现代辽河三角洲潮流沉积

运用钻探和浅地层探测等获得的最新调查资料,对全新世以来辽河三角洲潮流沉积进行了研究。研究区10m深度内的地层主要包括潮滩相、潮道相和浅海相沉积,其下为古三角洲相。潮滩相沉积物以砂和粉砂为主,分选中等,跳跃和悬浮组分各占50%左右;浅海相和潮道相沉积物主要为软弱的黏土质粉砂和粉砂质黏土,以悬浮组分为主。全新世以来至1896年,研究区为古辽河与古大凌河、绕阳河复合三角洲之间的小海湾。1896年双台子河分洪以后,盖州滩等潮滩形成并快速发育,1969年建闸后,入海径流量不断减小,潮道趋于淤积充填。     

胶-辽-吉造山带辽河群石墨矿碳同位素特征及成因分析

作为华北克拉通周缘三条石墨成矿带之一的东部带,胶-辽-吉古元古代石墨成矿带是研究早前寒武纪石墨成矿机制及地球早期气候特征的天然实验室.本文对胶-辽-吉造山带辽河群石墨矿(甜水乡马沟石墨矿)进行了详细的岩相学、地球化学、拉曼光谱学以及碳同位素等方面的研究.研究结果表明辽河群含石墨矿岩石主要为含石墨变质杂砂岩、含石墨黑云母...     

西辽河平原地下水补给植被的临界埋深

许多地区地下水是生态稳定的重要支撑或补充,确定地下水补给地表植被的临界埋深对地下水管理和生态安全至关重要。以西辽河平原为例,主要研究成果如下:①根据地下水补给植被原理划分包气带水分运动结构,描述地下水补给植被的作用机理和物理过程,定义地下水补给植被的临界埋深及相关物理概念。②根据植被根系吸收潜水蒸发的物理机制,地下水面附近由毛管水上升形成的潜水影响层是临界埋深计算的关键。③推导土壤毛管有效孔径计算推理公式,通过构建土壤微结构模型求解推理公式中的孔隙特征参数,解决毛管水最大上升高度的精确计算难题;④结合不同群落植被根系层厚度,形成地下水补给植被的临界埋深计算模型。⑤通过野外调查和观测试验实证,表明计算结果可靠,研究成果在科尔沁草原得到了及时应用。     

靖边油田L区块长6油层组沉积特征

靖边油田L区块长6油层组沉积微相展布及其演化规律的认识不清,长期制约着研究区的油藏开发.综合靖边油田L区块密井网资料、岩心资料以及粒度分析资料等,对研究区沉积相标志、沉积相类型、微相展布及微相演化规律进行综合研究,并建立了研究区的沉积模式.结果表明,研究区长6油层组主要为三角洲平原沉积,沉积微相类型主要有分流河道微相、天然堤微相、河漫滩微相和沼泽微相.     

辽河盆地东部凸起太原组页岩气聚集条件及有利区预测

从辽河盆地东部凸起太原组泥页岩发育的沉积背景、地球化学条件、储集物性及含气性等方面分析页岩气聚集的基础条件,采用多信息叠合法对该区太原组页岩气富集有利区进行预测.结果表明:太原组地层发育潮坪、沼泽及泻湖相,富有机质暗色泥页岩、碳质泥页岩,单层厚度大,分布面积广,连续性好,有机碳平均质量分数为3.3%,有机质类型以Ⅲ型为主的混合型,生烃潜力较大,热演化程度高,处于大量生气的阶段;泥页岩脆性较好,孔隙和裂缝发育,含气性好,具备页岩气聚集的地质、地球化学条件及储集物性条件,有利于页岩气的生成、富集及后期储层改造.根据页岩气富集的多种因素分析结果,认为王家南部地区页岩气聚集条件和储集性能较优越,是辽河盆地东部凸起太原组页岩气勘探开发的有利区域.     

胜利油田纯九区注水开发过程中无机结垢趋势预测

油田开发过程中无机盐结垢是注水开发期经常遇到的问题之一,会造成较大经济损失。随着注水强度的不断加大,注水过程中的结垢问题变得越来越严重。对无机盐结垢状况进行准确预测是解除结垢堵塞的重要前提。选用Oddo Tomson饱和指数(OSI)、Langelier饱和指数(LSI)和Ryznar稳定指数（RSI）3种结垢趋势预测模型,结合胜利油田具体注水特性,对模型作相应的修正后,研制了可以进行无机结垢预测的 “油井堵塞诊断与解堵决策系统”（Plug 1.1）工程软件。应用该软件对胜利油田纯九区块注入水和地层水进行结垢预测,在地层水与注入水之比为1∶0到2∶1的广泛范围内,预测结果均与实验结果较好吻合,为区域解堵方案的快速决策提供了科学依据。     

鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

水下扇储层沉积微相建模--以濮城油田沙三中亚段油藏为例

储层沉积微相是影响储层非均质性的重要因素之一,准确预测储层沉积微相分布对认识储层非均质性、提高油田油气采收率具有重要意义.储层随机建模方法具有很强的地质适用性,合理选择随机建模方法能够有效提高模型精度.以东濮凹陷濮城油田沙三中亚段6-10水下扇油藏为例,由于水下扇沉积储层微相具有几何构型及空间分布复杂的特点,选择序贯指示建模可以对不同微相采用不同变差函数来表征其空间分布结构特征,从而再现储层微相复杂的空间分布.通过定义沟道吻合程度参数Mat对模拟实现进行检验,抽稀井沟道吻合程度参数Mat平均值达到84.7%,表明建模结果具有较高的准确度.序贯指示建模适合于建立水下扇储层沉积微相模型.     

辽河盆地东部凹陷北段生排烃史模拟及分析

本区的生排烃史的研究是基于地史、热史的模拟基础上进行的,生排烃史的模拟是含油潜力预测的有效手段。从生烃强度来看,本区的生烃强度中心位于牛局-青龙台构造带,说明东部凹陷北段具备生烃洼陷,是形成独立的含油气系统的基础。本区三套烃源岩为:沙三段下部、沙一段和东营组。各时期的排烃量在东营组沉积末期达到高峰,反映了东营组末期右旋走滑运动对油气运移的巨大影响,是油气幕式运移的有利证据。本区的排烃强度中心位于牛局-青龙台构造带,油气呈发散式向两侧运移,因此,除本区的牛局-青龙台构造带外,茨榆坨高垒带和东部陡坡带也是油气聚集的有利场所。东营组时期是排油及排气量最大时期,占总排油量35.87%,占总排气量90.2%,沙三段沉积末期的排油量仅次于东营组沉积末期,说明本区的含油气系统至少有两个关键时刻。