松辽盆地滨北区油气运移与油源对比

针对松辽盆地滨北区油气勘探长期没有实质性突破、油气勘探前景不甚明朗的难题,该文试图从油源对比和油气运移的角度作一些分析.利用甾萜标记化合物对区内进行的油源对比和利用含氮化合物对区内进行的油气运移研究表明,延伸入滨北的长垣北端的原油可能有多个来源:即西部的齐家-古龙凹陷、东部的三肇凹陷和北部的滨北区(如黑鱼泡凹陷).而松辽盆地主力源岩区的齐家-古龙凹陷生成的原油可以越过滨洲铁路线向北运移,但是达不到凹陷的北端.其他广大滨北区的少量油气显示与本地源岩有关.因此,滨北区的油气勘探应该立足于对滨北区源岩条件更为详细的解剖.     

松辽盆地滨北地区生物气资源量预测

松辽盆地滨北大部分地区中浅层的烃源岩有机质成熟度较低，常规油气资源将相当有限，生物气是通过微生物食物链反应而成气，在埋藏很浅的时候就开始形成生物气，因此成熟度较低恰好是适合生物气的生成条件。文章对源岩的发育、分布、埋深、地层温度、母质输入类型、稳定碳同位素组成等特征进行分析后认为，滨北地区有形成生物气的良好条件，应用同柴达木盆地和莺琼盆地进行类比的方法，确定生化甲烷产气率和生物气聚集系数，通过对滨北地区生物气资源量的计算，认为滨北地区不仅具有生物气的生成条件，而且具有一定的资源潜力。     

大庆长垣及以东地区泉头组三、四段重矿物特征及沉积体系分析

通过对大庆长垣及以东地区下白垩统泉头组三、四段重矿物组合特征和ZTR指数变化特征研究,对大庆长垣及以东地区泉头组三、四段的物源及沉积体系进行了分析.认为研究区主要存在六大沉积体系,即北部沉积体系、拜泉—明水沉积体系、西部英台沉积体系、西南保康沉积体系、南部怀德沉积体系和东部沉积体系,并对每个沉积体系的影响范围和强度变化进行了综合分析和厘定.     

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生油岩生油气史的定量评价技术目前还处于探索阶段，其原因在于众多学者在探讨有机质成烃的动力学时，未能将干酪根成油或成气这两种具有明显不同特征的反应动力学过程分开进行讨论。利用等温密闭条件下油裂解成气的实验结果，探讨、建立并标定了油裂解成气的化学动力学模型，为把化学动力学理论真正用于同时预测油、气的生成创造了条件。模型理论计算值与实验观测值良好的一致性初步表明所选择和标定的模型的可行性。     

镜质体反射率作为成熟度指标的探讨

本通过对源岩样品镜质体反射率的测定分析表明，未抽提源岩的Ｒ０值与已抽提源岩的Ｒ０值存在差异，并随成熟度增加这种差异逐渐增大；不同类型但经历了相同的演化程度之后的源岩Ｒ０值不同；相同样品不同气体反应压力下，其Ｒ０值不同。     

使用英文版《石油有机地球化学》教材的体会

随着我国改革开放和经济建设的深入进行，石油工业的纵深发展急需那些专业知识扎实，具有较强外语应用能力的专业人才。为了满足石油工业的需要，尽快培养高水平人才，我们从86级开始，在石油地质勘探专业本科生中使用英文版教材讲授《石油有机地球化学》这门专业课程。开展这种教学的难度大、矛盾突出，其主要表现在：①教材的内容、结构及叙述方式与本课程知识体系之间的矛盾；②课程内容多与授课时数有限的矛盾；③教师和学生不适应的矛盾；④传授知识与提高学生能力之间的矛盾；⑤学生掌握业务知识与提高专业英语水平之间的矛盾。针对上…     

渤南洼陷沙三下亚段页岩油资源潜力分级评价

地化分析表明渤南洼陷具备了形成页岩油的物质基础.根据总有机碳含量与含油性的关系确定了页岩油资源分级评价标准,将渤南洼陷沙三下亚段页岩油资源划分为3个等级进行评价.同时利用△logR法获取氯仿沥青“A”,通过化学动力学方法恢复了烃类的损失部分,并用体积法对渤南洼陷不同级别泥页岩层段的页岩油资源量进行了计算.研究认为沙三下亚段具有较大的页岩油资源潜力,其中Ⅰ级资源量明显高于Ⅱ、Ⅲ级,是油气资源勘探开发的有利目标.     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

火山岩定容充注物理模拟实验研究——以松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩为例

以松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩全直径取心岩样为实验介质,设计制作耐压可视的实验装置,选择一定的初始充注压力开展定容衰竭气体充注实验。实验结果表明:裂缝型介质需要一定的开启压力及开启时间才具备高效输导能力,而裂缝一旦开启后,即使充注压力低于开启压力,裂缝依然具有输导能力,直到充注压差降为零;孔渗型非均质岩样中,中孔、中渗岩心气体运移路径可表现为明显指状突进式特征,而高孔、高渗型火山岩介质可以明显观察到充注过程中各孔渗单元有规律的幕式周期运移过程。整体上,定容充注压力与衰减时间具有指数关系的衰减特征,气体运移速度随时间具有波浪式起伏降低的幕式特征,且随着充注压力的不断降低,幕式运移路径范围逐渐减小。      

页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价

利用高压压汞技术对页岩油储集层微观孔喉进行表征,并在此基础上建立页岩油储集层分级评价标准及成储下限,建立基于测井资料进行页岩油流动单元划分的新方法。依据进汞曲线的拐点及分形特征,提出了适合于页岩油储集层的分类新方案:微孔喉(小于25 nm)、小孔喉(25~100 nm)、中孔喉(100~1 000 nm)、大孔喉(大于1 000 nm),进一步按照页岩所含不同类型微观孔喉的数量将其分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级储集层,分级点对应的孔喉平均半径分别为150,70,10 nm。利用渗透率与孔喉半径的相关关系,建立了储集层分级评价的渗透率标准门槛分别为1.00×10~(-3),0.40×10~(-3),0.05×10~(-3)μm~2。利用同一水力流动单元内孔隙度、渗透率良好的指数关系,构建了由测井资料评价储集层流动带指数、划分页岩油流动单元的新方法。在东营凹陷的应用表明,所建立的标准可以应用于页岩油储集层的分级评价。