何日斯太凹陷北主洼槽勘探潜力分析

利用何日斯太凹陷北主洼槽的烃源岩有机质丰度、类型、成熟度和排烃效率等资料,对生烃条件进行分析。以面孔率、排驱压力、退汞效率和岩心实测孔渗数据为基础,对储层进行评价,并进行圈闭条件分析。研究表明该洼槽有一定生油能力,可形成有效圈闭,但储层本身储集性能差。     

鄂尔多斯盆地南东部山二段三亚段致密砂岩气藏成藏主控因素

从研究区(鄂尔多斯盆地南东部)主力气层下二叠统山西组二段三亚段(P1s32)成藏基本条件入手,发现该区烃源岩呈广覆式分布,有机质含量高,普遍达到过成熟阶段。储层孔隙度和渗透率较低,填隙物含量较高,储集空间以次生溶蚀孔隙为主。中二叠统上石盒子组(P2sh5~8)泥质岩类作为该区的区域盖层普遍存在欠压实现象,封闭能力强。气藏平面分布上受控于烃源岩、砂体及构造3个因素,表现出源内成藏、砂体控藏及构造补充成藏3种形式。     

陕北地区上古生界天然气成藏特征及其控制因素分析

勘探成果表明鄂尔多斯盆地陕北地区上古生界各层段均发现气层或含气显示层,具备了天然气成藏的基本地质条件。为研究控制上古生界天然气富集成藏的主要因素,指出有利勘探区域,对目的层沉积层序、沉积相特征、烃源岩特征和生烃能力以及储集层地质特征进行了深入研究并开展了天然气成藏控制因素分析。研究认为控制上古生界天然气富集成藏的主要因素是:烃源岩的展布范围和生烃能力、有利沉积相砂体的分布格局、现今低隆起构造高部位及其所形成的岩性圈闭或岩性-构造圈闭、生排烃时间和流体运聚指向区域。诸多油气聚集成藏地质条件的合理配置,构成了该区气藏发育区并控制了气藏的分布。同时,还指出延川西部、甘泉东部、延川地区、马家砭地区为天然气藏的有利聚集区域。     

二连盆地宝勒根陶海凹陷下白垩统成岩作用研究

宝勒根陶海凹陷位于二连盆地腾格尔坳陷南部,是伸向温都尔庙隆起方向的一个狭长的单断箕状凹陷.下白垩统地层自上而下包括赛汉组、腾格尔组(包括腾二段、腾一段)、阿尔善组(包括阿四段、阿三段、阿二段).碎屑岩储层成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用、交代作用、泥质杂基的重结晶转化作用、溶解作用和构造作用等,其中最显著的成岩作用是压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用.成岩阶段以井深800m为界划分为早成岩阶段B期和晚成岩阶段A期两个阶段.     

鄂尔多斯盆地中东部致密砂岩储层地质特征及控制因素

鄂尔多斯盆地中东部二叠系致密砂岩储层地质特征和储层控制因素研究尚属空白。在岩心描述、 分析化验和成岩演化分析等基础上,对该储层的微观特征进行了系统描述,并对其控制因素进行了研究。 结果表明,盒8 段和山2 段储层毛管压力曲线为陡斜式,孔、渗条件较差,平均孔隙度分别为6.14% 和 4.49%,平均渗透率分别为0.389 mD 和0.749 mD,属致密砂岩储层。受沉积环境和成岩作用的控制,盒8 段和山2 段储层主要发育于水下分流河道微相中,且普遍进入晚成岩阶段B 亚期,部分地区山2 段储层 甚至进入晚成岩阶段C 亚期。压实作用及硅质、碳酸盐和黏土胶结作用使储层物性变差,溶蚀作用改善 了储层的孔、渗条件,使储层物性变好。     

延长气田上古生界烃源岩评价及生排烃特征

延长气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中南部,是一个新探明的天然气富集区,对烃源岩的研究评价工作相对较薄弱,制约了该区的油气勘探进展。为此,通过对大量新探井岩心样品的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等资料的综合分析,探讨了该气田上古生界烃源岩的展布特征、地球化学特征和生排烃特征。结果表明:①煤岩为该区最好的烃源岩,其有机碳含量介于60.18%~86.89%,累积厚度介于6~18 m,是该区上古生界天然气最主要的烃源岩,而泥岩则是天然气的第二位供应者,其中山西组泥岩属中等—很好的烃源岩,太原组和本溪组泥岩为好很好的烃源岩;②烃源岩干酪根的类型主要为腐殖型,其R。多大于2.0%,已进入过成熟—干气阶段;③上古生界烃源岩在中晚侏罗世—早白垩世末处于大量生排烃期,现今生烃强度介于(25~65)×10~8m~3/km~2,现今排烃强度介于(15~60)×10~8m~3/km~2,煤的生排烃强度大干泥岩。     

纳米流体对U型深埋管换热特性影响的研究

结合西安市某个埋深为2505 m的U型深埋管换热系统,在原位实验验证的基础上建立三维全尺寸数值计算模型,进而模拟分析埋管内热流载体种类对强化埋管换热的效果。埋管内热流载体除常规使用的水外,还选用Al₂O₃/水、CuO/水和SiO₂/水3种纳米流体。通过改变这3种纳米流体的纳米颗粒体积浓度分别为0.1%、0.3%、0.5%及1.0%,分析纳米流体种类及纳米颗粒体积浓度对埋管换热的影响。研究结果表明,就整个埋管的换热而言,纳米流体的强化换热效果较小。因此,通过改变埋管热流载体来达到埋管强化换热的方法并不高效合理。