曾保全，程林松，李春蘭，等

特低滲透油藏壓裂水平井開發(fā)效果評價

曾保全，程林松，李春蘭，等

目的：壓裂水平井逐步應(yīng)用于特低滲透油藏，但壓裂水平井采油聯(lián)合直井注水的開發(fā)效果尚不明朗，其適應(yīng)性有待證實。本文以某特低滲透油藏壓裂水平井開發(fā)實例為基礎(chǔ)，研究壓裂水平井產(chǎn)能與裂縫產(chǎn)能的關(guān)系、裂縫生產(chǎn)能力分布和壓裂水平井產(chǎn)能影響因素（水平段長度、裂縫數(shù)量和裂縫間距），重新揭示特低滲透油藏壓裂水平井滲流機理。方法：利用水電模擬方法，研究壓裂水平井產(chǎn)量與裂縫產(chǎn)量的關(guān)系、裂縫生產(chǎn)能力分布和裂縫數(shù)量（固定水平段長度和固定裂縫間距）對壓裂水平井產(chǎn)量的影響；利用數(shù)值模擬方法，研究水平段長度、裂縫數(shù)量和裂縫間距對關(guān)鍵技術(shù)指標（采出程度、含水率、相對采出程度）和滲流場（流線和含油飽和度）等方面影響規(guī)律；采用對比分析法，研究不同滲透率級別油藏的完井方式、關(guān)鍵技術(shù)指標和滲流場的差異性。結(jié)果：（1）水電模擬實驗表明：① 壓裂水平井的產(chǎn)量為各條裂縫產(chǎn)量的總和；邊部裂縫的生產(chǎn)能力較強，中間裂縫的生產(chǎn)能力較小。② 隨著裂縫數(shù)量的增加，壓裂水平井產(chǎn)能逐漸增大，但增加幅度逐漸減小，存在最優(yōu)裂縫數(shù)量。固定水平段長度時，裂縫數(shù)量大于3條以后，壓裂水平井產(chǎn)量增加幅度很小；固定裂縫間距時，油井產(chǎn)能增長幅度相對較大。（2）油藏數(shù)值模擬表明：① 相同裂縫數(shù)量或相同裂縫間距條件下，不同長度的壓裂水平井在同一年限和相同含水率時的采出程度滿足：300 m水平段的采出程度最大，600 m的次之，900 m的最小。即壓裂水平井越長，采出程度越低，含水率上升速度越快。② 單元井組不同區(qū)域的流線和含油飽和度分布不均勻，注水井與壓裂水平井邊部裂縫之間的流線較密集、含油飽和度較低、水驅(qū)效果較好，水平井中部區(qū)域的流線密度較小、含油飽和度較高、水驅(qū)效果較差；壓裂水平井的水平段越長，裂縫數(shù)量越多，水平段中間區(qū)域與注水井間越難建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，進入中間裂縫的流線數(shù)量越少，水平段中間區(qū)域的含油飽和度越高，水驅(qū)效果越差。（3）相同水平段長度時，裂縫數(shù)量越多，采出程度增長幅度逐漸減小，含水率增長幅度逐漸增大，當含水率達到90%和95%時，采出程度均先增大后減小，裂縫數(shù)量為3條時的采出程度最大。（4）固定裂縫間距時，隨著裂縫數(shù)量的增加，壓裂水平井的相對累計產(chǎn)量增幅逐漸減小，采出程度（或相對采出程度）逐漸降低，含水率上升速度逐漸加快，水驅(qū)效果逐漸變差。壓裂直井的采出程度最高，含水率上升速度最慢，6條縫壓裂水平井的采出程度最低，含水率上升速度最快。（5）特低滲透油藏水平井的滲流機理完全不同于中—高滲透油藏：特低滲透油藏水平井由套管完井，分段射孔壓裂，油藏流體在壓差作用下，率先流入數(shù)量有限的水力裂縫，然后進入水平井筒（井筒本身不生產(chǎn)）；注水和人工裂縫導致儲層流體滲流具有很強的方向性，水平井邊部裂縫的流線數(shù)量多于中間裂縫；在注水井和各條裂縫之間建立有效驅(qū)替系統(tǒng)是壓裂水平井開發(fā)特低滲透油藏的關(guān)鍵。結(jié)論：特低滲透油藏壓裂水平井采油聯(lián)合直井注水開發(fā)由于人工裂縫的存在而導致其滲流特征更加復雜，開發(fā)效果難以預測，其滲流機理不同于中高滲透油藏。壓裂水平井不同位置的人工裂縫發(fā)揮的作用不盡相同，在確保各條裂縫能夠建立有效驅(qū)替系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，優(yōu)選水平段長度、裂縫數(shù)量和裂縫間距，可以提高特低滲透油藏壓裂水平井的開發(fā)效果。

來源出版物：石油學報, 2010, 31(5): 791-796

入選年份：2015

西氣東輸一、二線管道工程的幾項重大技術(shù)進步

李鶴林，吉玲康，田偉

摘要：目的：提高管線鋼強度級別和管道輸送壓力是天然氣輸送管道強勁的發(fā)展趨勢，是輸氣管道技術(shù)進步的重要標志。近年來，我國管道企業(yè)和相關(guān)科研院所針對高性能管線鋼及管材開發(fā)、大口徑高壓輸送干線管型選擇、高壓輸氣管道延性斷裂的止裂韌性的確定、基于應(yīng)變的設(shè)計方法及抗大變形管線鋼管的應(yīng)用、應(yīng)變時效控制技術(shù)等5方面的關(guān)鍵技術(shù)進行聯(lián)合攻關(guān)，取得一批關(guān)鍵技術(shù)成果，使西氣東輸和西氣東輸二線等國家重點管道工程的設(shè)計壓力和鋼管強度級別達到或領(lǐng)先于同時期的國際先進水平，保證管道的安全可靠。方法：（1）研制并大規(guī)模應(yīng)用針狀鐵素體型X70、X80鋼級高性能管線鋼及焊管、管件；（2）突破國際上螺旋埋弧焊管的使用禁區(qū)，確立具有中國特色的“大口徑高壓輸送干線螺旋縫埋弧焊管與直縫埋弧焊管聯(lián)合使用”的技術(shù)路線；（3）采用Battelle簡化公式或Battelle雙曲線模型預測西氣東輸和西氣東輸二線等高壓輸氣管道管道延性斷裂的止裂韌性；（4）研究應(yīng)用油氣管道基于應(yīng)變的設(shè)計方法，且解決抗大變形管線鋼管在強震區(qū)和活動斷裂層管段應(yīng)用技術(shù)難題；（5）研究解決高強度焊管的腐蝕控制和應(yīng)變時效控制技術(shù)。結(jié)果：（1）為了全面滿足油氣輸送管道對鋼管的使用性能的要求，我國的鋼鐵生產(chǎn)企業(yè)和制管企業(yè)聯(lián)合攻關(guān)，應(yīng)用現(xiàn)代冶金技術(shù)，在成分設(shè)計和冶煉、加工成型工藝上采取了多種措施，使鋼有很高的潔凈度、均勻性和超細化的晶粒，開發(fā)了具有針狀鐵素體組織的X70和X80管線鋼板卷和鋼板及焊管、管件，其具有優(yōu)良的強韌性、較高的形變強化能力和較小的包申格（Bauschinger）效應(yīng)、良好的焊接性和抗HIC性能，并大規(guī)模應(yīng)用于西氣東輸、川氣東送、中亞天然氣管道、西氣東輸二線等重大天然氣管道工程，國產(chǎn)化率達到90%以上。（2）經(jīng)系統(tǒng)研究認為① 國產(chǎn)SSAW母材、焊縫、熱影響區(qū)的強度、韌性和疲勞性能達到了進口UOE焊管水平。② 國產(chǎn)SSAW的殘余拉應(yīng)力總體上比進口UOE焊管高，表面質(zhì)量與尺寸精度也較UOE差。③ 經(jīng)過嚴格質(zhì)量控制的國產(chǎn)SSAW可以用于油氣輸送主干線。建議一、二類地區(qū)采用SSAW，三、四類地區(qū)采用LSAW。④ 采取相應(yīng)措施，國產(chǎn)SSAW進一步降低殘余應(yīng)力，提高尺寸精度，其質(zhì)量水平和安全可靠性全面達到進口UOE水平。根據(jù)我國當時大部分制管企業(yè)為螺旋埋弧焊管生產(chǎn)線的實際情況，確立了具有中國特色的“大口徑高壓輸送主干線螺旋埋弧焊管與直縫埋弧焊管聯(lián)合使用”的技術(shù)路線，不僅保證了西氣東輸?shù)却笮烷L輸管道的安全可靠，而且降低了管道建設(shè)成本，具有重大的經(jīng)濟和社會效益。（3）保障高壓輸氣管道本質(zhì)安全性，首要的措施是延性斷裂的止裂控制。根據(jù)我國西氣東輸?shù)乳L輸天然氣管道鋼級高、管徑和壁厚大，特別是輸送的天然氣組分近于富氣的情況，在分析國外多種止裂韌性預測模型和全尺寸爆破試驗數(shù)據(jù)庫的基礎(chǔ)上，采用Battelle簡化公式或Battelle雙曲線模型預測西氣東輸和西氣東輸二線等高壓輸氣管道管道延性斷裂的止裂韌性。西二線埋地管道管體止裂韌性預測全部結(jié)果：西段1類地區(qū)（12 MPa，壁厚18.4 mm）CVN平均最小值220 J，單個最小值170 J；東段1類地區(qū)（10 MPa，壁厚15.3 mm）CVN平均最小值200 J，單個最小值150 J。2、3、4類地區(qū)：平均最小值180 J，單個最小值140 J。CVN剪切面積：平均最小值85%，單個最小值70%。夏比沖擊試驗溫度：－10℃。（4）西氣東輸二線管道沿線經(jīng)過相當長的強震區(qū)和22條活動斷層。當發(fā)生地震時管道將產(chǎn)生較大的位移，必須進行應(yīng)變控制，即進行基于應(yīng)變的設(shè)計，并同時采用抗大變形管線鋼管。對基于應(yīng)變的設(shè)計方法進行了研究，核心環(huán)節(jié)是設(shè)計應(yīng)變≥極限應(yīng)變/F；編制了《西氣東輸二線管道工程強震區(qū)和活動斷層區(qū)段埋地管道基于應(yīng)變設(shè)計導則》。同時相應(yīng)編制了《西氣東輸二線天然氣管道工程基于應(yīng)變設(shè)計的直縫埋弧焊管技術(shù)條件》，作為對《西氣東輸二線管道工程用直縫埋弧焊管技術(shù)條件》的補充；并在此基礎(chǔ)上開發(fā)應(yīng)用了具有特殊要求的X80抗大變形管線鋼管。（5）X80焊管強度較高，制管成型過程的應(yīng)變會導致250℃涂敷防腐層時發(fā)生應(yīng)變時效，從而使屈服強度上升，屈強比升高，影響焊管的變形能力和管道的安全性。本研究掌握了高鋼級管線鋼管性能隨著應(yīng)變時效時間和溫度的變化規(guī)律，確定了3PE防腐時的加熱溫度不宜超過200℃的技術(shù)要求，并進一步研制了適用于較低溫度（≥200℃）涂敷的3PE外防腐涂料和涂敷工藝，從而解決了在腐蝕控制過程中產(chǎn)生的應(yīng)變時效問題。結(jié)論：西氣東輸管道工程采用X70鋼級和10 MPa設(shè)計壓力，跟上了發(fā)達國家的步伐；西氣東輸二線干線全部采用X80鋼級，西段采用12 MPa的設(shè)計壓力，使我國天然氣管道建設(shè)跨上了新臺階。西氣東輸和西氣東輸二線管道工程的設(shè)計壓力和鋼管的強度級別達到或領(lǐng)先于同時期的國際先進水平，其中幾項典型重大技術(shù)進步對降低管道建設(shè)成本、保障管道運行安全有重要意義，同時表明我國輸氣管道技術(shù)發(fā)展迅速，就高壓輸送和高鋼級焊管的工程實踐而言，我國已躍升進入國際上領(lǐng)跑者的行列。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2010, 30(4): 1-10

入選年份：2015

精細層序地層格架與地震沉積學研究——以泌陽凹陷核桃園組為例

朱筱敏，董艷蕾，胡廷惠，等

摘要：目的：在建立層序地層格架和開展地層巖性圈閉勘探開發(fā)過程中，常常遇到如何確定薄層沉積砂體形態(tài)、邊界、成因類型及其分布演化等科學和生產(chǎn)問題。如何解決這些相關(guān)的問題，當今發(fā)展的地震沉積學適應(yīng)了地層巖性圈閉精細勘探開發(fā)的需求。本文依據(jù)層序地層學理論，建立古近系核桃園組核三段高精度層序地層格架、開展地震沉積學研究，明確高精度層序地層格架中的沉積類型和沉積砂體分布演化規(guī)律，預測有利砂體和巖性圈閉分布地區(qū)。方法：本文以現(xiàn)代沉積學和地球物理學理論為基礎(chǔ)，利用三維地震資料及地質(zhì)資料，經(jīng)過層序地層、地層切片、地震屬性與巖心刻度的相關(guān)巖性研究、以及地貌形態(tài)特征研究，確定巖性、沉積成因、儲層形態(tài)及油氣分布。本文基于泌陽凹陷二維和三維地震資料和近千口探井資料，針對三角洲前緣的滑塌濁積砂體時空展布開展地震沉積學研究。結(jié)果：（1）泌陽凹陷古近系核桃園組核三段劃分為5個三級層序、8個四級層序。泌陽凹陷深凹區(qū)核三段層序地層分布明顯受盆地南界邊界斷裂活動強弱的控制，形成了南厚北薄的地層分布特點。（2）核桃園組地震沉積學研究步驟和結(jié)果：第一步，通過反褶積處理提高地震資料分辨率，地震主頻達到30～35 Hz；第二步，開展90°；相位調(diào)整處理，確立鉆遇的砂巖層幾乎都對應(yīng)于地震波谷（紅色）；第三步，優(yōu)選地震數(shù)據(jù)的地層切片方法，來研究非水平、非等厚地層的平面地震屬性特征；第四步，優(yōu)選地震反射屬性，分頻地層切片處理，在24～32 Hz主頻段，調(diào)諧振幅異常體能量最強、輪廓異常清晰、分布相對穩(wěn)定；第五步，巖心刻度地震屬性切片。建立地震屬性平面特征與關(guān)鍵井巖心之間的沉積對應(yīng)關(guān)系，確定沉積體系類型和砂體形態(tài)；建立了辮狀河三角洲沉積與滑塌濁積扇之間的關(guān)系；第六步，建立沉積體系和沉積砂體演化模式，恢復沉積體系和沉積砂體演化歷史。（3）有利勘探區(qū)預測。核三段SQ2～SQ4沉積時期，三角洲前緣以及滑塌濁積扇砂體、近岸水下扇砂體前積到較深水湖泊區(qū)，構(gòu)成砂泥巖頻繁交互的生儲蓋組合。砂巖單層厚度一般小于20 m，砂泥比值多為30%～40%，非常有利于烴類的排出和運聚。結(jié)論：地震沉積學目前仍處于發(fā)展階段，需要加強機理和多種類型盆地沉積體系實際應(yīng)用的研究。地震沉積學在精細研究油氣儲層巖性和砂體形態(tài)方面，特別是在識別薄層砂體方面具有非常強的優(yōu)勢，在海相沉積盆地已經(jīng)取得了明顯的效果，在陸相沉積盆地薄層砂體勘探開發(fā)中也顯示了巨大的潛力。在陸相沉積盆地沉積體系研究中，未來應(yīng)加強陸相不同類型盆地和不同沉積類型砂體的地震沉積學研究，建立地震沉積學研究規(guī)范和模型，以及不同儲層巖性（含沉積巖、巖漿巖以及變質(zhì)巖）地震沉積學圖庫的綜合研究，以服務(wù)于油氣精細勘探開發(fā)工作。

來源出版物：石油與天然氣地質(zhì), 2011, 32(4): 615-624

入選年份：2015

大油氣區(qū)地質(zhì)勘探理論及意義

趙政璋，杜金虎，鄒才能，等

摘要：目的：由于近年來低孔低滲、深層、碳酸鹽巖、火山巖等領(lǐng)域逐漸成為重要的勘探熱點地區(qū)，勘探對象地表以山地、沙漠、黃土塬為主，地下面臨“深度大、儲集層薄、物性差、非均質(zhì)性強”等多方面難題。為了應(yīng)對規(guī)?？碧健⑿б婵碧?，勘探理論與工程技術(shù)等諸多挑戰(zhàn)，“十一五”以來中國石油提出并形成了大油氣區(qū)地質(zhì)勘探理論，以期在指導油氣勘探實踐中取得顯著效果和重大發(fā)現(xiàn)。方法：在整體分析中國含油氣盆地勘探開發(fā)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，結(jié)合構(gòu)造、沉積、儲集層、成藏等多學科的豐富研究成果，通過系統(tǒng)梳理中國主要大油氣區(qū)的地質(zhì)特征、形成條件、成藏模式與儲量規(guī)模，闡明大油氣區(qū)的基本內(nèi)涵、主要類型、地質(zhì)特征、資源潛力和勘探開發(fā)配套技術(shù)，以及“十一五”期間以大油氣區(qū)勘探地質(zhì)理論為指導取得的戰(zhàn)略性突破。結(jié)果：明確了大油氣區(qū)是指同一大型構(gòu)造背景上，由相似成藏條件決定、以某一種類型油氣藏為主，縱向上相互疊加、橫向上復合連片的大型含油氣區(qū)，由多個油氣藏（田）群或帶構(gòu)成。大型構(gòu)造背景、良好烴源條件、廣泛分布的非均質(zhì)儲集層3要素的有機配置是大油氣區(qū)形成的關(guān)鍵。大油氣區(qū)主要發(fā)育于陸相坳陷、前陸盆地和海相克拉通盆地的大型構(gòu)造背景上，含油氣面積大、儲量規(guī)模大；油氣藏類型相對單一，多以某一種類型油氣藏為主；儲集層大面積分布，但以低孔低滲儲集層為主，非均質(zhì)性強；油氣分布不受局部構(gòu)造控制，無統(tǒng)一油氣水界面，油氣水性質(zhì)變化大。根據(jù)儲集層巖類將大油氣區(qū)劃分為碎屑巖、碳酸鹽巖、火山巖3大類，進一步劃分為低孔滲碎屑巖巖性型、山前復雜高陡深層構(gòu)造型、碳酸鹽巖巖溶地層型、碳酸鹽巖臺緣礁灘型、火山巖地層型等5個亞類大油氣區(qū)，并形成了集地震、鉆井、測井、試油于一體的針對性關(guān)鍵配套技術(shù)?！笆晃濉逼陂g，中國石油以大油氣區(qū)勘探地質(zhì)理論為指導，推進中國石油油氣勘探進入大油氣區(qū)勘探開發(fā)新階段，取得了20項戰(zhàn)略性突破，形成了15個儲量規(guī)模5×108～10×108t大油氣區(qū)。結(jié)論：大油氣區(qū)地質(zhì)勘探理論突破了傳統(tǒng)的勘探思路與勘探方法，強調(diào)“整體研究、整體勘探、整體控制”3個整體的勘探思路和“勘探開發(fā)一體化、上產(chǎn)增儲一體化”兩個一體化勘探評價方法，最大限度地提高勘探開發(fā)整體效益。大油氣區(qū)地質(zhì)勘探理論是集油氣成藏、勘探思路、勘探方法與勘探技術(shù)于一體的地質(zhì)勘探理論體系。該理論的提出與形成，發(fā)展了源控論、復式油氣聚集帶等理論，豐富了石油地質(zhì)理論，明確了大油氣區(qū)成藏條件與地質(zhì)特征，突出強調(diào)了在大油氣區(qū)評價過程中，緊緊抓住“大型構(gòu)造背景、大面積的供烴條件、廣泛分布的非均質(zhì)儲集層”3大要素及有機配置這一關(guān)鍵，使大油氣區(qū)的評價更有針對性，有效推動了油氣勘探由局部圈閉或區(qū)帶向大油氣區(qū)發(fā)展，對未來油氣勘探具有重要指導意義。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2011, 38(5): 513-522

入選年份：2015

大型低溫LNG儲罐設(shè)計與建造技術(shù)的新進展

王冰，陳學東，王國平

摘要：天然氣低溫常壓（或低壓）儲存方式因其具有儲存效率高、占地少、儲存規(guī)模易于大型化等優(yōu)點在液化天然氣（LNG）接收終端站、天然氣液化廠和城市燃氣調(diào)峰系統(tǒng)中得到了越來越廣泛的應(yīng)用。為此，對國內(nèi)外大型低溫LNG儲罐建造狀況進行了調(diào)研，介紹了國內(nèi)外LNG 儲罐設(shè)計建造規(guī)范與標準：在大型低溫LNG儲罐設(shè)計與建造方面，美國、英國（歐盟）、日本等工業(yè)發(fā)達國家都分別制定了專門的規(guī)范或標準。我國至今尚未頒布專門的大型低溫LNG儲罐設(shè)計與建造規(guī)范，近年來，全國天然氣標準化技術(shù)委員會正積極組織力量研究和制訂我國液化天然氣行業(yè)標準體系，并著手按等效采用英國BS7777的方式制訂我國的大型低溫LNG儲罐設(shè)計、建造規(guī)范（GB/T）。同時分析了我國在大型低溫LNG儲罐材料研發(fā)、絕熱分析、結(jié)構(gòu)設(shè)計和施工工藝等方面的技術(shù)進展：目前，低溫LNG儲罐主要采用雙壁絕熱立式圓筒平底結(jié)構(gòu)；現(xiàn)在低溫LNG儲罐內(nèi)罐材料最常用的是9%Ni鋼和不銹鋼，前者因其強度高、低溫韌性好廣泛應(yīng)用于大型低溫LNG儲罐，后者主要用于5000 m3以下的中、小型低溫LNG儲罐；大型低溫LNG儲罐絕熱保溫結(jié)構(gòu)分罐頂保溫、側(cè)壁保溫和罐底保溫3部分；國產(chǎn)低溫絕熱材料在大型低溫LNG儲罐建造中應(yīng)用已取得成熟經(jīng)驗，近年來，國內(nèi)又成功開發(fā)多種新型高效的深冷絕熱材料，進一步確立了大型低溫LNG儲罐低溫絕熱材料的國產(chǎn)化地位。最后結(jié)論指出：（1）國產(chǎn)06Ni9鋼研制及其配套應(yīng)用技術(shù)研究已取得突破，并在大型LNG項目建設(shè)中投入使用，是我國大型低溫LNG儲罐國產(chǎn)化工作邁出的標志性一步。（2）我國工程設(shè)計與施工企業(yè)的大型低溫LNG儲罐設(shè)計建造實踐和有關(guān)高校、科研機構(gòu)及企業(yè)在LNG相關(guān)的設(shè)計規(guī)范與標準、絕熱材料及結(jié)構(gòu)、施工工藝技等方面所取得的積極進展，為我國大型低溫LNG儲罐國產(chǎn)化打下了一定的基礎(chǔ)。（3）根據(jù)目前國內(nèi)大型低溫LNG儲罐設(shè)計、建造技術(shù)現(xiàn)狀，我國3×104m3以下的LNG儲罐實現(xiàn)自主設(shè)計、建造的條件已基本成熟。（4）我國在大型低溫LNG儲罐標準化以及設(shè)計與建造專利技術(shù)方面與美國、歐盟、日本等工業(yè)發(fā)達國家相比仍存在較大差距，這也是目前制約3×104m3以上LNG儲罐實現(xiàn)自主設(shè)計、建造的一個重要因素。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2010, 30(5): 108-112

入選年份：2015

砂巖孔隙度演化定量模擬方法——以鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組為例

潘高峰，劉震，趙舒，等

摘要：目的：本文目的是以鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組致密砂巖儲層為對象，研究低孔隙度儲層的形成和演化過程及影響機理，并建立演化模型，定量模擬砂巖孔隙度的演化過程。為進一步研究致密儲層的成藏機理提供支持。方法：本文孔隙度演化研究的基石是認為性質(zhì)相似的巖石其孔隙度演化特征相似?；谶@一個論斷，不同地層中巖性相似的砂巖某一時刻（通常是現(xiàn)今）在垂向空間的展布特征（孔隙度剖面），可類比特定砂巖在地質(zhì)時期演化剖面--即以可研究的空間剖面代替不可能重現(xiàn)的時間剖面。利用測井和巖心數(shù)據(jù)建立了現(xiàn)今砂巖孔隙度剖面；分析現(xiàn)今砂巖孔隙度剖面的形態(tài)特點；結(jié)合成巖作用和成巖過程研究孔隙度演化機理及對孔隙度的影響特征；利用恰當?shù)臄?shù)學模型定量描述整個過程。數(shù)學模型以效應(yīng)模擬為原則，以現(xiàn)今孔隙度，成巖史和區(qū)域孔隙演化剖面為約束條件以確保數(shù)學模型準確可靠。結(jié)果：研究區(qū)延長組8段地層孔隙度演化受到壓實、膠結(jié)和次生溶蝕作用的影響，按照效應(yīng)分析原則可以分為減孔作用（壓實和膠結(jié)作用）和增孔作用（次生溶蝕作用）過程。減孔作用在孔隙度演化的整個階段持續(xù)存在，淺部以壓實作用為主，深部壓實和膠結(jié)作用同時存在并控制著孔隙演化，整個減孔過程具有持續(xù)性。增孔作用產(chǎn)生具有一定條件，與溶蝕性流體、流體活動性和可溶礦物有關(guān)，只有上述3個條件都具備增孔作用才能發(fā)生，即次生溶蝕作用的發(fā)生具有窗口特征，次生孔隙形成主要在70～90℃的溫度窗口內(nèi)，因此增孔過程具有分段性?？紫抖葴p小模型是一個關(guān)于埋深和時間的雙元函數(shù)，從沉積開始至現(xiàn)今持續(xù)進行?？紫抖仍龃竽Ｐ椭饕艿降貙咏?jīng)歷的古地溫的影響，是時間和現(xiàn)今次生增孔量的分段函數(shù)?？偪紫抖妊莼Ｐ陀煽紫抖葴p小模型和孔隙度增大模型疊合而成，是關(guān)于時間的三段式分段函數(shù)。結(jié)論：本文提出的砂巖孔隙度演化定量模擬方法，綜合考慮了破壞性成巖作用和建設(shè)性成巖作用對孔隙度的影響，以效應(yīng)模擬為原則，以現(xiàn)今孔隙度特征為切入點，以地史時間為主線，把孔隙度演化分為孔隙度減小和孔隙度增大兩個獨立的過程，分別建立孔隙度演化的數(shù)學模型。建立的模型具有時間聯(lián)系性且操作簡單、方法可行、結(jié)果可靠。本文建立的孔隙度演化模型以鎮(zhèn)涇地區(qū)紅河1 井延長組8段砂巖為例，但其研究方法和成果可以推廣到其他地區(qū)。為了應(yīng)用和推廣本文提出的孔隙度定量模擬方法，編制了一套計算機軟件?？梢赃M行埋藏史，熱演化史模擬?？梢宰鲆痪S，二維孔隙度演化過程模擬，并可以做任意時間切片。

來源出版物：石油學報, 2011, 32(2): 249-256

入選年份：2015

陸相斷陷湖盆灘壩沉積模式——以東營凹陷古近系沙四上亞段為例

楊勇強，邱隆偉，姜在興，等

摘要：目的：在含油氣斷陷湖盆勘探的中后期，受沉積盆地主物源影響所形成的大型沉積砂體的勘探程度越來越高，勘探重點逐漸轉(zhuǎn)向離主物源較遠、受物源影響較弱的地區(qū)，這些地區(qū)往往發(fā)育廣泛的灘壩儲層。本文以東營凹陷沙河街組四段地層為例，探討不同物源類型、古地貌和水動力條件等對灘壩砂體形成的控制作用，總結(jié)斷陷湖盆灘壩沉積模式，為這類儲層的勘探提供了理論基礎(chǔ)。方法：本次研究對東營凹陷沙四上亞段42口取心井進行了系統(tǒng)的觀察，對不同類型的灘壩儲層的沉積特征進行了詳細的總結(jié)；磨制普通薄片80塊，對121個樣品的粒度進行測試，對灘壩砂微觀儲層特征進行研究；利用600多口錄井和測井資料恢復了沉積相平面展布特征，結(jié)合研究區(qū)的古地貌和古水深等圖件，建立了斷陷湖盆灘壩沉積模式。結(jié)果：東營凹陷南部緩坡帶主要發(fā)育礫質(zhì)灘壩、淺水砂質(zhì)灘壩、風暴灘壩和碳酸鹽巖灘壩。（1）礫質(zhì)灘壩的巖性為礫巖、含礫砂巖等。礫石粒徑較大，大小混雜堆積，分選差，但磨圓度較高。（2）砂質(zhì)灘壩可以分為壩砂和灘砂，壩砂的單層厚度大于2 m，垂向上由多向上變粗的反旋回組成，主要由灰色中-細砂巖、粉砂巖組成，發(fā)育浪成交錯層理、波狀層理；灘砂單砂厚度小于2 m，垂向上呈頻繁的砂泥巖薄互層，巖性以粉砂巖、粉細砂巖和細砂巖為主，發(fā)育沖洗交錯層理、透鏡狀層理。（3）風暴灘壩主要是由臺風和風暴引發(fā)的風暴回流攪動、搬運早期形成的近岸砂體或早期形成的灘壩在半深湖沉積而成，發(fā)育典型的風暴成因構(gòu)造，常夾于正常深湖相泥巖中，主要發(fā)育斜層理、“V”字型泥礫和槽狀交錯層理。（4）碳酸鹽巖灘壩常由亮晶生物碎屑灰?guī)r、亮晶鮞粒灰?guī)r、亮晶內(nèi)碎屑灰?guī)r或相當組分的白云巖構(gòu)成。湖相灘壩的形成受控于物源類型、供應(yīng)強度、古地貌和水動力條件。東營凹陷的灘壩砂體可劃分為基巖-灘壩沉積體系、正常三角洲—灘壩沉積體系、扇三角洲-灘壩沉積體系和碳酸鹽巖灘壩沉積體系。具體特征如下：（1）基巖—灘壩沉積體系湖盆周緣的基巖接受湖浪的改造，向湖盆內(nèi)提供物源。該類物源區(qū)坡度平緩，整體上水體較淺，灘壩沉積延伸范圍廣，而風暴灘壩發(fā)育相對較少。在平面上，由岸向湖方向依次發(fā)育礫質(zhì)灘壩和砂質(zhì)灘壩。物源區(qū)呈“線狀分布”特征，物源供給強度最大，所形成的灘壩面積最大，具有“滿盆砂”的特點。（2）正常三角洲—灘壩沉積體系三角洲的物源供給較強，砂體向湖盆內(nèi)延伸范圍較遠，受沿岸流和湖浪的共同作用，在三角洲的前部和側(cè)部發(fā)育大量灘壩。前部的灘壩的形成主要是受波浪作用影響，早期的三角洲沉積物被搬運至較深水處再沉積所形成；側(cè)部灘壩是波浪和沿岸流作用將原來的三角洲前緣砂體側(cè)向推平、改造而成，此類灘壩在形態(tài)上保留了三角洲前緣的指狀特征。伴隨著湖平面的往復擺動，各期次的灘壩呈“雁列狀”分布。（3）扇三角洲-灘壩沉積體系由于坡度較陡，扇三角洲砂體向湖的延伸近。近岸帶淺水灘壩砂基本不發(fā)育，而遠岸帶則主要發(fā)育大量的風暴灘壩。灘壩分布范圍較為局限，且數(shù)量相對較少，越靠近前緣砂體處，灘壩砂體越發(fā)育。（4）碳酸鹽巖灘壩沉積體系發(fā)育在緩坡帶，多出現(xiàn)于鄰近物源區(qū)是碳酸鹽巖、而附近無攜帶大量陸源碎屑砂泥的河流注入的比較安靜的地區(qū)。碳酸鹽巖類則主要發(fā)育于水體清澈、水體相對較淺的低隆起處或岸邊，有時與細粒砂巖互層分布。結(jié)論：東營凹陷沙四上亞段發(fā)育大量灘壩，主要有礫質(zhì)灘壩、砂質(zhì)灘壩和碳酸鹽巖灘壩。物源的二次供給是形成灘壩的關(guān)鍵因素，物源對灘壩的控制作用主要表現(xiàn)在供給強度和物源類型兩方面，物源供給充足，形成砂質(zhì)灘壩；物源匱乏時，主要沉積碳酸鹽巖灘壩。不同類型的物源造成灘壩砂體沉積特征存在明顯差異；不同的水動力帶控制不同類型的灘壩砂；地貌差異影響了灘壩的發(fā)育規(guī)模和儲層的展布特征。

來源出版物：石油學報, 2011, 32(3): 417-423

入選年份：2015

大型LNG儲罐完整性管理初探

付子航，單彤文

摘要：目的：完整性管理體系和評價方法在管道、設(shè)備、混凝土結(jié)構(gòu)等領(lǐng)域已經(jīng)得到一定程度的實踐應(yīng)用，而涉及更多學科、更為復雜的大型LNG儲罐的完整性管理概念和相應(yīng)方法剛剛起步?；趯艿劳暾怨芾淼慕鈽?gòu)，通過類比、遷移，根據(jù)LNG儲罐的基本特征和相關(guān)國際規(guī)范，提出LNG全容罐完整性管理的概念，建立其初步體系內(nèi)容；在鋼制儲罐的風險評價及國際上關(guān)于LNG儲罐生命周期最新研究的基礎(chǔ)上，建立LNG儲罐的完整性評價方法和內(nèi)容。方法：通過對業(yè)內(nèi)發(fā)展較為成熟的管道完整性管理（Pipeline Integrity Management，PIM）概念和方法體系進行解構(gòu)，并研究其概念起源和技術(shù)體系的核心，經(jīng)類比、遷移，提出LNG儲罐完整性（LNG Tank Integrity）和LNG儲罐完整性管理（LNG Tank Integrity Management，LNG-TIM）的概念、特征和體系框架。從API STD 1160和ASME B31.8S的最基本要求看，數(shù)據(jù)信息庫、風險評價和檢測評估構(gòu)成PIM核心技術(shù)要素，具體構(gòu)成可以靈活調(diào)整。除了與管道特性密切相關(guān)的部分技術(shù)模塊外，PIM技術(shù)體系中的數(shù)據(jù)信息庫、風險評價、檢測與監(jiān)測、RBI、FFS在完整性管理中具備通用性、可遷移性。結(jié)果：（1）LNG儲罐完整性，即指在保證罐內(nèi)介質(zhì)處于穩(wěn)定運行狀態(tài)的情況下，LNG儲罐系統(tǒng)在全生命周期內(nèi)結(jié)構(gòu)完整、功能完好地處于可靠的服役狀態(tài)，不對操作人員、附近公眾及周圍環(huán)境的安全造成負面影響?！肮迌?nèi)介質(zhì)處于穩(wěn)定運行狀態(tài)”是指罐內(nèi)LNG、蒸發(fā)氣處于穩(wěn)定存儲、正常排放、外輸?shù)裙δ軤顟B(tài)，沒有意外、非受控地發(fā)生介質(zhì)泄漏或為了維系生產(chǎn)安全而引起的生產(chǎn)損失。LNG儲罐自身的“結(jié)構(gòu)完整、功能完好”是指LNG儲罐各組成部分具備規(guī)定的強度、氣密性、液密性及絕熱性能，結(jié)構(gòu)和機械狀況良好，系統(tǒng)工藝過程完整。（2）LNG-TIM的三要素與LNG儲罐的設(shè)計、建造、安全、調(diào)試、運行、維護、檢修、改造升級直至退役的全生命周期都密切相關(guān)。（3）LNG-TIM指通過集成有效、完備的多種技術(shù)工具并建立匹配的管理體制和管理體系，以保障LNG儲罐完整性得以實現(xiàn)的管理方法，其既指在既定框架內(nèi)的技術(shù)實施、持續(xù)管理和決策過程，也包括對LNG-TIM自身定期的效能審核和改進過程，包括設(shè)施、程序和人員要素。（4）結(jié)合經(jīng)過詳細分解的LNG儲罐的物理結(jié)構(gòu)、主要構(gòu)成單元、功能和儀表控制系統(tǒng)，得出LNG全容罐完整性管理的19項要素構(gòu)成的風險要素表。（5）提出LNG-TIM的管理框架及各個步驟的詳細內(nèi)容。（6）LNG儲罐的完整性評價方法是以風險管理為核心的模式，其完整性評價技術(shù)是以LNG儲罐本體及其附屬設(shè)施的風險評估為核心，結(jié)合配套專業(yè)（如機械、儀控、電、消防等）提出的評價方法，綜合評定LNG儲罐系統(tǒng)的完整性狀態(tài)，按失效可能性選擇檢測方法和運營策略，按風險大小確定日常維護、監(jiān)測的重點，實現(xiàn)LNG儲罐系統(tǒng)安全可靠地長周期運行。實現(xiàn)這一過程的手段是適用的監(jiān)測和檢測評價技術(shù)，核心是LNG儲罐的風險評估和適用性評價。（7）對于服役較長時間的LNG儲罐，其內(nèi)罐、外罐、基礎(chǔ)、絕熱系統(tǒng)的完整性評價主要依靠基于風險檢測（RBI）和適用性評估（FFS）的技術(shù)手段，其基本依據(jù)是LNG儲罐運行和設(shè)施老化方面的經(jīng)驗及LNG儲罐缺陷后果說明書，這里提供了法國、日本、意大利和美國在LNG儲罐“老化”檢測的相關(guān)結(jié)果。結(jié)論：本文建立了LNG儲罐完整性、LNG-TIM的概念和體系框架。在LNG-TIM主要風險要素分析的基礎(chǔ)上，參考DNV規(guī)范、國內(nèi)外對預應(yīng)力混凝土結(jié)構(gòu)（尤其核電安全殼）失效機理、國際LNG行業(yè)開罐檢測診斷的結(jié)果，一定程度上認可了LNG全容罐本體在設(shè)計壽命周期前期的“免維護”特點，LNG儲罐完整性評價方法和內(nèi)容的重點是LNG儲罐本體結(jié)構(gòu)之外的儲罐功能系統(tǒng)以及儲罐壽命周期中后期階段的外罐本體。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2012, 32(3): 86-93

入選年份：2015

塔里木盆地麥蓋提斜坡奧陶系風化殼成藏條件

鄔光輝，李洪輝，張立平，等

摘要：目的：塔里木盆地塔中、塔北地區(qū)已先后發(fā)現(xiàn)了一系列海相碳酸鹽巖大油氣田，而更為廣闊的塔西南地區(qū)近20年來雖然一直在探索不同領(lǐng)域與類型，但仍未取得預期的成效。本文在地震、儲集層、油藏與地化資料綜合研究的基礎(chǔ)上，探討該區(qū)油氣分布規(guī)律與勘探方向。方法：針對該區(qū)制約油氣富集的構(gòu)造變遷、儲集層類型與分布、油氣來源與演化等3方面問題開展研究。首先通過區(qū)域構(gòu)造成圖與構(gòu)造解析的方法與立體可視化技術(shù)，進行古隆起追蹤與區(qū)域構(gòu)造演化分析。然后通過古地貌恢復技術(shù)刻畫奧陶系碳酸鹽巖風化殼的分布，并通過鉆井巖溶作用分析儲集層發(fā)育主控因素，結(jié)合儲集層預測研究優(yōu)質(zhì)儲集層分布。進而通過油源對比、烴源巖分布的地震追蹤、區(qū)域構(gòu)造演化與生烴史結(jié)合分析油氣成藏與演化過程。在此基礎(chǔ)上，探討油氣分布與勘探方向。結(jié)果：發(fā)現(xiàn)在麥蓋提斜坡—西南坳陷區(qū)發(fā)育大型北西西向下古生界古隆起。該古隆起具有基底隆起背景，形成于前志留紀，經(jīng)歷早海西期構(gòu)造遷移、晚海西期-燕山期穩(wěn)定發(fā)育。直至喜馬拉雅運動晚期，塔西南地區(qū)發(fā)生強烈沉降，構(gòu)造向北遷移形成巴楚隆起，麥蓋提斜坡反轉(zhuǎn)形成南傾斜坡。發(fā)現(xiàn)麥蓋提斜坡及其周緣發(fā)育塔里木盆地最大規(guī)模的奧陶系碳酸鹽巖風化殼，面積達9.1×104km2。奧陶系風化殼歷經(jīng)加里東晚期與早海西期的大型巖溶作用，受控古巖溶地貌、構(gòu)造作用與巖性，以小型縫洞體儲集層為主，與上覆志留系/石炭系泥巖形成優(yōu)質(zhì)儲蓋組合。已有鉆探井均位于北部巖溶緩坡-洼地，巖溶作用較弱、充填嚴重，儲集層欠發(fā)育；而南部古隆起上斜坡經(jīng)歷2～3期大型巖溶作用，峰叢地貌、斷裂裂縫發(fā)育區(qū)與臺內(nèi)灘或白云巖發(fā)育區(qū)的疊加部位更有利于巖溶儲集層的發(fā)育。油源對比表明本區(qū)的原油來自寒武系，天然氣以原油裂解氣為主。該區(qū)以中下寒武統(tǒng)烴源巖為主，圍繞基底古隆起周緣斜坡分布，南部可能形成被動大陸邊緣斜坡相的優(yōu)質(zhì)烴源巖，烴源巖分布面積可達14×104km2。塔西南地區(qū)碳酸鹽巖具有晚海西期成藏、喜馬拉雅晚期調(diào)整與再成藏的兩期充注成藏史。晚海西期為油氣成藏關(guān)鍵時期，油氣聚集與分布受控于古隆起的演化與變遷，形成早期成油、晚期調(diào)整與裂解聚氣的運聚模式。麥蓋提斜坡長期位于塔西南古隆起北部斜坡區(qū)，不僅有利于晚海西期充注形成古油藏，而且是晚期南部深埋區(qū)裂解氣與古油藏向北調(diào)整的指向區(qū)，是油氣富集的有利地區(qū)。結(jié)論：麥蓋提斜坡及其周緣發(fā)育盆地最大規(guī)模的奧陶系碳酸鹽巖風化殼，具有古生代-中生代長期穩(wěn)定發(fā)育的古隆起背景，與塔中、塔北古隆起成藏條件相似?？赡苄纬深愃戚喣稀⑺械貐^(qū)奧陶系儲集層控油、斜坡富集的油氣分布格局，受風化殼儲集層控制的縫洞型油氣藏是本區(qū)油氣勘探的主要對象。塔西南古隆起北斜坡有利于奧陶系大規(guī)模碳酸鹽巖儲集層的發(fā)育與保存，已鉆探區(qū)域不是海相碳酸鹽巖儲集層分布有利部位，沿現(xiàn)今斜坡低部位的古巖溶儲集體是有利區(qū)域。古隆起東西兩端的瑪南、麥西斜坡區(qū)長期位于油氣聚集與調(diào)整的有利部位，具備形成大面積碳酸鹽巖縫洞型巖性油氣藏的地質(zhì)條件，是塔里木盆地碳酸鹽巖油氣勘探的有利接替區(qū)。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2012, 39(2): 144-153

入選年份：2015

鄂爾多斯盆地延長組下組合油氣來源及成藏模式

李相博，劉顯陽，周世新，等

摘要：目的：上三疊統(tǒng)延長組下組合長9與長10油層組是鄂爾多斯盆地中生界石油勘探新層系，但以往對長9與長10成藏規(guī)律方面的研究較為薄弱，認識程度較低，且存在爭議。本文通過生物標志化合物對比、流體包裹體分析及盆地模擬研究，對鄂爾多斯盆地延長組長9與長10油層組的油源、成藏期次及成藏模式進行了探討，以便為長9與長10新層系的油氣勘探部署提供科學依據(jù)。方法：本次研究共采集了延長組21個烴源巖樣品、11個原油樣品和14口井（共384個測試點）的包裹體樣品，分析項目主要包括烴源巖與原油樣品的抽提、分離、飽和烴氣相色譜-質(zhì)譜、包裹體產(chǎn)狀及測溫等。此外，還收集了前人部分烴源巖和原油樣品的分析資料。通過對原油與烴源巖生物標志物及碳同位素特征的對比、儲集層中流體包裹體的分析及盆地生排烴史、油氣充注史的模擬研究，對長9和長10油藏的油氣來源、成藏期次、成藏主控因素及成藏模式進行了探討，提出了新的認識。結(jié)果：長9油層的原油可以劃分為兩種類型：第Ⅰ類原油主要來源于長7段烴源巖，以含較低豐度的C3017α（H）-重排藿烷為特征，主要分布在姬塬和隴東地區(qū)；第Ⅱ類原油主要來自長9段烴源巖，以含有較高豐度的C3017α（H）-重排藿烷為特征，主要分布在隴東地區(qū)。陜北地區(qū)長10油層的原油主要來源于長9段烴源巖。隴東與姬塬地區(qū)長9油藏均發(fā)生過兩期油氣充注，但充注特征明顯不同，前者由于地溫梯度異常，很可能在第1期（中侏羅世）就達到了油氣充注的高峰期，而后者第2期（白堊系志丹組沉積期）為油氣充注高峰期。陜北長10油層也存在兩期成藏，但兩期油氣呈連續(xù)充注，大致從侏羅系直羅組沉積中后期一直持續(xù)白堊系志丹組沉積中后期。延長組長9與長10油藏存在3種成藏模式：（1）“上生下儲”型成藏模式：以長7或長9為生油層，以長9或長10為儲油層，其油藏類型以純構(gòu)造或構(gòu)造-巖性油藏為主。該成藏模式在盆地中發(fā)育較普遍，在長7或長9烴源巖分布范圍內(nèi)均可能出現(xiàn)。（2）“自生自儲”型成藏模式：以長9為生油層，油氣在烴源巖范圍內(nèi)的長9有利砂體中直接“浸染成藏”，其油藏類型以巖性油藏為主。這類油藏主要分布在長9烴源巖發(fā)育的志丹—洛川地區(qū)。（3）“側(cè)生旁儲”型成藏模式：以長9為生油層，油氣早期依靠流體勢與浮力作用運移到烴源巖范圍外的長9儲集層中而成藏，其油藏類型以構(gòu)造-巖性油藏為主。這類成藏模式主要分布在長9烴源巖發(fā)育地區(qū)西側(cè)的隴東地區(qū)。結(jié)論：鄂爾多斯盆地不同地區(qū)因油氣來源和石油地質(zhì)條件不同，成藏主控因素也有差異。油氣運移的動力、溝通源-儲的裂縫及構(gòu)造特征等因素是姬塬地區(qū)長9油氣成藏的主控因素；“早隆晚凹”的構(gòu)造反轉(zhuǎn)史使得隴東地區(qū)長9油氣成藏有其特殊性；而影響陜北地區(qū)長10油氣成藏的關(guān)鍵因素為有利沉積相帶、低幅度構(gòu)造及垂向運移通道等。延長組下部長9與長10成藏組合可分為“上生下儲”“側(cè)生旁儲”及“自生自儲”3類，與此對應(yīng)的3種成藏模式分別發(fā)育在盆地的不同地區(qū)。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2012, 39(2): 172-180

入選年份：2015

陸相坳陷型盆地地震沉積學研究規(guī)范

曾洪流，朱筱敏，朱如凱，等

摘要：目的：近年來，地震沉積學在中國得到了較為廣泛的應(yīng)用，但由于其仍處在發(fā)展階段，早期研究主要討論國外海相盆地研究實例和工作流程，而中國陸相盆地研究案例較少。而且，中國非海相盆地與海相盆地相比，無論在盆地層序充填模式、沉積體系特征，還是在巖石物理和地震反射特征上都有顯著差別，因而地震沉積學的研究方法和工作流程也應(yīng)有所不同。本文針對中國陸相沉積盆地特點，總結(jié)近年來中國陸相地震沉積學研究經(jīng)驗，結(jié)合松遼盆地齊家地區(qū)研究實例，探討陸相坳陷型盆地地震沉積學研究規(guī)范。方法：根據(jù)地震沉積學的定義，地震巖性學和地震地貌學是地震沉積學的兩個核心組成部分。利用地震巖性學方法可將一個三維地震數(shù)據(jù)體轉(zhuǎn)化為一個地層巖性數(shù)據(jù)體。根據(jù)沉積砂體形態(tài)（地貌特征）對這種地層巖性數(shù)據(jù)進行地震地貌學分析，可以將物理意義上的地震屬性參數(shù)轉(zhuǎn)換為含有巖性標記的高分辨率沉積相平面圖。對多層沉積相平面圖按地質(zhì)時間順序綜合分析，可得出有關(guān)盆地沉積史、有利砂體分布的地質(zhì)信息。結(jié)果：地震沉積學研究流程為（1）建立包括沿盆地傾向和走向等多個方向的聯(lián)井基干地震剖面網(wǎng)。（2）通過制作典型井地震合成記錄和進行測井曲線深-時轉(zhuǎn)換，開展測井—地震聯(lián)合對比，建立高精度層序地層格架。（3）地震子波相位調(diào)整。根據(jù)儲集層相對厚度決定最佳子波相位，對地震意義上的薄層（單層厚度小于四分之一波長），子波相位應(yīng)調(diào)整到90°；對地震厚層段（單層厚度大于四分之一波長），子波相位調(diào)整到零相位。（4）追蹤地震地質(zhì)等時標志層。選擇與地震波頻率變化無關(guān)的同相軸所代表的地質(zhì)標志層，如最大洪泛面凝縮層、平行不整合等進行追蹤，形成地震地質(zhì)時間格架。（5）地震分辨率估算。包括用頻譜分析估計地震波有效頻率范圍和主頻；用井資料制作正演模型以確定薄層時間分辨厚度極限。（6）地震頻率調(diào)整。為實現(xiàn)高等級層序地層格架與地震資料的最佳配合，應(yīng)盡可能將地震沉積學最小作圖單元調(diào)整到高級層序或高級層序體系域的平均厚度范圍。（7）巖石物理關(guān)系分析。用巖心的實驗室測定數(shù)據(jù)或關(guān)鍵井測井曲線統(tǒng)計目的層段不同巖性間的波阻抗對應(yīng)關(guān)系及極性/振幅對應(yīng)關(guān)系。（8）地震參數(shù)篩選。確定預測巖性和沉積相的最佳地震屬性參數(shù)或參數(shù)組合。（9）地層切片處理。用專用軟件制作地層切片，建立地層切片和高等級層序的對應(yīng)關(guān)系。（10）地震沉積相分析。根據(jù)地層切片上顯示的地震巖性學信息和地震地貌特征，以及巖心-測井相標定結(jié)果，輔以剖面地震相特征，解釋沉積相、沉積環(huán)境和沉積體系域分布。儲集層和石油地質(zhì)評價。綜合多學科研究成果，預測砂體厚度、分布范圍、儲集層質(zhì)量、地層巖性圈閉等。結(jié)論：地震沉積學所用基礎(chǔ)資料包括三維地震疊后數(shù)據(jù)體，周邊二維地震測線和地層、巖性、構(gòu)造背景資料，以及工區(qū)鉆測井資料。地震沉積學分析強調(diào)地震與地質(zhì)資料綜合解釋以及與層序地層學分析和地震地層學分析的結(jié)合。工作流程包括井震對比、子波相位調(diào)整、追蹤等時標志層、地震分辨率分析、巖石物理關(guān)系分析、地震參數(shù)篩選、地層切片處理、地震沉積相分析以及油氣勘探開發(fā)前景綜合評價等。松遼盆地齊家地區(qū)白堊系青山口組淺水三角洲沉積地震沉積學研究表明，本文所述研究規(guī)范對陸相坳陷型盆地湖相地層薄砂巖儲集層的沉積相成圖和分布預測是有效的。在理想條件下，用50 Hz主頻三維地震資料可預測1 m厚度的分流河道砂體。其研究思路、分析資料和成果圖件可作為在其他陸相盆地，尤其在是坳陷型盆地開展地震沉積學研究的參考。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2012, 39(3): 275-284

入選年份：2015

鄂爾多斯盆地上古生界致密氣成藏條件與勘探開發(fā)

楊華，付金華，劉新社，等

摘要：目的：鄂爾多斯盆地上古生界致密氣資源豐富，資源量為10.37×1012m3。由于地表條件復雜、儲集層非均質(zhì)性強、儲量豐度低、單井產(chǎn)量低，勘探開發(fā)難度較大。本文擬通過對鄂爾多斯盆地致密氣成藏的有利地質(zhì)條件、成藏特征及勘探開發(fā)技術(shù)的研究，總結(jié)致密氣成藏富集規(guī)律和勘探開發(fā)技術(shù)。方法：通過儲集層巖性分析、流體包裹體測試、模擬實驗等手段，研究鄂爾多斯盆地上古生界致密氣烴源巖特征、儲集層特征及運移聚集特征等天然氣成藏的地質(zhì)條件，并總結(jié)致密氣藏的基本特征；開展全數(shù)字地震薄儲集層預測技術(shù)、致密氣層測井精細評價技術(shù)與致密氣藏規(guī)模有效開發(fā)技術(shù)等技術(shù)攻關(guān)，實現(xiàn)致密氣藏的勘探突破與效益開發(fā)。結(jié)果：明確了致密氣成藏的有利地質(zhì)條件：（1）鄂爾多斯盆地石炭—二疊系暗色泥巖和煤層發(fā)育，生氣強度大于15×108m3/km2的區(qū)塊占盆地總面積的70%以上，廣覆式生烴、持續(xù)性充注為致密氣藏的形成提供了氣源保障。（2）盆地北部發(fā)育的大型緩坡三角洲砂體為致密氣藏提供了良好的儲集空間，高石英含量砂巖與溶蝕作用控制著相對高滲儲集層的分布。（3）盆地上古生界具有“先致密、后成藏”的特征，天然氣主要以就近運聚成藏為主，聚集效率高，在生氣強度大于10×108m3/km2的地區(qū)就可以形成大規(guī)模工業(yè)性天然氣聚集，盆地構(gòu)造的穩(wěn)定性與天然氣的近距離運聚成藏為致密氣藏的形成提供了有利條件。形成了致密氣勘探開發(fā)關(guān)鍵配套技術(shù)：（1）全數(shù)字地震勘探技術(shù)，資料采集采用全數(shù)字檢波器接收，地震資料有效頻帶由以往的8～85 Hz拓寬到4～120 Hz，形成了以AVO屬性分析及交會、疊前角度域吸收等為核心的疊前儲集層預測技術(shù)系列，實現(xiàn)了從巖性體刻畫到薄儲集層預測與流體檢測的重大轉(zhuǎn)變。（2）建立了以儲集層有效性、含氣性評價為核心的致密氣層測井精細評價方法，提出“三水”導電模型，將巖石的導電視為自由水、微孔隙水、黏土束縛水的并聯(lián)導電，為砂泥巖電阻率測井解釋開辟了新的途徑，提高了含氣性評價的精度。（3）形成了以“井位優(yōu)選、快速鉆井、儲集層改造、井下節(jié)流、排水采氣、數(shù)字管理”為核心的12項開發(fā)集成配套技術(shù)，致密氣井單井產(chǎn)量大幅提高，直井產(chǎn)量達1.1×104m3/d，水平井產(chǎn)量達5×104～8×104m3/d，開發(fā)水平顯著提升。盆地上古生界致密氣勘探開發(fā)實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，目前已發(fā)現(xiàn)蘇里格、烏審旗、大牛地、神木等4個探明儲量超過千億立方米的致密氣田，致密氣累計地質(zhì)儲量達3.53×1012m3，占盆地已發(fā)現(xiàn)天然氣總地質(zhì)儲量的84%；2006年以來年均致密氣產(chǎn)量增長超過30×108m3，2010年致密氣產(chǎn)量達到106×108m3，占盆地天然氣總產(chǎn)量的50%以上。結(jié)論：通過深化地質(zhì)綜合研究及勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，明確了鄂爾多斯盆地致密氣成藏的有利地質(zhì)條件，煤系烴源巖、高石英含量砂巖儲集層、近距離運聚成藏等成藏要素的有效配置形成了鄂爾多斯盆地上古生界致密氣藏大面積分布的格局；長慶油田在致密氣勘探開發(fā)實踐中形成的全數(shù)字地震技術(shù)、致密氣層測井精細評價技術(shù)和以“井位優(yōu)選、快速鉆井、儲集層改造、井下節(jié)流、排水采氣、數(shù)字管理”為核心的12項開發(fā)集成配套技術(shù)為實現(xiàn)致密氣的經(jīng)濟有效開發(fā)、降低氣井開采成本、提高氣井管理水平提供了技術(shù)保障，同時為盆地今后及其他地區(qū)致密氣勘探與開發(fā)提供了地質(zhì)依據(jù)及可借鑒的勘探開發(fā)技術(shù)。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2012, 39(3): 295-303

入選年份：2015

非常規(guī)油氣藏體積改造技術(shù)——內(nèi)涵、優(yōu)化設(shè)計與實現(xiàn)

吳奇，胥云，王曉泉，等

摘要：目的：北美采用“水平井＋水平井分段壓裂”率先在頁巖氣實現(xiàn)了突破，并拓展到致密油領(lǐng)域。中石油借鑒北美經(jīng)驗并結(jié)合實踐，于2009年初提出體積改造技術(shù)理念。本文系統(tǒng)闡釋了“體積改造”的技術(shù)內(nèi)涵、優(yōu)化設(shè)計方法和實現(xiàn)途徑，旨在加速中國非常規(guī)油氣藏改造技術(shù)的進步。方法：在總結(jié)和借鑒國外技術(shù)的基礎(chǔ)上，對筆者提出的“體積改造”進行了闡釋，并從裂縫復雜程度、裂縫破裂模式、流體由基質(zhì)到裂縫的滲流機理、分簇射孔實現(xiàn)縫間應(yīng)力干擾角度分析了體積改造的技術(shù)內(nèi)涵。針對體積改造技術(shù)的實現(xiàn)方法，結(jié)合國外技術(shù)方法和相關(guān)區(qū)塊的開發(fā)實踐，通過理論分析和現(xiàn)場應(yīng)用情況，提出提高儲集層改造體積的關(guān)鍵設(shè)計理念。最后，針對中國石油體積改造技術(shù)的研究與實踐，提出體積改造技術(shù)的未來發(fā)展方向。結(jié)果：“體積改造”技術(shù)具有廣義與狹義之分。廣義上，“體積改造”技術(shù)為提高儲集層縱向動用程度的分層壓裂技術(shù)，以及增大儲集層滲流能力和儲集層泄油面積的水平井分段改造技術(shù)；狹義上，“體積改造”技術(shù)為通過壓裂手段迫使儲集層產(chǎn)生網(wǎng)絡(luò)裂縫的改造技術(shù)。體積改造的最終目標是“打碎”儲集層，建立油氣由基質(zhì)到裂縫的最短距離滲流和最小驅(qū)動壓差，其技術(shù)內(nèi)涵包括5個方面：（1）“打碎”儲集層，形成復雜縫網(wǎng)，“創(chuàng)造”人造滲透率；（2）裂縫起裂不是單一張型破壞，而是剪切破壞及錯斷和滑移等；（3）“突破”傳統(tǒng)壓裂裂縫滲流理論模式，大幅度降低基質(zhì)中流體有效滲流的驅(qū)動壓力，大大縮短流體滲流到裂縫的距離；（4）適用于較高脆性巖層的改造，脆性指數(shù)是優(yōu)選體積改造技術(shù)模式和液體類型的關(guān)鍵指標，巖石脆性越高，形成復雜縫網(wǎng)的可能性越大；（5）采用“分段多簇射孔”實現(xiàn)縫間干擾，促使裂縫轉(zhuǎn)向形成復雜裂縫。體積改造技術(shù)實現(xiàn)的關(guān)鍵設(shè)計理念為：（1）優(yōu)化縫間距，利用縫間干擾，形成復雜裂縫；（2）非均勻布簇，提高“甜點”改造效率；（3）優(yōu)化支撐劑鋪置模式，提高改造效果。對于脆性指數(shù)較高的儲集層，主體改造技術(shù)為滑溜水、高排量、低砂比、段塞注入等；對于脆性指數(shù)較低儲集層的體積改造，須突破傳統(tǒng)采用高黏度液體形成高導流長縫的設(shè)計模式，主要實施方法為：（1）加密分簇技術(shù)，通過簇間應(yīng)力干擾形成人工縫網(wǎng)；（2）采用多次停泵注入模式，通過應(yīng)力重定向?qū)崿F(xiàn)新裂縫起裂，溝通天然裂縫、層理和誘導裂縫；若應(yīng)力未發(fā)生改變，多次停泵可實現(xiàn)支撐劑的均勻鋪置，從而提高增產(chǎn)效果；（3）采用多次端部脫砂壓裂技術(shù)，通過人工干預促使縫內(nèi)凈壓力高于弱面或天然裂縫破裂壓力，形成多條裂縫。結(jié)論：體積改造技術(shù)的核心理論為“打碎”儲集層、建立流體由基質(zhì)到裂縫的最短距離滲流和最小驅(qū)動壓差。體積改造技術(shù)內(nèi)涵是體積改造理論的具體體現(xiàn)。簇間距優(yōu)化、非均勻布段（簇）、優(yōu)化支撐劑鋪置模式等是實現(xiàn)體積改造的關(guān)鍵理念；加密分簇技術(shù)、多次停泵注入模式及多次端部脫砂壓裂技術(shù)是低脆性指數(shù)地層實現(xiàn)體積改造的技術(shù)關(guān)鍵。體積改造技術(shù)在致密砂巖（油、氣）、火山巖、碳酸鹽巖的改造中有良好的應(yīng)用前景，利用多層多分支井技術(shù)對儲集層實施“立體式”體積改造是高效開發(fā)非常規(guī)油氣藏的未來發(fā)展方向。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2012, 39(3): 352-358

入選年份：2015

四川盆地震旦系大氣田形成條件與勘探遠景區(qū)

魏國齊，沈平，楊威，等

摘要：目的：自四川盆地威遠大氣田發(fā)現(xiàn)后，在樂山—龍女寺古隆起上以震旦系為目的層進行了一系列鉆探，其中4口鉆井獲工業(yè)氣流，但1997—2010年，四川盆地震旦系的勘探一直未獲重大突破。本文基于對四川盆地樂山—龍女寺古隆起演化和震旦系沉積相、烴源巖、儲集層、蓋層等成藏條件的系統(tǒng)研究，分析四川盆地震旦系天然氣勘探潛力，并優(yōu)選有利勘探遠景區(qū)。方法：利用四川盆地最新地震資料，研究了樂山—龍女寺古隆起分布與構(gòu)造形成演化；根據(jù)地球化學資料，分析了古隆起上震旦系內(nèi)瀝青的含量及分布特征?？偨Y(jié)了古隆起上4類構(gòu)造的演化、天然氣藏的成藏過程和類型。根據(jù)野外露頭、鉆井和地震資料，研究了四川盆地震旦紀沉積相及古地理演化，預測了燈影組有利沉積相帶；根據(jù)巖心、測井資料，分析了震旦系燈影組儲集層的儲集空間類型、儲集物性和儲集層分布特征，劃分了震旦紀末巖溶古地貌，指出了有利巖溶相帶。根據(jù)烴源巖的厚度、分布、有機質(zhì)豐度、類型和成熟度特征，結(jié)合構(gòu)造演化、沉積儲集層、儲蓋組合及保存條件研究，優(yōu)選了以高石梯-磨溪為代表的震旦系4個勘探遠景區(qū)帶。結(jié)果：樂山—龍女寺古隆起震旦系長期處于構(gòu)造高部位，其核部和斜坡部位曾發(fā)生油氣聚集。古隆起上，繼承性古構(gòu)造內(nèi)天然氣成藏經(jīng)歷了古油藏—原油裂解—原地聚氣過程，形成構(gòu)造和巖性—構(gòu)造氣藏；早期斜坡—晚期背斜構(gòu)造內(nèi)天然氣成藏經(jīng)歷了古油藏—原油裂解—隆升調(diào)整過程，形成背斜構(gòu)造氣藏；早期背斜-晚期斜坡構(gòu)造內(nèi)天然氣成藏經(jīng)歷了古油藏—原油裂解—隆升調(diào)整過程，形成巖性氣藏；繼承性斜坡在局部構(gòu)造高部位、地層尖滅部位和巖性側(cè)向變化部位易形成地層-巖性氣藏。震旦系陡山沱組沉積期發(fā)育陸棚—濱岸沉積體系，陸棚相的黑色泥巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，覆蓋面積大；燈影組沉積期發(fā)育緩坡—局限臺地沉積體系，局限臺地相的云坪亞相和臺內(nèi)灘亞相為有利儲集相帶，在盆地范圍內(nèi)大面積分布。震旦系燈影組儲集空間主要為溶孔、溶洞、溶縫和構(gòu)造裂縫，具有低孔低滲、非均質(zhì)性強的特征；燈二段、燈三段和燈四段3套儲集層在縱向上互相疊置，在全盆地內(nèi)大范圍分布；震旦紀末，成都—資陽—雅安一帶以西為巖溶高地，向北東、南東逐漸過渡為巖溶斜坡，巖溶上斜坡區(qū)的巖溶儲集層最好。震旦系大氣田的4套烴源巖中，寒武系筇竹寺組泥質(zhì)烴源巖質(zhì)量較好、厚度大、分布面積廣；燈三段泥質(zhì)烴源巖質(zhì)量好、川中地區(qū)厚度較大；陡山沱組泥質(zhì)烴源巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，盆地周邊厚度較大；燈影組灰?guī)r和藻白云巖烴源巖具有生氣能力；縱向上4套烴源巖與3套巖溶儲集層配置良好。寒武系筇竹寺組大套泥頁巖是震旦系氣藏的區(qū)域性蓋層。同時，盆地內(nèi)斷裂不發(fā)育，保存條件良好。結(jié)論：四川盆地震旦系具備形成大氣田的基本條件：大型繼承性古隆起為震旦系油氣形成、聚集提供了條件；穩(wěn)定的沉積背景奠定了儲集體和烴源巖大面積發(fā)育的基礎(chǔ)；燈二段、燈三段和燈四段3套儲集層相互疊置，大面積發(fā)育；多套烴源巖縱向疊置，大面積分布，與儲集層呈“三明治”互層結(jié)構(gòu)；區(qū)域性泥巖蓋層厚、盆地內(nèi)斷裂不發(fā)育，保存條件好；良好的成藏條件及配置關(guān)系形成了震旦系巨大的勘探潛力。震旦系4個勘探遠景區(qū)帶為：樂山—龍女寺古隆起勘探遠景區(qū)、川東南勘探遠景區(qū)帶、川東勘探遠景區(qū)和川西北勘探遠景區(qū)，其中樂山—龍女寺古隆起核部高石梯-磨溪繼承性古構(gòu)造圈閉最為有利，斜坡部位是探索地層-巖性氣藏的重點領(lǐng)域。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2013, 40(2): 129-138

入選年份：2015

鶯歌海盆地高溫超壓氣藏控藏要素與成藏模式

謝玉洪，張迎朝，李緒深，等

摘要：目的：探討上中新統(tǒng)黃流組一段優(yōu)質(zhì)儲層的沉積模式與儲層分布是區(qū)域性海退控制的，還是局部侵蝕充填的？認清底辟構(gòu)造、底辟構(gòu)造外巖性氣藏天然氣成藏的差異，明確天然氣勘探方向。方法：按“源-匯”思路，運用重礦物物源分析、C-M粒度分析、微體古生物分析、沉積構(gòu)型分析及地震地層學分析來認識上中新統(tǒng)黃流組一段優(yōu)質(zhì)儲層沉積模式及儲層分布控制因素；運用地震地層學和測井資料評價蓋層突破壓力，探討底辟構(gòu)造外巖性圈閉的封蓋條件。運用天然氣碳同位素、儲層流體包裹體分析和生烴動力學，探討底辟構(gòu)造、底辟構(gòu)造外巖性氣藏天然氣成藏特征的差異、天然氣成藏模式與勘探方向。結(jié)果：晚中新世黃流組沉積晚期，XF區(qū)受盆地東、西部物源影響，XF14井以赤褐鐵礦、白鈦礦為主，代表西物源的重礦物組合。CM圖點群平行于C＝M基線分布，以懸浮載荷為主，反映重力流沉積特征。砂巖中無或少見有孔蟲，而泥巖中有孔蟲總豐度高，且浮游類占90%以上，反映這套儲層發(fā)育在水深較大的外陸架淺海環(huán)境。因此，XF區(qū)西部上中新統(tǒng)黃流組一段為位于構(gòu)造坡折之下、物源來自昆嵩隆起藍江三角洲的重力流沉積，包含薄層濁積砂和塊狀厚層砂質(zhì)碎屑流沉積兩類沉積構(gòu)型。XF區(qū)西部T31界面侵蝕作用是局部性的，侵蝕系西部物源砂質(zhì)碎屑沉積物在重力流作用下，入盆侵蝕下部老地層所形成。在XF14井區(qū)，重力流沉積砂體向東部與淺海相泥巖相接，東、西部物源交匯區(qū)發(fā)育質(zhì)量好、封閉能力強的優(yōu)質(zhì)泥巖蓋層，易于形成巖性圈閉。XF14井天然氣甲烷碳同位素（δ13C1）為－37.67‰～－37.30‰，與底辟構(gòu)造核部天然氣甲烷碳同位素值（－30.08‰）相比偏輕，與巖性圈閉形成早、天然氣聚集早有關(guān)。巖性氣藏形成于底辟背斜之外，近物源，發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲蓋組合；上新世發(fā)育溝源斷裂/裂隙，烴源巖生成的天然氣可以順暢地進入巖性圈閉成藏；離開底辟幕式構(gòu)造活動中心，天然氣聚集后保存條件好，因此底辟構(gòu)造外巖性圈閉能夠形成較大規(guī)模的優(yōu)質(zhì)天然氣聚集，成為鶯歌海盆地高溫超壓天然氣勘探的主要方向。背斜氣藏發(fā)育于中央底辟背斜帶，由于遠離物源，主要發(fā)育淺海灘壩泥質(zhì)粉砂巖，儲層致密；處于底辟幕式構(gòu)造活動中心，天然氣保存條件、氣組分不確定性較大，形成的背斜氣藏規(guī)模相對小。結(jié)論：鶯歌海盆地上中新統(tǒng)黃流組一段高溫超壓、高產(chǎn)巖性氣藏天然氣成藏主控因素有3點：（1）重力流沉積優(yōu)質(zhì)儲層；（2）氣藏處于盆地東、西部物源交匯區(qū)西側(cè)，上覆優(yōu)質(zhì)淺海相泥巖蓋層；（3）氣藏位于底辟構(gòu)造外圍，其下部存在溝通深部中中新統(tǒng)梅山組、下中新統(tǒng)三亞組超高壓、高成熟烴源巖的斷裂/裂隙系統(tǒng)。鶯歌海盆地高溫超壓氣藏成藏模式有2種：（1）巖性型，氣藏分布于底辟背斜翼部、外圍甚至向斜底部，具有圈閉形成早，氣藏不受底辟構(gòu)造控制；（2）背斜型，氣藏分布于底辟背斜上，構(gòu)造定形、天然氣聚集受控于晚期的底辟活動，氣藏受底辟構(gòu)造控制。其中，巖性氣藏儲層孔滲好，規(guī)模大。

來源出版物：石油學報, 2012, 33(4): 601-609

入選年份：2015

鶯歌海盆地東方區(qū)中深層黃流組超壓儲集層特征

張伙蘭，裴健翔，張迎朝，等

摘要：目的：鶯歌海盆地是發(fā)育在南海北部大陸架西部的新生代含油氣盆地，中央底辟帶是鶯歌海盆地目前主要的產(chǎn)氣區(qū)和儲量儲備區(qū)。隨著勘探程度的深入和國家對油氣資源需求量的增加，底辟帶淺層可鉆探目標和后備儲量都面臨短缺風險，勘探潛力巨大的中深層必將成為新一輪勘探熱點。但過去10多年中，已鉆遇的中深層儲集層厚度薄、粒級普遍偏細、物性差，中深層勘探一直未取得商業(yè)性突破，因此，尋找優(yōu)質(zhì)儲集層是鶯歌海盆地多年來中深層勘探中的瓶頸之一。近期在東方區(qū)黃流組一段高溫超壓巖性圈閉群發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)工業(yè)氣流后，中深層的巨大勘探潛力越來越被世人所關(guān)注。本文以DF13-1氣田為例，利用新探井資料，詳細解剖東方區(qū)黃流組一段高溫超壓條件下的儲集層特征及其控制因素，預測儲集層經(jīng)濟基底，指明有利儲集層分布區(qū)，進一步提高勘探成效，為南海大陸架油氣勘探提供科學的依據(jù)。方法：本文采用鑄體薄片和掃描電鏡觀察、黏土礦物X衍射、常規(guī)物性測試、壓汞曲線分析等技術(shù)手段，研究東方區(qū)上中新統(tǒng)黃流組一段超壓儲集層巖石學和物性特征，利用高精度生物地層層序及古環(huán)境資料分析晚中新世黃流組一段沉積環(huán)境；綜合分析砂巖儲集層沉積微相、碎屑組分、粒級及高溫強超壓特殊成巖環(huán)境等與儲集物性的關(guān)系，深入研究儲集層質(zhì)量影響因素；基于毛管壓力曲線求取儲集層有效物性下限的方法以及鶯-瓊盆地砂巖孔隙度預測經(jīng)驗公式，結(jié)合有機質(zhì)熱演化、黏土礦物轉(zhuǎn)化史，得出東方區(qū)孔隙演化曲線，預測各種巖性優(yōu)質(zhì)儲集層埋深下限以及儲集層經(jīng)濟基底。結(jié)果：薄片分析結(jié)果表明，源于西部昆嵩隆起區(qū)物源體系的海底扇水道砂長石、巖屑含量較高，主要為巖屑石英砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度高。源于東部海南隆起物源體系的淺海灘壩砂碎屑組分以石英為主，長石、巖屑含量低，以石英粉砂巖為主，為極高成分成熟度，但結(jié)構(gòu)成熟度低。原生粒間孔和各種溶蝕孔構(gòu)成氣田儲集層主要孔隙類型，溶蝕孔以長石粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、粒間溶孔、巖屑溶孔為主。儲集層物性影響因素分析表明，影響儲集層物性的主要地質(zhì)因素為：（1）沉積微相是控制儲集層質(zhì)量和內(nèi)部非均質(zhì)性的主導因素。海底扇水道砂物性最好，屬中孔、中-低滲型好-中等儲集層，是氣田主力儲集層；淺海灘壩砂次之，為中-低孔、低-特低滲型差儲集層或是致密層。（2）砂巖粒徑對儲集層質(zhì)量有明顯的控制作用。粒級越粗，物性越好，孔滲相關(guān)性也越高。細砂巖物性最好，粉砂巖最差。（3）砂巖碎屑組分對儲集層質(zhì)量亦有明顯的控制作用。儲集層石英含量愈低、長石＋巖屑含量愈高，面孔率愈高。源于西物源的砂巖中長石、巖屑含量相對較高，孔隙發(fā)育；而源于東物源的砂巖中石英含量高，長石、巖屑含量低，孔隙發(fā)育差。（4）高溫熱流體活動增強溶蝕作用，擴大儲集層孔隙空間。高溫熱流體活動促進有機質(zhì)生烴和黏土礦物的轉(zhuǎn)化，在轉(zhuǎn)化過程中析出的酸性水以及富含CO2的熱流體對儲集層產(chǎn)生溶蝕，形成次生孔隙發(fā)育帶。（5）強超壓環(huán)境可有效保護孔隙，黃流組一段儲集層現(xiàn)今埋深（2600～3500 m）條件下仍保留52.9%的原生孔隙；強超壓也可抑制黏土轉(zhuǎn)化和有機質(zhì)演化，拓寬生油窗范圍，增加溶解作用的時間和強度，儲集層普見顆粒被完全溶解形成鑄?？滓约疤妓猁}溶解殘余，使次生孔隙帶發(fā)育在更深的地層中。東方區(qū)黃流組粉砂巖、極細砂巖、細砂巖儲集層經(jīng)濟基底大約為3100 m、3900 m和5000 m。其優(yōu)質(zhì)儲集層埋深下限分別為2800 m、3500 m和4400 m。結(jié)論：沉積微相是鶯歌海盆地中央坳陷底辟帶東方區(qū)黃流組超壓儲集層質(zhì)量的主控因素。源于西部昆嵩隆起物源區(qū)的海底扇水道極細-細粒巖屑石英砂巖，沉積厚度大、分布面積廣，儲集性能好，是本區(qū)主力儲集層。高溫熱流體活動和強超壓產(chǎn)生的溶蝕以及強超壓對孔隙的保護，是東方區(qū)黃流組超壓砂巖保留較好儲集物性的主要成巖因素。東方區(qū)超壓環(huán)境下的粉砂巖、極細砂巖、細砂巖儲集層經(jīng)濟基底分別為3100 m、3900 m和5000 m，黃流組一段極細-細粒砂巖在目前埋深（2600～3500 m）條件下，可形成優(yōu)質(zhì)天然氣儲集層。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2013, 40(3): 284-293

入選年份：2015