异常高压凝析气顶油藏地质储量计算模型

异常高压凝析气顶油藏的气顶油环协同开发过程伴随着复杂的相态变化。综合考虑气顶反凝析、油环溶解气逸出、原
生水蒸发、储层岩石弹性膨胀、外部动态水侵等因素,依据体积守恒原理建立了异常高压凝析气顶油藏物质平衡方程。此外在物
质平衡方程的基础上采用迭代计算的方法计算出了凝析气顶油藏的原始地质储量,并对影响地质储量计算的各项因素进行了敏
感性评价。应用实例表明,以综合考虑各因素得到的地质储量为基准,分别忽略气顶反凝析、油环溶解气逸出、原生水蒸发以及地
层岩石膨胀等因素而计算得到的原始天然气地质储量均偏大,误差最大的是忽略气顶反凝析,其次是忽略油环溶解气的逸出,较
小的是忽略地层岩石压缩系数和水蒸汽含量。      

川西北厚坝地区上沙溪庙组沉积特征及油砂预测

川西北厚坝油砂岩为我国典型的一类非常规石油资源,油砂主要发育在上沙溪庙组中下部的中-粗砂岩中。以层序地
层学及沉积学相关理论为指导,通过野外观察、岩心描述、测井相分析、地震解释等手段对厚坝地区上沙溪庙组的沉积特征及油砂
分布情况进行了研究。结果表明,上沙溪庙组发育低位体系域、水进体系域和高位体系域;该套地层发育的沉积相类型包括河流
相、辫状河三角洲相和湖泊相;沙溪庙沉积期研究区西北部的龙门山古陆为物源区,碎屑向东南注入湖盆,在平面上,沉积相带从
西北到东南依次为河流相、三角洲相、湖泊相。通过对野外露头以及单井沉积相研究发现油砂层主要发育在上沙溪庙组河道砂体
中,孔渗性能较好,含油率较高,由此可知河道以及三角洲平原上的分支河道为有利沉积相。最后通过多口井的合成记录与地震
剖面进行对比,从而标定并计算出油砂层的位置及厚度,绘制出油砂岩的厚度平面分布图,预测出上沙溪庙组油砂层的有利勘探
区带。      

页岩油气资源体系成藏控制因素与储层特征

随着常规油气资源的日益减少,以及开发成本和价格的持续上涨,作为非常规资源的页岩油气受到越来越多的关注。
其中以页岩气的开发最为成功,由于页岩气藏储量大、开采周期长,已经成为常规天然气的有利补充。而页岩油的开发也渐受关
注,相对于页岩气来说,页岩油的商业价值更高,开采空间也很大。主要以页岩油气开发最为成功的美国典型页岩油气藏为研究
对象,对页岩油气的成藏条件和特征进行了详细描述,总结了页岩油气的成藏控制因素以及储层特征。同时结合我国页岩油气前
景区(如四川盆地、鄂尔多斯盆地)的地质特征,并与美国的典型页岩油气藏进行了比较,以便为我国页岩油气藏的评价提供依据。      

杏子川油田长6低渗透储层有效厚度下限研究

从低渗透储层的地质特点出发,通过对储层“四性”关系的研究,建立了本区储层岩性、物性、含油性和电性的关系,以试
油资料为依据,以岩心分析资料为基础,进行地质、录井、地球物理测井等资料的综合研究,并充分研究储层中不同岩性夹层的特
征,采用钙质、泥质夹层测井曲线定量统计分析来确定夹层并加以扣除,确定出杏子川油田长6有效储层岩性下限为细砂岩,含油
性下限为油斑,物性下限为孔隙度8%、渗透率0.15×10-3μm2,电性下限为R0.5大于21Ω·m,含水饱和度下限为60%。据此
标准,综合利用多参数解释储层的有效厚度,提高了解释精度,为该油田的进一步开发提供了依据。      

东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段流体压力场研究

流体压力场分布特征对泥岩裂缝油藏勘探和开发具有非常重要的作用,而盐间地层的压力分布有其特殊性。综合利用
钻井、泥岩测井声波时差和地震资料,分析了东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段的流体压力场特征,为该盐间泥岩裂缝油藏的进一步
研究奠定了基础。研究结果表明:①本区沙三上亚段压力结构可划分为正常-渐变-弱超压型和正常-突变-强超压型两大类;
②盐间泥岩裂缝油藏位于洼陷超高压力系统内;③现今沙三上亚段压力剖面具有东西分异、上下分带、受控于膏盐岩分布的特点,
各类型裂缝和膏盐岩形成的微构造组成了该亚段纵横向的复杂输导网络系统;④膏盐岩封盖和石膏脱水是影响本区超压发育的
重要机制之一,并造成了洼陷东西两侧流体压力场特征的差异。      

基于排出-聚集-成藏的石油资源潜力评价方法:以南堡Ⅳ油气成藏体系为例

不同的油气资源评价方法具有不同的特点,将不同的评价方法相结合对于提高评价结果的准确度具有重要意义。基于
油气排出-聚集-成藏的地质历史过程,同时结合油气勘探的数学规律来建立油气资源的定量预测模型,以此进行石油资源潜力
评价。具体研究可分为4个步骤:①对研究区进行油气成藏体系的划分并定量研究其排烃强度,确定排烃量;②确定该油气成藏
体系的石油聚集系数,进而确定该成藏体系的石油资源量;③利用石油资源量与最大油藏规模的统计关系,确定研究区的最大油
藏规模;④拟合研究区K 值,确定油藏个数及油藏规模。对南堡Ⅳ油气成藏体系的应用研究结果表明:南堡Ⅳ油气成藏体系的累
积排烃量达到12.50×108t,石油聚集系数为27.64%,其石油资源量总计3.45×108t,K 值拟合结果为1.02,最大油藏规模达到
0.568×108t,预测油藏个数总计337个。评价结果表明南堡Ⅳ油气成藏体系具有较好的石油资源前景。      

中国西北地区页岩气形成地质条件分析

长期以来,对西北地区盆地常规石油勘探已经取得了巨大突破,但页岩气的勘探仍处于起步阶段。页岩气具有自身的
成藏机理,需要特殊的地质条件。通过分析我国西北地区塔里木盆地、柴达木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、银-额盆地和焉耆盆
地页岩分布情况、厚度、面积、总有机碳含量、热演化程度、有机质类型、矿物岩石成分等因素,认为中国西北地区页岩分布面积广
泛、厚度大,许多盆地或地区页岩有机碳含量高、热演化程度高、有机质类型好,具备页岩气大规模成藏的地质条件。其中吐哈盆
地页岩与塔里木盆地页岩中黏土矿物含量低,石英等脆性矿物含量高,易受外力作用影响形成天然裂缝与诱导裂缝网络结构,有
利于页岩气开采。与美国产气页岩的各项指标比较发现,塔里木盆地与准噶尔盆地古生界海相及海陆交互相页岩厚度大、脆性矿
物种类多且含量高,但有机质丰度较美国海相产气页岩低,且热演化程度高(大部分处于高-过成熟热解气阶段)。与埋深超过
3000m的古生界过成熟(Ro 为0.51%~3%)页岩和浅埋深但有机碳含量偏低(普遍小于2%)的新生界陆相页岩相比,中生界湖
相和湖-沼相高有机碳含量(最高值达15.6%)页岩更具有勘探价值。      

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油层组油气成藏条件分析

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长8油藏的油源主要来自于长7烃源岩,部分可能来自于长8泥岩。研究区内长
7、长8有效烃源岩发育厚度较大,有机质丰度高、类型好,且都达到了成熟的演化阶段,属于好的生油岩,为研究区长8油藏提供
了充足的油源。研究区长8油层组发育厚度较大的水下分流河道砂岩储层,储层属于低孔低渗储层,具有良好的储集性能。长7
湖相泥岩及长8分流间湾相泥岩是研究区长8油藏的区域性盖层,封盖性能良好,利于长8油气的保存。研究区长8油气的运移
通道主要是大套的分流河道连通砂体,此外微裂缝、古侵蚀面和隐伏断裂也在局部地区成为运移通道,而油气运移的动力主要是
浮力和异常压力,长7烃源岩生成的油气在异常压力的驱动下,向下倒灌运移至长8的储集岩中形成“上生下储”成藏模式的油
藏。      

鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析

为完善鄂尔多斯盆地边缘地区油源认识,研究渭北隆起区延安组降解油砂地球化学特征和油源,通过GC-MS(气相色谱—质谱分析)等测试,分析油砂的有机质成熟度、有机质来源、古沉积环境和油源方向。结果表明：渭北隆起区延安组油砂油的成分中以饱和烃为主,非烃和沥青质次之,芳香烃最少,饱芳比和饱和烃质量分数高,油砂油品质较好;油砂油进入成熟阶段,有机质来源于高等植物和藻类,形成于水体盐度低、水体缺氧的湖相沉积环境;延长组7段半深湖—深湖相沉积的泥页岩是油砂的生油岩,油砂油由镇泾地区沿南东东方向运移,水洗和生物降解作用是运移过程中影响油砂油成分变化的主要因素。该结果对鄂尔多斯盆地南缘油气勘探有指导意义。     

鄂尔多斯盆地林镇地区延长组长2沉积微相与油气分布

鄂尔多斯盆地林镇地区处于伊陕斜坡西南部,在长2沉积期研究区内发育辫状河三角洲前缘亚相沉积,沉积微相主要
为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝,物源主要来自北东和南西两个方向。林镇地区长2油藏的分布与沉积相关
系密切,油藏主要分布于水下分流河道末端和河口坝的混合区,以及水下分流河道的侧缘,另外在远砂坝区也有少量油藏分布。
区内长2期的辫状河三角洲前缘亚相沉积环境控制了长2储集层岩性的横向变化,同时区内长2地层普遍发育低幅度鼻状构造隆
起,因此在构造圈闭条件和岩性圈闭条件共同作用下形成构造─岩性复合油藏。