气藏的盖层特征及划分标准

盖层性质是决定天然气是否能够高效聚集的关键因素。为了评价天然气藏形成的有效性，对我国40余个已发现气藏的盖层岩性、厚度以及排替压力等参数进行了统计分析，建立了中、高效气藏盖层的判断标准。统计发现：我国气藏的直接盖层以泥质岩为主，其次为膏盐岩，但后者封盖的储量较大。要形成中效天然气藏，盖层厚度必须大于40 m，盖层排替压力应大于15 MPa；而要形成高效天然气藏则需要厚度超过100 m的直接盖层，盖层的排替压力不应小于20 MPa。气藏盖层标准的建立为定量评价天然气藏形成过程的有效性提供了依据。     

和丰盆地泥盆系烃源岩有机地化特征与生烃潜力

通过对新疆北部和丰盆地南缘露头泥盆系碳质泥岩、黑色泥岩样品有机地化特征的详细分析,探讨了其生烃潜力。研究结果表明,碳质泥岩有机碳含量、可溶有机质含量均明显高于黑色泥岩,有机质类型好于黑色泥岩;碳质泥岩的热演化程度较低,处于未成熟阶段,而黑色泥岩处于高成熟阶段,主要与异常热作用有关;可溶有机质含量和热解参数都反映了泥盆系烃源岩仍有较高的生烃潜力。     

中国主要含油气盆地运聚单元石油资源丰度及其预测模型

对中国松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔和吐哈等盆地石油资源丰度的研究表明，不同类型的运聚单元石油资源丰度有很大差异。高丰度运聚单元的石油资源丰度大于30万t／km^2，而特低丰度运聚单元的石油资源丰度则小于5万t／km^2。潜山型运聚单元、古近纪断陷盆地陡坡构造型运聚单元和古近纪断陷盆地中央构造型运聚单元的石油资源丰度最高，而古生代残留盆地构造型运聚单元的石油资源丰度最低。运聚单元的石油资源丰度主要与有效烃源岩的生油强度、储集层的发育程度、圈闭的发育程度以及上覆地层的区域不整合个数有关。采用回归分析的方法建立了石油资源丰度与上述地质因素的统计关系，这一定量的统计模型可以用于对评价区运聚单元石油资源丰度的预测。图2表1参6     

库车坳陷纵向压力结构与异常高压形成机理

库车坳陷异常压力十分发育，根据实测地层压力数据和声波时差曲线的变化特征，把该坳陷纵向压力结构划分为5个具有不同特征的压力带：正常压力带、第一压力过渡带、第一超压带、第二压力过渡带和第二超压带。各压力过渡带压力梯度明显超过静水压力带和超压带，具有高声波时差的特征，在地质上基本都是区域性盖层；在超压带中，气藏的剩余压力随深度的增加而减小。对坳陷内主要圈闭实测剩余压力与盖层厚度、构造挤压强度、烃源岩排烃强度、埋藏深度的变化（埋藏和剥蚀）等地质因素相关性统计分析表明，构造挤压和流体充注是目前库车坳陷异常高压形成的主要因素，而膏盐盖层的厚度对超压的保持具有至关重要的作用。     

油气初次运移的模拟模型

提出了一种新的烃源岩排烃史模拟方法,把排烃过程划分为压实排烃和微裂缝排烃两个阶段,并分别建立了压实排烃模型、微裂缝排烃模型和扩散排烃模型.在压实排烃模型中,压实作用是油气初次运移的主要动力,除考虑烃源岩孔隙体积的压缩外,还考虑了烃源岩内由于粘土脱水、油气生成以及流体热膨胀造成的孔隙流体体积增大对压实排烃量的影响;在微裂缝排烃模型中,烃源岩内的异常高压是排烃的主要动力,造成异常高压的主要因素：压实作用、粘土脱水作用、油气生成以及扎隙流体的热膨胀等.这两个模型的特点是引入了热力学中的状态方程和流体相平衡准则,用以确定孔隙流体相态及饱和度的变化,并由此计算排烃量.利用这一方法可分别模拟出烃源岩的排油史和排气史.     

查干凹陷下白垩统有效烃源岩识别及其控藏作用

有效烃源岩识别是沉积盆地油气成藏研究的基础,其分布对油气成藏具有重要的控制作用。 结合烃源岩生排烃特征,分析烃源岩中可溶有机质氯仿沥青“A”和热解参数S₁ 与 TOC 含量的关系,认为对查干凹陷下白垩统油气藏的形成具有重大贡献的烃源岩,其 TOC 质量分数均在 1.0%以上。 利用测井Δlog R 法预测单井 TOC 含量,并以 TOC 含量下限值作为评价标准进一步确定不同探井有效烃源岩的厚度及其平面展布特征。 结果表明,查干凹陷有效烃源岩主要发育于缓坡带,深洼陷有效烃源岩厚度较小甚至不发育,油气藏也主要位于缓坡带附近或其上倾方向。通过源藏叠合、油源对比和生烃期与成藏期匹配等分析,认为缓坡带有效烃源岩所生成烃类在原地或经砂体和断层等输导体系近距离运移至圈闭并聚集成藏,缓坡带有效烃源岩的分布对研究区油气成藏具有重要的控制作用。     

海相碳酸盐岩层系油气资源类比评价方法与参数体系——以塔里木盆地奥陶系为例

海相碳酸盐岩层系油气资源丰富。由于油气成藏与分布的特殊性,碎屑岩层系中建立的油气资源类比评价方法与参数体系不适用于碳酸盐岩层系。围绕有效储层这一控制碳酸盐岩层系油气资源分布主要因素,以塔里木盆地塔中、塔北隆起奥陶系为解剖对象,建立了有效储层体积丰度法和有效储层面积丰度法2种适应海相碳酸盐岩层系油气资源评价类比方法;开展了资源评价的参数统计,建立评价关键参数分布模型。通过对64项地质要素的解剖,确定了21项适用于海相碳酸盐岩层系油气资源评价的类比参数,并以此建立了塔里木盆地海相碳酸盐岩层系3种典型有效储层的类比参数体系及参数取值标准,为碳酸盐岩层系油气资源的类比评价奠定了基础。     

利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量

南阳凹陷廖庄组和核一段异常压力均不发育,声波速度主要受最大历史埋深影响。 选取凹陷中心和 凹陷边缘的典型井,利用廖庄组和核一段泥岩声波速度资料建立正常泥岩声波速度与深度的相关关系, 并计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量。 结果表明：古近纪末地层抬升量为 400～1 000 m ;凹陷西部和南 部地层抬升量较小,向凹陷北东方向地层抬升量逐渐增大,最大可达 1 000 m 。 通过对抬升量平面分布的 分析,认为魏岗—北马庄构造带地层的大规模抬升导致了异常低压的形成,地层抬升引起的减压增容效 应和油气泵吸作用均可增大储层内油气的储存空间,形成低势区,从而促进油气在该区成藏。     

剩余压力差在超压盆地天然气高效成藏中的意义

油气形成过程中的成藏动力可以由剩余压力差和浮力两部分共同表述.常压盆地中,浮力为主要成藏动力;超压盆地中,剩余压力差与浮力的和可以代表石油运移过程中的成藏动力、也可以反映天然气运移过程中的最小成藏动力.不同成藏过程中剩余压力差和浮力在整个成藏动力中的相对贡献表明,无论在垂向运移过程还是侧向运移过程,剩余压力差在天然气藏成藏动力中发挥了主导作用,是天然气藏形成的主要成藏动力.结合我国60余个气藏实例解剖发现,剩余压力差控制了天然气的成藏效率,低剩余压力差部位无法形成中、高效气藏,高剩余压力差是形成高效气藏的必要条件.     

超压体系内天然气成藏的源储能量配置

通过分析我国超压盆地内气藏成藏期的源储剩余压力分布和大小关系,将超压体系中的源储能量配置划分为储高源低的无动力型、储低源高的弱压差型和储低源高的强压差型3种,而天然气藏的形成必须具备后2种能量配置之一种。通过统计我国大、中型气藏的源储剩余压力差,建立了天然气成藏的动力标准——要快速有效地形成大中型气藏,源岩与储集层之间必须具备12×103 Pa/m以上的剩余压力梯度;低于该标准,天然气的聚集便相对缓慢,甚至难以满足自身的散失。认为源储能量配置类型及其标准的确定细化了压力场对天然气成藏的控制作用;剩余压力不仅是一种重要的成藏动力,而且也只有当剩余压力达到一定的动力门限时,天然气的聚集成藏才能具有较高的效率。