天然气勘探与开发

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米色子哈刘树根秦川孙玮张长俊

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 1.

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上三叠统马鞍塘组是四川盆地西部地区最后一套海相碳酸盐岩地层,其中发育的礁滩等沉积微相是油气勘探的有利相带。为了探讨马鞍塘组滩、生物礁及礁滩组合的发育及分布情况，通过对比分析有关的钻井和野外资料, 发现马鞍塘组厚度、岩性和沉积特征等在短距离内横向变化较大；新发现在孝泉-汉旺地区马鞍塘组底部发育有一北西向的砂屑滩；川西坳陷中部晚三叠世卡尼期的沉积相主要为同斜缓坡中的砂屑滩、鲕粒滩、生物碎屑滩和生物礁微相。除砂屑滩外，鲕粒滩、生屑滩和生物礁（点礁）微相都沿龙门山呈北东向发育，卡尼期末的沉积相为滨海潮汐相。图5 表1 参13

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四川盆地北部元坝地区雷四上亚段埋藏成岩作用分析

达丽亚傅恒李秀华朱建敏阮何文

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 2.

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以显微薄片观察为基础，结合扫描电镜、电子探针、薄片能谱、元素kσ面分布以及阴极发光等分析手段对四川盆地北部雷四上亚段古风化壳储层主要埋藏成岩作用的类型、特征、成因及对储层的影响进行了研究和探讨，本区雷四上亚段风化壳储层经历的埋藏成岩作用类型主要有压实压溶作用、破裂作用、胶结作用、埋藏溶蚀作用、自生矿物的形成等。通过对裂缝内充填胶结矿物的分析研究，认为矿物胶结期次有两期：第一期为碱性热液形成碳酸盐岩矿物（铁白云石、铁方解石）；第二期为富含F-、Si4+、Sr-等离子的酸性热液形成石英、萤石、天青石等热液矿物。溶蚀作用有四期，依次为：第一期酸性热液-第二期碱性热液-第三期酸性热液-第四期碱性热液溶蚀。溶蚀作用形成的脉内晶间孔、脉内晶间溶孔以及溶蚀缝占埋藏次生孔隙的主导地位。图8表1参7

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四川盆地北部地区须家河组致密砂岩储层成因机制

王　威岳全玲

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 3.

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综合利用铸体薄片镜下观察、物性分析、扫描电镜及X-衍射等分析手段，对四川盆地北部地区须家河组的储层特征、沉积作用和成岩作用进行了研究。研究结果表明，研究区须家河组储层孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主，平均孔隙度为3.25%，平均渗透率为0.05mD，为低孔-低渗型储层。三角洲前缘水下分流河道沉积微相是储层发育的最有利微相类型；压实作用是导致储层孔隙损失的首要因素；强烈的胶结作用导致孔隙进一步减少；溶蚀作用是对储层发育贡献最大的建设性成岩作用，溶蚀作用的强弱是储层发育的关键因素；裂缝是改善砂体储渗能力的重要因素。图5表2参5

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澳西北陆架波拿巴盆地油气分布特征分析

黄彦庆钱基

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 4.

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波拿巴盆地油气及伴生的CO2气体分布特征明显：垂向上，油气主要分布在中上侏罗统Plover/Montara组；平面上，石油主要分布在盆地西部，天然气和凝析油主要分布在西部；气田中普遍含CO2，靠近控盆断裂处气田CO2含量高，而位于台地上气田中CO2含量低。根据该盆地构造—沉积演化和石油地质特征，盖层质量控制了油气垂向分布；主力烃源岩有机质类型和成熟度，以及保存条件控制了油气的平面分布； CO2形成过程及运移过程决定了其含量高低。图7参13

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靖边气田北部马五41储层成岩作用及孔隙演化

陈凤喜王东旭

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 5.

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鄂尔多斯盆地北部靖边气田奥陶系马家沟组马五41气藏储集岩为颗粒白云岩、粗粉晶白云岩和细粉晶白云岩；储集空间以溶蚀孔洞为主，裂缝是提高储层渗流能力的有利通道；溶孔-裂缝型、晶间孔-裂缝型储层是研究区最主要的储层。压实与压溶作用使原生孔隙几乎丧失贻尽, 表生期的溶蚀作用对马五41储层的最终形成起到至关重要的作用。加里东末期的岩溶作用形成最大的次生孔隙，其对于储集空间的贡献优于原生孔隙。以上因素相互匹配形成了研究区良好的天然气储层。图11表1参7

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岩性气藏地质建模研究—以苏59区块为例

杜洋欧阳诚彭宇彭湃

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 6.

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苏59区块有效砂体连续性差，储层非均质性强，气水关系复杂。在对该区块气藏地质特征综合研究的基础上，以petrel软件为依托，结合单井资料、地震解释数据建立了工区的构造模型，通过对测井泥质含量曲线划分建立单井岩相模型，以砂岩密度、砂体宽厚比、趋势面约束等条件选取建模参数，采用序代指示算法建立三维岩相地质模型，进而在岩相控制下建立三维地质属性模型。建模结果表明：建模过程中选取的参数准确，地质模型与该区的地质认识符合程度较高，为准确评价气田的储层性质及开发潜力提供了可靠依据。图10参9

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缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡法计算储量探讨

宋红伟张智任文博

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 7.

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油藏工程的物质平衡方法不需要考虑储层内部的复杂结构，仅根据储层内压力变化和累计注、采量就可以计算出缝洞单元的储量，运用的难点是如何确定储层内压力的变化。针对塔河油田实施的注水替油这种特殊开采方式，根据注水阶段的注入量和井口压力的响应特征，由井口压力折算井底流压，再根据井底流压变化计算地层压力的变化，从而计算出注采单元的单井控制储量。同时，分析该方法的参数及计算结果的适用范围和可能产生的误差，研究结果为缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算找到了一种新方法。图4表5参2

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复杂山地地震资料采集参数论证和观测系统的设计

邱健马国标

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 8.

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地震数据采集观测系统的优化设计是整个采集工程设计的重要环节，针对西昌盆地地形起伏变化大、地表和地下地震地质条件都较复杂的特点，解剖分析了199年及2004年的施工参数，并对以往采集的单炮记录和叠加剖面进行对比分析，优化得到该地区的地震施工参数，圆满完成了1354km二维地震资料的采集。图4表1参1

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海相地层录井雷达图和云模型解释方法研究

叶应贵刘乔平石元会黄强

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 9.

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海相碳酸盐岩地层钻井过程中，为应对具有“三高”特征的复杂地层，所使用的高密度钻井液体系通常会对气相色谱数据产生较大的抑制作用，这使得主要依赖烃组分参数和气测绝对值的传统录井解释方法不适用。故此选折8个录井关键参数，利用数学地质多元图表示原理，对8个关键参数进行雷达图展示；并通过计算出雷达图参数面积，结合云模型理论，创新提出了一种不局限于气测数据的录井综合解释方法。图7表2参3

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充西须四气藏气水分布规律

阮基富李新玲张苏

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 10.

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川中充西气田须四气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大，严重影响了气藏开发效果，开展气水分布规律研究已成为提出合理治水对策、提高气藏开发效果的基础。通过对地层水化学分析、气水层识别、气井产水特征及气水分布规律综合研究后表明:充西须四段地层水水型为封闭、还原的水文地球化学环境下的CaCl2型；气藏边水呈过渡带性质，无统一的气水界面；气水分异作用明显，为上气下水的常规气藏；断层末端及背斜曲率比较大的部位，裂缝相对发育，气井产水量较高。图6表2参7

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温度和应变速率对水合物沉积物强度影响试验研究

李洋辉宋永臣刘卫国于锋

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 11.

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在不同温度和应变速率条件下，对天然气水合物沉积物进行三轴压缩试验。试验结果表明：（1）温度越低，水合物沉积物破坏强度越大，在一定温度范围内可用线性表示。随着温度的进一步降低，破坏强度的增加趋势有所减小，最终趋于定值；（2）水合物沉积物试样的破坏强度随着应变速率的增大而增大。另外，应变速率可明显的改变材料的塑性性能。（3）割线模量E50随着温度的降低线性增加。图6表1参19

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海上凝析气井动态储量计算方法

张凤喜陈明王庆勇马国新

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 12.

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气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静太物质平衡法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力，对于凝析气井的关井会造成井底的积液，积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型，在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性，应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力，减小了气井产量损失，对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。图5表1参8

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海上气井携液临界流量模拟分析研究

于继飞顾纯巍管虹翔李伟超隋先富

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 13.

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Turner模型是目前为止应用较广泛的模型之一，在Turner模型应用于海上定向井的实例中，发现Turner模型对于定向井和雷诺数高于2.2×105的气井存在较大的误差。通过分析Turner模型中携液临界流量的主要影响因素，确定井筒最先发生积液的位置；然后考虑井斜角对Turner模型进行了修正；对于雷诺数高于2.2×105的气井，提出了通过对比临界持液率和实际持液率的关系确定携液临界流量的方法。此方法可以使计算误差最大降低40%。图11表2参4

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中大型压裂技术在川西新场气田的应用

何灿许小强卿明友

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 14.

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针对新场J2s气藏小规模压裂增产效果逐渐变差、稳产期短等问题，提出开展中大型压裂必要性。详细分析了在新场J2s气藏进行中大型加砂压裂存在的主要难题，研究形成了针对性技术措施，主要包括：①优选低伤害压裂液体系并采用高效强排快排液工艺降低压裂液对储层的伤害；②采用小粒径粉陶降滤、低浓度支撑剂段塞冲及大排量施工工艺确保中大型压裂施工成功率。该技术措施在新场J2s气藏76层次应用表明，中大型加砂压裂施工成功率和增产效果均得到了显著提高，为类似气藏剩余储量和难动用储量有效开发提供了有效的技术手段。表1参7

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页岩气藏改造技术及四川页岩气藏压裂先导性试验

王素兵罗炽臻

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 15.

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在大量调研国内外页岩气资料的基础上，介绍了页岩气藏基本特征、影响页岩气藏产能的因素、压裂增产机理与技术关键、页岩气藏压裂改造技术现状等。重点介绍了国内第一口页岩气井现场加砂压裂改造先导性试验情况，为国内页岩气增产改造提供了技术参考资料。表1参8

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变换的GM(1,1)模型在油田钻井成本预测中的应用

何沙吉安民李敬宇

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 16.

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通过对传统GM(1,1)模型的原始数据序列进行加速平移变换和几何平均变换，有效地弱化了原始数据序列的随机性，得到了变换的GM(1,1)模型。将其应用到某钻井公司的钻井成本预测分析中，利用Matlab7.0计算软件计算得到了预测值，同时对该公司某油田的某一区块2002—2009年的单位钻井成本进行了残差和相对误差的检验。结果表明：变换的GM(1,1)模型大大提高了预测的精度。在此基础上，对未来三年该区块的单位钻井成本进行了预测，其结果对该公司在该区块的钻井活动起到了重要的指导作用。图3表2参6

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渤海油田天然气区域化联网开发新模式探索与实践

张宏友马奎前苏彦春黄凯袁东

天然气勘探与开发. 2012, 35(1): 17.

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针对渤西南地区天然气开发利用现状，一方面大量剩余伴生气被放空燃烧，而另一方面自耗气短缺、供气形势严峻，提出了天然气区域化联网开发新模式。通过天然气管网将渤南、渤西、蓬莱、曹妃甸油田群连成一片，实现资源共享、优势互补，科学合理利用天然气资源，达到节能减排增效的目的。图2参2

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2012年, 第35卷, 第1期　
出刊日期：2012-03-25

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