松辽盆地北部深层火山岩气藏的充注：来自流体包裹体的证据

厘清松辽盆地北部徐家围子断陷营城组火山岩气藏天然气的来源和充注特征对天然气的勘探开发具有重要意义。系统研究了营城组储层中次生流体包裹体的成分和均一温度,旨在揭示天然气气藏的来源和充注特征。研究结果表明该储层中发育了富CH₄和富CO₂两类流体包裹体。富CH₄流体包裹体均一温度出现频率最高的区间包括：160～163℃、185.2～225℃和233～243.4℃,说明存在3期含烃流体;富CO₂流体包裹体均一温度为235.2～269.1℃,为一期充注。均一温度高于烃源岩沙河子组地层的最高埋深温度（230℃）的富CO₂流体包裹体和高温富CH₄流体包裹体内的天然气可能来源于深部。流体包裹体主要成分和气藏天然气主要成分对比表明,本区天然气充注存在3种充注方式：①一期天然气充注形成;②多期混合充注形成;③前期充注被后期天然气充注取代形成。     

松辽盆地古龙页岩油水平井开发技术经济界限

古龙页岩油具有烃源岩品质好、储层物性较好、原油品质较好和游离烃含量较高、气油比高、压力系数高的特征,勘探开发潜力大.通过分析古龙页岩油储层特征和试采井的开发特征确定了古龙页岩油水平井开发技术经济界限.结果表明:轻质油带高气油比、低气油比试采井的产量、压力的变化规律均显示古龙页岩油水平井生产整体上具有长期稳产能力,以递减曲线图版法标定生产井产量具有双曲递减规律;古龙页岩油水平井微地震等方法综合确定水平井开发井距350 m较为合理,压裂裂缝网络长度以250～300 m为主;在目前技术、经济条件下,古龙页岩油水平井效益开发界限为单井最终可采储量达到2×104 t以上,水平井水平段长度大于2000 m,采用"平台双向交错、纵向W井网"的立体布井方式可进一步提高开发效果.研究成果初步确定了古龙页岩油水平井开发的产能水平及开发规律,为开发井组油藏工程优化设计及规模开发动用提供了有力的技术支撑.     

莺-琼盆地天然气成藏条件及地球化学特征

研究莺一琼盆地天然气成藏条件以及地球化学特征，认为该盆地天然气成藏条件良好：高温环境促进了有机质的热演化作用，缩短了烃源岩的成熟时间；储盖组合好，孔隙型的储集层利于天然气富集，具有超压的盖层提供了优异的封闭性能；圈闭多，类型丰富；构造活动提供了天然气运移的通道；烃源岩晚期排烃的特征保证了气田不会因为长时间的扩散而损失。天然气地球化学特征揭示：莺一琼盆地天然气中烷烃碳同位素普遍较重，以煤成气为主；莺歌海盆地由于具有流体幕式充注的特点，混有生物成因气。CO2成因比较复杂，莺歌海盆地既有壳源有机成因CO2，又有壳源无机成因和壳幔混合成因CO2；琼东南盆地CO2为无机成因，包括壳源无机成因CO2和幔源无机成因CO2。图7表1参31     

松辽盆地白垩系营城组火山机构储层定量分析

根据火山岩形态和内部结构,将松辽盆地白垩系营城组火山机构划分为火山口—近火山口相带、近源相带和远源相带。基于304个钻井岩样的孔隙度、渗透率和压汞法毛细管压力曲线资料,对火山机构3个相带的储层特征分析结果表明,火山口—近火山口相带的储层具有大孔隙、宽长裂缝、孔喉半径大、孔喉分选好的特征,实测孔隙度为2%～25%,平均为7.74%,实测渗透率为(0.01～100)×10^-3μm²,平均为1.99×10^-3μm²,属于中孔高渗储层,局部为高孔高渗储层。近源相带的储层具有中等孔隙、窄小裂缝、孔喉半径较大、孔喉分选较好的特征,实测孔隙度为1%～15%,平均为7.47%,实测渗透率为(0.01～20)×10^-3μm²,平均为0.95×10^-3μm²,属于中孔中渗储层,局部为中孔高渗储层。远源相带的储层具有中小孔隙、宽长裂缝、孔喉半径小、孔喉分选差的特征,实测孔隙度为1%～10%,平均为6.95%,实测渗透率为(0.02～1)×10^-3μm²,平均为0.13×10^-3μm²,属于中低孔低渗储层。目前火山岩勘探的有利目标为火山口—近火山口相带。     

酸性火山岩储层微观孔隙结构及物性参数特征

综合利用大量铸体薄片及储层物理实验资料,对松辽盆地北部营城组酸性火山岩储集空间与物性参数特征的研究结果表明,酸性火山岩储层储集空间以原生气孔和次生溶蚀孔为主,微观孔隙结构具有孔喉比超大的特征。该区酸性火山岩储层具有束缚水饱和度高、存在启动压力梯度等特低渗透储层的渗流特征,储层物性对应力不敏感。     

裂缝性深层火山岩气藏数值模拟研究

大庆升平气田为深层裂缝性火山岩气藏，由于开发井少，对地质情况了解不是很清楚。如何根据现有的地质资料建立地质模型是气藏数值模拟的关键。根据地震相干体，预测出裂缝的分布，引入等效介质理论，建立了地质模型。利用Eclipse软件中的VFPi模块，将井底流压折算成井口的压力，并对SS2和SS1 2口生产井进行井口压力的历史拟合。在历史拟合的基础上，进行了井网的优选和采气速度的优选，并对方案进行了预测。从已钻几口井的试气试采情况看，和预测结果比较吻合。     

三肇地区扶、杨油层裂缝和地应力分布特征及对注水开发的影响

应用岩心裂缝古地磁定向、Ｘ射线反支、差应变、井壁崩落等方法对大庆外围油田扶、杨油层天然裂缝及古今地应力分布特征进行了研究,指出裂缝、地应力发育特征对油田注不开发的影响。     

构造脊控藏模式及勘探实例

松辽盆地和渤海湾盆地普遍发育低幅度、线性分布的正向构造,依附于断裂、斜坡和大背斜翼部发育。这种正向构造整体不能自成圈闭但对油气分布有着强烈的控制作用,是重要的勘探目标。通过构造特征分析将其归为构造脊,并细分为断背脊、鼻状脊和断块脊3种类型,确定了构造脊的脊线、长度、幅度、宽度、面积5个几何要素,丰富了构造脊的内涵。通过研究构造脊对油气成藏的控制作用,探讨了构造脊控藏理论,指出构造脊是油气输导的优势通道,建立了构造脊与薄储层、窄河道配置的油气成藏模式。通过在松辽盆地杏西-哈尔温地区和江桥地区中-浅层油气勘探中应用构造脊地震识别技术,发现并落实了一批构造脊勘探目标,多口井获得高产油流,拓展了油气勘探领域,支撑了大庆油田在中-浅层油气勘探中取得显著成效。     

应用套前套后补偿中子测井孔隙度差值法识别疑难气层

大庆油田汪家顿低隙气田存在有部分难识别气层的问题。文章根据补偿中子测井原理和６口井的套前套后补偿中子测井资料探讨了气层完井前后的特性，研究应用了套前套后补偿中子孔隙度差值法解释技术，并得出了这种方法能够识别低孔隙砂岩气田的难解释层的结论。这就是气田开发和挖潜中一项重要的技术措施。     

特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析

针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点，在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上，应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法，分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系，研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法，并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明：芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征，采油能力和吸水能力低，吸气能力较高，在合理注入压力下具有一定的注气能力，注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实，芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近，注气压力较低，油层吸气能力强，油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量，说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径，为类似油藏注气开发提供了有效的方法。