东濮凹陷深层气藏类型与分布规律研究

东濮凹陷深层(3500m以下)天然气资源丰富。按气藏产状将深层气藏分为构造型、非构造型和复合型气藏。受生气洼陷、区域盖层、深层高压和煤系二次生烃的控制，深层气富集于较大的继承性隆起和岩性砂体发育区。次生孔隙发育带是深层气藏高产的关键。环洼带是寻找下第三系油成气藏的有利区域，中央隆起带为煤成气有利勘探方向。     

东濮凹陷南部地区深层气藏盖层特征研究

在对东濮凹陷南部地区深层气藏盖层室内试验的基础上，分析了盖层的物性特征－－孔隙度、渗透率和突破压力等，研究了突破压力随地区、层位和埋藏深度的变化规律，对盖层突破压力进行了综合评价，定量研究了该区盖层突破压力的平面变化规律，为该区寻找有效的天然气藏提供了必不可少的基础研究资料。     

东濮凹陷深层气藏成藏规律

东濮凹陷具有形成深层气的优越基础地质条件：两套优质烃源岩、多种类型的储集砂体和高异常孔隙发育、厚的岩盐和泥岩作为良好盖层.东濮凹陷深层气可分为煤成气、油型气和混合气3种类型,不同类型的深层气具有不同的空间分布规律.通过生烃史、充注史、构造演化史与油气运聚史综合分析,采用油气成藏的动态预测方法,总结出东濮凹陷深层气藏运聚成藏模式.     

濮67块深层低渗凝析气藏试采开发研究

由于受到储层埋藏深，物性差，易积液等条件的限制，深层低渗凝析气藏一直是国内外气藏开发的难点，濮67块深层低渗凝析气藏是中原油田的第二大凝析气藏，是2002年新建成能的主力区块之一，前期进行过大量的试采工作，通过对濮67块气藏以前试气情况的分析及试采开发中所做工作的研究，指出在投产和产能接替时为获得工业气流必须进行大型压裂改造，在生产过程中必须减少生产压差控制反凝析，在地层压力降低，井筒出现积液时应采取适合的工艺技术进行排液。     

渤海湾盆地东濮凹陷桥口凝析气藏油—气相渗对比研究

渤海湾盆地东濮凹陷桥口气藏是典型的凝析气藏,开采过程中凝析油气在地层中渗流复杂,生产压差、气井产能、采收率等开发指标预测难度较大。针对上述问题,选用桥口气藏岩心,采用稳态法分别测试常规油气相渗、平衡油气相渗以及降压过程凝析油气相渗特征,并对测试结果进行对比分析。凝析油气相渗曲线与常规相渗曲线相比,表现出低界面张力的特征,反映凝析油气比常规油气在地层中更易流动。应用油藏模拟软件,分别采用常规相渗曲线和平衡油气相渗曲线,预测了桥口气藏油气采收率。与岩心衰竭实验对比,平衡油气相渗曲线模拟结果较好地反映了凝析油气在地层中渗流情况以及气藏的采收率。     

东濮凹陷低渗致密砂岩气藏采气工艺技术研究

低渗致密砂岩藏是在特殊的地质条件下形成的，具有孔隙度低、渗透率低渗致密、孔隙结构复杂、毛细管压力特别高、含水饱和度高、砂体呈透镜状、气水分布复杂、高异常地层压力等复杂的地质特征，开发难度大，效益差，工艺技术要求高。东濮凹陷户部寨气田为典型的低渗致密砂岩气田，通过研究气层保护技术、气层压裂改造技术、气井排液采气技术，经过多年的开发实践，形成了配套的采气工艺技术，有效地指导了气藏开发。     

深层低渗凝析气藏反凝析特征研究

深层低渗凝析气藏数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。以中原油田的深层低渗凝析气藏为主要研究对象，通过CVD测试及真实岩心衰竭实验测试，研究了深层低渗凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：PVT筒的定容衰竭与多孔介质中的衰竭特征有较大的差异，因此应尽可能采用岩心衰竭实验研究深层低渗凝析气藏的真实反凝析相态特征；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中反凝析呈中等偏低水平。近井地层的反凝析液堆积速度较慢，最大反凝析液饱和度值对应的地层压力与气藏标定的废弃压力接近。这表明中原油田深层低渗凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中产生的凝析油饱和度小于临界流动饱和度，析出的凝析油不会产生反蒸发，因此在气藏开发过程中防止反凝析污婆就显得非常重要．     

东濮凹陷天然气成因类型及勘探潜力

东濮凹陷是渤海湾盆地中一个既富油又富气的凹陷，该凹陷的发育经历了前断陷期、断陷期和坳陷期3个发育阶段，发育上古生界和下第三系2套烃源岩，可形成煤型气和油型气，由于2套气源岩不同，生成的天然气组分及地球化学特征差异大。根据圈闭类型、储气层产状、天然气地下存在方式、储集空间、天然气成因、水动力条件、所处构造层等对东濮凹陷天然气藏进行分类，并按天然气成因分析了天然气分布规律，划分出古生界一沙四段、沙三-沙二段和上第三系三大成气系统，指出环洼带是寻找下第三系油型气的有利区域，中央隆起带南部和文一卫地区古生界是寻找上古生界煤型气的有利目标区。     

东濮凹陷深层气测井解释方法研究

针对深层气层低孔、低渗的特点,充分利用测井资料,对东濮凹陷深层气层测井响应进行研究,给出了空间模量差比值法、三孔隙度差值法和三孔隙度比值法、四孔隙度比值法、流体声阻抗比值法等4种识别深层气层的有效方法,并编制了深层气处理程序GASD.通过实际应用证实,这些方法能较好地指示致密深层天然气的存在.     

东濮凹陷文东地区深层成藏条件分析

东濮凹陷文东地区深层处于区域性平缓倾斜的地层构造格架背景上 ;气源丰富 ,主要来自下第三系烃源岩和石炭二叠系煤系烃源岩 ;储集砂岩发育 ,虽然储层物性较差 ,整体为致密储层 ,但其中发育次生孔隙发育段 ,为气藏成藏提供了良好的储集条件 ;致密低渗储层、Es43 亚段发育的膏盐层和深层普遍存在异常高压现象为形成气藏圈闭提供了良好的条件。综合分析成藏条件基础上 ,认为文东斜坡带次生孔隙发育部位是深层气藏重点分布区域 ,同时在斜坡上部砂岩尖灭处为次生气藏的有利勘探区     

东濮凹陷胡状集地区低阻油层成因分析

以东濮凹陷胡状集地区胡五块沙三中地层为研究目的层段,在前人研究的基础上,从岩心实验测量入手,应用地球物理测井和石油地质学的基础理论,通过对研究区内目的层段沉积环境、水流作用过程、骨架矿物和粘土矿物类型、泥质含量等方面的深入分析,揭示了区内低阻油层的成因.高矿化度、中高孔隙度和高束缚水饱和度是造成研究区油层低电阻率的主要因素,粘土矿物的含量和分布形式、导电矿物的存在是其次要因素.     

东濮凹陷煤成气成藏机理及成藏模式研究

通过对文留气田天然气气源对比追踪,确定了该气田天然气充注点和充注方向;通过源岩主排烃期及流体包裹体研究,综合判断出文留气田充注成藏的时间和期次;采用流体包裹体GOI技术,恢复了气藏的古气水界面,通过研究古今气水界面的关系,综合分析了气藏演化历史和保存情况。在解剖文留气田的基础上,对东濮凹陷煤成气成藏机理进行综合分析,建立了东濮凹陷煤成气成藏模式,为东濮凹陷近期寻找煤成气藏提供了依据。     

东濮凹陷胡状集油田一台阶深层油气藏形成条件分析

通过对东濮凹陷状集油田一台阶深层油气藏形成条件的分析探讨，总结出在进行深层油气勘探时，不但应重视勘探地区深层超压带的存在、预测及其与深层油气藏形成的关系，而且要深入研究勘探地区的地温史、生烃史、沉积构造发育史，油气多次运移特征、深层储、盖层发育特征（包括裂缝发育特征）及层流体特征等多种因素。     

东濮凹陷深层探井压裂效果影响因素分析

综合分析了压前测试资料，射孔参数，入井材料及施工工艺等因素对东濮凹陷深层探井压裂效果的影响，探讨了适合深井压裂改造的工艺技术条件，并对典型井进行了分析 。     

东濮凹陷桥口深层气地球化学特征及勘探潜力

深层天然气勘探在桥口东翼取得重大突破,该地区油气呈上油下气倒置的特征,Es2-Es3^1地层为油,天然气一般富集于3600m Es3^3以下的地层。通过天然气成分、碳同位素、Ar^40/Ar^36等地化指标分析认为,其气源主要为油型气,也有部分煤型气输入。桥24井油气注入史分析认为,该地区油气有2期注入,第一期以油为主,第二期以气为主,第二期油气注入形成了桥口深层天然气藏。桥口东民办深层天然气的勘探前梨园洼陷一侧比葛岗集洼陷一侧更为有利。     

东濮凹陷西部斜坡带油气充注历史分析

通过对东濮凹陷西部斜坡带3个断阶带15口钻井的23块储层样品流体包裹体的显微特征、荧光特征和均一温度的系统测试分析,结合单井埋藏史及热史的精细模拟,分析了东濮凹陷西部斜坡带的油气充注历史。一台阶主要发育2期油气充注过程,时间分别为19～10Ma和6～2Ma左右。二台阶外带发育2期油气充注过程,时间分别为30Ma和3Ma左右;中带发育多期油气充注过程,时间分别为19～17Ma、16～12Ma和8～2Ma左右;内带发育2期油气充注过程,时间分别为13～9Ma和10～3Ma左右。自二台阶外带至二台阶中带再至二台阶内带和一台阶,油气充注的时间有逐渐变晚的趋势。