石油实验地质

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2025, 47(4): .

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2025, 47(4): 705-719. doi: 10.11781/sysydz2025040705

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南襄盆地泌阳凹陷和南阳凹陷古近系核桃园组页岩层与已突破的东部断陷盆地的页岩层系存在明显的地质差异。目前对该区页岩油地质特征形成机制认识不清，制约了其勘探开发进程。通过岩心、X衍射、薄片、扫描电镜和激光共聚焦等分析手段，系统研究了南襄盆地不同凹陷核桃园组页岩地质特征的差异，并提出下一步勘探建议。南襄盆地核桃园组页岩以纹层状混合质页岩为主，其中泌阳凹陷以纹层状云灰质—长英质混积页岩为主，发育基质型页岩油；南阳凹陷以纹层状长英质—黏土质混合页岩为主，砂岩夹层发育，主要为夹层型页岩油。泌阳凹陷页岩具有常压、中—低演化程度、中—高丰度特征，表现为储集性能中等—好、含油性好、可压性好以及可动性中等；南阳凹陷页岩具有常压、中等演化程度、中—低丰度的特点，储集性能中等、含油性中等—好、可压性及可动性中等。对比研究表明，边界断层及古水深控制不同凹陷湖盆类型；湖盆类型与古沉积环境的协同作用影响了页岩的岩相类型；有机质组分和成烃生物类型控制了页岩丰度。南阳凹陷淡水湖盆中—低丰度夹层型页岩油、泌阳凹陷咸化湖盆常压基质型页岩油均具备良好的成藏条件。针对泌阳凹陷页岩层含油性好、甜点相对集中的特点，建议加强低成本工程工艺攻关，探索夹层型页岩油直斜井效益开发模式；针对南阳凹陷页岩层纵向跨度大、断层复杂的特点，建议采用大斜度井实现纵向多层大规模压裂改造。

渝东南复杂构造区常压页岩气富集机理与评价指标

房大志

2025, 47(4): 720-730. doi: 10.11781/sysydz2025040720

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渝东南复杂构造区常压页岩气广泛分布，资源勘探前景良好，常压页岩气逐渐成为页岩气勘探开发热点领域。该区受多期构造演化作用影响，页岩气保存条件差异较大，页岩储层及气体地球化学特征在不同压力体系下呈现出差异性分布。研究区页岩气烷烃同位素整体上呈现出自盆地边缘向盆外逐渐变重、干燥系数逐渐降低的趋势，指示不同构造区气体保存与逸散情况存在差异。较轻的烷烃气碳同位素和较高的干燥系数指示了更好的页岩气保存条件。综合对比渝东南复杂构造区下志留统龙马溪组页岩气评价的各项指标，发现孔隙度、面孔率、变形指数、含气性等地质静态指标在向斜构造中表现出强非均质性，单井页岩样品间差异显著；烷烃碳同位素、干燥系数、产气量等地质动态指标在不同构造区差异明显。综合页岩储层及气体地球化学特征参数进行评价，平桥、东胜背斜构造区气体保存条件良好，是页岩有利储层及页岩气富集甜点区。

四川盆地南部中三叠统雷口坡组岩相古地理与常规—非常规双领域勘探意义

宋晓波, 陈安清, 苏成鹏, 刘勇, 孙娜, 王泽宇, 李雯, 王宪峰, 黄光辉, 孙诗

2025, 47(4): 731-741. doi: 10.11781/sysydz2025040731

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摘要:
中三叠统雷口坡组是四川盆地油气勘探最早的层系之一，但长期处于小气藏多点开花的勘探局面。近期研究表明雷口坡组发育海相常规与非常规油气藏的双重前景，已有的古地理格局认识难以满足新的勘探需求。以四川盆地南部雷口坡组为研究对象，在详细的野外露头和钻井岩心沉积相分析的基础上，开展了岩相古地理重建和沉积—储层发育模式研究。四川盆地南部中三叠统雷口坡组的沉积环境类型包括台地潮坪、潮缘滩、陆棚海湾、咸化潟湖。海侵期(雷口坡组一段和三段)陆表海相对能量较高，有利于高能滩相和富有机质泥岩或泥灰岩发育；海退期(雷口坡组二段和四段)能量相对较低，有利于白云岩—蒸发岩系发育。川南雷口坡组常规碳酸盐岩储层的发育主要受古地貌格局控制，波浪—潮汐复合作用形成了广泛分布的薄滩相白云岩储层。雷三段沉积期的海侵作用是富有机质泥岩或泥灰岩非常规储层形成的重要影响因素，既改变了原有的古地貌格局，又携带巴东组富有机质碎屑物源进入上扬子克拉通内部，并在后期强烈的蒸发作用下形成具有“盐岩—泥灰岩”旋回的盐间油气藏。四川盆地南部雷口坡组常规—非常规双领域的古地理重建，不仅揭示了雷口坡组海相非常规盐间油气藏的勘探新领域，同时也证实了雷口坡组本身具备发育优质烃源岩的条件。

川东南林滩场五峰组—龙马溪组深层页岩气储层脆性定量评价

冯少柯, 熊亮, 尹帅, 董晓霞, 魏力民

2025, 47(4): 742-753. doi: 10.11781/sysydz2025030742

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摘要:
随着深层页岩气储层岩石塑性的增加，其脆性特征难以通过传统评价方法进行准确表征。以川东南林滩场上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段深层页岩气储层为例，开展页岩样品的三轴岩石力学实验和断裂韧性实验，再结合深度学习对储层脆性进行综合定量评价。岩石力学实验和断裂韧性实验结果表明，随温度和压力的升高，页岩样品杨氏模量、泊松比和抗压强度均有所增加；①号层样品的脆性明显低于③号层样品；脆性较好的页岩样品应力—应变曲线波动特征明显，表现出非线性变形特征，残余应变值较小；页岩样品的断裂韧度与脆性矿物含量关系较为密切，纹层垂直于页理方向的样品Ⅰ型和Ⅱ型断裂韧度值较低。在考虑页岩物质组分特征、三轴岩石力学特征和断裂韧性特征的前提下，以脆性指数B_el和B_mine3、断裂韧性指数I_KIC为数据基础，建立深度学习权重分析模型，累积风险值小于5，模型可靠性较强。根据模型建立综合脆性指数B，与岩心脆性测定值B_S的相关性得到显著提高(R=0.852 7)。脆性定量评价结果对深层页岩储层纵向剖面的脆性特征进行了真实反映，研究区五峰组—龙一段③号层底部和②号层储层脆性较好，断裂韧性指数较小，为后期勘探开发的优选目的层。

四川盆地川中隆起安岳气田震旦系灯影组储层差异性成岩演化

杨程宇, 于博, 张剑锋, 王铁冠, 李美俊, 倪智勇

2025, 47(4): 754-766. doi: 10.11781/sysydz2025040754

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摘要:
四川盆地川中隆起震旦系灯影组白云岩中发育大型原位裂解气藏，研究其沉积和成岩作用对储层的影响可为古老的深层碳酸盐岩储层评价与预测提供重要依据。通过岩心样品的手标本观察、薄片鉴定、阴极发光以及扫描电镜分析，系统研究了灯影组四段白云岩储层的岩性差异、成岩作用类型、成岩序列以及不同岩性对成岩作用过程的约束作用。川中隆起灯影组储层主要岩性为具骨架—填充结构的藻叠层云岩、颗粒云岩和以细粒白云石堆积为主的泥—粉晶云岩；主要的成岩作用类型依次为压实作用、同生—准同生期以及表生期的溶蚀和胶结作用、埋藏期的亮晶胶结作用以及晚期热液作用，油气的充注时间晚于亮晶胶结作用，而油气的裂解与热液作用时期相近。灯影组四段白云岩储层为典型的T型碳酸盐工厂形成的台地藻丘体建造沉积，其中藻叠层云岩和颗粒云岩受到的压实作用较弱，但同生—准同生期以及表生期胶结与溶蚀作用较强。亮晶胶结作用造成孔隙大幅减少，残余粒间孔得以保存至油气充注期，随着晚期热液的侵入，热液矿物和裂解形成的焦沥青又进一步充填了孔隙。泥—粉晶云岩遭受了较强的压实作用，同生—准同生期以及表生期胶结作用较弱，亮晶胶结进一步减少了孔隙，残余孔隙同样保留至液态烃充注，泥—粉晶白云岩中未见明显的热液侵入痕迹，但热液传递的高温仍促使液态烃裂解进而形成了焦沥青。

四川盆地中部天府气区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气储层岩石相类型与演化特征

关旭, 庞小婷, 冉崎, 杨长城, 王小娟, 朱德宇, 潘珂, 李飞, 肖柏夷, 曹斌风

2025, 47(4): 767-780. doi: 10.11781/sysydz2025040767

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摘要:
岩石类型划分对表征致密砂岩储层非均质性和揭示其差异演化过程具有重要意义。以四川盆地中部天府气区中侏罗统沙溪庙组为研究对象，利用岩石薄片、扫描电子显微镜、稳定碳氧同位素等分析测试手段，研究储层岩石相类型及成岩演化过程。天府气区沙溪庙组含气储层在物性、孔隙类型和分布上表现出强非均质性。基于岩石学组分和结构、成岩方式和过程及孔隙结构特征的差异，划分了4种类型的岩石相，包括贫塑性颗粒砂岩、富塑性颗粒砂岩、方解石致密胶结砂岩和浊沸石致密胶结砂岩。在储层演化过程中，贫塑性颗粒砂岩经历了中等压实作用，流体—岩石反应活跃，溶蚀作用强烈，普遍经历了多期溶蚀和胶结作用，是有效的储集岩石相；富塑性颗粒砂岩机械压实强烈，在成岩早期已变得致密，晚期流体活动弱，溶解微弱；方解石致密胶结砂岩和浊沸石致密胶结砂岩中方解石和浊沸石连晶式胶结，早期胶结致密化，晚期流体改造也较弱。沉积物原始组分和结构控制了储层中成岩作用方式和程度的差异。利用岩石相的概念可系统识别影响储层孔隙度和渗透率的关键岩石学参数，将其与测井信息相结合，可有效指导储层属性建模。

鄂尔多斯盆地大牛地气田氦气成藏特征及其贫化主控因素

王杰, 安川, 马亮帮, 姜海健, 张威, 陶成, 王付斌, 董勍伟

2025, 47(4): 781-790. doi: 10.11781/sysydz2025040781

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摘要:
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田和大牛地气田的天然气中发现一定含量的氦气，但大牛地气田氦气平均含量仅为东胜气田的1/4左右，那么在盆地基底和构造背景相似的情况下，究竟是何因素造成二者氦气含量差异如此之大。为此，基于天然气伴生氦气地球化学特征与氦气成藏关键要素的系统分析，发现大牛地古生界天然气中氦气含量介于0.000 1%~0.15%，为低氦—中氦气田；上古生界氦气含量相对较高，纵向上从下往上氦气含量逐渐增加，显示出浅部相对富集的特征。大牛地古生界氦气为典型壳源氦，主要来源于盆地基底的太古宇—中元古界变质岩—花岗岩系，上古生界潜在氦源岩所生成的氦气成藏贡献很小。对比大牛地气田上古生界与东胜气田上古生界氦气的发育地质条件与成藏特征，发现两者基底氦源岩的岩石类型、矿物组成、厚度及U、Th含量均相近，推测基底氦源岩不是造成氦气含量差异如此之大的原因。大牛地仅发育一条二级基底深大断裂，且在燕山—喜马拉雅期活动较弱，造成次一级断裂活动也较弱，氦气由基底氦源岩向上运移以及纵向输导和横向调整都缺乏有效通道；氦气与常规气成藏关键要素组合的时空配置不匹配，氦气仅靠扩散进入大牛地古生界气藏中，造成大牛地气田氦气含量偏低。大牛地气田氦气贫化的主要因素为基底深大断裂及次一级断裂不发育且活动强度弱、氦气与常规气成藏要素组合不匹配、缺乏有效输导体系、氦气运移仅靠浓度扩散。

鄂尔多斯盆地麻黄山西地区三叠系延长组7段页岩油储层特征及控制因素

齐荣, 朱峰, 何发岐, 姜龙燕, 尹超, 邵隆坎

2025, 47(4): 791-804. doi: 10.11781/sysydz2025040791

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摘要:
鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(简称长7段)页岩油资源丰富，但湖盆边缘和湖盆中心页岩油储层特征存在显著差异。目前，湖盆边缘麻黄山西地区页岩油储层研究程度较低，制约了该区页岩油的勘探进展。通过扫描电镜、高压压汞、低场核磁共振、氮气吸附和微米CT等分析手段，结合岩心观察和薄片鉴定等资料，对该区长7段页岩油储层特征进行精细刻画，同时利用碳氧同位素及常量、微量元素分析了优质储层发育机制。结果表明：麻黄山西地区长7段页岩油储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩和泥页岩，长英质和黏土矿物含量较高，长英质矿物普遍达到50%以上；储层储集空间类型多样，不同岩性之间孔隙发育具有差异性，其中细砂岩以粒间孔和黏土矿物晶间孔为主，孔径集中分布于1~2 μm；粉砂岩(主要为泥质粉砂岩) 发育无机孔隙和有机质孔，主孔径分布在3 nm和500 nm附近；泥页岩以有机质黏土复合体孔隙和微裂缝为主，小于10 nm和数十纳米的孔径均有发育。储层物性与孔隙结构分析表明，夹层型细砂岩储层为优质储层类型，成岩压实过程中减孔约26%~33%，其储层砂体中部受成烃流体改造作用显著，现今孔隙度普遍大于5%；而夹层型砂体边缘和纹层型储层因胶结物的大量沉淀，物性相对较差。

塔河地区下奥陶统蓬莱坝组白云岩特征与成因分析

徐勤琪, 彭军, 何成其, 夏金刚, 刘瑞, 黄苇

2025, 47(4): 805-819. doi: 10.11781/sysydz2025040805

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摘要:
下奥陶统蓬莱坝组白云岩是塔河油田油气勘探的重要接替领域，明确白云岩的沉积特征、成因机理对塔河油田的油气勘探与开发具有重要意义。综合岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及地球化学等分析手段，系统研究了塔河油田下奥陶统蓬莱坝组白云岩的地质地球化学特征及成因机制。结果表明：(1)研究区以晶粒白云岩为主，残余颗粒白云岩次之。泥—微晶白云石以他形为主，粉—中晶多呈半自形—自形，中—粗晶以异形为主；残余颗粒白云岩以粉—细晶为主，可见残余内碎屑结构。(2)阴极发光显示：泥—微晶呈暗淡蓝紫或暗褐色光；粉晶为暗淡紫红色；细—中晶具紫色核心、橙红色亮边环带结构；中—粗晶呈紫红与明亮棕红色环带发光。(3)泥—微晶白云岩主要为重稀土富集，δ¹⁸O值波动大，⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值接近早奥陶世海水值，指示高盐度蒸发海水的准同生白云石化作用；残余颗粒白云岩主要为残余内碎屑结构，属埋藏云化成因；粉晶白云岩、细—中晶白云岩稀土元素(REE)配分模式与同期泥晶灰岩类似，重稀土富集，δ¹⁸O值跨度较大，⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值部分高于同期海水锶同位素值，为浅—中埋藏云化叠加热液改造的产物；中—粗晶白云岩轻稀土相对富集，δ¹⁸O值偏负，⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值高于同期海水值，属碎屑岩层热液交代成因。

基于化学计量法的渤海海域庙西地区原油类型划分及油源鉴别

唐友军, 付天意, 杨海风, 王飞龙, 汤国民, 孙鹏

2025, 47(4): 820-834. doi: 10.11781/sysydz2025040820

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摘要:
渤海海域庙西地区原油类型复杂，油源及成因类型不清，多元统计分析可以综合考察多种关联数据间的交叉关系, 尤其适合于大规模数据收集的数据挖掘和区域性的油—油(源)分析。利用生物标志物指标参数体系，采用国际上常用的层次聚类分析(HCA)和主成分分析(PCA)，对渤海海域庙西地区多个层位的原油进行了油—油(源)对比。庙西地区存在3种类型原油：Ⅰ类原油成熟度较低，低的C₂₃TT/C₃₀H比值反映可能源自淡水湖泊，处于还原环境且有充足的陆源有机质输入，其与黄河口东洼沙一、二段烃源岩具有良好的相关性；Ⅱ类原油处于成熟阶段，C₂₃TT/C₃₀H和G/C₃₀H比值低于Ⅰ类原油，但Pr/Ph、甾烷/藿烷、C₁₉TT/C₂₃TT比值略高于Ⅰ类原油，表明原油可能源自淡水湖泊环境，陆源有机质输入，推断其源于沙三段烃源岩，黄河口东洼与庙西南洼烃源岩对Ⅱ类原油均有贡献；Ⅲ类原油处于成熟阶段，ETR[(C₂₈TT+C₂₉TT)/(C₂₈TT+C₂₉TT+Ts)]、G/C₃₀H、C₂₃TT/C₂₁TT、Pr/Ph和C₂₃TT/C₃₀H、C₂₄Te/C₂₆TT、规则甾烷C₂₇/C₂₉、4-甲基甾烷/C₂₉规则甾烷参数分布范围较为广泛，反映出油源岩的沉积环境和有机质输入的类型具有较大的异向性，推断其可能为沙三段、沙四段烃源岩的混源油。利用交替最小二乘法计算显示，Ⅲ类原油主要来源于沙四段烃源岩，贡献率为85%~93%，沙三段的贡献率仅为7%~15%。

珠江口盆地白云凹陷始新统不同岩性烃源岩有机质特征及其油气地质意义

陈玥, 朱晓军, 张丽丽, 向绪洪, 曾翔, 朱伟林

2025, 47(4): 835-846. doi: 10.11781/sysydz2025040835

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珠江口盆地珠二坳陷深水区白云凹陷发育泥岩、碳质泥岩和煤3类烃源岩。现有研究缺乏充分的实验数据支撑，难以准确评估不同岩性烃源岩生烃潜力差异及区域资源潜力。为厘清白云凹陷始新统烃源岩的岩性特征及生烃潜力，综合运用岩石薄片鉴定、X射线衍射分析、孢粉相识别及有机地球化学分析等手段，系统开展了岩性划分、有机质组成解析和生烃潜力评估。白云凹陷始新统烃源岩矿物成分和有机质组成差异大，沉积构造多样。按照总有机碳含量和矿物成分特征，凹陷内烃源岩可分为富砂泥岩、含砂泥岩、碳质泥岩和煤。不同岩性烃源岩特征差异大：含砂泥岩主要为块状构造，有机质丰度较高，以煤质有机质为主，含有一定量的无定形有机质，为偏腐泥型烃源岩，生烃潜力相对较大，倾向于生油；富砂泥岩主要为含碎屑块状构造，有机质丰度较低，以煤质和孢质为主，为偏腐殖型烃源岩，生烃潜力相对小于含砂泥岩，倾向于生气；碳质泥岩和煤分别以断续纹层状和纹层状构造为主，二者有机质丰度高，以煤质、木质和壳质有机质为主，为偏腐殖型烃源岩，倾向于生气。富砂泥岩主要分布于始新统恩平组和文昌组沉积期的凹陷东部和南部，含砂泥岩主要分布于恩平组和文昌组沉积期的凹陷东部，碳质泥岩和煤主要分布于下文昌组和恩平组沉积期的凹陷南部。

页岩层层内烃类微运移地球化学效应——以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段Ⅲ号砂层组5号页岩层为例

张冬梅, 李水福, 张延延, 苏鹏, 周畅然

2025, 47(4): 847-856. doi: 10.11781/sysydz2025040847

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摘要:
烃源岩层内烃类微运移是页岩油富集的重要途径，所产生的地球化学效应是其发生的有力证据。为了证实南襄盆地泌阳凹陷深凹区烃类微运移存在，研究页岩油富集机理，以泌页1井和程2井核桃园组三段上亚段Ⅲ号砂层组5号页岩层为研究对象，运用岩石热解、抽提色层、色谱—质谱等地球化学分析手段，以及岩石薄片观察等技术，揭示了研究区页岩层内烃类微运移的存在及其所产生的地球化学效应。结果表明：根据热释烃(S₁)含量与总有机碳(TOC)含量关系，将研究区页岩层内烃类微运移划分为弱排烃(Ⅰ类)、强排烃(Ⅱ类)和外来烃(Ⅲ类)三种情况，并定量计算出相应的排烃强度；三类烃类微运移的地球化学特征：Ⅲ类样品饱芳比最高，Ⅱ类样品饱芳比最小，Ⅰ类样品介于两者之间；正构烷烃nC₁₉与甲基菲比值出现相似的规律。另外，岩石薄片观察进一步证实：Ⅲ类样品具有较多的储集空间，外来烃可进入赋存；Ⅱ类样品裂缝发育，油气可顺畅排出；Ⅰ类样品的孔喉半径小、渗透率低、毛细管阻力大且裂缝不发育，其排烃不畅，这与其产生的地球化学效应相吻合。

海陆过渡相页岩地球化学及生烃演化特征——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区下二叠统山西组为例

张洋洋, 李勇, 张雪莹, 罗力元, 何清波, 李树新, 刘向君, 李翔, 李星涛, 杨强, 陈世加, 路俊刚, 张楠, 刘喆, 余锐阳, 马海川

2025, 47(4): 857-871. doi: 10.11781/sysydz2025040857

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摘要:
为明确海陆过渡相页岩地球化学和生烃演化特征，以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区下二叠统山西组页岩为研究对象，通过总有机碳(TOC)、岩石热解、干酪根碳同位素、有机显微组分、古生物、镜质体反射率(R_o)、生烃热模拟等分析测试，开展了山西组页岩矿物组成、成烃母质、生烃潜力、生烃动力学过程和累计产气率计算模型等研究。研究结果表明：(1)大宁—吉县地区山西组页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主，平均TOC含量为4.06%，有机显微组分以腐殖无定形体和镜质组为主，平均R_o为2.61%，整体上表现为高有机质丰度、腐殖型有机质、过成熟演化阶段的特征，具有较高的生气潜力。(2)封闭体系下，山西组页岩气态烃C₁和C_1-5最大产率分别为138.74和139.22 mg/g；半封闭体系下，山西组页岩气态烃C₁和C_1-5的最大产率分别为86.51和102.59 mg/g，远低于封闭条件下气态烃最大产率。(3)山西组页岩气态烃产物C₁和C_1-5的活化能均出现了两个明显的高峰，分别代表了干酪根降解和重烃二次裂解，C₁活化能两个高峰分别为56 kcal/mol(26.53%)和61 kcal/mol(30.10%)，频率因子为2.0×10¹¹ S^-1，C_1-5活化能两个高峰分别为56 kcal/mol(28.45%)和61 kcal/mol(19.18%)，频率因子为2.2×10¹¹ S^-1。(4)山西组海陆过渡相页岩累积产气率与R_o的变化趋势具有y=1/(1+e^-x)的函数特征，并建立了两种体系下的累计产气率计算模型。研究成果为海陆过渡相页岩气资源量计算和有利区预测提供了重要的理论支持。

“核磁+”页岩油实验技术体系及应用

石玉江, 张哲豪, 赵建斌, 罗燕颖, 万金彬, 贺国芬, 张陈珺, 胡祖志

2025, 47(4): 872-881. doi: 10.11781/sysydz2025040872

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摘要:
为准确获取页岩油孔隙度、含油饱和度、可动油饱和度等储层评价关键参数，以岩心核磁共振为基础，结合氦气法、重水抑制法、多温阶加热法联测实验，建立了“核磁+”页岩油实验技术体系，实现一套实验流程、多岩石物理参数的获取。“核磁+氦气”通过测试岩心赋存及逸散流体含量，获取总孔隙度；“核磁+重水抑制”基于重水抑制及毛管渗吸原理，明确二维核磁图谱不同流体分布及含量，获取含油饱和度；“核磁+多温阶加热”基于加热前、后不同状态二维核磁分布，明确重质烃流动起始温度点及油气逸散量，获取可动油饱和度。应用该技术体系，对鄂尔多斯盆地陇东地区X井三叠系延长组长7₃段(2 285.26 m)新鲜富有机质页岩样品进行测试，明确总孔隙度为5.5%，含油饱和度为53.66%，可动油饱和度为42.68%；同时基于实验结果，计算该段储层核磁测井可动孔隙度T₂截止值为4 ms。“核磁+”页岩油实验技术体系的建立和应用，丰富了室内实验室获取岩心孔隙度、饱和度的手段与方法。

基于CT扫描与图像处理技术的岩心多尺度裂缝提取方法

吴丰, 陈学武, 赵辉, 石祥超, 刘建锋

2025, 47(4): 882-894. doi: 10.11781/sysydz2025040882

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摘要:
裂缝广泛存在于各类岩石中，其特征对于储层评价、油气藏开发和地质灾害预测等领域具有重要意义。现有基于图像处理的裂缝提取技术在微裂缝识别、裂缝细节特征提取、裂缝与孔隙区分等方面存在明显不足。提出了一种多尺度裂缝滤波核叠加降噪方法，采用多个滤波核叠加对岩心CT扫描图像进行滤波降噪，再将滤波结果叠加；提出了一种多尺度信息增强裂缝分割方法，将阈值分割、顶帽分割等图像分割方法与边缘增强技术相结合，以增强微裂缝信息，并针对不同尺度裂缝采取不同的分割策略；分析了图像分割三维体的长度、宽度、表面积、体积、形状因子、平整度和伸长率等形态参数之间的关系。研究结果表明，多尺度裂缝滤波核叠加降噪方法显著降低了岩心CT扫描图像噪声干扰，精准地保留了裂缝细节特征；多尺度信息增强裂缝分割方法提高了多尺度裂缝的提取精确度和稳定性；裂缝形态参数图版能剔除与裂缝相似的孔隙、特殊矿物边界等非裂缝，最终实现多尺度裂缝的准确提取。

非热成熟度因素对高—过成熟页岩激光拉曼光谱的影响——以四川盆地南部下古生界海相页岩为例

张鸿飞, 焦堃, 王佳玉, 许宁, 马丽君, 刘岚锋, 吴赟骏, 邓宾, 吴娟, 叶玥豪, 管全中, 王周祥昕, 张丛科

2025, 47(4): 895-903. doi: 10.11781/sysydz2025040895

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摘要:
激光拉曼光谱技术因其样品制备过程简单、测试便捷及具备无损分析等优势，在古老海相页岩热成熟度评价领域的应用日益广泛。目前，国内外研究主要聚焦于激光拉曼相关参数对热成熟度变化的响应，而对于非热成熟度因素(如谱图处理、样品预处理、激光波长设置等)对实验精度影响的研究相对匮乏且认识不一。采用激光拉曼光谱技术对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组及下寒武统筇竹寺组高—过成熟黑色页岩进行系统对比分析，重点探讨非热成熟度因素对激光拉曼光谱峰间距(RBS)、半峰宽(FWHM)、峰强比(I_D/I_G)等参数的影响，主要获得如下认识：(1)在图谱处理方法方面，双峰拟合较五峰拟合的不确定性更小、处理效率更高，更契合高—过成熟页岩热成熟度测试的需求，适用于筇竹寺组页岩拉曼谱图处理；(2)在参数选择方面，位置参数(W_D、W_G、RBS)经分峰拟合后，热成熟度差异小于2%，稳定性较高，而峰形参数(I_D/I_G、FWHM-D、FWHM-G)中的I_D/I_G受分峰拟合影响较小且样品间区分度高，建议在热成熟度相关性研究中优先选用位置参数RBS与峰形参数I_D/I_G；(3)在样品预处理方面，抛光处理对五峰组—龙马溪组高—过成熟黑色页岩拉曼参数的影响整体小于3%，但为确保能够准确定位黑色页岩中的分散有机质，建议在实验前对样品进行抛光处理。

全直径岩心核磁扫描数据超分辨率重建技术——一种基于全局非负最小二乘的方法

马莹颖, 彭泽波, 陈敬智, 吴飞, 聂昕, 廖中枢, 张宫

2025, 47(4): 904-912. doi: 10.11781/sysydz2025040904

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摘要:
全直径岩心核磁共振扫描技术是非常规油气勘探中重要的探测分析技术之一，可以得到连续高分辨的钻井岩心孔隙度、渗透率及流体饱和度等信息。但由于其测量敏感区较大，不同位置信号混叠在一起，测量结果纵向分辨率远低于仪器采样的分辨率，无法满足薄互层储层对纵向分辨率的要求。为提高全直径岩心核磁共振测量结果的纵向分辨率，将测量数据作为仪器敏感区函数和岩心真实信号的卷积，并通过全局非负最小二乘的方法实现原始信号的高分辨率重建，无需改变现有仪器结构和测量模式。通过数值模拟、物理实验和实测数据分析验证了该方法的可行性，实际资料应用表明，高分辨率处理后的核磁共振测井孔隙度与气测孔隙度符合率更高，该方法能够显著提高全直径岩心核磁测量结果的纵向分辨率，可以为薄互层储层带来更好的探测效果。

考虑微观特征的低渗油藏注气能力研究

马勇新, 张乔良, 朱金起, 马帅, 王鑫, 朱润华

2025, 47(4): 913-920. doi: 10.11781/sysydz2025040913

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摘要:
注气是提高低渗油藏采收率的重要手段，但现有注气能力的评价方法未充分考虑微观孔隙特征的影响，为此以北部湾盆地涠洲B油田中块3井区渐新统涠洲组四段的低渗储层为研究对象，综合考虑微观孔喉结构特征(如分形维数、喉道半径、曲折度等)和束缚水膜厚度的影响，建立了基于静态测井渗透率动态校正的气相有效渗透率评价模型，同时结合岩心多倍气驱实验确定评价模型的精度，协同分析了微观特征因素影响下的注气渗流规律。研究结果表明，低渗油藏的注气能力呈现3种演化阶段：注气初期(0~100 PV)气体优先驱替较大孔隙原油，使束缚水饱和度快速下降，气相渗透率跃升显著提升气驱效率；注气中期(100~1 200 PV)气相有效渗透率呈线性增长，束缚水因微喉道毛管力限制进入平稳期；注气后期(>1 200 PV)气体开始突破微孔隙水膜，使束缚水饱和度缓慢降低，但受储层亲水性与非均质性影响，导致残余油滞留形成孤立相，气相渗透率及驱油效率(极限52%)趋于稳定，油藏开发潜力受限。根据涠洲B油田实例井证明，注气初期提升注入压力可有效改善吸气指数，而后期需控制注气量以避免非均质储层中油相孤立化及生产井含水上升，保证油相析出，从而提高油藏整体气驱效率。

鄂尔多斯盆地临兴区块不同叠置模式深部煤系储层动用策略研究

孙立春, 刘佳, 李新泽, 孙乐, 房茂军, 李娜, 樊伟鹏

2025, 47(4): 921-929. doi: 10.11781/sysydz2025040921

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摘要:
鄂尔多斯盆地临兴区块已进入致密气、煤层气协同开发阶段，致密砂岩与煤层的叠置模式直接影响开发方式。通过对叠置关系的研究，并从临兴区块不同开发方式生产动态出发，进行深部煤系储层动用策略研究。基于致密砂岩与煤层发育沉积特征和相对位置关系，临兴区块砂煤叠置模式主要包括砂煤互层型和上砂下煤型。对比不同叠置模式下的开发现状，水平井是深层煤层气单独开发时的首选井型，煤层气与致密气两气合采井初期产气能力高于单采煤层直井定向井。进一步建立了以经济效益为优化目标的不同叠置模式下深层煤系储层动用策略优选图版：当煤层丰度小于1.1×10⁸ m³/km²、且致密气层为一类或二类气层时，采用两气合采方式进行开发；当煤层丰度介于(1.1~1.5)×10⁸ m³/km²时，若致密气层不发育，采用水平井单独动用煤层，若致密气层为一类或二类气层时，则采用致密气—煤层气两气合采方式进行开发；当煤层丰度大于1.5×10⁸ m³/km²时，若致密气层不发育或为二类、三类气层，采用水平井单独动用煤，若致密气层为一类气层，则采用致密气、煤层气单独开发方式进行开发。该研究为临兴区块及相似区块等深层煤层气资源两气协同高效开发提供技术支撑。

准噶尔盆地永进油田原油中沥青质固相析出影响机理研究

杨阳, 张东晓, 王昊, 伦增珉, 高志卫, 王锐, 胡伟

2025, 47(4): 930-940. doi: 10.11781/sysydz2025040930

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摘要:
在油藏开发过程中常见固态沥青质析出和沉积导致的储层伤害，及生产井堵塞问题，严重影响原油开采，降低开发经济效益。沥青质的固相析出与原油本身性质及温度/压力条件有关，是涉及气—液—固三相复杂相态的热力学问题。研究永进油田原油中沥青质的固相析出规律及其影响机理，可为合理避免开发过程中的沥青质沉积提供理论支撑。以永进油田高含沥青质原油为对象，通过原油组分分析、PVT高压物性分析、注气及沥青质固相析出实验，揭示了不同条件下的沥青质析出规律。基于立方体状态方程耦合缔合理论(CPA)，建立了油—气—沥青质三相相平衡计算模型，拟合了实验结果，进一步模拟了复杂条件下的沥青质析出规律，明确了流体组成、温度、压力及生产井工作制度对于沥青质固相析出的影响和机理。研究结果表明：流体组成和温度/压力条件分别是影响体系中沥青质析出的内在因素和外部条件，相似相容原理可以充分地解释沥青质的复杂相态变化机理；注气后改变了流体组成，对原油和沥青质相态的影响主要由注入气与原油的混相能力和对中间组分的萃取抽提能力决定；生产井工作制度则通过控制原油流动过程中的温度和压力变化从而影响沥青质的析出，决定了析出点的位置，对沥青质沉积堵塞风险的评价需要进一步结合油藏条件、井身结构和生产动态进行综合分析。

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