储层非均质性较强，成岩系数差异较大。Ⅰ类储层成岩系数大于 2.4，Ⅱ1类储层成岩系数为 1.8~2.4，Ⅱ2类储层成岩系数为 1.2~＜1.8，Ⅲ类储层成岩系数小于 1.2，Ⅰ类与Ⅱ1类储层为有利储层。区域上中部混源区有利储层发育规模最大，是勘探的主要目标区。

考虑启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流特征

钟会影, 余承挚, 沈文霞, 毕永斌, 伊然, 倪浩铭

2024, Vol.36(3): 172–179    摘要 ( 127 )    PDF (4310 KB) ( 279 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240316

针对致密油开发中体积压裂水平井裂缝干扰的问题，在三线性流模型的基础上，通过引入半渗透边界条件和井间干扰系数α，建立了考虑未改造区启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流模型，对不同干扰情况下水平井井底压力动态及产量递减特征进行了研究。研究结果表明：①α 越大，裂缝干扰条数越多，压力动态曲线改造区线性流持续的时间越长，改造区窜流、拟稳定流动发生得越晚；未改造区启动压力梯度越大，拟稳定流发生的时间就越早。②裂缝导流能力越大，主裂缝线性流出现时间越早，两井裂缝导流能力越接近，α 对压力动态的影响较明显。③α越大，井底压力相对较低的水平井初期产量越高，至晚期后，产量下降越明显，无因次启动压力梯度越大，后期产量递减越快。④裂缝导流能力越小，前期阶段产量曲线越靠下，两井裂缝导流能力相近时，α 对产量的干扰相对较大。

断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践

刘仁静, 陆文明

2024, Vol.36(3): 180–188    摘要 ( 121 )    PDF (3289 KB) ( 278 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240317

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系断块油藏水驱开发后期流线固定导致注入水无效循环的问题，基于渗流力学和油藏工程原理，通过室内物模模拟和油藏数值模拟，提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合开发调整技术，并验证了该技术可提高采收率的原理。研究结果表明：①利用注采耦合开发技术建立的“注入期间的高渗通道与低渗通道吸水量比模型”和“采油期间主流线和非主流线产油量比模型”均揭示了“改变压力场促进渗流场调整，实现均匀注入和均匀采出，扩大水驱波及系数和增加驱油效率”的注采耦合渗流力学机制。②注采耦合技术可以实现“扩大波及系数、增加驱油效率”，起到类似“调剖”的作用，高含水期通过此项技术可将低渗透岩心的分流率由 1.0% 提到 18.6%，模型驱替更均衡；经过 2 个轮次的注采耦合调整，高、低渗透岩心的原油采收率分别提高了10.3% 和16.1%。③研究区 D 断块古近系沙河街组沙二段 Es236含油小层油藏注采耦合开发数值模拟结果显示，主流线和非主流线驱替更均匀，两者压力梯度极差由 2.3 下降至 1.4。经过 3 个轮次注采耦合开发调整，沙二段 3—6 砂层组油藏平均综合含水率下降了 3.2%，累计增油 1 760 t，提高原油采收率 2.1%，增油降水效果显著。