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六盘山盆地下白垩统生储盖组合良好,但至今油气勘探仍未有明显成效,烃源岩成熟度及其构造-热演化史是影响该区油气勘探深入的重要因素。文中利用盆地中部固原凹陷GC1井岩心样品分别开展了下白垩统镜质组反射率(Ro)和磷灰石裂变径迹(AFT)分析测试。结果表明:马东山组暗色泥岩Ro介于0.9%~1.1%,已达到成熟生烃阶段。李洼峡组砂岩AFT年龄为37.4±2.4 Ma,且经历了完全退火,共同指示了固原凹陷下白垩统曾经历了较高的热演化及生烃过程。埋藏史及热演化史模拟,进一步指出固原凹陷下白垩统—距今100 Ma达到最大埋深和热演化阶段,最大地温梯度可达51~60℃/km;晚白垩世以来,经历了快速到缓慢的冷却抬升和剥蚀过程,始新世再次发生埋藏升温,并保持至今。上述认识为该区油气勘探评价提供了科学依据。综合区域地质,认为固原凹陷结构受区域断裂控制,然而凹陷区内部改造相对较弱、生储盖配置良好,推测有较好的油气勘探前景。 相似文献
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鄂尔多斯盆地榆林气田下二叠统山西组二段(以下简称山2段)为一套辫状河三角洲沉积,储集岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩,储层渗透率低、非均质性强,是典型的低渗岩性气藏。自2001年建产以来,气田采取滚动开发方式,已投入开发16年,自然稳产期13年,目前已处于稳产末期。随着气田不断开发,由于气井或井区投产时间不一,各井区的地层压力下降不均衡、部分区域储量动用程度低,如何调整开发对策、保持气田持续稳产是亟待解决的问题。根据气田开发实际情况,通过描述储层宏观和微观特征,分析影响天然气开发效果的动、静态因素,首先从地质角度初步划分山_2~3亚段气藏流动单元,再应用泄流半径、井间干扰分析等动态方法进一步验证气藏连通性,动静结合,精细划分流动单元。在精细划分流动单元内部,运用FZI、多参数综合分析法进一步划分不同类型储层,搞清了气藏储层物性差异,为气藏下一步针对性开发管理、开发调整部署提供了技术支撑。 相似文献
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在天然气开发过程中,多层合采气井的产量劈分一直是制约产能评价与动态分析的难题.目前已有的劈分方法考虑因素多、误差大,且劈分结果固定,无法描述气井生产过程中小层产量贡献率变化特征,导致小层储量动用情况不清,无法适时制定多层合采气藏高效开发调整对策.结合气井产能方程以及定容气驱气藏物质平衡方程,利用测井解释静态参数计算分层... 相似文献
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彭阳油田是鄂尔多斯盆地新探明的低H2S含量的油田,其主力产层为侏罗系延安组,原油伴生H2S含量最高为0.115%,明确H2S成因机制对于油田合理开发及安全生产具有重要意义。基于储层硫化物及油田水硫同位素的系统分析,预测了侏罗系延安组原油伴生H2S的成因。延安组主要发育集块状、斑点状、斑块状、星点状等黄铁矿类型,其δ34S值为-1.9 ‰~10.1 ‰,其中,斑块状、集块状黄铁矿为沉积早期快速结晶成因,斑点状、星点状黄铁矿为硫酸盐还原菌还原作用成因。石膏的δ34S值在16.8 ‰~17.7 ‰,为后期成岩阶段的产物,其并非H2S的硫元素来源。油田水的δ34S值较高,平均为37.9 ‰,这主要是由于硫酸盐还原菌还原作用消耗地层水中的32S,使水体相对富集34S。黄铁矿后期溶解和硫酸盐还原菌还原有机硫化物均可释放SO42-,使侏罗系油田水具有较高的SO42-浓度,为H2S的生成提供了充足的物质基础。侏罗系地层水的矿化度、pH值及地层温度等物理化学条件均利于硫酸盐还原菌的生存,为硫酸盐还原菌还原作用提供了适宜的反应场所。综合分析认为,彭阳油田侏罗系原油伴生H2S为硫酸盐还原菌还原成因。 相似文献
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