石油实验地质

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2025, 47(3): .

摘要(164) PDF(19)

摘要:

倪春华, 杨俊, 王彦青, 宋在超, 蒋天赐, 黄炳祺, 阎泽昊, 邢泽正, 朱珍君, 李琦, 陈贺贺

2025, 47(3): 451-465. doi: 10.11781/sysydz2025030451

摘要(468) HTML (147) PDF(87)

摘要:
珠江口盆地新生界油气资源丰富，探明储量增长迅速。低角度拆离型断层控烃、古潜山走滑断裂与风化淋滤控储、深水多类型储集体富集等地质认识创新为盆地勘探迎来新机遇。然而，该盆地地质结构复杂、目标类型多样，增加了勘探的难度。因此，在勘探理论突破的指导下，重新评估盆地新生界油气地质条件、明确油气勘探潜力区带至关重要。通过综合分析珠江口盆地的构造—沉积耦合作用、烃源岩条件和储层条件评价、油气运移特征，开展了盆地不同区带的油气地质成功概率评估，并计算了新生界总地质资源量。珠江口盆地在新生代经历了裂陷期、裂后拗陷期及构造活化期的构造演化，形成了陆相沉积、海陆过渡相沉积及浅海相沉积充填特征，控制了古近系两套主要烃源岩及陆、海相两套储层。浅水区的陆丰、惠州、文昌凹陷油气地质条件优越，含油气概率超过20%，地质风险较低，划分为Ⅰ类有利区带。新生界总地质资源量约为138亿吨，其中石油占71%，天然气占29%。基于区带评价和勘探实例，未来应重点加强深层古潜山、古近系及深水油气藏的勘探，特别是在恩平、开平、白云凹陷寻找低角度拆离型油气藏，文昌、阳江凹陷寻找深层走滑断裂潜山裂缝型油气藏，白云、荔湾凹陷寻找深水油气藏。这些凹陷有望成为珠江口盆地未来油气勘探的重要潜力区带。

塔里木盆地西南地区和田古隆起改造过程及其地质意义

刘士林, 邓铭哲, 蔡芃睿, 曹日洲, 周雨双, 沙旭光

2025, 47(3): 466-478. doi: 10.11781/sysydz2025030466

摘要(321) HTML (137) PDF(70)

摘要:
塔里木盆地西南地区古生代经历了复杂的建造—改造过程，古隆起迭加改造过程认识的不清晰制约了区域内油气勘探的突破。为解决此问题，基于最新的地震、钻井资料，开展了地震解释、构造分析等一系列工作，分层、分期恢复区域内剥蚀量的变化过程，刻画了和田古隆起的形成、改造过程；基于盆缘岩浆岩年龄、形成环境分析，讨论了古隆起演化及改造的动力学机制；结合油气勘探情况，探讨了古隆起迭加改造的控油气作用。研究认为：(1)塔西南地区剥蚀中心发生过明显的迁移，加里东中期Ⅰ幕局限于盆地西南缘，加里东中期Ⅲ幕剥蚀区域向北扩展，海西早期剥蚀中心向东迁移，海西晚期，剥蚀中心位于盆地西北部，喜马拉雅期剥蚀中心位于现今巴楚隆起所在区域；(2)和田古隆起具有两阶段演化特征，加里东中期Ⅲ幕为陆缘隆起，海西早期为陆内隆起，和田古隆起主要遭受盆地西北缘麦西古隆起和盆地中部巴楚隆起的改造，调整了和田古隆起控制形成的早期古地貌；(3)古隆起的迁移演化及不同古隆起间的迭加改造，控制了不同储盖组合的分布，和田古隆起、麦西古隆起、巴楚古隆起间的构造枢纽带是油气聚集的有利部位，应成为下一步的勘探方向。

塔里木盆地顺北油气田断控缝洞型储集体高产井目标优选

高利君, 李海英, 龚伟, 杨威, 李弘艳

2025, 47(3): 479-489. doi: 10.11781/sysydz2025030479

摘要(345) HTML (148) PDF(46)

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塔里木盆地顺北油气田经过多年勘探开发，形成了适用于1号带和5号带的超深断控缝洞体目标预测评价与井位设计系列技术。随着油气田勘探对象从1号和5号主干断裂带逐步转向东部北东向和西部北西向断裂带，其地下地质条件更加复杂，勘探成本大幅度提升。现有储集体描述、目标优选及井轨迹设计技术已无法满足超深断控缝洞体精细描述和高产井轨迹优化设计需求。通过对比分析不同区域、不同样式走滑断裂带内部结构特征和地震响应特征差异，结合实钻井井震标定统计和模型正演分析，建立了“通源断裂+串珠+纵深杂乱强背景”的高产稳产井地震识别模式，为储层预测和目标优选提供了依据；通过攻关形成的Q补偿地震资料解释性处理技术提高了沙漠区低信噪比资料中断控缝洞体的成像精度，在此基础上建立了以“相控反演”为核心的储集体量化雕刻和靶点空间定位技术，提高了断控储集体描述精度和靶点优选的精准性；针对顺北地区上覆地层和奥陶系目的层复杂的地质条件以及钻井过程面临的漏失、溢流和井壁垮塌等难题，建立了一套以钻井风险预测为主的地质工程一体化关键技术流程，形成井轨迹优化、井口优选、钻前地层压力预测及井壁稳定性预测方法，提高了钻井安全性和作业效率。顺北4号带和8号带钻探结果表明，断控储集体高产井目标优选设计技术能够精准预测超深非均质性缝洞体目标，指导和优化钻井轨迹设计，规避和减少钻井路径上各类工程风险，提高规模储集体钻遇率和高产井建产率。

鄂尔多斯盆地庆阳古隆起下古生界储层发育主控因素及成因模式

陈朝兵, 庞天翊, 郝泽坤, 宋微, 杨克荣, 孟凤鸣, 高建荣, 段晨阳

2025, 47(3): 490-503. doi: 10.11781/sysydz2025030490

摘要(256) HTML (122) PDF(35)

摘要:
近年来鄂尔多斯盆地西南部庆阳古隆起下古生界深层天然气勘探取得了一定进展，但储层整体致密，优质储层形成机理复杂，对深层天然气“甜点”预测造成一定困难。基于钻井、测井、地震资料以及实验测试数据，对庆阳古隆起寒武系张夏组和三山子组、奥陶系马家沟组二段(马二段)和马家沟组四段(马四段)等含气层的储层发育类型、主控因素进行分析，建立了庆阳古隆起下古生界的储层成因模式。庆阳古隆起下古生界共发育4类储层，分别为白云岩储层、颗粒滩储层、岩溶型储层(表生岩溶型和断溶体型)和构造微裂隙储层，其中三山子组、马二段和马四段以白云岩储层为主，张夏组以颗粒滩储层为主，岩溶型储层及构造微裂隙储层在各层均有发育。沉积相带、风化壳、断裂对庆阳古隆起下古生界储层发育的控制作用明显，其中沉积相带控制着颗粒滩粒间(溶)孔和白云岩晶间(溶)孔的发育；两期风化壳控制着表生岩溶型储层的发育，以奥陶系顶部风化壳对表生岩溶控制最为明显，岩溶残丘控制了平面强溶蚀区的分布，纵向溶蚀强度、含气性则与距风化壳顶部距离关系密切；断裂控制着断溶体储层的分布，其伴生的微裂缝能有效改善储层物性。在此基础上，建立了颗粒滩—断裂型、残丘—断裂型、白云岩—岩溶型及白云岩—断裂型等4种储层成因模式，为庆阳古隆起下古生界天然气的勘探提供了思路。

四川盆地复兴地区凉高山组页岩沉积环境与控制因素

杨殊凡, 石文斌, 刘珠江, 陈超, 王道军, 刘晓晶, 敖明冲

2025, 47(3): 504-516. doi: 10.11781/sysydz2025030504

摘要(462) HTML (184) PDF(49)

摘要:
以四川盆地复兴地区侏罗系凉高山组二段(凉二段)页岩为研究对象，综合运用地球化学与沉积学分析，系统揭示了研究区页岩沉积期古环境特征及其对页岩品质的控制作用，并建立了页岩沉积模式。凉高山组页岩沉积期，水体呈淡水—半咸水环境，古水深介于4.9~39.4 m(平均值17.2 m)，古生产力水平较高(生物钡平均含量为567.24 ug/g)，整体呈厌氧还原环境，总体上为温暖潮湿气候。研究区凉高山组页岩总有机碳(TOC)含量受控于古水深、古盐度、古生产力和古氧化还原环境，水体越深、盐度越高、生产力越高、气候越温暖潮湿，TOC含量越高。在还原条件背景下，微弱的氧化还原环境差异对TOC含量影响不大。凉二段下亚段沉积期上气层较下气层水体更深、古生产力更高、古气候更偏温暖潮湿，有机质更富集。在此基础上，建立了研究区凉二段下亚段页岩沉积模式：下气层沉积期，在淡水—半咸水、半潮湿—半干旱气候、中等古生产力、厌氧还原条件下，主要沉积一般—中等品质页岩；上气层沉积期，在淡水—半咸水、温暖潮湿气候，中等—高古生产力、厌氧还原条件下，主要沉积中等—优质页岩。

准西北缘哈山地区白垩系油气成藏新认识及其油气勘探意义

曲彦胜, 钟宁宁, 王圣柱, 王斌, 于洪洲, 周健, 吴倩倩, 鲁红利

2025, 47(3): 517-529. doi: 10.11781/sysydz2025030517

摘要(274) HTML (134) PDF(35)

摘要:
针对准噶尔盆地西北缘哈山地区白垩系油气成藏规律不清、勘探成效受限的问题，为揭示白垩系与侏罗系成藏模式的差异性，明确白垩系油气富集的关键控制因素，拓展盆缘超剥带勘探阵地，综合岩心、薄片、生物标志化合物、包裹体等数据，采用地质与地球化学多学科结合方法，开展了精细油源对比、油气运移路径示踪及输导体系配置研究。重点分析烃源岩特征、原油物性、成藏期次及走滑断层—砂体耦合关系，结合三维地震解释与钻井资料验证，建立白垩系成藏模式。取得了以下几个方面的认识：(1)油源差异: 白垩系原油源自哈山洼陷二叠系风城组碱盐质岩相烃源岩(C₂₈/C₂₉甾烷比值为0.6~1.1，伽马蜡烷/C₃₀藿烷比值为1.58~2.02)；侏罗系原油则主要来自半咸水云质岩相烃源岩。(2)输导体系: 白垩系成藏受“走滑断层—朵叶砂体联合输导”控制，走滑断层(如哈浅23—浅34断裂)垂向沟通深部烃源岩与浅层砂体(孔隙度大于20%，渗透率大于200×10^-3 μm²)，形成7套含油层；侏罗系以“断—毯”横向输导为主。(3)成藏期次：包裹体均一温度(110~140 ℃)及芳烃成熟度参数(R_c=1.21%~1.56%)表明，白垩系为晚白垩世高成熟油气单期充注，侏罗系为两期混合充注。基于成藏新认识，发现哈浅23—浅10等多个含油区块，预测哈浅24北潜力区储量规模达4 500万吨，白垩系有望形成5 000万吨级勘探阵地。白垩系油气成藏模式突破传统“断—毯”理论束缚，提出“近源垂向供烃—走滑断层与朵叶砂体耦合输导”新机制。走滑断层高效输导与砂体沿“沟槽”分布的先天性配置是成藏的关键，指导勘探由兼探层转向区域规模聚集区，显著拓展了准噶尔盆地西北缘勘探空间。

东海盆地西湖凹陷平湖斜坡油气差异富集特征及主控因素

郭刚, 苏圣民, 徐建永, 廖计华, 李林致, 李峰

2025, 47(3): 530-540. doi: 10.11781/sysydz2025030530

摘要(272) HTML (141) PDF(34)

摘要:
东海盆地西湖凹陷平湖斜坡油气勘探潜力大且富集非均质性强，研究其油气差异富集特征及主控因素，可以为西湖凹陷或相似地区油气勘探提供理论依据。为此，基于典型油气藏精细解剖，综合测录井、地震、物性测试等资料，研究平湖斜坡油气富集程度、富集层系等差异，确定油气富集差异影响因素。结果表明，平湖斜坡由南带至北带油气富集程度逐渐降低，构造—岩性、断背斜油气藏富集程度高于断鼻及断块油气藏；油气富集层系可分为平湖组—花港组多层富集型、平中—平上段富集型和平中—平下段富集型。供烃距离、储层条件、圈闭条件和断层封闭性控制研究区油气富集程度差异，其中供烃距离主要控制不同构造带及不同类型油气藏富集程度差异，而同类型油气藏之间富集程度差异还与储层条件、圈闭条件和断层封闭性等因素有关。供烃距离越小、有效储层厚度和圈闭面积越大、断层封闭性越好，油气富集程度越高。断层输导能力和断—盖配置控制油气纵向富集层系，断层垂向输导能力强且平湖组盖层断接厚度高于下限值时，油气富集于区域盖层下部的平中上段；断层垂向输导能力强且平湖组盖层被断层完全错断时，油气于平湖组和花港组均有富集；断层垂向输导能力弱时，油气主要富集于平中下段。基于上述供烃距离、储层条件、断层输导能力、断—盖配置等成藏条件研究，可以为西湖凹陷或相似地区油气富集程度差异和油气富集层位的确定提供依据。

北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组页岩油储层微观孔隙结构特征与可动性分析

游君君, 胡德胜, 袁珍珠, 周刚, 江黎

2025, 47(3): 541-551. doi: 10.11781/sysydz2025030541

摘要(304) HTML (149) PDF(48)

摘要:
页岩油储层致密且非均质性较强，微观孔隙结构影响着页岩油在储层中的储集与流动，但常规单一手段往往难以准确表征微观孔隙结构。为揭示页岩油储层的微观孔隙结构与可动性特征，指导后续海上页岩油的高效勘探开发，以北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组基质型、纹层型和夹层型3种类型的页岩油储层为研究对象，综合运用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、氮气吸附、核磁共振等分析测试方法，对孔隙结构参数、压汞形态、吸附曲线特征等进行了分析。结果表明：基质型与纹层型储层粒度较细，孔隙相对不发育，孔隙形态多以平板狭缝形为主，发育层理缝、有机孔、黏土矿物片间孔、黄铁矿晶间孔等；夹层型储层孔隙形态多以墨水瓶形为主，发育矿物粒间孔、溶蚀孔、网状缝等，孔径分布及储层连通性较好。荧光薄片、核磁共振对页岩油可动性分析表明，基质型和纹层型储层可动性相对较差，可动孔隙度分别为0.72%和4.62%，可动油含量相对较低；夹层型储层可动孔隙度为6.37%，烃类组分更轻，可动性更好，可动油含量更高，是涠西南凹陷最大的页岩油勘探有利储层。

基于地质工程一体化思路的页岩有利岩相优选———以松辽盆地梨树断陷为例

林轩, 朱建峰, 逄海明, 李忠博, 王伟, 刘硕, 李海彬, 姜振学, 李卓, 秦春宇, 陈康博

2025, 47(3): 552-568. doi: 10.11781/sysydz2025030552

摘要(265) HTML (140) PDF(36)

摘要:
松辽盆地梨树断陷具有良好的页岩气勘探开发前景。选取梨树断陷营城组页岩为研究对象，通过开展总有机碳含量测定、岩石热解、X射线衍射、场发射扫描电镜及小物模水力压裂物理模拟等多项实验，基于地质工程一体化思路，优选出研究区的有利岩相。研究区黏土矿物及碳酸盐矿物含量高，碳酸盐岩溶蚀孔及裂缝系统发育，渗流机理涵盖解吸—吸附、扩散、滑脱流和达西流4种渗流机理。小物模水力压裂实验结果显示，黏土岩含量显著影响压裂效果，富黏土岩相破裂压力峰值低，压裂压力泄压快，无法形成横切缝，以纵向缝和层理缝为主，压裂效果差。分析了研究区页岩储层的多尺度孔隙结构和渗流能力，认为该区储层发育中孔，增强了孔隙连通性和孔体积，是比表面积的主要贡献者，也是渗流的主要通道，因此滑脱渗流是研究区最主要的渗流方式。高黏土含量会显著影响压裂效果，黏土含量较低、溶蚀孔发育的混合岩压后显示出优良的人工裂缝改造效果，表现出优秀的渗流能力；富有机质纹层状钙质混合岩和富有机质纹层状硅质混合岩是研究区的有利岩相。X-A井实施地质工程一体化建产后，整体增产效果显著，为提高研究区页岩气的勘探和开发提供了重要的理论支持和实际指导。

下古生界烃源岩成熟度研究进展及存在问题

郑晓薇, 姜福杰, 张宇, 周静琪

2025, 47(3): 569-579. doi: 10.11781/sysydz2025030569

摘要(384) HTML (145) PDF(45)

摘要:
中国下古生界海相烃源岩普遍处于高—过成熟阶段，且由于缺乏镜质体，下古生界地层的成熟度评价一直是深地油气勘探的技术难点。对基于有机岩石学、地球化学及光谱的有机质成熟度评价方法进行系统归纳，探讨各类成熟度参数在下古生界高—过成熟烃源岩中的适用性，以期为深地油气资源勘探提供指导。重点分析了笔石表皮体反射率、芳烃分子标志物参数、拉曼光谱参数，并指出存在的问题与发展趋势：(1)笔石表皮体反射率因其热敏感性而被广泛应用于表征下古生界地层成熟度，但不同类型的笔石表皮体具有不同的反射率升高速率，并在生气窗出现“反射率异常”现象；(2)芳烃化合物(如菲系列和二苯并噻吩系列)及相关参数(如甲基菲指数MPI-1和甲基二苯并噻吩中的4-MDBT/1-MDBT)的热稳定性表现敏感，可成为有效的成熟度评价参数，但也受初始有机质类型及环境的影响；(3)拉曼光谱可通过D1峰和G峰的相关参数来表征分子结构和成熟度变化，但由于不同实验室的仪器、采用波长和解谱方式的差异，不利于通用对比。通过进一步总结成熟度参数的理论基础和适用范围，指出矿物催化、辐射效应和热模拟实验对参数适用性的影响，提出多参数联合分析可提升成熟度评价的准确性，但校准方法仍需优化。

四川盆地二叠系大隆组页岩芳烃热演化规律及成熟度意义

张存杨, 张小涛, 刘岩, 杨佳佳, 孙玮琳, 沈斌, 徐学敏, 许智超, 田涛

2025, 47(3): 580-592. doi: 10.11781/sysydz2025030580

摘要(280) HTML (124) PDF(47)

摘要:
中国南方古生代海相页岩具有重要的油气勘探意义，然而，由于海相沉积中普遍缺乏高等植物来源的有机质(镜质体)，导致其成熟度厘定存在明显的不确定性。对四川盆地广元地区二叠系大隆组页岩进行了生排烃热模拟实验，探索芳烃成熟度参数在高—过成熟阶段的适用性，通过气相色谱—质谱法(GC-MS)对热模拟后固体样品的芳烃萃取物进行分析。结果显示，四川广元上寺地区大隆组页岩热模拟残留油含有萘、菲、屈、苯并(a)蒽、硫芴、联苯、氧芴、芴、萤蒽、芘、蒽、三芳甾烷等丰富的芳烃化合物。大多数芳烃成熟度参数随模拟温度在升高过程中出现了拐点，且参数值在拐点前后显示不同的变化趋势，表明这些芳烃成熟度参数具有特定的适用范围。其中，芳烃成熟度参数(如MNR、DNR、MPI3、DPR、F1、F2、MDR、DBDBT2)可用于评价成熟—高成熟阶段(0.8% < Easy R_o < 2.5%)页岩的成熟度，而PMNr则更加适用于评价高—过成熟阶段(2.5% < Easy R_o < 4.5%)的页岩。研究发现，C-2 DBF-1/MDBF-1和C-2 DBF-2/MDBF-1这两个参数对评价成熟—过成熟阶段(0.8% < Easy R_o < 4.5%)的页岩有很好的效果，尤其在高温演化阶段与温度的相关性更强，这表明它们在评价高—过成熟页岩方面具有潜力。

鄂尔多斯盆地中东部T112井盐下马家沟组成烃生物特征及其油气指示

张怡诺, 张东东, 魏柳斌, 刘文汇, 师平平, 王晓锋, 张倩, 李忆宁, 金智成

2025, 47(3): 593-605. doi: 10.11781/sysydz2025030593

摘要(270) HTML (167) PDF(23)

摘要:
近年鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组不断取得天然气勘探突破，且天然气藏地球化学特征显示自生自储，但对马家沟组低有机质丰度、高热演化的碳酸盐岩烃源评价尚存争议。成烃生物研究可为马家沟组烃源的成烃潜力与成源环境提供新角度和新方法。选取鄂尔多斯盆地T112井马家沟组岩心样品，运用光学显微镜、扫描电镜及地球化学测试手段展开分析。研究结果显示，马家沟组成烃生物类型多样，纵向分布有差异，主要包括浮游藻类、底栖藻类、动物有机碎屑体和矿物沥青基质；各段成烃生物组合不同，马五段含较多浮游藻类，马四段以底栖藻类为主，马三段有机质多以矿物沥青基质形式存在。地球化学特征表明，马三段和马五段TOC较高，有机碳同位素组成变化小；马三段碳氧同位素整体较轻。综合分析表明马三段和马五段沉积环境有利于成烃生物发育，其TOC高与浮游藻类相关，同时咸化环境、陆源输入和局限海沉积相是马三段和马五段浮游生物发育的主控条件，且该层段无机碳同位素负漂指示马家沟组曾发生大规模生烃作用，表明其碳酸盐岩层系可作为有效烃源供给油气成藏。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同岩相泥质烃源岩品质与含油性特征——以J10025井为例

何晋译, 冷筠滢, 何文军, 李志明, 刘得光, 杨森, 李楚雄

2025, 47(3): 606-620. doi: 10.11781/sysydz2025030606

摘要(250) HTML (100) PDF(34)

摘要:
不同岩相泥质烃源岩品质与含油性特征研究可为揭示页岩油富集规律及预测甜点提供重要依据。选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷J10025井二叠系芦草沟组57块泥岩样品，通过X射线衍射、薄片观察、岩石热解、有机岩石学、镜质体反射率、多温阶热解等综合分析，在岩相划分的基础上，系统研究了不同岩相泥质烃源岩品质与含油性特征。结果表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组主要发育块状长英质泥岩、块状灰质泥岩、块状云质泥岩、纹层状长英质泥岩、纹层状含灰质泥岩、纹层状灰质泥岩和纹层状云质泥岩7类岩相。不同岩相泥质烃源岩品质差异明显，其中块状长英质泥岩和块状灰质泥岩品质较差，块状云质泥岩品质中等，纹层状长英质泥岩品质较好，而纹层状含灰质泥岩、纹层状灰质泥岩和纹层状云质泥岩为优质烃源岩。块状云质泥岩含油性和可动性相对较好，是相对有利的页岩油甜点岩相。J10025井大约在3 500~3 570 m和3 700~3 750 m深度区间存在含油性较好的泥岩，但整体可动性差，制约了泥岩类页岩油甜点的发育。影响泥岩含油性与可动性的主要因素包括生烃能力、排烃效率与TOC含量。游离烃含量明显受控于泥岩的生烃能力，而泥岩普遍发生的高效排烃直接导致游离油含量减少；同时，高TOC含量导致大量吸附油的存在，制约了页岩油的可动性。

准噶尔盆地乌夏断裂带风城1井区油源对比及其地质意义

刘冠伯, 陈世加, 何文军, 张洋洋

2025, 47(3): 621-633. doi: 10.11781/sysydz2025030621

摘要(235) HTML (112) PDF(712)

摘要:
随着准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带常规油气勘探进入后期，近两年来该区下二叠统风城组页岩油勘探取得重大突破。在不断深化研究风城组常规油藏和页岩油藏富集规律的过程中，发现以前对风城1井区油源认识存在不妥之处，之前勘探工作者们认为该井区原油均来自风城组烃源岩。为此，对该区现有探井二叠系烃源岩及原油的各类有机地球化学分析数据开展了系统分析整理，应用油气源对比地球化学理论和石油地质理论，主要利用烃源岩与原油的色谱、色谱—质谱和碳同位素数据，再结合单井模拟烃源岩热演化史结果，重新对比该井区各个出油层系的油源。研究结果发现，下二叠统佳木河组下部灰黑色、黑色泥岩段厚约95 m，沉积环境和母质类型与风城组相似，但前者母质类型相对偏向腐殖型，有机质丰度普遍较高，为一套高成熟偏腐泥型好—优质烃源岩。风城1井风城组一段上部成熟原油源于风城组烃源岩，下部两个油层和风城011井佳木河组油层的高熟原油主要来自佳木河组烃源岩，其次混有少量来自风城组烃源岩的烃类，而非只源于风城组。推测佳木河组烃源岩在空间上有较大分布范围，可为乌夏断裂带常规油气成藏提供一定量的油气资源，故该区应加强佳木河组烃源岩厚度展布研究，从而为寻找新的油气勘探领域提供依据。

定量荧光技术在页岩油储层研究中的应用——以准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组为例

江程舟, 王贵文, 宋连腾, 黄立良, 王松, 张益粼, 黄玉越, 范旭强

2025, 47(3): 634-644. doi: 10.11781/sysydz2025030634

摘要(330) HTML (164) PDF(48)

摘要:
准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层具有源储一体的特征，其形成过程受沉积环境、成岩作用和有机质演化等多种因素的影响，导致其烃源岩性质和储层特征异常复杂。目前，无机矿物发育和有机质演化对储层或赋存页岩油性质所造成的影响尚不明确。针对上述问题，将已经广泛应用于常规储层研究的定量荧光技术，如储层萃取液定量荧光分析技术(QGF-E)和全息扫描荧光技术(TSF)等拓展到陆相页岩油储层研究中。将QGF-E和岩石热解相结合发现，热解参数游离烃(S₁)与QGF-E强度呈正相关，且变化范围较大，说明含油饱和度的大小主要受S₁的控制；TSF分析揭示，在其他检测条件相同的情况下，归一化的TSF光谱最大强度与二维核磁实验结果共同表明，页岩油密度(API)的差异与黏土矿物吸附的含羟基的重质组分密切相关，且黏土矿物含量越高，能够吸附的有机质越多；原油成熟度指标(R₁)进一步说明了原始沉积背景下，生烃母质的差异以及成岩改造后孔隙类型以及结构特征是影响储层中页岩油性质的关键因素。这些研究技术和方法可以作为沟通不同参数之间的“桥梁”，有助于进一步认识页岩油储层特征，为后续非常规油气的勘探开发提供参考。

基于核磁共振的页岩油吸附/游离微观分布定量表征——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例

刘飞, 杜金良, 孙林, 郭睿良, 郝博斐, 刘鹏

2025, 47(3): 645-658. doi: 10.11781/sysydz2025030645

摘要(223) HTML (83) PDF(49)

摘要:
页岩油赋存状态及其可动性定量评价是当前页岩油地质研究的核心和难点问题。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(简称长7段)页岩为研究对象，采用饱和—离心—核磁共振实验方法，结合前人提出的页岩油吸附比例方程，对页岩油吸附/游离含量、比例、微观分布及可动性特征等开展了综合研究。在饱和正十二烷及20 ℃离心温度的条件下，长7段页岩游离/吸附油量平均分别为1.981 4 mg/g和1.548 1 mg/g，吸附油比例平均为0.430 7。页岩油吸附相/游离相平均密度比为1.171 3，吸附相平均密度为0.877 8 cm³/g，平均吸附层厚度为0.980 2 nm。吸附油主要赋存于微小孔(小于100 nm)，游离油在微小、中、大孔中的赋存含量依次减少。高有机质页岩由于生烃增压微裂缝的存在和较不发育的有机质孔使得总体具有较高的游离油量和较低的吸附油量。石英相关孔隙会明显增大孔隙比表面积进而为吸附油提供更多赋存点位，而黏土矿物含量的增加会显著减少游离油赋存的孔隙体积。游离油量(Q_f)与中值离心力(ΔP_L)的比值(Q_f/ΔP_L)是评价页岩油可动性的新型有效参数，该值越高，反映页岩油可动性越好。对于长7段页岩而言，Q_f/ΔP_L=1.339 4 mg/(g·MPa)是页岩油可动性发生显著变化的阈值，大于该值，页岩油可动性明显变好。通过吸附比例方程计算的游离油理论赋存孔径下限介于1.960 4~5.881 2 nm之间，具体大小与孔隙形态有关。

油气勘探领域微米CT实验关键技术探讨及应用

黄向胜, 罗程飞, 张群, 陈金定, 张耀元, 刘晓文

2025, 47(3): 659-670. doi: 10.11781/sysydz2025030659

摘要(597) HTML (197) PDF(146)

摘要:
微米CT技术在油气田勘探与开发过程中已得到广泛应用，但关键控制参数、数据处理方法等环节尚未形成统一的规范，其数据的准确性和可比性仍受到较大影响。为系统研究微米CT实验参数对测试结果的影响，选取南海北部湾盆地和莺歌海盆地的7块典型样品，重点探讨检测分辨率、表征性体积单元大小及数据处理方式对实验结果的影响。研究结果表明：(1)固定的检测分辨率是确保数据可靠性的关键因素，对孔隙结构参数的提取及后续分析影响最为显著，应综合考虑样品尺寸和岩性特征等因素进行优化设置；(2)在表征砂岩样品孔隙度时，较大的体积单元能提高结果的准确性，而在构建孔隙网络模型时，表征性体积单元应不小于600体素×600体素×600体素，以确保网络模型的代表性；(3)采用分区间统计法计算孔隙直径(Φ)的累积体积频率，并绘制孔径分布曲线，同时使用体积法计算平均孔径，可更精确地表征岩石的孔隙结构特征。研究结果不仅为微米CT技术在油气勘探中的测试流程和应用提供了理论支撑，同时也为实验规范的制定提供了参考。

致密储层裂缝气水微观渗流过程研究

侯世伟, 吕寻庆, 孟素云, 张皓, 杜修力

2025, 47(3): 671-679. doi: 10.11781/sysydz2025030671

摘要(172) HTML (86) PDF(32)

摘要:
为研究致密储层裂缝空间内流体的动态渗流机理，基于深度学习分割结果，构建真实储层三维数字岩心裂隙结构。首先评价其连通性，然后模拟单相流渗透率，利用水平集方法耦合N-S方程进行气、水两相流驱替过程研究，并采用有限元方法求解。结果显示：深度学习方法可高效自动分割岩心图像中的裂隙，准确率达85%；连通裂隙对于岩石渗透性有重要作用，流体性质的不同，影响流动压力和速度，进而影响其渗透率。驱替模拟过程中可清晰观察到气、水两相分布特征，随驱替时间变化直至渗流结束，狭窄裂隙通道流体饱和度几乎无变化，是残余气相的主要赋存空间；而连通性相对较好的裂隙成为主渗流通道，其具有宽且笔直的特征，气体采收率趋于稳定。该研究结果对微观条件下致密储层裂缝空间内的气、水两相流动研究具有一定的指导意义。

海上稀疏井网油田储层连通性研究——以北部湾盆地涠西南凹陷A油田涠三段为例

朱金起, 杨朝强, 杨燕, 陈奎, 傅涛

2025, 47(3): 680-692. doi: 10.11781/sysydz2025030680

摘要(169) HTML (78) PDF(19)

摘要:
为解决北部湾盆地涠西南凹陷A油田涠三段注采矛盾突出、剩余油分布复杂且难以动用等问题，通过储层构型界面分级、复合砂体解剖、储层构型单元定量化表征等海上稀疏井网油田储层构型技术体系开展研究，指导A油田储层连通性分析，从而解决A油田涠三段生产难题。垂向上，A油田涠三段不同油组可划分为3~4期单成因砂体；侧向上，综合储层侧向接触模式、砂体侧向规模约束、井震结合研究、生产动态验证，得到不同注采井在同期砂体的储层构型剖面；结合不同油组的沉积微相变化及水下分流河道厚度与宽度之间存在着正相关关系，进一步对A油田涠三段储层构型单元进行了定量化表征。在此基础上，从剖面和平面上分别对A油田主力开发层系W₃Ⅳ_D、W₃Ⅳ_E油组的连通性进行分析。剖面上，W₃Ⅳ_D油组水下分流河道砂体垂向叠置，河道间砂体连续性中等，横向整体连通性较好；平面上，南西物源方向的河道微摆动，规模变化较大，局部发育小规模河口坝，北东物源方向的河道较为顺直，规模变化不大。剖面上，W₃Ⅳ_E油组北部单井垂向上沉积微相及井间砂体厚度变化较快，砂体连续性一般，南部整体呈弱连通状态；平面上，南西物源方向的河道摆动明显，河口坝较发育，北东物源方向的河道较为顺直，间湾较发育。

浅层页岩气井间压窜影响因素与防治优化

江铭, 邹清腾, 肖壮, 汪勇, 葛婧楠, 陈钊

2025, 47(3): 693-704. doi: 10.11781/sysydz2025030693

摘要(226) HTML (60) PDF(28)

摘要:
昭通浅层页岩气田是国内第一个中浅层页岩气开发示范区，主体埋深在1 000~2 200 m，因产建不同步、区域断裂系统发育、水平应力差小等原因，新井压裂过程中频繁出现井间干扰现象，呈现压窜范围广、产量恢复难度大等一系列难题；“压裂井—生产井”之间的压窜主要表现为“响应快、复产难、多频次”的特点，对被压窜井的统计结果来看，投产时间越长的井压窜治理后的恢复程度越低，因此有必要开展井间压窜影响因素分析与防治措施。对昭通浅层页岩气田全部压窜的32井次的工程、地质条件动静态参数进行了梳理，通过训练随机森林模型，评估了地质工程参数对压窜现象的影响程度，明确井间压窜主控因素排序为井间距、施工强度和母井投产时间。结合数值模拟方法，提出了子母井最优井间距为450 m；正交设计模拟结果显示，母井投产后被压窜后总是受到负面干扰，随着投产时间越长，母井受到的干扰比例从6.3%增加到35%；而当母井投产1年内、子母井的井距大于400 m后，子井受到正向干扰，随着井距增大干扰程度变化范围为2.5%~8.6%。提出的井距优化措施支撑了昭通浅层页岩气开发方案的井位部署和压裂参数优化，证明了该研究成果的可能性。

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2025年第47卷第3期

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