石油实验地质

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2024, 46(3): .

摘要(607) PDF(45)

摘要:

段宏亮, 孙雅雄, 杨保良

2024, 46(3): 441-450. doi: 10.11781/sysydz202403441

摘要(1208) HTML (288) PDF(104)

摘要:
高邮凹陷古近系阜宁组二段是苏北盆地页岩油勘探的重点区带和层系，已部署实施的8口页岩油水平井的成功，证实其具有非常大的页岩油勘探潜力和良好的勘探前景。针对该层段页岩油井产能存在差异、富集主控因素认识不清楚等难点问题，综合利用岩心、测录井、分析测试数据和生产动态数据等资料，对阜二段地质特征和页岩油富集主控因素进行研究。高邮凹陷阜二段泥页岩以长英质—黏土质混积岩和长英质—灰质/白云质混积岩为主，有机质丰度中等，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主；自下向上有机质类型由腐殖型向腐泥型逐渐转变，有机质丰度总体由低逐渐增高，具有较好的页岩油形成条件。综合岩相、生油性、含油性、储集性、可压性等多因素评价可知，高邮凹陷阜二段共发育Ⅴ-4~Ⅴ-9、Ⅳ-2~Ⅳ-7小层和Ⅱ~Ⅲ亚段三套勘探有利层段。阜二段页岩油富集具体表现为：①有利岩相组合是页岩油富集的物质基础，其中混积岩夹白云石条带是有利的源—储配置组合，页岩油产能高；②复杂的孔缝系统是页岩油富集的核心，层理缝和裂缝是页岩油流动的主要通道，有效沟通基质孔隙，提高页岩油导流能力；③较高的成熟度和良好的保存条件是页岩油高产稳产的关键，镜质体反射率(R_o)介于0.8%~0.9%时滞留油含量相对较高，远离长期活动性断层的井游离烃含量(S₁)相对较高。

地温梯度在塔里木盆地古生界热演化研究中的应用

丁勇, 潘泉涌

2024, 46(3): 451-459. doi: 10.11781/sysydz202403451

摘要(911) HTML (305) PDF(60)

摘要:
塔里木盆地古生界烃源岩热史研究，特别是对超深古老烃源岩热演化认识存在较大争议，热演化阶段评价方法一直是困扰烃源岩热史研究的关键问题。调研结果表明，塔里木盆地寒武系古地温梯度变化在2.95~3.6 ℃/hm之间, 按照生烃温度门槛值65 ℃计算，分别需要上覆地层厚度2 203~1 806 m，相差397 m，即2.58 ℃，温度差值较小。因此认为，塔里木盆地寒武系古地温梯度变化较小，可以忽略每期地温梯度取值上的差别，厚度可能是决定温度的主要因素；地层沉积与残留厚度可比较准确地获得，误差主要取决于剥蚀厚度的恢复。通过可靠获取的地层厚度、古地温梯度和剥蚀厚度等参数，以及烃源岩生烃图版，对塔里木盆地寒武系玉尔吐斯组烃源岩热演化阶段进行了评价；界定了关键期环满加尔坳陷的有效烃源岩及其分布，对玉尔吐斯组有效烃源岩及其规模生烃能力进行了预测和划分，并预测和划分了晚期成藏的有利区域。不同阶段有效烃源岩及其规模生烃量是每期成藏富集的关键，利用该方法避免了成熟度判识缺少可靠温标的问题，为塔里木盆地深层—特深层石油勘探和开发以及晚期成藏有利区的选择提供了重要的科学依据。

川东—川北地区二叠系茅口组沉积演化及其油气地质意义

曹华, 山述娇, 田辰, 张玺华, 彭翰林, 刘沛云, 陈聪, 高兆龙, 胡罗嘉, 谢静平, 李天军, 胡广

2024, 46(3): 460-471. doi: 10.11781/sysydz202403460

摘要(891) HTML (733) PDF(94)

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近年来，四川盆地二叠系茅口组的勘探思路和布井原则由原来的“占高点、沿长轴”转变为以寻找滩相孔隙型规模储层为目标，并取得了新突破，使其成为了勘探热点层系，这就需要详细的沉积演化研究来支撑。川东—川北地区是茅口组构造—沉积分异最为明显，也是勘探潜力较大的区域。对茅口组386口钻井的测井资料进行系统梳理，并利用野外剖面和钻井取心进行沉积相分析，结合测井曲线与沉积相，分析研究区茅口组的沉积演化。研究认为，川东—川北地区茅口组一段到茅口组二下亚段总体为碳酸盐缓坡，地层厚度和沉积相总体受川中古隆起的影响，局部发育低能滩；茅二上亚段到茅三段转变为具有镶边性质的碳酸盐台地，地层厚度和沉积相带展布转变为北西—南东向，自西向东依次发育台地相、台缘带、斜坡和陆棚相，台缘带发育高能滩相。研究区茅口组沉积期相对海平面总体经历了两次升降过程，对应地层分别为茅一段到茅二下亚段和茅二上亚段到茅三段。受区域海平面升降、区域构造活动以及碳酸盐台地类型的控制，茅一段到茅二下亚段缓坡发育具有岩溶和云化的滩相储层；茅二上亚段到茅三段海槽内发育潜在烃源岩，是非常规油气勘探潜在有利区，而海槽西侧则发育具重要勘探价值的规模性台缘带高能滩。

四川盆地天宫堂地区下志留统龙马溪组天然裂缝特征及形成期次

李林豪, 范存辉, 赵圣贤, 刘绍军, 徐飞, 聂珊, 余亚伟

2024, 46(3): 472-482. doi: 10.11781/sysydz202403472

摘要(558) HTML (398) PDF(68)

摘要:
四川盆地西南缘下志留统龙马溪组页岩气储量巨大，裂缝发育特征与形成期次对页岩气富集及产能具有重要影响。以天宫堂地区龙马溪组为研究对象，采用岩心分析、FMI成像测井、岩石声发射实验、裂缝充填物碳氧同位素测试、包裹体均一温度测试和埋藏—热演化史分析等分析技术和综合地质方法，研究页岩中天然裂缝的发育特征和形成时期。结果显示，研究区龙马溪组天然裂缝以构造成因的直立缝与低角度缝共同发育为特征，岩心裂缝具有发育程度高、延伸短、充填程度高等特征。成像测井裂缝倾角比对、岩心裂缝交切关系、裂缝充填物流体包裹体测试及岩石声发射实验等结果表明，天宫堂地区龙马溪组裂缝形成与3期构造运动有关。结合埋藏—热演化史分析可证实：第一期为NW向、NNE向平面剪切缝和NEE向剖面剪切缝，形成于燕山中期—晚期(130~62 Ma)，构造应力方位为近SN向(345°±5°)，包裹体均一温度为185~206 ℃；第二期为NE向、NWW向平面剪切缝和NNW向剖面剪切缝，形成于燕山晚期—喜马拉雅中期(62~34 Ma)，构造应力方位为EW向(80°±5°)，包裹体均一温度为165~184 ℃；第三期为近SN向、NEE向平面剪切缝和NE向剖面剪切缝，形成于喜马拉雅中期—现今(34 Ma至今), 构造应力方位为近NW向(315°±5°)，包裹体均一温度为125~162 ℃。结合地质力学背景，建立了天宫堂地区龙马溪组3期构造裂缝演化模式。

四川盆地茅口组一段缝洞充填物特征及成因——以A1井为例

孟宪武, 尤东华, 李蓉, 宋晓波, 张力钰, 朱兰

2024, 46(3): 483-490. doi: 10.11781/sysydz202403483

摘要(668) HTML (260) PDF(54)

摘要:
近年来，四川盆地二叠系茅口组一段不断取得天然气发现，其泥灰岩的储集空间成因机制已成为关注的问题之一。厘米级缝洞型储集空间是茅口组一段新发现的储集空间类型之一，相关研究尚未公开报道。以四川盆地A1井为例，在岩心观察描述基础上，通过显微岩石学、碳氧同位素、锶同位素与微量元素的对比分析，研究了缝洞充填物特征及成因。茅口组一段缝洞中方解石胶结物与泥灰岩基质具有相似的碳氧同位素与锶同位素分布特征，表明方解石主要来源于围岩的溶解再沉淀；与泥灰岩相比，缝洞方解石胶结物的变价元素(V、Cr、U、Mo)、稀土元素(REE)含量降低，而微营养元素(Ni、Cu、Zn)含量升高，揭示了在此过程中微量元素的差异性迁移规律；方解石与泥灰岩基质的Mn与Sr含量的差异性变化特征揭示了成岩流体的海水亲缘属性，进一步表明其与大气淡水、深部热液流体无关。晚侏罗世以来的侧向构造推覆挤压力，形成了川东南地区滑脱断层及相关褶皱体系，在此过程中可能导致了茅口组泥灰岩变形并产生了厘米级裂缝空间。泥灰岩在后续压实—压溶作用(包括侧向压溶)等形成的成岩流体为缝洞石英和方解石胶结物提供了物质来源。

四川盆地须家河组坡折带发育特征及油气地质意义

陈友智, 臧殿光, 杨晓, 巫芙蓉, 梁虹, 王晓阳, 吴育林, 郭冉, 徐敏, 陈颖, 张帅, 王鹏, 应倩, 赵振伟, 陈娜

2024, 46(3): 491-498. doi: 10.11781/sysydz202403491

摘要(744) HTML (747) PDF(63)

摘要:
前人针对断陷盆地坡折带开展了大量研究，但前陆盆地前渊向前缘隆起方向坡度较缓，大型构造欠发育，地形起伏小，坡折带研究较少。四川盆地晚三叠世须家河组四、五段沉积时期发育前陆盆地，学者们已关注到泸州—开江古隆起西侧川中—川西地区缓坡坡折带对沉积岩相的控制，但其他相关研究较少。通过对四川盆地地震反射剖面坡折带构造解释，结合区域地质已有成果，采用颗粒流数值模拟方法，厘清了川中—川西地区坡折带类型，以及坡折带与重力滑动构造之间的关系，分析了与重力滑动构造相关的新型油气圈闭特征。研究获得如下认识：(1)研究区发育断裂坡折带，以坡折带为界，东、西两侧各发育一套重力滑动形成的“前挤后拉”构造组合，构造变形强度弱于被动大陆边缘重力滑动构造；(2)研究区构造坡折带边缘断裂控制沉积相与砂体类型；(3)缓坡带重力滑动构造拉张区正断层下盘上升形成同沉积背斜发育的砂岩，与同期断陷内富有机质泥岩侧接，形成“旁生侧储”型油气藏；(4)陡坡带重力滑动形成的须五段同沉积背斜，被翼部泥岩以及滑动构造结束后沉积的泥岩所围限，形成源内砂体输导成藏；(5)与重力滑动构造相关的同沉积背斜油气藏是源内成藏新类型，研究区须五段可能存在平行坡折带NE向展布的此类油气藏。

四川盆地复兴地区凉高山组陆相页岩有机质孔隙发育特征及主控因素

王鹏威, 申宝剑, 刘忠宝, 李敏, 李倩文, 戎佳, 王倩茹

2024, 46(3): 499-509. doi: 10.11781/sysydz202403499

摘要(1189) HTML (518) PDF(72)

摘要:
四川盆地复兴地区侏罗系凉高山组发育一套典型的中高成熟度陆相页岩凝析油藏。针对处于凝析油阶段的页岩储层中有机孔发育特征及发育规律的研究比较薄弱，采用全岩光片有机显微组分鉴定、氩离子抛光—扫描电镜观察和能谱测量等实验方法，分析了复兴地区凉高山组页岩有机质孔隙发育特征及主控因素。研究结果表明，在高成熟演化阶段(R_o=1.30%)，凉高山组陆相页岩的原始有机质和固体沥青内部发育有机质孔隙，有机质孔以纳米级孔隙为主，形状不规则，以蜂窝状聚集，局部连通形成微米级孔隙或微裂缝。有机显微组分类型是凉高山组页岩有机质孔发育的基础，相对高的有机质丰度及热演化程度是凉高山组页岩有机质孔隙发育多少的关键因素，无机矿物格架及成岩—生烃演化过程是有机质孔保存的最终保障。

川中蓬莱气区龙王庙组储层特征及其与磨溪—高石梯地区对比

邢凤存, 刘子琪, 钱红杉, 李勇, 周刚, 张亚, 黄茂轩, 李成龙, 龙虹宇

2024, 46(3): 510-521. doi: 10.11781/sysydz202403510

摘要(692) HTML (412) PDF(40)

摘要:
川中蓬莱气区下寒武统龙王庙组钻遇良好碳酸盐岩储层，天然气显示好，成为继川中地区安岳大气田后龙王庙组重点勘探区之一，但储层发育规律不明制约了勘探部署。基于最新的钻井及分析测试等资料，系统分析了蓬莱气区龙王庙组储层特征及主控因素。研究认为，蓬莱气区龙王庙组具有陆源碎屑与碳酸盐混合沉积背景，储层主要分布在龙王庙组中上部；储集岩石类型主要为(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩；储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔及微裂缝；以低孔低渗储层为主，储层厚度主要介于10~42 m之间。储层发育受控于层序地层、岩性及成岩作用等，进积型准层序组和准层序中上部的(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩是储层发育主要部位，大气淡水溶蚀、油气溶蚀作用及破裂作用是核心建设性成岩作用。对比安岳大气田主体区磨溪—高石梯地区，认为储层主控因素相近，主要受颗粒白云岩、溶蚀作用、破裂作用等控制，但蓬莱气区龙王庙组储层具有灰质含量高、陆源碎屑含量多、准同生期暴露弱等特点，寻找准同生期暴露的高能颗粒白云岩和细晶白云岩及表生岩溶改造的白云岩是蓬莱气区重点关注的储层目标。

渤海湾盆地东营凹陷古近系富碳酸盐页岩沉积微相组合及沉积环境分析

王伟庆, 李朋波, 李博, 方正伟, 王玉环

2024, 46(3): 522-531. doi: 10.11781/sysydz202403522

摘要(905) HTML (202) PDF(66)

摘要:
渤海湾盆地东营凹陷富碳酸盐页岩的微相特征识别、划分及其组合方式研究，是揭示相关沉积物沉积成因和空间结构的基础。基于岩心和岩石薄片资料，利用X射线衍射、扫描电镜分析等测试分析技术，通过高分辨率的岩心取样和测试，对东营凹陷斜坡带富碳酸盐页岩开展了岩石矿物学和古生物学等方面的分析。结果表明，该区富碳酸盐页岩内部可以划分出藻席微相、介壳页岩微相等10种微相类型，各类微相通过不同方式叠加构成一系列微相组合，并显示出米级尺度的页岩相变特征。对应于东营凹陷咸水湖泊演化的不同阶段，可划分出浅水蒸发岩微相组合、震荡半深水页岩微相组合和震荡深水页岩微相组合等3种岩石微相组合，这些组合通常由高频振荡背景下湖平面升降旋回控制。东营凹陷沙河街组四段上亚段自下而上，伴随气候的湿热、风化增强、湖平面上升、湖泊盐度降低，震荡深水页岩微相组合占比逐渐增加，浅水蒸发岩微相组合逐渐降低，一系列向上水体变深的沉积旋回记录了东营凹陷中始新世持续沉降和生物—环境协同演化的特点。

致密砂岩气运移的临界动力学条件探讨

王若谷, 乔向阳, 周进松, 雷裕红, 曹军, 银晓, 朱耿博仑

2024, 46(3): 532-541. doi: 10.11781/sysydz202403532

摘要(472) HTML (327) PDF(49)

摘要:
物理模拟是认识地下油气运移和聚集机理的重要方法和手段，为了更深入地认识深层条件下致密储层天然气运移的机理，以延安气田上古生界山西组致密砂岩气为例，设计了实验模型和边界条件。基于超低渗岩石多相渗流核磁共振在线模拟实验，探讨致密砂岩中天然气运移的临界压力、临界物性动力学条件，进而分析影响天然气运聚的控制因素。选取山西组不同砂岩类型包括石英净砂岩、富石英低塑性颗粒岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩样品，代表不同孔渗分布区间的岩石相储层，进行了恒定低注入流量、不同流速(流量)和不同压差充注实验。结果表明，致密砂岩储层的临界充注压力主要受岩石相和渗透率控制，渗透率较高的优势岩石相具有更低的临界充注压力，石英净砂岩天然气临界注入压力一般小于1.2 MPa，即使是物性很差的富塑性颗粒岩屑砂岩和富凝灰质杂基石英砂岩的天然气临界注入压力一般也小于1.5 MPa。同时，致密砂岩也没有绝对的天然气充注物性下限，但致密砂岩的充注效率、含气饱和度与储层物性，尤其是渗透率呈正相关，优势岩石相越发育、渗透率越高，充注效率和含气饱和度也越高。

鄂尔多斯盆地东部高家堡地区下古生界断裂分层变形特征及形成机制

陈平, 李明瑞, 李维, 强敏, 路鹏程, 于小伟, 韩伟

2024, 46(3): 542-552. doi: 10.11781/sysydz202403542

摘要(621) HTML (471) PDF(62)

摘要:
近年来，鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组五段以深地层相继取得勘探突破，揭示了其巨大的勘探潜力。随着高精度三维地震资料的部署以及油气勘探的深入，断裂对马五段以深气藏的控制作用越发凸显。基于高精度三维地震资料，在系统刻画高家堡地区断裂几何学特征的基础上，解剖断裂典型构造样式，建立断裂形成演化模式，并结合钻井试气资料探讨断裂对马五段以深气藏差异富集的控制作用。研究取得了以下认识：鄂尔多斯盆地高家堡地区下古生界断裂具有明显的分层变形特征，盆地内马三段、马五段两套膏盐岩是造成断裂分层的主要原因之一；高家堡地区下古生界主要发育具有压扭性质的走滑断裂和逆冲断裂；通过对高家堡地区地层构造形态及断裂样式的研究，推测燕山构造运动是对加里东构造运动形成的断裂影响最大的一期后期改造运动；高家堡地区地层构造隆升期与油气充注期耦合，断裂具有改善储层、沟通源岩、控制圈闭等多重作用。

致密砂砾岩成储界限及分级评价标准——以松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组为例

王军杰, 卢双舫, 林子智, 周能武, 张鹏飞, 黄宏胜, 郅琪, 李柏知

2024, 46(3): 553-564. doi: 10.11781/sysydz202403553

摘要(1275) HTML (722) PDF(59)

摘要:
徐家围子断陷下白垩统沙河子组砂砾岩储层是松辽盆地深部重要的致密气藏储层，其孔渗关系复杂，给成储界限的厘定和储层分级评价带来挑战。针对沙河子组砂砾岩储层，采用水膜厚度法、充注动力法、试气产能法和力学平衡法厘定了理论下限、成藏下限、有效渗流下限和成储上限，根据不同成岩作用主控因素下的孔渗关系确定成储界限物性值。在此基础上，结合储层微观孔隙结构差异划分储层类型，建立致密储层分级评价标准，并利用测井资料将分级评价标准进行应用，为研究区致密气甜点区优选提供依据。将沙河子组砂砾岩分为常规储层、Ⅰ—Ⅳ级致密砂砾岩储层和非储层，成储界限与分级评价结果具有很好的匹配关系。其中，常规储层孔隙度大于9%，渗透率大于0.05×10^-3 μm²；Ⅰ级致密储层孔隙度为8%~9%，渗透率为(0.01~0.05)×10^-3 μm²；Ⅱ级致密储层孔隙度为5%~8%，渗透率为(0.001~0.01)×10^-3 μm²；Ⅲ级致密储层孔隙度为3.5%~5%，渗透率为(0.2 ~1)×10^-6 μm²；Ⅳ级致密储层孔隙度为2%~3.5%，渗透率为(0.05~0.2)×10^-6 μm²；非储层的孔隙度小于2%，渗透率小于0.05×10^-6 μm²。致密砂砾岩气产量受控于致密储层类型；Ⅰ级、Ⅱ级致密储层是致密气高产的有利层段；徐家围子断陷北部安达—宋站地区有利储层厚度较大，为致密气勘探开发甜点区。

构造作用对常规—非常规油气连续聚积耦合成藏控制机制——以川东南平桥地区为例

高令宇, 陈孔全, 陆建林, 汤济广, 庹秀松, 张斗中, 闫春明, 庞一桢

2024, 46(3): 565-575. doi: 10.11781/sysydz202403565

摘要(601) HTML (288) PDF(63)

摘要:
为探索川东南平桥地区构造作用对常规和非常规气藏成藏过程的动态控制作用及差异，基于地震、地质和包裹体等资料，根据断层相关褶皱理论，系统剖析了该区构造特征及演化过程、常规气藏和非常规气藏动态成藏过程及构造对两者影响的差异性，建立了典型常规—非常规油气连续聚集耦合成藏模式。平桥地区位于川东南SE-NW前展式递进变形带中，受多套滑脱层和江南—雪峰造山带联合控制，发育断展构造和背冲构造。平桥背斜构造形成于燕山期。中燕山期，受江南—雪峰构造体系前展式扩展影响，研究区发生NE向强烈断褶作用。晚燕山期—喜马拉雅期川中隆起阻挡和青藏高原隆升使平桥背斜不断抬升；寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组—志留系龙马溪组烃源岩在早燕山期及以前主要经历了长期的埋藏生烃，中燕山期构造变形扩展至研究区，常规气藏储层(洗象池群)、盖层、油气圈闭及运移均受到影响，气藏保存条件较差。非常规气层被改造成为背斜构造，页岩气向背斜核部聚集，整体保存条件较好。晚燕山期—喜马拉雅期，地层隆升泄压，两类气藏保存条件继续变差。因此，构造作用对常规气藏和非常规气藏成藏控制差异体现在控制方式和改造时间上：中燕山期侧向供烃是常规气藏成藏的关键；晚白垩世构造活动改造和晚燕山期—喜马拉雅期构造抬升影响了页岩气的保存。

松辽盆地天然气中稀有气体地球化学特征及其地质意义

李伟, 陈践发, 王杰, 王晓波, 何大祥, 王东良, 刘凯旋, 尤兵, 陈聪, 付娆, 唐帅旗, 张佳琦

2024, 46(3): 576-589. doi: 10.11781/sysydz202403576

摘要(520) HTML (379) PDF(73)

摘要:
稀有气体地球化学已运用于地球深部物质及天体陨石研究，随着测量技术的进步，在天然气研究中也开始得到越来越多的应用。使用目前最先进的稀有气体质谱仪，对中国东部松辽盆地中深部天然气的稀有气体全组分丰度及同位素进行了系统的分析，明确了断陷盆地稀有气体的组成特征。研究表明，天然气中稀有气体的丰度从轻稀有气体到重稀有气体具有逐渐减小的反“厂”字形趋势。稀有气体的同位素比值³He/⁴He为2.64×10^-6、²⁰Ne/²²Ne为9.94、²¹Ne/²²Ne为0.029 22、⁴⁰Ar/³⁶Ar为743.7，均高于大气值，⁸⁰Kr、⁸⁴Kr、⁸⁶Kr、^131-136Xe均表现出相对大气过剩的特征，显示天然气中有幔源气体的混入。综合稀有气体的组成特征，说明松辽盆地中深部天然气均为壳幔混源的无机成因，而且不同构造区块、不同类别天然气的幔源组分贡献存在一定差异。对比稀有气体组成与天然气类型发现，轻稀有气体可以较好地区分天然气的类型，而重稀有气体的组成在各种天然气中没有明显差别。稀有气体同位素除了可以示踪天然气来源外，还可以应用在判别天然气成因、区分天然气类型、表征大地构造等方面。

海相页岩芳烃演化规律及成熟度指示意义——来自西加拿大盆地二白斑组自然演化与热模拟样品的对比研究

葛祝时, 左兆喜, 肖七林, 郑伦举, 黄海平

2024, 46(3): 590-600. doi: 10.11781/sysydz202403590

摘要(1220) HTML (385) PDF(52)

摘要:
选取西加拿大盆地白垩系科罗拉多群二白斑组低成熟海相页岩进行地层孔隙热解生烃模拟实验，利用GC-MS对自然演化系列样品和热模拟系列样品内的芳烃进行了定量分析，系统对比自然演化与热模拟样品芳烃地球化学特征。结果表明：(1)自然系列页岩三甲基萘和四甲基萘、菲和甲基菲绝对含量相对较高，且随着演化程度的增加而增加；热模拟系列页岩内菲和甲基菲绝对含量和变化趋势在较高的热演化程度下依然保持与自然系列相同，而三甲基萘和四甲基萘绝对含量相对较低且变化趋势不同，随成熟度增加表现为先增加后减少。(2)自然系列页岩三甲基萘指数(TMNR)值随埋深增加逐渐增大，而热模拟系列页岩TMNR值表现为先减小后增大；自然系列和热模拟系列页岩四甲基萘指数(TeMNR)值、甲基菲指数(MPI)值变化具有协同性，TeMNR值随成熟度的增加呈先减小后增大，MPI值随成熟度的增加而增加，表明菲系列化合物可有效指示热模拟和自然演化条件下页岩的成熟度。(3)热模拟实验在一定温度内能够较好地反演芳烃热演化历程，即：350 ℃之前热模拟页岩TMNR值与自然演化页岩的规律不同，350 ℃之后相同；425 ℃之前烷基菲相关参数与自然演化页岩的规律相同，超过425 ℃后与自然演化不同，这主要受温度达到临界值而导致芳烃演化机理改变以及升温速率和有机质赋存状态等因素的影响。

羌塘盆地东部三叠系阿堵拉组烃源岩古沉积环境的地球化学证据

刘栩, 刘中戎, 庄新兵, 范志伟, 马泽良, 彭金宁, 李风勋, 李吉鹏, 李兴强

2024, 46(3): 601-613. doi: 10.11781/sysydz202403601

摘要(833) HTML (678) PDF(50)

摘要:
上三叠统阿堵拉组泥岩是羌塘盆地重要烃源岩系之一，目前对其古沉积环境的认识存在较大争议。通过对羌塘盆地东部雀莫错地区鄂尔托陇巴剖面阿堵拉组开展岩石学、有机地球化学和元素地球化学分析等系统研究，探讨阿堵拉组烃源岩古沉积环境及其对烃源岩发育的影响。阿堵拉组泥岩总有机碳(TOC)含量为0.27%~3.46%，平均为1.60%，总体为好烃源岩，局部发育优质烃源岩；阿堵拉组下段陆棚相泥岩形成于海平面上升时期，水体较深且贫氧，古气候为半干燥—半湿润气候，化学风化程度中等，陆源输入较低，水体盐度较高；上段泥岩沉积期处于盆地萎缩消亡阶段，沉积环境逐渐由陆棚相转变为三角洲相，水体较浅且富氧，经历了干燥—半干燥—半湿润的古气候变化，陆源输入相应增多，为咸水—半咸水环境，受到淡水输入的影响。阿堵拉组的源岩为长英质火山岩，源区构造背景以大陆岛弧为主，可能来自早—中三叠世金沙江缝合带岛弧源区。阿堵拉组下段陆棚相泥岩TOC含量与氧化还原条件指标具有较好的正相关性，表明烃源岩发育主要受到海平面上升时贫氧水体控制；上段陆棚—三角洲相泥岩TOC含量与古环境参数无明显相关性，TOC含量大于2%的泥岩沉积期具有较高陆源输入和相对湿润的古气候，综合分析认为烃源岩发育受到古气候、陆源输入等多种因素综合影响。

干酪根与芳烃化合物固—液有机质相互作用机理研究

林晓慧, 梁天, 邹艳荣, 陶成, 王远

2024, 46(3): 614-620. doi: 10.11781/sysydz202403614

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摘要:
地质条件下，烃源岩中最初生成的油气，达到饱和后，才能排出运移，而干酪根对烃类的吸附作用，是影响含油饱和度的重要因素。热解作用产生的烃类物质会与干酪根大分子发生相互作用，研究固体干酪根有机质对液态烃的溶解和吸附能力，可以明确烃源岩对烃类化合物的选择性滞留及生排烃特征。芳烃是石油烃类化合物的重要组成部分，在干酪根三维模型的基础上，利用Autodock软件将不同类型的芳烃化合物分子(包括苯、稠环芳烃和稠环芳烃衍生物)与不同成熟度的干酪根分子进行半柔性对接结算，计算两者结合所需的吉布斯自由能，研究芳烃化合物与干酪根结合的特征，从分子层面上研究干酪根吸附芳烃化合物的机理，揭示固—液有机质相互作用的本质。当与相同成熟度的干酪根结合时，稠环芳烃的分子质量越大、化合物中的甲基数量越多、分子缩合度越高，与干酪根分子结合所需的吉布斯自由能越低；芳烃化合物与干酪根分子之间相互作用受到芳烃的分子质量、分子缩合程度以及体系内甲基数量3个因素的影响。处于生烃高峰后，芳碳甲基含量较高的干酪根对芳烃的吸附能力较强；分子质量大、缩合度高的稠环芳烃及其衍生物与干酪根的结合能力较强；常规连接的小分子芳烃化合物在干酪根中的滞留能力较弱，更易发生排烃作用，运移富集成藏。

气体中甲烷单组分的色谱—真空低温富集方法及其同位素分馏效应

刘清梅, 李嘉成, 蒋文敏, 熊永强

2024, 46(3): 621-629. doi: 10.11781/sysydz202403621

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摘要:
甲烷(CH₄)团簇同位素分析在气候变化、能源勘探和行星生命等领域中发挥了重要作用。样品中CH₄的纯度直接了影响高分辨质谱团簇同位素分析的精度和准确性。针对气样中CH₄组分的富集纯化难题，根据气相色谱(GC)组分分离原理，实时监测组分峰形，进一步优化了载气线速、进样量等条件。同时，通过外标法量化回收率，GC组分分析验证纯度，保证纯化的有效性。通过优化色谱—真空低温富集制备方法，确定了IBEX系统载气最佳线速为12 mL/min，CH₄进样量需小于12 mL等实验条件，可视化GC峰形确保CH₄峰与相邻N₂干扰峰基本分离，实现了CH₄单组分的高纯富集。当气样中CH₄含量小于70%而空气含量较高时，需要进行二次纯化以提高CH₄纯度。讨论了5Å分子筛等吸附剂在纯化过程中可能引起CH₄同位素分馏的原因，并通过适当延长CH₄收集时间来消除5Å分子筛干扰。目前，该方法单次纯化过程约90 min，CH₄的回收率和纯度分别为90.1%~95.7%和97.3%~98.9%，对同位素组成(δ¹³C_VPDB和δD_VSMOW、Δ¹³CH₃D和Δ¹²CH₂D₂)的差异均小于质谱仪的分析误差，几乎可以忽略不计。

四川盆地威荣深层页岩气安全与提速钻井技术

何新星, 严焱诚, 朱礼平, 王希勇, 朱化蜀, 王治国

2024, 46(3): 630-637. doi: 10.11781/sysydz202403630

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摘要:
四川盆地威荣页岩气埋深3 600~3 850 m，属于典型的深层页岩气藏，钻井工程面临压力体系复杂、茅口组部分区域断溶体发育、地层可钻性差、龙马溪组地层温度高等难题。针对复杂的地质条件，以安全与提速钻井为核心，通过成熟引进与先导试验技术结合的方式，持续攻关钻井工程工艺技术；并不断深化过路层段地质认识，采用一段一策的方案，提高工程技术的针对性。威荣页岩气田经历勘探评价、开发一期、开发二期3个阶段，形成了以井身结构优化、断溶体避让的轨道设计、井筒压力控制和钻压同步预防压窜干扰为重点的安全钻井技术，以“二维+小三维”的三维轨道剖面、四位一体地质导向技术、破岩工具优选和钻井参数强化为关键的提速钻井技术。该技术应用于威荣页岩气田150余口开发井，机械钻速由开发初期的6.32 m/h提升至9.12 m/h，钻井周期由106.68 d缩短至68.75 d，缩短率为35.56%，实现了威荣深层页岩气钻井工程提速降本的目标，其形成的安全与提速钻井系列技术对同类型气藏开发具有较强的参考意义。

苏北盆地石港特低渗储层微观特征及提高采收率对策研究

陈洪才, 李哲, 金忠康, 孙永鹏, 陈军, 赵光

2024, 46(3): 638-646. doi: 10.11781/sysydz202403638

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摘要:
苏北盆地石港油田属低孔、特低渗砂岩油藏，油井自然产能低，采用水力压裂后注水开发可提高产油能力，但油田开发中呈现低采油速度、低采出程度和开发效果差的特点，开发矛盾加剧。因此，需明确低效开发原因，探究提高采收率对策，为提高石港油田开发效果提供理论依据。通过全岩矿物成分分析、气测岩心孔渗参数、岩心敏感性评价等方法，从岩石矿物组成、孔喉结构和岩石敏感性等方面分析了其储层的微观特性；通过油藏数值模拟以及室内岩心实验研究了压裂水驱后剩余油的分布特征；通过核磁共振在线驱替实验探究了提高采收率的对策。结果显示，储层岩心呈现出典型的低孔、特低渗特征，且在开发过程中具有一定的速度敏感性和水敏感性。压裂水驱后，岩心中剩余油主要分布在0.01~1 μm中小孔径的孔道中，使用表面活性剂驱及二次水驱将岩心中剩余油采收率提高了14.81%。储层渗透率特低、微孔隙和微裂缝发育、速敏、水敏等是其低效开发的主要原因。注水开发会导致岩石矿物膨胀、运移，增大流动阻力，所以区块经压裂水驱仅明显提高主流线上剩余油的采出程度，整体动用程度不高，剩余油仍有较多富集。建议采用化学驱及多轮次驱替以增强中小孔道中原油动用程度，进一步提升油田开发效果。

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覆压下孔渗测试技术

刘友祥

2024, 46(3): 647-647.

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2024年第46卷第3期

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