2019年, 第30卷, 第3期　刊出日期：2019-03-10

  

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天然气地质学
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  一种基于目标的非贯穿型河道建模方法

  李少华, 卢昌盛, 何维领, 陆嫣, 段冬平, 丁芳, 黄鑫

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 305-311. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.010

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  基于目标的随机建模方法能够较好地刻画地质体展布规模和几何形态，在河流相储层建模中得到了广泛应用。在商业化建模软件中，基于目标的河流相建模方法默认是贯穿整个研究区的。在N气田存在某一物源方向的河道在研究区内部终止的情况，此前为了对此类河道建模，常采用一些约束方法，但经过多种尝试，效果并不理想。因此，提出了一种基于目标的河道在研究区内终止的建模方法。具体的做法是：根据地质认识确定的河道分布范围，对于非贯穿型河道在研究区内设置相应的终止边界；对河流相储层建模方法Fluvsim进行改写，令河道延伸到边界时终止，并且厚度逐渐减薄；对于贯穿型河道，则不做改变。实例研究表明，该方法较好解决了同时存在贯穿型和非贯穿型河道的建模问题。
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  源外远源油气藏的内涵和特征——以准噶尔盆地盆1井西富烃凹陷为例

  潘建国, 黄林军, 王国栋, 郭娟娟, 马永平, 罗昭洋

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 312-321. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.11.008

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  中国西部复杂叠合盆地主要发育多源多期的源外油气藏，可将其划分为源外近源油气藏和源外远源油气藏。虽然源外远源油气藏国内外勘探实例较多，但对其内涵和特征描述却不多见。为此以准噶尔盆地盆1井西凹陷为例，围绕“源、输、圈”三者之间的时空耦合关系，从动态成藏角度分析了凹陷北侧源外远源油气藏的特征及成藏规律，认为其具有远离生烃中心，在源输体系内油气单次或多次远距离聚集，且成藏期滞后于大规模排烃期等内涵特征。在油气二次运移或次生调整时期，源输体系与体系内圈闭的有效时空耦合是源外远源油气成藏的关键认识基础上，结合不同成藏时期及成藏构造带的形态变化规律，可将源输体系划分为稳定型和变迁型源输体系2类，变迁型源输体系又可细分为建设性变迁型源输体系和破坏性变迁型源输体系。研究指出基东鼻凸带两翼、陆梁隆起南翼、石南31至石西低凸带、盐131低凸带及侧翼值得下步远源高效勘探更多的关注。
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  盖层厚度对天然气封闭能力的实验分析

  林潼 , 王孝明 , 张璐 , 曾旭, 张帅 , 程煜宗

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 322-330. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.11.012

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  盖层的封闭能力是评价油气藏保存条件的关键。然而盖层的厚度对盖层封闭能力的作用一直存在很大的争论。研究选取与塔里木盆地超深层勘探领域油气藏盖层岩性密切相关的膏岩、盐岩和白云岩样品开展岩石长度对气体突破压力影响的实验。通过标准测试法和恒压突破法相互结合、相互印证的手段来判别岩石长度的变化对突破压力值的影响。实验结果显示：气体突破均质岩样的压力值与岩样的长度相关性不明显，但长度影响了气体的突破时间；当恒压注气初始值大于样品自身的毛管压力值时，突破时间与岩样长度呈正相关性。通过对实验数据的解析认为：现行的标准测试法中每个注气点的压力保持时间过短，造成了最终测试突破压力值偏大，影响了封闭能力测试的真实性；突破压力值与均质岩样的长度无关，但受不同测试气体的影响突破压力值有所差异；从宏观上分析厚度对盖层的物性封闭能力影响不大，但是厚度对盖层的稳定性和阻止油气的扩散起到了积极作用。
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  克拉通盆地致密气成藏地质特征与勘探目标优选——以鄂尔多斯盆地上古生界为例

  刘晓鹏, 赵会涛, 闫小雄, 贾亚妮,

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 331-343. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.015

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  鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气为我国目前储量规模最大、产量最高的致密砂岩气藏。气藏大面积、低丰度分布，有利勘探优选困难。通过构造、沉积、地温场等盆地特征和致密气成藏主控因素分析，阐明了鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏地质特征和成藏模式，优选了有利勘探目标。研究认为：克拉通盆地沉积基底平缓、构造稳定、地温梯度较低等盆地属性是决定鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气生、储、盖大面积叠合，储层先致密后成藏、天然气近距离运聚、大面积低丰度分布的根本原因；致密砂岩天然气差异充注，相对优质储层含气饱和度高。粗粒高石英含量砂岩储层粒度粗、刚性碎屑含量高，压实作用相对稍弱、溶蚀作用相对较强，喉道整体较粗、孔喉连通性好，应力敏感性和水锁伤害相对较弱，储层改造效果好，既是储集物性“甜点”也是储层改造的工程“甜点”。当前储层改造技术水平下相对优质储层分布区的预测是研究区致密气有利勘探开发目标评价的工作核心；由富石英物源控制的石英砂岩区、同物源背景下的强水动力沉积微相区、河道长期稳定发育箱形砂体结构的主河道区等是不同层次的有利勘探目标。
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  鄂尔多斯盆地天环地区盒8段致密砂岩岩石矿物特征及其对储层质量的影响

  高阳, 王志章, 易士威, 佘源琦, 林世国, 李明鹏, 张春林,

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 344-352. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.009

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  致密砂岩储层低孔、低渗且非均质性强，储层质量是勘探中的主要风险。通过普通铸体薄片、场发射扫描电镜、包裹体温度分析等实验手段，研究鄂尔多斯盆地天环地区盒8段砂岩岩石学组分及胶结物对不同类型致密砂岩储层质量的影响，对预测致密砂岩气藏潜在有利区具有重要意义。结果表明，石英次生加大、高岭石、伊利石是控制盒8段砂岩质量的主要胶结物，塑性岩屑含量对储层质量也有明显控制作用。石英砂岩以次生溶蚀孔隙为主要的孔隙类型，储层质量主要受石英次生加大和高岭石发育情况控制，孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为0.78×10^-3μm²；岩屑砂岩以晶间孔为主要孔隙类型，高含量塑性岩屑和伊利石胶结物控制储层早期致密化，孔隙度平均为4.31%，渗透率平均为0.07×10^-3μm²；岩屑石英砂岩岩石矿物组分含量介于石英砂岩和岩屑砂岩之间，早期压实作用和次生孔隙发育共同控制其储层质量，孔隙度平均为6.64%，渗透率平均为0.34×10^-3μm²。
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  三水盆地古近系布三段砂岩中碳酸盐胶结物特征及成因

  唐鑫萍, 王冠群, 钱茂路, 张喜满, 杨博贤

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 353-360. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.013

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  为研究三水盆地布三段砂岩中碳酸盐胶结物的组成特点及成因，开展岩矿鉴定、成岩演化分析和同位素地球化学分析。结果表明：布三段砂岩中碳酸盐胶结物普遍含铁，矿物组成主要为铁方解石和铁白云石；碳酸盐胶结物的碳同位素(δ¹³C)值分布范围较集中，在-6.4‰～-4.3‰之间，平均为-5.6‰，氧同位素(δ¹⁸O)值分布范围为-15.5‰～-11.2‰，平均为-13.1‰，碳源分析表明其形成与有机脱羧作用有关；计算古盐度Z值分布范围为107.5～112.5，平均值为109.3，反映碳酸盐胶结物形成于淡水环境；计算古温度为78.5～108.8℃，平均值为91.8℃，结合成岩演化分析，推测碳酸盐胶结物总体形成于中成岩阶段早期；计算古埋深为1 850～2 800m，对比现今700～1 550m 埋深，推测该段砂岩具有“曾经深埋、后期抬升”的特点，平均被抬升约为1 200m。
  
  
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  洞庭盆地第四系极浅层天然气成因类型及地质意义

  钟洪洋, 张道勇, 肖明国, 徐耀辉,

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 361-369. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.10.004

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  洞庭盆地自然出露地表的天然气苗众多，预示盆地内可能具有比较丰富的浅层天然气资源。通过对洞庭盆地野外地质调查及对沅江县共华镇发现的天然气进行气体组成及同位素分析，显示天然气组分主要为CH₄，且不含C₂H₆以上的重烃，CH₄碳同位素值平均为-79.6‰，表现出典型的生物成因气特征。造成和兴村与宪成垸村天然气碳氢同位素值差异较大的原因可能是存在同位素分馏现象。根据CH₄的碳氢同位素值及CO₂的碳同位素值分布关系，判断该生物气为CO₂还原途径生成。推测全新世由于掀斜式构造沉降使江汉盆地大量硅藻随湖水流入洞庭盆地，为生物气的形成提供了丰富的物源及有利的沉积环境。洞庭盆地DQ1与DQ2浅井揭示了纵向上均为上细下粗的正韵律沉积序列，生物气的埋深极浅，分布于10~120m之间，为自生自储式组合类型。由于埋藏浅，开发成本低廉，如合理勘探、开发、利用，可造福一方地区。
天然气开发
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  三重介质压裂气藏椭圆流非稳态产能模型

  姜瑞忠, 张福蕾, 郜益华, 崔永正, 沈泽阳, 原建伟

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 370-378. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.014

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  天然气藏经水力压裂后产生藏改造体积(SRV)，SRV内的气藏性质与原始储层存在很大的差异，水力压裂每一阶段的SRV可简化为水力裂缝附近的一个椭圆形区域。由于三重介质气藏为各向异性储层，与经典的径向流模型相比，椭圆流模型对于三重介质气藏的优化开发至关重要。通过建立一个新的压裂井复合椭圆流模型来分析考虑SRV的三重介质气藏产能变化，模型内外椭圆区均为三重介质，高流动能力的内区用来表征SRV，基质和裂缝间的窜流视为非稳态。使用Mathieu函数、拉普拉斯变换和Stehfest数值反演算法等求解数学模型，之后绘制无因次典型曲线，并对模型进行验证。典型曲线的特征显示模型存在13个流动阶段，将基质与裂缝间非稳态与拟稳态窜流进行比较，并分析了井筒半径、SRV半径、流度比和储容比等相关敏感参数对产能的影响。
  
  

  
  
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  塔里木盆地库车坳陷天然裂缝地质力学响应对气井产能的影响

  张辉, 尹国庆, 王海应

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 379-388. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.10.020

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  为明确影响库车坳陷深层裂缝性致密砂岩气藏气井产能主控地质因素，在对天然裂缝产状描述和储层地质力学模型建立的基础上，分析了气井中天然裂缝与现今水平主应力之间的关系，定量计算得到了每条裂缝面上的正应力和剪应力，并根据Mohr-Coulomb破坏准则，模拟不同注入压力条件下的天然裂缝的力学响应，据此建立了天然裂缝剪切滑移率的概念。发现其随构造位置的变化而变化，在构造轴部、断层发育处天然裂缝剪切滑移率更大，裂缝的潜在力学活动性更好，渗透率好，单井产能高，反之，单井产能低。另外，开发过程中随地层压力下降，天然裂缝地质力学响应的动态变化也与产能变化密切相关。以3口开发井为例，当孔隙压力下降10MPa时，其中2口井中70%的天然裂缝的剪应力与正应力比值降低，产能也随之降低；而相邻的另一口井中裂缝的剪应力与正应力比值依然保持较高，其产能也保持相对稳定，扭转了传统认为的压力下降产能必然下降的认识。结果表明天然裂缝的地质力学响应是气藏渗透率和气井产能的重要主控因素之一，是该区域储层评价中一个新的指数，也是优化井位部署和压裂改造方案的一个重要补充依据。
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  低渗气藏两相渗流压裂水平井温度剖面预测

  罗红文, 李海涛, 刘会斌, 孙涛, 卢宇, 李颖

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 389-399. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.11.006

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  基于分布式光纤（DTS）的井下温度测试正逐渐被用于监测压裂水平井井下生产状况，但低渗气藏气水两相渗流压裂水平井的温度剖面预测和出水位置诊断仍是一个技术难题。在考虑多种微热效应的基础之上，建立了一套低渗气藏两相渗流情况下压裂水平井的耦合温度预测模型。采用建立的温度模型，分别模拟了一口低渗气藏压裂水平井在5种不同产水量分布情形下的井筒温度剖面，并分析了产水量分布对井筒温度剖面的影响规律。温度剖面预测结果表明：单相气体渗流压裂水平井裂缝位置处的温降与裂缝半长基本上成正相关、各级裂缝的温度特征值从趾端到跟端呈递减分布；而产水时，出水裂缝对应的井筒温降和温度特征值均呈现出“异常降低”现象。根据上述井筒温降和温度特征值的“异常降低”现象，分别介绍了在已知和未知裂缝半长的情况下，基于井下温度剖面测试诊断压裂水平井出水位置的方法。
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  川中须家河组低渗有水气藏渗流特征及其影响因素

  陈建勋, 杨胜来, 邹成, 梅青燕, 周源, 孙丽婷

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 400-406. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.001

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  川中须家河组低渗有水气藏储层气水关系复杂、单井产能低、稳产困难，提高气藏产能面临技术挑战。针对以上问题，首先利用CT扫描分析储层微观孔隙结构特征，其次开展地层条件下孔隙型、裂缝型岩心的渗流特征实验，并对比分析束缚水、压力、温度等条件对不同类型岩心渗流特征的影响。研究发现，岩心基础渗透率与岩心类型、孔喉半径、孔隙连通性等密切相关；与常温低压条件下相比，地层条件下的气相流动的启动压力梯度、非达西流特征更为明显，气相流量、渗透率均大幅降低；束缚水、压力、温度等条件对气相流动的影响程度依次降低；裂缝型岩心比孔隙型岩心受束缚水和温度的影响程度更低，受压力的影响程度更高。该研究为掌握不同类型储层产能的影响因素及生产方案的调整提供了理论依据。
天然气勘探
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  莺歌海盆地乐东区深层暗点型目标敏感属性优化方法

  刘仕友, 李洋森, 周凡, 孙万元, 付琛

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 407-413. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.022

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  随着莺歌海盆地乐东区勘探的不断深入，深层暗点型岩性油气藏越来越难以识别。以乐东区高温高压领域为研究靶点，从低速泥岩变化规律出发，证实乐东区具备发育暗点储层的基本条件；结合已钻井暗点目标流体替换，建立不同泥岩速度、不同孔隙度下AVO响应特征量版，明确低速泥岩背景下暗点目标为储集物性较好的砂岩储层；由于暗点目标在叠后地震资料评价难度大，借助其叠前道集的极性反转特征，提出新的衍生Fstack属性有效指导目标靶区暗点目标的搜索，并通过已钻井证实该技术方法的有效性，从一定程度上拓展Ⅱ类AVO的雕刻方法，进而为乐东区深层油气勘探及钻探目标优选提供了重要指导。
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  四川盆地威远地区五峰组—龙马溪组页岩TOC含量地震定量预测方法及应用

  邓宇, 曾庆才, 陈胜, 管全中, 郭晓龙, 贺佩

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 414-422. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.10.026

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  四川盆地威远地区内部钻井少，仅靠岩心实测和测井计算的TOC含量评价该区页岩气资源潜力难度较大，利用地震资料预测页岩TOC 含量不但能弥补该区钻井取心少的不足，而且能够评价无井地区页岩的TOC含量。以四川盆地威远地区W201井区三维五峰组—龙马溪组一段1亚段为例，利用钻测井及三维地震资料定量预测了页岩TOC含量的平面及空间分布。首先通过测井计算得到的TOC与地球物理参数交会分析，优选出敏感参数密度，在此基础上，分析该区钻井岩心实测和测井计算的TOC含量与密度的关系，得到计算TOC含量的地震预测模型，然后利用叠前同时反演技术获得该区的密度体，通过预测模型最终实现页岩TOC含量的定量预测。结果表明：①地震预测的TOC与岩心实测和测井计算TOC结果较为吻合，误差较小；②研究区东南部及北部W201井区TOC含量较高，平均值可达2%~4%，为勘探开发有利区。结论认为，该TOC定量预测方法对于研究区适用有效，且对川南地区页岩气勘探开发评价具有一定的指导意义。
天然气地球化学
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  鄂尔多斯盆地奥陶系盐下天然气地球化学特征及成因

  孔庆芬 , 张文正, 李剑锋, 昝川莉,

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 423-432. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.12.020

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  探讨鄂尔多斯盆地奥陶系盐下天然气的成因类型及来源，为勘探部署提供理论依据。以天然气地球化学特征分析为基础，结合成藏组合特点剖析，通过烷烃气及轻烃组分碳同位素组成比对、δ¹³C₁—R_O相关性分析等综合判识天然气成因类型与来源。结果显示，鄂尔多斯盆地奥陶系盐下天然气组分以烃类气体为主，烃类组分含量平均为94.1%。烃类气体中甲烷占优势，甲烷化系数[C₁/∑(C₁—C_n)]随区域热演化程度的不同而变化明显，从靖边—乌审旗—神木地区，甲烷化系数依次由0.99→0.95→0.85逐渐减小。除高含硫天然气外，奥陶系盐下天然气的δ¹³C₁值、δ¹³C₂值整体偏低，δ¹³C₁值分布于-45.90‰~-37.29‰之间，平均为-39.58‰，δ¹³C₂值分布于-35.58‰~-25.77‰之间，平均为-29.9‰。奥陶系膏盐岩下高含硫天然气的甲烷、乙烷碳同位素值显著偏高，是硫酸盐热化学还原反应(TSR)的结果。综合各项地球化学指标气气、气源比对，结果显示鄂尔多斯盆地奥陶系盐下天然气属于自生自储油型气，奥陶系海相气源岩是其主力供烃源岩。
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  凌源—宁城盆地牛营子坳陷侏罗系海房沟组烃源岩芳烃地球化学特征及其地质意义

  唐友军, 郑磊, 李永飞, 郜晓勇, 宗文明, 孙求实, 何大祥

  天然气地球科学. 2019, 30(3): 433-446. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.10.024

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  基于凌源—宁城盆地牛营子坳陷侏罗系海房沟组13个烃源岩抽提物中芳烃馏分的GC—MS分析，结果表明：侏罗系海房沟组烃源岩中均检测到1,2,5-三甲基萘、卡达烯、联苯、蒽、苝等陆源高等植物来源的化合物以及部分低等生物来源的[XC草字屈.tif]和苯并藿烷等化合物，反映出海房沟组烃源岩有机质主要来源于陆源高等植物，少量低等生物贡献，并且在302.0m以浅的烃源岩中卡达烯/菲、联苯/菲、蒽/菲等值相对较高，反映出浅部烃源岩中陆源高等植物贡献更为充足。此外，三芳甾烷系列、三芴系列、苯并藿烷系列和脱羟基维生素E系列分布特征表明302.0m以浅的烃源岩形成于偏氧化的淡水沼泽相环境，302.0m以深的烃源岩则形成于弱氧化—弱还原的淡水—微咸水环境；芳烃中烷基萘参数(DNR、TNR、TMNr、TeMNr)、烷基菲参数(MPI1)、三芳甾烷参数[C₂₈TAS-20S/(20R+20S)]、二苯并噻吩参数(MDR)、苯并藿烷分布特征以及脱羟基维生素E系列参数(β-MTTC/γ-MTTC)均反映海房沟组烃源岩处于低成熟阶段且深部与浅部成熟度相近，深部略高于浅部。
  
  
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  《天然气地球科学》2019-3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. 2019, 30(3): 9031-9032.

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  《天然气地球科学》2019-3期封面及目次