东西伯利亚地台碳酸盐岩成藏条件对我国油气勘探的启示

东西伯利亚地台里菲纪（1 650～800 Ma）和文德纪（670～590 Ma）碳酸盐岩大油气田形成的有利条件为：里菲纪坳拉谷演化阶段形成暗色泥页岩优质烃源岩,克拉通盆地长期发育的古隆起是油气富集的主要区带,稳定分布的膏盐岩盖层是古油藏保存的关键,构造背景上的地层岩性油气藏是主要成藏类型。 对比我国四川、塔里木及鄂尔多斯盆地,均具有碳酸盐岩储层非均质性强、变化快的共性特征,差异性包括我国叠合盆地下组合泥页岩烃源岩生烃指标变化大、中-新生界沉积厚度大及下组合埋藏深度大等。我国碳酸盐岩油气勘探要系统评价震旦系、寒武系暗色泥页岩烃源岩条件以及多期改造作用叠合盆地的盖层条件,突出构造背景上的地层岩性油气藏勘探。 近期勘探要立足大盆地,寻找构造大背景,主攻构造岩性复合大区带。 以四川、塔里木和鄂尔多斯盆地为重点,持续开展大型古隆起复式油气聚集带勘探,加大区域不整合面、古隆起斜坡带、大型地层剥蚀尖灭带、台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩地层岩性油气藏勘探。     

华北盆地中南部早古生代沉积特征及油气成藏条件

华北盆地下古生界分布广泛,沉积厚度较大。虽然其沉积沉降中心不断迁移,但其迁移性主要受板缘构造活动带影响,板内并未发生构造变形(褶皱、断裂),故沉积环境和沉积厚度差异不大,总体表现为浅水、高能、盆内碎屑丰富的陆表海沉积环境。沉积岩的有机质丰度低,基本无有效生油岩发育。统计了1500余个沉积岩有机质丰度资料,总结了有机质丰度与岩性、沉积相的关系,下古生界碳酸盐岩孔洞型储集层的形成机理及其与构造运动的关系表明,加里东期古岩溶主要发生在太康—开封古斜坡,印支期古岩溶主要发生在郯庐断裂西侧的褶皱和推覆构造带,可形成有工业意义的碳酸盐岩储集层。     

裂缝性底水油藏中水平井两相渗流模型

本文研究裂缝性底水油藏中水平两相渗流问题。在流线不变的假定下，建立了底部注水时双重孔隙介质中水平井油、水两相垂剖面二维渗流的数学模型，并用特征线方法进行了精确求解，给出了裂缝系统和岩块中的含水饱和度分布以及水平井见水时间公式，从而为利用水平井开采裂缝性底水油藏提供了必要的理论基础和计算方法。     

蜡沉积对凝析气田开发动态和生产的影响

由于蜡的沉积和运移使凝析气-液流动更加复杂化，而相变特性会导致储层内油气饱和度的变化，蜡沉积在多孔介质表面引起孔隙性质改变，气、液、固在储集层中的微观空间分布会影响凝析气的流动特征。在蜡沉积变相态渗流实验和凝析气液渗流理论的研究基础上，引入气液固PVT相态模型、蜡沉积数学模型和考虑蜡沉积对渗透率的影响模型等，建立了相应的多孔介质中气液固变相态多相流-固耦合渗流数学模型，揭示了凝析气液固复杂流动规律和对生产开发动态的影响。     

吴起、定边地区上三叠统延长组长7—长9储层特征研究

为研究鄂尔多斯盆地吴起、定边地区延长组长7—长9油层组的储层特征,利用薄片、粒度、压汞、物性等资料,对储层的岩石学、孔隙结构、物性等特征进行了分析,并分析了沉积作用、成岩作用对储层物性的影响。研究结果表明：吴起、定边地区上三叠统延长组长7—长9油层组的储层主要发育岩屑长石砂岩;孔隙以溶蚀粒间孔为主,孔隙度主要为8%～1...     

松辽北部汪深1 区块火山岩相和储层特征研究

以松辽盆地北部汪深1 区块为例,对火山岩岩性、岩相特征进行了深入分析,探讨了火山岩相类型与储层发育特征的关系,进而对火山岩储层发育特征进行了分析和预测。研究表明,汪深1 区块营城组火山岩分为火山通道相、爆发相、溢流相、火山沉积相等4 种岩相类型,其中以爆发相和溢流相为主,并据此建立了火山岩喷发模式。该区火山岩发育6 种储集空间类型,火山岩储层主要受控于岩性、岩相和成岩后作用的影响,其中有利的储层主要分布在溢流相上部亚相自碎角砾状熔岩以及爆发相空落亚相的普通火山角砾岩带中。对孔、缝的形成及保存有利的成岩作用主要有冷凝收缩作用、挥发份逸散作用、溶解作用和构造作用。最后对该区火山岩储层进行了评价,该区主要分布Ⅱ,Ⅲ类储层。     

柴达木盆地油泉子储油构造分析

通过对野外露头、地震反射剖面和钻井资料的综合分析,查明柴达木盆地油泉子储油构造为共轭膝褶带夹持的不对称半箱状背斜,具有北北东倾的平直转折端,北翼为一宽超过800m的大型膝褶带,高角度倾向南南西,带内岩层产状直立。带内岩层的旋转指示南侧沿膝褶带向北逆向剪切。南翼发育四条规模较小的膝褶带,向南逆冲剪切,导致该翼呈阶梯状产出,总体南南西倾,倾角约20°。沿南北两翼膝褶带边界仅见小型高角逆断层,膝褶带内裂隙发育,主要为顺层张裂隙,其次为与层理近垂直的张裂隙(主要出现在坚硬的钙质粉砂岩中),偶尔见有小型低角逆冲断层。这些断裂普遍被纤维状石膏充填,并见少量油迹,表明这些断裂为高流体压力下的产物。鉴于膝褶带及相关背斜高点为裂隙发育带,具有油气运移和聚集的双重功能,在缺乏足够理想的岩性储集层的情况下,为寻找裂隙型油气藏提供了新途径。     

塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理

克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏,储层基质物性差,裂缝发育。研究发现,根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚,渗流特征与实际存在较大差异。为此,结合当前各种静、动态资料,利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析,在此基础上建立数值模拟机理模型,对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明,克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征,断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中,沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层,导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度,降低边部气井产量,同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水,可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度,提高气藏的最终采收率。     

低渗透带半渗透隔板的底水油藏油井见水时间预测

基于底水锥进、物质平衡和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的半球形径向渗流方式、隔板非均质性的垂向渗流方式,运用低渗透产能方程和物质平衡原理,推导低渗透带半渗透隔板底水油藏油井见水时间的预报公式.对于低渗透油井下部存在圆形半渗透隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度、半渗透隔板项的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值更小,也更接近实际.经鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近.     

低渗透油气藏岩石物性测试方法研究

本文是在已研制的瞬时脉冲岩石物性测试装置与改进的渗透率常规稳流测试装置基础上，分别利用瞬时脉冲方法和稳流测试方法对大量的致密油藏岩们作了渗透率测试实验。相同测试条件下通过对两种方法的对比与统计分析，对低渗透油气藏岩石物性测试的实验方法给予了充分的论证。经大量实验研究表明：在模拟地层压力条件下，瞬时脉冲测试方法与常规稳流测试方法测得的渗透率相对误差极小，通常小于10％，证明这两种方法用于低渗透油气藏岩石物性测试具有较强的合理性。