新疆石油地质

沈扬1，林会喜2，赵乐强2，曾治平2，宫亚军2，郭瑞超2，闵飞琼2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150501

摘要 ( 195 )

PDF(300KB) ( 419 )

准噶尔盆地西北缘超剥带地层超覆剥蚀频繁，远离油源，油气运聚过程复杂。结合地质研究、测试分析、盆地模拟认识，剖析了油气成藏要素及其时空匹配关系，揭示出准噶尔盆地西北缘超剥带具有“三源供烃、三期充注、断层-毯砂-淋滤层输导、毯砂边缘-壳下聚集”的成藏特征。超剥带主要有“断层-毯砂”、“断层-淋滤层”、“ 淋滤层-毯砂”等3种油气输导样式。准噶尔盆地西北缘超剥带总体具有“远源供烃，断层-毯砂-淋滤层输导、输导效能主控成藏与富集”的成藏模式。

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济阳坳陷沙三下亚段和沙四上亚段页岩油地球化学评价

李政1，2，3，王秀红2，朱日房2，翟正2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150502

摘要 ( 116 )

PDF(300KB) ( 410 )

以渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组沙三下亚段和沙四上亚段2套页岩为研究对象，从生烃条件及含油性研究入手，进行了页岩油地球化学评价，认为这2套页岩具备形成页岩油的物质基础。建立了有机碳含量、氯仿沥青A含量和溶解烃含量的页岩油分级评价标准，结合自然演化剖面的规律剖析，提出了页岩油富集门限值，东营凹陷沙三下亚段和沙四上亚段、沾化凹陷和车镇凹陷沙三下亚段泥页岩是济阳坳陷良好的页岩油勘探目的层系。

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海相砂岩小层单元内部砂体精细地质研究——以塔中16油田巴楚组东河含砾砂岩段为例

朱卫红1，2，吴胜和1，韩涛2，文章2，唐成伟1，曹晓江2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150503

摘要 ( 73 )

PDF(300KB) ( 347 )

塔中16油田含砾砂岩段为海相滨岸沉积，分为5个小层，为满足油藏高效开发的需要，须进行小层内部单砂体的精细刻画。采用在测井曲线上进行岩电标定识别，将单一临滨砂坝细分为砂坝内缘、砂坝主体、砂坝外缘3个部分，将单砂体的识别标志分为离岸水道分割式、侧向接触式和垂向叠置式3种类型。层内单砂体的分布特征通过剖面上平行、斜交和垂直海岸的3个方向以及平面上分5个小层的方式进行了精细描述。在此基础上将小层级别和小层内单砂体级别应用到油田实际生产中，小层级别针对直井利用层间差异封堵高含水层段，有效实现了稳油控水；单砂体级别针对水平井利用单砂体之间的渗流差异封堵高出水层段，有效缓解了水平井的快速水淹。

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阜东斜坡中侏罗统头屯河组异常高压形成机理

于景维1，任伟2，王武学3，王泽胜4，柳妮2，欧阳雪琪2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150504

摘要 ( 92 )

PDF(300KB) ( 435 )

准噶尔盆地阜康凹陷东部斜坡区中侏罗统头屯河组是区域性重要的勘探目标层。依据研究区重点探井实测地层压力数据，分析异常高压在头屯河组中的纵向及平面分布，根据压力系数将研究区分为超强压区、超压过渡区—超压区和常压区。结合钻井、地震、测井以及薄片资料探讨了研究区异常高压的形成机理，认为沉积作用和构造作用是形成研究区异常高压的主要因素。区域性的异常高压是多个影响因素共同作用的结果，其中构造运动是研究区普遍存在异常高压的关键因素。

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鄂尔多斯盆地镇北油田长81油藏电阻率差异成因

冯渊1，杨伟伟1，刘一仓2，王晔1，焦廷奎1，张海波1

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150505

摘要 ( 111 )

PDF(300KB) ( 367 )

鄂尔多斯盆地镇北油田长81超低渗油藏电阻率差异较大，油藏西部电阻率明显小于油藏东部，部分油层电阻率甚至接近水层，使得西部油层难以识别，给油田开发带来一定难度。为此，对油藏东、西部储集层电阻率差异成因进行了研究。研究结果表明，造成该油藏西部电阻率明显偏低的主要原因是：油藏西部储集层地层水矿化度高于油藏东部；西部储集层中阳离子交换能力较强的伊利石和绿泥石含量更高，其附加导电作用较强；由于油藏西部储集层中吸附水分子能力强的黏土矿物含量高、储集层孔隙结构更为复杂以及成藏动力弱等因素，导致其束缚水饱和度偏高。这一研究成果，对超低渗低阻油藏的勘探与开发具有重要意义。

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鄂尔多斯盆地马五5亚段白云岩化成因模式

宁博1，王起琮1，李百强1，朱云飞2，靳程光1，闫佐1

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150506

摘要 ( 123 )

PDF(300KB) ( 642 )

用地球化学法分析探讨了鄂尔多斯盆地马五5亚段的成岩机制。兴县关家崖剖面马五5亚段岩性自上而下主要由粉晶白云岩、灰斑白云岩及白云斑灰岩构成，属一完整的沉积旋回，白云石的含量、粒径、有序度自上而下逐渐减小。粉晶白云岩的碳氧同位素明显偏负，白云斑以及灰岩基质的δ18O偏负，但δ13C与奥陶纪海水接近，87Sr/86Sr值明显升高。研究表明，马五5亚段的原始沉积序列为泥晶灰岩、含粒及泥粒灰岩、生物扰动灰岩、砂屑灰岩，最后到泥晶白云岩，随着海平面的降低，蒸发浓缩海水依次从潮上、潮下带，最后到浅埋藏环境进行各类白云岩化作用，粉晶白云岩和白云斑灰岩成因为浓缩海水的回流渗透作用。

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渤海湾盆地Q油田明化镇组复合砂体内部结构表征

高玉飞，胡光义，范廷恩，王晖，范洪军，张宇焜

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150507

摘要 ( 104 )

PDF(300KB) ( 275 )

以渤海湾盆地Q油田明化镇组河流相砂体为例，采用单井分析方法并结合地震资料，分析了河流相复合砂体内部叠置特征，划分出多期砂体的切割叠置、边部侧切和边部叠加3种类型。阐述了表征复合砂体内部结构的意义，为井位部署及开发方案的编制提出了合理的建议：针对多期砂体的切割叠置存在的不确定性，提出了优化钻井顺序、设置钻井决策树、先评价后开发的建议；针对多期砂体的边部侧切和边部叠加形成的复合砂体，其内部隔夹层性质稳定的特点，提出了采用水平井开发，优化注采关系的建议。

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中生界波阻抗叠置砂泥岩的孔隙度预测——以北黄海盆地X区块为例

万晓明，王嘹亮，刘金萍，简晓玲，柴祎

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150508

摘要 ( 102 )

PDF(300KB) ( 552 )

北黄海盆地X区块中生界目的层具有埋深大、储集层致密、纵横向变化快的特点。根据测井资料统计分析，中生界目的层砂泥岩纵波速度接近，纵波阻抗分布范围叠置，利用常规波阻抗反演方法难以有效区分砂泥岩，更无法准确预测砂岩储集层的孔隙度。为解决砂泥岩波阻抗叠置区孔隙度的预测问题，探索性地采用了以下方法：①利用岩性敏感曲线重构声波时差曲线，并进行反演；②通过曲线重构反演的方法区分砂泥岩，再利用砂岩骨架约束原始波阻抗反演数据，得到砂岩原始真实的波阻抗值，进而根据原始波阻抗与孔隙度的关系式将砂岩波阻抗转化为孔隙度。该方法在研究区取得了较好的应用效果。

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应用地震数据体结构特征法预测塔北隆起LX1区块油气有利区

吴梅莲1，谢舟1，王景仪2，张海祖1，赵海涛1，冯磊1

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150509

摘要 ( 113 )

PDF(300KB) ( 255 )

塔北隆起LX1区块侏罗系阳霞组、克孜勒努尔组储集层埋藏深度大、钻井少，采用地震数据体结构特征法，结合实钻资料并进行模型结构特征分析，预测研究区油气有利区。结果表明，LX1区块含油气层段存在如下特征：小时窗地震数据体结构特征异常值相对误差较大；大时段地震数据体特征异常值存在明显异常；地震道波形存在不归零的多峰现象，波形不圆滑；地震数据体结构特征异常值剖面表现为强结构异常。以地震数据体结构特征异常值为基础，将LX1区块分为4种不同类型含油气性级别，并对油气有利区进行划分：Ⅰ类非常有利区面积约6.28 km2，主要分布于区块北部；Ⅱ类有利区面积约14.26 km2，主要分布于区块南部。地震数据体结构特征异常值大且位于构造高部位的区域应是下一步滚动勘探的重点。

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用于CO2驱的助混剂分子优选及评价

杨思玉1，廉黎明1，杨永智1，李实1，汤钧2，姬泽敏1，张永飞2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150510

摘要 ( 206 )

PDF(300KB) ( 726 )

中国油藏开展CO2驱油技术，普遍存在着油藏混相压力高，导致混相驱难以实现及采收率低的问题，为此，借鉴CO2-水体系的微乳液领域中所使用的表面活性剂，以氟代烷烃链和非氟OAc链作为亲CO2端，以烷烃类结构作为亲油端，研制了合成有机助混剂。利用界面张力测试，分析其在煤油和原油油样中降低CO2-油样界面张力和CO2驱最小混相压力的作用并进行优选。测试结果表明，筛选出的两类新型助混剂(全乙酰葡萄糖十二烷基酯分子与柠檬酸三异丙酯分子)都具有较好的助混效果。在某油田原油的应用测试中，在CO2驱替气中加入全乙酰葡萄糖十二烷基酯分子后，CO2-油样界面张力平均降低28.7%，CO2驱最小混相压力降低27.47%，效果明显，具备进一步研究以投入工程应用的价值。

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塔河油田AT1井区油气藏类型研究

刘丽娜，马勇，刘洁，马雪健，张春福，印婷

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150511

摘要 ( 84 )

PDF(300KB) ( 289 )

塔河油田AT1井区中三叠统阿克库勒组油气藏为低幅度构造与断层控制的底水油气藏，储集层流体性质较为复杂。开发初期，根据PVT资料，认为AT1井区为凝析气藏。随着开发的深入，大部分气井均出现气油比大幅下降的现象，同时在见水初期出现产油量增加、产气量明显下降的油侵特征，开发效果明显变差。应用油气藏高压物性、流体性质、石油天然气组分分析、生产特征分析、储量系数等资料，判断AT1井区油气藏类型为带凝析气顶的油藏，分析了AT1井区的开发效果，提出了高含水期的开发对策，对同类油气藏的类型判定与开发具有一定的借鉴意义。

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水锁启动压力梯度与应力敏感性对致密气藏产能的影响——以长庆油田苏里格气田XX4气井为例

孙盼科1，徐怀民1，郑小敏2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150512

摘要 ( 168 )

PDF(300KB) ( 389 )

致密气藏储集层复杂的孔隙结构和气水两相渗流状态，使得其产能评价受到诸多因素的影响。在储集层孔隙结构、流体黏度、体积系数等既定条件下，气水两相流动受水锁启动压力梯度及应力敏感性这2个因素的影响较大，成为影响气井产能评价的重要因素。以长庆油田苏里格气田东区XX4气井为例，基于两相渗流理论，建立流体流动产能模型，分析水锁启动压力梯度及应力敏感性对致密气藏产能的影响，对致密气藏的产能准确预测与评估起到积极的指导作用。

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辽河油田静观2块高凝油油藏注水温度优选

喻鹏1，马腾1，周炜2，唐仲华1

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150513

摘要 ( 96 )

PDF(300KB) ( 585 )

辽河油田静观2块高凝油油藏注冷水开发效果差，为此，对水驱油效果进行了实验，对储集层冷伤害进行了研究。运用热力学方法，通过求解注水井地层带数值模型，确定最佳注水温度，对油藏冷、热水驱替效果进行对比，同时预测井间温度场分布。研究结果表明，温度是高凝油油藏开发过程中极为敏感的一个参数。当油藏温度低于析蜡温度时，原油析出蜡晶，堵塞地层孔道，对储集层造成不同程度的冷伤害，同时原油流变性发生改变，渗流阻力变大，驱油效率降低；热水驱替能有效改善高凝油油藏开发效果，增加原油流度，提高采收率。但注水温度并非越高越好，在考虑驱油效率的同时还应兼顾开发成本的限制，最终确定静观2块高凝油油藏最佳注水温度为80 ℃

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塔中Ⅰ号缝洞型凝析气藏注水提高凝析油采收率研究

康博1，张烈辉1，王健1，邓兴梁2，郭平1，刘志良2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150514

摘要 ( 147 )

PDF(300KB) ( 488 )

塔中I号气田主要为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏。试采证实衰竭式开发凝析油采收率为25％左右。由于较强的储集层非均质性导致井间连通性差，传统注气保压现场应用难度大。通过对比分析缝洞型凝析气藏与砂岩凝析气藏的反凝析机理，结合室内实验和现场试验研究，论证此类凝析气藏采用先衰竭后注水开采方式的可行性。结果表明，缝洞型凝析气藏储集空间及流动通道主要是大缝大洞，由于重力分异致使反凝析液聚集于缝洞单元底部，注水可把洞内反凝析形成的凝析油驱替出来，大幅提高凝析油采收率。此开采方式单井注水驱替油工艺简单易行、经济有效。

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迪北地区致密砂岩储集层损害实验研究

车星祥1a，卢渊1a，周珺1a，吴红军2，邢浩婷1b，张辉2

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150515

摘要 ( 99 )

PDF(300KB) ( 341 )

致密砂岩气是中国非常规气开发的主要对象，深入研究造成致密砂岩储集层的损害机理，对于在开发过程中更好地保护储集层具有重要意义。结合塔里木盆地迪北地区侏罗系阿合组致密砂岩储集层地质特征，分析了孔隙结构及黏土矿物引起的潜在损害因素，进行了敏感性、水相圈闭等实验。结果表明，侏罗系阿合组储集层表现为中等偏强水敏、中等偏强液体速敏、中等强度的酸敏、较大水相圈闭等损害。要实现该致密砂岩气藏的高效开采，应控制入井液的类型、流速等，慎用酸液。

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基于充注模拟实验的致密砂岩气成藏过程分析——以鄂尔多斯盆地为例

赵子龙，赵靖舟，曹磊，王江涛

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150516

摘要 ( 149 )

PDF(300KB) ( 399 )

基于充注模拟实验，对鄂尔多斯盆地苏里格气田和榆林气田致密砂岩气成藏过程进行了分析，建立了天然气充注模式。研究表明，致密砂岩中天然气的充注存在启动压力，不符合经典的达西定律，主要为非达西流。致密砂岩气成藏孔隙度和渗透率的下限分别为1.5%和0.03 mD，上限分别为10.0%和1.0 mD，结合生产实践，进一步确定其工业气流的孔隙度和渗透率的下限分别为4.0%和0.07 mD. 天然气的充注成藏可以分为3个阶段：非达西流充注（相对缓慢）阶段、非达西流充注（相对快速）阶段和天然气充注达到极限含气饱和度稳定阶段，其中非达西流充注（相对缓慢）阶段是天然气充注成藏的主要阶段。

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水驱油田影响采油速度的因素

杨智刚1，2，张宸恺2，阿布都艾尼1，刘旺东1，哈兰·哈依白1，潘国华1，叶勇1

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150517

摘要 ( 100 )

PDF(300KB) ( 347 )

针对采油速度的影响因素，收集了130 个国内外中高渗碎屑岩油田及碳酸盐岩油田的生产动态数据，其中大部分采用注水开发方式开采。按照原油黏度和储集层渗透率将油田分为低黏高渗、低黏中渗、中黏中渗、中黏中高渗、中黏特高渗、中高黏特高渗油田。针对不同类型的油田，开展了不同开发阶段在不同原油黏度、储集层渗透率、油藏储量丰度、井网密度、注采井数比下的采油速度影响因素的分析。分析结果表明，原油黏度、油藏储量丰度、储集层渗透率主要影响开发初期的采油速度，对开发后期影响较小；井网密度和注采井数比主要影响开发中后期的采油速度，对开发初期影响不大。

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利用相渗曲线判断低渗油田水淹级别——以丘陵油田三间房组油藏为例

高文君，韩继凡，葛新超，段菊梅，马金兰

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150518

摘要 ( 115 )

PDF(300KB) ( 851 )

低渗油田无因次采液指数和采油指数的变化特征与高渗油田相比有很大差别，因此，高渗油田水淹层的界定标准不能应用于低渗油田，否则，将影响到不同级别水淹层产能预测和合理挖潜措施的制定。为了减少水淹级别与含水开发阶段因划分界限不同而产生相互交错，使不同类型油藏或同一油藏不同储集层之间具有可对比性，提出了按含水开发阶段进行水淹级别划分，并利用相渗曲线建立了水淹级别识别、产能预测和剩余油潜力评价等方法。经丘陵油田实际应用，不同水淹层试油产水率与预测结果一致，可为其他油田提供借鉴。

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异常地层压力预测技术在准噶尔盆地的应用

徐宝荣，许海涛，于宝利，景海璐，郭金宇

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150519

摘要 ( 127 )

PDF(300KB) ( 311 )

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系和三叠系经钻探证实存在地层压力异常，并且具有高压高产特征。目前测井和地震的地层压力预测方法都是基于泥岩欠压实理论，对砂砾岩储集层段进行预测时会出现预测地层压力与实测地层压力差异大的问题。针对准噶尔盆地异常压力与产油气特征，采取单井预测结合地震数据平面预测的方式，形成了地震层速度法、特征曲线反演法和改进的Fillippone公式法的地层压力预测配套技术，在准噶尔盆地玛湖凹陷取得了良好的应用效果，为科学钻井和高效井位部署提供了依据。

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基于变窗函数谱重排的谱分解技术

崔震，曹思远，刘伟，马媛媛

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150520

摘要 ( 150 )

PDF(300KB) ( 270 )

谱分解是将地震信号由时间域变换到时间—频率域，然后再对其局部时频属性和瞬时频率特性进行分析的技术。常规谱分解方法受Heisenberg准则限制，不能同时兼顾时间分辨率和频率分辨率，时频谱重排有效规避了Heisenberg准则的限制，同时提高了时频谱的聚集性，且对噪音等干扰聚焦。变窗函数谱重排算法是在常规时频谱重排的基础上，利用Hermite窗的正交性和可递推性，得到多个变化窗口的谱重排结果，然后利用最小二乘估计原理，对多个谱重排剖面进行加权近似组合。合成记录和实际例子均表明该方法在保证了时频谱高聚焦性的同时，分散了噪音干扰，能准确归位时频能量的真实位置，对低频阴影有很好的显示效果。

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基于动态孔隙结构效率的核磁共振测井预测渗透率方法

朱林奇，张冲，何小菊，陈雨龙，魏旸，袁少阳

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150521

摘要 ( 117 )

PDF(300KB) ( 381 )

传统核磁共振测井预测渗透率模型对致密砂岩应用效果较差，提出了基于动态孔隙结构效率的核磁共振测井预测渗透率方法，并用29块岩样进行了建模。为提高模型中束缚水饱和度与孔隙结构效率2个参数的预测精度，提出利用T2几何均值与4~32 ms核磁共振孔隙度建立BP神经网络逐点预测T2截止值，以T2截止值为中间参数求取束缚水饱和度与孔隙结构效率的评价思路。通过对资料的处理，证明了本文模型计算精度高于SDR模型和Coates模型，可用于致密砂岩储集层的渗透率计算，对致密砂岩储集层的产能评价有一定指导作用。

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页岩气藏体积压裂水平井产能模拟研究进展

周祥，张士诚，马新仿，张烨

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150522

摘要 ( 125 )

PDF(300KB) ( 540 )

页岩气储层孔喉细小，渗透率极低，一般无自然产能，需借助水平井和体积压裂技术才能实现经济开发。国内外关于页岩气的研究多集中于地质评估和开发工艺，而适用于页岩气体积压裂水平井产能的理论研究相对较少。页岩气产能研究的关键在于多尺度渗流机制的准确描述和复杂裂缝网络的精细表征。通过广泛调研和分析，探讨了页岩储层多尺度渗流机制；总结了页岩气藏多裂缝水平井试井模型，阐述了不同模型关于流态划分、储层和裂缝参数评估的应用；系统介绍了页岩气数值模拟方法，包括常规数值模拟方法、离散裂缝网络模型方法及有限元方法，认为后两者是未来页岩气产能数值模拟的发展趋势。

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也谈煤层气的液相吸附

朱苏阳，李传亮，杜志敏，彭小龙

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150523

摘要 ( 104 )

PDF(300KB) ( 340 )

原始条件下煤层气的吸附处于欠饱和状态，开采过程中存在临界解吸现象。生产动态研究发现，煤层气在原始条件下并不符合气相吸附规律。气相吸附皆为饱和吸附，不存在临界解吸过程。煤层气的液相吸附理论不仅可以解决煤层气开发过程存在临界解吸压力的问题，而且符合煤层气的生烃环境。由于分子极性的差异，煤层气的液相吸附量大于气相吸附量。同时，煤层气开采过程中的临界解吸现象是地层水中未饱和煤层气导致的，煤层气的临界解吸压力与液相吸附系数无关，是由煤层气在水中的溶解度以及储集层条件下煤层气在水中的体积分数决定的。

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关于水平井产量公式的讨论与分析

单保超，付玉

2015, 36 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20150524

摘要 ( 238 )

PDF(300KB) ( 534 )

介绍了水平井稳态产量公式的推导思路与推导过程，根据水平井的渗流场特征，对常用的水平井产量公式（Borisov公式、Giger公式、Joshi公式、Renard-Dupuy公式）进行了对比分析。通过分析发现，水平井产量公式在推导过程中存在疏漏，应予以修正。通过实例计算，证明了修正后的水平井产量公式与Borisov公式、Giger公式、Renard-Dupuy公式等在计算结果上有很好的一致性，实现了水平井产量公式在形式上的统一。

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