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石油实验地质
中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 中国地质学会石油地质专业委员会
石油实验地质

中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 中国地质学会石油地质专业委员会

叶德燎

双月刊

1001-6112

sysydz.syky@sinopec.com;sysd@chinajournal.net.cn

0510-68787203,68787204

214126

江苏省无锡市蠡湖大道2060号

石油实验地质/Journal Petroleum Geology and ExperimentCSCD北大核心CSTPCD
查看更多>>本刊是一份报道我国油气普查、勘探及开发成果，反映我国石油地质研究水平的学术性、技术性刊物。它创办于1963年，现为双月刊，向国内外公开发行。本刊由中国石化石油勘探开发研究院和中国地质学会石油地质专业委员会主办，中国石化无锡实验地质研究所承办。本刊遵循"双百"方针，提倡学术民主，促进国内外学术交流，为发展我国石油科技事业和提高油气勘探开发效率服务。本刊紧密结合我国石油工业的发展战略，以石油工业上游所涉及的油气勘探的热点、难点问题为重点进行报道和分析，同时重点报道国内外油气实验测试的最新技术和方法。本刊为中文核心期刊，已被美国"化学文摘(CA)"、俄罗斯"文摘杂志(AJ)"和"中国石油文摘"、"中国地质文摘"所收录，是"中国科学引文数据库"、"中国学术期刊综合评价数据库"、"中国科技论文统计源"来源期刊，并全文收录于"中国期刊网"、"中国学术期刊(光盘版)"及"万方数据――数字化期刊群"中。
正式出版
收录年代

    川东南綦江地区中侏罗统凉高山组陆相页岩油气勘探潜力分析

    陈超刘晓晶刘苗苗陈会霞...
    1015-1027页
    查看更多>>摘要：随着评价和开发技术的不断进步,陆相页岩油气已成为我国未来重要的接替能源.近期,川东南綦江地区部署的多口过路井在中侏罗统凉高山组页岩段钻遇了良好的油气显示.为明确该区页岩油气基本地质特征,以川东南綦江地区凉高山组富有机质页岩为研究对象,在岩心观察和化验分析的基础上,开展了綦江地区凉高山组二段页岩油气基础地质条件评价,并结合优质页岩地震预测、构造保存条件评价,落实了勘探潜力,指明了下一步勘探方向.以綦江典型井为例,综合有机地化特征、热演化程度、储层物性特征及含油气性特征等,对该区页岩油气进行了资源潜力分析.结果表明,綦江地区凉高山组二段下亚段优质页岩分布面积大,达4 569 km2,厚度20～39 m,受半深湖相控制,有机碳含量平均为1.3%～1.6%,有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2为主,镜质体反射率为 1.00%～1.29%,生烃潜力大,实测含油气性好;优质页岩具有明显的高GR、高声波、低密度特征,结合地震波形分类和波阻抗反演技术,明确平面上丁山—东溪—关圣场地区最厚;发育宽缓稳定向斜,钻井普遍见良好油气显示,保存条件整体较好,主体埋深 1 000～3 500 m,构造应力单一,可压性好.综合分析认为,綦江地区凉高山组陆相页岩具备良好的物质基础,保存条件好,页岩油总资源量超5 亿吨,勘探潜力大.评价过程为持续扩大四川盆地陆相页岩油气勘探场面提供了研究思路.

    页岩油气潜力分析勘探方向凉高山组綦江地区四川盆地

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    川南威远地区二叠系茅口组一段泥灰岩储层特征及其发育主控因素

    李蓉宋晓波苏成鹏李素华...
    1028-1038页
    查看更多>>摘要：四川盆地南部威远地区的二叠系茅口组一段(下文简称茅一段)勘探程度较低,根据早期的钻井资料所进行的铸体薄片和氩离子电镜分析认为,滑石孔缝为最主要储集空间,滑石化作用对储层贡献最大.而最新钻井实物资料显示,茅一段泥灰岩储层的储集空间类型及储层成因与前期的认识有较大偏差,因此,需要进一步明确该区茅一段泥灰岩储层发育主控因素.通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、氮气吸附—脱附、氩离子抛光扫描电镜和孔隙定量表征,从定性和定量的角度剖析了茅一段泥灰岩主要储集空间和储层类型,结合总有机碳(TOC)含量测定、稀土元素分析以及全岩X衍射等手段,明确了该套储层发育的主控因素.川南威远地区茅一段优质储层发育在泥灰岩中,为一套低孔、低渗裂缝—孔隙型泥灰岩储层,主要发育Ⅲ类储层,少量为Ⅱ类储层;储集空间以溶蚀孔、有机质孔和滑石孔缝为主,孔隙发育与TOC含量具有较好相关性,滑石化作用、白云岩化作用和硅化作用并未产生明显的次生储集空间,对孔隙贡献不明显;泥灰岩储层受早期溶蚀作用、沉积相和有机质丰度共同控制,早期溶蚀作用是泥灰岩溶蚀孔缝形成的关键,内缓坡浅水环境的高初级生产力和高有机质沉降率为有机质孔形成提供了物质基础.该认识可为盆地内相似油气储层的勘探部署提供理论支撑.

    泥灰岩储层特征茅口组二叠系威远地区四川盆地

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    川中地区震旦系灯影组—寒武系龙王庙组储层焦沥青赋存特征与成因机制

    牛思琪柳广弟王云龙宋泽章...
    1039-1049页
    查看更多>>摘要：川中地区震旦系灯影组—下寒武统龙王庙组储层内存在明显的热液活动痕迹,焦沥青也表现出热液蚀变的特征,然而很少有研究去探讨热液活动与天然气成藏演化的关系,导致现今对灯影组油气成藏演化史的认识还存在明显不足.然而,热液对灯影组油气成藏的影响不可忽略,要正确认识灯影组天然气的成藏演化过程并识别勘探有利区,还需要对热液裂解气聚集成藏方面进行更深入的研究.基于对焦沥青的充填特征、光学纹理及结构特征的详细研究,结合热液矿物捕获的流体包裹体地球化学的研究方法,探讨了灯影组—龙王庙组储层内焦沥青的成因,分析了热液活动与原油裂解之间的关系.川中地区灯影组—龙王庙组焦沥青形成于热液活动期间,具有与中间相相同的光学各向异性特征.焦沥青可以划分为 4 种类型:细粒镶嵌型、中粒镶嵌型、粗粒镶嵌型及流线型,其形成温度过300℃,远超地层最大埋深温度,显示出热液成因的特征.热液活动发生于晚二叠世,与峨眉山地幔柱活动相关,热液流体温度超过 300℃,导致了灯影组—龙王庙组储层内的原油裂解.研究发现热液活动将灯影组—龙王庙组古油藏内原油裂解的时间提前到了晚二叠世,打破了灯影组—龙王庙组现有的成藏模式,有助于对天然气成藏演化过程的重新认识和聚集有利区的识别.

    光学纹理焦沥青热液活动灯影组龙王庙组:川中地区

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    四川盆地嘉陵江组天然气成藏主控因素与勘探方向

    李龙龙陶国亮杜崇娇彭金宁...
    1050-1062页
    查看更多>>摘要：嘉陵江组是四川盆地天然气勘探的传统层系,近年来在川北、川西南等地区连续获得发现,但盆地内仍有大面积的勘探空白区,亟需深化对该层系天然气成藏规律的认识,明确成藏主控因素,进而指出未来的勘探方向.利用天然气地球化学等分析测试,结合构造恢复、盆地模拟等技术,以气源分析为基础,以典型气藏解剖为核心,结合对嘉陵江组成藏条件认识,通过对成藏过程的分析探讨了成藏主控因素,并建立了成藏模式.四川盆地嘉陵江组天然气主要来自下部的原油裂解气,嘉陵江组具有多套优质烃源岩供烃、发育多类型碳酸盐岩储层、通源断裂有效沟通气源的良好成藏条件,主生油期古构造、调整期构造及通源断裂、有利储层类型是嘉陵江组天然气成藏的主控因素;嘉陵江组具有"多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏"的成藏模式.基于此指出,分布于川西、川北等地区山前带,主生油期、气藏调整成藏期均处于相对高部位,发育通源断裂、保存条件较好的构造—岩性复合气藏是勘探的首选方向;分布于川东高陡构造带构造稳定区及向斜区的孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向.

    碳酸盐岩气藏成藏模式天然气勘探方向嘉陵江组三叠系四川盆地

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    松辽盆地白垩系青山口组页岩沉积环境及其含油性特征

    白昕陈睿倩商斐张楠...
    1063-1074页
    查看更多>>摘要：松辽盆地上白垩统青山口组页岩地层厚度大、分布广泛,有机质丰度高,蕴含了丰富的页岩油资源.对页岩地层形成时沉积环境的研究,以及对页岩油富集层段含油性特征的探索,可为页岩油富集层段与甜点的预测提供理论依据.结合前人的研究成果,通过对比松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的 2 口典型井——古龙凹陷GY8HC井和三肇凹陷ZY1 井部分样品的总有机碳(TOC)含量、热解数据、有机显微组分类型以及主、微量元素,深入研究了2 个凹陷青山口组页岩的含油性差异与沉积环境特征,进而对含油性差异的影响因素进行了分析.研究区青山口组 2 口典型井的页岩含油性相关指标显示,ZY1 井页岩TOC含量显著高于GY8HC井,但其游离烃含量与含油饱和度指数比GY8HC井低.页岩形成时的地球化学环境控制着有机质的富集.对比 2口井样品的主、微量元素发现,ZY1 井青山口组沉积时期气候更加湿润、水体还原性强,且其古生产力以及古水深要显著高于GY8HC井.这些条件都有利于有机质的保存,因而形成了ZY1 井页岩更高的有机质丰度.GY8HC井有机质类型是以腐泥质为主的Ⅰ型干酪根,且处于成熟—高成熟阶段;而ZY1 井有机质类型以Ⅱ1型干酪根为主,Ⅰ型含量较少,并处于低熟—成熟阶段,因此,GY8HC井页岩的生油潜力更好.

    含油性沉积环境生油潜力页岩青山口组白垩系松辽盆地

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    塔里木盆地库车坳陷英买力地区白垩系巴什基奇克组中深层砂岩储层孔隙保存机制

    张亮朱毅秀周露秦凯旋...
    1075-1087页
    查看更多>>摘要：塔里木盆地库车坳陷南部斜坡带英买力地区白垩系巴什基奇克组砂岩储层物性好,油气勘探潜力大,但其非均质性强、油气分布规律不明.综合利用岩心观察、系列薄片(普通、铸体、阴极发光及包裹体)、扫描电镜、物性测试和X射线衍射等分析测试资料和成岩过程重建与物性恢复技术,分析英买力地区中深层巴什基奇克组砂岩储层的岩性与物性,探寻其孔隙特征与保存机制,划分储层类型和明确有利储层分布规律及控制因素.该砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,杂基含量较低,其成分和结构成熟度均中等;储层孔隙类型主要为残余原生孔隙,其次为次生孔隙,主要为粒间溶孔和粒内溶孔,为中高孔—中高渗储层.巴什基奇克组中深层砂岩原生孔隙得以保存主要在于其形成的沉积环境与经历的成岩和成储演化:首先砂岩形成于高水动力的辫状河三角洲前缘水下分流河道微相,不断叠置的河道形成了厚度较大且分布稳定的水道复合砂体,强水动力使得砂岩碎屑颗粒含量高、分选较好,为原生孔隙形成提供了物质基础;其次早期长期浅埋和后期快速深埋的埋藏演化方式使砂岩经历了较弱的压实作用改造,同时晚期深层超压作用大大增强了砂体抗压实能力,残余原生孔隙得以保存;最后坳陷不断降低的古地温梯度使得残余原生孔隙得以有效保存.

    原生孔隙中深层储层库车南部斜坡带巴什基奇克组白垩系塔里木盆地

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    基于神经网络的莺歌海盆地DF区块黄流组储层压力预测与成因分析

    宁卫科鞠玮相如
    1088-1097页
    查看更多>>摘要：在油气勘探开发及生产过程中,储层压力对油气聚集、分布及运移的过程起着重要作用,异常高压储层甚至会造成井壁崩落、井涌、井喷等钻井事故.传统的储层压力测井预测主要采用经验公式法、有效应力法等,存在参数确定难、主观性强等问题.为此,以莺歌海盆地DF区块为例,在实测数据基础上,构建基于BP神经网络和卷积神经网络的储层压力预测模型,建立测井曲线与实测储层压力之间的隐式直接关系,对储层压力进行了预测并分析了其超压成因.研究结果表明:(1)构建的卷积神经网络模型预测储层压力精度高,最优模型的均方根误差为 0.27 MPa;(2)预测莺歌海盆地 DF 区块黄流组储层压力为 53.26～55.60 MPa,平均压力系数为1.66～1.95,呈现为超压;(3)DF区块黄流组超压成因机制为以流体膨胀作用为主,欠压实作用为辅.

    储层压力预测BP神经网络卷积神经网络超压黄流组莺歌海盆地

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    分子印迹聚合物微球制备及其对5α胆甾烷吸附性能研究

    原陇苗马荣陈建珍邵媛媛...
    1098-1109页
    查看更多>>摘要：采用沉淀聚合法,以胆固醇、去氧胆酸、β-谷固醇为虚拟模板,丙烯酸(AA)为功能单体,偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂,乙二醇二甲基丙烯酸酯(EGDMA)为交联剂,制备甾烷类分子印迹聚合物(MIPs)和空白分子印迹聚合物(NIP).采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线光谱(XRD)、傅里叶变换红外光谱(FT-IR)和比表面积(BET)表征聚合物形貌和结构,并考察其对甾烷类物质的吸附性能.分析结果表明,甾烷类分子印迹聚合物尺寸均一、分散性好,是表面密布孔穴的球形纳米颗粒.吸附性能研究结果表明,MIPs对 5α-胆甾烷的吸附能力明显强于NIP,且三种MIPs相比,去氧胆酸、β-谷固醇分子印迹聚合物对 5α-胆甾烷的吸附强于胆固醇分子印迹聚合物.通过吸附动力学研究发现,MIPs对 5α-胆甾烷的吸附过程符合准二级动力学模型,主要受化学吸附控制;MIPs和NIP的等温吸附符合Langmuir等温吸附模型和Scatchard模型,表明MIPs对 5α-胆甾烷具有特异选择性吸附能力,且吸附过程属于单分子层吸附,最大吸附量为0.735 mg/g.表明胆固醇、去氧胆酸、β-谷固醇三种虚拟分子印迹聚合物均对5α-胆甾烷具有较高的分子识别能力及选择性.

    甾烷类化合物分子印迹聚合物吸附性能模板分子功能单体

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    可视化三维物理模拟实验技术在油气成藏研究中的应用——以塔里木盆地顺北地区S53-2井为例

    隆辉曾溅辉刘亚洲杨冀宁...
    1110-1122页
    查看更多>>摘要：油气成藏物理模拟实验技术是研究油气运移聚集过程的重要技术手段,可以在实验室条件下,实现油气运移成藏动态化、可视化、定量化研究.但传统二维物理模拟实验技术存在细微现象缺乏、含油性测量难、观察面单一等不足.针对这些问题,同时为了揭示超深层油气成藏特征,研发了一种可视化三维油气成藏物理模拟实验技术,并成功模拟了塔里木盆地顺北地区S53-2井的成藏过程.明确了超深断控油气藏油气成藏影响因素;揭示了断层和缝网系统在断控油气藏形成过程中扮演双重角色,其既作为油气运移通道,也是重要的油气储集空间;提出了主断层、缝网及缝网一侧的地堑断层是油气的优势聚集区;建立了"浮力垂向运移、先核部后破碎带、先主干后地堑、缝网输储一体、主次断裂各异"的油气成藏模式.新技术使实验过程更加清晰,实验参数更加准确,实验现象更加立体,可为实验室油气成藏模拟工作提供新的支撑.

    断控油气藏油气成藏物理模拟塔里木盆地

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    基于机器学习的低含油饱和度砂岩储层参数预测——以准噶尔盆地夏子街油田夏77井区下克拉玛依组为例

    刘军钟洁倪振王庆国...
    1123-1134页
    查看更多>>摘要：准噶尔盆地夏子街油田夏 77 井区块下克拉玛依组(简称克下组)特低孔特低渗油藏油水关系复杂、产量低、储层含水高,且具有低含油饱和度、孔渗相关性差、储层参数与测井响应关系不清晰、油水层识别困难等特征,常规储层参数评价及预测方法适用性差.通过对岩性、物性、含油性分析,明确了克下组储层岩性为砂砾岩、砂质砾岩,黏土矿物以伊蒙混层为主;储层为以原生粒间孔和残余粒间孔为主要储集空间的低孔隙度、特低渗透率储集层.通过建立含油饱和度解释模型,确定了本区油藏属于低饱和度油藏,含油饱和度一般为 36%～55%.砂砾岩储层物性和含油性优于中细砂岩,储层物性控制含油性,呈现低饱和度特征,电性受含油性和岩性双重影响.通过低含油饱和度油藏形成机理研究,认为储层微观孔隙结构是形成低含油饱和度的主要原因.通过对敏感参数优选,基于自然伽马、电阻率和声波时差测井等资料,引入基于机器学习的BP神经网络技术,对夏子街油田夏77 井区块克下组油藏进行了孔隙度、渗透率和含水饱和度的计算及预测,储层参数预测精度均高于 80%,相关结论及方法可为低含油饱和度致密砂岩储层的物性参数预测提供依据和参考.

    低含油饱和度砂岩储层测井解释机器学习下克拉玛依组三叠系准噶尔盆地

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