新疆石油地质

塔里木盆地泥盆系东河砂岩油气分布规律

李京昌，陈元壮，何宏，宋海明，许杰，吴疆

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170501

摘要 ( 154 )

PDF(300KB) ( 418 )

为进一步阐明塔里木盆地泥盆系东河砂岩油气分布规律、明确油气勘探方向，分析了东河砂岩油气成藏相关的资料，并对其成藏特征和分布规律进行了深入研究。研究认为，塔里木盆地东河砂岩油气分布受控于海西运动期断裂带和地层尖灭。受海西运动期构造控制的圈闭能否成藏，取决于圈闭的规模和距离油源的距离，色力布亚断裂带东段是此类油气勘探的有利地区；受地层尖灭控制的圈闭能否成藏，取决于圈闭底板岩性和其是否处于构造高部位，顺托果勒低隆南北两侧以及阿瓦提坳陷北部是此类油气勘探最有利的地区。

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准噶尔盆地四棵树凹陷三叠系物源及其构造意义

朱文a，吴朝东a，b，王家林a ，陈榕a，b，吴峻a，b，周天琪a，b

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170502

摘要 ( 170 )

PDF(300KB) ( 458 )

二叠纪—三叠纪是准噶尔盆地构造演化的关键时期，但对其构造演化的认识仍存在较多争议。以四棵树凹陷三叠系为研究对象，综合沉积环境、古流向、砾石成分、砂岩碎屑组分和碎屑锆石U-Pb年龄等，进行了物源分析，并探讨了准噶尔盆地南缘三叠纪的构造演化历史。综合分析认为，四棵树凹陷下三叠统上仓房沟群物源主要为北天山及中天山北缘造山带，南天山及中天山南缘为次要物源；而中—上三叠统小泉沟群物源则仅为北天山及中天山北缘。中—晚三叠世物源变化的主要原因是准噶尔盆地南缘发生了拗陷，导致沉积盆地沉降，四棵树凹陷开始形成，说明中—晚三叠世为准噶尔盆地南缘拗陷盆地演化的关键时期。

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玛湖凹陷百口泉组砾岩自生绿泥石成因及其对储集层物性的影响

瞿建华1，钱海涛1，李鹏1，尤新才1，袁瑞2

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170503

摘要 ( 124 )

PDF(300KB) ( 518 )

根据岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射黏土矿物分析和物性分析数据，分析了玛湖凹陷夏子街扇和黄羊泉扇下三叠统百口泉组砾岩中的自生绿泥石形成机制及其对储集层物性的影响。研究结果表明：砾岩中的自生绿泥石主要以颗粒包膜式、孔隙衬里式和孔隙充填式赋存，这些自生绿泥石主要发育于富铁和富镁的碱性水介质环境，主要来自于黏土矿物的转化、火山物质的蚀变及孔隙水的结晶析出；发育颗粒包膜式绿泥石的砾石颗粒之间以点接触和线接触为主，提高了岩石的抗压实能力和机械强度，孔隙衬里式绿泥石的发育抑制石英的生长；自生绿泥石有利于储集层孔隙的保存，玛湖凹陷百口泉组砾岩储集层有效孔隙度随着自生绿泥石含量的增加而增加，自生绿泥石含量越高，含油性越好。

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准噶尔盆地腹部中生界地层水特征及油气地质意义

宫亚军

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170504

摘要 ( 145 )

PDF(300KB) ( 443 )

地层水作为油气运移和聚集的介质，对油气成藏具有重要指示意义。为深入认识两者之间的内在关系，在准噶尔盆地腹部中生界水动力体系划分的基础上，分析了水动力体系内地层水的压力、矿化度、类型，以及含油气性特征，并结合地层水的来源及成因机制分析，阐述了地层水的油气地质意义。结果表明，研究区中生界纵向发育3大水动力体系，形成3大类10小类地层水类型。NaHCO3型地层水主要与地表淡水、泥页岩压释水及有机质生烃等有关；Na2SO4型地层水主要起源于盐岩溶水的下渗和煤系烃源岩的生排烃；CaCl2型和MgCl2型地层水则受正向浓缩及离子交换作用控制。不同地层水类型的油气差异性取决于含烃流体是否充注、充注时序及充注程度，对于地质过程中的一系列流体充注，含烃流体充注越早，充注持续时间越长，充注度超高，则油气富集程度越高。

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准噶尔盆地南缘阿尔钦沟剖面八道湾组河道砂体构型

赵康1，双棋1，王兵2，黄云飞1，王鑫2，董岩2

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170505

摘要 ( 133 )

PDF(300KB) ( 446 )

为了研究准噶尔盆地南缘阿尔钦沟剖面八道湾组辫状河道砂体沉积特征和构型划分，以沉积学与储集层构型的相关理论为指导，在野外露头进行观察与实测。该剖面八道湾组砂体主要发育11种岩石相，划分出6级层级界面，识别出4种构型要素类型，并建立了此露头储集层构型发育模式以及分布样式。研究发现，此剖面八道湾组砂体为2期辫状河道沉积叠置，砂体内部3级—6级层级界面不同程度地降低了储集层砂体的连通性，并加大了储集层的非均质性。加强露头研究，运用构型的方法解剖储集层，可以更好地分析储集层内部非均质性。

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砂砾岩岩相成因分类及扇三角洲沉积特征——以准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田五八区上乌尔禾组为例

汪孝敬1，李维锋2，董宏1，朱健1，张代燕1，尹述健3

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170506

摘要 ( 163 )

PDF(300KB) ( 757 )

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田五八区上二叠统上乌尔禾组为一套陆源粗粒碎屑岩，其优势储集层沉积相类型，一直存在冲积扇、冲积扇—扇三角洲以及冲积扇—近岸水下扇—扇三角洲的争议。深入研究其岩相，有助于研究区的油气勘探与开发。综合岩心、岩石薄片、分析化验、测井和录井等资料，对该套地层的沉积特征进行了深入研究，结果表明，研究区上乌尔禾组沉积相并非冲积扇及其复合沉积体系，而是一套典型的扇三角洲沉积，发育有扇面河道、泥石流、水下分支河道等9种沉积微相。明确了岩相与沉积微相的关系，虽同属砂砾岩岩相，牵引流砂砾岩岩相的物性、含油性以及试油产能较重力流砂砾岩岩相好，为区内后期油气勘探开发提供了依据。

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准噶尔盆地南缘井井子沟组露头沉积特征及模式

张驰，于兴河，李顺利，陈宏亮，杨志浩，李亚龙

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170507

摘要 ( 208 )

PDF(300KB) ( 751 )

针对准噶尔盆地南缘中二叠统井井子沟组地层沉积环境不明、沉积模式存在争议等问题，从四工河和四工河煤矿厂露头剖面着手，详细研究井井子沟组野外沉积特征，精细划分出11种岩相和6种垂向序列，识别出包括冲刷面、岩相变化面以及洪泛面在内的旋回基准面，判断出古气候经历了由湿润还原环境向干旱氧化环境的突变，结合典型剖面解析建立了井井子沟组辫状河三角洲沉积模式。研究表明：准噶尔盆地南缘二叠系井井子沟组沉积多套砂岩和泥岩，颜色以灰色为主并夹多套煤层，可见大量植物化石碎片，表明整体古气候温暖湿润适宜植被生长，中部夹红褐色砂岩，表明经历过一次古气候的突变；主要发育辫状河三角洲沉积，包括水上分流河道、沼泽、分流河道间、水下分流河道、河口坝等微相；砂地比较高，表现出“砂包泥”的特征；在区域构造的影响下，基准面不断上升，受河道下切影响，下降半旋回发育程度较差。

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鄂尔多斯盆地中西部长7段烃源岩及致密油潜力评价

宋兴沛，刘洛夫，徐正建，窦文超，杨悦舒，刘晓翔

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170508

摘要 ( 109 )

PDF(300KB) ( 460 )

由于对鄂尔多斯盆地中西部地区延长组长7段烃源岩缺乏深入研究，制约了该区油气勘探的进程。为了阐明其烃源岩生烃条件，在大量资料和前人研究成果的基础上，对该区长7段烃源岩的分布和地球化学特征进行了系统分析，预测了油气有利勘探区，为研究区延长组致密油勘探提供依据。研究表明，长7段沉积期，研究区烃源岩沉积中心位于姬塬、耿湾、环县东部及白豹—纸坊地区，长7段暗色泥岩平均累计厚度大，烃源岩有机质类型好，丰度高，热演化程度较高，已进入生油阶段，属于典型的优质湖相烃源岩，是该区延长组油藏的主力烃源岩。在研究区圈定了6个有利勘探区，分别位于定边以南的油房庄西部地区、姬塬以东地区、铁边城以南地区、铁边城东北部地区、环县东北部地区以及白豹以南地区。

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东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段砂砾岩储集层物性下限

高阳

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170509

摘要 ( 98 )

PDF(300KB) ( 206 )

东营凹陷北部陡坡带沙河街组沙四下亚段砂砾岩储集层非均质性强，岩性复杂，埋深跨度大，油气相态复杂，钻井少，单层试油资料匮乏，有效储集层物性下限难以界定。利用试油法、岩心含油产状法、最小流动孔喉半径法和正逆累计法，对不同深度、不同流体的砂砾岩储集层的孔隙度和渗透率下限进行了研究。研究结果表明，埋深为3 000~4 000 m时发育油藏，孔隙度下限为6%，渗透率下限为1.0 mD；埋深为4 000~4 500 m时发育凝析气藏，孔隙度下限降低至4%，渗透率下限为0.2 mD；埋深大于4 500 m时发育天然气藏，孔隙度下限降低至3%，渗透率下限降低至0.1 mD；随着埋深增加，储集层中的流体性质发生变化，储集层孔隙结构和储集空间类型也发生变化，导致储集层物性下限逐渐降低。

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渤海湾盆地秦皇岛32-6油田曲流河沉积体系综合解剖

马平华1，霍梦颖1，何俊1，邵先杰1，霍春亮2，武宁1

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170510

摘要 ( 104 )

PDF(300KB) ( 282 )

由于曲流河横向摆动大，使河道沉积在空间上错列叠置，沉积体系内没有等时面和稳定的标准层，给砂体追踪造成很大困难。采用地震测井联合反演技术，提高了点坝砂体的分辨率。在建立岩相、测井相和地震相基础上，充分利用岩心的直观性、测井纵向分辨率高和地震横向连续性好的特点，提高了纵向上不同期次河道单元的划分和横向对比的准确性。把砂体厚度等值线、测井相和地震波阻抗沿层切片叠置，准确识别出了废弃河道、点坝、泛滥平原和决口扇。根据国内外现代曲流河和露头资料的统计分析，建立了点坝几何参数之间的相互关系，提出了点坝侧积体、侧积面和侧积层的确定方法与内部构型的研究方法，为建立准确的地质模型提供了可靠的约束条件。

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新疆风城油田重18井区稠油储集层非均质性定量评价

林伯韬1，刘星1，陈森2，金衍1，潘竟军2

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170511

摘要 ( 105 )

PDF(300KB) ( 384 )

新疆风城陆相稠油油田储集层中泥质夹层极为发育，具有极强的不均匀性和不连续性，且层段间差异明显，严重制约了稠油储集层SAGD的有效开发。为了评价此类储集层质量及其改造效果，需要对泥质夹层导致的储集层非均质性进行定量分析。利用洛伦兹曲线法，建立了描述油砂储集层中泥质夹层的非均质性评价模型；提出了几何非均质性系数、数值非均质性系数和综合非均质性系数的概念及其计算方法。应用该方法，定量评价了风城油田重18井区3口SAGD井的渗透率剖面，并将其与CMG数值模拟软件预测的稳产14 a后的采收率进行相关性分析。结果表明，此方法能够区分不同剖面的非均质性差异，且综合非均质性系数和采收率呈现较好的负相关关系，对SAGD区块优选和储集层改造效果评价具有一定的指导意义。

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生物降解稠油中沥青质热模拟实验

李二庭1，陈俊1，于双2，周妮1，马万云1，王熠1，龙新满1

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170512

摘要 ( 99 )

PDF(300KB) ( 341 )

对准噶尔盆地西北缘正常原油和严重生物降解稠油中沥青质在不同温度下热模拟产物的生物标志化合物进行了对比分析，结果表明，300℃是较为理想的热模拟温度，在这种条件下，稠油沥青质热模拟产物中生物标志化合物的组成分布与正常原油较为一致，其生物标志化合物组成完整，未遭受生物降解，可用于严重降解油的油源分析，主要表现为：Pr/nC17值和Ph/nC18值相对偏高（分别为0.66~0.71和1.01~1.21），Pr/Ph值相对较低（1.15~1.21），伽马蜡烷指数相对较高（0.30~0.41），反映母质沉积环境为弱还原—还原的半咸水—咸水环境；三环萜烷以“C20＞C21＞C23”模式分布，C23三环萜烷/（C30藿烷+C23三环萜烷）值为0.46~0.49；Ts和C29Ts相对含量极低，与典型风城组烃源岩的生物标志化合物分布特征基本一致。

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含边底水气藏的水侵量计算方法

于清艳1，牟珍宝2，刘鹏程1，李勇3，夏静3，李保柱3

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170513

摘要 ( 254 )

PDF(300KB) ( 481 )

在开发含边底水气藏的过程中，随着气体的采出，气藏压力逐渐降低，边底水会侵入气藏。在水侵初期阶段，由于水驱前缘距离井底较远，若水体分布较均匀，水驱前缘会较稳定驱进，此时水体的驱动作用补充了气藏的能量，使气藏的平均压力下降变缓，维持了气井的产气量。当气藏进入水侵中后期阶段，气井迅速水淹，井筒积液将严重影响产气。因此，分析气井的水侵动态，获得水侵发生的时间、水体规模以及各时间的水侵量对于开发含边底水气藏具有重要的意义。通过水驱气藏物质平衡方程与拟稳态水侵方程的结合进行迭代求解，运用C#编程语言，最终可根据气井生产数据拟合确定气藏动态储量、水体规模以及各时间的水侵速度、累计水侵量等参数。通过建立的气藏数值模拟机理模型，验证了本文方法的可靠性、矿场适用性以及获得结果的迅速性，本文方法计算结果误差较小，数值模拟结果直观展示了水侵量评价的正确性。

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东胜气田什股壕地区水平井高产水原因及储集层改造

王东辉a，曹绍贺a，归平军a，张永春b

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170514

摘要 ( 95 )

PDF(300KB) ( 548 )

东胜气田什股壕地区部分水平井测试中高产水，影响了气田的产能建设。为查明气藏类型及气水分布，结合单层产出特征，对测试井进行筛选，应用交会图版分析，建立了下石盒子组气藏气水层的测井识别标准，并查明了盒2段和盒1段的气水分布特征。分析施工参数与压裂缝高的关系后认为，施工排量对压裂缝高影响较大，并建立了气藏压裂规模与压裂缝高的关系，从而可有效判断不同压裂规模下的压裂缝高。结合水平段钻遇测井电性参数、微裂缝分布、压裂缝高以及储集层和隔层厚度等参数，明确了造成水平井高产水的3种原因，提出了“一井一策”的储集层改造对策。

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克拉玛依油田红浅火驱先导试验区火驱开发节能效果

梁建军1 ，计玲1 ，蒋西平2 ，陈龙1

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170515

摘要 ( 80 )

PDF(300KB) ( 412 )

通过对准噶尔盆地克拉玛依油田红浅火驱先导试验区火驱生产环节的研究，划分了能耗系统，并对各系统主要能耗影响因素进行了分析。研究表明，火驱能耗主要来自注空气系统，其中空气压缩机能耗占比最大。在同等产油量条件下，对比火驱能耗和注蒸汽热采能耗，火驱具有明显的节能优势，能够在蒸汽热采油藏油汽比低、能耗大的情况下，作为持续开发的有效接替技术。由于火驱产出液含水率低，与蒸汽热采相比，在产出液污水处理方面也有明显优势。

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CO₂驱沥青质沉积对岩心的微观伤害机理

王琛1，2，李天太2，高辉2，赵金省2，高媛3，窦亮彬2

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170516

摘要 ( 125 )

PDF(300KB) ( 480 )

为研究CO₂驱沥青质沉积对不同渗透率储集层的微观伤害机理，选取低渗、中渗和高渗岩心进行CO₂驱室内实验，并应用核磁共振技术定量分析驱替后岩心孔喉空间的堵塞程度。实验结果表明，在混相驱阶段，沥青质沉积率明显高于非混相驱阶段，且在不同渗透率岩心中的沉积率基本相同；渗透率伤害率与沥青质沉积率呈正相关，且岩心渗透率越大，渗透率伤害率越小；在混相驱阶段，低渗岩心孔喉堵塞严重，较小孔喉（0.01~1 ms）的堵塞率达到38.19%，高渗岩心的较小孔喉（0.1~5 ms）堵塞率仅有9.59%，显著小于低渗岩心。

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低幅底水稠油油藏水平井含水率上升规律

欧阳雨薇，胡勇，张运来，章威，许亚南

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170517

摘要 ( 95 )

PDF(300KB) ( 373 )

为确定低幅底水稠油油藏水平井的含水率上升规律，综合考虑动、静态参数，采用数值模拟、水驱特征曲线和生产动态分析相结合的方法，总结不同参数对底水油藏水平井含水率上升规律的影响顺序，获得与各参数相关的线性回归方程，构建水平井含水率上升规律图版。通过与渤海海域中部Q油田水平井生产动态资料对比，该方法预测精度较高，能够为水平井生产制度的调整以及水平井的初期配产提供理论依据。

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鱼骨注汽水平井SAGD在风城油田超稠油油藏中的应用

赵睿a，罗池辉a，陈河青a，甄贵男b，甘衫衫a

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170518

摘要 ( 186 )

PDF(300KB) ( 504 )

在非均质稠油油藏蒸汽辅助重力泄油开发中，为加快蒸汽腔扩展和降低夹层影响，提出了鱼骨水平井注汽方式。以风城油田A井区为例，利用数值模拟技术，分析了影响鱼骨注汽水平井蒸汽辅助重力泄油生产效果的主要因素，优化了分支形态及关键注采参数。研究结果表明，分支的水平位移、垂向位移与井组生产效果呈正相关，分支两侧交错分布的效果要优于分支两侧对称分布及同侧分布；当鱼骨注汽水平井上方存在夹层时，分支穿过夹层的生产效果最优。实际应用表明，鱼骨注汽水平井的初期日产油量和油汽比，均高于同条件下的无分支水平井，该方式具有一定优势，可供同类油藏开发借鉴。

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低对比度油气层测井识别方法——以渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组为例

张莹1，王腾2 ，徐波1，张杰1，曲丽丽1

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170519

摘要 ( 107 )

PDF(300KB) ( 402 )

针对渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组存在大量低对比度油气层，常规测井方法不能准确评价其含油性的问题，引入自然伽马相对值、视地层水电阻率作为有效参数，运用测井图版识别法，剔除岩性、水性对电性的干扰，同时探索多信息融合技术，采用概率神经网络方法，增强测井识别能力，达到了解决电性与含油性矛盾的目的，形成以放大电性特征为核心的评价技术。研究成果对低对比度油气层测井识别具有指导意义。

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低渗致密气藏垂直裂缝井生产数据分析方法

程敏华1，陆程2，3，王军磊1，袁贺1，王晓冬3

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170520

摘要 ( 106 )

PDF(300KB) ( 366 )

为进一步提高低渗致密气藏垂直裂缝井生产数据分析的准确性和可靠性，利用垂直裂缝点汇函数模型，在建立Laplace空间下均匀流量的井壁压力表达式基础上，通过数值反演，绘制Blasingame型生产数据分析典型曲线图版。在分析该图版各渗流阶段的特征后，给出快速、简洁的图版拟合方法。通过生产数据拟合，得到井控储量、渗透率、单井泄流面积和半径，以及裂缝半长等有效参数，能够迅速、有效地评价单井压裂开发效果。

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阿姆河盆地右岸B区西部卡洛夫—牛津阶气藏气水分布模式

李菡韵1,2，王兴志2，刘勇1，徐建亭1，杨小刚3

2017, 38 (5): 1-1. doi: 10.7657/XJPG20170521

摘要 ( 107 )

PDF(300KB) ( 175 )

阿姆河盆地右岸B区西部具有巨大的天然气开发潜力，但目前勘探程度较低，气水分布规律尚不明确，制约了补充井位的部署及后续开发技术政策的制定。综合利用测井和测试解释成果，开展气藏气水关系分析，建立了适用于研究区勘探初期阶段的气水识别方案。认为单井纵向上气水分布仍然遵循“上气下水”的模式，但区域上存在多个气水系统，无统一气水界面；提出了阿姆河盆地右岸B区西部气田群的3种气水分布模式，即构造层状边水气藏、构造层状底水气藏、构造岩性边水气藏；明确了各种模式在平面上的分布特征，可供同类型碳酸盐岩多圈闭复杂气藏气水分布研究参考。

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