四川盆地阆中—南部地区须家河组勘探潜力

四川盆地阆中—南部地区上三叠统须家河组油气勘探一直未能取得突破,前期研究认为是由于缺乏丰富的马鞍塘组、小塘子组优质烃源岩所致。结合区域沉积环境,从烃源岩发育情况、储层发育情况、油气运移通道以及油气藏保存情况等几个方面入手,对该区须家河组油气勘探潜力进行了分析。结合邻区广安气田的勘探成果,研究指出:尽管阆中—南部地区马鞍塘组、小塘子组缺乏有效的烃源岩,但须家河组烃源岩仍具有一定的生烃潜力;须家河组三段具有一定的生烃条件,须家河组五段具有较好的生烃条件;油气运移条件分析表明,天宫院、金星场和石龙2井等部位处于油气运移的有利通道上,有利于油气的聚集成藏;从油气成藏条件的配置情况来看,须四段是该区须家河组取得油气重大突破的主力层段。     

塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩的再认识

综合考虑下古生界烃源岩的纵向分布特征,认为塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩主要发育中、下寒武统,中、下奥陶统和上奥陶统3套烃源岩.中、下奥陶统黑土凹组烃源岩与中、下寒武统烃源岩的沉积相特征和发育特征相似,有机质丰度高、类型好;上奥陶统烃源岩分布局限、类型差.3套烃源岩具有不同的热演化特征.以满加尔凹陷中西部地区为例,中、下寒武统烃源岩在加里东晚期-海西早期进入生油高峰阶段,中、下奥陶统烃源岩在海西晚期进入生油高峰阶段,上奥陶统烃源岩则在燕山晚期-喜马拉雅期进入生油高峰阶段.满加尔凹陷古生界烃源岩的三分法能更准确地反映下古生界烃源岩的实际分布情况,同时构筑了解决油气来源、油气成藏观点冲突的框架,能更准确认识不同地区海相原油的混源特征.     

苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

富台油田下古生界潜山油藏特征

富台油田邻近车西和大王北两个生油洼陷，具有形成下古生界潜山风化壳油藏与潜山内幕油藏的有利条件。车古20、车571等滑脱潜山的形成和发育主要受埕南断层及台阶断层不均衡活动的影响，构造特征十分复杂。下古生界碳酸盐岩储集空间类型复杂多样，储层非均质性较强。油藏在纵向上呈层状分布，包括八陡组—上马家沟组、下马家沟组、冶里—亮甲山组—凤山组、馒头组四套油层。储层的发育程度控制油藏富集高产，生油洼陷烃源岩的最大埋深控制了油藏的含油底界。     

四川盆地震旦系-下古生界高过成熟烃源岩演化史分析

四川盆地震旦系-下古生界烃源岩处于高过成熟度阶段，其Ro一般为2．36％～3．39％。根据埋藏史及古地温梯度，应用改进了的Karweil方法，将该烃源岩划分成4个演化阶段，并依据高科1井、盘1井和五科1井等重点井进行系统成熟度模拟，使之与实测的成熟度值一致，结果表明四川盆地西南部坳陷震旦系-下古生界烃源岩生烃最早，东部地区次之，乐山-龙女寺古隆起最晚，具体情况是：高科1井下寒武统烃源岩主生油期在中休罗世，主生气期在晚侏罗世-早白垩世，盘1井下寒武统烃源岩主生油期在二叠纪，主生气期在晚三叠世；五科1井下寒武统烃源岩主生油期在早三叠世，主生气期在早中侏罗世；盘1井志留系烃源岩主生油期在晚三叠世，主生气期在中侏罗世，五科1井志留系烃源岩主生油期在早侏罗世，主生气期在晚侏罗世。     

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。     

四川盆地下二叠统,上三叠统水动力场与天然气保存

下二叠统和上三叠统储集层是四川盆地油气主力产层。在对其水动力场控制因素分析研究的基础上，对实测地层压力资料进行数据处理，分别建立了Ｐ１和Ｔ３地层压力预测模型。地层埋深，孔隙度，构造抬升率和褶皱强度等为现今水动力场的主要控制因素，其中地层埋深对地层压力的影响最大。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界致密岩性气藏成藏模式

鄂尔多斯盆地东部上古生界气藏为典型的致密砂岩岩性气藏,其特点是气源充足、多层系含气、致密砂岩储集层发育、盖层封闭条件相对较好.根据鄂尔多斯盆地东部气藏形成特征,以成藏期次为主线,以致密岩性圈闭为重点,综合考虑成藏主控因素,分别对早侏罗世末期、晚侏罗世中晚期、早白垩世末期、早白垩世末期至今4个具有代表性的阶段进行了成藏模式分析,认为晚侏罗世中晚期及早白垩世末期是盆地东部天然气成藏的关键时期.受致密岩性圈闭气藏储集层物性差的影响,输导层不同决定了天然气二次运移的方式不同,本溪组、太原组、山西组、下石盒子组形成的天然气气藏在平面上连片性好,而石千峰组及上石盒子组天然气在输导层发育的地方常形成"小而肥"的次生气藏.图3表2参22     

四川晚二叠世生物礁层序地层岩相古地理编图

为了探索层序地层岩相古地理编图方法,对四川盆地晚二叠世生物礁层序地层岩相古地理进行了编图试验,以四川盆地晚二叠世生物礁各层序地层的海退低点及海侵高点作为相对等时面编制了8幅层序地层岩相古地理图.层序地层岩相古地理图不仅能极大地减少由传统的压缩法和优势相编图法所造成的模糊失真现象,而且提高了对沉积和构造演化规律的预测水平.