储层岩性不同油藏孔隙度下限确定方法研究

对于储集层岩石类型不同的油藏,由于其孔隙类型不同,孔隙结构存在较大差异,造成各储集岩具有不同的孔隙度下限.研究发现,利用"J"函数法和分岩性算术平均法计算该类油藏孔隙度下限,均不能准确的反映地下实际情况.而分岩性权重系数法作为一种新方法,它首先针对油藏具有不同储集岩的特点,从孔隙结构研究出发,利用最小流动孔喉半径法,分别求取各储集岩的孔隙度下限;其次充分考虑了各储集岩在实际地层中所占的比例,依据试油结果和岩心描述资料,求取各储集岩的权重系数;最终结合相应各储集岩孔隙度下限值,综合确定油藏孔隙度下限,能较好的反映实际.在准格尔盆地腹部某油藏的实际应用中,效果较好,与采用含油产状法相比较,得到的结果一致,表明这一方法值得进一步推广.     

阿尔及利亚三叠盆地成藏主控因素和勘探潜力

三叠盆地位于阿尔及利亚撒哈拉地台北部,向东伸入突尼斯和利比亚西北部的地中海地区,是阿尔及利亚的主要含油气盆地,面积约30×104 km2,其石油地质储量占整个阿尔及利亚的70%.盆地区域成藏地质条件十分优越,多期构造拉伸与挤压作用不仅造就了盆地内的构造格局,形成了各种圈闭样式,而且在盆地的沉降、抬升过程中孕育了二次生烃、多期成藏特征,具有良好的油气勘探潜力.     

中国近海主要含油气盆地新一轮油气资源评价

中国近海主要含油气盆地新一轮油气资源评价是继1993年全国第二次油气资源评价之后在政府主管部门指导下完成的又一次较为系统的油气资源评价工作。在继承以往盆地模拟法研究的基础上,评价结果更突出了类比法、各种统计法、综合法(区带评价法)在较成熟勘探区油气资源量预测中的重要作用,使油气资源评价方法的应用与评价参数的选取更趋于完善。本次评价重点预测了渤海、南黄海、珠江口、琼东南、莺歌海、北部湾等盆地的可探明油气地质资源量、可采资源量,并对资源分布,包括地质层位、深度、地理环境(水深及岛屿部分)、油气性质等做出了尝试性预测。通过资源量不同概率分布值表述了上述盆地预测结果的不确定性,并讨论了不确定性存在的可能原因。评价结果表明,渤海、珠江口、北部湾盆地的富油凹陷及其相邻凸起仍然是未来石油储量持续增长的主要地区;莺歌海、琼东南盆地(崖南凹陷及其相邻地区)是未来天然气储量持续增长的现实地区;珠江口盆地白云主凹、琼东南盆地深水区、近海前第三系盆地是未来天然气储量持续增长的主要接替区。     

吐哈盆地煤层气勘探经济评价探讨

吐哈盆地是一个富煤盆地，蕴藏丰富的煤层气，是吐哈油田公司油气勘探的重要接替能源，随着研究工作的深入，基本摸清了吐哈盆地煤层气的分别范围和资源潜力。下步勘探重点是优选有利区块，应用先进工艺，进行多井组排采试验，力争早日获得具有经济效益的单井产量。在此从经济评价角度探讨吐哈探区煤层气的单井产量下限，以指导下一步煤层气勘探工作。     

江汉盆地潜江组与沙市组盐间非砂岩油气藏勘探潜力对比

在江汉盆地潜江凹陷潜江组发育盐间非砂岩油气藏。江陵凹陷沙市组也沉积了一套含盐地层，但盐间非砂岩油气藏发育程度不如潜江组。沉积特征、成藏条件和成藏机制研究发现，两套含盐地层及其盐韵律特征的差异受构造环境、古气候环境控制。潜江组沉积时期，断陷活动强，形成补偿或欠补偿的深水沉积环境，利于有机质堆积，盐韵律特征由纯盐岩层和盐间深灰色泥岩、油页岩、含芒硝白云岩和白云岩等组成，深灰色泥岩、油页岩为有利烃源岩，含芒硝白云岩和白云岩等为有利储集层，具备形成盐间非砂岩油气藏的条件。沙市组沉积时期，断陷活动弱，气候干旱，形成补偿到过补偿的沉积环境，盐韵律由含膏盐岩、膏质盐岩和盐间紫色、灰色泥岩或含芒硝泥岩组成，烃源岩和储集层条件较差，但其下段上部的一套灰色盐岩、膏岩夹灰色泥岩组成的盐韵律层存在勘探潜力。图6表1参18     

Malay盆地淡水泥质砂岩的地层评价

在Malay盆地地层评价中，地层水的化学组成是一个重要的变量，它是引起产层与含水砂岩之间电阻率差异小的主要原因。近来，由于对盐水组成分布的研究，使我们可以用一系列不同的计算方法计算盆地的不同区块的饱和度。在Malay盆地的最东部，矿化度接近海水矿化度(30，000ppm TDS)，用普通的泥质砂岩方程评价含烃饱和度，可适当地降低其不确定性。然而，一些较大的油气田位于盆地中央的淡水富集区(＜3，000ppm)，由于地层水矿化度低及粘土矿物的存在，Ro对Rw不敏感，附加电导率在各种通常使用的泥质砂岩方程中占主导作用。在这样的条件下，毛管压力法日益得到应用。在一些缺乏有足够代表性的高质量毛管压力数据的油田，合成的饱和度函数已经作为获得更可耀的流体饱和度值的一种手段。岩性资料(矿物学、泥岩分布和搜径分析)有助于在束缚状态下确定粘土及毛管束缚水的最小量。粘土束缚水可通过矿物学和对泥岩的常规岩心测量和测井来确定。毛管束缚水则利用经验的“有效”体积含水(BVWE)来估算，它是以搜径数据或模拟纯砂岩储层为基础。如果有核磁共振测井资料，可用来到度总的束缚水体积。从可操作性上来看，电阻率差异小的产层，给实时的流体类型预测造成许多限制。特别是高角度井、油基泥浆钻井的井中，很多测井方法受到限制。因此，时间推移随钻测井已被应用于识别流体类型及降低完井的不确定性。测井过程中增加电阻率测井可很好地加以界定。     

1:25万银川盆地地下水资源信息系统空间数据库建设

银川盆地地下水资源评价空间数据库是在“银川盆地地下水资源评价”基础上建立起来的，是鄂尔多斯盆地地下水勘查项目的子项目．章论述了建立空间数据库的关键问题：图形数据的采集，属性数据的采集，图形数字化和图形数据的矢量化，最后给出了空间数据库建库流程图．     

鲁克沁三叠系稠油储层含油水性及有效性分析

利用荧光显微镜技术分析手段,通过对稠油储层不同种类的含油特征的研究,从沥青的组成、分布状况及其与围岩的关系等方面着手,结合钻井取心岩心岩矿特征、录测井等资料的分析,总结出稠油储层中孔隙的稠油层、含水层和混合稠油层等的荧光特征及含油有效性的分布规律,并对稠油储层的有效下限进行了分析探讨,为稠油油田制定开发方案提供了坚实的微观依据。该项研究的积极意义在于为荧光显微镜技术的进一步开展提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地三叠纪疑源类及其与油源岩发育的关系

对鄂尔多斯盆地西南部陇东地区中上三叠统微体古生物进行了分析,在延长组长7段发现极其丰富的以光面球藻为主的疑源类组合。与古生代以前光面球藻来源于海生单细胞浮游藻类不同,延长组光面藻可能来源于湖相淡水宏观藻类,这些化石可能是大型红藻或绿藻类的孢子体。疑源类分布的高丰度层位长73—长72段恰好是本地区的主要油源岩层。疑源类不仅是源岩中藻类体和无定形体的主要组成部分,而且热解指数也显示出,随疑源类丰度的升高,源岩生烃能力逐渐增强。这些特征均表明疑源类是鄂尔多斯盆地三叠系延长组湖相优质烃源岩形成的重要母质。     

海拉尔盆地现今地温场与油气的关系

对海拉尔盆地68口井试油测温资料及30口井连续测温资料进行了研究，分析海拉尔盆地不同构造单元地热梯度及地温平面变化，探讨现今地温场的控制因素及现今地温在油气生成中的作用。海拉尔盆地现今平均地热梯度为3.0℃／100m，大地热流值为55.00m W／m^2，现今地热梯度和大地热流值分布具有南高北低的特点。盆地现今地热梯度和大地热流值低于松辽盆地，现今地温场受地壳厚度、基底结构及盆地构造的控制。海拉尔盆地乌尔逊凹陷为持续埋藏增温型凹陷，现今地温场对有效烃源岩区的分布和油气生成具有明显的控制作用，该凹陷内沉积的铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组烃源岩现今地温为烃源岩经历的最高温度，烃源岩现今处于持续生烃阶段，而贝尔凹陷、呼和湖凹陷的古地温高于现今地温，烃源岩生烃过程受古地温控制而不是现今地温。图6表1参21