2019年, 第30卷, 第7期　刊出日期：2019-07-10

  

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天然气开发
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  四川盆地自流井区块自2井缝洞系统结构与水侵途径和模式

  熊钰, 刘斯琪, 余翔, 唐建荣, 傅希桐​

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 925-936. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.007

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  四川盆地自流井区块自2井缝洞系统因其独特的地理位置、完井方式以及卓越的社会经济效益备受关注，研究其缝洞系统结构和水侵模式，对气藏生产末期管理和预测采收率具有重要意义。因此，首先结合茅口组和栖霞组的溶蚀特点，从该井的生产特点出发，在储量和水侵动态分析方法的论述基础上，从多个方面详细阐述了该缝洞系统的典型地质特点，论证了栖霞组缝洞基本结构及规模，给出了该井的缝洞结构及水侵模式，同时应用非线性物质拟合法、AIF法和补给型物质平衡法对自2井水侵动态进行了研究，分析了其缝洞结构对生产的影响并预测了其生产潜力。此外，根据其历史作用，系统地总结了该井在缝洞型气藏开发中的历史地位和作用。研究对类似的缝洞型油气藏的开发具有一定的指导作用。
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  四川盆地龙马溪组页岩气缝网压裂改造甜点识别新方法

  沈骋, 赵金洲, 任岚, 范宇

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 937-945. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.008

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  压裂改造甜点的准确识别是页岩气储层水力压裂实现经济产能的关键之一。以四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段页岩为研究对象，考虑储层成层性、脆性矿物和天然弱面发育特征等压裂改造关键影响因素，引入综合脆性指数、储层层理与裂缝指数和缝网扩展指数，整合为缝网压裂甜点指数，建立四川盆地龙马溪组页岩气缝网压裂改造甜点识别方法。研究表明：储层层理与裂缝指数介于0.5~0.6之间，综合脆性指数介于0.55~0.6之间，缝网扩展指数大于0.6，缝网压裂甜点指数大于0.55的储层，层理发育明显、基质碳酸盐矿物较多、天然裂缝发育适度且充填程度高的页岩可获得较好压裂改造效果，最具改造潜力，能有效改造储层实现缝网压裂，是体积压裂改造的甜点。研究成果与矿场微地震监测和产气剖面解释结果较为一致，对储层压裂改造的选层选段和压裂方案设计具有理论支撑和现场指导意义。
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  3种常用页岩气井经验递减方法——以四川盆地威远区块为例

  王科, 李海涛, 李留杰, 张庆, 补成中, 王志强

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 946-954. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.001

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  页岩气井的递减规律与常规气井有一定的区别，分析页岩气井递减规律对准确评价页岩气井储量至关重要。经验递减法因为操作简单、有效而被广泛使用，但每种方法都有自身的缺陷及适用性，笼统的使用难免会造成很大的误差。分析了页岩气井的递减规律及SEPD法、Duong法及WK法这3种最为常用方法的特点，发现SEPD法是Arps指数递减的延伸，WK法是Duong法的延伸；并详细地给出了这些方法的应用步骤，结合四川威远区块的大量页岩气井得到了这3种方法的适用条件：①SEPD法不适用于页岩气井；②只有当气井进入边界流后，才可使用Duong法或WK法准确预测估算最终储量(EUR)；③数据波动对传统Duong法、WK法影响非常大。最后改进了Duong法中参数q1的获取途径，消除了数据波动对Duong法的影响，避免了Duong法多解性的问题；与WK法的对比，改进Duong法要优于WK法。
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  四川盆地龙马溪组页岩储层缝网导流能力优化

  张晗

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 955-962. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.01.016

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  水平井分段压裂技术是页岩气开发的关键技术，其方案设计需要对缝网几何参数及导流能力进行优化。目前，借用产能预测模型优化缝网参数的过程较为复杂且忽略了自支撑裂缝对缝网导流能力的影响。根据水电相似原理，将压裂后的复杂缝网细分为支撑裂缝以及自支撑裂缝，提出了等效裂缝的概念，并得出了基于不同裂缝形态的复杂缝网导流能力优化模型，确定了支撑裂缝与自支撑裂缝导流能力之间的关系。结合四川盆地龙马溪组Y1井储层及流体参数，进行水平井分段压裂设计，优化出30/50目与40/70目陶粒的最佳铺砂浓度分别为3kg/m²和5kg/m²，70/140目支撑剂无法满足导流能力需求，自支撑裂缝能够满足导流能力需求。结合Meyer模拟得出Y1井30/50目的砂比为2.5%~3%，40/70目砂比为3.5%~4%，有效地减少了支撑剂量，并取得良好的经济产能，值得推广应用。
天然气地质学
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  致密砂岩气藏天然气富集高产主控因素探讨——以四川盆地须家河组为例

  赵正望, 唐大海, 王小娟, 陈双玲

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 963-972. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.014

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  中国致密砂岩气经过10余年的大力发展，目前已成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国，勘探效果显著，但“如何效益勘探开发”已成为致密砂岩气藏的核心问题，其富集高产主控因素研究迫在眉睫。针对此问题，以四川盆地中部须家河组二段为例，通过对高产气井的解剖，从沉积环境、储层、烃源、构造及成藏等基本地质特征入手分析了富气区高产主控因素，进而探讨天然气高产富集模式。研究取得两方面认识：一是须二段天然气富集高产主要受五大因素控制，且不同区域其侧重点不一。具体表现为古隆起宏观上控制了高产气井的分布，高产气井主要分布在构造圈闭或鼻凸，裂缝是形成高产气井的重要因素：①在隆起带，优质储层对形成高产气井的贡献相对较强；②在斜坡带，烃源的贡献作用更为明显。二是川中地区须二段主要表现为“3种成藏模式、2类油气高产富集模式”，具体表现为川中东部合川—营山地区主要为相对优质储层控藏模式、川中西部中台山—秋林地区则为顶部薄储与下伏巨厚的烃源组合模式及川中中部蓬莱—公山庙地区过渡成藏组合。前者富集高产模式表现为构造—优质储层模式，后两者则为储渗体模式。基于这些富集高产因素与模式初步预测了下一步勘探方向及重点勘探领域，以期能指导该区致密气的高效勘探开发。
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  川东北元坝地区长兴组礁滩相储层裂缝特征及主控因素

  王勇飞, 赵向原, 刘成川

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 973-981. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.04.004

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  四川盆地东北部元坝地区是我国天然气勘探开发的重要区域。该区长兴组礁滩相储层天然裂缝普遍发育、控制因素复杂，是影响储层物性和气藏开采效果的关键因素。综合利用岩心、薄片、成像测井等资料，对该区长兴组储层天然裂缝的成因类型和发育特征进行了系统研究，在此基础上阐明了裂缝发育的主要控制因素。研究结果表明：①元坝地区长兴组礁滩相储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝，根据力学性质构造裂缝可进一步划分为剪切裂缝和张性裂缝；成岩裂缝主要包括溶蚀裂缝、构造—溶蚀裂缝及压溶裂缝3类；②构造剪切裂缝为主要天然裂缝类型，裂缝走向以NW—SE向为主，主要为高角度裂缝和斜交裂缝，绝大多数裂缝高度小于30cm，裂缝总体有效性较好；③天然裂缝的发育主要受构造与应力、岩性、层厚和沉积微相等因素综合控制，受构造与应力影响，裂缝走向具有明显优势方位；白云岩类较灰岩类裂缝更为发育；高角度裂缝和斜交裂缝规模和发育程度受层厚控制明显；不同沉积微相中构造裂缝发育程度存在较大差异。
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  坳陷湖盆烃源岩发育样式及其对石油聚集的控制——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组为例

  崔景伟, 朱如凯, 李森, 齐亚林, 时晓章, 毛治国,

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 982-996. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.005

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  鄂尔多斯盆地中生界T—J1含油系统，石油富集程度、主力产层和烃源岩分布均具有较强的地区差异性，对该差异性缺少系统研究。对盆地内不同区域8口长取心井长7油层组烃源层开展系统的地球化学分析，结合测井ΔLogR法计算出300口井长7油层组总有机碳丰度与纵向分布，依据工业油流井和低产井划定长8、长7和长6油层组油藏有利分布区。研究发现烃源岩纵向上存在5种分布样式并存在较强的区域性差异：湖盆西北部姬塬地区以底部富集型和全段富集型为主；东北部陕北地区主要以中部富集型和顶部富集型为主；盆地中部地区主要以互层型为主；西南部陇东地区主要为底部富集型为主。源岩类型和石油有利区综合分析，揭示出源岩发育样式对石油分布具有控制性作用。姬塬地区底部富集型源下聚集、全段富集型源上源下双向聚集，长6油层组和长8油层组油层组多层系含油；陕北地区顶部富集型和中部富集型源上聚集，长6油层组为主力产层；陇东地区底部富集型源下聚集，长8油层组原油为主力产层，湖盆中部互层型多层复合成藏，源内致密油和源上源下多层系含油。烃源岩纵向分布样式与石油聚集关系不仅是陆相湖盆源藏分布规律的提升，对优选近源—源内油气勘探领域也具有重要意义。
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  鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界压力特征及其成因机制

  李阳, 倪小明, 王延斌, 陶传奇

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 997-1005. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.01.009

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  查明鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界压力特征及其成因可为煤系气运聚和成藏研究奠定基础。根据实测压力资料并结合修正公式，得出临兴地区上古生界石盒子组压力特征。根据声波时差预测剥蚀量的方法，应用Easy%RO模拟软件、实测镜质组反射率得出本溪组8+9号煤层的埋藏史和热史；结合包裹体测温数据和钻测井资料，得出石盒子组古埋深。在此基础上，分别计算出地温降低、欠压实作用、气体逸散及孔隙反弹引起的上古生界石盒子组压力的下降值。结果表明：研究区石盒子组正常压力类型占23%，低压类型占73%，超压仅占4%；早白垩世末期地层压力达到最大；地层剥蚀导致地温下降引起的压力下降为7.9~17.3MPa，占整个压力降幅的40%~55%；欠压实作用引起的压力下降为1.81~2.24MPa，占压力降幅的7%~11%；气体逸散引起的压力下降为7.61~11.99MPa，占压力降幅的34%~42%；孔隙反弹引起的压力下降为1.68~1.95MPa，占压力降幅的6.40%~6.68%。砂岩气量与压力系数之间呈正相关关系。该研究成果为该区石盒子组压力系统研究奠定了基础。
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  次生生物甲烷与生物降解作用的判识——以准噶尔盆地腹部陆梁油气田为例

  龚德瑜, 张越迁, 郭文建, 宋志华, 卢山, 吴卫安

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1006-1017. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.011

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  “次生生物气”是指原油遭受生物降解后生成的天然气，由于其成分几乎全部为甲烷，因此又称为“次生生物甲烷”。以准噶尔盆地陆梁油气田为例，基于天然气组分和稳定碳同位素组成，结合伴生原油的轻烃地球化学特征，系统研究了次生生物甲烷和生物降解作用的判识方法。研究表明：当热成因天然气与次生生物甲烷混合时，甲烷碳同位素组成变轻，天然气组分变干。同时，此类天然气通常与埋深(地温)和生物降解油藏密切相关。通过原油的轻烃化合物特征可以有效判别油藏是否遭受生物降解。次生生物甲烷的生成常常还伴随着原生热成因气中重烃气组分的选择性降解，造成天然气干燥系数变大，重烃气碳同位素组成富集¹³C，甚至发生倒转。目前使用的各类天然气成因判识图版只适用于原生热成因气，使用时必须充分考虑是否存在各类次生改造作用的影响。
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  准噶尔盆地阜东地区石炭系松喀尔苏组烃源岩评价及气源对比

  杨帆, 宋永, 陈洪, 龚德瑜, 卞保力, 刘海磊

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1018-1026. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.006

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  准噶尔盆地F26石炭系高产气井的出现，表明阜东地区发育石炭系有效烃源岩。为了落实阜东地区石炭系烃源岩的规模，通过对所有钻遇石炭系松喀尔苏组烃源岩的19口井进行系统分析和评价，证实阜东地区石炭系具备规模勘探潜力。①阜东地区石炭系松喀尔苏组发育炭质泥岩、凝灰质泥岩，是中等—好的煤系烃源岩，TOC含量为0.54%~41.2%，以Ⅲ型干酪根为主。由于烃源岩采样点处于北三台凸起高部位，烃源岩成熟度偏低，平均为0.88%。②阜东地区天然气主要为源自石炭系的高熟煤型气和源自侏罗系的低熟煤型气，以干气为主。来自石炭系的高熟煤型气等效成熟度一般在1.2%以上，表明阜东、北三台地区石炭系生烃灶位于阜康凹陷区或北三台凸起深部。③沙奇隆起及阜康、北三台、吉木萨尔地区在石炭纪为前陆盆地的隆后斜坡，处于浅水环境，具备发育规模煤系烃源岩的构造背景。阜东、北三台地区具备天然气勘探的巨大潜力，有望成为继克拉美丽大气田以后又一天然气规模勘探区。
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  库车前陆盆地东西部油气成藏过程差异性分析——以吐北1和迪那2构造为例

  吴海, 严少怀, 赵孟军, 卓勤功, 王龙, 白东来, 张月, 沙威

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1027-1036. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.04.001

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  库车前陆盆地油气演化历史复杂，呈现多期生烃、多期运聚、破坏和调整并举、区带成藏具明显差异性等特点。由于分区对比研究较少，制约了对区带差异性油气分布规律的认识。因此，对库车前陆盆地东部和西部典型含油气构造进行对比分析，结合定量荧光、流体包裹体和油气运聚数值模拟等技术，系统地对比了库车前陆盆地东西部油气成藏过程差异性。①盆地西部聚集的轻质油组分以三环芳烃和四环芳烃为主，东部以四环芳烃为主，且部分储层段含有早期残余重质组分。②成藏过程具有“早油晚气，晚期规模成藏”特点，西部早期原油充注时间为15Ma左右，东部约为10Ma，西部烃源岩热演化明显高于东部。晚期西部成藏时间为3Ma左右，东部约为2.5Ma，强烈隆升的圈闭捕获了大规模的天然气和轻质油，成藏具有快速高效特点。③西部由于早期丧失了盖层的完整性导致原油散失，主要聚集晚期的天然气和少量轻质原油，东部继承性圈闭很好地聚集了2期油气充注。晚期，东部由于地层的翘倾导致油气向盐体上倾方向或浅部地层调整，形成次生油气藏或逸散。
非常规天然气
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  四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩地质甜点层特征——以威远—荣昌区块为例

  杨振恒, 韩志艳, 腾格尔, 熊亮, 申宝剑, 张庆珍, 史洪亮, 魏力民, 李艳芳,

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1037-1044. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.04.006

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  以四川盆地南部威远—荣昌页岩气区块五峰组—龙马溪组典型取心井为例，基于岩心观察描述，利用薄片鉴定、氩离子抛光—扫描电镜、物性测试、X-射线衍射及地球化学分析、现场含气量解析等多种测试手段，从岩石学矿物组成、有机地球化学特征、成烃生物类型及组合、储集物性、孔隙类型和结构及含气性等方面，系统评价了五峰组—龙马溪组页岩地质甜点层段特征。研究表明，威远—荣昌地区地质甜点层岩性主要以黑色炭质页岩为主，纹层发育，碳酸盐矿物含量明显高于焦石坝地区，硅质含量相对较低；有机碳含量高，演化处于高过成熟阶段，生气充足，富含笔石、藻类、海绵骨针、细菌等成烃生物化石；甜点层无机孔和有机孔发育较好，无机孔隙主要以黏土矿物孔、长石蚀变孔、黄铁矿晶间孔为主，为页岩气提供赋存空间。目的层具有较有利的顶底板条件，不存在较大破坏性断裂和破坏性的流体活动，保存条件好，使得页岩气富集并得以保存。最终体现在含气性方面，具有高原地含气量和高初始逸散速度的特征，为高产稳产提供了可能。
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  基于灰色关联的页岩储层含气性综合评价因子及应用——以四川盆地焦石坝区块为例

  苟启洋, 徐尚, 郝芳, 舒志国, 杨峰, 陆扬博, 张爱华, 王雨轩, 程璇, 青加伟, 高梦天

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1045-1052. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.009

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  准确评价页岩储层含气性特征是实现页岩气井科学化管理、提高页岩气勘探开发效果的重要前提。基于灰色关联理论和焦石坝区块实际地质情况，筛选出实测含气量、含气饱和度、气测显示(气测全烃和气测含烃式甲烷)、孔隙度、总有机碳(TOC)和脆性矿物含量(石英+长石)等7个评价指标，对研究区7口关键井含气性特征进行综合分析。结果显示：①根据灰色关联理论可以定量计算各评价指标相关性和权重系数，获取含气性综合评价因子，实现地质和工程多因素联合表征页岩含气性；②基于综合评价因子差异，可以将页岩储层划分为3种类型，其中Ⅰ类储层评价因子大于0.8，页岩含气性较好，压裂投产为高产井(无阻流量为20×10⁴m³/d以上)；Ⅱ类储层评价因子介于0.6~0.8之间，页岩含气性中等，压裂投产为中产井[无阻流量介于(5~20)×10⁴m³/d之间]；Ⅲ类储层评价因子小于0.6，页岩含气性较差，压裂投产为低产井(无阻流量在5×10⁴m³/d以下)。结论认为，利用综合评价因子预测页岩含气性结果与压裂投产试井产能对应关系较好，对分析和预测页岩气井产能效益具有一定指示作用。
天然气地球化学
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  南海西部深水区气田天然气地球化学特征差异及其成因

  熊小峰, 郭潇潇, 朱继田, 郭明刚, 李兴

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1053-1062. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.04.010

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  在琼东南盆地深水中东区勘探新发现了与西区中央峡谷气田特征不同的天然气。目前关于它们的差异及其成因的研究甚少，制约了研究区进一步勘探工作。在油气地球化学特征精细剖析基础上，综合烃源岩沉积环境、孢粉相及地球化学等资料对天然气差异成因进行研究。结果表明，深水区天然气主要为源自下渐新统的煤型气，但不同区天然气重烃碳同位素组成、干燥系数与伴生凝析油甾烷特征及全油碳同位素组成等差别明显。依据差异将深水区煤型气细分为M型与C型2种。前者主要见于中部松南低凸起及东区凹陷边缘，后者见于西区中央峡谷内。两类气差异根源在于二者的烃源岩沉积环境及生气母质的组成不同。除了已形成中央峡谷大型气田C型煤型气外，M型天然气的烃源岩亦具有良好品质和较强的生气潜力，将是深水区天然气勘探的又一重要类型。
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  下马岭组油页岩热模拟实验抽提物中三芴系列化合物演化特征

  杨娟, 王作栋, 薄海波, 张婷, 吉生军, 王静莹

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1063-1071. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.03.004

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  对华北张家口中元古界下马岭组低熟海相页岩进行温压模拟实验，并对原始样品和模拟后的残渣抽提物做了GC/MS分析，讨论了2种温压模式下三芴系列化合物（以下简称“三芴”)的演化规律。结果表明，三芴的相对含量受温度影响，且压力在不同温度条件下对三芴含量也有较大影响。主要表现在以下方面：①随着温度升高、压力增大，呈现出F的相对含量增大、OF含量减小、SF含量无明显变化的规律，三芴相对丰度表现出F>OF>SF特征；②温度低于390℃时，温压共同作用比单一温度作用更易使有机质进入成熟阶段；③温度低于337℃时，加压抑制了共轭烯键的芳构化；温度高于337℃时，加压促进了共轭烯键芳构化；在327～450℃温度范围内，硫芴表现出较好的热稳定性；④随着温度的升高，模拟实验样品的成熟度从未成熟演化到成熟晚期，三芴含量的原始比例构成发生了较大变化，故利用三芴相对含量判断有机质沉积环境时，要考虑温度对三芴相对含量变化的影响。
天然气勘探
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  龙门山前侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层叠前地震预测

  刘玲, 沃玉进, 孙炜, 陈霞, 徐美娥, 刘力辉

  天然气地球科学. 2019, 30(7): 1072-1082. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.04.005

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  龙门山前侏罗系沙溪庙组致密砂岩横向变化快、非均质性强、孔隙结构复杂，储层与围岩阻抗差异小，岩石物理规律不清，且地震叠前道集资料品质差、测井横波资料匮乏，优质储层预测困难。针对以上问题，通过叠前反褶积、阿尔法滤波、剔除拟合振幅补偿优化处理了叠前CRP道集，采用改进的Xu-White模型预测了横波，并通过贝叶斯稀疏脉冲反演获得了叠前弹性参数VP/VS，预测了砂体边界，最后在砂体边界控制下，利用蒙特卡罗—贝叶斯分类方法反演了孔隙度，预测了致密砂岩有利储层发育区。研究表明：贝叶斯稀疏脉冲反演简化了稀疏脉冲反演过程，求解更稳定，砂岩边界控制下的孔隙度反演排除了泥岩影响，提高了孔隙度预测精度，该技术在龙门山前侏罗系沙溪庙组致密砂岩有利储层预测中取得了较好的效果，具有一定的推广应用价值。
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  《天然气地球科学》2019-7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(7): 9071-9072.

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  《天然气地球科学》2019-7期封面及目次