陕甘宁盆地中部气田马五段储层识别模型

本文应用多项式自组织方法，以１０个特征参数建立了中部气田马五１段储层气，水、干层识的非线性网络模型，９２个已知样本的吻合主达９８．９％，为储层识别探索了又一新的方法，可供矿场参考。     

偏最小二乘神经网络在储层识别和产能预测中的应用--以陕甘宁盆地中部气田马五1储层为例

针对致密储层中气水干层识别和产能预测准确率较低这一难题，提出偏最小二乘神经网络方法：用偏最小二乘方法对输入自变量集进行主成分提取预处理，消除重叠的输入信息，用可变学习速率反向传播算法（VLBP）和附加动量方法（AMOBP）构建BP储层识别和产能预测的网络模型。以陕甘宁盆地中部气田马五。储层气、水、干层识别问题为例，选用19口井分层测试的92个已知样本，在提取物性、测井和储渗特征等方面的14个特征参数后，通过偏最小二乘方法提炼得到电阻率（Rlld）、声波时差（△t）、产能系数（kh）、储渗因子（KФs）、介质类型因子（EE）等5个主成分控制特征参数，消除了信息的重叠。以此为神经网络输入元，以样本储层的类型与产能级别为输出，用VLBP和AMOBP算法建立储层识别和产能预测的BP网络模型。模型的吻合率迭100％，均方误差比传统三层网络降低约50％。表明该模型的计算收敛速度快。精度高，为致密储层的准确识别探索了又一新的方法。     

陕甘宁盆地中部气田中区马五_4段白云岩成因类型及其地球化学特征

陕甘宁盆地中部气田中区下奥陶统马家沟组马五４段，白云岩相当发育，岩石类型多样。按成因可以分为准同生白云岩和成岩白云岩两大类型，它们在岩石结构、Ｘ射线衍射、阴极发光、稳定同位素、微量元素特征以及白云石化机理上均有较大差别。     

陕甘宁盆地中部气田主要产层孔洞的形成及演化

通过准同生白云岩中石膏斑晶的形成及暴露潮坪环境双层水透镜体古水文模式的建立，合理的解释了中部气田主要产层溶蚀孔洞的成因机理及发育特征，并根据孔洞内充填物的碳、氧同位素、稀土元素地球化学特征，具体划分了溶蚀孔洞的演化期次及其与烃类运聚的配置关系，从而为古岩溶储集层的成藏规律研究开拓了思路。     

陕甘宁盆地中部气田中中区马五4段白云岩成因类型及其地球化学特征

陕甘宁盆地中部气田中区下奥陶统马家沟组马五４段,白云岩相当发育,岩石类型多样。按成因可以分为准同生白云同生白云夺和成岩白云岩两大类型,它们在岩石结构、Ｘ射线衍射、阴极发光、稳定同位系、微量元素特征以及白云石化机理上均有较大差别。     

陕甘宁盆地储层裂缝特征及形成的构造应力场分析

根据陕甘宁盆地延河剖面、延长川口油田以及长庆安塞油田的裂缝研究资料，分析了盆地内裂缝的走向、成因类型，提出陕甘宁盆地为稳定盆地，盆地内褶皱和断层相对不发育，但裂缝广泛存在；盆地内的E—W向区域裂缝最发育，主要形成于燕山期；其次为NE向裂缝，为喜山期构造运动的产物；野外露头上的裂缝方位和实际注水动态反映的裂缝方位存在不一致的现象，主要与由裂缝形成期的古构造应力场、现今构造应力场和盆地内砂体的展布方向有关；控制裂缝发育的主要地质因素是沉积相。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系马五5灰岩段储层主控因素分析

影响白云岩储层发育的因素有很多种,从形成角度而言,不同时期的沉积环境活构造演化都对储层有着直接或间接的影响.为提高油气资源开采效率,有必要对马五5亚段进行深入研究.本文通过沉积学、碳酸盐岩储层地质学为理论基础、以岩心观测、镜下薄片为手段对储层进行研究,结果表明:苏里格地区马家沟组马五5亚段储层发育的主控因素为沉积、构造...     

岩溶作用对鄂尔多斯盆地中部气田马五段储集层的控制作用

鄂尔多斯盆地中部气田储集层为奥陶系马家沟组五段白云岩风化壳,以古岩溶型储集层为主。其储集空间的形成是岩溶作用和其他成岩作用相互作用的结果。根据盆地发展演化阶段的不同,大致可划分出四期岩溶作用,即近地表成岩早期大气淡水淋蚀作用、表生期古岩溶作用、浅埋藏期压实溶解作用和深埋藏期深埋溶解作用,其中表生期古岩溶作用对储集层的形成起了关键的控制作用。岩溶作用对储集层的控制主要表现在对储集空间形成类型、储集岩     

鄂尔多斯盆地中部气田区中奥陶统马家沟组马五_5-马五_1亚段储层孔隙类型和演化

鄂尔多斯盆地中奥陶统马家沟组最上部的马五5-马五1亚段为盆地内中部气田区主要的天然气储产层之一,厚度70～80米,面积约4.8×104平方千米.储集岩主要的原始岩性为不同程度地存在晶间孔隙的含硬石膏柱状晶和结核的粉晶白云岩和粗粉晶白云岩.中奥陶世末至中石炭世,经历了140余Ma的表生裸露期成岩作用,古风化壳岩溶十分强烈,特别是在含硬石膏柱状晶和结核的粉晶白云岩中形成广布于气田区的形式多样的储集空间类型.埋藏成岩作用次生溶蚀孔隙主要叠加于古风化壳岩溶所形成的孔、缝及洞中,使其再次扩溶,或使孔、缝及洞中半充填的沉积物再次溶解或部分溶解.印支期产生的80°方向和燕山期30°和60°方向的共轭裂隙,亦以在古岩溶作用较强烈、并存在孔隙的岩性中较明显.从岩芯和铸体薄片中识别出21种孔、洞、缝和裂隙,包括沉积(准同生)期的原生孔隙3种;表生裸露成岩期次生孔隙9种;埋藏成岩期次生孔隙5种;构造裂隙和断层4种.在同一块岩芯,甚至同一块铸体薄片中,常可见到不同成岩期次的多种孔隙类型叠加和同时出现.在中部气田区,各种孔隙空间的发育程度,分布范围和对储层的贡献值是不一样的,是导致储层的非均质性的主要原因之一.     

鄂尔多斯盆地中部马五1亚段高分辨率层序地层格架中风化成岩模式和储层特征

以层序地层学理论为指导,研究了鄂尔多斯盆地中部奥陶系风化壳储层的层序地层特征,建立了马五₁亚段的高分辨率层序地层格架,在其内识别出了4个准层序;通过建立海平面变化与风化成岩（ 岩溶） 作用的关系模式,从成因上阐明了层间岩溶和后期高级别的风化成岩（ 岩熔） 作用的发生过程和控制因素,揭示了在碳酸盐岩高分辨率层序地层格架中,不同级别的海平面变化周期控制着不同级别的沉积层序和风化成岩（ 岩溶） 作用;分析了准层序与储层物性的关系,认为在鄂尔多斯盆地中部奥陶系风化壳储层中,准层序界面控制着层间岩溶的发育,是影响马五₁亚段风化壳储层性质的主要因素。     

半地堑式断陷盆地的油气成藏模式--以松辽盆地梨树断陷为例

半地堑式断陷盆地是松辽盆地深部断陷的主要类型，是今后油气勘探重点。以梨树断陷为例，根据半地堑式断陷盆地的构造和层序地层发育特点，针对此类盆地的生储盖组合规律，总结出该类盆地中主要存在有滚动背斜油气藏、断层油气藏、超覆型上倾尖灭岩性油气藏、相变型上倾尖灭岩性油气藏、透镜型岩性油气藏、潜山油气藏等6种类型；探讨了半地堑式断陷盆地的油气成藏模式。     

四川盆地新场气田须家河组二段储层评价

新场气田位于四川盆地西部,是川西地区主力气田之一。通过对该区多口井的岩石学以及电性、物性特征进行分析研究,认为须家河二段储层岩石类型复杂,储集空间类型多样,储层平均孔隙度3.17%,平均渗透率2.78×10-3μm2,为典型的低孔低渗特征,根据气田须二段储层的特点,结合孔渗关系曲线以及含气性等参数,对该区储层进行分类评价,认为Ⅲ类储层是须家河组中主要的储层类型,并对该区天然气有利富集区的平面展布规律进行综合评价。     

长庆气田靖边区北部奥陶系马五1储层难采储量区块综合评价

鄂尔多斯盆地长庆气田靖边区北部奥陶系马五1储层天然气藏因春开采难度较大，被称之为难采区，然其难采程度不一致，且存在较大差异，通过分析天然气难采主控因素－产能的高低及分布状况，进一步了解影响产能的沉积－成岩微相特征、储集物性、岩溶古地貌等因素，将难采程度分为最难采、难采、较难采3类，建立评价标准，并对研究区难采储量区块进行综合评价。     

塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层空隙研究

空隙是构成碳酸盐岩储层的基本单元,空隙发育史对应了成岩演化史,且不同类型空隙的储层具有不同的分布规律。塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层的空隙可以分为６类２１种,以裂缝—孔洞型为主,礁、丘、滩相碳酸盐岩、中—细晶白云岩与古岩溶和构造岩溶的复合区为有利空隙发育带,也是风化壳型油气藏和内幕型油气藏的有利储集相带。     

埋藏条件下碳酸盐岩实验室溶蚀作用模拟的热力学模型与地质勘探方向——以陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组第五段为例

陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组五段为潮坪相碳酸盐岩夹蒸发盐沉积。马五段经历了多期复杂的成岩作用,其中溶蚀作用对马五段影响深刻。首次引用热力学理论对埋藏条件下碳酸盐岩溶蚀作用进行了理论分析和计算。其结果表明碳酸盐岩在埋藏成岩的不同温度压力条件下,酸性介质中溶解反应的吉布斯自由能均为负值,说明反应可自动向方解石、白云石溶解的方向进行,并随着温压的升高溶解的趋势增大.而且白云石溶解的趋势比方解石更大.碳酸盐岩溶蚀作用是受热力学规律支配的自然地质作用。碳酸盐岩溶蚀实验模拟的热力学数学模型对陕甘宁盆地油气田勘探具有重大的理论意义和实际应用价值。     

阜新盆地沙海组三段浅层致密砂岩储层特征及成岩作用

针对阜新盆地浅层致密砂岩气成藏条件,在对8口井砂岩储层测试数据的分析基础上,研究了沙海组三段砂岩储层物性和沉积－成岩特征.认为阜新盆地沙海组三段砂岩储层为浅层致密砂岩储层,埋深<1500 m,孔隙度<10%,渗透率<1×10-3μm2;成岩作用控制沙海组三段砂岩的物性特征,沙海组三段砂岩主要经历压实作用、碳酸盐胶结作用和碳酸盐溶解作用,成岩阶段主要处于晚成岩A期.从而指出沙海组三段浅层致密砂岩储层适合储集来自周围气源岩生成的天然气,是盆地浅层致密砂岩气的有利勘探层位.     

辽河西部凹陷鸳双地区沙二段储层评价及有利储层预测

沙河街组二段是辽河盆地西部凹陷的主力含油层系，以扇三角洲前缘砂体为主要油气储集体，其油气的富集程度除与丰富的油源条件和良好的圈闭条件有关外，主要取决于沉积储层条件。不同的沉积微相，沉积水体条件不同，形成的砂体粒级、分异性及孔隙结构不同，原生孔隙发育条件不同；埋藏过程中所发生的各种成岩作用进一步改变或改造着扇三角洲砂体的储集性能。压实、胶结等破坏性改造使储层孔、渗性明显降低；溶解、溶蚀等建设性改造有利于深层储层储集性能的改善。探索原始沉积条件、成岩作用与储集性能及含油气性的关系，并进行综合评价和有利储层预测，对研究区油气勘探起到了重要的指导作用。     

鄂尔多斯盆地双龙地区延长组长6致密油成藏主控因素

双龙地区为延长油田长6致密油勘探的重要区域,目前对区块致密油富集主控因素的认识仍存不足。基于此依据19口井的岩心资料、128口井的测井资料及26口井的试油试采资料,结合19口井的实验测试结果在成藏地质条件和致密油聚集特征进行精细分析的基础上对致密油成藏主控因素进行研究。结果表明:研究区致密油成藏地质条件良好,油水分布复杂。沉积微相及储层物性为控制致密油成藏的首要条件,单层为4 m以上的浊积水道砂体,储层孔隙度大于5.4%,渗透率大于0.16×10^-3μm²,致密油易富集;过剩压力影响油藏的平面分布,致密油多聚集在过剩压力系数相对低值区(过剩压力系数约为0.24~0.32);泥岩盖层能够形成良好的遮挡,有利于致密油就近聚集,也是造成油水关系复杂的重要原因。因此在满足砂体发育、储层物性条件的前提下,遵循过剩压力系数局部低值、泥岩盖层有效遮挡的原则,划定长6段有利勘探区域11个,以指导双龙地区致密油勘探开发工作。     

基于GM(1,1)模型的塔里木盆地南缘孤立绿洲降水灾变预测

我们选取了具有一定代表性的塔里木盆地南缘的孤立绿洲民丰县作为研究区,在对数据有效性的验证之后,利用研究区1980~1999年的降水资料,运用灰色系统理论的季节灾变预测方法,对该地区未来年份的降水量进行预测,并建立灰色季节灾变GM(1,1)预测模型,预测未来旱季到来的年份,为预测未来降水趋势提供了信息。结果表明:该研究区下一个旱灾灾变年大致指向2006年至2007年左右。这对合理利用本地气候资源具有实际意义,并且能够为研究干旱区气候变化提供一定的帮助。