石油天然氣工程

呂延防，黃勁松，付廣，等

砂泥巖薄互層段中斷層封閉性的定量研究

呂延防，黃勁松，付廣，等

目的意義：中國的沉積盆地絕大多數為砂泥巖薄互層建造，本文提出了砂泥巖薄互層段中斷層封閉性的定量評價方法，對正確認識砂泥巖薄互層段內的油氣運移與聚集規律以及對斷層圈閉的鉆探風險評價具有十分重要意義。思路和方法：斷層封閉性的本質因素是斷層巖與目的盤儲層的排替壓力差，只有當斷層巖的排替壓力大于儲層的排替壓力時，斷層才具備封閉油氣的能力，其差值越大，封閉能力越強，差值越小，封閉能力越弱，差值等于或小于零時，斷層便開啟。評價斷層封閉性的實質是計算斷層巖的排替壓力，斷層巖的排替壓力取決于斷層巖泥質含量和斷層巖的成巖程度。斷層巖的泥質含量取決于斷層所錯斷地層泥巖層的累計厚度。斷層巖的成巖程度主要受控于斷層巖所受的斷面正壓力的大小。將沿斷層面分布的斷層巖視為正常沉積的地層，假設組成斷層巖的巖屑顆粒和泥質成分在斷層巖中均勻分布，其在泥質含量與正常沉積地層的泥質含量相同的情況下，承受相同地靜壓力的斷層巖和正常沉積地層巖石有著相同的成巖程度，那么，該斷層巖的排替壓力與正常沉積地層巖石的排替壓力近似相等。這樣，只要能計算出與該斷層巖有相同泥質含量和承受相同地靜壓力的沉積地層巖石的排替壓力，便可知道了該斷層巖的排替壓力，斷點處的斷層封閉性便可定量取得。（1）不同泥質含量地層排替壓力與埋深關系的確定。選取工區不同埋深處純泥巖和純砂巖樣，實測其排替壓力并做該兩類巖性的排替壓力與埋深關系圖，其他泥質含量巖石的排替壓力采用內插法計算求得，形成不同泥質含量巖石排替壓力與埋深變化關系圖。（2）斷點處斷層巖排替壓力的求取。設Pr為斷點處斷面正壓力，斷點以上地層的平均巖石密度為，斷層傾角為，斷點埋深為z，根據Pr＝ρzcosθ求得斷面正壓力Pr，將其代入Pr＝z1中求得該壓力對應的地層埋深z1。根據Yielding提出的SGR法計算出斷層巖的泥質含量，從不同泥質含量巖石排替壓力與埋深變化關系圖中便可查得該泥質含量的斷層巖在深度z處的排替壓力值P1。（3）斷層封閉性的定量評價。根據上述步驟求得斷層巖排替壓力P1，再根據研究點對置儲層的泥質含量，由上述步驟求取儲層巖石的排替壓力P2，比較P1與P2的相對大小，如果P1＞P2，斷層具備封閉能力。其封閉能力的大小取決于P1與P2之差的大小，差值越大，封閉能力越強，否則亦然。所能封閉的烴柱高度可用公式Hh＝（P1－P2）/（ρw－ρh）×103求得。式中：Hh為斷層巖所能封閉的烴柱高度，m；ρw、ρh分別為水和烴的密度，g/cm3；g為重力加速度。結果：利用上述方法定量評價海拉爾盆地B29號斷層在南屯組的封閉能力，發現該斷層的斷層巖與儲層的排替壓力差很小，最大值僅為0.37 MPa，斷層封閉能力很弱，僅對4層儲層具封閉能力。預測結果與開發井揭示的實際完全符合。結論：斷層對油氣起封閉作用的關鍵是斷層巖排替壓力大于目的盤儲層排替壓力。斷層巖的排替壓力取決于其泥質含量和成巖程度，將斷層巖的泥質含量和所受正巖壓力大小與正常沉積地層巖石類比分析計算，可以通過求取地層巖石的排替壓力達到定量評價斷層封閉性的目的。實際應用證實，預測結果與實際吻合，表明研究思路正確，方法可行。

來源出版物：石油學報, 2009, 30(6): 824-829

入選年份：2014

斷裂系統對碳酸鹽巖有效儲層的控制及其成藏規律

蘇勁，張水昌，楊海軍，等

摘要：目的：中國海相疊合盆地普遍經歷了多期構造運動，下伏碳酸鹽巖地層發育裂縫型與風化殼兩類主要儲集體，斷裂系統是影響碳酸鹽巖有效儲層發育的重要因素。在克拉通盆地內部，裂谷邊界和古隆起多形成基底斷裂和轉換型斷裂，這些斷裂多期交錯改造，形成裂縫-溶蝕型碳酸鹽巖儲層，尤其斷層端點向上的傳播將形成大型褶皺或前翼單斜，常形成大型含油氣圈閉。深入研究斷裂系統對碳酸鹽巖儲層形成的控制機制及其石油地質特征，有助于降低碳酸鹽巖勘探風險，為制定油氣田的開發方案提供依據。方法：古生界碳酸鹽巖地層是我國油氣勘探的重要層系之一，斷裂性質和活動期次與碳酸鹽巖有效儲層的形成和保存，以及次生孔-縫-洞的演化有密切的關系。文章通過地震和鉆井資料恢復油氣成藏過程，根據不同斷裂系統的性質和活動期次對碳酸鹽巖儲層裂縫演化和誘發溶蝕的影響機制，研究了四類斷裂系統對碳酸鹽巖有效儲層形成的控制作用：（1）斷層性質反轉對碳酸鹽巖儲層形成和油氣成藏的影響；（2）斷層相關褶皺形成不同的碳酸鹽巖儲層和油藏類型；（3）多期、多類型斷層疊加作用影響碳酸鹽巖儲層演化及其石油地質特征；（4）斷裂導致熱液蝕變與優化儲層性能，及其油氣成藏過程。結果：（1）斷層正向活動時發育巖溶或裂縫型碳酸鹽巖儲層，負向活動時促使烴源巖深埋生烴，斷層開啟輸導油氣，斷層性質的相互轉化常形成不同時期的碳酸鹽巖儲層發育和成藏組合；斷裂系統的活動既可以改善碳酸鹽巖儲層的連通性和滲透性，又可以形成油氣運移的輸導條件，也會影響流體的活動，包括大氣淡水的溶蝕，地層水和深層熱液等對碳酸鹽巖的改造作用。因此，斷裂系統主要通過斷層性質、構造樣式和流體活動控制碳酸鹽巖儲層形成和油氣成藏規律。（2）斷層相關褶皺有利于形成早期充注早期成藏的內幕型背斜古油氣藏。受斷裂、褶皺雙重作用的潛山軸部和逆斷層上盤牽引背斜的隆張部位，有利于形成風化殼面以下的碳酸鹽巖儲層，常匹配烴源巖晚期生烴，形成“新生古儲”的油氣藏。（3）多類型和多期次斷層疊加作用對碳酸鹽巖（尤其對原生孔隙不發育的碳酸鹽巖）儲層性能的改造溶蝕主要表現在風化殼巖溶和層間巖溶兩個方面。多期斷裂在平面上交錯分布控制了風化殼水系的發育，沿斷裂帶形成孔洞發育帶，鉆井過程常發生井漏和鉆時加快現象。垂向上疊置的多期次斷裂，控制區帶的構造性質和形態，最終決定了碳酸鹽巖層間儲層的發育類型和保存狀態。（4）構造熱液活動是內幕型儲層發育的重要途徑。斷裂的上升盤是白云巖化碳酸鹽巖儲層發育的有利區域，低溫熱液溶蝕碳酸鹽巖作用發生在斷層的外沿。斷層轉換帶-破碎帶發育流體上涌耦合作用，形成地震泵吸效應運輸流體，這可能導致流體幕式運移。結論：研究揭示了斷裂拉張與擠壓變形的相對時間控制了成烴、成儲和成藏的先后階段，負反轉構造理想的條件是早期擠壓主要形成裂縫型儲層，反轉之后發育大規模油氣生成和側向運移；斷層正反轉，烴源巖和碳酸鹽巖儲層上下疊置，階段生烴垂向運移，有利于油氣晚期成藏和保存；斷層相關褶皺有利于碳酸鹽巖地層形成內幕型背斜油氣藏；針對不同類型和多期次疊加斷裂系統控制碳酸鹽儲層形成、保存及其成藏特征，分析得出斷層富集帶、多期斷裂的垂向疊置、巖溶緩坡地貌以及構造熱液的上升盤有利于形成碳酸鹽巖有效儲層和相關的油氣聚集。

來源出版物：石油學報, 2010, 31(2): 196-203

入選年份：2014

鄂爾多斯盆地準連續型低滲透-致密砂巖大油田成藏模式

趙靖舟，白玉彬，曹青，等

摘要：目的：本文旨在探討致密油的定義，重新認識鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏的成藏模式。方法：以鄂爾多斯盆地具有代表性的致密油油藏（田）為重點，采用石油地質綜合研究方法，對各典型致密油藏（田）的基本特征、成藏機理、成藏條件和分布規律進行深入系統研究，在此基礎上總結出鄂爾多斯盆地致密油藏的成藏模式。結果：文中將致密油藏定義為儲層致密、只有經過大型壓裂改造等特殊措施才可以獲得經濟產量的烴源巖外油藏，其絕對滲透率約小于2×10－3μm2，孔隙度約小于12%。以往普遍認為，致密油藏屬于連續型油氣聚集，為非常規油氣之一類。研究表明，鄂爾多斯盆地伊陜斜坡三疊系延長組中、下組合主要為致密和近致密砂巖油藏，其成藏模式既非以往認為的典型的常規巖性油藏，又非典型的連續型非常規油藏，而是介于常規與非常規油藏或連續與不連續型油氣聚集之間的一種過渡類型，文中稱之為準連續型油藏或油氣聚集。它主要具有以下成藏特征：（1）油藏大面積準連續分布，無明確邊界；（2）大面積生烴，高強度充注；（3）儲層物性差，非均質性強；（4）圈閉介于常規圈閉與無圈閉之間，為非常規圈閉；（5）油、水分異差，無明顯邊、底水；（6）油藏壓力系統復雜，且多具負壓異常；（7）油氣運移聚集主要為非浮力驅動，近距離運移成藏；（8）油藏形成和分布主要受烴源和儲層控制，構造影響小；（9）保存條件好，油藏變化小；（10）資源豐富，勘探開發潛力大。準連續型致密砂巖油藏成藏模式的提出，預示著這類油藏具有較大的勘探潛力，但傳統的地質研究和勘探思路需要作出相應的調整。結論：鄂爾多斯盆地三疊系延長組中、下組合的致密砂巖和部分近致密砂巖（低滲透砂巖）油藏并非以往普遍認為的常規意義上的巖性油藏，也非典型的連續型非常規油藏，而是介于常規油藏與非常規油藏或不連續與連續型油藏之間的一種過渡類型，稱之為準連續型油氣聚集。控制鄂爾多斯盆地準連續型致密砂巖大油田形成和分布的主要因素是烴源和儲層條件，其次是蓋層條件。其中，烴源條件是控制鄂爾多斯盆地致密砂巖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（定邊—靖邊—子洲以南）長7和長9烴源巖分布區及其附近。準連續型致密砂巖成藏模式的提出，預示著鄂爾多斯盆地中生界石油資源豐富，勘探開發潛力較大。但另一方面，準連續型成藏模式的提出，也意味著傳統的常規油氣地質學研究思路及勘探對策在鄂爾多斯盆地并不完全適用，新的地質研究和勘探思路應該汲取非常規油氣的思路和方法。

來源出版物：石油與天然氣地質, 2012, 33(6): 811-827

入選年份：2014

中國致密油評價標準、主要類型、基本特征及資源前景

賈承造，鄒才能，李建忠，等

摘要：目的：致密油是指以吸附或游離狀態賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經過大規模長距離運移的石油聚集，是繼頁巖氣之后全球非常規油氣勘探開發的又一新熱點。目前中國致密油的勘探開發和相關研究仍處于準備階段，總體勘探程度與地質認識程度低，在致密油基礎地質理論、致密油評價標準、控制因素、資源潛力及勘探方向等方面仍然存在很多難題。本文依據各探區致密油勘探最新進展，提出了致密油評價標準，對致密油類型進行了劃分，闡述了中國致密油的基本地質特征，并對致密油資源前景進行初步評價和預測，旨在推動中國致密油勘探，促進致密油地質研究持續深入。方法：建立了中國致密油的定義參數標準。一般來說，致密油具有4個明顯的標志：（1）大面積分布的致密儲層（孔隙度φ＜10%、基質覆壓滲透率K＜0.1 mD、孔喉直徑drt＜1 μm）；（2）廣覆式分布的成熟優質生油層（Ⅰ型或Ⅱ干酪根、平均TOC＞1%、Ro為0.6%～1.3%）；（3）連續性分布的致密儲層與生油巖緊密接觸的共生關系，無明顯圈閉邊界，無油“藏”的概念；（4）致密儲層內原油密度一般大于40°；API或小于0.8251 g/cm3，油質較輕。根據孔隙度大小將致密油儲層劃分為I類、II類、Ⅲ類，Ⅰ類儲層的孔隙度7%～10%，Ⅱ類4%～7%，Ⅲ類小于4%。結果：（1）中國的致密油主要分布在陸相湖盆沉積體系內，以中生代、新生代沉積為主，總體表現為以下特征：（1）中國陸相盆地類型主要包括斷陷、坳陷、前陸等，發育多個生油凹陷，為致密油形成創造了有利條件。（2）存在多套優質烴源巖，有機質豐度高，處于生油演化階段，其中最有利于形成致密油的生油巖一般TOC大于1%，Ro介于0.9%～1.3%；氣/油比高，易于形成高產。（3）致密儲層分為碳酸鹽巖和砂巖2大類，巖性多樣，其中砂巖橫向變化大，部分薄互層，碳酸鹽巖厚度相對較大。（4）中國致密油區分布面積、規模相對較小，一般單個面積小于2000 km2。（5）晚期構造變動復雜，對致密油的保存有一定影響。（2）從湖盆類型和沉積環境來看，中國與主力生油巖構成緊密接觸關系的致密儲層主要包括3種成因類型：（1）與湖泊咸化作用相關的咸化湖泊碳酸鹽沉積環境。該類環境優質烴源巖與碳酸鹽富集層或膏鹽層呈互層分布，咸化湖泊碳酸鹽巖夾持在半深湖-深湖相暗色泥頁巖中，致密油成藏條件優越。（2）深湖水下前三角洲沉積環境。該類環境在滿足優質泥質烴源巖沉積的同時，接受三角洲前緣輸送的薄層粉細砂巖沉積，從而形成優質烴源巖與薄層粉細砂巖互層或緊鄰、源-儲緊密接觸的致密層段。（3）深湖凹陷或斜坡部位受擾動而出現的重力流沉積環境。該類環境本身處于生烴凹陷中心部位，重力流沉積體與烴源巖直接接觸。（3）依據三種成因類型的致密儲層及致密油體系的地質特點，將中國致密油劃分為3種類型：（1）湖相碳酸鹽巖致密油。致密儲層為白云巖、白云石化巖類、介殼灰巖、藻灰巖和泥質灰巖等。（2）深湖水下三角洲砂巖致密油。致密儲層主要為三角洲前緣和前三角洲形成的砂-泥薄互層沉積體。（3）深湖重力流砂巖致密油。致密儲層主要為砂質碎屑流和濁流形成的以砂質為主的丘狀混合沉積體。結論：初步評價中國致密油資源潛力。致密油在中國勘探前景廣闊，已在鄂爾多斯、準噶爾、松遼、渤海灣和四川等盆地獲得工業發現，本文采用資源豐度類比法預測中國重點盆地致密油地質資源量（106.7～111.5）×108t。致密油是非常現實的石油接替資源，通過進一步加大勘探開發力度和技術應用，致密油將為中國原油產量的發展發揮重要作用。鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6-長7段、準噶爾盆地二疊系蘆草溝組、松遼盆地白堊系青山口組-泉頭組、渤海灣盆地古近系沙河街組和四川盆地中-下侏羅統等層系是中國現實的致密油勘探領域。

來源出版物：石油學報, 2012, 33(3): 343-350

入選年份：2014