石油天然气工程

南海北部神狐海域含天然气水合物沉积层的速度特征

梁劲，王明君，陆敬安，等

摘要：目的：通过对神狐海域声波测井速度与地震速度资料的精细分析，结合区域地质条件研究陆坡区各沉积地层的速度特征，根据沉积层的速度变化来确定水合物的储层厚度，并对声波和地震波速度与水合物的关系进行了分析和探讨，为南海北部天然气水合物资源的勘探和评价提供技术支撑。方法：利用地震、地球物理测井技术岩心分析技术来了解海底含天然气水合物沉积层的特征，含天然气水合物层在地震反射剖面上常常会出现一强振幅的连续反射波，大致与海底反射波平行，称似海底反射（BSR）。含水合物层由于水合物浓度和厚度的增加引起的速度增加产生的上拉构造，其下方同时显示出因低速含气层引起的速度下拉构造。含天然气水合物沉积层在测井曲线上有不同程度的反映，含水合物层有高速异常特征。水合物的饱和度与沉积物孔隙水的稀释程度之间存在着一定的相关性，即自上而下氯离子浓度逐渐减小。结果：含天然气水合物的地震剖面上有与地层斜交的似海底反射（BSR），BSR之上有明显的因速度振幅异常而形成的眼球状结构和连续较好的振幅空白带，BSR极性与海底极性相反。在速度剖面上，距海底大约200 ms的沉积层中有一与海底平行高速带，厚度约为25 m，速度值约为2050 m/s，是沉积层中有水合物存在的体现。高速层之下有一速度值约为1800 m/s的低速带，是水合物层之下存在游离气层的缘故。在测井曲线上，声波速度范围为1600～2250 m/s。在100～195 m段，声波速度缓慢升高，范围在1600～1900 m/s之间，是普通沉积物特征；195～215 m段，声波速度随地层深度的增加而起伏不定，速度值递增快，之后快速递减，整段曲线呈典型的三段式含水合物异常特征。其中在195～215 m段声波速度明显增高，该厚度范围内声波速度平均值为2105 m/s，并在该段成功采集到水合物样品。215～220 m段声波速度快速下降到1750 m/s，是水合物之下存在游离气层的缘故。经样品测试，水合物饱和度相对较高，超过15%高饱和度水合物主要集中在197～220 m段，饱和度值在15%～47%之间，平均为29%。该深度段的声波速度值相对较高，含水合物层的最高声速为2279 m/s。结论：含水合物层由于水合物饱和度和厚度的增加引起的速度增加产生的上拉构造，其下方同时显示出因低速含气层引起的速度下拉构造，即“眼球状”的速度振幅异常结构；含天然气水合物层速度的大小与沉积物孔隙度和水合物饱和度密切相关，水合物饱和度随声波速度升高而上下波动，总体趋势上随声波速度的升高而增高；利用高精度的速度反演对地震资料进行岩性识别和物性预测，可得到具有更高的分辨率的速度剖面，能更准确地判定水合物储层及其厚度和游离气的分布情况，对天然气水合物的速度精细解释起到关键作用；水合物层内部高速层呈平行于海底的带状分布，底部速度最高，由底部往上速度逐渐降低。若水合物层下伏地层有明显的低速特征，则水合物层下含有游离气体。

来源出版物：天然气工业, 2013, 33(7): 29-35

入选年份：2015

管道完整性管理在中国应用10年回顾与展望

黄维和，郑洪龙，吴忠良

摘要：管道完整性管理，是为了保持管道功能完好、结构无缺损而进行的各项管理活动，是基于风险管理发展而来的管道安全管理的模式，是继风险管理之后管理方式的变革，该理念10年前开始在中国传播，引起了中国油气管道管理方式的变革。为此，首先回顾并总结了全球及中国油气管道完整性管理发展历程：（1）风险管理起源于20世纪30年代，通过风险管理，识别和预防了大量风险因素对油气管道的危害，对管道安全运行起到了重要的保障作用；（2）从20世纪90年代开始，管道完整性管理的思想得以孕育和发展，一些管道公司开始探索系统地进行检测评价与维护工作，逐渐形成了一套较为完整的管道完整性管理体系；（3）中国从21世纪初开展了油气管道完整性管理探索，2004年，中国石油管道科技研究中心成立了管道完整性研究所，建立了中国石油完整性管理标准，研究开发管道完整性管理系统（PIS），并在中国石油管道全面应用，目前中国石油所有管道公司都通过此系统进行线路完整性管理工作。进而详述了管道完整性管理的各步骤工作内容及技术研究进展：（1）在数据管理技术方面提出管道完整性数据模型（PIM-APDM），使标准的APDM 模型与完整性管理相融合，满足高后果区识别、风险评价、完整性评价、管道修复等管理环节对数据的要求；（2）在HCAs识别技术方面研究形成了《管道高后果区评价准则和评分细则》；（3）在管道风险评价技术方面形成了定性、半定量、定量的风险评价方法；（4）常用的管道完整性评价方法有内检测、试压、直接评价法；（5）维修维护技术包括打磨、堆焊、套筒修复和换管；（6）在效能评价技术方面研究建立了完整性管理效能评价指标体系和评价方法，指标体系包括投入指标和产出指标两大类。最后，展望了管道完整性管理未来的发展方向。结论指出：（1）管道完整性管理领域需要进一步拓展，要覆盖管道站场、燃气管网、集输管网、海底管道、储气库设施、LNG接收站等对象；（2）完整性管理专项技术有待于进一步深化研究，包括定量风险评价技术，管道内检测技术，有限元模拟技术，泵机组、压缩机组在线检测与故障诊断技术，失效分析技术等；（3）较之于以前的管理模式，完整性管理是一种新的管理理念，其核心思想是提前预防，在未出事故前，采取预防性措施进行治理，保障油气管道安全运行。所得出的认识和结论，为中国油气管道完整性管理技术研究指明了方向。

来源出版物：天然气工业, 2013, 33(12): 1-12

入选年份：2015

非常规油气概念、特征、潜力及技术——兼论非常规油气地质学

邹才能，张国生，杨智，等

摘要：目的：2012年全球非常规油气产量占油气总产量的比例已超过10%，且将保持持续增长，并将在能源格局中长期占据重要地位。为应对未来非常规油气工业化发展可能面临的勘探思维、细粒沉积、非常规储集层、非常规油气地质、“甜点区”评价预测、工程技术、开采方式、成本管理、政策导向、专有人才培养10个方面的挑战，本文系统论述了非常规油气的概念、特征、潜力及技术，提出了非常规油气地质学理论内涵，以期进一步支撑非常规油气工业的稳健持续发展。方法：在整体调研全球常规、非常规油气理论技术与勘探开发最新进展的基础上，结合岩性地层油气藏等重大科技项目最新研究成果，通过系统梳理国内外主要类型非常规油气资源地质特征、形成条件、分布规律与关键技术，尝试总结非常规油气的基本内涵、主要类型、地质特征、资源潜力及勘探开发核心技术，进一步提出其勘探开发战略与层次，展望非常规油气地质学发展前景。结果：提出了石油地质学正向常规油气地质学与非常规油气地质学2大学科方向发展，常规油气地质学研究的核心是“圈闭是否成藏”，重点评价“生、储、盖、运、圈、保”6要素匹配关系；非常规油气地质学研究的核心是“储集层是否含油”，重点评价“岩性、物性、脆性、含油性、烃源岩特性、应力各向异性”6性及其匹配关系。建立了不同喉径下限油气运聚模式和理论公式、非常规油气开采“L”型生产曲线与产量理论预测模型，揭示了非常规油气形成机理与开采规律。重点阐述了非常规油气的内涵、特征、潜力与技术，提出了鉴别非常规油气的2个关键标志：（1）油气大面积连续分布，圈闭界限不明显；（2）无自然工业稳定产量，达西渗流不明显。全球非常规与常规油气资源比例大约8∶2，其中非常规石油资源与常规石油大致相当，非常规天然气资源约是常规天然气的8倍。中国非常规石油资源约240×108t，非常规天然气资源约100×1012m3。21世纪第2个10年，中国非常规油气增储上产的研究重点为致密油和致密气，要加大页岩气工业化试验区建设和页岩油探索力度。结论：未来需要建立“非常规油气地质学、细粒沉积学、非常规储集层地质学、地球物理预测六性、水平井规模压裂、平台式工厂化开采、管理低成本与政策补贴、非常规人才培养”等非常油气工业体系。非常规油气地质学研究的意义在于要用非常规思想，不断探索新理论、新方法、新技术、新管理，解决非常规油气勘探开发快速发展的理论技术和生产需求。非常规油气地质学发展对石油工业发展、世界能源格局重构、非常规思想形成都具有重要意义。以非常规油气地质学为指导，持续突破与发展非常规油气资源，将为中国陆上原油产量稳步增长、天然气产量快速发展发挥重要接替作用，未来非常规油气产量将占总产量的30%～40%。

来源出版物：石油勘探与开发, 2013, 40(4): 385-399

入选年份：2015

利用多尺度CT成像表征致密砂岩微观孔喉结构

白斌，朱如凯，吴松涛，等

摘要：目的：储集层微观结构是决定储集层物性的重要因素之一，但由于高压压汞、气体吸附与扫描电镜等传统储集层微观孔喉表征方法存在测量范围有限、孔喉连通性评价效果较差等弊端，无法准确刻画纳米—微米级多尺度孔喉形状、大小、分布及其空间连通特征。因此，为明确致密砂岩储集层微观孔喉结构空间特征，全面评价储集层储集物性，本文利用纳米—微米级多尺度X射线三维成像技术，全方位、大范围快速无损重构储集层孔喉三维空间特征，为揭示储集空间流体聚集机理提供基础。方法：采用纳米级CT（最大分辨率50 nm）与微米级CT（最大分辨率0.7 μm）相结合的成像技术，全面表征致密砂岩储集层不同直径微观孔喉结构特征。首先，利用低分辨率微米尺度X-CT扫描获取2.54 cm直径岩心柱内部各成像单元灰度图像，真实反映微米级别孔喉结构特征（如裂缝、孔隙、微裂缝、次生溶蚀孔及均质、非均质性等）；其次，依据样品孔喉发育程度，制备多个直径为65 μm的样品进行高分辨率纳米尺度扫描，重构纳米级微观孔喉三维结构模型；最终利用微米尺度和纳米尺度三维孔喉模型计算出2.54 cm与65 μm直径样品孔隙度、渗透率以及微孔尺寸分布等参数，全面揭示储集层微观结构特征。结果：利用微米、纳米多尺度CT三维成像技术，明确鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩具有如下特征：在微米尺度下，微孔大小不一，孔喉直径为5.4～26.0 μm，三维空间中微孔整体在垂向分布不均，呈孤立状，局部呈条带状，多围绕颗粒分布，条带状微米级孔喉在三维空间呈现为束管状形态，连通性较好，是沟通较大微孔的主要通道；在纳米尺度下，纳米级微孔数量增多，纳米级孔喉相互叠加，孔喉几何形态为管状、球状，直径主要为0.4～1.5 μm，纳米级微孔呈微小球状、短管状，分布于矿物颗粒（晶体）内部或表面，应多属于颗粒内微孔或晶内微孔，纳米级球状微孔连通性较差，三维空间呈孤立状。根据微孔三维空间结构模型图，计算得样品渗透率为0.843×10－3μm2，孔隙度为10%。结论：致密砂岩储集层中条带状微米级孔喉（直径为5.4～26.0 μm）数量少，连通性好，是油气聚集的主要通道，据此推断致密砂岩中油气聚集可能仍符合达西渗流规律；纳米级（直径主要为0.4～1.5 μm）孔喉数量多，多为储集空间，纳米级短管状微孔具有一定连通性，与微米级管状微孔和邻近孤立球状纳米微孔具有一定连通性，兼具喉道与孔隙的双重功能，是油气赋存的主要场所。同时，利用纳米、微米多尺度CT三维重建技术不仅可以准确重建致密储集层微观孔喉真实特征，也为致密油气聚集与赋存机理的数值模拟研究提供依据。

来源出版物：石油勘探与开发, 2013, 40(3): 329-333

入选年份：2015

致密砂岩有效储层形成的控制因素

李易隆，贾爱林，何东博

摘要：目的：在大面积分布的致密砂岩气藏中，通常局部发育相对优质的有效储层。为研究有效储层形成的控制因素，主要从沉积分异和成岩作用方面，对比分析四川盆地广安须家河组气藏及鄂尔多斯盆地苏里格石盒子组八段和山西组一段气藏。方法：从沉积分异和成岩作用入手进行分析。沉积分异包括沉积物源分异、沉积相带分异、沉积微相分异与岩石学特征分异等方面。根据区域矿物分布特征，运用测井和岩心资料划分沉积相带与沉积微相，讨论以上因素对储层物性的影响，另外，利用大量的岩石矿物及物性分析资料，讨论岩石学特征与致密砂岩物性之间的关系。主要从压实作用、胶结作用、自生黏土矿物和溶蚀作用等方面讨论成岩作用对储层物性的影响。通过观察普通与铸体薄片中颗粒间接触关系与原生孔隙保存程度，讨论压实作用的影响；利用薄片和扫描电镜资料，观察分析了石英次生加大和自生绿泥石环边对物性的影响；通过分析溶蚀孔发育程度与长石含量和储层粒度的关系，讨论溶蚀作用的影响。结果：广安气田须家河组以及苏里格气田盒八段与山一段致密砂岩中，有效储层宏观分布受沉积相带与物源的控制，高能水道叠置带和有利的岩性区带是有效储层的主要发育区。高能水道微相中“粗岩相”是有效储层形成的岩石学基础，在广安地区，“粗岩相”主要为主分流河道心滩中部的中粗粒长石岩屑砂岩，苏里格地区“粗岩相”主要为心滩和河道底部的粗粒和含砾石英砂岩、石英岩屑砂岩。强烈的压实作用与石英次生加大胶结作用是砂岩致密化的主要机制，随着埋藏深度的加深，压实作用与石英次生加大更加强烈，压实作用对储层的控制，受到矿物成分和粒度的影响，石英次生加大主要受石英含量的影响。在广安须家河储层中，自生绿泥石环边可能因抑制了石英次生加大而保留了大量的原生粒间孔隙。溶蚀作用一般发生在长石中，形成粒内溶孔，长石较发育的粗粒砂岩中，溶蚀孔最为发育。结论：物源体系和水动力环境差异造成的沉积非均质性强烈影响成岩作用，是有效储层形成的基础，高能复合水道中的“粗岩相”利于有效储层的形成；压实作用和胶结作用是砂岩致密化的主要机制，以粗粒级的石英颗粒为主的砂（砾）岩，在压实作用中，利于原生孔隙的保存，并作为后期成岩流体运移的通道，但在煤系地层酸性成岩环境中，较纯的石英砂岩容易发生石英次生加大，从而显著降低了砂（砾）岩的孔隙度；自生粘土矿物可能会降低储层渗透率，但自生粘土矿物环边能阻止石英次生加大而保存原生孔隙；溶蚀作用是改善储层质量的主要机制，受长石等易溶矿物的分布、成岩流体性质和流体通道的共同控制。

来源出版物：石油学报, 2013, 34(1): 71-82

入选年份：2015

四川盆地震旦系—寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现

邹才能，杜金虎，徐春春，等

摘要：目的：2013年四川盆地川中古隆起发现了安岳震旦系—寒武系特大型气田，磨溪区块龙王庙组探明含气面积779.9 km2，探明地质储量4403.8×108m3，气藏类型为构造岩性气藏，该领域具备形成万亿立方米级天然气的储量规模。通过系统总结川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型气田的成藏规律和成功经验，以期对类似盆地古老地层未来天然气的勘探研究提供参考。方法：从古构造恢复、岩相古地理重建、成烃成藏演化、资源评价与有利区预测等方面，对安岳震旦系—寒武系进行成藏条件分析、资源潜力评价以及大气田分布规律的总结，进而开展未来勘探有利区带的优选。结果：主要取得如下7点认识。（1）重新厘定了震旦系、寒武系地层沉积充填序列及划分对比依据。（2）晚震旦世—早寒武世早期继承性发育“德阳—安岳”古裂陷槽，控制下寒武统烃源层分布，源岩厚20～160 m、TOC值为1.7%～3.6%、Ro值为2.0%～3.5%。（3）灯影组发育碳酸盐镶边台地、龙王庙组发育碳酸盐缓坡台地，靠近同沉积古隆起龙王庙组发育大面积颗粒滩。（4）大面积发育震旦系灯影组碳酸盐岩缝洞型、寒武系龙王庙组白云岩孔隙型2套主要含气储集层，准同生白云石化和表生岩溶叠加改造形成相对高孔渗储集体，灯影组孔隙度3%～4%、渗透率1×10－3～6×10－3mm2，龙王庙组孔隙度4%～5%、渗透率1×10－3～5×10－3mm2。（5）古隆起核部在晚海西-印支期发育大型古油藏，分布面积超过5000 km2，石油资源量为48×108～63×108t，燕山期发生原位原油裂解成气及斜坡深部分散液态烃裂解成气，提供充足气源。（6）震旦系—寒武系特大型气田形成和保存主要受“古裂陷槽、古台地、古油裂解气、古隆起”共同控制。（7）初步预测震旦系—寒武系天然气资源量总量可达5×1012m3左右，古隆起及其斜坡带、蜀南坳陷带、川东高陡构造带深层是该层系重点勘探区带。结论：川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型气田的发现，是大油气田地质理论在四川盆地古老地层天然气勘探的成功实践。安岳震旦系—寒武系大气田受“四古”（即：古裂陷槽黑色页岩、古台地丘滩岩溶储集层、古原油裂解成气和古隆起运聚富集）控制，形成了万亿立方米级天然气储量规模。研究表明四川、塔里木、鄂尔多斯3大盆地震旦系-寒武系将是未来勘探的重要领域。四川盆地深部安岳震旦系—寒武系原生原油裂解气特大型气田的重大发现，在全球古老地层天然气勘探中尚属首次，对开拓全球中深层下古生界—中上元古界古老地层油气领域也具有重大科学与实践意义。

来源出版物：石油勘探与开发, 2014, 41(3): 278-293

入选年份：2015

川中古隆起龙王庙组特大型气田战略发现与理论技术创新

杜金虎，邹才能，徐春春，等

摘要：目的：川中古隆起震旦系—寒武系是四川盆地天然气勘探的重点领域，早在20世纪60年代已发现威远震旦系气田，之后40余年的勘探均未取得重大发现。这套地层时代古老、埋深超过5000 m，勘探面临资源潜力、有利储集层展布、成藏富集规律等认识不清的难题，同时也面临深层碳酸盐岩油气勘探工程技术瓶颈。本文以下寒武统龙王庙组为对象，研究古隆起形成演化、储集层成因与分布、成藏有利条件，评价有利靶区；针对地震、钻井、测井及储集层改造等技术难点，开展技术攻关，形成有效技术。方法：在简要回顾川中古隆起震旦系-寒武系40余年勘探成果基础上，总结主要采用的技术措施：（1）采用构造古地理恢复技术，利用钻井地质与地震解释资料，恢复震旦纪—早寒武世古构造格局及岩相古地理。（2）利用露头、岩心及测井资料，建立龙王庙组颗粒滩沉积分布模式；依据颗粒滩体的地震相识别标志，预测颗粒滩体分布。（3）利用岩石学及储集层地球化学资料，开展龙王庙组颗粒滩的储集层特征及成岩作用研究，明确储集层成因及分布主控因素。（4）利用气藏地球化学资料，开展龙王庙组油气运移研究，建立成藏模式。同时，对地震、钻井、测井、储集层改造4项技术开展攻关研究。结果：川中古隆起龙王庙组特大型气田形成的有利条件：（1）晚震旦世—早寒武世形成的德阳—安岳裂陷槽发育厚150～450 m的下寒武统泥页岩烃源岩，生气强度高达100×108～160×108m3/km2，为龙王庙组提供了充足的烃源。（2）龙王庙组颗粒滩白云岩储集层属于裂缝-孔洞型储集层，发育粒间孔、溶蚀孔洞、裂缝；在古隆起区储集层分布面积达8700 km2，累计厚度30～60 m，平均孔隙度为4.28%，平均渗透率为0.966×10－3μm2。成岩演化经历了准同生期白云石化作用（形成粒间孔）和后期的岩溶改造作用，形成溶蚀孔洞、溶沟、溶缝等。（3）龙王庙组岩性圈闭发育，成藏条件有利。天然气主要来自下寒武统，不整合面及断层组成的网状输导体系在古隆起区广泛发育，油气沿不整合面发生侧向运移、沿断层发生纵向运移，在古隆起区聚集成藏，形成油气富集带，估算龙王庙组天然气资源量为1.16×1012m3。（4）保存条件有利。一方面，龙王庙组上覆高台组为一套致密碳酸盐岩夹膏盐地层，封盖能力强，是良好的区域性盖层。另一方面，安岳气田处于古隆起的向东倾末端，燕山—喜马拉雅期断裂活动不强烈，因而使得古气藏未破坏或者破坏程度低。另外，针对超深、高温、高压等复杂地层条件开展的地震、钻井、测井与储集层改造技术攻关，形成了多项技术创新：（1）地震技术，包括超深层低幅度碳酸盐岩“两宽一小”（宽方位、宽频、小面元）数字地震采集技术、保真保幅地震资料处理技术以及颗粒滩储集层地震预测技术。（2）测井技术，形成了岩性岩相识别技术、非均质碳酸盐岩储集层参数标定及评价技术、裂缝/溶洞识别及评价技术、复杂碳酸盐岩储集层孔隙结构评价及产能预测技术。（3）钻井技术，针对超深层、多压力系统、高含硫、高地温等特点，形成了以“优化井身结构＋高效PDC钻头＋长寿命螺杆＋优质钻井液”为主体的钻井模式，有利于减少井下污染、抑制垮塌、提高钻井速度。（4）储集层改造技术，针对储集层厚度大、纵向非均质性强、地温高、压力高、埋藏深等特点，形成了深穿透酸压、分层酸压、转向酸压复合改造技术。研制了180℃高温胶凝酸、转向酸、低伤害自生酸等酸液体系，降解纤维、降解暂堵球以及配套180℃分层改造封隔器工具和试油封堵一体化完井管柱。结论：广覆式分布的烃源岩、大面积优质储集层和古今大型构造叠加区是大气区分布的最有利地区。综合考虑储集层、烃源岩、构造、保存条件等要素，认为川东—蜀南高陡构造带深层的震旦系—寒武系发育大构造，邻近下寒武统烃源岩的生烃中心，灯影组岩溶储集层和龙王庙组颗粒滩储集层发育，虽然喜马拉雅期构造变形较强烈，但由于寒武系膏岩层系发育，对震旦系—寒武系改造作用不强，有利于圈闭定型和油气保存，因而油气勘探潜力较大。磨溪—高石梯地区龙王庙组勘探过程中形成的地震、钻井、测井与储集层改造等技术，可在超深、高温、高压等复杂地层条件的油气勘探开发中推广应用。

来源出版物：石油勘探与开发, 2014, 41(3): 268-277

入选年份：2015

塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组油藏成藏特征及主控因素

谭广辉，邱华标，余腾孝，等

摘要：目的：玉北地区是塔里木盆地麦盖提斜坡的一个重点勘探地区，近年来，该地区奥陶系鹰山组海相碳酸盐岩勘探取得了重大突破。但油气成藏主控因素不明和油气富集规律不清，制约了该区下一步油气勘探。本文对该区油气成藏特征、油气成藏控制因素进行深入研究，以期总结出适用于研究区的油气成藏模式和油气富集规律，为该区下一步油气勘探提供参考依据。方法：从解剖已发现的玉北1井区鹰山组油气藏着手，围绕着“玉北地区奥陶系鹰山组油藏成藏特征及主控因素”展开论述，对玉北1油藏的储层特征、流体性质、油藏类型、油气分布、油气成藏期等油气成藏特征进行了综合研究；通过对烃源岩条件、储层条件、输导体系、保存条件等油气成藏控制因素进行系统分析，总结出该区的油气成藏的多重控制因素，建立了“成藏—调整”的油气成藏模式。结果：玉北1井区奥陶系鹰山组油藏为受不整合控制的、与碳酸盐岩古岩溶有关的岩溶-缝洞型油气藏：鹰山组碳酸盐岩发育孔隙、孔洞、裂缝3类储集空间，组成裂缝—溶蚀孔洞型、裂缝型、孔洞型3类储层，裂缝—溶蚀孔洞型储层是该区最重要的储层类型；油藏范围主要受分布不均一的岩溶缝洞储集体控制，储层非均质性极强，具有大面积叠置连片和不均匀含油特点；鹰山组油藏经历多期成藏，海西晚期为主成藏期。油气成藏主控因素研究表明，玉北地区油气聚集成藏主要受油源、储层、输导体系和盖层的综合控制：油源是该区油气成藏的基础；断裂、不整合面构成的立体输导网络，为油气运移提供了优质的运移通道；储层发育程度控制了油气藏的形成及规模；巴楚组下泥岩段、中泥岩段等区域性盖层为油气保存提供了保障。在成藏特征和成藏主控因素分析的基础上建立了“断裂通源，网状输导，储层控富，海西晚期成藏，后期调整”的玉北地区奥陶系鹰山组油气成藏模式。结论：玉北地区奥陶系鹰山组碳酸盐岩油藏储集空间类型包括孔隙、孔洞和裂缝3类，根据储集空间类型及其组合方式，发育的储层类型有裂缝—溶蚀孔洞型、裂缝型、孔洞型3类，其中，裂缝—溶蚀孔洞型储层是玉北地区最重要的储层类型。玉北1井区奥陶系鹰山组油藏为常温常压未饱和重质油藏，其分布范围受与不整合控制的、与碳酸盐岩古岩溶有关的岩溶缝洞型储层控制，储层具有大面积叠置连片和不均匀含油特点。玉北1井区奥陶系鹰山组油气藏为多期成藏，主成藏期为海西晚期；该区油气成藏主要受油源、储层、输导体系和盖层的综合控制，并以此建立了玉北地区奥陶系鹰山组的油气成藏模式。

来源出版物：石油与天然气地质, 2014, 35(1): 26-32

入选年份：2015

川南地区三叠系须家河组致密砂岩孔隙类型及物性控制因素

祝海华，钟大康，张亚雄，等

摘要：目的：四川盆地须家河组致密砂岩是我国较为典型的致密砂岩气储层，近年来在川南广大地区以及发育了一批具有商业开发价值的气藏，显示出良好的资源前景。但前期须家河组由于是非勘探目的层而一直未受到重视，对其储层特征、物性控制因素未有详细研究。因此如何在普遍致密的背景下，找到物性相对较好的砂岩储层是未来制约须家河组天然气勘探的重要因素之一。本文通过对川南地区须家河组岩石学、成岩作用、孔隙类型、孔渗关系的分析，重点讨论了在宽缓古地貌背景下须家河组孔隙发育的控制因素以及绿泥石等粘土胶结如何影响孔渗关系。方法：本次研究样品来自于川南地区的7口井，包括722块普通薄片、80块铸体薄片、40个样品的扫描电镜资料以及压汞资料、2030个岩心物性测试数据的分析，通过薄片及电镜观察、孔渗及压汞资料分析，对川南地区须家河组的岩石学特征、成岩矿物类型及含量、孔隙类型、孔渗关系进行了详细研究，并讨论了砂岩孔隙物性的控制因素。结果：研究区须家河组储层为一套中—低成分成熟度和中等结构成熟度的砂岩，以岩屑砂岩最为发育，次为长石岩屑质石英砂岩、岩屑质石英砂岩、少量细粒钙质砂岩及粉砂岩。中粒、中—细粒为主，分选中—低，磨圆度较差。孔隙类型以原生粒间孔为主，占51%，其次为粒内溶孔等各种溶蚀孔隙，占37%，杂基微孔含量占12%。岩心孔隙度12.5%～0.08%，平均4.09%；渗透率7.05×10－3～0.003×10－3μm2，平均0.11×10－3μm2。岩屑质石英砂岩物性最好，平均孔隙度5.93%，次为长石岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩，平均孔隙度分别为4.98%和3.65%。孔—渗关系显示渗透率随孔隙度增加而变化，具有明显的分带性，渗透率随孔隙增加呈快速增加—稳定—继续增加的台阶式分布。结论：（1）川南地区须家河组孔隙发育程度受控于成岩作用和沉积条件。早期持续快速压实，后期胶结及溶蚀弱导致研究区须家河组孔隙整体不发育，绿泥石环边胶结对原生孔隙的保存使得残余原生孔是研究区主要孔隙类型。（2）空间上，砂岩物性的变化与沉积条件密切相关，短距离搬运或沉积水动力弱的砂岩成分及结构成熟度差，物性差，长距离搬运且沉积于强水动力条件的砂体孔隙发育，有利储层主要分布于具一定搬运距离的主河道砂体中。（3）纵向上，单一河道砂体内部物性呈顶底差而中—中下部好的三段式分布，原因是沉积时水动力由强变弱，砂体中部成分、结构成熟度好于顶底部，利于孔隙保存，岩石学特征的差异在埋藏过程中又进而影响砂体不同部位的成岩强度并最终导致了孔隙的三段式纵向分布。（4）渗透率随孔隙度增加呈迅速增加—稳定—再次增加的三段式分布，这与不同孔隙度条件下砂岩喉道半径变化有关，低孔隙度时，孔喉细小，孔隙即为喉道，随孔隙度增加渗透率快速增加，当孔隙度为3%～7%时，渗透率未随孔隙度增加的主要原因为绿泥石等自生粘土矿物对孔喉的充填有关，而当孔隙度大于7% 时，孔喉半径大于粘土环边厚度，渗透率随孔隙度增加再次增加。

来源出版物：石油与天然气地质, 2014, 35(1): 65-76

入选年份：2015

页岩油储层基本特征及评价要素

姜在兴，张文昭，梁超，等

摘要：目的：目前，国内外对“页岩油”概念的界定不统一，对储层控制因素及评价要素的研究仍相对薄弱。页岩油与致密油的术语在使用上存在混淆。对页岩油的储集机理尚不明确，对页岩储集空间的类型、有效性和分布特征，及页岩油的赋存状态、滞留机理、渗流机制、开采产出条件等还有待深入探讨研究。目前大多仍参考页岩气储层评价的思路，尚未针对页岩油储层的特殊性建立起系统有效、针对性强的页岩油储层评价方法。本文界定了页岩油储层的基本特征及评价要素。方法：通过分析有机质特征对页岩油储层的控制作用、页岩矿物的组成特征、页岩储渗空间特征、页岩储层的改造条件和页岩油聚集机理，识别出表征油源条件的有机地球化学参数（干酪根类型、成熟度，有机质丰度，岩石热解参数等），表征页岩油富集条件的储层性质参数（富有机质页岩面积、厚度，孔渗参数，含油丰度等），表征页岩油开采条件的参数（埋深，岩石矿物组成，裂缝发育，岩石力学参数、原油黏度、地层压力等）。结果：（1）有机质类型及其热演化的阶段限制了页岩油的生成与富集。页岩油储层评价的对象主要为有机质类型为Ⅰ、Ⅱ1型，Ro在0.6%～1.2%，处于低熟-成熟阶段的烃源岩，在此限定范围内，可按有机质丰度来进一步具体分级评价。（2）在数据多的地区可以具体分析、确定本区的TOC分界值，而在资料较少的探区，推荐使用TOC为2.0%和4.0%作为页岩油储层及产能评价三分性的界限标准。（3）鉴于国内页岩油的勘探还处于起步阶段，建议具有良好页岩油商业开发价值的页岩层系厚度下限为40 m，富有机质页岩有效厚度不小于15 m。（4）建议优质页岩储层的脆性矿物含量要大于50%，而黏土矿物含量低于40%。（5）泥页岩常作为细粒沉积物的统称，但具体成分复杂，类型多样。基于有机质在页岩沉积、成岩及储层形成中的重要作用，笔者建议在页岩类型划分中考虑有机质特征，以成分为第一原则，有机碳含量与岩石矿物组成共同决定了页岩类型。以TOC、碳酸盐矿物、黏土矿物为3要素，TOC以2%、4%为界，将页岩细分为高有机质、中有机质及低有机质类型。（6）较好的页岩储层应达到：泊松比＜0.25，杨氏模量＞20 GPa，脆性矿物含量＞40%，黏土矿物含量＜30%。（7）通常较低的原油密度和黏度、高地层压力、高气油比的条件下，更利于页岩油在微米—纳米级孔喉中流动和开采。结论：明确了页岩油储层为泥页岩，不包括烃源岩内的其他岩类夹层及邻层，并依据储集机理差异将页岩油储层分为裂缝型和基质型。富含有机质、以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主、Ro值介于0.6%～1.2%、TOC值大于2.0%，矿物组成复杂、发育纹层结构，储集空间细小，低孔特低渗、储层需要改造是页岩油储层的基本特点。重点揭示了有机质在页岩油储层形成及评价中的重要作用，有机质含量影响页岩的生油潜力、储集能力并进而决定了页岩储层的含油量及产能，提出一套以有机碳含量为核心的储层分级评价标准，以TOC为2%、4%为界，同时综合考虑有机质类型及成熟度、富有机质页岩厚度、矿物组成及岩石类型、孔渗特征及岩石可压裂性等指标，将页岩油储层分为3级：Ⅰ类目标储层、Ⅱ类有利储层及Ⅲ类无效储层。

来源出版物：石油学报, 2014, 35(1): 184-196

入选年份：2015

川南下寒武统筇竹寺组页岩储集空间定量表征

王道富，王玉满，董大忠，等

摘要：目的：四川盆地下寒武统筇竹寺组是中国南方海相页岩气勘探重要层系之一，其储集条件优劣是选区的重要依据。受实验手段和资料限制，对其储集空间表征尚处于探索之中。借鉴龙马溪组页岩储集空间定量表征的方法和思路，以钻井资料为基础，通过建立岩石物理模型，对川南筇竹寺组黑色页岩段基质孔隙构成和裂缝发育状况进行了定量评价，为页岩气富集区选择提供地质依据。方法：通过建立黑色页岩3层岩石物理模型（即脆性矿物层、黏土层和有机质层3层模型）及其孔隙度数学模型，对筇竹寺组富有机质页岩段基质孔隙构成进行定量表征，揭示该页岩主要储集空间体积及其与龙马溪组的差异性。依据筇竹寺组电阻率测井和高分辨率电镜资料，通过与龙马溪组物性、电性和镜下特征对比，剖析川南筇竹寺组基质孔隙体积的影响因素。通过建立筇竹寺组和龙马溪组两套页岩基质孔隙度和孔喉直径关系图版，确定海相页岩有效储层和优质储层的基质孔隙度下限和孔喉直径下限，明确筇竹寺组储层品质。应用裂缝规模和裂缝密度两项指标，通过对威远A井筇竹寺组黑色页岩裂缝发育特征进行精细描述，确定黑色页岩裂缝集中发育段。结果：分析认为，川南筇竹寺组页岩储集空间具有4大特征：（1）脆性矿物、黏土矿物和有机质3者产生的单位质量孔隙体积为有机质最高（0.069 m3/t），黏土矿物次之（0.022 m3/t），脆性矿物最少（0.0002 m3/t）；（2）有效页岩段基质孔隙度为1.4%～3.1%，仅为龙马溪组的1/3～1/2，且孔隙构成为黏土矿物晶间孔占79%、有机质孔占18.6%、脆性矿物孔隙占2.4%；（3）基质孔隙体积减小的原因主要包括两方面，一是该页岩热成熟度过高，有机碳出现碳化（即富有机质页岩段出现小于1 Ω的超低电阻响应特征），导致有机质孔隙出现白边、塌陷和充填，有机质产生孔隙的能力下降至龙马溪组的1/2，二是筇竹寺组已处于高成岩晚期-变生阶段，页岩致密化程度高，导致基质孔隙以孔径低于50 nm的中小孔隙为主，孔径大于50 nm的大孔隙总体较少；（4）黑色页岩裂缝发育，裂缝规模以微型、小型裂缝为主，裂缝密度在顶部和中下部较大，上部相对较小，反映了筇竹寺组总体具有脆性矿物含量高、杨氏模量高、泊松比低、脆性好等特点。结论：川南筇竹寺组页岩储集空间以黏土矿物晶间孔隙和有机质孔隙为主体，有机质孔隙所占比例与龙马溪组基本接近。筇竹寺组页岩中的大孔隙以黏土矿物晶间孔为主，大孔隙的减少主要表现为连通性较好的黏土矿物晶间孔的减少。海相页岩有机质孔隙并非总是随着Ro增大而持续增加，当Ro达到和超过3.2%～3.6%以后，随着有机质碳化程度增加，有机质孔隙逐渐减少。筇竹寺组总体具有基质孔隙度低、孔喉直径小、裂缝发育、脆性强等显著特征，但储层品质明显不及龙马溪组。

来源出版物：天然气工业, 2013, 33(7): 1-10

入选年份：2015

2000年以来中国大气田勘探开发特征

戴金星，吴伟，房忱琛，等

摘要：进入21世纪，中国天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛，天然气产业整体呈现出良好的发展态势。我国把探明天然气地质储量等于或大于300×108m3的气田称为大气田，截至2013年底，全国共探明51个大气田。因此，总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征，并从中得出规律性认识，可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征：关于中国大气田的地质特征，包括形成条件、分布规律、主控因素、储层岩性及年代，天然气成因及气源、圈闭和成藏期次等，前人已有不少的研究成果。因此笔者在文中仅涉及了以往尚少研究的勘探特征。研究结果表明：（1）中国目前已在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木、莺琼、东海、松辽、准噶尔、珠江口等9个盆地中探明了大气田，并且大气田仅发现于沉积面积大于10×104km2的盆地内；（2）2005年前我国大气田探明天然气总储量较少，为2.708588×1012m3，之后则较大，2013年底探明天然气总储量为8.168377×1012m3；（3）大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍，储量丰度最大的克拉2气田为59.05×108m3/km2，储量丰度最小的靖边气田为0.684×108m3/km2；（4）中国已探明的51个大气田中，最深的是位于塔里木盆地的克深2大气田，产气层深度介于6550～6987.3 m，最浅的是位于柴达木盆地的涩北二号大气田，产气层深度介于400～1420 m，总体来看，目的层深度介于3000～4500 m的大气田探明天然气储量比例大，占总储量的46.11%。中国大气田开发特征：笔者在文中不涉及开发技术方法及工程工艺等特征，仅研究大气田产出气的类型、数量以及在中国天然气工业发展中的意义等特征。研究结果表明：（1）大气田产量中以煤成气为主，在中国大气田产量中，煤成气起到了主宰作用，2013年大气田总产气量为922.72×108m3，其中煤成气为710.13×108m3，煤成气产量占全国大气田总产量的77%以上；（2）大气田的产量是支撑中国天然气工业的顶梁柱，2013年大气田总产量达922.72×108m3，占全国天然气总产量的76.3%；（3）关键大气田（苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田）的产量是支撑产气大国的基石，并据此使得中国的天然气产量进入全球前10位，跻身产气大国的行列。中国天然气工业发展前景展望：（1）我国常规气可采资源量可与世界上产气大国媲美，故我国天然气工业有可持续发展的基础；（2）中国非常规气可采资源量与美国相近，中国今后煤层气、页岩气、致密气勘探开发潜力很大，是中国天然气工业持续发展的重要支撑；（3）中国天然气储采比为28，说明具备保持目前的年产量并逐步提高的资源条件。

来源出版物：天然气工业, 2015, 35(1): 1-9

入选年份：2015