石油天然气工程

中国西部叠合盆地深部油气勘探面临的重大挑战及其研究方法与意义

庞雄奇

摘要：目的：油气短缺正制约着我国经济的发展和人民生活水平的提高。为确保我国能源安全和继续保障社会经济的平稳发展，加大开发国内油气资源力度、充分发挥国内油气资源的保障作用就具有迫切的现实意义。在全球范围内，深部油气普遍存在，资源潜力巨大，尤其是我国西部叠合盆地油气资源丰富，且接近80%蕴含在深部地层，是我国最现实的后备储量接替区。方法：通过综合调研和收集世界深部油气藏大量资料及对中国西部叠合盆地油气地质特征深入研究，总结了中国西部叠合盆地深部油气勘探面临的重大挑战并提出解决方法与建议。从深部的概念入手，统计分析了全球深部油气资源的分布情况；针对深部油气地质特征，着重中国西部叠合盆，总结了地层温度、压力、成岩、储层特征及油气相态研究方面的进展，并提出深部油气勘探面临有利勘探领域预测难、有利勘探目标预测难及储层含油气性预测难3大挑战，最终给出油气复杂成藏过程、储层成因机制及油气分布规律研究的方法建议。结果：全球深部油气资源分布广泛，其中我国西部叠合盆地相较于东部盆地深部油气资源潜力更大，接近70%的资源分布于深部地层。盆地深部油气地质特征主要表现为：温度很高，油气的生成机制与浅部地层不同；深部地层埋深大，压实作用强，地层孔隙度普遍偏小；由于埋藏深，成岩程度较高，深部油气藏原生孔隙几乎因机械压实损失殆尽，形成工业性油气藏要靠次生孔隙或次生裂缝、或缝洞、溶洞来弥补，表现为孔隙类型多，成因机制复杂；深部油气藏多具异常压力，除超压外，深部油气藏的另一个特征是显示出异常低的地层压力；由于处于高温、高压条件，深部油气藏相态较为复杂，由气态烃类、石油蒸汽、石油、水蒸气和水等组成。油气成藏条件的复杂性，使得中国西部叠合盆地深部油气勘探面临着3方面的重大挑战：（1）叠合盆地经历多期构造变动，油气组成复杂、多期混合、来源不清、多期调整改造，致使深部油气勘探方向难以确定；（2）深部埋藏深、地质条件多变、影响次生孔隙、裂缝发育的地质因素和形成机理复杂，导致深部富集油气的有效储层裂缝和溶蚀孔洞混杂，成因机制不清，导致勘探区带预测困难；（3）油气相态变异大，油气分布特征受深部高温压环境、低孔渗介质条件和多种运聚动力的影响，使得现有的成藏理论难以有效指导勘探目标的预测。因此认为，加速中国西部叠合盆地深部油气勘探必须解决3个关键科学问题：（1）多期构造过程叠加与深部油气生成演化，最关键的问题是构造演化过程叠加与高温压条件下油气的生成与演化，它包括油气来源判识、不同来源油气的生成机制、油气相态转化机制、油气相对贡献评价等；（2）深部有效储层形成机制与发育模式，其中裂缝和溶洞复合型储层成因机制的研究最为关键和重要，它涉及到多期构造变动和多期流体活动及其关联性；（3）深部油气复合成藏机制与油气富集规律，其中包括深部与浅部成藏的动力学边界条件判别、深部成藏动力学机制模拟、深部和浅部成藏过程的叠加与复合。为此，建议采用油气成藏过程正演模拟和油气成藏过程反演剖析相结合的研究方法和“深部成藏条件—深部成藏机制—深部成藏规律”的技术主线，重点选择深部资源潜力最大的塔里木盆地和准噶尔盆地开展研究，期待形成和发展中国叠合盆地深部油气复合成藏理论，研发深部油气分布预测配套技术，促进中国西部深部油气勘探和储量的快速增长。结论：选择我国西部叠合盆地具有巨大资源潜力的塔里木盆地和准噶尔盆地的深部领域开展研究，有利于缓解我国油气资源的短缺，对于改善我国以煤炭占70%的能源结构具有积极意义；中国叠合盆地深部油气地质特征复杂，油气勘探面临的3大关键科学问题既是当前中国西部叠合盆地油气勘探中遇到的急需解决的重大课题，也是当前国际含油气盆地分析和石油地质研究的前沿性课题；解决这3大科学难题，需要组织产、学、研相结合的研究队伍开展持续的攻关研究，我国科技部已经组织了几个有关叠合盆地的油气成藏研究，在相关资料和成果的基础上开展深部油气成藏研究有利于问题的快速解决和取得更大成效。

来源出版物：石油与天然气地质, 2010, 31(5): 517-534

入选年份：2015

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

接铭训

摘要：目的：鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源，是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景，在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层、主力煤层的构造、分布，煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上，结合煤层气勘探开发实践，对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行整体评价。方法：在综合分析鄂尔多斯盆地东缘主力煤层的煤层气基本地质特征的基础上，选取了控制煤层气富集和高产的关键参数，建立了鄂尔多斯盆地东缘选区评价指标体系，对整个鄂尔多斯盆地东缘的煤层气富集区进行了优选。结果：依据煤储层基本地质条件及煤储层的含气性及可采性参数，结合煤层气勘探程度和勘探开发成果，由南向北优选出以下鄂尔多斯盆地东缘4大煤层气富集区。（1）渭北区块的韩城—合阳井区：主力煤层5#和11#煤层分布较浅，有利区面积分别为800 km2和600 km2；煤体结构以块煤为主，碎粒煤和粉煤次之；煤层厚度分布较稳定；含气量中—高；渗透率和含气饱和度较高，具较强的产气能力；顶板主要为厚层泥岩，封盖条件好，水文地质条件简单，有利于气体富集和保存；该区勘探程度高，东部的韩城南井区已提交一定规模的基本探明储量，是现实的重点开发建产区。（2）临汾区块的午城—窑渠井区：主力煤层为5#和8#煤层，有利区面积分别为800 km2和900 km2；煤层单层厚度为5～9.3 m；埋深为800～1100 m；煤岩煤质好，均具有高镜质组含量、低灰分的特征，为焦煤和瘦煤；含气量较高，在9.03～20.87 m3/t之间；该区处在背斜构造高部位和斜坡区，水动力弱径流区；5#和8#煤层顶板分别为泥岩和石灰岩，具有较强的封盖能力；该区在临汾区块内勘探程度最高，已有多口井获得工业气流，南部已提交一定规模的基本探明储量。（3）吕梁区块的柳林—三交井区：主力煤层为4#/5#和8#/9#煤层，单层厚度为5～9 m；埋深为300～800 m；煤岩煤质好，均具有高镜质组含量、低灰分的特征，为肥煤和焦煤；含气量较高，在4～14 m3/t之间；该区构造相对简单，整体表现为向西缓倾的斜坡，斜坡背景上发育一些小规模的断层和褶皱，处于水动力弱径流区；5#和8#煤层顶板分别为泥岩和石灰岩，具有较强的封盖能力；该区勘探程度高，早期的井组排采已获得工业气流，羽状多分支水平井成功实施且单井产量获得重大突破，已提交一定规模的基本探明储量。（4）吕梁区块的保德—神府井区：主力煤层为4#/5#和8#/9#，有利区面积分别700 km2和600 km2；煤层单层厚度为5～14.1 m；埋深为300～800 m；煤岩煤质好，均具有高镜质组含量、低灰分的特征，以气煤为主；含气量为4～12 m3/t；渗透率较高；该区勘探程度高，保德井组排采已证实具有较高的煤层气产能，已预测和控制了规模地质储量。结论：鄂尔多斯盆地东缘煤层气的勘探开发实践证实，煤层气成藏地质条件优越，具有较好的勘探开发条件和可采性，目前已取得了勘探开发的历史性突破，探明储量快速增长，渭北区块的11#煤层的产能获得重大突破、5#煤层也显示出较大的开发潜力，并且总结和创新了一系列煤层气勘探开发阶段性理论和技术。但总体而言，鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低，煤层气勘探开发前景广阔，具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件，必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

来源出版物：天然气工业, 2010, 30(6): 1-6

入选年份：2015

中国南方海相页岩孔隙结构特征

钟太贤

摘要：目的：在中国广泛发育有不同时代富有机质页岩，其中位于南方的古生界页岩成熟度非常高、微米-纳米级孔隙也比较发育。因此，正确地认识页岩孔隙特征是研究页岩气赋存状态、储层性质与流体间相互作用、页岩吸附性、渗透性、孔隙性和气体运移等的基础。为此采用不同的手段对南方海相页岩孔隙进行研究，建立了页岩孔隙描述与表征方法，并在此基础上按照成因和大小进行了分类。方法：页岩中孔隙空间可以分为有效孔隙空间和孤立孔隙空间两个部分，前者为气、液体能进入的孔隙，后者则为全封闭性的“死孔”，孔隙测试对页岩含气性评价作用重大。按照孔隙直径大小，可将页岩孔隙分为大孔隙、中孔隙、过渡孔隙和微孔隙等4类。利用氩离子抛光/SEM、压汞、低温氮气吸附等测试手段对页岩储层进行了大量的微观观测与分析。压汞实验采用压汞微孔测定仪，选纯净页岩，统一破碎至2 mm左右，样品量为3 g左右。将样品置于烘箱中，在70～80℃的条件下恒温干燥12 h，然后装入膨胀仪中抽真空至压力小于6.67 Pa时进行测试。高压段（0.1655≤P≤206.843 MPa）选取压力点36个，每点稳定时间2 s。低温液氮实验运用比表面积孔径测定仪，粉碎样品到60目，测试结果表明龙马溪组具有很小的孔隙直径，平均仅为7.055 nm；低温液氮吸附等温线均呈现“板状环”，也反映出龙马溪组孔隙以微孔（小于50 nm）为主。应用扫描电子显微镜对氩离子抛光后页岩样品表明进行观察，认为页岩储层中纳米级孔隙以干酪根纳米孔、颗粒间纳米孔、矿物晶间纳米孔、溶蚀纳米孔为主，喉道呈席状、弯曲片状，孔隙直径范围为10～1000 nm，主体为30～100 nm，纳米级孔是致密储层连通性储集空间的主体。X衍射分析认为岩石组成一般为30%～50%的黏土矿物、15%～25%的粉砂质（石英颗粒）和4%～30%的有机质，但各地区页岩矿物组成有所差异，脆性矿物（石英等）含量高，易于裂缝发育。黏土矿物是页岩最主要成岩矿物，平均含量达58%左右。黏土矿物具有由黏土晶层形成的层间微孔隙，这些微孔隙不仅增加了页岩的比表面积，而且为天然气提供了吸附的场所。结果：从压汞分析结果看，等-1、27-22、27-13、27-7、27-1和R13-1孔隙度均大于4%，由此判断，四川盆地南部露头区龙马溪组底部约有70 m，其孔隙度大于4%，按孔隙度大小分类可归为好页岩气储层。研究区17个龙马溪组泥页岩样品压汞实验结果表明，龙马溪组黑色页岩孔隙度介于1.71%～12.75%，平均4.71%，其频度多分布在孔隙度大于4.0%的范围，占到41.2%。孔隙度是确定游离气含量和评价页岩渗透性的重要参数。页岩气储层通常具有低孔隙度（小于10%），低渗透率（小于0.001 μm2）特征。泥页岩中通常同时存在原生孔隙和次生孔隙，原生孔隙系统由十分微细的孔隙组成，形成了大量的内表面积，从而提供了潜在的吸 附位置，以存储大量气体，但原生孔隙系统渗透率很低。研究区17个龙马溪组泥页岩样品压汞实验结果表明，龙马溪组黑色页岩孔隙度介于1.71%～12.75%，平均为4.71%，其频度多分布在孔隙度大于4.0%的范围，占到41.2%。相对于美国五大含气页岩3%～14%的孔隙度，研究区龙马溪组页岩孔隙度中等偏高。裂隙、大孔、中孔隙直径较大，主要作为流体渗流运移通道，其中气体以游离态或溶解态为主；过渡孔、微孔隙直径较小，比表面积较大，具有较强的吸附能力，其中天然气主要以吸附态为主。按孔径大小，将页岩储集空间分为5种类型：裂隙（孔径大于10000 nm）、大孔（孔径1000～10000 nm）、中孔（孔径100～1000 nm）、过渡孔（孔径10～100 nm）、微孔（孔径小于10 nm）。结论：根据实验过程与手段的不同可把研究页岩孔隙方法分为观描述法和物理测试法两大类型。一类为观察描述法：手标本、光学显微镜、扫描电镜、核磁共振光谱学法、小角度X射线散射法等，观察描述法直观描述孔隙的几何形态、连通性和充填情况，统计孔隙优势方向和密度，拍摄照片等，确定成因类型。另一类为物理测试法：He孔隙率测定、压汞实验、低温液氮吸附、低温CO2吸附等，能够定量测试孔容、孔径大小及其分布、孔隙结构、比表面积等，为含气性评价的基础。页岩储层中纳米级孔隙以干酪根纳米孔、颗粒间纳米孔、矿物晶间纳米孔、溶蚀纳米孔为主，喉道呈席状、弯曲片状，孔隙直径范围10～1000 nm，主体为30～100 nm，纳米级孔是致密储层连通性储集空间的主体。按孔径大小，将页岩储集空间分为5种类型：裂隙（孔径大于10000 nm）、大孔（孔径为1000～10000 nm）、中孔（孔径为100～1000 nm）、过渡孔（孔径为10～100 nm）、微孔（孔径小于10 nm）。

来源出版物：天然气工业, 2012, 32(9): 1-4

入选年份：2015

低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例

余淑明，刘艳侠，武力超，等

摘要：目的：鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。本文分析了长庆气区2007—2011年完钻的282口水平井，梳理出配套技术，总结了经验教训，不断优化现有技术政策，明确了下步攻关目标，可以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。方法：将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果：通过分析可以看出，长庆气区在水平井开发方面形成了储层预测及精细描述技术、水平井优化部署及设计技术、水平井地质导向技术、水平井快速钻井技术、水平井多段改造技术等5项在降低开发成本成效显著的技术，但仍面临着储层地质特性制约水平井提产效果、水平井井型单一不利于储量高效动用、水平井钻井时效还需进一步提高等3项急需攻克的瓶颈难题，可以从下列15个方面进行工作：沉积模式基础上的储层内部夹层的定量表征；气水关系定量表征；地震沉积学技术应用；小幅度构造识别及描述；已投入开发区水平井加密部署技术；多层系叠合区丛式井+水平井提高采收率技术；同一区块上、下古生界两套水平井井网提高采收率技术；骨架井+鱼骨型水平井区块解剖技术；阶梯水平井动用多层组储量技术；低渗透砂岩气藏缝网压裂可行性研究；多分支水平井多段压裂技术；水平井重复压裂技术；低成本高性能压裂新材料研发；小井眼水平井钻井技术；合理配产降低压敏效应影响；低产阶段数字化管理技术；争取优惠政策。结论：长庆气区全力推广水平井开发，形成和配套5项特色技术，面临着有效砂体单层展布范围小；气水关系复杂；储层敏感性强，压裂液易造成储层损害；水平井井型单一；钻井时效不高等制约水平井开发的难点。因此需要从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面17项具体方向入手进行攻关，将有效降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。同时低渗透气藏、致密气藏、页岩气等非常规气藏将大规模应用水平井开发技术。只有多学科联合攻关，才能破解影响水平井开发效果的瓶颈。

来源出版物：天然气工业, 2013, 33(1): 54-60

入选年份：2015

不同类型低渗透储层有效厚度物性下限及其差异性成因——以陕北斜坡中部S地区中生界为例

张凤奇，武富礼，蒙晓灵，等

摘要：目的：鄂尔多斯盆地中生界石油资源丰富，侏罗系延9油层组、延长组长2油层组、长4+5油层组和长6油层组均为中生界主力产油层系，这些层系发育的油藏不同程度地受到物性条件的控制，而这些主力油层的物性条件在纵向上表现出较差的规律性。大量文献调研发现，前人较少关注鄂尔多斯盆地中生界不同层系低渗透储层有效厚度物性下限之间的变化及其成因方面的研究。本文以鄂尔多斯盆地S地区为例，利用多种方法来综合分析中生界主力含油层系低渗透储层有效厚度物性下限，并结合物性变化的定量表征来探讨各主力油层间有效厚度物性下限的差异性成因，以期为认识鄂尔多斯盆地中生界石油的分布变化及其油气勘探提供理论指导。方法：运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光、压汞、物性、粒度等测试分析，综合多方法相互印证分析了鄂尔多斯盆地S地区中生界主力含油层系有效厚度物性下限，并结合沉积条件和各成岩作用类型对物性影响的定量表征，进一步探讨了各主力油层间有效厚度物性下限的差异性成因。结果：研究区储层有效厚度物性下限值随埋深增大而变小，延9油层组、长2油层组和长6油层组（长4+5油层组）的孔隙度下限分别为15%，14%和8%，渗透率下限分别为4.0×10－3，1.0×10－3和0.15×10－3μm2。沉积作用是其物性差异性形成的基础影响因素，研究区延9油层组、长2油层组、长4 +5油层组和长6油层组储层砂岩分选性、磨圆度等特征差别不大，分选基本为好，磨圆度主要为次棱角状，次为次棱角—次圆状。而研究区延9、长2、长4+5和长6储层矿物成分中刚性和塑性成分、砂岩的粒度变化均有较好的规律性，埋深从小到大刚性成分如石英类等含量基本是变小的，塑性成分如云母等含量基本是变大的，埋深从小到大含量最大的细砂粒级是有规律性减小的。而成岩作用是其差异性形成的最主要原因，各成岩作用类型的具体影响为：各储层初始孔隙度相差较小，长2油层组与延9油层组相比，压实作用和胶结作用共同作用而减少的孔隙度基本相当，差别在于后者的溶蚀改善作用增加的孔隙度稍好于前者；长6油层组（长4+5油层组）与长2油层组相比，压实作用减少的孔隙度和溶蚀作用增加的孔隙度差别均不大，差别在于前者因胶结作用减少的孔隙度大于后者，这是两者物性下限差异的最主要原因。结论：研究区中生界低渗透储层物性主要受沉积、成岩作用的共同影响，沉积作用为形成研究区现今低渗透储层有效厚度物性下限差异的基础影响因素，而成岩作用为最主要影响因素。溶蚀作用为侏罗系延安组延9油层组和延长组长2油层组储层有效厚度物性下限的差异的最主要原因，前者的溶蚀改善作用稍好于后者，使得两者储层有效厚度物性下限前者稍大于后者；胶结作用为延长组长2油层组和长6油层组（长4+5油层组）有效厚度物性下限差异的最主要原因，后者胶结作用减少的孔隙度远大于前者，使得两者储层有效厚度物性下限前者远大于后者。

来源出版物：石油与天然气地质, 2015, 36(4): 555-562

入选年份：2015