注采试井双对数理论图版

注采试井分析以多井渗流力学理论为基础，求解注采井地下渗流的精确解，研究注水井与生产井之间的关系，用注采比、注采井距、注采污染系数比、注采窜流系数比等参数刻画注、采井间关系。在理论上进一步完善地下渗流力学理论，从单井的参数分析发展到井问关系分析，因此也从研究内容上补充了现代试井分析。在建立无穷大地层油水两相双重介质续流污染的注采无量纲模型基础上，对注采无量纲模型求精确解，将其数值反演求实空间解，制作出注采试井双对数理论图版。     

南极中山近岸海水生态学研究Ⅰ.1992年冰藻生物量的垂直分布及季节变化

从１９９２年４月１２月对东南极中山近央求发年冰生物是及其环境因子进行了预测。冰底有色层出现在４月下旬和１１月下旬，集中于冰底２－３ｃｍ，叶绿素α最高含量分别为８８．３ｍｇ／ｍ＾３和２８１０ｍｇ／，＾３，相应的冰藻数量分别为３．５×１０＾６和１．２１×１０＾８个／升。     

阿克库勒凸起于奇地区YQ3井奥陶系碳酸盐岩油气成藏研究

于奇地区是塔河油区外围重要的油气勘探地区．以成藏理论为指导，应用荧光薄片及流体包裹体分析等技术和方法，综合研究分析了于奇地区YQ3井区中下奥陶统鹰山组碳酸盐岩油气成藏条件及成藏主控因素．研究结果表明，YQ3井区鹰山组储层类型为洞穴型、裂缝．孔洞复合型和裂缝型，洞穴、溶蚀孔隙和中小型裂缝普遍发育，但洞穴充填相当严重；区域封盖和直接封盖能力较好，但海西晚期构造运动对本井区油气保存影响较大；至少发生了4次油气注入成藏期。即海西晚期、燕山期、喜山早期和喜山中期，其中最重要的油气注入成藏期为海西晚期和喜山期；油气藏形成主要受到3种因素的控制，即油气源区是控制本井区油气分布和富集的主要因素，盖层等保存条件是控制本井区油气分布和富集的关键因素，有效储集体发育程度是控制本井区油气分布和富集的重要因素．     

延长油田郑庄区长6油层组小层对比划分在注水开发中的应用

延长油田长6油藏为典型特低渗岩性油藏,油藏主要受陆相三角洲沉积体系控制,储层物性差、产量低、天然能量匮乏,现阶段科学合理的注水开发是延长油田持续发展的关键举措,但由于储层层内和层间非均质性强,若整个油层组笼统注采开发,则采出程度低,经济效益差。笔者综合了岩心、测井曲线、相关实验分析数据及地质录井等基础地质资料,结合区域地质特征,通过细分开发层系、开展精细地层对比、小层沉积微相及砂体展布规律研究,为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为详尽的地质依据。     

珠江口盆地文昌A凹陷深层珠海组不同构造单元油气充注期次及差异性分析

珠江口盆地文昌A凹陷深部的古近系珠海组油气资源丰富,但不同区带油气成藏分布复杂,油气成藏时期的关键证据——包裹体的研究相对薄弱.为了准确厘定文昌A凹陷珠海组烃类充注时期,以研究区珠海组砂岩储层中的烃包裹体及其伴生盐水包裹体为研究对象,利用荧光光谱测定、激光拉曼光谱分析、显微测温等实验测试,结合包裹体捕获压力计算、埋藏史、热演化史、生烃演化史等分析,开展了凹陷中心及近珠三南断裂带油气成藏期次与差异性研究.结果表明,储层砂岩中烃包裹体及其伴生盐水包裹体成分主要为CH4、C2H6、CO2和H2O,同期盐水包裹体均一温度集中分布于95～180℃.断裂带与凹陷中心均存在3期烃类充注,但油气充注时间有差别.其中,凹陷中心第1期发生在21.9～13.9 Ma,第2期油充注发生在12.0～8.9 Ma,第3期油气充注时间7.8～4.8 Ma;断裂带第1期油充注发生在约21.7～10.2 Ma,第2期油充注发生在约9.1～4.9 Ma,第3期油气充注时间约为3.9～1.5 Ma.差异性构造沉降导致的烃源岩埋深的差异,以及多期断裂活动强度及其时空配置关系的不同,是造成凹陷中心及断裂带烃源岩生烃高峰的差异及...     

奥连特盆地斜坡带原油地化特征、充注模式及勘探实践

奥连特盆地斜坡带原油油品分布复杂,重质原油开发难度大、不经济,中轻质原油分布规律不清,严重制约斜坡带油气勘探。本文从原油地化分析入手,通过分析原油分布特征和地化特征,明确重油成因机理,建立原油充注模式,指出中轻质油有利发育区,以有效指导油气勘探。研究结果如下:(1)斜坡带原油正构烷烃具有前峰型碳分布形式,表明原油主要为海相母源;(2)原油具有“双低+双高”族组成,表明原油为烃源岩低熟-成熟阶段产物;(3)重油主要为生物降解成因,证据1为:饱和烃总离子流图发育UCM现象,证据2为:检测发现25-降藿烷标志性化合物;(4)地化分析表明同一样品中同时存在降解原油和未降解原油特征,表明原油为两期充注成因;(5)据此建立油气两期充注模式:早期常规原油充注,中期原油普遍遭受生物降解,原油变重,晚期常规原油充注与降解原油混合控制平面原油油品分布特征,并指出斜坡带砂岩尖灭条带下倾方向是常规油有利分布区,部署探井、评价井获得了成功。     

川中龙王庙组气藏多期充注特征及对寒武纪早期海相烃源岩发育的指示意义

为了研究古老超深层天然气藏的充注模式,探讨寒武纪早期海相烃源岩的质量、规模和寿命,笔者等选取高石梯—磨溪地区龙王庙组气藏作为研究对象,结合区域构造演化史和烃源岩生烃史,应用盐水包裹体均一温度与储集层埋藏史温度对比的方法,建立了充注模式,并追踪其烃源岩层位为下寒武统筇竹寺组;从寒武纪早期古气候、古环境和古生物等的角度,分析了该时期形成海相烃源岩的有机生产力和保存条件。研究显示,四川盆地超深层气藏的形成经历了古油藏、古裂解气藏和晚期干气的多期充注阶段,气藏充注来源于古油藏裂解气和超晚期源岩释放的天然气。这一事实指示了,早寒武纪的全球背景为高质量、大规模和长寿命的优质烃源岩发育提供了基础,对于四川盆地超级气盆地的形成提供了理论依据。     

黄陵矿区富油煤对流加热原位转化开发效果数值模拟

有效开发富油煤提取石油对缓解我国油气紧张具有重要的现实意义,地下原位开采对流加热技术是富油煤有效开发的主要技术之一。以黄陵矿区延安组富油煤层为例,将高温蒸汽和氮气作为加热介质,采用地下原位转化开采对流加热的技术手段,分别研究2种加热介质在不同注入压力下的开采效果与能量回报率。结果表明：当注入气体的温度为400℃时,注蒸汽开采的加热效率更高,相同注入压力下注蒸汽开采将地层干酪根开采完所需要的时间小于注入高温氮气,二者比例为0.52～0.68,节省时间效果明显,注蒸汽开采与注氮气开采的天然气总产量比例为1.07～1.11,油总产量比例为0.82～0.85,二者差值随注入压力的增加而逐渐减小。注蒸汽开采与注氮气开采的能量回报率比例为1.754～2.363,注蒸汽开采注入压力为6 MPa时能量回报率在4.99 a达到峰值1.796,注氮气开采均未达到能量正收益。无论哪种加热介质,增加注入压力都能够缩短加热反应时间,有利于提高注蒸汽能量回报率。注氮气开采的地层流体有效渗透率较高,利于油气在地层中流动。注蒸汽开采在富油煤清洁开采方面具有优越性,为富油煤清洁开采的具体生产过程提供一定的数据参考依据。