柴达木盆地伊克雅乌汝地区狮子沟组(N32)生物气特征及资源潜力评价

通过对柴达木盆地伊克雅乌汝地区新近系狮子沟组(N32)生物气及其烃源岩地球化学特征、形成条件的分析,并选用面积丰度地质类比法估算了生物气资源量,评价了资源潜力.研究表明,N32层段气体δ13C1值为-67.3‰,C1/(C2 C3)为587,气体组份以甲烷为主,含量达98.01%,为生物气特征.而N32层段稳定快速的沉积/沉降,寒冷的气候条件和高盐度的水体环境为生物气形成创造了有利条件.其气源岩主要为暗色泥岩,有机碳含量主要分布在0.2%～0.6%之间,有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主.采用面积丰度地质类比法,确定该区类比储量丰度为1.96×108m3/km2,地质资源量为1262×108m3,而伊深1井于N32层段首次获得生物气工业气流,上交控制储量为121.03×108m3,表明研究区具有良好的生物气资源潜力.     

对基准面旋回定义进行修改的建议

层序地层学发展至今,各学派在解决实际问题上的分歧日益为人们所认识,建立统一层序地层学理论成为今后相关研究领域的一个重要方向。有别于经典层序地层学理论的水平面,基准面不可测量、难以表征的非物理面特点决定了基准面旋回时间规模的不确定性以及层序划分方案的主观性,进而影响到基准面旋回理论层序界面定义在逻辑上的合理性。从油田生产的实际问题以及学科发展的角度出发,认为必须重新定义基准面旋回,才有可能克服高分辨率层序地层学自身的缺陷,并从根本上解决基准面旋回理论和经典层序地层学之间的矛盾。在不改变基准面旋回理论体系基础上,建议基准面旋回定义修正为基准面下降到上升半旋回期间所保存下来的地层。应用该思路,重新对高尚堡油田深层E_s3²⁺³亚段进行了层序地层划分,结果表明该思路在一定程度上解决了油田目前存在的开发问题。     

实验模拟指示曲线法确定气井合理生产压差

通过对气井的二项式方程以及采气指示曲线的分析可知:为充分利用地层能量,采气指示曲线上翘点所对应的气井流压即为气井的合理流压,该点所对应气井的生产压差即为气井的合理生产压差,在此理论基础上,采用实验模拟研究的方法,根据油气藏实验模拟相似定律,充分模拟地层条件下井筒壁附近储集层采气指示曲线,确定合理流动压差,进一步转化为气井的合理生产压差。通过对长庆油田8口井的实验研究,得出该地区一类储集层气井的合理生产压差应该控制在2.5MPa以内,二类储集层气井的合理生产压差应该控制在3.5MPa以内,三类储集层气井的合理生产压差应控制在4.5MPa以内。     

储层综合评价的主成分分析方法

针对辽河油田冷东-雷家地区沙河街组砾质扇三角洲储层的特点,在对储层进行宏观作均质性和微观孔隙结构研究的基础上,求取了反映储层特征的13项参数,应用主成分分析方法,对储层进行了分类评价.评价结果表明;各类储层的分布规律性强,为下一步编制开发方案,合理划分开发层系奠定了可靠的地质基础.进一步证明主成分分析方法在砾岩储层评价中的实用价值及可行性.     

柴达木盆地第四系生物气资源量预测

针对柴达木盆地第四系生物气藏形成的特殊地质条件及相对较低的勘探程度,分别采用地质类比法、成因法和统计法对第四系生物气资源量进行预测,并运用蒙特卡罗法对预测的结果进行汇总,确定第四系生物气资源量为10 420×108m3,可采资源量为5 702×108m3.对相应的评价区带展开生物气潜力分析,确定近期第四系生物气勘探的重点为北斜坡和中央凹陷.根据该区第四系勘探认识程度及生物气剩余资源分布特征分析,认为在进行潜伏构造和岩性圈闭勘探的同时,寻找浅层气藏、低压水溶气藏也是今后第四系生物气勘探的主要目标.     

辽河盆地西部凹陷古潜山天然裂缝特征及其影响因素

古潜山储层是辽河盆地西部凹陷油气勘探的重要领域,天然裂缝发育的非均质性是影响古潜山储层油气富集和单井产能的主要因素之一。通过相似野外露头、岩心、薄片、扫描电镜和成像测井等资料分析,对辽河盆地西部凹陷古潜山储层天然裂缝类型和发育特征进行了研究,并讨论了影响古潜山储层天然裂缝发育的主要因素。辽河盆地西部凹陷古潜山储层天然裂缝按照地质成因可以划分为构造裂缝、风化裂缝和溶蚀裂缝。构造裂缝是天然裂缝的主要类型,其发育的优势方位为NNE-SSW向。铸体薄片和扫描电镜等资料分析表明古潜山储层中发育有矿物晶间缝、解理缝、裂纹缝和破碎缝。其中矿物破碎缝的开度和规模较大,开度通常分布在20～40μm,规模不受矿物颗粒的限制。古潜山储层天然裂缝发育的非均质性主要受构造运动、岩性和成岩作用的控制。加里东运动、印支运动和燕山运动是天然裂缝形成的主要时期;古潜山储层变质岩中的花岗岩类、碳酸盐岩中的白云岩以及火山岩中的中酸性岩石为天然裂缝发育的优势岩性;成岩作用中表生风化作用、溶蚀作用和变质作用是天然裂缝发育的建设性作用,而充填作用和交代蚀变作用属于破坏性作用。研究成果为辽河盆地西部凹陷古潜山储层油气藏的勘探开发提...     

单变量相分异指数在驱油效率分微相研究中的应用

针对分微相研究驱动压差与最终驱油效率关系时逐步判别分析方法消除各类干扰因素所存在的不足,引入了单变量相分异指数UFDI来定量表征某类变量在不同沉积微相之间的分异性,区分已消除和未消除的干扰因素.在留楚油田沙一段储集层的水驱油实验和其他相关实验测定数据的基础上,进行单变量相分异指数的计算,结果表明孔隙度和渗透率对最终驱油效率的影响并不能通过分沉积微相来消除.按照毛管压力的平均方法对驱动压差进行标准化后,最终建立了理想的驱动压差与最终驱油效率关系曲线,得到了各沉积微相驱动压差对最终驱油效率的不同影响规律.图3表2参10     

高尚堡油田构造式样及油气分布规律

描述了高尚堡地区继承性披覆背斜的发育背景、构造组合式样、断裂组系特征及其结构形式，分析了不同规模断层在控制圈闭形成与分布、圈闭的有效侧向封堵性及其在油气藏形成过程中的疏导分配作用。进而揭示了高尚堡地区油气分布规律及油气成藏类型，明确指出了影响该区油气分布的3个主要因素，对今后油气勘探具有重要的指导意义。     

贝尔凹陷关键层序识别与油气意义

在充分消化、吸收贝尔凹陷现存多套地层划分对比方案基础上,综合参考岩性特征、电性特征、三维地震界面特征及孢粉组合特征,从建立贝尔-南贝尔-塔南凹陷层序格架出发,将贝尔凹陷铜钵庙-南屯组划分为4个三级层序。其中该次识别的关键层序——SQn41沉积时期构造运动相对平静,主要发育扇三角洲、湖泊及湖底扇等沉积类型,在海塔盆地具有良好的对比性。SQn41层序的发现使得建立海塔盆地等时区域地层格架成为可能。     

华北东部侏罗-白垩纪原型盆地及其演化

在残留盆地展布、地层发育特征以及控盆因素分析的基础上,恢复了华北东部侏罗-白垩纪的原型盆地格局.研究表明,早-中侏罗世,华北东部处于古亚洲构造域向滨太平洋构造域演化的过渡阶段,为弱挤压成盆期,发育中小型山间盆地,早期盆地走向以近EW向为主,晚期NNE向盆地更为发育;盆地早期的沉积表现为对印支期造成的低洼地区的充填,晚期则表现为披覆式沉积.晚侏罗-早白垩世,华北东部构造演化主要受滨太平洋构造域的控制,进入大规模裂陷或断陷盆地发育阶段,火山活动强烈,原型盆地的展布具有明显分区性,受NW/NWW向、NE/NNE向断裂系统的控制,拉张断陷、拆离断陷、反转断陷及走滑拉张型盆地在不同的地区分布.晚白垩世,华北东部隆起剥蚀,仅少数地区沉积充填.