苏里格气田致密气下限重新认识

以苏里格气田空气渗透率低于0.3×10-3μm2致密气层为研究目标,该类致密气层按照现有下限标准解释会漏失部分有效层。根据最新发布的《致密砂岩气地质评价方法》行业标准,利用毛细管压力、岩心分析、气-水相渗及测井资料研究了苏里格气田致密气下限。采用孔喉半径下限法确定了其孔隙度下限为3%,空气渗透率下限为0.04×10-3μm2;采用密闭取心刻度法与气-水相渗法确定了含气饱和度下限为26%。该下限的确定为苏里格气田致密气提供了测井解释标准,为致密气的勘探开发提供了技术支撑。     

FMT压力分析在渤海J25-1油田储量评价中的应用

FMT电缆地层测试是渤海油田应用较广泛的一项实用测井技术,在复杂断块油田的勘探开发中发挥着越来越重要的作用。以渤海J25-1油田储量评价为例,在充分论证压力资料适用性的前提下,运用FMT压力分析确定了有效厚度下限、油气藏类型、流体界面及储层连通性,达到了合理划分计算单元、提高储量计算精度的目的。     

基于最佳线性无偏估计的双基地雷达走位方法

利用坐标转换后的伪测量值，根据最佳线性无偏估计原理，提出一种双基地雷达目标的定位方法并给出了算法定位误差的Cramer-Rao理论下限表达式，在不同噪声条件下对算法进行仿真计算，结果表明该方法可以显著提高双基地雷达目标的定位精度，其理论下限和仿真结果都明显优于最小二乘方法。     

色噪声下MIMO信道估计优化及容量下限分析

针对色噪声背景下MIMO块平坦衰落信道进行了估计和优化,并以信道估计的优化结果为基础,分析了估计信道的互信息量下限和系统的容量下限,提出了利用注水算法来优化发射端天线阵列的功率分配,以提高系统容量下限。仿真结果表明利用信道估计的优化结果,同时通过发送功率优化分配,可使MIMO系统容量下限有明显提高。     

V-Mo-Mg/SiO2负载型催化剂的制备及甲醇氧化制甲醛反应性能的研究

采用溶胶-凝胶法制备甲醇催化氧化制甲醛的V-Mo-Mg/SiO2负载型催化剂.考察焙烧温度、反应温度、空速、氧醇比对催化剂催化性能的影响,并用BET、XRD等测试技术对催化剂的结构进行表征.结果表明:在V-Mo-Mg/SiO2负载型催化剂上,焙烧温度500℃、反应温度305℃、空速3020h-1、氧醇摩尔比0.45、低于爆炸下限的条件下,催化剂性能最好,甲醛收率达66.35%.     

成藏期剩余压力与储层排替压力下限耦合恢复油气成藏过程——以济阳坳陷车西洼陷为例

通过对济阳坳陷车西洼陷主要油田储层孔喉半径与含油气性关系的研究,确定了现今储层排替压力下限,结合地层沉积速率和压实模型,得到了不同时期储层排替压力下限。基于成藏期剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系恢复了研究区主要油田源下油气藏的形成过程。在古近系东营组沉积末期有少量油气充注,在馆陶组沉积中期生烃范围恢复到东营组剥蚀期前的水平并再次充注,主体油藏大规模聚集形成于明化镇组沉积早期,南部斜坡带的潜山油气藏成藏期最晚,为明化镇组沉积末期（距今2 Ma左右）。根据成藏期油气运聚动力与阻力的耦合关系,预测源下油气藏分布范围为明化镇组沉积末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区。     

苏里格气田东区多层系气藏储层物性下限及控制因素

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1、山2段的致密砂岩储层具有典型的低孔—低渗及多层系含气的特征.对具有不同产能砂岩的岩性、物性、孔隙结构和孔隙微观特征等方面进行分析,通过气层和干层孔隙微观特征对比,在系统研究储层微观特征的基础上,用生产资料法研究了渗透率与产能之间的关系,并用产能模拟法进行验证,最终确定出有效储层的孔隙度和渗透率下限值.气层和干层的孔隙结构类型、毛细管压力曲线特征及成岩特征等因素导致储层的含气性不同.     

页岩气选区评价关键参数及上下限

四川盆地及其周缘页岩气资源丰富,选区评价是获取页岩气区块并实现勘探开发的前提,然而目前页岩气选区评价关键参数并不统一,关键参数标准及上下限仍存在争议并缺乏系统性研究,因此亟需建立一套适用于高热演化海相页岩气的选区评价体系。充分调研了国内外页岩气选区评价方法、行业和企业标准及公开文献,开展了各类选区评价参数统计,优选了选区评价关键参数,探究了每个关键参数的上下限,建立了页岩气选区评价关键参数取值范围标准。研究优选出7个页岩气选区评价关键参数,主要包括有机碳含量（TOC）、成熟度（R_O）、孔隙度、压力系数、埋藏深度、脆性矿物含量和页岩有效厚度。有机碳含量作为页岩气选区评价的首要关键参数,其下限可降到1.0%;成熟度R_O是页岩气聚集形成的重要指标,其下限仍为1.3%,上限可提高至4.0%;孔隙度作为页岩储层评价的重要参数,其下限仍为2.0%;压力系数作为页岩气的保存参数,其下限可降至1.0;页岩埋藏深度的上下限分别为1 000 m和5 000 m;脆性矿物含量作为压裂参数,其下限仍为40%;页岩有效厚度应选取TOC>2.0%、1.3%<R_O<3.5%、孔隙度>2.0%和脆性矿物含量>40%的页岩层段,其下限为20 m。优选的选区评价关键参数及建立的上下限标准,对中国复杂构造背景下的高过成熟海相页岩气的选区评价和高效勘探开发具有重要指导意义。     

高邮凹陷北斜坡阜宁组储层物性下限标准研究

高邮凹陷北斜坡阜宁组油藏储集层孔隙度主要分布范围在11%~24%之间(图1),渗透率主要分布范围在(5~500)×10-3μm2(图2),属中低孔、中低渗储层。结合储集层的特征和资料情况,通过综合研究分析,采用了4种方法确定了该区带的储集层物性下限,综合4种方法,确定高邮北斜坡阜宁组E1f2 1储集层的物性下限,孔隙度为10·7%;渗透率为1·1×10-3μm2,从而划清了储集层与干层。该标准的建立对开发生产、试油试采具有指导性作用。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10^-3 μm²、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10^-3 μm²,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10^-3μm²。