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本期目录

2020年, 第1期 Previous    Next
成果专栏
海相碳酸盐岩储层实验分析技术进展及应用
胡安平1,2, 沈安江1,2, 王永生1,2, 潘立银1,2, 梁 峰1,2, 罗宪婴1,2, 佘 敏1,2, 陈 薇1,2, 秦玉娟1,2, 王 慧1,2, 韦东晓1,2
海相油气地质.2020,25 (1): 1-11.  
摘要 ( 440 )     PDF( 485 )

中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室经过近10年的建设和发展,初步形成了岩石组分与结构分析、储层地球化学实验分析、孔隙形成与分布模拟实验、储层地质建模和基于储层地质模型的地震储层预测5项技术系列,为碳酸盐岩沉积储层研究提供了一站式解决方案。本文重点阐述了岩石组分与结构分析和储层地球化学实验分析2项技术系列的技术内涵、技术进展及应用。岩石组分与结构分析主要从不同角度开展岩石结构和矿物成分分析,是碳酸盐岩沉积储层研究最基础的工作,为深化沉积储层认识提供了手段。储层地球化学实验分析主要包括同位素和元素地球化学检测,在碳酸盐岩储层成因与分布规律研究中得到广泛的应用,其中碳酸盐矿物激光原位U-Pb同位素定年、团簇同位素、激光原位碳氧稳定同位素在线取样测定和微量-稀土元素激光面扫描成像等技术是近几年开发的核心技术,也体现了储层地球化学实验分析技术从全岩溶液法到激光原位法再到激光面扫描成像的技术发展趋势。

碳酸盐岩溶蚀模拟实验技术进展及应用
佘敏1,2,蒋义敏1,2,胡安平1,2,吕玉珍1,2,陈薇1,2,王永生1,2,王莹1,2
海相油气地质.2020,25 (1): 12-21.  
摘要 ( 527 )     PDF( 632 )

碳酸盐岩溶蚀作用是指流动的侵蚀性流体与碳酸盐岩之间相互作用的过程及由此产生的结果,从地表到深 埋藏地层中均可发生。碳酸盐岩溶蚀模拟实验是指通过模拟地层环境来再现碳酸盐岩溶蚀作用的过程和结果,是研 究碳酸盐岩储层规模溶蚀有利条件和分布规律的重要方法。中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室自主研发高温 高压溶解动力学模拟装置,最终建成由岩石内部溶蚀、岩石表面溶蚀和高温高压原位可视化检测组成的碳酸盐岩溶 蚀模拟实验技术。利用高温高压溶解动力学模拟实验装置,开展了碳酸盐岩埋藏溶蚀温度窗口和孔隙演化样式的实 验研究,取得2个方面的认识:①高盐度流体背景模拟实验表明,随着温度增加,碳酸盐岩的溶蚀量具有缓慢下降— 缓慢上升—快速下降的特征,由于地层水两种相反离子效应的作用,在80~110℃范围内存在一个有利于碳酸盐岩溶 蚀的温度窗口;②通过粒间孔隙型、晶间孔隙型、溶蚀孔洞型、鲕模孔隙型和格架孔隙型5种碳酸盐岩溶蚀模拟的对 比实验,认识到连通孔隙是埋藏溶蚀发生的先决条件和有利区域,碳酸盐岩内部组构差异会进一步加剧储集空间在 孔、洞和缝组合上的复杂性。

海相碳酸盐岩储层地震预测技术进展 及应用实效
常少英1,2, 李 昌1,2, 陈娅娜1,2, 熊 冉1,2, 谷明峰1,2, 邵冠铭1,2, 朱 茂1,2, 丁振纯1,2, 张 豪1,2, 王小芳1,2
海相油气地质.2020,25 (1): 22-34.  
摘要 ( 616 )     PDF( 392 )

针对碳酸盐岩储层非均质性强、平面分布复杂的特点,基于碳酸盐岩储层分布主要受大型不整合面、层间岩溶面、断裂系统、礁滩相带和膏质白云岩相带等地质要素控制的认识,通过储层测井识别和评价图版的标定,开展了地质-测井-地震一体化的碳酸盐岩储层地震预测技术攻关,形成了以储层地质模型为约束、测井储层识别和评价图版标定为基础,以台地类型/岩相、层序界面、岩溶储层、断裂系统、礁滩体、白云岩体识别为核心的6项储层地震预测技术。这些技术在塔北轮古西奥陶系潜山岩溶储层、哈拉哈塘油田奥陶系潜山内幕断溶体储层,四川盆地震旦系—寒武系礁滩储层、中二叠统栖霞组晶粒白云岩储层,鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组上组合白云岩风化壳储层的预测中取得了良好的应用实效,储层预测吻合率提高了20%以上。

沉积·储层
塔里木盆地西北缘震旦系奇格布拉克组 微生物白云岩发育特征及储集意义
杨翰轩1,2,3, 沈安江2,3, 郑剑锋2,3, 胡安平2,3
海相油气地质.2020,25 (1): 44-54.  
摘要 ( 486 )     PDF( 371 )

塔里木盆地震旦系奇格布拉克组发育一套厚层微生物白云岩,对其微生物岩类型、分布规律和储层成因等方面的认识仍不清楚。基于野外剖面实测及薄片观察,对该套白云岩的发育特征及油气储集意义进行了研究。奇格布拉克组发育规模不等的多种类型微生物白云岩,包括叠层石白云岩、凝块石白云岩、泡沫绵层石白云岩及与微生物相关颗粒白云岩,以微生物丘和微生物白云岩坪建造的形式产出。奇格布拉克组由SQ1和SQ2 2个三级层序构成,不同沉积建造发育于层序格架内的特定阶段:微生物丘主要发育于三级层序的TST和HST早期,微生物白云岩坪则主要发育于三级层序的HST中晚期;叠层石白云岩集中发育于SQ1,环境条件的改变导致SQ2以发育泡沫绵层石白云岩为主。奇格布拉克组微生物白云岩储层具有相控性,位于向上变浅旋回顶部的丘坪和微生物白云岩坪是储层发育的有利相带。泡沫绵层石白云岩发育多种类型孔隙,纵向上频繁叠置、累计厚度大,横向上分布稳定,是奇格布拉克组储集性能最好的储集岩,具备成为规模优质储层的潜力。

四川盆地东部中二叠统茅口组眼球状石灰岩 储层特征及成因
苏成鹏1,2,3, 谭秀成1,2,3, 王小芳3,4, 李 飞1,2,3, 芦飞凡3, 李明隆3, 胡 笙3
海相油气地质.2020,25 (1): 55-62.  
摘要 ( 583 )     PDF( 245 )

眼球状石灰岩长久以来通常被看作一类非油气储集岩类,而且其成因一直颇有争议。通过对11条野外剖面的观测以及室内薄片鉴定和物性分析,对川东地区茅口组眼球状石灰岩的岩石学特征和储集性能进行研究,并初步探讨了储层的成因机制。研究发现,眼球状石灰岩“眼球”与“眼皮”宏观、微观特征具有较大差异:“眼皮”部分储渗性能相对较好,储集空间主要为各类次生溶蚀孔隙,孔渗相关性好,为低孔-低渗的孔隙型储层。研究结果表明:在盆地内广泛分布的眼球状石灰岩,可作为油气勘探中的致密灰岩储集体。基于眼球状石灰岩宏观、微观特征,结合前人研究成果,初步认为眼球状石灰岩储层的形成与该类岩石的成岩过程密切相关,早期海水埋藏成岩作用阶段形成的层状组构差异,为后期的暴露岩溶作用奠定了物质基础,沉积后的岩溶作用是储层形成的关键。

勘探评价
西西伯利亚大型裂谷盆地侏罗系—白垩系 成藏组合与有利勘探领域
贺正军1,温志新1,王兆明1,阳孝法1,刘小兵1,梁英波1,吉利洋2,汪永华1
海相油气地质.2020,25 (1): 70-78.  
摘要 ( 500 )     PDF( 309 )

西西伯利亚盆地是一个富含油气的中生代—新生代大型裂谷盆地,盆地的优质烃源岩和储层均发育于侏罗 纪—白垩纪裂后拗陷阶段,这与典型裂谷盆地油气富集于裂谷层系的特点具有明显差异。基于系统的岩相古地理编 图、成藏要素与成藏组合分析,划分了盆地拗陷阶段的成藏组合,探讨了各成藏组合的油气分布规律,指明了未来需 要重点关注的勘探方向。研究表明:侏罗纪—早白垩世巴雷姆期,盆地经历了一次持续时间长、分布范围广的海侵— 海退沉积旋回,控制了盆地最主要烃源岩和下部多套成藏组合的发育;早白垩世巴雷姆期末—晚白垩世,转变为短周 期、多期次海侵—海退沉积旋回,控制了上部多套成藏组合的发育。侏罗系—白垩系纵向上可以划分为7套成藏组 合,已发现的油气主要富集于下白垩统贝里阿斯阶—巴雷姆阶成藏组合和下白垩统阿普特阶上段—上白垩统塞诺曼 阶成藏组合。盆地北部陆架阿普特阶上段—塞诺曼阶成藏组合中的波库尔组大型构造圈闭,南部陆上的侏罗系成藏 组合中的秋明组与瓦休甘组的岩性圈闭,将是未来最重要的两大有利勘探领域。

勘探技术
利用铝钒含量识别碎屑岩有利储层的 新技术及其应用 ——以莺琼盆地DX、BX区为例
吕俏凤1, 钟家良1, 唐 建1, 吴土荣1, 安东岭2, 曹孟贤3, 高云龙1, 何登连1, 秦圆明1, 王 锋1
海相油气地质.2020,25 (1): 79-88.  
摘要 ( 441 )     PDF( 291 )

对南海西部4个盆地的跟踪研究发现:碎屑岩中铝钒含量越低,储层性质越好。在碎屑岩发育区,铝钒含量普遍具有正相关性,且不受放射性的影响,故可通过寻找低铝低钒含量区来识别泥质含量较低的有利储层。基于铝钒含量交会图,结合录井岩性可界定出有利储层带、过渡带、欠储层带,并定量标定出各带的下限值或上限值。通过铝钒含量平面分布图,可“由点推面”识别有利储层带、过渡带、欠储层带的分布区。应用该项技术识别储层时,首先需结合钙含量把含灰质的致密储层甄别出来。该技术推广应用于莺琼盆地DX、BX等区块,钻前预测的有利储层分布区,与实钻结果基本一致。这项技术是对利用沉积相解释碎屑岩有利储层和泥质岩盖层这一方法的较好补充,也是对受放射性影响的高伽马砂岩进行测井解释的有力手段,尤其是提供了一种新型实用的地球物理手段,即把铝钒含量随深度变化曲线和各储层带的下限值或上限值应用于分频反演,可以识别有利储层和泥质岩盖层或隔夹层。

渤海湾盆地歧口凹陷南部沙河街组 浊积扇储层综合预测
谭建财1,张春华2,张明伟1,刘田1,邵远1
海相油气地质.2020,25 (1): 88-96.  
摘要 ( 408 )     PDF( 275 )

浊积扇;地震属性分析;测井约束反演;地质统计反演;储层预测;沙河街组;歧口凹陷

讨论·探索
基于组分检测与相态模拟的烃类流体液相赋存深度下限预测方法及应用
于京都, 郑 民, 张 蔚
海相油气地质.2020,25 (1): 35-43.  
摘要 ( 443 )     PDF( 384 )

油气资源勘探结果揭示了耐高温石油的存在,但是根据传统理论难以实现对油气资源赋存极限深度的准确判断及预测。因此有必要探讨含烃类混合物在埋藏条件下作为液相稳定赋存的极限深度的合理取值。根据含烃类混合物最终演化为甲烷的地层温度和临界凝析温度,建立以地层温度为300 ℃、临界凝析温度为-82.55 ℃的地质温度约束条件,以及地层温度与临界凝析温度相等为取值条件的液相稳定赋存极限地层温度判识标志,通过对理论案例中不同期次含烃类混合物对应地层温度与临界凝析温度交会点的分析表明:液相稳定赋存极限地层温度为220.82 ℃,对应的埋深为5 061.32 m。对不同期次含烃类混合物地层温度与临界凝析温度交会点的分布特征,及其与极限地层温度判识标志间的关系,可划分为收敛、截交、发散和杂乱等4种类型,它们分别对应不同的地质意义与极限温度判识流程。以句容凹陷容3井下二叠统烃类流体为分析实例,预测极限温度为192.91 ℃,对应深度为5 763.58 m,预测结果与研究区耐高温石油的分布范围一致。因此,基于组分检测与相态模拟的含烃类混合物赋存深度下限预测技术具有较好的方法合理性与适用性。

盆地·构造
川西坳陷印支期古隆起成因初探
袁晓宇1,胡烨2,刘光祥2,陈迎宾2,王彦青2,吴小奇2
海相油气地质.2020,25 (1): 63-69.  
摘要 ( 413 )     PDF( 32869 )

油气勘探实践表明,盆地中的古隆起对油气田的形成与分布起着十分重要的作用。结合钻探成果和地震资 料,对川西坳陷印支期古隆起的成因开展了研究。分析表明:印支早期不仅在川西坳陷内部和龙门山前发育了北东 走向的古隆起,而且在川西坳陷内部还发育了东西走向的古隆起。初步认为印支期古特提斯洋关闭是川西印支期古 隆起发育的动力来源,川西坳陷内部北东向古隆起的形成与江南—雪峰山南东-北西向的逆冲推覆挤压作用有关,东 西向古隆起的形成与扬子板块同华北板块沿勉略缝合带南北向的强烈碰撞挤压有关。