2016年, 第27卷, 第12期　刊出日期：2016-12-10

  

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  《天然气地球科学》2016-12期封面及目次

  《天然气地球科学》-期封面及目次

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 1-2.

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  《天然气地球科学》2016-12期封面及目次
天然气地质学
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  岩溶背景下的优质天然气储层形成机理及主控因素——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五₄¹储层为例

  王琪, 许勇, 刘新社, 马东旭, 马晓峰, 李树同

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2103-2114. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2103

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  根据野外地质剖面、岩心和铸体薄片观察，结合阴极发光、X-射线衍射、扫描电镜等分析，认为鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶古地貌自西向东依次发育岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地，为优质储层的形成奠定了基础。研究区内经历了同生期层间岩溶、表生期风化岩溶和埋藏期埋藏岩溶3类古岩溶，形成了大量原生孔隙和次生孔隙，为后期成岩作用的改造提供了条件。马五₄¹储层主要发育泥粉晶白云岩、（含）硬石膏结核泥粉晶白云岩、含膏白云岩/膏质云岩、膏岩及岩溶角砾岩，主要发育溶蚀膏模孔、晶间孔、晶间溶孔与微裂缝4种储集空间，溶蚀膏模孔是最主要的储集空间。研究区优质储层发育主要受2个方面因素控制,其中:岩溶古地貌影响储层分布、物性差异、气水分布，是优质储层形成的基础；在岩溶改造后形成的孔隙系统基础上又经历了3期溶蚀作用，2种作用相互叠合是形成优质储层的关键。
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  鄂尔多斯盆地马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩分布特征

  姚泾利, 王程程, 陈娟萍, 高岗, 王飞雁, 李晓凤, 李佳烨, 刘岩

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2115-2126. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2115

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  针对鄂尔多斯盆地中东部盐下奥陶系内幕天然气自生自储特征及其相应烃源岩发育不清的实际，利用地球化学与测井技术相结合的方法，分析了研究区奥陶系盐下烃源岩的分布特征。奥陶系马家沟组马五₆亚段膏岩最为发育，分布最为广泛，该膏岩层之下发现的自生自储天然气出气点表明了海相碳酸盐岩烃源岩具有一定的生排气能力。研究表明:研究区马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩有机质丰度总体偏低，测试的有机碳含量平均值约为0.2%，大部分低于0.5%；岩石热解T_ma 平均值达484℃,处于高成熟—过成熟阶段。平面分布上，盐下碳酸盐岩烃源岩有机碳含量在西部相对较高，向东逐渐降低；有机碳含量在北部相对较高，向盆地中部降低，最南部略有升高。研究区存在3个相对较好的烃源岩有利分布区。
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  鄂尔多斯盆地中—新元古界勘探方向及潜力

  郝松立, 孙六一, 包洪平, 刘刚, 章贵松

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2127-2135. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2127

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  鄂尔多斯盆地中—新元古界勘探程度较低，石油地质基础条件认识薄弱，但勘探潜力不容忽视。本着向源勘探的思路，根据空间分布情况，提出鄂尔多斯盆地中—新元古界天然气勘探的3个方向。深部气源方向受目前研究程度的限制，不适合作为现实目标，可作为远景勘探领域；上生气源来自上古生界煤系地层，气源条件良好，埋深相对较浅，是有利的勘探方向，也是勘探部署的重点目标，但勘探表明受构造及煤系地层分布等条件制约，可能成藏范围有限；自生气源成为中—新元古界勘探取得突破的主要方向，由于盆地内钻井资料有限，以周缘地质露头为突破口，发现盆地周缘发育长城系烃源岩，盆地内部也具有发育长城系烃源岩的潜力，结合长城系相对较好的储集条件，认为长城系是自生自储型气藏的主要勘探层系。在明确勘探方向和主要层系的基础上，以寻找盆地内部长城系烃源岩为目标，提出了盆地中部定边—T59井和盆地东南部淳化—洛川2个有利勘探区带。
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  致密砂岩气藏孔喉结构与可动流体赋存规律——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区盒8段、山1段储层为例

  刘登科, 孙卫, 任大忠, 张茜, 明红霞, 陈斌

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2136-2146. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2136

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  致密砂岩储层的研究中，可动流体赋存特征因能表征储层孔隙中流体的流动规律而备受重视。以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区下石盒子组盒8段、山西组山1段核磁共振测试样品为研究对象，结合铸体薄片,扫描电镜,阴极发光,恒速压汞,黏土矿物X-射线衍射,高压压汞及气水相渗实验分析了研究区储层可动流体赋存特征，开展了可动流体赋存特征的影响因素研究.结果表明:研究区储层依据孔隙组合类型可分为粒间孔_溶孔型储层,溶孔_晶间孔型储层及孔隙+裂缝型储层，可动流体赋存能力及大孔喉发育情况依次变差;喉道越大且孔喉均质程度越好可动流体饱和度越高;储层亲水性能力提高造成水膜厚度增大导致喉道缩小甚至阻塞，可动流体饱和度降低。测井解释含气性与孔隙组合类型对应良好，为致密砂岩储层含气性评价提供了直接依据。
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  致密低渗砂岩储层定量评价方法

  张广权, 胡向阳, 陈舒薇

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2147-2153. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2147

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  针对越来越复杂的致密低渗砂岩储层评价存在的问题和难点，综合静态资料和动态资料的定性、定量参数，提出一套针对致密低渗储层的综合定量评价方法，进行系统的、全面性的分析，其储层的定量评价结果可直接运用于生产中，该方法在油气田开发、评价中具有重要的意义。该方法总体思路是首先选择评价指标、并对评价指标进行标准化，然后赋予每个评价指标一定的权重系数，通过储层综合评价系数计算和储层类型划分，结合储层经济界限，确定储层评价标准，进行储层综合定量评价，优选有利区带，为井位部署及产能建设提供依据。利用该方法在鄂尔多斯盆地某气田开展储层综合定量评价，优选有利区部署井位，经新实钻井验证，吻合率较好，在该气田的产能建设中起到了至关重要的作用。
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  油水同层型致密油原始含油饱和度实验测定新方法及实例应用

  公言杰, 柳少波, 赵孟军, 姜林, 高晓辉

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2154-2159. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2154

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  探讨了保压取心岩心分析与核磁共振实验等常规实验方法在测定油水同层型致密油原始含油饱和度中的缺陷，对比了岩心含油饱和度与原始含油饱和度差异，明确了实验求取原始含油饱和度的关键为岩心离开地下原始状态后流体压力释放引起的挥发以及温度变化引起的散失。通过设计挥发性物理模拟实验与密度系数校正，以松辽盆地南部白垩系泉四段致密油密闭取心井位X井储层样品为实例，恢复了原始含油饱和度。实验结果显示，研究区最终原始含油饱和度平均值为43.1%，主要分布在40%～50%之间，相比密闭取心样品抽提含油饱和度平均值23.3%以及分布在10%～30%之间提高了20%。
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  塔里木盆地克拉苏构造带西段构造成因及油气远景展望——以阿瓦特地区为例

  韩耀祖, 谷永兴, 刘军, 商国玺, 王本强, 吕瑞

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2160-2168. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2160

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  基于高分辨率的三维地震数据体，结合数字高程模型、野外地质露头信息、钻井数据和前人研究成果，选取若干阿瓦特地区的典型剖面进行精细构造解析，参照邻区地震剖面，梳理出研究区的区带结构特征。分析认为，阿瓦特地区长距离逆掩推覆构造的成因，主要有以下3点：①动力来源：受印藏碰撞远程效应的影响，中生代以来的造山运动，使该地受到强烈挤压，发育大规模的冲断褶皱变形，在阿瓦特段构造缩短率达到52%，为阿瓦特地区长距离逆掩推覆构造的形成提供了动力来源。②变形空间：阿瓦3井的钻探结果表明，阿瓦特地区的古近系膏盐层厚度达到1 855m，临近的博孜井区同期沉积的膏盐层平均厚度仅为236m，研究认为阿瓦特地区为古盐湖的一个沉积中心，岩性以石膏、膏质盐岩、盐岩和盐质泥岩为主，膏盐纯度高，可塑性与流变能力强，为阿瓦特地区长距离逆掩推覆构造的形成提供了充足的变形空间。③逆掩条件：阿瓦特地处侏罗系煤系地层的沉积边缘，煤层较薄，内摩擦系数较大，滑脱效率底下，在向南持续楔入的过程中，上、下滑脱层的内摩擦力差导致早期叠瓦状冲断构造向前发育受阻，5号断裂以古近系膏盐为支撑向上突破，断距自东向西逐渐加大，最终，在阿瓦3井区附近以长距离的垂向叠置构造变形，部分取代了向前陆方向传递的叠瓦状构造变形。巨厚的膏盐层为阿瓦特地区的油气成藏提供了优异的垂向和侧向封盖性能。
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  沉积过程对莺歌海盆地烃源岩生气的控制作用

  熊小峰, 徐新德, 郭潇潇, 梁刚, 罗威

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2169-2175. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2169

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  东方区与乐东区是莺歌海盆地2个主要天然气探区，2 个区中新统烃源岩有机质成熟度存在较大差异，表现为相同埋深时东方区有机质演化程度比乐东区高。在莺歌海盆地构造演化、温压场与烃源岩地球化学特征研究的基础上，通过沉积过程分析与盆地模拟相结合探讨有机质热演化差异的成因。研究认为：新近纪至第四纪盆地沉积沉降中心由东方区向乐东区迁移，导致二者在不同时期的沉积速率不同。尽管盆地的高温高压场对有机质热演化产生一定影响，但造成东方区与乐东区有机质热演化差异的主要原因是2个区不同的沉积速率。而有机质热演化差异造成了生气过程的差别：东方区生气时间早、持续时间长，而乐东区表现为晚期快速生气的特点，更有利于天然气的聚集成藏。乐东区中新统烃源岩生烃过程中有机酸的形成时间也较晚，有助于该储层次生孔隙的发育，因此乐东区成藏条件更优越，勘探前景良好。该成果不仅对莺歌海盆地天然气勘探具有重要的指导作用，同时对其他区域也具有较为广泛的借鉴作用。
天然气地球化学
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  细菌作用对天然气地球化学组成的影响——以准噶尔盆地腹部石南油气田为例

  卫延召, 龚德瑜, 王峰, 吴爱成, 孙靖, 房忱琛, 刘刚, 陈棡

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2176-2184. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2176

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  通过对准噶尔盆地腹部石南油气田23个天然气样品组分和稳定碳同位素分析将其分为5种类型：第1类来自中二叠统乌尔禾组偏腐殖型烃源岩的原生热成因气，是石南油气田天然气的主体；第2类包括基001井、基003井、石南4井和石南5井4个样品，混入了少量的生物成因甲烷；第3类丙烷和丁烷碳同位素倒转幅度高达9.6‰，可能发生了细菌对丙烷的选择性降解；第4类天然气乙烷和丙烷碳同位素发生了倒转，可能源自细菌对乙烷的选择性降解；第5类来自下二叠统风城组的油型气，天然气甲烷遭受了细菌的选择性降解。绝大部分受细菌作用影响的样品现今埋深较大，反映可能存在2个阶段的细菌作用过程。
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  松辽盆地莺山断陷深层天然气地球化学特征与各套烃源岩定量贡献

  张博为, 张居和, 付广

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2185-2192. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2185

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  根据莺山断陷深层天然气组成及轻烃指纹、组分碳同位素、烃源岩等地球化学分析资料，对天然气和烃源岩评价认为，营城组和沙河子组天然气主要是腐殖型和腐泥型的混合成因气，具有高—过成熟演化特征；沙河子组为好—中等烃源岩，营城组为中等—好烃源岩，有机质类型以Ⅲ型为主、Ⅰ型和Ⅱ型为辅；侏罗系为好烃源岩或非_差烃源岩，有机质类型为Ⅲ型，处于过成熟演化阶段。根据莺山断陷深层天然气和烃源岩空间分布及地球化学特征，选择营城组、沙河子组、侏罗系丰度高的烃源岩样品，利用烃源岩吸附气轻烃指纹分析及特征参数表征深层各套烃源岩，通过化学模型和智能神经网络数学模拟方法建立烃源岩贡献模板，测试了深层3套烃源岩对每口井天然气的定量贡献，沙河子组烃源岩贡献大于50%，首次认识了莺山断陷深层天然气的定量来源及各套烃源岩的贡献。
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  四川盆地安岳气田龙王庙组气藏天然气有水溶气贡献的迹象

  周国晓, 秦胜飞, 侯矅华, 吕芳

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2193-2199. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2193

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  通过有机地球化学手段对四川盆地安岳大气田龙王庙组天然气和储层沥青进行了系统研究，发现天然气甲烷碳同位素较储层沥青明显偏重。这用目前大家普遍认为的油裂解气的观点难以解释，因根据歧化反应碳同位素分馏原理，油裂解生成的甲烷和沥青，甲烷碳同位素会明显轻于沥青。另外，甲烷碳同位素值与H₂S含量也没有明显的相关性，用TSR作用也很难解释气藏中甲烷碳同位素偏重的现象。从气田水中释放出的水溶气甲烷碳同位素较气藏游离天然气的甲烷碳同位素偏重或者重，推断可能是由于地层水水溶相天然气的脱溶，造成龙王庙组气藏中的天然气甲烷碳同位素较储层沥青碳同位素偏重。同时，经激光拉曼测试分析发现大部分烃类包裹体具有液相甲烷特征峰，进一步证实水溶相天然气的存在。通过对气源、地层水、温压环境、构造演化、盖层等地质条件进行分析，提出龙王庙组气藏具有良好的水溶气形成、保存以及晚期随构造抬升水溶气脱气成藏的条件。对比龙王庙组埋深最大时与现今气藏条件下甲烷在地层水中的溶解度，估算出龙王庙组1m³的地层水可释放出6m³的天然气。
天然气勘探
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  南海西部盆地高温超压储层CO₂气层测井评价技术

  何胜林, 张海荣, 杨冬, 吴一雄

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2200-2206. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2200

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  论述了在南海西部盆地高温超压储层中利用测井资料定性识别及定量评价气体类型时遇到的问题。储层中同时含有CH₄、CO₂以及地层水时，导致该类储层测井响应特征变化复杂，尤其是CO₂溶于水后形成的附加导电性变化规律不清晰，导致基于电阻率测井响应的评价方法对CO₂的定性识别和定量计算变得异常困难。为此，利用CH₄与CO₂在中子、密度测井响应存在的差异特征，构建一个经孔隙度、含气饱和度校正的识别参数(NDS-S_g)，利用该参数可以对气体类型进行有效的定性识别；基于CH₄和CO₂在热中子扩散及减速方面的差异特征，首次采用中子测井长短源距计数率建立了气体组分定量计算模型。定性识别及定量计算结果与测试结果吻合良好，证实了方法的可靠性。
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  四川盆地川中地区须家河组气藏地震检测

  李新豫, 欧阳永林, 包世海, 曾庆才, 陈胜, 黄家强, 张连群, 李璇

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2207-2215. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2207

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  四川盆地上三叠统须家河组蕴藏着巨大的天然气资源，是四川盆地重要的勘探开发层系。但勘探开发实践表明，须家河组储层厚度纵横向变化大、非均质性较强，气水分布关系非常复杂，严重影响了须家河气藏的勘探开发效益。准确进行气水识别，提高含气富集区预测精度，对须家河气藏规模效益开发至关重要。以岩石物理分析和模型正演为基础，分析了含不同流体储层的地震响应特征，建立了气、水层的AVO近、远道剖面识别模式，形成以AVO主振幅主频率为核心的地震气层检测技术系列，在川中地区安岳_高石梯等多个区块进行气水检测及含气富集区预测，预测成果的可靠性得到了大批新钻井的证实。
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  鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层产能测井预测

  陈雨龙, 张冲, 石文睿, 郭冀宁, 秦瑞宝, 余杰, 周兴波

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2216-2222. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2216

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  在油气田勘探与开发中，低渗透储层产能测井预测是一个关键也是一个难点。依据测井、测试和岩心实验资料，首先针对自然生产与压裂生产的不同生产措施，确定物性下限，孔隙度10%、渗透率1×10^-3μm²为自然生产储层物性下限，孔隙度6%、渗透率0.1×10^-3μm²为储层产能物性下限；然后根据生产情况，将产能分为自然生产、压后产气大于10 000m³/d、压后产气3 000～10 000m³/d和压后无产4个等级，总结常规测井响应特征，采用自然伽马与密度—中子视石灰岩孔隙度差值结合储层孔隙度、渗透率建立产能分级预测模型；其次由渗流力学和毛管理论可知，压后每米无阻产气量与可动流体孔隙度呈现指数关系，利用核磁共振测井确定储层有效流动孔隙度，建立压后每米无阻产气量测井定量预测模型；最后将产能测井预测模型应用于鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层的产能预测，预测结果与测试结果符合很好，压后定量预测结果与测试结果相对误差均在10%以内。
天然气开发
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  地质导向技术在页岩气水平井钻井中的应用——以川东南地区A井为例

  刘江涛, 李永杰, 朱杰平, 韩克宁, 张培先, 何贵松, 龙志平

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2223-2230. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2223

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  川东南地区是我国页岩气勘探开发的前沿阵地，区内井网控制程度低、井震矛盾突出、岩屑代表性差，且钻探的水平井水平段长，给地质导向工作带来较大困难。针对上述难点，利用“三步骤”地质导向方法，对川东南页岩气勘探水平井A井进行了地质导向。首先，基于区域地质资料和导眼井测井曲线特征，确定了地层对比标志层，为实钻过程中的地层对比工作提供依据；在入靶前地质导向阶段，进行曲线微观特征对比，结合录井气测资料识别标志层，预测A靶点深度，并调整轨迹，确保该井顺利中靶；在水平段地质导向阶段，密切观察随钻自然伽马曲线的变化趋势，准确判断钻头位置，并利用标志层控制轨迹，确保钻井轨迹始终位于靶窗内。该井水平段钻遇优质页岩储层1 317m，优质储层钻遇率达100%，取得了显著的效果。现场应用实践表明，该地质导向技术适用于川东南地区页岩气水平井钻井，能够有效提高优质页岩储层钻遇率，对国内其他页岩气区块的地质导向工作具有较好的借鉴意义。
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  四川省宜宾地区龙马溪组页岩水力裂缝形态实验研究

  付海峰, 刘云志, 梁天成, 翁定为, 卢拥军, 修乃岭

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2231-2236. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2231

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  水力压裂技术是页岩储层开发中的关键技术之一，如何实现储层改造体积的最大化，是制约当前页岩储层高效开发的技术难题。通过开展水力压裂物理模拟实验，直接观察水力压裂裂缝扩展形态，有助于准确认识裂缝扩展机理。通过对762mm×762mm×914mm四川盆地龙马溪组页岩露头和人工样品开展针对性实验研究，分别考察了天然裂缝，泵注参数(排量、黏度)对该龙马溪组页岩水力压裂裂缝形态的影响，同时采用声发射监测技术，对页岩储层声发射事件分布规律进行分析。结果表明，天然裂缝的存在是实现储层复杂裂缝形态的必要条件之一，其分布形态又决定了水力裂缝形态的复杂程度；对水力裂缝形态的评估需要将施工净压力、排量、黏度三者结合考虑，提高施工净压力有利于形成复杂裂缝，随着施工排量或黏度的增长，净压力呈现先增大后减小的规律，即当排量或黏度过高时，裂缝形态又趋于单一化；声发射监测结果能够客观反映裂缝在三维空间内的扩展趋势，声发射率和振幅与泵注压力曲线趋势一致，出现多个峰值，表明页岩水力裂缝扩展具有明显的非连续特征。本工作为页岩压裂机理研究探索了实验方法，为该区块现场体积压裂工艺设计、改造后评估提供实验依据。
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  岩石水力压裂微观破裂机制

  杜书恒, 赵晔, 庞姗, 师永民

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2237-2245. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2237

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  基于岩石水力压裂微观破裂机制尚未被厘清的实际，以线弹性破裂理论为基础，以网格化定量模拟为手段，通过构建储层微观结构简化模型，对水力压裂缝延伸的微观过程开展模拟。依据模拟结果，对微观破裂次序、位置展开深入剖析，提出水力压裂的两种微观破裂模式,分别为沿孔喉突破的“结构破裂”和沿晶体薄弱面延伸的“本体破裂”。其中,“结构破裂”为主要破裂方式,“本体破裂”有利于增加新的渗流通道,对于提高采收率意义重大。
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  边、底水气藏水侵规律可视化实验研究

  方飞飞, 李熙喆, 高树生, 薛蕙, 朱文卿, 刘华勋, 安为国, 李程辉

  天然气地球科学. 2016, 27(12): 2246-2252. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.12.2246

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  针对边、底水气藏开发过程中的水侵问题，根据不同类型气藏的主要储集空间特征设计相对应的可视化物理模型，并利用水侵规律物理模拟实验系统开展了孔隙型、裂缝型、孔洞型和缝洞型气藏水侵规律可视化实验研究。结果表明：孔隙型气藏采出程度高，水侵前缘近似均匀推进，见水后水气比增加缓慢；水体在裂缝型气藏中优先沿着裂缝快速突进，同时在毛细管力和润湿性的作用下，储层基质发生渗吸，封闭基质中的气体，在缝网中间形成大量残余气，造成裂缝型气藏采出程度的大幅下降；储层中孤立的洞和缝主要为气藏提供储集空间，水体优先进入洞和缝，在局部对水侵影响较为显著，但对整体水侵前缘的推进影响不大；缝、洞沟通的气藏，水体沿着裂缝快速的充满洞，当出口端通过缝、洞与边、底水沟通时，气藏将在短时间内因为水淹而停产，此时气藏仅仅动用了缝和洞中的气体。研究成果对边、底水气藏的有效开发具有指导和实践意义。