石油实验地质

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2024, 46(5): .

摘要(66) PDF(9)

摘要:

郭旭升, 申宝剑, 李志明, 万成祥, 李楚雄, 李倩文

2024, 46(5): 889-905. doi: 10.11781/sysydz202405889

摘要(259) HTML (53) PDF(104)

摘要:
页岩油气是我国重要的油气战略资源，具有赋存于页岩层系中、自生自储的特征。2012年我国涪陵页岩气获得突破，形成了海相页岩气“二元富集”理论，即深水陆棚优质泥页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础，良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键。近年来，页岩油高效勘探开发实践表明，我国陆相页岩油同样具有“二元富集”特征。通过解剖我国典型页岩油气藏特征，将页岩油气纳入同一套成烃、成储、成藏体系中，进一步深化页岩油气“二元富集”理论内涵，形成页岩油气富集统一性新认识，并对未来深化研究趋势进行展望。研究表明：①以半深水—深水陆棚相和半深湖—深湖相为主的沉积环境是页岩油气成烃控储的基础，不仅控制着页岩的有机质丰度与类型，也控制着优质储层和有利岩相组合的分布；②稳定的构造条件、有效的顶底板封盖和页岩自封闭性共同形成的以地层超压为依据的良好的保存条件是页岩油气成藏控产的关键，为页岩油气的富集与高产提供关键保障；③页岩油气形成与富集是一个统一的动态演化体系，以热演化为主线，有序形成页岩油、凝析油和页岩气；④今后研究中重点加强常非一体化的评价思路，深化常非油气资源的分配系数，从整体的角度思考油气的分配规律。相关研究成果对深化页岩油气富集理论和指导页岩油气勘探开发具有重要的科学与实践意义。

苏北盆地黄桥地区盐城组氦气成藏地质条件及富集规律

姚红生, 陈兴明, 周韬

2024, 46(5): 906-915. doi: 10.11781/sysydz202405906

摘要(139) HTML (36) PDF(44)

摘要:
苏北盆地黄桥地区新近系盐城组天然气中He含量介于1.05%~1.40%，普遍高于工业品位，为壳—幔复合型氦气资源。目前，对于这种来源的氦气富集主控因素以及勘探目标评价的研究较为薄弱，为此，系统剖析了黄桥地区典型富氦气藏氦气成因、来源及圈闭特征，重点分析了幔源断裂对富氦气藏输导作用、盐城组圈闭条件的影响，提出了黄桥地区盐城组富氦气藏富集模式。结果表明：(1)黄桥地区南新街深大断裂在盐城组沉积时期持续活动，导致幔源物质上涌，伴随着火山活动及CO₂、N₂以及氦气沿断裂运移至浅层；(2)黄桥地区盐城组埋深为370~400 m, 盐城组底部砂岩厚度约为40 m，上覆10~40 m泥岩，储盖组合有利, 富氦气层由东往西尖灭；(3)黄桥地区盐城组整体为单斜构造，盐城组底部界面与下伏地层呈角度不整合，通过地震标定及解释，刻画出了富氦气层岩性—地层复合圈闭面积。黄桥地区盐城组富氦气藏具有断裂沟通地幔输导、砂岩储集、泥岩作为盖层、岩性—地层复合圈闭富集等特征，该认识对黄桥地区氦气有利目标评价具有重要意义。

苏北盆地古近系阜宁组二段页岩油储集空间特征及甜点段评价——以溱潼凹陷QY1井为例

高玉巧, 蔡潇, 夏威, 吴艳艳, 陈云燕

2024, 46(5): 916-926. doi: 10.11781/sysydz202405916

摘要(172) HTML (42) PDF(44)

摘要:
苏北盆地古近系阜宁组二段是常规油重点产层，同时也是中国东部陆相页岩油勘探开发的优选层位。对溱潼凹陷QY1井岩心样品进行分析测试表明，该套页岩具有低有机质丰度、较低镜质体反射率(R_o)、矿物组分均衡及孔隙网络复杂的特点；运用岩石学及地球化学方法等对该页岩油储层的岩相特征、储集空间特征、含油性与可动性、脆性指数与可压性特征等进行研究，指明了生产甜点段。阜二段是一套混积页岩纹层型储层，矿物组成以黏土、长英质和碳酸盐矿物为主，有机碳含量平均值为1.32%，R_o为0.9%~1.1%；平均孔隙度中下部为4%，上部为2.2%。根据“有机质丰度+构造特征+岩性”将阜二段页岩划分为6种岩相，其储集性具有明显差异，纹层发育特征的差异是导致不同岩相具有不同储集空间特征的重要原因。除低有机质纹层/层状灰云质页岩外，其他岩相都具有较好的含油性；高有机质层状灰质页岩的有机碳含量最高。纹层数量与油气可动性具有较好的对应性，从中有机质纹层状含灰云页岩到高有机质块状泥岩，平均含油饱和度指数从202.62 mg/g降至77.83 mg/g。高有机质块状泥岩由于存在大量塑性矿物，造缝效果是6种岩相中最差的。中有机质纹层状含灰云页岩是最优岩相，中有机质层状含灰云页岩和中有机质纹层/层状灰云质页岩略差，但也可以作为优势岩相成为勘探开发的重点。根据优势岩相在纵向上的分布，优选阜二段Ⅰ亚段③—⑤小层和Ⅱ亚段②—④小层为该区地质甜点段。

基于天文周期等时格架预测细粒沉积岩相展布——以鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长7段为例

何发岐, 朱建辉, 齐荣, 武英利, 缪九军, 姜龙燕, 王东燕, 陈现

2024, 46(5): 927-940. doi: 10.11781/sysydz202405927

摘要(104) HTML (46) PDF(30)

摘要:
预测陆相不同类型岩相厚度分布是陆相页岩油富集区带优选评价的基础工作，以此开展的不同类型岩相含油条件、储集条件以及可动条件的研究，对靶区优选和水平井段方向部署有着重要的作用。以岩心观察与测井判识为基础，开展测井资料的频谱分析，引入稳定的天文轨道时间周期，进行时空调谐，建立钻井对比的高频层序等时格架，定量计算每个层序旋回内不同类型岩相厚度的平面变化趋势，认识岩相展布规律。针对鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组7段的研究表明，自然伽马测井曲线包括了若干组天文周期信息，其中可以识别出6个完整的稳定405 kyr长偏心率天文周期旋回，以R203井长7段全岩心段观察和测井相特征分析为基础，合理建立高频等时格架进行井间对比。结果表明，泥页岩和纹层页岩主要发育长7₃亚段到长7₂亚段的底部旋回地层，细砂岩、粉砂岩在长7₂亚段中上部到长7₁亚段底部的Ⅳ—Ⅴ旋回地层中最为发育；井间横向对比表明，早期旋回的泥页岩和纹层页岩岩相广泛分布，旋回Ⅰ时期主要分布在研究区西南部，旋回Ⅱ时期分布在西部和东—东北部，中部地区局部较厚，而Ⅳ—Ⅴ旋回地层的细砂岩厚度分布由北东—南西的沉积体系控制，平面上呈北—北东往南—南西展布，往西南延伸到ZF27—ZF32井一线，形成了长7段3种源储组合类型。其中纹层页岩与细砂岩岩相配置组合为长7₃亚段中上部与长7₂亚段中上部—长7₁亚段下部层系组合，平面上主要分布在富县地区的中部—北、北东部；页岩岩相厚度发育较好的为长7₃亚段，平面上主要分布在富县地区的北东—东部、西南部区域。

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7页岩油特征及其主控因素

姜龙燕, 钱门辉, 何发岐, 齐荣, 尹超, 张毅, 占小刚

2024, 46(5): 941-953. doi: 10.11781/sysydz202405941

摘要(108) HTML (40) PDF(26)

摘要:
鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7页岩段具有埋深浅、油质轻、油井产能变化大、资源潜力大的特点，明确油藏的富集主控因素是进行高效勘探的关键。根据富县地区长7页岩段铸体薄片、物性、扫描电镜等测试分析结果，结合岩心、测井、地震等资料，对该区长7段地层特征进行了研究，并对其主控因素展开讨论。研究区长7段广泛发育灰色—深灰色—灰黑色烃源岩，其岩性为泥岩和泥页岩，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ₂型，源岩的镜质体反射率(R_o)值为0.81%~1.1%，生烃能力强。砂岩储层以细粒长石砂岩为主，孔隙类型以粒内孔、残余粒间孔、溶蚀孔隙和原生粒间孔为主；储层致密，孔隙度主要分布在2.0%~16.0%之间，渗透率主要分布在(0.01~1.20)×10^-3 μm²之间。砂岩夹层的物性以及距离断裂的远近影响储层的含油性：储层粒度越粗、物性越好，含油气性也越好。储层物性受控于两方面因素：一是沉积微相，水下分流河道微相物性最好，河口坝微相次之；二是成岩作用，早成岩期绿泥石强胶结及方解石弱胶结有助于物性甜点的形成。断层的发育和断层性质对富县地区长7页岩油的富集至关重要。统计发现，当断层断距超过10 m且井筒距断裂在1 km以内时，难以获得工业油流；当断距小于7 m且井筒距离大断裂超过1 km以上时，容易获得工业油流。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组泥页岩生物标志化合物特征与赋存状态研究

支东明, 冷筠滢, 谢安, 唐勇, 何晋译, 何文军, 李志明, 邹阳, 朱涛

2024, 46(5): 954-964. doi: 10.11781/sysydz202405954

摘要(103) HTML (33) PDF(29)

摘要:
准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组泥页岩不同层段生物标志化合物特征与赋存状态特征认识较为薄弱，通过采用岩石热解、气相色谱—质谱、荧光薄片和氩离子抛光电镜等实验技术，厘清不同层段烃源岩物质基础、生物标志化合物分布特征及意义、不同赋存状态页岩油，对玛湖凹陷下一步勘探部署具有重要意义。玛湖凹陷风城组泥页岩主要为中等—好烃源岩，有机质类型为Ⅱ型，处于成熟演化阶段；生物标志化合物组成特征表明具有高丰度的Pr和Ph、β-胡萝卜烷及C₂₉重排甾烷，C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷呈反“L”型分布，指示有机质以藻类等低等水生生物贡献为主；较低的Pr/Ph比值以及较高的伽马蜡烷指数，反映出沉积环境主要为咸化的还原环境；C₃₁αβ22S/(22S+22R)、C₂₉M/C₂₉H和C₂₉ββ/(ββ+αα)等藿烷类和甾烷类成熟度参数表明烃源岩处于成熟阶段。另外，风城组二段泥页岩相对于风一段、风三段具有更大的生烃潜力，具备更好的烃源岩物质基础，同时C₂₀/C₂₃TT、C₂₁/C₂₃TT、Ga/C₃₀H等生物标志化合物相关参数指示风二段藻类等贡献较多，更偏还原和咸化的环境；结合风二段以游离赋存状态为主，认为烃类赋存于粒间孔和粒内孔中。风二段有利于页岩油富集与保存，展现出更好的页岩油勘探开发前景。

准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层特征及发育模式

唐勇, 袁云峰, 李辉, 王亚飞, 吕正祥, 卿元华, 李树博, 陈洪, 秦志军, 王秋玉, 谢知益

2024, 46(5): 965-978. doi: 10.11781/sysydz202405965

摘要(113) HTML (46) PDF(23)

摘要:
准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾岩具有较大的油气勘探潜力，目前存在的砂砾岩储层特征以及成储机制不清晰等问题，严重制约了对该类储层的勘探。利用显微薄片、扫描电镜、X射线衍射等对准噶尔盆地阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩储层特征、主控因素以及成储模式进行了系统研究。结果表明：上乌尔禾组砂砾岩具有“双填隙物”特征，砾石间主要被较粗的砂质组分填隙，胶结作用主要发生于砂质组分之间；砂砾岩孔隙度低，砾石中基本不发育孔隙，砂质填隙物中孔隙较发育，储集空间主要为晶间孔和次生溶孔；与储层形成有关的成岩演化现象主要发生在砾石之间的粗填隙物砂质组分中，主要为铝硅酸盐矿物的溶蚀作用，形成较多的溶蚀孔隙；河口坝、水下分流河道等高能沉积微相中储层更发育，储集空间主要与长石溶蚀有关，裂缝、不整合面是酸性流体运移的主要通道；早成岩期酸性流体主要为沿不整合面下渗的大气水，尤其是靠近北三台凸起的区域大气淡水溶蚀更为显著，中成岩期主要为有机酸溶蚀；砂砾岩中发育大气酸溶蚀型、有机酸溶蚀型和双源酸叠加溶蚀型等3类储层，不同类型储层分布决定了阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩油气藏的勘探方向，斜坡区、凹陷区的砂砾岩+断裂发育叠合区是阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩油气勘探的重点方向。

渤海湾盆地沾化凹陷BYP5导眼井古近系沙河街组三段下亚段岩心富氢气逸散气特征及其地质意义

李志明, 刘惠民, 刘鹏, 钱门辉, 曹婷婷, 杜振京, 李政, 包友书, 蒋启贵, 徐二社, 孙中良, 刘雅慧

2024, 46(5): 979-988. doi: 10.11781/sysydz202405979

摘要(192) HTML (90) PDF(35)

摘要:
BYP5导眼井是为探索渤海湾盆地沾化凹陷渤南深洼带较高热演化区古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)含油气性而部署的一口取心井，取心段深度介于4 267.0~4 338.1 m。为揭示取心段含油气性特征，开展了典型样品冷冻密闭碎样热解和岩心逸散气的收集定量与组分分析。研究结果认为：取心段总体是一套富有机质、富碳酸盐矿物的优质烃源岩，成熟度(R_o)约1.2%，热演化过程中应曾发生了高效生排烃作用，导致其现今游离烃(S₁)和氢指数(I_H)均较低；岩心逸散烃气含量总体不高，主要介于0.001~0.01 cm³/g，均值为0.005 cm³/g，逸散烃气相对高值段与热解游离烃(S₁)相对高值段基本一致；逸散气组分主要由CH₄、CO₂、H₂、C₂H₆组成，其中H₂摩尔百分数介于1.08%~19.23%，平均7.09%，具有富氢气特征。H₂与CO₂具有明显正相关性，与CH₄具有明显负相关性；逸散气应属原位滞留的气体，氢气的形成可能与有机质热解过程中异质键的裂解和去甲基化作用有关，建议加强有机质热裂解成因天然氢气的形成机制、地质勘查与评价研究，为该类型天然氢气的勘探部署决策提供依据。

川北地区下侏罗统大安寨段陆相页岩油勘探方向再认识

熊亮, 董晓霞, 王同, 魏力民, 欧阳嘉穗, 王保保, 冯少柯

2024, 46(5): 989-1001. doi: 10.11781/sysydz202405989

摘要(113) HTML (47) PDF(27)

摘要:
川北地区下侏罗统大安寨段是四川盆地产油主力层系之一。近年来，随着非常规勘探理论的发展，开始转变思路针对大安寨段页岩储层开展勘探，川北地区陆相页岩油勘探方向的认识得到提高。基于LY1及YY2等页岩油探井的岩心、实验、钻井、压裂等资料，对其油气形成条件、资源潜力、工程地质条件等3个方面进行了再认识。研究表明：(1)阆中大安寨段二亚段页岩具备良好的资源基础和形成条件，勘探潜力巨大。大二亚段主要发育页岩、介壳灰岩、页岩夹介壳灰岩3种岩性，页岩烃源品质较好，整体处于中成熟—高成熟阶段，生烃强度为(20~90)×10⁴ t/km²，滞留烃量占总生烃量的66%~78%，页岩油资源量为3.26×10⁸ t；(2)研究区大二亚段页岩样品的裂缝网络不发育，具有渗流条件差、可钻性和可压性条件差的特征，基质型页岩油具有原油黏度大、含蜡量高的特征，页岩样品渗流条件和页岩油流动性之间的耦合配置关系是目的层高产的关键；(3)在目前基质型页岩勘探成效不佳的情况下，建议采用常规—非常规结合的勘探思路，对研究区页岩—灰岩互层型储层成藏体系进行研究，将优质页岩与裂缝—孔隙型灰岩的层段作为有利的勘探目标，通过地质—工程一体化研究方法，对可钻性、可压性及排采等方面的技术难题进行攻关，提升工程工艺水平。

川东红星地区吴家坪组与焦石坝地区龙马溪组页岩储层差异性分析及意义

孟志勇, 包汉勇, 李凯, 易雨昊, 舒志恒, 孟福林

2024, 46(5): 1002-1014. doi: 10.11781/sysydz2024051002

摘要(106) HTML (36) PDF(24)

摘要:
四川盆地东部红星地区二叠系吴家坪组发育一套黑色富硅富碳页岩储层，目前已成为该地区页岩气领域重要的增储上产阵地。该套页岩储层与焦石坝地区龙马溪组含气页岩段下部①—③小层在沉积环境、页岩品质及含气性等方面具有较好的相似性，主要表现在二者均具备富碳、富硅、高含气的特点，但在后期开发过程中，吴家坪组页岩气层开发效果明显差于焦石坝地区龙马溪组页岩气层。为此，分析了2套页岩储层品质、含气性等方面差异性特征及其主要控制因素。吴家坪组页岩储层矿物组成具有硅质矿物含量低、碳酸盐矿物含量高的特征，有机碳含量高但成烃母质和有机质类型较差；孔隙结构表现为有机质孔隙和层理缝发育程度较低以及孔隙尺度偏小的特征，储层物性及含气性较焦石坝地区龙马溪组页岩储层略差。对比分析认为，沉积背景和沉积作用的差异导致2套页岩储层在岩矿、层理、成烃母质类型等原生品质上存在差异，这是2套储层在物性和含气性方面存在差异的物质基础；后续的构造保存条件等宏观地质条件的差异，导致2套储层在孔隙类型、孔隙尺度、孔隙度及含气性等方面存在较明显的差异。此外，探讨了2套储层差异性特征对其开发效果的影响，并针对2套页岩储层的差异性提出了相应的开发工程工艺技术对策。

川东南綦江地区中侏罗统凉高山组陆相页岩油气勘探潜力分析

陈超, 刘晓晶, 刘苗苗, 陈会霞, 谢佳彤

2024, 46(5): 1015-1027. doi: 10.11781/sysydz2024051015

摘要(87) HTML (33) PDF(19)

摘要:
随着评价和开发技术的不断进步，陆相页岩油气已成为我国未来重要的接替能源。近期，川东南綦江地区部署的多口过路井在中侏罗统凉高山组页岩段钻遇了良好的油气显示。为明确该区页岩油气基本地质特征，以川东南綦江地区凉高山组富有机质页岩为研究对象，在岩心观察和化验分析的基础上，开展了綦江地区凉高山组二段页岩油气基础地质条件评价，并结合优质页岩地震预测、构造保存条件评价，落实了勘探潜力，指明了下一步勘探方向。以綦江典型井为例，综合有机地化特征、热演化程度、储层物性特征及含油气性特征等，对该区页岩油气进行了资源潜力分析。结果表明，綦江地区凉高山组二段下亚段优质页岩分布面积大，达4 569 km²，厚度20~39 m，受半深湖相控制，有机碳含量平均为1.3%~1.6%，有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂为主，镜质体反射率为1.00%~1.29%，生烃潜力大，实测含油气性好；优质页岩具有明显的高GR、高声波、低密度特征，结合地震波形分类和波阻抗反演技术，明确平面上丁山—东溪—关圣场地区最厚；发育宽缓稳定向斜，钻井普遍见良好油气显示，保存条件整体较好，主体埋深1 000~3 500 m，构造应力单一，可压性好。综合分析认为，綦江地区凉高山组陆相页岩具备良好的物质基础，保存条件好，页岩油总资源量超5亿吨，勘探潜力大。评价过程为持续扩大四川盆地陆相页岩油气勘探场面提供了研究思路。

川南威远地区二叠系茅口组一段泥灰岩储层特征及其发育主控因素

李蓉, 宋晓波, 苏成鹏, 李素华, 赵黔荣, 朱兰, 林辉

2024, 46(5): 1028-1038. doi: 10.11781/sysydz2024051028

摘要(102) HTML (55) PDF(24)

摘要:
四川盆地南部威远地区的二叠系茅口组一段(下文简称茅一段)勘探程度较低，根据早期的钻井资料所进行的铸体薄片和氩离子电镜分析认为，滑石孔缝为最主要储集空间，滑石化作用对储层贡献最大。而最新钻井实物资料显示，茅一段泥灰岩储层的储集空间类型及储层成因与前期的认识有较大偏差，因此，需要进一步明确该区茅一段泥灰岩储层发育主控因素。通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、氮气吸附—脱附、氩离子抛光扫描电镜和孔隙定量表征，从定性和定量的角度剖析了茅一段泥灰岩主要储集空间和储层类型，结合总有机碳(TOC)含量测定、稀土元素分析以及全岩X衍射等手段，明确了该套储层发育的主控因素。川南威远地区茅一段优质储层发育在泥灰岩中，为一套低孔、低渗裂缝—孔隙型泥灰岩储层，主要发育Ⅲ类储层，少量为Ⅱ类储层；储集空间以溶蚀孔、有机质孔和滑石孔缝为主，孔隙发育与TOC含量具有较好相关性，滑石化作用、白云岩化作用和硅化作用并未产生明显的次生储集空间，对孔隙贡献不明显；泥灰岩储层受早期溶蚀作用、沉积相和有机质丰度共同控制，早期溶蚀作用是泥灰岩溶蚀孔缝形成的关键，内缓坡浅水环境的高初级生产力和高有机质沉降率为有机质孔形成提供了物质基础。该认识可为盆地内相似油气储层的勘探部署提供理论支撑。

川中地区震旦系灯影组—寒武系龙王庙组储层焦沥青赋存特征与成因机制

牛思琪, 柳广弟, 王云龙, 宋泽章, 朱联强, 赵文智, 田兴旺, 杨岱林, 李亿殊

2024, 46(5): 1039-1049. doi: 10.11781/sysydz2024051039

摘要(107) HTML (32) PDF(29)

摘要:
川中地区震旦系灯影组—下寒武统龙王庙组储层内存在明显的热液活动痕迹，焦沥青也表现出热液蚀变的特征，然而很少有研究去探讨热液活动与天然气成藏演化的关系, 导致现今对灯影组油气成藏演化史的认识还存在明显不足。然而，热液对灯影组油气成藏的影响不可忽略，要正确认识灯影组天然气的成藏演化过程并识别勘探有利区，还需要对热液裂解气聚集成藏方面进行更深入的研究。基于对焦沥青的充填特征、光学纹理及结构特征的详细研究，结合热液矿物捕获的流体包裹体地球化学的研究方法，探讨了灯影组—龙王庙组储层内焦沥青的成因，分析了热液活动与原油裂解之间的关系。川中地区灯影组—龙王庙组焦沥青形成于热液活动期间，具有与中间相相同的光学各向异性特征。焦沥青可以划分为4种类型：细粒镶嵌型、中粒镶嵌型、粗粒镶嵌型及流线型，其形成温度过300 ℃，远超地层最大埋深温度，显示出热液成因的特征。热液活动发生于晚二叠世，与峨眉山地幔柱活动相关，热液流体温度超过300 ℃，导致了灯影组—龙王庙组储层内的原油裂解。研究发现热液活动将灯影组—龙王庙组古油藏内原油裂解的时间提前到了晚二叠世，打破了灯影组—龙王庙组现有的成藏模式，有助于对天然气成藏演化过程的重新认识和聚集有利区的识别。

四川盆地嘉陵江组天然气成藏主控因素与勘探方向

李龙龙, 陶国亮, 杜崇娇, 彭金宁, 罗开平, 陈拥锋, 左宗鑫, 蒋小琼, 汪远征, 陆永德

2024, 46(5): 1050-1062. doi: 10.11781/sysydz2024051050

摘要(98) HTML (33) PDF(30)

摘要:
嘉陵江组是四川盆地天然气勘探的传统层系，近年来在川北、川西南等地区连续获得发现，但盆地内仍有大面积的勘探空白区，亟需深化对该层系天然气成藏规律的认识，明确成藏主控因素，进而指出未来的勘探方向。利用天然气地球化学等分析测试，结合构造恢复、盆地模拟等技术，以气源分析为基础，以典型气藏解剖为核心，结合对嘉陵江组成藏条件认识，通过对成藏过程的分析探讨了成藏主控因素，并建立了成藏模式。四川盆地嘉陵江组天然气主要来自下部的原油裂解气，嘉陵江组具有多套优质烃源岩供烃、发育多类型碳酸盐岩储层、通源断裂有效沟通气源的良好成藏条件，主生油期古构造、调整期构造及通源断裂、有利储层类型是嘉陵江组天然气成藏的主控因素；嘉陵江组具有“多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏”的成藏模式。基于此指出，分布于川西、川北等地区山前带，主生油期、气藏调整成藏期均处于相对高部位，发育通源断裂、保存条件较好的构造—岩性复合气藏是勘探的首选方向；分布于川东高陡构造带构造稳定区及向斜区的孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向。

松辽盆地白垩系青山口组页岩沉积环境及其含油性特征

白昕, 陈睿倩, 商斐, 张楠

2024, 46(5): 1063-1074. doi: 10.11781/sysydz2024051063

摘要(119) HTML (50) PDF(31)

摘要:
松辽盆地上白垩统青山口组页岩地层厚度大、分布广泛，有机质丰度高，蕴含了丰富的页岩油资源。对页岩地层形成时沉积环境的研究，以及对页岩油富集层段含油性特征的探索，可为页岩油富集层段与甜点的预测提供理论依据。结合前人的研究成果，通过对比松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的2口典型井——古龙凹陷GY8HC井和三肇凹陷ZY1井部分样品的总有机碳(TOC)含量、热解数据、有机显微组分类型以及主、微量元素，深入研究了2个凹陷青山口组页岩的含油性差异与沉积环境特征，进而对含油性差异的影响因素进行了分析。研究区青山口组2口典型井的页岩含油性相关指标显示，ZY1井页岩TOC含量显著高于GY8HC井，但其游离烃含量与含油饱和度指数比GY8HC井低。页岩形成时的地球化学环境控制着有机质的富集。对比2口井样品的主、微量元素发现，ZY1井青山口组沉积时期气候更加湿润、水体还原性强，且其古生产力以及古水深要显著高于GY8HC井。这些条件都有利于有机质的保存，因而形成了ZY1井页岩更高的有机质丰度。GY8HC井有机质类型是以腐泥质为主的Ⅰ型干酪根，且处于成熟—高成熟阶段；而ZY1井有机质类型以Ⅱ₁型干酪根为主，Ⅰ型含量较少，并处于低熟—成熟阶段，因此，GY8HC井页岩的生油潜力更好。

塔里木盆地库车坳陷英买力地区白垩系巴什基奇克组中深层砂岩储层孔隙保存机制

张亮, 朱毅秀, 周露, 秦凯旋, 蒋俊, 熊荣坤, 李泽州

2024, 46(5): 1075-1087. doi: 10.11781/sysydz2024051075

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摘要:
塔里木盆地库车坳陷南部斜坡带英买力地区白垩系巴什基奇克组砂岩储层物性好，油气勘探潜力大，但其非均质性强、油气分布规律不明。综合利用岩心观察、系列薄片(普通、铸体、阴极发光及包裹体)、扫描电镜、物性测试和X射线衍射等分析测试资料和成岩过程重建与物性恢复技术，分析英买力地区中深层巴什基奇克组砂岩储层的岩性与物性，探寻其孔隙特征与保存机制，划分储层类型和明确有利储层分布规律及控制因素。该砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，杂基含量较低，其成分和结构成熟度均中等；储层孔隙类型主要为残余原生孔隙，其次为次生孔隙，主要为粒间溶孔和粒内溶孔，为中高孔—中高渗储层。巴什基奇克组中深层砂岩原生孔隙得以保存主要在于其形成的沉积环境与经历的成岩和成储演化：首先砂岩形成于高水动力的辫状河三角洲前缘水下分流河道微相，不断叠置的河道形成了厚度较大且分布稳定的水道复合砂体，强水动力使得砂岩碎屑颗粒含量高、分选较好，为原生孔隙形成提供了物质基础；其次早期长期浅埋和后期快速深埋的埋藏演化方式使砂岩经历了较弱的压实作用改造，同时晚期深层超压作用大大增强了砂体抗压实能力，残余原生孔隙得以保存；最后坳陷不断降低的古地温梯度使得残余原生孔隙得以有效保存。

基于神经网络的莺歌海盆地DF区块黄流组储层压力预测与成因分析

宁卫科, 鞠玮, 相如

2024, 46(5): 1088-1097. doi: 10.11781/sysydz2024051088

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摘要:
在油气勘探开发及生产过程中，储层压力对油气聚集、分布及运移的过程起着重要作用，异常高压储层甚至会造成井壁崩落、井涌、井喷等钻井事故。传统的储层压力测井预测主要采用经验公式法、有效应力法等，存在参数确定难、主观性强等问题。为此，以莺歌海盆地DF区块为例，在实测数据基础上，构建基于BP神经网络和卷积神经网络的储层压力预测模型，建立测井曲线与实测储层压力之间的隐式直接关系，对储层压力进行了预测并分析了其超压成因。研究结果表明：(1)构建的卷积神经网络模型预测储层压力精度高，最优模型的均方根误差为0.27 MPa；(2)预测莺歌海盆地DF区块黄流组储层压力为53.26~55.60 MPa，平均压力系数为1.66~1.95，呈现为超压；(3) DF区块黄流组超压成因机制为以流体膨胀作用为主，欠压实作用为辅。

分子印迹聚合物微球制备及其对5α胆甾烷吸附性能研究

原陇苗, 马荣, 陈建珍, 邵媛媛, 吴应琴

2024, 46(5): 1098-1109. doi: 10.11781/sysydz2024051098

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摘要:
采用沉淀聚合法，以胆固醇、去氧胆酸、β-谷固醇为虚拟模板，丙烯酸(AA)为功能单体，偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂，乙二醇二甲基丙烯酸酯(EGDMA)为交联剂，制备甾烷类分子印迹聚合物(MIPs)和空白分子印迹聚合物(NIP)。采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线光谱(XRD)、傅里叶变换红外光谱(FT-IR)和比表面积(BET)表征聚合物形貌和结构，并考察其对甾烷类物质的吸附性能。分析结果表明，甾烷类分子印迹聚合物尺寸均一、分散性好，是表面密布孔穴的球形纳米颗粒。吸附性能研究结果表明，MIPs对5α-胆甾烷的吸附能力明显强于NIP，且三种MIPs相比，去氧胆酸、β-谷固醇分子印迹聚合物对5α-胆甾烷的吸附强于胆固醇分子印迹聚合物。通过吸附动力学研究发现，MIPs对5α-胆甾烷的吸附过程符合准二级动力学模型，主要受化学吸附控制；MIPs和NIP的等温吸附符合Langmuir等温吸附模型和Scatchard模型，表明MIPs对5α-胆甾烷具有特异选择性吸附能力，且吸附过程属于单分子层吸附，最大吸附量为0.735 mg/g。表明胆固醇、去氧胆酸、β-谷固醇三种虚拟分子印迹聚合物均对5α-胆甾烷具有较高的分子识别能力及选择性。

可视化三维物理模拟实验技术在油气成藏研究中的应用——以塔里木盆地顺北地区S53-2井为例

隆辉, 曾溅辉, 刘亚洲, 杨冀宁, 耿锋

2024, 46(5): 1110-1122. doi: 10.11781/sysydz2024051110

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摘要:
油气成藏物理模拟实验技术是研究油气运移聚集过程的重要技术手段，可以在实验室条件下，实现油气运移成藏动态化、可视化、定量化研究。但传统二维物理模拟实验技术存在细微现象缺乏、含油性测量难、观察面单一等不足。针对这些问题，同时为了揭示超深层油气成藏特征，研发了一种可视化三维油气成藏物理模拟实验技术，并成功模拟了塔里木盆地顺北地区S53-2井的成藏过程。明确了超深断控油气藏油气成藏影响因素；揭示了断层和缝网系统在断控油气藏形成过程中扮演双重角色，其既作为油气运移通道，也是重要的油气储集空间；提出了主断层、缝网及缝网一侧的地堑断层是油气的优势聚集区；建立了“浮力垂向运移、先核部后破碎带、先主干后地堑、缝网输储一体、主次断裂各异”的油气成藏模式。新技术使实验过程更加清晰，实验参数更加准确，实验现象更加立体，可为实验室油气成藏模拟工作提供新的支撑。

基于机器学习的低含油饱和度砂岩储层参数预测——以准噶尔盆地夏子街油田夏77井区下克拉玛依组为例

刘军, 钟洁, 倪振, 王庆国, 冯仁蔚, 贾将, 梁岳立

2024, 46(5): 1123-1134. doi: 10.11781/sysydz2024051123

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摘要:
准噶尔盆地夏子街油田夏77井区块下克拉玛依组(简称克下组)特低孔特低渗油藏油水关系复杂、产量低、储层含水高，且具有低含油饱和度、孔渗相关性差、储层参数与测井响应关系不清晰、油水层识别困难等特征，常规储层参数评价及预测方法适用性差。通过对岩性、物性、含油性分析，明确了克下组储层岩性为砂砾岩、砂质砾岩，黏土矿物以伊蒙混层为主；储层为以原生粒间孔和残余粒间孔为主要储集空间的低孔隙度、特低渗透率储集层。通过建立含油饱和度解释模型，确定了本区油藏属于低饱和度油藏，含油饱和度一般为36%~55%。砂砾岩储层物性和含油性优于中细砂岩，储层物性控制含油性，呈现低饱和度特征，电性受含油性和岩性双重影响。通过低含油饱和度油藏形成机理研究，认为储层微观孔隙结构是形成低含油饱和度的主要原因。通过对敏感参数优选，基于自然伽马、电阻率和声波时差测井等资料，引入基于机器学习的BP神经网络技术，对夏子街油田夏77井区块克下组油藏进行了孔隙度、渗透率和含水饱和度的计算及预测，储层参数预测精度均高于80%，相关结论及方法可为低含油饱和度致密砂岩储层的物性参数预测提供依据和参考。

中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质技术之碳酸盐团簇同位素测试分析技术

2024, 46(5): 封二-封二.

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2024年第46卷第5期

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