石油天然气工程

曾保全，程林松，李春兰，等

特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价

曾保全，程林松，李春兰，等

目的：压裂水平井逐步应用于特低渗透油藏，但压裂水平井采油联合直井注水的开发效果尚不明朗，其适应性有待证实。本文以某特低渗透油藏压裂水平井开发实例为基础，研究压裂水平井产能与裂缝产能的关系、裂缝生产能力分布和压裂水平井产能影响因素（水平段长度、裂缝数量和裂缝间距），重新揭示特低渗透油藏压裂水平井渗流机理。方法：利用水电模拟方法，研究压裂水平井产量与裂缝产量的关系、裂缝生产能力分布和裂缝数量（固定水平段长度和固定裂缝间距）对压裂水平井产量的影响；利用数值模拟方法，研究水平段长度、裂缝数量和裂缝间距对关键技术指标（采出程度、含水率、相对采出程度）和渗流场（流线和含油饱和度）等方面影响规律；采用对比分析法，研究不同渗透率级别油藏的完井方式、关键技术指标和渗流场的差异性。结果：（1）水电模拟实验表明：① 压裂水平井的产量为各条裂缝产量的总和；边部裂缝的生产能力较强，中间裂缝的生产能力较小。② 随着裂缝数量的增加，压裂水平井产能逐渐增大，但增加幅度逐渐减小，存在最优裂缝数量。固定水平段长度时，裂缝数量大于3条以后，压裂水平井产量增加幅度很小；固定裂缝间距时，油井产能增长幅度相对较大。（2）油藏数值模拟表明：① 相同裂缝数量或相同裂缝间距条件下，不同长度的压裂水平井在同一年限和相同含水率时的采出程度满足：300 m水平段的采出程度最大，600 m的次之，900 m的最小。即压裂水平井越长，采出程度越低，含水率上升速度越快。② 单元井组不同区域的流线和含油饱和度分布不均匀，注水井与压裂水平井边部裂缝之间的流线较密集、含油饱和度较低、水驱效果较好，水平井中部区域的流线密度较小、含油饱和度较高、水驱效果较差；压裂水平井的水平段越长，裂缝数量越多，水平段中间区域与注水井间越难建立有效驱替系统，进入中间裂缝的流线数量越少，水平段中间区域的含油饱和度越高，水驱效果越差。（3）相同水平段长度时，裂缝数量越多，采出程度增长幅度逐渐减小，含水率增长幅度逐渐增大，当含水率达到90%和95%时，采出程度均先增大后减小，裂缝数量为3条时的采出程度最大。（4）固定裂缝间距时，随着裂缝数量的增加，压裂水平井的相对累计产量增幅逐渐减小，采出程度（或相对采出程度）逐渐降低，含水率上升速度逐渐加快，水驱效果逐渐变差。压裂直井的采出程度最高，含水率上升速度最慢，6条缝压裂水平井的采出程度最低，含水率上升速度最快。（5）特低渗透油藏水平井的渗流机理完全不同于中—高渗透油藏：特低渗透油藏水平井由套管完井，分段射孔压裂，油藏流体在压差作用下，率先流入数量有限的水力裂缝，然后进入水平井筒（井筒本身不生产）；注水和人工裂缝导致储层流体渗流具有很强的方向性，水平井边部裂缝的流线数量多于中间裂缝；在注水井和各条裂缝之间建立有效驱替系统是压裂水平井开发特低渗透油藏的关键。结论：特低渗透油藏压裂水平井采油联合直井注水开发由于人工裂缝的存在而导致其渗流特征更加复杂，开发效果难以预测，其渗流机理不同于中高渗透油藏。压裂水平井不同位置的人工裂缝发挥的作用不尽相同，在确保各条裂缝能够建立有效驱替系统的基础上，优选水平段长度、裂缝数量和裂缝间距，可以提高特低渗透油藏压裂水平井的开发效果。

来源出版物：石油学报, 2010, 31(5): 791-796

入选年份：2015

西气东输一、二线管道工程的几项重大技术进步

李鹤林，吉玲康，田伟

摘要：目的：提高管线钢强度级别和管道输送压力是天然气输送管道强劲的发展趋势，是输气管道技术进步的重要标志。近年来，我国管道企业和相关科研院所针对高性能管线钢及管材开发、大口径高压输送干线管型选择、高压输气管道延性断裂的止裂韧性的确定、基于应变的设计方法及抗大变形管线钢管的应用、应变时效控制技术等5方面的关键技术进行联合攻关，取得一批关键技术成果，使西气东输和西气东输二线等国家重点管道工程的设计压力和钢管强度级别达到或领先于同时期的国际先进水平，保证管道的安全可靠。方法：（1）研制并大规模应用针状铁素体型X70、X80钢级高性能管线钢及焊管、管件；（2）突破国际上螺旋埋弧焊管的使用禁区，确立具有中国特色的“大口径高压输送干线螺旋缝埋弧焊管与直缝埋弧焊管联合使用”的技术路线；（3）采用Battelle简化公式或Battelle双曲线模型预测西气东输和西气东输二线等高压输气管道管道延性断裂的止裂韧性；（4）研究应用油气管道基于应变的设计方法，且解决抗大变形管线钢管在强震区和活动断裂层管段应用技术难题；（5）研究解决高强度焊管的腐蚀控制和应变时效控制技术。结果：（1）为了全面满足油气输送管道对钢管的使用性能的要求，我国的钢铁生产企业和制管企业联合攻关，应用现代冶金技术，在成分设计和冶炼、加工成型工艺上采取了多种措施，使钢有很高的洁净度、均匀性和超细化的晶粒，开发了具有针状铁素体组织的X70和X80管线钢板卷和钢板及焊管、管件，其具有优良的强韧性、较高的形变强化能力和较小的包申格（Bauschinger）效应、良好的焊接性和抗HIC性能，并大规模应用于西气东输、川气东送、中亚天然气管道、西气东输二线等重大天然气管道工程，国产化率达到90%以上。（2）经系统研究认为① 国产SSAW母材、焊缝、热影响区的强度、韧性和疲劳性能达到了进口UOE焊管水平。② 国产SSAW的残余拉应力总体上比进口UOE焊管高，表面质量与尺寸精度也较UOE差。③ 经过严格质量控制的国产SSAW可以用于油气输送主干线。建议一、二类地区采用SSAW，三、四类地区采用LSAW。④ 采取相应措施，国产SSAW进一步降低残余应力，提高尺寸精度，其质量水平和安全可靠性全面达到进口UOE水平。根据我国当时大部分制管企业为螺旋埋弧焊管生产线的实际情况，确立了具有中国特色的“大口径高压输送主干线螺旋埋弧焊管与直缝埋弧焊管联合使用”的技术路线，不仅保证了西气东输等大型长输管道的安全可靠，而且降低了管道建设成本，具有重大的经济和社会效益。（3）保障高压输气管道本质安全性，首要的措施是延性断裂的止裂控制。根据我国西气东输等长输天然气管道钢级高、管径和壁厚大，特别是输送的天然气组分近于富气的情况，在分析国外多种止裂韧性预测模型和全尺寸爆破试验数据库的基础上，采用Battelle简化公式或Battelle双曲线模型预测西气东输和西气东输二线等高压输气管道管道延性断裂的止裂韧性。西二线埋地管道管体止裂韧性预测全部结果：西段1类地区（12 MPa，壁厚18.4 mm）CVN平均最小值220 J，单个最小值170 J；东段1类地区（10 MPa，壁厚15.3 mm）CVN平均最小值200 J，单个最小值150 J。2、3、4类地区：平均最小值180 J，单个最小值140 J。CVN剪切面积：平均最小值85%，单个最小值70%。夏比冲击试验温度：－10℃。（4）西气东输二线管道沿线经过相当长的强震区和22条活动断层。当发生地震时管道将产生较大的位移，必须进行应变控制，即进行基于应变的设计，并同时采用抗大变形管线钢管。对基于应变的设计方法进行了研究，核心环节是设计应变≥极限应变/F；编制了《西气东输二线管道工程强震区和活动断层区段埋地管道基于应变设计导则》。同时相应编制了《西气东输二线天然气管道工程基于应变设计的直缝埋弧焊管技术条件》，作为对《西气东输二线管道工程用直缝埋弧焊管技术条件》的补充；并在此基础上开发应用了具有特殊要求的X80抗大变形管线钢管。（5）X80焊管强度较高，制管成型过程的应变会导致250℃涂敷防腐层时发生应变时效，从而使屈服强度上升，屈强比升高，影响焊管的变形能力和管道的安全性。本研究掌握了高钢级管线钢管性能随着应变时效时间和温度的变化规律，确定了3PE防腐时的加热温度不宜超过200℃的技术要求，并进一步研制了适用于较低温度（≥200℃）涂敷的3PE外防腐涂料和涂敷工艺，从而解决了在腐蚀控制过程中产生的应变时效问题。结论：西气东输管道工程采用X70钢级和10 MPa设计压力，跟上了发达国家的步伐；西气东输二线干线全部采用X80钢级，西段采用12 MPa的设计压力，使我国天然气管道建设跨上了新台阶。西气东输和西气东输二线管道工程的设计压力和钢管的强度级别达到或领先于同时期的国际先进水平，其中几项典型重大技术进步对降低管道建设成本、保障管道运行安全有重要意义，同时表明我国输气管道技术发展迅速，就高压输送和高钢级焊管的工程实践而言，我国已跃升进入国际上领跑者的行列。

来源出版物：天然气工业, 2010, 30(4): 1-10

入选年份：2015

精细层序地层格架与地震沉积学研究——以泌阳凹陷核桃园组为例

朱筱敏，董艳蕾，胡廷惠，等

摘要：目的：在建立层序地层格架和开展地层岩性圈闭勘探开发过程中，常常遇到如何确定薄层沉积砂体形态、边界、成因类型及其分布演化等科学和生产问题。如何解决这些相关的问题，当今发展的地震沉积学适应了地层岩性圈闭精细勘探开发的需求。本文依据层序地层学理论，建立古近系核桃园组核三段高精度层序地层格架、开展地震沉积学研究，明确高精度层序地层格架中的沉积类型和沉积砂体分布演化规律，预测有利砂体和岩性圈闭分布地区。方法：本文以现代沉积学和地球物理学理论为基础，利用三维地震资料及地质资料，经过层序地层、地层切片、地震属性与岩心刻度的相关岩性研究、以及地貌形态特征研究，确定岩性、沉积成因、储层形态及油气分布。本文基于泌阳凹陷二维和三维地震资料和近千口探井资料，针对三角洲前缘的滑塌浊积砂体时空展布开展地震沉积学研究。结果：（1）泌阳凹陷古近系核桃园组核三段划分为5个三级层序、8个四级层序。泌阳凹陷深凹区核三段层序地层分布明显受盆地南界边界断裂活动强弱的控制，形成了南厚北薄的地层分布特点。（2）核桃园组地震沉积学研究步骤和结果：第一步，通过反褶积处理提高地震资料分辨率，地震主频达到30～35 Hz；第二步，开展90°；相位调整处理，确立钻遇的砂岩层几乎都对应于地震波谷（红色）；第三步，优选地震数据的地层切片方法，来研究非水平、非等厚地层的平面地震属性特征；第四步，优选地震反射属性，分频地层切片处理，在24～32 Hz主频段，调谐振幅异常体能量最强、轮廓异常清晰、分布相对稳定；第五步，岩心刻度地震属性切片。建立地震属性平面特征与关键井岩心之间的沉积对应关系，确定沉积体系类型和砂体形态；建立了辫状河三角洲沉积与滑塌浊积扇之间的关系；第六步，建立沉积体系和沉积砂体演化模式，恢复沉积体系和沉积砂体演化历史。（3）有利勘探区预测。核三段SQ2～SQ4沉积时期，三角洲前缘以及滑塌浊积扇砂体、近岸水下扇砂体前积到较深水湖泊区，构成砂泥岩频繁交互的生储盖组合。砂岩单层厚度一般小于20 m，砂泥比值多为30%～40%，非常有利于烃类的排出和运聚。结论：地震沉积学目前仍处于发展阶段，需要加强机理和多种类型盆地沉积体系实际应用的研究。地震沉积学在精细研究油气储层岩性和砂体形态方面，特别是在识别薄层砂体方面具有非常强的优势，在海相沉积盆地已经取得了明显的效果，在陆相沉积盆地薄层砂体勘探开发中也显示了巨大的潜力。在陆相沉积盆地沉积体系研究中，未来应加强陆相不同类型盆地和不同沉积类型砂体的地震沉积学研究，建立地震沉积学研究规范和模型，以及不同储层岩性（含沉积岩、岩浆岩以及变质岩）地震沉积学图库的综合研究，以服务于油气精细勘探开发工作。

来源出版物：石油与天然气地质, 2011, 32(4): 615-624

入选年份：2015

大油气区地质勘探理论及意义

赵政璋，杜金虎，邹才能，等

摘要：目的：由于近年来低孔低渗、深层、碳酸盐岩、火山岩等领域逐渐成为重要的勘探热点地区，勘探对象地表以山地、沙漠、黄土塬为主，地下面临“深度大、储集层薄、物性差、非均质性强”等多方面难题。为了应对规模勘探、效益勘探，勘探理论与工程技术等诸多挑战，“十一五”以来中国石油提出并形成了大油气区地质勘探理论，以期在指导油气勘探实践中取得显著效果和重大发现。方法：在整体分析中国含油气盆地勘探开发现状的基础上，结合构造、沉积、储集层、成藏等多学科的丰富研究成果，通过系统梳理中国主要大油气区的地质特征、形成条件、成藏模式与储量规模，阐明大油气区的基本内涵、主要类型、地质特征、资源潜力和勘探开发配套技术，以及“十一五”期间以大油气区勘探地质理论为指导取得的战略性突破。结果：明确了大油气区是指同一大型构造背景上，由相似成藏条件决定、以某一种类型油气藏为主，纵向上相互叠加、横向上复合连片的大型含油气区，由多个油气藏（田）群或带构成。大型构造背景、良好烃源条件、广泛分布的非均质储集层3要素的有机配置是大油气区形成的关键。大油气区主要发育于陆相坳陷、前陆盆地和海相克拉通盆地的大型构造背景上，含油气面积大、储量规模大；油气藏类型相对单一，多以某一种类型油气藏为主；储集层大面积分布，但以低孔低渗储集层为主，非均质性强；油气分布不受局部构造控制，无统一油气水界面，油气水性质变化大。根据储集层岩类将大油气区划分为碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩3大类，进一步划分为低孔渗碎屑岩岩性型、山前复杂高陡深层构造型、碳酸盐岩岩溶地层型、碳酸盐岩台缘礁滩型、火山岩地层型等5个亚类大油气区，并形成了集地震、钻井、测井、试油于一体的针对性关键配套技术。“十一五”期间，中国石油以大油气区勘探地质理论为指导，推进中国石油油气勘探进入大油气区勘探开发新阶段，取得了20项战略性突破，形成了15个储量规模5×108～10×108t大油气区。结论：大油气区地质勘探理论突破了传统的勘探思路与勘探方法，强调“整体研究、整体勘探、整体控制”3个整体的勘探思路和“勘探开发一体化、上产增储一体化”两个一体化勘探评价方法，最大限度地提高勘探开发整体效益。大油气区地质勘探理论是集油气成藏、勘探思路、勘探方法与勘探技术于一体的地质勘探理论体系。该理论的提出与形成，发展了源控论、复式油气聚集带等理论，丰富了石油地质理论，明确了大油气区成藏条件与地质特征，突出强调了在大油气区评价过程中，紧紧抓住“大型构造背景、大面积的供烃条件、广泛分布的非均质储集层”3大要素及有机配置这一关键，使大油气区的评价更有针对性，有效推动了油气勘探由局部圈闭或区带向大油气区发展，对未来油气勘探具有重要指导意义。

来源出版物：石油勘探与开发, 2011, 38(5): 513-522

入选年份：2015

大型低温LNG储罐设计与建造技术的新进展

王冰，陈学东，王国平

摘要：天然气低温常压（或低压）储存方式因其具有储存效率高、占地少、储存规模易于大型化等优点在液化天然气（LNG）接收终端站、天然气液化厂和城市燃气调峰系统中得到了越来越广泛的应用。为此，对国内外大型低温LNG储罐建造状况进行了调研，介绍了国内外LNG 储罐设计建造规范与标准：在大型低温LNG储罐设计与建造方面，美国、英国（欧盟）、日本等工业发达国家都分别制定了专门的规范或标准。我国至今尚未颁布专门的大型低温LNG储罐设计与建造规范，近年来，全国天然气标准化技术委员会正积极组织力量研究和制订我国液化天然气行业标准体系，并着手按等效采用英国BS7777的方式制订我国的大型低温LNG储罐设计、建造规范（GB/T）。同时分析了我国在大型低温LNG储罐材料研发、绝热分析、结构设计和施工工艺等方面的技术进展：目前，低温LNG储罐主要采用双壁绝热立式圆筒平底结构；现在低温LNG储罐内罐材料最常用的是9%Ni钢和不锈钢，前者因其强度高、低温韧性好广泛应用于大型低温LNG储罐，后者主要用于5000 m3以下的中、小型低温LNG储罐；大型低温LNG储罐绝热保温结构分罐顶保温、侧壁保温和罐底保温3部分；国产低温绝热材料在大型低温LNG储罐建造中应用已取得成熟经验，近年来，国内又成功开发多种新型高效的深冷绝热材料，进一步确立了大型低温LNG储罐低温绝热材料的国产化地位。最后结论指出：（1）国产06Ni9钢研制及其配套应用技术研究已取得突破，并在大型LNG项目建设中投入使用，是我国大型低温LNG储罐国产化工作迈出的标志性一步。（2）我国工程设计与施工企业的大型低温LNG储罐设计建造实践和有关高校、科研机构及企业在LNG相关的设计规范与标准、绝热材料及结构、施工工艺技等方面所取得的积极进展，为我国大型低温LNG储罐国产化打下了一定的基础。（3）根据目前国内大型低温LNG储罐设计、建造技术现状，我国3×104m3以下的LNG储罐实现自主设计、建造的条件已基本成熟。（4）我国在大型低温LNG储罐标准化以及设计与建造专利技术方面与美国、欧盟、日本等工业发达国家相比仍存在较大差距，这也是目前制约3×104m3以上LNG储罐实现自主设计、建造的一个重要因素。

来源出版物：天然气工业, 2010, 30(5): 108-112

入选年份：2015

砂岩孔隙度演化定量模拟方法——以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组为例

潘高峰，刘震，赵舒，等

摘要：目的：本文目的是以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组致密砂岩储层为对象，研究低孔隙度储层的形成和演化过程及影响机理，并建立演化模型，定量模拟砂岩孔隙度的演化过程。为进一步研究致密储层的成藏机理提供支持。方法：本文孔隙度演化研究的基石是认为性质相似的岩石其孔隙度演化特征相似。基于这一个论断，不同地层中岩性相似的砂岩某一时刻（通常是现今）在垂向空间的展布特征（孔隙度剖面），可类比特定砂岩在地质时期演化剖面--即以可研究的空间剖面代替不可能重现的时间剖面。利用测井和岩心数据建立了现今砂岩孔隙度剖面；分析现今砂岩孔隙度剖面的形态特点；结合成岩作用和成岩过程研究孔隙度演化机理及对孔隙度的影响特征；利用恰当的数学模型定量描述整个过程。数学模型以效应模拟为原则，以现今孔隙度，成岩史和区域孔隙演化剖面为约束条件以确保数学模型准确可靠。结果：研究区延长组8段地层孔隙度演化受到压实、胶结和次生溶蚀作用的影响，按照效应分析原则可以分为减孔作用（压实和胶结作用）和增孔作用（次生溶蚀作用）过程。减孔作用在孔隙度演化的整个阶段持续存在，浅部以压实作用为主，深部压实和胶结作用同时存在并控制着孔隙演化，整个减孔过程具有持续性。增孔作用产生具有一定条件，与溶蚀性流体、流体活动性和可溶矿物有关，只有上述3个条件都具备增孔作用才能发生，即次生溶蚀作用的发生具有窗口特征，次生孔隙形成主要在70～90℃的温度窗口内，因此增孔过程具有分段性。孔隙度减小模型是一个关于埋深和时间的双元函数，从沉积开始至现今持续进行。孔隙度增大模型主要受到地层经历的古地温的影响，是时间和现今次生增孔量的分段函数。总孔隙度演化模型由孔隙度减小模型和孔隙度增大模型叠合而成，是关于时间的三段式分段函数。结论：本文提出的砂岩孔隙度演化定量模拟方法，综合考虑了破坏性成岩作用和建设性成岩作用对孔隙度的影响，以效应模拟为原则，以现今孔隙度特征为切入点，以地史时间为主线，把孔隙度演化分为孔隙度减小和孔隙度增大两个独立的过程，分别建立孔隙度演化的数学模型。建立的模型具有时间联系性且操作简单、方法可行、结果可靠。本文建立的孔隙度演化模型以镇泾地区红河1 井延长组8段砂岩为例，但其研究方法和成果可以推广到其他地区。为了应用和推广本文提出的孔隙度定量模拟方法，编制了一套计算机软件。可以进行埋藏史，热演化史模拟。可以做一维，二维孔隙度演化过程模拟，并可以做任意时间切片。

来源出版物：石油学报, 2011, 32(2): 249-256

入选年份：2015

陆相断陷湖盆滩坝沉积模式——以东营凹陷古近系沙四上亚段为例

杨勇强，邱隆伟，姜在兴，等

摘要：目的：在含油气断陷湖盆勘探的中后期，受沉积盆地主物源影响所形成的大型沉积砂体的勘探程度越来越高，勘探重点逐渐转向离主物源较远、受物源影响较弱的地区，这些地区往往发育广泛的滩坝储层。本文以东营凹陷沙河街组四段地层为例，探讨不同物源类型、古地貌和水动力条件等对滩坝砂体形成的控制作用，总结断陷湖盆滩坝沉积模式，为这类储层的勘探提供了理论基础。方法：本次研究对东营凹陷沙四上亚段42口取心井进行了系统的观察，对不同类型的滩坝储层的沉积特征进行了详细的总结；磨制普通薄片80块，对121个样品的粒度进行测试，对滩坝砂微观储层特征进行研究；利用600多口录井和测井资料恢复了沉积相平面展布特征，结合研究区的古地貌和古水深等图件，建立了断陷湖盆滩坝沉积模式。结果：东营凹陷南部缓坡带主要发育砾质滩坝、浅水砂质滩坝、风暴滩坝和碳酸盐岩滩坝。（1）砾质滩坝的岩性为砾岩、含砾砂岩等。砾石粒径较大，大小混杂堆积，分选差，但磨圆度较高。（2）砂质滩坝可以分为坝砂和滩砂，坝砂的单层厚度大于2 m，垂向上由多向上变粗的反旋回组成，主要由灰色中-细砂岩、粉砂岩组成，发育浪成交错层理、波状层理；滩砂单砂厚度小于2 m，垂向上呈频繁的砂泥岩薄互层，岩性以粉砂岩、粉细砂岩和细砂岩为主，发育冲洗交错层理、透镜状层理。（3）风暴滩坝主要是由台风和风暴引发的风暴回流搅动、搬运早期形成的近岸砂体或早期形成的滩坝在半深湖沉积而成，发育典型的风暴成因构造，常夹于正常深湖相泥岩中，主要发育斜层理、“V”字型泥砾和槽状交错层理。（4）碳酸盐岩滩坝常由亮晶生物碎屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶内碎屑灰岩或相当组分的白云岩构成。湖相滩坝的形成受控于物源类型、供应强度、古地貌和水动力条件。东营凹陷的滩坝砂体可划分为基岩-滩坝沉积体系、正常三角洲—滩坝沉积体系、扇三角洲-滩坝沉积体系和碳酸盐岩滩坝沉积体系。具体特征如下：（1）基岩—滩坝沉积体系湖盆周缘的基岩接受湖浪的改造，向湖盆内提供物源。该类物源区坡度平缓，整体上水体较浅，滩坝沉积延伸范围广，而风暴滩坝发育相对较少。在平面上，由岸向湖方向依次发育砾质滩坝和砂质滩坝。物源区呈“线状分布”特征，物源供给强度最大，所形成的滩坝面积最大，具有“满盆砂”的特点。（2）正常三角洲—滩坝沉积体系三角洲的物源供给较强，砂体向湖盆内延伸范围较远，受沿岸流和湖浪的共同作用，在三角洲的前部和侧部发育大量滩坝。前部的滩坝的形成主要是受波浪作用影响，早期的三角洲沉积物被搬运至较深水处再沉积所形成；侧部滩坝是波浪和沿岸流作用将原来的三角洲前缘砂体侧向推平、改造而成，此类滩坝在形态上保留了三角洲前缘的指状特征。伴随着湖平面的往复摆动，各期次的滩坝呈“雁列状”分布。（3）扇三角洲-滩坝沉积体系由于坡度较陡，扇三角洲砂体向湖的延伸近。近岸带浅水滩坝砂基本不发育，而远岸带则主要发育大量的风暴滩坝。滩坝分布范围较为局限，且数量相对较少，越靠近前缘砂体处，滩坝砂体越发育。（4）碳酸盐岩滩坝沉积体系发育在缓坡带，多出现于邻近物源区是碳酸盐岩、而附近无携带大量陆源碎屑砂泥的河流注入的比较安静的地区。碳酸盐岩类则主要发育于水体清澈、水体相对较浅的低隆起处或岸边，有时与细粒砂岩互层分布。结论：东营凹陷沙四上亚段发育大量滩坝，主要有砾质滩坝、砂质滩坝和碳酸盐岩滩坝。物源的二次供给是形成滩坝的关键因素，物源对滩坝的控制作用主要表现在供给强度和物源类型两方面，物源供给充足，形成砂质滩坝；物源匮乏时，主要沉积碳酸盐岩滩坝。不同类型的物源造成滩坝砂体沉积特征存在明显差异；不同的水动力带控制不同类型的滩坝砂；地貌差异影响了滩坝的发育规模和储层的展布特征。

来源出版物：石油学报, 2011, 32(3): 417-423

入选年份：2015

大型LNG储罐完整性管理初探

付子航，单彤文

摘要：目的：完整性管理体系和评价方法在管道、设备、混凝土结构等领域已经得到一定程度的实践应用，而涉及更多学科、更为复杂的大型LNG储罐的完整性管理概念和相应方法刚刚起步。基于对管道完整性管理的解构，通过类比、迁移，根据LNG储罐的基本特征和相关国际规范，提出LNG全容罐完整性管理的概念，建立其初步体系内容；在钢制储罐的风险评价及国际上关于LNG储罐生命周期最新研究的基础上，建立LNG储罐的完整性评价方法和内容。方法：通过对业内发展较为成熟的管道完整性管理（Pipeline Integrity Management，PIM）概念和方法体系进行解构，并研究其概念起源和技术体系的核心，经类比、迁移，提出LNG储罐完整性（LNG Tank Integrity）和LNG储罐完整性管理（LNG Tank Integrity Management，LNG-TIM）的概念、特征和体系框架。从API STD 1160和ASME B31.8S的最基本要求看，数据信息库、风险评价和检测评估构成PIM核心技术要素，具体构成可以灵活调整。除了与管道特性密切相关的部分技术模块外，PIM技术体系中的数据信息库、风险评价、检测与监测、RBI、FFS在完整性管理中具备通用性、可迁移性。结果：（1）LNG储罐完整性，即指在保证罐内介质处于稳定运行状态的情况下，LNG储罐系统在全生命周期内结构完整、功能完好地处于可靠的服役状态，不对操作人员、附近公众及周围环境的安全造成负面影响。“罐内介质处于稳定运行状态”是指罐内LNG、蒸发气处于稳定存储、正常排放、外输等功能状态，没有意外、非受控地发生介质泄漏或为了维系生产安全而引起的生产损失。LNG储罐自身的“结构完整、功能完好”是指LNG储罐各组成部分具备规定的强度、气密性、液密性及绝热性能，结构和机械状况良好，系统工艺过程完整。（2）LNG-TIM的三要素与LNG储罐的设计、建造、安全、调试、运行、维护、检修、改造升级直至退役的全生命周期都密切相关。（3）LNG-TIM指通过集成有效、完备的多种技术工具并建立匹配的管理体制和管理体系，以保障LNG储罐完整性得以实现的管理方法，其既指在既定框架内的技术实施、持续管理和决策过程，也包括对LNG-TIM自身定期的效能审核和改进过程，包括设施、程序和人员要素。（4）结合经过详细分解的LNG储罐的物理结构、主要构成单元、功能和仪表控制系统，得出LNG全容罐完整性管理的19项要素构成的风险要素表。（5）提出LNG-TIM的管理框架及各个步骤的详细内容。（6）LNG储罐的完整性评价方法是以风险管理为核心的模式，其完整性评价技术是以LNG储罐本体及其附属设施的风险评估为核心，结合配套专业（如机械、仪控、电、消防等）提出的评价方法，综合评定LNG储罐系统的完整性状态，按失效可能性选择检测方法和运营策略，按风险大小确定日常维护、监测的重点，实现LNG储罐系统安全可靠地长周期运行。实现这一过程的手段是适用的监测和检测评价技术，核心是LNG储罐的风险评估和适用性评价。（7）对于服役较长时间的LNG储罐，其内罐、外罐、基础、绝热系统的完整性评价主要依靠基于风险检测（RBI）和适用性评估（FFS）的技术手段，其基本依据是LNG储罐运行和设施老化方面的经验及LNG储罐缺陷后果说明书，这里提供了法国、日本、意大利和美国在LNG储罐“老化”检测的相关结果。结论：本文建立了LNG储罐完整性、LNG-TIM的概念和体系框架。在LNG-TIM主要风险要素分析的基础上，参考DNV规范、国内外对预应力混凝土结构（尤其核电安全壳）失效机理、国际LNG行业开罐检测诊断的结果，一定程度上认可了LNG全容罐本体在设计寿命周期前期的“免维护”特点，LNG储罐完整性评价方法和内容的重点是LNG储罐本体结构之外的储罐功能系统以及储罐寿命周期中后期阶段的外罐本体。

来源出版物：天然气工业, 2012, 32(3): 86-93

入选年份：2015

塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系风化壳成藏条件

邬光辉，李洪辉，张立平，等

摘要：目的：塔里木盆地塔中、塔北地区已先后发现了一系列海相碳酸盐岩大油气田，而更为广阔的塔西南地区近20年来虽然一直在探索不同领域与类型，但仍未取得预期的成效。本文在地震、储集层、油藏与地化资料综合研究的基础上，探讨该区油气分布规律与勘探方向。方法：针对该区制约油气富集的构造变迁、储集层类型与分布、油气来源与演化等3方面问题开展研究。首先通过区域构造成图与构造解析的方法与立体可视化技术，进行古隆起追踪与区域构造演化分析。然后通过古地貌恢复技术刻画奥陶系碳酸盐岩风化壳的分布，并通过钻井岩溶作用分析储集层发育主控因素，结合储集层预测研究优质储集层分布。进而通过油源对比、烃源岩分布的地震追踪、区域构造演化与生烃史结合分析油气成藏与演化过程。在此基础上，探讨油气分布与勘探方向。结果：发现在麦盖提斜坡—西南坳陷区发育大型北西西向下古生界古隆起。该古隆起具有基底隆起背景，形成于前志留纪，经历早海西期构造迁移、晚海西期-燕山期稳定发育。直至喜马拉雅运动晚期，塔西南地区发生强烈沉降，构造向北迁移形成巴楚隆起，麦盖提斜坡反转形成南倾斜坡。发现麦盖提斜坡及其周缘发育塔里木盆地最大规模的奥陶系碳酸盐岩风化壳，面积达9.1×104km2。奥陶系风化壳历经加里东晚期与早海西期的大型岩溶作用，受控古岩溶地貌、构造作用与岩性，以小型缝洞体储集层为主，与上覆志留系/石炭系泥岩形成优质储盖组合。已有钻探井均位于北部岩溶缓坡-洼地，岩溶作用较弱、充填严重，储集层欠发育；而南部古隆起上斜坡经历2～3期大型岩溶作用，峰丛地貌、断裂裂缝发育区与台内滩或白云岩发育区的叠加部位更有利于岩溶储集层的发育。油源对比表明本区的原油来自寒武系，天然气以原油裂解气为主。该区以中下寒武统烃源岩为主，围绕基底古隆起周缘斜坡分布，南部可能形成被动大陆边缘斜坡相的优质烃源岩，烃源岩分布面积可达14×104km2。塔西南地区碳酸盐岩具有晚海西期成藏、喜马拉雅晚期调整与再成藏的两期充注成藏史。晚海西期为油气成藏关键时期，油气聚集与分布受控于古隆起的演化与变迁，形成早期成油、晚期调整与裂解聚气的运聚模式。麦盖提斜坡长期位于塔西南古隆起北部斜坡区，不仅有利于晚海西期充注形成古油藏，而且是晚期南部深埋区裂解气与古油藏向北调整的指向区，是油气富集的有利地区。结论：麦盖提斜坡及其周缘发育盆地最大规模的奥陶系碳酸盐岩风化壳，具有古生代-中生代长期稳定发育的古隆起背景，与塔中、塔北古隆起成藏条件相似。可能形成类似轮南、塔中地区奥陶系储集层控油、斜坡富集的油气分布格局，受风化壳储集层控制的缝洞型油气藏是本区油气勘探的主要对象。塔西南古隆起北斜坡有利于奥陶系大规模碳酸盐岩储集层的发育与保存，已钻探区域不是海相碳酸盐岩储集层分布有利部位，沿现今斜坡低部位的古岩溶储集体是有利区域。古隆起东西两端的玛南、麦西斜坡区长期位于油气聚集与调整的有利部位，具备形成大面积碳酸盐岩缝洞型岩性油气藏的地质条件，是塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探的有利接替区。

来源出版物：石油勘探与开发, 2012, 39(2): 144-153

入选年份：2015

鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式

李相博，刘显阳，周世新，等

摘要：目的：上三叠统延长组下组合长9与长10油层组是鄂尔多斯盆地中生界石油勘探新层系，但以往对长9与长10成藏规律方面的研究较为薄弱，认识程度较低，且存在争议。本文通过生物标志化合物对比、流体包裹体分析及盆地模拟研究，对鄂尔多斯盆地延长组长9与长10油层组的油源、成藏期次及成藏模式进行了探讨，以便为长9与长10新层系的油气勘探部署提供科学依据。方法：本次研究共采集了延长组21个烃源岩样品、11个原油样品和14口井（共384个测试点）的包裹体样品，分析项目主要包括烃源岩与原油样品的抽提、分离、饱和烃气相色谱-质谱、包裹体产状及测温等。此外，还收集了前人部分烃源岩和原油样品的分析资料。通过对原油与烃源岩生物标志物及碳同位素特征的对比、储集层中流体包裹体的分析及盆地生排烃史、油气充注史的模拟研究，对长9和长10油藏的油气来源、成藏期次、成藏主控因素及成藏模式进行了探讨，提出了新的认识。结果：长9油层的原油可以划分为两种类型：第Ⅰ类原油主要来源于长7段烃源岩，以含较低丰度的C3017α（H）-重排藿烷为特征，主要分布在姬塬和陇东地区；第Ⅱ类原油主要来自长9段烃源岩，以含有较高丰度的C3017α（H）-重排藿烷为特征，主要分布在陇东地区。陕北地区长10油层的原油主要来源于长9段烃源岩。陇东与姬塬地区长9油藏均发生过两期油气充注，但充注特征明显不同，前者由于地温梯度异常，很可能在第1期（中侏罗世）就达到了油气充注的高峰期，而后者第2期（白垩系志丹组沉积期）为油气充注高峰期。陕北长10油层也存在两期成藏，但两期油气呈连续充注，大致从侏罗系直罗组沉积中后期一直持续白垩系志丹组沉积中后期。延长组长9与长10油藏存在3种成藏模式：（1）“上生下储”型成藏模式：以长7或长9为生油层，以长9或长10为储油层，其油藏类型以纯构造或构造-岩性油藏为主。该成藏模式在盆地中发育较普遍，在长7或长9烃源岩分布范围内均可能出现。（2）“自生自储”型成藏模式：以长9为生油层，油气在烃源岩范围内的长9有利砂体中直接“浸染成藏”，其油藏类型以岩性油藏为主。这类油藏主要分布在长9烃源岩发育的志丹—洛川地区。（3）“侧生旁储”型成藏模式：以长9为生油层，油气早期依靠流体势与浮力作用运移到烃源岩范围外的长9储集层中而成藏，其油藏类型以构造-岩性油藏为主。这类成藏模式主要分布在长9烃源岩发育地区西侧的陇东地区。结论：鄂尔多斯盆地不同地区因油气来源和石油地质条件不同，成藏主控因素也有差异。油气运移的动力、沟通源-储的裂缝及构造特征等因素是姬塬地区长9油气成藏的主控因素；“早隆晚凹”的构造反转史使得陇东地区长9油气成藏有其特殊性；而影响陕北地区长10油气成藏的关键因素为有利沉积相带、低幅度构造及垂向运移通道等。延长组下部长9与长10成藏组合可分为“上生下储”“侧生旁储”及“自生自储”3类，与此对应的3种成藏模式分别发育在盆地的不同地区。

来源出版物：石油勘探与开发, 2012, 39(2): 172-180

入选年份：2015

陆相坳陷型盆地地震沉积学研究规范

曾洪流，朱筱敏，朱如凯，等

摘要：目的：近年来，地震沉积学在中国得到了较为广泛的应用，但由于其仍处在发展阶段，早期研究主要讨论国外海相盆地研究实例和工作流程，而中国陆相盆地研究案例较少。而且，中国非海相盆地与海相盆地相比，无论在盆地层序充填模式、沉积体系特征，还是在岩石物理和地震反射特征上都有显著差别，因而地震沉积学的研究方法和工作流程也应有所不同。本文针对中国陆相沉积盆地特点，总结近年来中国陆相地震沉积学研究经验，结合松辽盆地齐家地区研究实例，探讨陆相坳陷型盆地地震沉积学研究规范。方法：根据地震沉积学的定义，地震岩性学和地震地貌学是地震沉积学的两个核心组成部分。利用地震岩性学方法可将一个三维地震数据体转化为一个地层岩性数据体。根据沉积砂体形态（地貌特征）对这种地层岩性数据进行地震地貌学分析，可以将物理意义上的地震属性参数转换为含有岩性标记的高分辨率沉积相平面图。对多层沉积相平面图按地质时间顺序综合分析，可得出有关盆地沉积史、有利砂体分布的地质信息。结果：地震沉积学研究流程为（1）建立包括沿盆地倾向和走向等多个方向的联井基干地震剖面网。（2）通过制作典型井地震合成记录和进行测井曲线深-时转换，开展测井—地震联合对比，建立高精度层序地层格架。（3）地震子波相位调整。根据储集层相对厚度决定最佳子波相位，对地震意义上的薄层（单层厚度小于四分之一波长），子波相位应调整到90°；对地震厚层段（单层厚度大于四分之一波长），子波相位调整到零相位。（4）追踪地震地质等时标志层。选择与地震波频率变化无关的同相轴所代表的地质标志层，如最大洪泛面凝缩层、平行不整合等进行追踪，形成地震地质时间格架。（5）地震分辨率估算。包括用频谱分析估计地震波有效频率范围和主频；用井资料制作正演模型以确定薄层时间分辨厚度极限。（6）地震频率调整。为实现高等级层序地层格架与地震资料的最佳配合，应尽可能将地震沉积学最小作图单元调整到高级层序或高级层序体系域的平均厚度范围。（7）岩石物理关系分析。用岩心的实验室测定数据或关键井测井曲线统计目的层段不同岩性间的波阻抗对应关系及极性/振幅对应关系。（8）地震参数筛选。确定预测岩性和沉积相的最佳地震属性参数或参数组合。（9）地层切片处理。用专用软件制作地层切片，建立地层切片和高等级层序的对应关系。（10）地震沉积相分析。根据地层切片上显示的地震岩性学信息和地震地貌特征，以及岩心-测井相标定结果，辅以剖面地震相特征，解释沉积相、沉积环境和沉积体系域分布。储集层和石油地质评价。综合多学科研究成果，预测砂体厚度、分布范围、储集层质量、地层岩性圈闭等。结论：地震沉积学所用基础资料包括三维地震叠后数据体，周边二维地震测线和地层、岩性、构造背景资料，以及工区钻测井资料。地震沉积学分析强调地震与地质资料综合解释以及与层序地层学分析和地震地层学分析的结合。工作流程包括井震对比、子波相位调整、追踪等时标志层、地震分辨率分析、岩石物理关系分析、地震参数筛选、地层切片处理、地震沉积相分析以及油气勘探开发前景综合评价等。松辽盆地齐家地区白垩系青山口组浅水三角洲沉积地震沉积学研究表明，本文所述研究规范对陆相坳陷型盆地湖相地层薄砂岩储集层的沉积相成图和分布预测是有效的。在理想条件下，用50 Hz主频三维地震资料可预测1 m厚度的分流河道砂体。其研究思路、分析资料和成果图件可作为在其他陆相盆地，尤其在是坳陷型盆地开展地震沉积学研究的参考。

来源出版物：石油勘探与开发, 2012, 39(3): 275-284

入选年份：2015

鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发

杨华，付金华，刘新社，等

摘要：目的：鄂尔多斯盆地上古生界致密气资源丰富，资源量为10.37×1012m3。由于地表条件复杂、储集层非均质性强、储量丰度低、单井产量低，勘探开发难度较大。本文拟通过对鄂尔多斯盆地致密气成藏的有利地质条件、成藏特征及勘探开发技术的研究，总结致密气成藏富集规律和勘探开发技术。方法：通过储集层岩性分析、流体包裹体测试、模拟实验等手段，研究鄂尔多斯盆地上古生界致密气烃源岩特征、储集层特征及运移聚集特征等天然气成藏的地质条件，并总结致密气藏的基本特征；开展全数字地震薄储集层预测技术、致密气层测井精细评价技术与致密气藏规模有效开发技术等技术攻关，实现致密气藏的勘探突破与效益开发。结果：明确了致密气成藏的有利地质条件：（1）鄂尔多斯盆地石炭—二叠系暗色泥岩和煤层发育，生气强度大于15×108m3/km2的区块占盆地总面积的70%以上，广覆式生烃、持续性充注为致密气藏的形成提供了气源保障。（2）盆地北部发育的大型缓坡三角洲砂体为致密气藏提供了良好的储集空间，高石英含量砂岩与溶蚀作用控制着相对高渗储集层的分布。（3）盆地上古生界具有“先致密、后成藏”的特征，天然气主要以就近运聚成藏为主，聚集效率高，在生气强度大于10×108m3/km2的地区就可以形成大规模工业性天然气聚集，盆地构造的稳定性与天然气的近距离运聚成藏为致密气藏的形成提供了有利条件。形成了致密气勘探开发关键配套技术：（1）全数字地震勘探技术，资料采集采用全数字检波器接收，地震资料有效频带由以往的8～85 Hz拓宽到4～120 Hz，形成了以AVO属性分析及交会、叠前角度域吸收等为核心的叠前储集层预测技术系列，实现了从岩性体刻画到薄储集层预测与流体检测的重大转变。（2）建立了以储集层有效性、含气性评价为核心的致密气层测井精细评价方法，提出“三水”导电模型，将岩石的导电视为自由水、微孔隙水、黏土束缚水的并联导电，为砂泥岩电阻率测井解释开辟了新的途径，提高了含气性评价的精度。（3）形成了以“井位优选、快速钻井、储集层改造、井下节流、排水采气、数字管理”为核心的12项开发集成配套技术，致密气井单井产量大幅提高，直井产量达1.1×104m3/d，水平井产量达5×104～8×104m3/d，开发水平显著提升。盆地上古生界致密气勘探开发实现了跨越式发展，目前已发现苏里格、乌审旗、大牛地、神木等4个探明储量超过千亿立方米的致密气田，致密气累计地质储量达3.53×1012m3，占盆地已发现天然气总地质储量的84%；2006年以来年均致密气产量增长超过30×108m3，2010年致密气产量达到106×108m3，占盆地天然气总产量的50%以上。结论：通过深化地质综合研究及勘探开发技术攻关，明确了鄂尔多斯盆地致密气成藏的有利地质条件，煤系烃源岩、高石英含量砂岩储集层、近距离运聚成藏等成藏要素的有效配置形成了鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏大面积分布的格局；长庆油田在致密气勘探开发实践中形成的全数字地震技术、致密气层测井精细评价技术和以“井位优选、快速钻井、储集层改造、井下节流、排水采气、数字管理”为核心的12项开发集成配套技术为实现致密气的经济有效开发、降低气井开采成本、提高气井管理水平提供了技术保障，同时为盆地今后及其他地区致密气勘探与开发提供了地质依据及可借鉴的勘探开发技术。

来源出版物：石油勘探与开发, 2012, 39(3): 295-303

入选年份：2015

非常规油气藏体积改造技术——内涵、优化设计与实现

吴奇，胥云，王晓泉，等

摘要：目的：北美采用“水平井＋水平井分段压裂”率先在页岩气实现了突破，并拓展到致密油领域。中石油借鉴北美经验并结合实践，于2009年初提出体积改造技术理念。本文系统阐释了“体积改造”的技术内涵、优化设计方法和实现途径，旨在加速中国非常规油气藏改造技术的进步。方法：在总结和借鉴国外技术的基础上，对笔者提出的“体积改造”进行了阐释，并从裂缝复杂程度、裂缝破裂模式、流体由基质到裂缝的渗流机理、分簇射孔实现缝间应力干扰角度分析了体积改造的技术内涵。针对体积改造技术的实现方法，结合国外技术方法和相关区块的开发实践，通过理论分析和现场应用情况，提出提高储集层改造体积的关键设计理念。最后，针对中国石油体积改造技术的研究与实践，提出体积改造技术的未来发展方向。结果：“体积改造”技术具有广义与狭义之分。广义上，“体积改造”技术为提高储集层纵向动用程度的分层压裂技术，以及增大储集层渗流能力和储集层泄油面积的水平井分段改造技术；狭义上，“体积改造”技术为通过压裂手段迫使储集层产生网络裂缝的改造技术。体积改造的最终目标是“打碎”储集层，建立油气由基质到裂缝的最短距离渗流和最小驱动压差，其技术内涵包括5个方面：（1）“打碎”储集层，形成复杂缝网，“创造”人造渗透率；（2）裂缝起裂不是单一张型破坏，而是剪切破坏及错断和滑移等；（3）“突破”传统压裂裂缝渗流理论模式，大幅度降低基质中流体有效渗流的驱动压力，大大缩短流体渗流到裂缝的距离；（4）适用于较高脆性岩层的改造，脆性指数是优选体积改造技术模式和液体类型的关键指标，岩石脆性越高，形成复杂缝网的可能性越大；（5）采用“分段多簇射孔”实现缝间干扰，促使裂缝转向形成复杂裂缝。体积改造技术实现的关键设计理念为：（1）优化缝间距，利用缝间干扰，形成复杂裂缝；（2）非均匀布簇，提高“甜点”改造效率；（3）优化支撑剂铺置模式，提高改造效果。对于脆性指数较高的储集层，主体改造技术为滑溜水、高排量、低砂比、段塞注入等；对于脆性指数较低储集层的体积改造，须突破传统采用高黏度液体形成高导流长缝的设计模式，主要实施方法为：（1）加密分簇技术，通过簇间应力干扰形成人工缝网；（2）采用多次停泵注入模式，通过应力重定向实现新裂缝起裂，沟通天然裂缝、层理和诱导裂缝；若应力未发生改变，多次停泵可实现支撑剂的均匀铺置，从而提高增产效果；（3）采用多次端部脱砂压裂技术，通过人工干预促使缝内净压力高于弱面或天然裂缝破裂压力，形成多条裂缝。结论：体积改造技术的核心理论为“打碎”储集层、建立流体由基质到裂缝的最短距离渗流和最小驱动压差。体积改造技术内涵是体积改造理论的具体体现。簇间距优化、非均匀布段（簇）、优化支撑剂铺置模式等是实现体积改造的关键理念；加密分簇技术、多次停泵注入模式及多次端部脱砂压裂技术是低脆性指数地层实现体积改造的技术关键。体积改造技术在致密砂岩（油、气）、火山岩、碳酸盐岩的改造中有良好的应用前景，利用多层多分支井技术对储集层实施“立体式”体积改造是高效开发非常规油气藏的未来发展方向。

来源出版物：石油勘探与开发, 2012, 39(3): 352-358

入选年份：2015

四川盆地震旦系大气田形成条件与勘探远景区

魏国齐，沈平，杨威，等

摘要：目的：自四川盆地威远大气田发现后，在乐山—龙女寺古隆起上以震旦系为目的层进行了一系列钻探，其中4口钻井获工业气流，但1997—2010年，四川盆地震旦系的勘探一直未获重大突破。本文基于对四川盆地乐山—龙女寺古隆起演化和震旦系沉积相、烃源岩、储集层、盖层等成藏条件的系统研究，分析四川盆地震旦系天然气勘探潜力，并优选有利勘探远景区。方法：利用四川盆地最新地震资料，研究了乐山—龙女寺古隆起分布与构造形成演化；根据地球化学资料，分析了古隆起上震旦系内沥青的含量及分布特征。总结了古隆起上4类构造的演化、天然气藏的成藏过程和类型。根据野外露头、钻井和地震资料，研究了四川盆地震旦纪沉积相及古地理演化，预测了灯影组有利沉积相带；根据岩心、测井资料，分析了震旦系灯影组储集层的储集空间类型、储集物性和储集层分布特征，划分了震旦纪末岩溶古地貌，指出了有利岩溶相带。根据烃源岩的厚度、分布、有机质丰度、类型和成熟度特征，结合构造演化、沉积储集层、储盖组合及保存条件研究，优选了以高石梯-磨溪为代表的震旦系4个勘探远景区带。结果：乐山—龙女寺古隆起震旦系长期处于构造高部位，其核部和斜坡部位曾发生油气聚集。古隆起上，继承性古构造内天然气成藏经历了古油藏—原油裂解—原地聚气过程，形成构造和岩性—构造气藏；早期斜坡—晚期背斜构造内天然气成藏经历了古油藏—原油裂解—隆升调整过程，形成背斜构造气藏；早期背斜-晚期斜坡构造内天然气成藏经历了古油藏—原油裂解—隆升调整过程，形成岩性气藏；继承性斜坡在局部构造高部位、地层尖灭部位和岩性侧向变化部位易形成地层-岩性气藏。震旦系陡山沱组沉积期发育陆棚—滨岸沉积体系，陆棚相的黑色泥岩为优质烃源岩，覆盖面积大；灯影组沉积期发育缓坡—局限台地沉积体系，局限台地相的云坪亚相和台内滩亚相为有利储集相带，在盆地范围内大面积分布。震旦系灯影组储集空间主要为溶孔、溶洞、溶缝和构造裂缝，具有低孔低渗、非均质性强的特征；灯二段、灯三段和灯四段3套储集层在纵向上互相叠置，在全盆地内大范围分布；震旦纪末，成都—资阳—雅安一带以西为岩溶高地，向北东、南东逐渐过渡为岩溶斜坡，岩溶上斜坡区的岩溶储集层最好。震旦系大气田的4套烃源岩中，寒武系筇竹寺组泥质烃源岩质量较好、厚度大、分布面积广；灯三段泥质烃源岩质量好、川中地区厚度较大；陡山沱组泥质烃源岩为优质烃源岩，盆地周边厚度较大；灯影组灰岩和藻白云岩烃源岩具有生气能力；纵向上4套烃源岩与3套岩溶储集层配置良好。寒武系筇竹寺组大套泥页岩是震旦系气藏的区域性盖层。同时，盆地内断裂不发育，保存条件良好。结论：四川盆地震旦系具备形成大气田的基本条件：大型继承性古隆起为震旦系油气形成、聚集提供了条件；稳定的沉积背景奠定了储集体和烃源岩大面积发育的基础；灯二段、灯三段和灯四段3套储集层相互叠置，大面积发育；多套烃源岩纵向叠置，大面积分布，与储集层呈“三明治”互层结构；区域性泥岩盖层厚、盆地内断裂不发育，保存条件好；良好的成藏条件及配置关系形成了震旦系巨大的勘探潜力。震旦系4个勘探远景区带为：乐山—龙女寺古隆起勘探远景区、川东南勘探远景区带、川东勘探远景区和川西北勘探远景区，其中乐山—龙女寺古隆起核部高石梯-磨溪继承性古构造圈闭最为有利，斜坡部位是探索地层-岩性气藏的重点领域。

来源出版物：石油勘探与开发, 2013, 40(2): 129-138

入选年份：2015

莺歌海盆地高温超压气藏控藏要素与成藏模式

谢玉洪，张迎朝，李绪深，等

摘要：目的：探讨上中新统黄流组一段优质储层的沉积模式与储层分布是区域性海退控制的，还是局部侵蚀充填的？认清底辟构造、底辟构造外岩性气藏天然气成藏的差异，明确天然气勘探方向。方法：按“源-汇”思路，运用重矿物物源分析、C-M粒度分析、微体古生物分析、沉积构型分析及地震地层学分析来认识上中新统黄流组一段优质储层沉积模式及储层分布控制因素；运用地震地层学和测井资料评价盖层突破压力，探讨底辟构造外岩性圈闭的封盖条件。运用天然气碳同位素、储层流体包裹体分析和生烃动力学，探讨底辟构造、底辟构造外岩性气藏天然气成藏特征的差异、天然气成藏模式与勘探方向。结果：晚中新世黄流组沉积晚期，XF区受盆地东、西部物源影响，XF14井以赤褐铁矿、白钛矿为主，代表西物源的重矿物组合。CM图点群平行于C＝M基线分布，以悬浮载荷为主，反映重力流沉积特征。砂岩中无或少见有孔虫，而泥岩中有孔虫总丰度高，且浮游类占90%以上，反映这套储层发育在水深较大的外陆架浅海环境。因此，XF区西部上中新统黄流组一段为位于构造坡折之下、物源来自昆嵩隆起蓝江三角洲的重力流沉积，包含薄层浊积砂和块状厚层砂质碎屑流沉积两类沉积构型。XF区西部T31界面侵蚀作用是局部性的，侵蚀系西部物源砂质碎屑沉积物在重力流作用下，入盆侵蚀下部老地层所形成。在XF14井区，重力流沉积砂体向东部与浅海相泥岩相接，东、西部物源交汇区发育质量好、封闭能力强的优质泥岩盖层，易于形成岩性圈闭。XF14井天然气甲烷碳同位素（δ13C1）为－37.67‰～－37.30‰，与底辟构造核部天然气甲烷碳同位素值（－30.08‰）相比偏轻，与岩性圈闭形成早、天然气聚集早有关。岩性气藏形成于底辟背斜之外，近物源，发育优质储盖组合；上新世发育沟源断裂/裂隙，烃源岩生成的天然气可以顺畅地进入岩性圈闭成藏；离开底辟幕式构造活动中心，天然气聚集后保存条件好，因此底辟构造外岩性圈闭能够形成较大规模的优质天然气聚集，成为莺歌海盆地高温超压天然气勘探的主要方向。背斜气藏发育于中央底辟背斜带，由于远离物源，主要发育浅海滩坝泥质粉砂岩，储层致密；处于底辟幕式构造活动中心，天然气保存条件、气组分不确定性较大，形成的背斜气藏规模相对小。结论：莺歌海盆地上中新统黄流组一段高温超压、高产岩性气藏天然气成藏主控因素有3点：（1）重力流沉积优质储层；（2）气藏处于盆地东、西部物源交汇区西侧，上覆优质浅海相泥岩盖层；（3）气藏位于底辟构造外围，其下部存在沟通深部中中新统梅山组、下中新统三亚组超高压、高成熟烃源岩的断裂/裂隙系统。莺歌海盆地高温超压气藏成藏模式有2种：（1）岩性型，气藏分布于底辟背斜翼部、外围甚至向斜底部，具有圈闭形成早，气藏不受底辟构造控制；（2）背斜型，气藏分布于底辟背斜上，构造定形、天然气聚集受控于晚期的底辟活动，气藏受底辟构造控制。其中，岩性气藏储层孔渗好，规模大。

来源出版物：石油学报, 2012, 33(4): 601-609

入选年份：2015

莺歌海盆地东方区中深层黄流组超压储集层特征

张伙兰，裴健翔，张迎朝，等

摘要：目的：莺歌海盆地是发育在南海北部大陆架西部的新生代含油气盆地，中央底辟带是莺歌海盆地目前主要的产气区和储量储备区。随着勘探程度的深入和国家对油气资源需求量的增加，底辟带浅层可钻探目标和后备储量都面临短缺风险，勘探潜力巨大的中深层必将成为新一轮勘探热点。但过去10多年中，已钻遇的中深层储集层厚度薄、粒级普遍偏细、物性差，中深层勘探一直未取得商业性突破，因此，寻找优质储集层是莺歌海盆地多年来中深层勘探中的瓶颈之一。近期在东方区黄流组一段高温超压岩性圈闭群发现高产工业气流后，中深层的巨大勘探潜力越来越被世人所关注。本文以DF13-1气田为例，利用新探井资料，详细解剖东方区黄流组一段高温超压条件下的储集层特征及其控制因素，预测储集层经济基底，指明有利储集层分布区，进一步提高勘探成效，为南海大陆架油气勘探提供科学的依据。方法：本文采用铸体薄片和扫描电镜观察、黏土矿物X衍射、常规物性测试、压汞曲线分析等技术手段，研究东方区上中新统黄流组一段超压储集层岩石学和物性特征，利用高精度生物地层层序及古环境资料分析晚中新世黄流组一段沉积环境；综合分析砂岩储集层沉积微相、碎屑组分、粒级及高温强超压特殊成岩环境等与储集物性的关系，深入研究储集层质量影响因素；基于毛管压力曲线求取储集层有效物性下限的方法以及莺-琼盆地砂岩孔隙度预测经验公式，结合有机质热演化、黏土矿物转化史，得出东方区孔隙演化曲线，预测各种岩性优质储集层埋深下限以及储集层经济基底。结果：薄片分析结果表明，源于西部昆嵩隆起区物源体系的海底扇水道砂长石、岩屑含量较高，主要为岩屑石英砂岩，结构成熟度高。源于东部海南隆起物源体系的浅海滩坝砂碎屑组分以石英为主，长石、岩屑含量低，以石英粉砂岩为主，为极高成分成熟度，但结构成熟度低。原生粒间孔和各种溶蚀孔构成气田储集层主要孔隙类型，溶蚀孔以长石粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔、岩屑溶孔为主。储集层物性影响因素分析表明，影响储集层物性的主要地质因素为：（1）沉积微相是控制储集层质量和内部非均质性的主导因素。海底扇水道砂物性最好，属中孔、中-低渗型好-中等储集层，是气田主力储集层；浅海滩坝砂次之，为中-低孔、低-特低渗型差储集层或是致密层。（2）砂岩粒径对储集层质量有明显的控制作用。粒级越粗，物性越好，孔渗相关性也越高。细砂岩物性最好，粉砂岩最差。（3）砂岩碎屑组分对储集层质量亦有明显的控制作用。储集层石英含量愈低、长石＋岩屑含量愈高，面孔率愈高。源于西物源的砂岩中长石、岩屑含量相对较高，孔隙发育；而源于东物源的砂岩中石英含量高，长石、岩屑含量低，孔隙发育差。（4）高温热流体活动增强溶蚀作用，扩大储集层孔隙空间。高温热流体活动促进有机质生烃和黏土矿物的转化，在转化过程中析出的酸性水以及富含CO2的热流体对储集层产生溶蚀，形成次生孔隙发育带。（5）强超压环境可有效保护孔隙，黄流组一段储集层现今埋深（2600～3500 m）条件下仍保留52.9%的原生孔隙；强超压也可抑制黏土转化和有机质演化，拓宽生油窗范围，增加溶解作用的时间和强度，储集层普见颗粒被完全溶解形成铸模孔以及碳酸盐溶解残余，使次生孔隙带发育在更深的地层中。东方区黄流组粉砂岩、极细砂岩、细砂岩储集层经济基底大约为3100 m、3900 m和5000 m。其优质储集层埋深下限分别为2800 m、3500 m和4400 m。结论：沉积微相是莺歌海盆地中央坳陷底辟带东方区黄流组超压储集层质量的主控因素。源于西部昆嵩隆起物源区的海底扇水道极细-细粒岩屑石英砂岩，沉积厚度大、分布面积广，储集性能好，是本区主力储集层。高温热流体活动和强超压产生的溶蚀以及强超压对孔隙的保护，是东方区黄流组超压砂岩保留较好储集物性的主要成岩因素。东方区超压环境下的粉砂岩、极细砂岩、细砂岩储集层经济基底分别为3100 m、3900 m和5000 m，黄流组一段极细-细粒砂岩在目前埋深（2600～3500 m）条件下，可形成优质天然气储集层。

来源出版物：石油勘探与开发, 2013, 40(3): 284-293

入选年份：2015