火山岩圈闭识别描述方法及其应用

中国沉积盆地内火山岩分布广泛，松辽、准噶尔及四川等盆地不断取得重大突破与发现，火山岩已成为我国油气勘探的重要领域之一。松辽盆地长岭断陷发育火石岭组和营城组火山岩，是油气增储上产的重要领域，但其勘探成效直接取决于对火山岩圈闭的识别与刻画成果。与碎屑岩圈闭相比，火山岩圈闭成藏条件要求更为苛刻，储层条件、侧向及顶底板封堵条件是控制火山岩圈闭有效性关键要素。在解剖已发现火山岩油气藏基础上，通过攻关研究，提出了火山岩体刻画和火山岩储层的描述是火山岩圈闭识别的重点。以火山岩岩性圈闭为例形成了火山岩岩性圈闭识别描述“五步流程”，并实际应用于龙凤山鼻状构造带。钻后结果表明，火山岩岩性圈闭与钻前认识整体一致，圈闭落实可靠，验证了火山岩岩性圈闭识别描述技术方法的有效性，推进了长岭断陷火山岩的油气勘探，对国内其他盆地火山岩油气勘探具有一定的指导应用价值。      

成熟探区勘探目标群油气期望价值评估方法

我国的矿业权出让制度改革正在全面推进，合理评价区块期望价值对于油公司的区块进退决策至关重要。对于含有多个勘探目标的成熟探区，简单地将各目标价值相加通常会高估区块期望价值，应综合考虑两方面的因素:一是各勘探目标的地质情况，包括相对空间位置关系、地质成功率、资源规模和地质相关性等；二是油公司的勘探策略，包括干井承受能力、承诺钻井数量、对各目标的钻探次序等。为此，从油公司区块进退决策实际出发，提出一套基于概率论的勘探目标群期望价值估算方法，并通过实例讨论了上述因素对区块期望价值的影响。      

油气微生物分子勘探技术与初步应用

油气微生物勘探技术因其多解性小、信噪比高、受环境影响小、经济快速的特点，越来越受到勘探家的重视。随着高通量测序、分子生物学技术及生物信息学的快速发展，从微生物群落整体的角度描述特定油气指示微生物的变化，已成为未来微生物勘探技术的重要发展方向。介绍土壤样品采集、DNA提取与分析、判别模型建立和有利区预测等4个油气微生物分子勘探技术关键环节，并针对土壤DNA提取和油气指示微生物检测进行重点阐述。工业级DNA提取技术研究发现，Griffth方法提取并纯化土壤微生物DNA效果最佳。针对大样本量工程，使用高通量移液工作站和商用多孔板DNA抽提试剂盒可大幅提高勘探效率；综合稳定性同位素探针和高通量测序的分子检测技术研究探明了典型含油气区主要油气指示微生物菌种分布规律，高频油指示菌(AMNR族)为节杆菌、分枝杆菌、诺卡氏菌和红螺菌，高频气指示菌为甲基球菌、甲基杆菌、甲基孢囊菌。微生物分子勘探技术在鄂尔多斯盆地杭锦旗地区的初步应用表明，该技术在黄土塬地貌区油气识别精度显著提升，在含油气性评价方面效果良好，为鄂尔多斯盆地北部致密气有利区带筛选提供了参考依据。      

中古8井区孔洞型碳酸盐岩储集层流体地震预测

针对塔里木盆地碳酸盐岩储集层孔隙类型复杂多变、非均质性极强的特点和现场难以预测储集层内部流体性质的现状,引入充分考虑了孔隙形状变化并通过微分方式避免速度频散的DEM-Gassmann岩石物理模型,对中古8井区井上碳酸盐岩储集层段进行流体置换,证明地层条件下该井区储集层内水的弹性属性与油气差别较大。通过弹性参数交会对比筛选了对流体性质识别最好的纵横波速度比与纵波阻抗和泊松比与纵波阻抗组合,根据AVO反演结果进行中古8井区鹰山组碳酸盐岩层段的流体预测,预测结果符合地质认识,与24口井资料吻合度为81.08%.理论分析和实例讨论为塔里木盆地碳酸盐岩储集层流体预测提供了切实可行的方案和相关标准。     

中国中西部地区关键构造变革期次及变形特征

中国中西部地区大型盆地都经历了多期构造运动，这些大大小小的构造事件对盆地的形成演化起到了不同的控制作用。晚古生代以来，中西部地区大型盆地的发展可分为晚古生代-早中生代的"北聚南离"过渡构造体制和中生代以来的陆内变格体制，盆地关键变革期总体受控于这2种构造体制，随所处构造位置不同，在变革期次以及变形特征上存在一定差异。总体存在2个关键期:一是海西晚期-印支早期，主要导致盆地完成海陆转变；二是燕山期-喜马拉雅期，这是中西部地区构造活动最为强烈的时期，也是主要构造主形成期，同时也大多对应着碎屑岩层系的主要成藏期和改造期，其变形特征主要表现为断裂-褶皱改造和差异抬升掀斜作用。      

四川盆地及周缘上奥陶统五峰组岩相特征

上奥陶统五峰组分为页岩段和观音桥段。对比分析四川盆地及周缘五峰组页岩气钻井岩心以及测试数据,根据岩心和全岩矿物组分特征,以硅质矿物(石英)、黏土矿物和碳酸盐矿物为三端元,进行岩相划分。页岩段可识别出4种岩相类型:硅质页岩、含黏土硅质页岩、含灰硅质页岩以及含灰黏土质页岩;观音桥段发育含介壳泥质灰岩。页岩气钻井实测数据表明,页岩段4类页岩岩相品质(有机碳含量、脆性矿物含量以及含气量)差异较大,硅质页岩品质最优,含灰黏土质页岩品质最差。页岩段岩相类型以及观音桥段分布特征受控于沉积环境。川南永川地区等相对浅水的区域页岩厚度较大,但是硅质页岩厚度较小,页岩段整体品质较差,不建议作为水平井靶窗;川南威远地区受古陆和古地形影响,硅质页岩厚度较小,也不建议作为水平井靶窗;川东南焦石坝、武隆、丁山以及南川地区硅质页岩厚度超过4 m,可作为水平井靶窗。     

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义

随着塔里木盆地海相油气勘探向深层的拓展，超深层油藏赋存温度上限是有机地球化学和石油地质学关注的科学问题。使用封闭体系黄金管热模拟实验方法，对塔里木盆地顺北7井奥陶系超深层原油开展了50 MPa、90 MPa两种压力和2℃/h、20℃/h两种升温速率的热模拟实验；根据模拟实验结果，应用Kinetics软件进行化学动力学计算，对比不同温压条件下原油热裂解进程，讨论其地质意义。结果表明，在不同温压条件下，同一原油具有基本相似的裂解过程和基本一致的终点温度裂解总生气量。在原油裂解中，早期有重烃气的生成，晚期重烃气进一步转化为甲烷。升温速率对原油裂解进程影响显著，较高的升温速率下，原油裂解进程向高温推移，并且具有较高的油相保存温度上限。压力对原油裂解的影响较小。同一升温速率条件下，裂解早期压力对原油热裂解稍有"抑制"作用，而裂解晚期，压力则稍有"促进"作用。原油在不同温压条件下裂解过程的差异，可以用裂解活化能分布的差异进行解释。顺北7井原油在两种压力条件下均具有相对集中的活化能分布，表明原油发生裂解转化过程的"温度窗"相对较窄。顺北一区油相保持的温度上限高于180℃，在埋深9 000 m的深部仍可保持油相。      

缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发水平分级标准初探

油藏开发水平分级是深化油藏认识、规范油藏管理的重要内容。针对缝洞型碳酸盐岩油藏尚未建立注水开发水平分级标准的问题,基于塔河缝洞型油藏注水开发实践,结合其开发特征,建立了注水开发效果评价指标体系,聚类分析与因素分析相结合,初步确定了不同开发阶段注水开发水平标准,在此基础上,对塔河油田风化壳、暗河、断控不同岩溶背景下注水开发单元的开发效果进行评价。现场应用表明,利用该评价标准能够进一步明确注水开发过程中存在的主要问题,并为开发技术政策的制定和调整提供依据,同时对国内外同类油藏的注水开发也有积极的现实意义。     

21世纪初中国原油储量、产量构成变化分析及启示

为了深入认识中国的石油生产形势,需要对其储量—产量系统的各构成单元及其变化进行分析,其着重点应是有效经济可采储量及其剩余储量、产量,特别是要关注其中起主导作用的大盆地大油田的状况。研究认为,中国已基本完成了第二轮油气勘探区域展开的目标,剩余经济可采储量和产量开始出现走低。因此不仅需要在老油区挖潜增储上产和降本增效,更重要的是开展新区新领域的战略接替,以确保其生产的持续发展。战略接替的现实指向为:各大盆地的深层、海上的前新生界海相地层、西藏高原、中国北部"中亚陆间区南带"的上古生界。目前除面临油气工作本身的难度外,投资不足和体制改革进展迟滞也带来重大影响。     

中国碳酸盐岩油气藏开发理论与实践

针对中国碳酸盐岩油气田成藏模式多样、构造复杂、储集层差异大的特点,跟踪分析了中国20世纪50年代以来的开发技术攻关实践,系统总结了所形成的碳酸盐岩油气藏开发理论与技术,分析了其适应性与存在问题,在此基础上提出了未来的发展方向及思路。中国碳酸盐岩油气藏开发主要形成了:(1)碳酸盐岩储集层的成因机制、复杂介质复合流动机理理论;(2)以地球物理描述、离散缝洞建模方法为核心的储集体识别和描述技术;(3)自由流-渗流耦合的数值模拟方法及试井分析技术;(4)空间结构井网设计、变强度注水和堵水封窜为核心的注水开发和氮气单井吞吐提高采收率技术;(5)钻完井、酸化压裂增产技术。进一步实现碳酸盐岩油气藏高效开发,需要开展4个方面的攻关:(1)发展更高精度的复杂储集层描述技术;(2)研发多途径的油气藏提高采收率技术;(3)完善和发展超深层碳酸盐岩钻井、酸化压裂改造方法,大幅降低工程成本;(4)加强信息技术、大数据技术、云计算、人工智能与油气藏开发的融合,实现油田开发的智能化。