石油天然气工程

吕延防，黄劲松，付广，等

砂泥岩薄互层段中断层封闭性的定量研究

吕延防，黄劲松，付广，等

目的意义：中国的沉积盆地绝大多数为砂泥岩薄互层建造，本文提出了砂泥岩薄互层段中断层封闭性的定量评价方法，对正确认识砂泥岩薄互层段内的油气运移与聚集规律以及对断层圈闭的钻探风险评价具有十分重要意义。思路和方法：断层封闭性的本质因素是断层岩与目的盘储层的排替压力差，只有当断层岩的排替压力大于储层的排替压力时，断层才具备封闭油气的能力，其差值越大，封闭能力越强，差值越小，封闭能力越弱，差值等于或小于零时，断层便开启。评价断层封闭性的实质是计算断层岩的排替压力，断层岩的排替压力取决于断层岩泥质含量和断层岩的成岩程度。断层岩的泥质含量取决于断层所错断地层泥岩层的累计厚度。断层岩的成岩程度主要受控于断层岩所受的断面正压力的大小。将沿断层面分布的断层岩视为正常沉积的地层，假设组成断层岩的岩屑颗粒和泥质成分在断层岩中均匀分布，其在泥质含量与正常沉积地层的泥质含量相同的情况下，承受相同地静压力的断层岩和正常沉积地层岩石有着相同的成岩程度，那么，该断层岩的排替压力与正常沉积地层岩石的排替压力近似相等。这样，只要能计算出与该断层岩有相同泥质含量和承受相同地静压力的沉积地层岩石的排替压力，便可知道了该断层岩的排替压力，断点处的断层封闭性便可定量取得。（1）不同泥质含量地层排替压力与埋深关系的确定。选取工区不同埋深处纯泥岩和纯砂岩样，实测其排替压力并做该两类岩性的排替压力与埋深关系图，其他泥质含量岩石的排替压力采用内插法计算求得，形成不同泥质含量岩石排替压力与埋深变化关系图。（2）断点处断层岩排替压力的求取。设Pr为断点处断面正压力，断点以上地层的平均岩石密度为，断层倾角为，断点埋深为z，根据Pr＝ρzcosθ求得断面正压力Pr，将其代入Pr＝z1中求得该压力对应的地层埋深z1。根据Yielding提出的SGR法计算出断层岩的泥质含量，从不同泥质含量岩石排替压力与埋深变化关系图中便可查得该泥质含量的断层岩在深度z处的排替压力值P1。（3）断层封闭性的定量评价。根据上述步骤求得断层岩排替压力P1，再根据研究点对置储层的泥质含量，由上述步骤求取储层岩石的排替压力P2，比较P1与P2的相对大小，如果P1＞P2，断层具备封闭能力。其封闭能力的大小取决于P1与P2之差的大小，差值越大，封闭能力越强，否则亦然。所能封闭的烃柱高度可用公式Hh＝（P1－P2）/（ρw－ρh）×103求得。式中：Hh为断层岩所能封闭的烃柱高度，m；ρw、ρh分别为水和烃的密度，g/cm3；g为重力加速度。结果：利用上述方法定量评价海拉尔盆地B29号断层在南屯组的封闭能力，发现该断层的断层岩与储层的排替压力差很小，最大值仅为0.37 MPa，断层封闭能力很弱，仅对4层储层具封闭能力。预测结果与开发井揭示的实际完全符合。结论：断层对油气起封闭作用的关键是断层岩排替压力大于目的盘储层排替压力。断层岩的排替压力取决于其泥质含量和成岩程度，将断层岩的泥质含量和所受正岩压力大小与正常沉积地层岩石类比分析计算，可以通过求取地层岩石的排替压力达到定量评价断层封闭性的目的。实际应用证实，预测结果与实际吻合，表明研究思路正确，方法可行。

来源出版物：石油学报, 2009, 30(6): 824-829

入选年份：2014

断裂系统对碳酸盐岩有效储层的控制及其成藏规律

苏劲，张水昌，杨海军，等

摘要：目的：中国海相叠合盆地普遍经历了多期构造运动，下伏碳酸盐岩地层发育裂缝型与风化壳两类主要储集体，断裂系统是影响碳酸盐岩有效储层发育的重要因素。在克拉通盆地内部，裂谷边界和古隆起多形成基底断裂和转换型断裂，这些断裂多期交错改造，形成裂缝-溶蚀型碳酸盐岩储层，尤其断层端点向上的传播将形成大型褶皱或前翼单斜，常形成大型含油气圈闭。深入研究断裂系统对碳酸盐岩储层形成的控制机制及其石油地质特征，有助于降低碳酸盐岩勘探风险，为制定油气田的开发方案提供依据。方法：古生界碳酸盐岩地层是我国油气勘探的重要层系之一，断裂性质和活动期次与碳酸盐岩有效储层的形成和保存，以及次生孔-缝-洞的演化有密切的关系。文章通过地震和钻井资料恢复油气成藏过程，根据不同断裂系统的性质和活动期次对碳酸盐岩储层裂缝演化和诱发溶蚀的影响机制，研究了四类断裂系统对碳酸盐岩有效储层形成的控制作用：（1）断层性质反转对碳酸盐岩储层形成和油气成藏的影响；（2）断层相关褶皱形成不同的碳酸盐岩储层和油藏类型；（3）多期、多类型断层叠加作用影响碳酸盐岩储层演化及其石油地质特征；（4）断裂导致热液蚀变与优化储层性能，及其油气成藏过程。结果：（1）断层正向活动时发育岩溶或裂缝型碳酸盐岩储层，负向活动时促使烃源岩深埋生烃，断层开启输导油气，断层性质的相互转化常形成不同时期的碳酸盐岩储层发育和成藏组合；断裂系统的活动既可以改善碳酸盐岩储层的连通性和渗透性，又可以形成油气运移的输导条件，也会影响流体的活动，包括大气淡水的溶蚀，地层水和深层热液等对碳酸盐岩的改造作用。因此，断裂系统主要通过断层性质、构造样式和流体活动控制碳酸盐岩储层形成和油气成藏规律。（2）断层相关褶皱有利于形成早期充注早期成藏的内幕型背斜古油气藏。受断裂、褶皱双重作用的潜山轴部和逆断层上盘牵引背斜的隆张部位，有利于形成风化壳面以下的碳酸盐岩储层，常匹配烃源岩晚期生烃，形成“新生古储”的油气藏。（3）多类型和多期次断层叠加作用对碳酸盐岩（尤其对原生孔隙不发育的碳酸盐岩）储层性能的改造溶蚀主要表现在风化壳岩溶和层间岩溶两个方面。多期断裂在平面上交错分布控制了风化壳水系的发育，沿断裂带形成孔洞发育带，钻井过程常发生井漏和钻时加快现象。垂向上叠置的多期次断裂，控制区带的构造性质和形态，最终决定了碳酸盐岩层间储层的发育类型和保存状态。（4）构造热液活动是内幕型储层发育的重要途径。断裂的上升盘是白云岩化碳酸盐岩储层发育的有利区域，低温热液溶蚀碳酸盐岩作用发生在断层的外沿。断层转换带-破碎带发育流体上涌耦合作用，形成地震泵吸效应运输流体，这可能导致流体幕式运移。结论：研究揭示了断裂拉张与挤压变形的相对时间控制了成烃、成储和成藏的先后阶段，负反转构造理想的条件是早期挤压主要形成裂缝型储层，反转之后发育大规模油气生成和侧向运移；断层正反转，烃源岩和碳酸盐岩储层上下叠置，阶段生烃垂向运移，有利于油气晚期成藏和保存；断层相关褶皱有利于碳酸盐岩地层形成内幕型背斜油气藏；针对不同类型和多期次叠加断裂系统控制碳酸盐储层形成、保存及其成藏特征，分析得出断层富集带、多期断裂的垂向叠置、岩溶缓坡地貌以及构造热液的上升盘有利于形成碳酸盐岩有效储层和相关的油气聚集。

来源出版物：石油学报, 2010, 31(2): 196-203

入选年份：2014

鄂尔多斯盆地准连续型低渗透-致密砂岩大油田成藏模式

赵靖舟，白玉彬，曹青，等

摘要：目的：本文旨在探讨致密油的定义，重新认识鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏的成藏模式。方法：以鄂尔多斯盆地具有代表性的致密油油藏（田）为重点，采用石油地质综合研究方法，对各典型致密油藏（田）的基本特征、成藏机理、成藏条件和分布规律进行深入系统研究，在此基础上总结出鄂尔多斯盆地致密油藏的成藏模式。结果：文中将致密油藏定义为储层致密、只有经过大型压裂改造等特殊措施才可以获得经济产量的烃源岩外油藏，其绝对渗透率约小于2×10－3μm2，孔隙度约小于12%。以往普遍认为，致密油藏属于连续型油气聚集，为非常规油气之一类。研究表明，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡三叠系延长组中、下组合主要为致密和近致密砂岩油藏，其成藏模式既非以往认为的典型的常规岩性油藏，又非典型的连续型非常规油藏，而是介于常规与非常规油藏或连续与不连续型油气聚集之间的一种过渡类型，文中称之为准连续型油藏或油气聚集。它主要具有以下成藏特征：（1）油藏大面积准连续分布，无明确边界；（2）大面积生烃，高强度充注；（3）储层物性差，非均质性强；（4）圈闭介于常规圈闭与无圈闭之间，为非常规圈闭；（5）油、水分异差，无明显边、底水；（6）油藏压力系统复杂，且多具负压异常；（7）油气运移聚集主要为非浮力驱动，近距离运移成藏；（8）油藏形成和分布主要受烃源和储层控制，构造影响小；（9）保存条件好，油藏变化小；（10）资源丰富，勘探开发潜力大。准连续型致密砂岩油藏成藏模式的提出，预示着这类油藏具有较大的勘探潜力，但传统的地质研究和勘探思路需要作出相应的调整。结论：鄂尔多斯盆地三叠系延长组中、下组合的致密砂岩和部分近致密砂岩（低渗透砂岩）油藏并非以往普遍认为的常规意义上的岩性油藏，也非典型的连续型非常规油藏，而是介于常规油藏与非常规油藏或不连续与连续型油藏之间的一种过渡类型，称之为准连续型油气聚集。控制鄂尔多斯盆地准连续型致密砂岩大油田形成和分布的主要因素是烃源和储层条件，其次是盖层条件。其中，烃源条件是控制鄂尔多斯盆地致密砂岩大油田形成和分布最主要的因素。受其控制，中生界油田主要分布于盆地南部（定边—靖边—子洲以南）长7和长9烃源岩分布区及其附近。准连续型致密砂岩成藏模式的提出，预示着鄂尔多斯盆地中生界石油资源丰富，勘探开发潜力较大。但另一方面，准连续型成藏模式的提出，也意味着传统的常规油气地质学研究思路及勘探对策在鄂尔多斯盆地并不完全适用，新的地质研究和勘探思路应该汲取非常规油气的思路和方法。

来源出版物：石油与天然气地质, 2012, 33(6): 811-827

入选年份：2014

中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景

贾承造，邹才能，李建忠，等

摘要：目的：致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集，是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点。目前中国致密油的勘探开发和相关研究仍处于准备阶段，总体勘探程度与地质认识程度低，在致密油基础地质理论、致密油评价标准、控制因素、资源潜力及勘探方向等方面仍然存在很多难题。本文依据各探区致密油勘探最新进展，提出了致密油评价标准，对致密油类型进行了划分，阐述了中国致密油的基本地质特征，并对致密油资源前景进行初步评价和预测，旨在推动中国致密油勘探，促进致密油地质研究持续深入。方法：建立了中国致密油的定义参数标准。一般来说，致密油具有4个明显的标志：（1）大面积分布的致密储层（孔隙度φ＜10%、基质覆压渗透率K＜0.1 mD、孔喉直径drt＜1 μm）；（2）广覆式分布的成熟优质生油层（Ⅰ型或Ⅱ干酪根、平均TOC＞1%、Ro为0.6%～1.3%）；（3）连续性分布的致密储层与生油岩紧密接触的共生关系，无明显圈闭边界，无油“藏”的概念；（4）致密储层内原油密度一般大于40°；API或小于0.8251 g/cm3，油质较轻。根据孔隙度大小将致密油储层划分为I类、II类、Ⅲ类，Ⅰ类储层的孔隙度7%～10%，Ⅱ类4%～7%，Ⅲ类小于4%。结果：（1）中国的致密油主要分布在陆相湖盆沉积体系内，以中生代、新生代沉积为主，总体表现为以下特征：（1）中国陆相盆地类型主要包括断陷、坳陷、前陆等，发育多个生油凹陷，为致密油形成创造了有利条件。（2）存在多套优质烃源岩，有机质丰度高，处于生油演化阶段，其中最有利于形成致密油的生油岩一般TOC大于1%，Ro介于0.9%～1.3%；气/油比高，易于形成高产。（3）致密储层分为碳酸盐岩和砂岩2大类，岩性多样，其中砂岩横向变化大，部分薄互层，碳酸盐岩厚度相对较大。（4）中国致密油区分布面积、规模相对较小，一般单个面积小于2000 km2。（5）晚期构造变动复杂，对致密油的保存有一定影响。（2）从湖盆类型和沉积环境来看，中国与主力生油岩构成紧密接触关系的致密储层主要包括3种成因类型：（1）与湖泊咸化作用相关的咸化湖泊碳酸盐沉积环境。该类环境优质烃源岩与碳酸盐富集层或膏盐层呈互层分布，咸化湖泊碳酸盐岩夹持在半深湖-深湖相暗色泥页岩中，致密油成藏条件优越。（2）深湖水下前三角洲沉积环境。该类环境在满足优质泥质烃源岩沉积的同时，接受三角洲前缘输送的薄层粉细砂岩沉积，从而形成优质烃源岩与薄层粉细砂岩互层或紧邻、源-储紧密接触的致密层段。（3）深湖凹陷或斜坡部位受扰动而出现的重力流沉积环境。该类环境本身处于生烃凹陷中心部位，重力流沉积体与烃源岩直接接触。（3）依据三种成因类型的致密储层及致密油体系的地质特点，将中国致密油划分为3种类型：（1）湖相碳酸盐岩致密油。致密储层为白云岩、白云石化岩类、介壳灰岩、藻灰岩和泥质灰岩等。（2）深湖水下三角洲砂岩致密油。致密储层主要为三角洲前缘和前三角洲形成的砂-泥薄互层沉积体。（3）深湖重力流砂岩致密油。致密储层主要为砂质碎屑流和浊流形成的以砂质为主的丘状混合沉积体。结论：初步评价中国致密油资源潜力。致密油在中国勘探前景广阔，已在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾和四川等盆地获得工业发现，本文采用资源丰度类比法预测中国重点盆地致密油地质资源量（106.7～111.5）×108t。致密油是非常现实的石油接替资源，通过进一步加大勘探开发力度和技术应用，致密油将为中国原油产量的发展发挥重要作用。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6-长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、松辽盆地白垩系青山口组-泉头组、渤海湾盆地古近系沙河街组和四川盆地中-下侏罗统等层系是中国现实的致密油勘探领域。

来源出版物：石油学报, 2012, 33(3): 343-350

入选年份：2014