新疆石油地质

雷德文1，阿布力米提1，唐勇1，陈静1，曹剑2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 261 )

PDF(300KB) ( 543 )

勘探理念的转变与认识的创新带来了勘探突破，在准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷下三叠统百口泉组砂砾岩储集层中发现了国内外罕见的源外“连续型”轻质油藏，整装亿吨级油藏落实，展现出大油区的良好态势。玛湖凹陷百口泉组油气分布具有“整体含油、局部富集、甜点高产”的特点。油气高产受控于三大因素：发育扇三角洲前缘相规模有效储集层,且多见微裂缝；原油成熟度高、轻质、普遍含气；异常高压。扇三角洲前缘有利相带大部分位于异常高压与轻质油气重合区，预测油气高产有利区面积近2 800 km2，总资源量14.7×108 t，是新疆油田油气储量与产量新基地，也是对全球“连续型”油气藏勘探与研究的重要补充。

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克拉美丽气田有效烃源灶分布及其控藏作用

龙华山1,2, 李剑3, 王绪龙4, 魏立春2，谢增业3, 廖健德4, 向才富2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 78 )

PDF(300KB) ( 586 )

有效烃源灶的展布决定了油气勘探的领域。石炭系烃源岩与火山岩密切共生，地震资料品质受火山岩高速带屏蔽等因素的影响，准噶尔盆地克拉美丽气田的烃源灶空间分布范围争议较大。根据地球物理资料和大量的烃源岩分析测试资料，对克拉美丽气田的有效烃源灶的空间分布特征进行了详细的研究。研究表明，滴水泉凹陷、东道海子凹陷和五彩湾凹陷是卡拉麦里山前石炭系烃源岩的3个厚度中心，其厚度均大于450 m. 烃源岩有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主。成熟-高成熟烃源岩也主要分布在滴水泉凹陷、东道海子—五彩湾凹陷和三南凹陷。

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湘西北地区龙马溪组页岩气聚集条件与含气性分析

林拓1，张金川1，李博2，唐玄1，何伟1，裴松伟1

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 119 )

PDF(300KB) ( 597 )

为评价湘西北地区下志留统龙马溪组页岩气聚集条件及含气性，优选并实施钻探了永页1井，揭示的龙马溪组暗色泥页岩厚度131.2 m，其中黑色页岩19.3 m. 永页1井龙马溪组黑色页岩具有有机碳含量高（平均为2.0%）、成熟度适中（等效Ro平均为2.4%）、脆性矿物含量高（石英含量平均为50.3%）、黏土矿物含量低（平均为31.3%）、孔隙度低（平均为1.7%）等特征，具有良好的页岩气聚集条件；尽管等温吸附含气量平均可达2.52 m3/t，但现场解析总含气量很低，推测这是黑色页岩埋深较浅且湘西北地区晚期构造活动强烈、保存条件不好所致；黑色页岩的沉积厚度反映了该井位于龙马溪组深水陆棚沉积的边缘相带，而更靠近沉积中心的花垣—保靖—龙山一带，黑色页岩厚度可达30~40 m，是该区龙马溪组页岩气下一步勘探的主要区域。

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元坝气田长兴组气藏生物礁相储集层发育特征

彭光明1，刘言 2，李国蓉3，何祖荣1

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 91 )

PDF(300KB) ( 617 )

针对元坝气田长兴组生物礁相储集层非均质性强、分布复杂的特点，应用岩心分析、测录井等相关资料，对储集层特征、优质储集层分布规律及其控制因素进行了分析与探讨。白云岩是气藏的主要优质储集岩，长兴组生物礁相储集层属于中低孔、中低渗储集层，储集空间以溶孔和白云石晶间孔或晶间溶孔为主。Ⅰ类和Ⅱ类优质储集层大多为滩相溶蚀孔洞型和潮坪相溶蚀孔洞型白云岩，主要分布于礁盖、礁顶和礁后。有利沉积微相（滩相和潮坪相等）是形成优质储集层的基础，白云石化作用和多期溶蚀作用是形成其先决条件。

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霍玛吐背斜带构造演化特征及对油气藏的控制

魏凌云，肖立新，夏雨，冀冬生

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 127 )

PDF(300KB) ( 372 )

霍玛吐背斜带位于准噶尔盆地南缘山前冲断带中段，由于中深层地震资料品质差，长期以来，对这一背斜构造带的演化特征及其与油气成藏关系一直未能查清。结合该区2011—2013年地震攻关宽线成果，以断层相关褶皱理论为基础，利用生长地层分析及构造几何正演模拟等技术，对背斜的构造样式、构造演化及油气成藏特征进行了细致分析。研究认为，霍玛吐构造带（霍尔果斯背斜、玛纳斯背斜和吐谷鲁背斜）纵向上为深部断层转折褶皱与浅部断层传播褶皱组成的复合型背斜，平面上，深、浅层构造都呈“品”字形排列，横向上呈现此消彼长的渐变构造过渡关系；霍玛吐背斜带在喜马拉雅运动期经历了早期深部断层转折褶皱发育期、中部反向断裂发育期和晚期浅层霍玛吐断裂冲断改造期三个演化阶段；其油气主要存在两期充注，先油后油气，喜马拉雅运动期三期构造演化与两期油气充注匹配，且构造演化特征控制了各构造的油气成藏过程。综合分析认为，霍玛吐构造带反向断裂下盘中深层构造高部位的白垩系和中上侏罗统优质储集层是准噶尔盆地南缘有利的油气勘探领域。

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普光气田飞仙关组储集层裂缝特征及期次

张冲1a，刘鸿博1a,2，姚勇1a，谢润成 1a,1b，周文1a,1b，巩高飞1a

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 91 )

PDF(300KB) ( 925 )

为查明普光气田下三叠统飞仙关组一段和二段鲕粒白云岩储集层裂缝特征和形成期次，对岩心、薄片中的裂缝基本特征，包括裂缝产状、充填程度、参数和张开度等，进行了详细描述和统计分析。采用古地磁薄片定向技术，分析了裂缝的组系和方向，认为北东东—南西西向为裂缝优势组系，而不同组系的裂缝反映了地层曾受到多期的构造运动。根据岩心裂缝的切割限制关系、铱含量及裂缝充填物碳氧同位素等，确定了裂缝形成期次为3期，即印支运动晚期（次要）、燕山运动期（裂缝主要形成期）、燕山运动晚期—喜马拉雅运动期（现今有效裂缝主要形成期）。对裂缝特征及裂缝期次的研究，可为目的层地质模型建立、油气成藏等研究提供重要地质信息。

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韩城矿区煤岩类型对微裂隙发育的控制机理

房媛，汤达祯，许浩，喻廷旭，唐淑玲，赵俊龙

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 106 )

PDF(300KB) ( 326 )

韩城矿区煤岩类型纵向变化频繁，煤层非均质性强。裂隙多为长度大于300 μm，宽度小于5 μm的树枝状和正交状裂隙，微裂隙多发育在光亮煤和半亮煤中；据核磁共振T2弛豫谱分析，从光亮煤、半亮煤到半暗煤和暗淡煤，T2谱图由吸附孔、渗流孔和裂隙发育的三峰分布渐变为吸附孔、渗流孔发育的双峰分布特征，裂隙发育程度逐渐变弱，渗流孔和吸附孔之间连通性变差，吸附孔含量逐渐增加。核磁共振分析结果与X-CT扫描结果较为一致。对不同煤岩类型裂隙发育特征及煤岩显微组分分析认为，生烃潜能和扩散能力是微裂隙发育的决定因素。

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鄂尔多斯盆地马岭地区长71储集层特征及评价

宁文钰1，文志刚1，胡友清2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 96 )

PDF(300KB) ( 306 )

利用岩心分析，测井、扫描电镜、铸体薄片和岩石薄片以及压汞等资料，对马岭地区长 71油层的岩性、物性和孔喉特征等进行了研究。结果表明，研究区长71储集层多以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集层，储集空间以粒间孔和长石溶孔为主，储集层非均质性强。利用储集层物性和孔隙结构参数对长71储集层进行评价，研究区主要为Ⅲ 类和 Ⅳ 类储集层，Ⅰ类储集层不发育，Ⅱ类储集层只在局部发育。

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准噶尔盆地南缘石场剖面八道湾组沉积旋回特征

瞿建华1，杨荣荣1，谭程鹏2，李辉1，安志渊1，单新2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 124 )

PDF(300KB) ( 403 )

通过野外露头观察与实测，对准噶尔盆地南缘石场剖面八道湾组沉积旋回特征进行了详细研究。该剖面八道湾组主要发育9种岩相，4种典型的岩相组合，分别代表扇三角洲平原辫状水道、扇三角洲前缘内带辫状分支水道、扇三角洲前缘外带水下分流河道及前扇三角洲席状砂沉积。八道湾组下部扇三角洲平原主要特征为多期辫状水道砂体垂向叠加的巨厚砂体，其顶底为厚层细粒遮挡层，辫状水道物性较好，是主要的储集砂体。石场剖面八道湾组可划分为2个长期旋回LSC1与LSC2，并细分为4个中期旋回以及若干短期旋回。在明确构造运动、可容纳空间及沉积物源等控制因素下，石场剖面八道湾组旋回可与四棵树河剖面八道湾组旋回进行对比。

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西湖凹陷平北地区平湖组原油地球化学特征

殷世艳1,2，叶加仁2，雷闯3，单超2，田杨2，刘方圆2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 85 )

PDF(300KB) ( 770 )

西湖凹陷平北地区平湖组原油C7轻烃化合物中甲基环己烷含量较高，二甲基环戊烷和正庚烷含量较低，石蜡指数为3~13，正构烷烃碳数分布范围较宽，且不具奇偶优势，多数样品Pr/Ph分布在3.6~8.2；甾烷化合物主要由规则甾烷构成，C29规则甾烷占绝对优势，且异构化程度相对较高；藿烷含量相对较高，藿烷与规则甾烷比值为1.5~6.7，伽马蜡烷含量较低，同时可以检测出丰富的二萜烷；芳烃组分中检测到惹烯，甲基菲指数为0.71~1.42，三芴系列化合物以芴含量最高。综合分析认为，平湖组原油母质来源以陆生有机质为主，多数形成于氧化-强氧化的湖沼相沉积环境，少数形成于弱氧化的半深湖相沉积环境，现今主要处于成熟-高成熟演化阶段。

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页岩气藏地质资源量、可采资源量和井控可采储量的确定方法

陈元千1，李剑1，齐亚东1，张小涛2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 156 )

PDF(300KB) ( 482 )

页岩气的主要成分为甲烷（占98.5%以上），含少量和微量的乙烷、丙烷、氦气、氧气和二氧化碳气。页岩气藏是一种特殊的封闭性气藏，它的储集层由超致密的基质和微裂缝系统组成。基质中的天然气以饱和吸附状态储存于纳米（10-9m)到微米（10-6m)级的颗粒表面；微裂缝中的天然气以自由气状态存在于微裂缝之中，而且两者是一个压力平衡体系。由于页岩的密度较大，而裂缝的孔隙度很小，因此，吸附气为页岩气的主要储量。目前，由文献报导的评价页岩气资源量的方法是不正确的，所评价的结果也是不可靠的。提出了评价页岩气藏地质资源量的体积法、评价可采资源量的动态平衡法和评价井控可采储量的产量递减法。

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水驱油田油水相对渗透率曲线研究

高文君1，姚江荣2，公学成2，熊庆勇2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 148 )

PDF(300KB) ( 893 )

采用水驱油实验计算油水两相相对渗透率的方法比较复杂，得到油水相对渗透率与出口端含水饱和度离散数据点较少，且主要集中在高含水饱和度末端。利用Willhite模型拟合求取油水两相相对渗透率与出口端含水饱和度曲线，偏差较大。对其进行改进后，经实际油田相渗数据应用，模型拟合精度高、偏差小，标准化后的油水相对渗透率曲线基本位于多条岩心实验数据中部，且形态与岩心数据趋势一致，值得参考推广。

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彩9井区西山窑组特低渗油藏高含水期加密调整试验

董雪梅1,2，徐怀民1，马迪娜·马吾提汗2，张武2，李光华2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 110 )

PDF(300KB) ( 448 )

准噶尔盆地彩9井区中侏罗统西山窑组为低孔特低渗砂岩油藏，目前已进入高含水低产低能阶段，即将面临废弃停产的严峻局面。对彩9井区西山窑组特低渗油藏渗流特征及剩余油分布规律进行了研究，提出在油井井间剩余油富集带加密注水井以缩小注采井距、提高注采井数比以提高动用程度的调整方案，方案在先导试验井组实施并取得成功，为后续油藏全面调整开发提供技术思路。

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含水率超过98%油藏采收率标定方法

郑强a，石军b，孙超a，马崇尧a，李淑凤a，王言a

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 158 )

PDF(300KB) ( 663 )

目前我国发布的石油天然气行业国家标准都是以含水率98%为基础，利用水驱特征曲线对已开发砂岩油藏进行采收率标定。对于含水率超过98%的特高含水油藏，石油天然气行业国家标准中的计算方法不再适用。通过计算油藏的极限含水率，利用甲型水驱特征曲线、广义童氏图版、生产数据求取的油水相对渗透率曲线、数值模拟方法标定了哈萨克斯坦共和国KS油田OBJ1层特高含水油藏采收率。结果表明，前3种方法标定的采收率结果相近，方法可以使用，利用数值模拟方法标定的采收率偏高，结果可供参考。

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大民屯凹陷构造裂缝的综合定量预测

李春林1，王蕾1，李良峰2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 102 )

PDF(300KB) ( 375 )

为定量预测大民屯凹陷储集层的裂缝分布规律，在分析区域构造应力场特征的基础上，用有限元法理论，建立了该研究区的地质、力学模型。通过三维构造应力场的模拟分析，给出了古潜山太古界储集层的第一主应力、第二主应力、第三主应力和最大剪应力分布图。根据破裂值和能量值2个评价指标得出了裂缝发育指数，用裂缝发育指数预测的裂缝发育密度与已钻井岩心裂缝统计密度有较好的吻合性，与单一的评价指标相比，提高了裂缝预测的准确度。

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吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油初期开采特征

吴承美，郭智能，唐伏平，谢建勇，梁成钢，张乐园

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 135 )

PDF(300KB) ( 795 )

准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油尚处于勘探开发初期。在分析芦草沟组致密油试采生产特征、压力特征、渗流特征、递减特征等基础上，对芦草沟组致密储集层的采收率进行了测算。指出，水平井及多级压裂技术是实现致密油经济有效开发的两大关键主体技术；芦草沟组属正常压力系统，压力系数为1.05~1.20；储集层渗流为非达西流，具有一定的启动压力；油井投产后符合双曲递减规律，初期年绝对油量递减在60%左右，预测最终采收率为5.5%

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储集层非均质性对蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响

何万军1a，王延杰1a，王涛1b，杨智1a，木合塔尔1a，张利健2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 130 )

PDF(300KB) ( 484 )

在蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发过程中，生产效果主要取决于蒸汽腔的大小，储集层非均质性对蒸汽腔发育具有重要的影响。以克拉玛依风城油田重32井区和重37井区SAGD试验区典型非均质地质模型为基础，利用数值模拟方法详细研究了储集层渗透率、夹层物性及夹层空间分布对SAGD开发的影响。结果表明，注汽水平井上方的夹层主要影响SAGD生产阶段蒸汽的垂向上升，阻碍了蒸汽腔正常的垂向发育，迫使蒸汽腔沿夹层底部横向扩展，推迟产油峰值时间；注采井井间的夹层导致水平段动用程度低，影响循环预热效果，增加预热时间，导致热流体无法正常采出，生产效果较差。为获得较好的开发效果，SAGD水平井组应部署在水平段渗透率级差小于3.0的位置，以避开渗透率小于100 mD的夹层，确保不连续夹层距离注汽水平井上方3 m以上，注采井间夹层以及注汽井上方夹层的夹层闭合度分别小于40%和50%

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基于S变换的属性组合法估算地层品质因子

谭佳1，毛海波1，肖艳玲1，唐建华1，张进1，曹思远2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 82 )

PDF(300KB) ( 343 )

品质因子（Q）提取精度一般受地震子波谱与Q值估算方法的影响。为了提取稳定、合理的地层Q值，首先利用S变换提取较为准确的时变地震子波谱，然后通过属性组合局部线性拟合来估算Q值，最终得到稳定的地层Q值。该方法解决了实际资料提取的质心频率曲线存在局部振荡，Q值不稳定的问题。在准噶尔盆地东西部应用该技术后，目的层分辨率得到明显提高，带宽提高5~10 Hz

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基于随机神经网络的储集层孔隙度预测技术在Y3区块的应用

张建芝，林晓华

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 95 )

PDF(300KB) ( 326 )

随机神经网络是通过对样本数据进行训练，寻求预测值和实测值之间误差最小的一种数学内插方法。通过曲线重构反演技术对原始地震数据体进行波阻抗反演，以提高地震资料对储集层的识别精度；在滤波参数选取中，通过共轭梯度算法计算最小检验误差，选取最佳的褶积算子和属性个数，使地震属性和目标参数最佳限度地吻合，避免了神经网络过度训练的缺陷。随机神经网络技术在Y3区块实际资料应用中，取得了良好的预测效果，相比线性回归法和传统神经网络方法提高了预测精度。

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致密砂岩脆性指数测井评价方法 ——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层为例

李华阳1，周灿灿1，李长喜1，李潮流1，石玉江2，王长胜2

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 148 )

PDF(300KB) ( 780 )

岩石的脆性指数是致密砂岩油气体积压裂设计中应考虑的重要因素之一。通过对岩石弹性参数法和矿物成分法两种脆性指数测井评价方法的分析，并应用岩石力学实验和全岩X衍射分析实验标定，建立了应用常规测井的多矿物模型确定致密砂岩脆性指数的方法。对鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层实际资料处理结果表明，应用常规测井资料对岩石脆性指数进行评价，可以弥补由于阵列声波（或声波扫描）测井采集井数较少难以开展岩石脆性指数平面分布研究的不足，为致密砂岩油气“甜点”优选提供技术支持。

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体积压裂技术在煤层气开采中的可行性研究

程林林，程远方，祝东峰，邓文彪，陈冲

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 105 )

PDF(300KB) ( 621 )

中国煤层气储量丰富，但由于煤储集层低饱和度、低渗透率、低压力等特点使煤层气井的开采效率极低。为了获得煤层气的高效产出，借鉴北美页岩气藏体积压裂改造工艺的成功经验，从天然裂缝发育程度、岩石成分和缝网构造机理3个方面提出了体积压裂的控制条件，对比了煤层气与页岩气的勘探技术和地质特征等，针对性地剖析了体积压裂技术在煤层气开发中的有效性与局限性。研究结果指出，体积压裂改造工艺技术可明显改善煤储集层的渗流环境，提高单井产量；其增产改造效果与煤储集层内天然裂缝、节理与层理等结构薄弱面的发育程度、岩石的脆性指数和水平主应力差值等密切相关；在压裂工艺允许的范围内，压裂改造体积越大，增产效果越显著。用MEYER软件数值模拟了山西临汾煤层气井组的一口井，结果表明，在煤储集层内实施体积压裂技术是可行的，这对今后煤层气的开采研究具有重要的指导意义与现实价值。

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斋桑盆地东部天然气成因及勘探潜力

刘得光a，龚红燕a，鲁斌b，李世宏a，何云生a

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 117 )

PDF(300KB) ( 498 )

通过分析斋桑盆地东部萨尔布拉克地区天然气有机地球化学特征，全面解剖气藏形成的地质条件，认为该区天然气为二叠系和侏罗系稠油的生物降解气，属于晚期或超晚期成藏。指出该区原油生物降解气资源量大、丰度高、勘探潜力大，喜马拉雅运动期形成的一系列背斜、断背斜等圈闭是天然气勘探的主要目标。

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波斯湾盆地Arab组—Hith组成藏组合地质特征及油气成藏规律

李浩武1，童晓光2，王建君1，温志新1，张永军3

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 188 )

PDF(300KB) ( 900 )

Arab组—Hith组成藏组合为波斯湾盆地重要的成藏组合之一，侏罗系Arab组碳酸盐岩储集层和Hith组层间硬石膏是成藏组合的基本储盖要素。侏罗系Tuwaiq Mountain组、Hanifa组和Diyab组烃源岩为该成藏组合提供了绝大部分的烃类，烃源岩有机质含量高，在始新世中晚期大面积成熟生油，此时阿尔卑斯构造运动Ⅰ幕已形成众多圈闭，油气生成之后即可直接运移至圈闭中。Arab组储集层分布面积广，以颗粒灰岩为主，成岩阶段早期原生孔隙破坏少，后期普遍经受白云岩化和淋滤作用，储集层物性优越。Hith组硬石膏厚度大，分布面积广，遭受断层的破坏程度较弱，油气很少能穿越它进入上部储集层，仅在相变尖灭带或大型断裂处造成油气垂向逸散。由于侏罗系烃源岩生成的油气大多属近源成藏，油气侧向运移的距离短，最有潜力的区域为侏罗系台内盆地分布区，Arab组储集层的油气丰度主要取决于Hith组盖层的封盖能力。

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澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化

丁伟1，夏朝辉1，韩学婷2，孙华超1，汪萍1

2014, 35 (5): 1-1.

摘要 ( 125 )

PDF(300KB) ( 412 )

以澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气为例，依据渗透率和含气量，将储集层划分为4类，建立井组模型，提出相应的中煤阶煤层气水平井开发策略。针对Ⅰ类和Ⅱ类煤储集层渗透率较高，优化单井控制面积，采用与面割理垂直的单分支SIS水平井开发，后期加密，大幅减少钻井进尺、地面井口数；针对Ⅲ类煤储集层，考虑先期投产井对该区域压力的影响，适当增加单井控制面积，优化水平分支长度和夹角；Ⅳ类煤储集层渗透率较低，单井控制面积小，SIS水平井和MBL井开发效果均较差，建议暂不开发。

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