库车油气系统天然气地球化学特征及气源探讨

库车油气系统天然气以烃类气体为主，克拉苏构造带天然气整体偏干，依奇克里克构造带天然气主要表现为湿气，前缘隆起地区则主要为凝析气。库车油气系统天然气的δ^13C2、δ^13C3和δ^13C4明显偏重，具有典型腐殖型天然气的特征，主要属于陆相腐殖型干气和陆相腐殖型湿气。综合分析认为，库车油气系统天然气主要源自三叠系、侏罗系湖相烃源岩，且侏罗系烃源岩的贡献大于三叠系烃源岩。图4表1参3（赵孟军摘）     

地震属性在河道识别中的应用——以临江地区扶一组中部为例

临江地区扶余油层油气富集主要受错叠连片的河道砂体分布控制,但河道的规模和分布范围尚不清楚,因此需要落实扶余油层的河道规模和分布范围.针对在研究区块难以利用已钻探的井点剖析全区河道规模与分布的问题,利用临江地区三维地震资料开展了多种地震属性研究,找出扶一组中部分流河道的空间分布规律,取得了良好的识别效果,为寻找临江地区的...     

三塘湖盆地卡拉岗组火山岩风化壳储层微纳米孔隙演变机制及与含油性关系

综合应用铸体薄片、扫描电镜、全岩矿物分析、低温氮气吸附和高压压汞实验对三塘湖盆地卡拉岗组火山岩风化壳储层孔隙结构进行表征，并进一步探讨微纳米孔隙演变机制，同时结合油气显示资料或试油资料揭示孔喉结构对储层含油性的影响。结果表明：火山岩风化壳储层发育溶蚀孔、残余气孔、晶间孔、裂缝四类储集空间；吸附-脱附等温曲线中的回滞环以H2型和近H2为主，且样品整体退汞效率都很低，在24.26%~44.91%，暗示孔隙形状以墨水瓶型为主；储层孔径主要分布在1 μm以下，局部发育微米级残余气孔和溶孔。火山岩原始矿物组成中辉石含量越低、斜长石含量越高，会导致岩浆期后热液作用阶段形成低含量绿泥石、高含量沸石，后期储层可以得到有效改造，品质变好。Swanson参数及其对应半径（r_apex）可以很好地揭示储层基质渗透率，且Swanson参数与火山岩风化壳储层含油性关系最好。当Swanson参数大于2时，储层为油层，介于0.86和2之间，表现为差油层，小于0.86时，储层多为干层。Swanson参数可作为指示储层含油性的关键参数，可为有利区的优选提供依据。     

利用纳米压痕实验研究层理性页岩岩石力学性质——以渝东南酉阳地区下志留统龙马溪组为例

采用点矩阵纳米压痕技术对渝东南酉阳地区下志留统龙马溪组页岩进行弹性模量、硬度、断裂韧性等力学参数测量,借助场发射扫描电镜和能量色散X射线荧光光谱对压痕形貌及压痕区域矿物组成进行定量分析,提出基于矿物强度分类的三组分页岩微观力学模型,采用Mori-Tanaka方法实现力学参数从纳米向厘米尺度升级,并利用页岩单轴压缩实验结果进行对比分析。实验结果表明,纳米尺度下的页岩弹性模量与硬度、弹性模量与断裂韧性之间具有良好的线性关系,垂直层理方向的页岩弹性模量、硬度、断裂韧性等略小于平行层理方向;力学参数具有Weibull分布特点,硬度结果离散性最强,分析主要为页岩本身非均质性和压痕投影不确定性所导致。对比纳米压痕均值统计、尺度升级模型与宏观单轴压缩实验结果发现,纳米尺度下力学参数结果要高于尺度升级模型和单轴力学实验参数结果,证实不同尺度下的力学参数存在差异性,岩心尺寸越大,包含颗粒间孔隙和内部缺陷越多,则会导致岩石力学参数值减小。     

泥页岩储层有机孔隙定量评价研究

泥页岩储层因其超低孔、超低渗和富含有机质以及其中页岩气赋存方式特殊等特点,使得泥页岩储层的评价与常规砂岩储层的评价存在显著差别。为了对泥页岩中有机孔隙进行定量评价,以渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩为例,借助扫描电镜、化学动力学模型计算等技术和方法,分析泥页岩中的有机孔隙度。研究表明：渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩主要发育有机质孔隙和生物化石内孔隙2类有机孔隙;龙马溪组泥页岩有机孔隙的直径为0.01～5.00μm;以微孔、中孔为主;龙马溪组泥页岩有机孔隙度范围为0.05%～1.59%,平均值为0.71%,该层段泥页岩有机孔隙度偏低。     

塔北隆起英买力地区白垩系油气成藏规律——以英买46井区为例

针对英买46井区油气平面分布不符合差异聚集原理的现象,依据油源对比、流体包裹体方法,结合沉积学及成藏因素综合评价方法,系统地研究了英买46井区的油气来源及成藏过程,揭示了油源、成藏期次、运移路径的差异共同制约了平面上"西油东气"特征.研究结果表明:研究区油气分别来自于库车坳陷三叠系黄山街组烃源岩和侏罗系恰克马克组烃源岩...     

江汉盆地新沟嘴组页岩油储层物性下限

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩层系钻获页岩油,开辟了该地区油气勘探的新领域。弄清区内页岩油富集与分布规律,对有效储层物性下限的研究具有重要意义。根据研究区岩心实测孔隙度、渗透率和高压压汞资料,综合应用经验统计法、压汞曲线法和最小流动孔喉半径法,确定了江汉盆地南部新沟嘴组不同深度段（778～890,959～1070,1378～1478,2093～2 200 m）的页岩油储层物性下限,并建立了物性下限值与深度的相关性方程。结果表明：不同研究方法确定的物性下限值不同。总体上,压汞曲线法和最小流动孔喉半径法确定的物性下限值较高,经验统计方法确定的物性下限值较低。随着储层埋深的增加,不同方法确定的物性下限之间的差异减小。多种方法综合运用能够降低物性下限的不确定性。研究区页岩油储层物性下限值随着深度的增加逐渐降低,其中孔隙度下限值随着深度的增加呈指数函数递减,渗透率下限值随着深度的增加呈幂函数递减。     

利用GHM研究松辽盆地泥岩晚熟生烃特征

通过利用GHM烃分析仪对松辽盆地一类未成熟泥岩样品进行定量热解及分段定性热解分析,较详尽地论述了该类泥岩的演化生烃特征。杜622井泥岩和塔202井泥岩的生烃期皆比传统生油岩晚,且其在整个演化过程中具有三个中－高分子量石油的生成阶段,其中高温段（460℃-490℃）是中－高分子量石油生成的最重要阶段,晚熟油生成量可观。泥岩热解特征表明,松辽盆地确实存在晚熟烃源岩,其晚熟油产量很可观,因而松辽盆地具有良好的晚熟的勘探前景。     

油藏热破坏的化学动力学定量研究

给出了一种利用恒容热解技术反映压力作用的油成气模拟实验方法,采用该方法的实验结果,标定了两个取自塔里木盆地和准噶尔盆地的原油样品的油成气平行一级反应化学动力学模型,该模型可以定量描述热对油藏的破坏程度并预测油藏分布的下限深度.计算结果显示,塔里木盆地油藏受热破坏的起始深度为4 500m,埋深下限大于7 500m,准噶尔盆地油藏受热破坏起始深度为3 250m,埋深下限5 400m～>6500m,与两个盆地油藏分布情况相符.     

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为从不同角度评价松辽盆地深层天然气的勘探潜力，本文从已经获得的勘探成果出发，对松辽盆地北部深层勘探程度最高的徐家围子—莺山断陷区天然气的勘探潜力用齐波夫方法进行了统计预测，结果表明，区内仍然有较大的勘探潜力，剩余的待发现储量估计在860×108m3~4100×108m3，储量超过100×108m3的气田（藏）（1~8个），储量超过10×108m3的气田（藏）22~86个。整个松辽盆地北部深层天然气的勘探潜力应该更为可观。