不同性质原油保存能力评价实验及应用

深层原油保存能力的评价制约着原油勘探的深度下限。为了评价不同性质原油保存能力，以不同性质原油与灰岩介质为对象，通过热模拟实验产物分析，参照基础理论，提出了原油保存指数概念，并以等效镜质体反射率为桥梁，对原油保存能力进行评价。原油保存能力主要受热演化程度控制，等效镜质体反射率VR_o<1.2%，VR_o=1.2%~2.0%和VR_o>2.0%的缓慢裂解、快速裂解和极限裂解阶段保存指数分别降低0.230，0.324和0.350。原油组成的差异决定不同性质原油具有不同的保存能力。轻质油早期保存能力较强，进入裂解门限后，保存能力迅速降低；重质油因较多的杂原子和侧链，致使保存能力呈现早期弱、晚期强的特点，但保存下来多是固体沥青等大分子缩聚物。根据热模拟实验结果预测了塔里木盆地满西地区深层液态烃的保存下限，满西地区奥陶系原油勘探下限深度为8 200 m。      

“大埋深、高压力”条件下塔里木盆地超深层油气勘探前景

随着塔里木盆地超深层油气勘探技术日益完善，烃源岩在高压力下的热演化已成为超深层油气资源评价及成烃理论研究的焦点。通过对国内外温压控制下烃源岩生烃模拟实验和成果的研究，结合塔里木盆地顺托果勒低隆"大埋深、高压力"的地质条件，探讨了塔里木盆地海相烃源岩高压生烃演化抑制模式。顺托果勒低隆寒武系烃源岩在燕山期以来仍具有形成高成熟液态烃的地质条件，其热演化受抑制的边界条件为:①构造长期稳定的封闭体系；②烃源岩埋深大于6 500 m，流体压力长时间持续大于60 MPa，晚期低地温场背景（地温梯度小于2.0℃/hm）；③烃源岩母质类型为Ⅰ、Ⅱ₁型。塔里木盆地超深层寒武系海相烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ₁型干酪根为主，在高压条件下抑制程度更明显，其生油窗范围及潜力远高于传统的理论计算值，因此超深层油气勘探潜力巨大。      

渤海海域古近系、新近系原油富集/贫化控制因素与成藏模式

渤海海域油气勘探经历了40多年的曲折历程,原油垂向分布规律及控制因素的复杂性制约了其勘探进程。基于断裂活动、烃源岩演化与区域盖层的研究,对全区已发现油藏的垂向富集规律及其控制因素进行了深入的分析。结果表明,(晚期)新构造运动对原油成藏与分布起到主导作用。通源断裂垂向输导原油的能力与其活动速率有关,活动速率小于10m/Ma的断裂输导能力弱,主要起封闭作用;活动速率为10~25m/Ma的断裂起到输导与封闭双重作用;活动速率大于25m/Ma的断裂主要起输导作用。晚期断裂活动速率、活跃生油岩与区域性盖层的发育分布及其时空配置关系,共同控制了古近系、新近系原油的富集与贫化。并归纳了渤海海域古近系、新近系4种原油富集/贫化模式,即古近系富集模式、古近系与新近系共同富集模式、新近系富集与古近系贫化模式以及新近系贫化模式。     

秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域

2009年钻探凹陷南侧的QHD29-2构造,揭示了千万吨储量的构造岩性复合凝析油气藏.秦南99陷总体上研究程度比较低,文中从烃源岩有机质地球化学特征、生烃史模拟和油气优势运移路径模拟方面探讨了秦南凹陷勘探潜力和有利区带.秦南凹陷发育3套烃源岩,沙河街烃源岩为好烃源岩,其中沙一段烃源岩具有较强非均质性;东下段烃源岩为中一...     

凝析气藏管流与地层渗流耦合研究

凝析气藏的测试和生产系统受储层、井筒、地面管线3 个子系统的影响。目前人们对于反凝析对生产的影响还缺乏足够的重视, 仍然采用类似于干气藏方法来研究凝析气藏, 其结果常常导致测试和工作制度制定不合理, 产能预测偏大, 生产陷入低产、低效的困境。作者以反凝析对凝析气藏的生产动态造成的影响为前提, 通过建立凝析气藏多相流井筒管流与地层渗流耦合计算模型, 改变了用类似于干气藏方法来研究凝析气藏, 为凝析气井测试和生产单井优化分析提供了更可靠的理论支持。     

辽东湾地区天然气成因类型

根据天然气组分、碳同位素组成以及伴生凝析油的轻烃参数等资料并结合地质背景,确定了天然气的成因类型,并分析其成熟度与来源。研究表明,辽东湾地区已发现的天然气以湿气为主,根据乙烷碳同位素组成可划分为油型气和偏腐殖型气2种成因类型,分别对应于Ⅱ1型和Ⅱ2型有机质。油型气主要分布在JZ21-1、JZ25-1和JZ25-1S油气田,偏腐殖型气主要分布在JZ20-2油气田;油型气主要源于有机质热成熟度0.6%～1.1%的烃源岩,偏腐殖型气主要源于有机质成熟度1.1%～1.3%的烃源岩;辽东湾地区有机质热成熟度大于0.6%的烃源岩均可作为有效气源岩。     

高分辨层序地层学在大庆长垣以东扶、杨油层地层界面识别的应用

本文对大庆长垣以东三肇凹陷扶、杨油层的岩性、矿物、地球物理特征综合研究,通过层序地层的研究进一步确立了长期有争议的扶、杨油层的地层分界。为建立该地区扶杨油层统一的地层沉积格架,建立了扶、杨油层组的划分标准,根据标准层、沉积旋回、沉积组合、测井曲线形态等对扶、杨油层界面进行了统一划分对比,为其河道砂体分布规律预测和未动用探明储量地区的开发提供了地质基础。     

塔里木盆地地温场对油气成藏过程的控制作用——以古城墟隆起为例

塔里木盆地是中国海相碳酸盐岩油气勘探的重点区域,近几年中国石油化工股份有限公司在古城墟隆起西段奥陶系天然气勘探获得较大突破,但气藏的高温高压加大了勘探开发难度,且油气性质使得富集规律更为复杂。通过对地温场、油气碳同位素特征以及油气成藏过程剖析,认为古城墟隆起的多期构造活动使得地温异常,平面上具有剥蚀-热事件的差异演化;原油海西中—晚期聚集成藏,经历高温热蚀变,原油组分碳同位素变重;天然气为高成熟度干气,具有一定的原油裂解气的特征,喜马拉雅期聚集成藏;SHN1井成藏过程表征了热液对碳酸盐岩储层的建设作用和对油气的破坏与建设双重作用,使得奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大型天然气藏的潜力。     

渤海海域CO2成因与分布主控因素

通过对渤海海域高含CO2油气藏地质与地球化学特征的系统分析,深入研究了CO2成因及分布主控因素。渤海海域环渤中地区油气藏中CO2主要为幔源无机成因,辽东湾地区油气藏中CO2含量小于1%,为有机成因。新构造运动期强烈活动深大断裂空间展布和新生代岩浆活动控制了幔源无机CO2的分布,沿活动深大断裂走向方向活动较弱部位有利于幔源无机CO2聚集成藏。     

秦南地区天然气成因与油气勘探潜力分析

为了评价和认识秦南地区有重大勘探突破的陡坡带和该区的勘探潜力,利用该地区天然气组分和碳同位素等分析资料、伴生原油的油源对比以及油气运移模拟,定量刻画与定性评价相结合,对秦南地区天然气成因和油气勘探潜力进行了系统研究.研究表明:凸起带天然气为新近系溶解气且以干气为主,陡坡带天然气为古近系凝析气且为湿气;陡坡带天然气主要为油型气,碳同住素发生倒转.与之伴生原油的生物标记物表明,油气为沙三段(E2s3)和沙一段(E3s1)烃源岩共同贡献的结果.油气运移数值模拟表明:油气仅为断阶带"活跃"源岩所贡献;非烃类天然气为无机CO2幔源气;秦南凹陷为"小而肥"的富生烃凹陷,沙河街组烃源岩为好烃源岩,东下段(E3dL)烃源岩为中一好烃源岩;该地区油气主要为沙河街组烃源岩所贡献.油气优势运移路径与烃源岩评价表明,秦南地区为陡坡带和西斜坡,石臼坨凸起缓坡带和辽西低凸起南末端为有利勘探区.