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摘要:通过对塔里木盆地塔中古隆起形成演化的恢复及古隆起不同部位油气藏特征的综合研究,明确了塔中古隆起经历了晚加里东期、晚海西期和喜山期3期构造演化过程;建立了塔中古隆起控藏模式,即在古隆起及其周边发育两类8种油气藏类型,其中在古隆起"山外",志留系和石炭系背斜型、地层型、岩性型和断块型油气藏分布于古隆起顶部及斜坡上部,在古隆起"山内",寒武系和奥陶系不整合型油气藏分布于古隆起顶部,礁滩体型、溶洞型和裂缝型油气藏分布于古隆起斜坡下部;阐明了古隆起控油气作用原理,即古隆起发育多种类型圈闭,具有多种输导体系,是浮力作用下油气运聚的有利指向;预测了塔中古隆起有利成藏区,其中塔中主垒带是寻找山外断块类、背斜类油气藏和山内不整合型油气藏的最有利区域,塔中10号带是寻找山外地层类、背斜类油气藏和山内溶洞型油气藏的有利区域,塔中Ⅰ号断裂带是寻找山外岩性类油气藏和山内裂缝型、溶洞型油气藏的有利区域。
摘要:塔中北斜坡奥陶系鹰山组顶部的不整合面发育大规模岩溶缝洞型优质储层,目前已探明油气储量约2×108t。岩溶型储层以大型缝洞储集空间为主,贯穿于不整合面以下200m范围内,具有非均质变化的缝洞叠置连片且呈带状展布。这套储层既与岩溶古地貌相关,又受多成因、多期次成岩溶蚀、断裂裂缝、埋藏溶蚀叠加的综合控制,其中断裂和裂缝网络是岩溶水的主要渗滤通道,不整合岩溶控制了储层的横向展布规模,埋藏溶蚀是优化储集性能的关键。通过储层主控因素的深入分析,建立了储层叠合发育演化模式,综合预测了储层发育的有利区带,指出在勘探中要注重不同井区之间的储层类型和主控因素之差异性,优选主控因素以对勘探进行指导。
摘要:从轻烃分子及其稳定碳同位素组成两方面刻画了塔中4石炭系油藏原油轻烃地球化学特征,同时结合高分子量烃类生物标志化合物指标初步厘定了蒸发分馏、水溶分馏、有机质熟化、热蚀变等次生作用对石炭系原油的影响程度,并探讨了其地质意义。石炭系不同油组(CⅠ、CⅡ、CⅢ)原油轻烃地球化学特征显示,CⅠ和CⅡ—CⅢ可分别视为两个相互独立的成藏体系。CⅠ原油主要是早期形成的低熟原油,该类原油轻烃富含正构烷烃,贫环烷烃和芳烃,链烷烃/环烷烃比值偏高,稳定碳同位素组成富含12C,高分子量芳烃成熟度指标偏低;CⅠ原油保存相对较好,可能只遭受了程度较弱的水溶分馏等次生改造。CⅡ与CⅢ原油大多是晚期形成的高熟原油,这类原油轻烃富含轻质环烷烃和芳烃,贫正构烷烃,链烷烃/环烷烃比值偏低,稳定碳同位素组成富含13C,高分子量芳烃成熟度指标偏高;热蚀变和蒸发分馏次生作用对CⅡ与CⅢ原油轻烃地球化学特征有重要影响,不同期次及成因原油在CⅡ与CⅢ油组内相互混合的现象也较为普遍;CⅡ与CⅢ部分遭受热蚀变改造的原油可能是寒武系—下奥陶统古油藏内的原油热裂解后通过断层运移到石炭系聚集成藏,原油热裂解对该区晚期天然气形成可能具有重要意义。
摘要:白垩系巴什基奇克组是库车坳陷大北—克拉苏深层构造带一套优质储层和主要产层,其埋深大于5 000m,岩心资料缺乏,有效储层分布预测难度大。应用模型预测法、测井孔隙度包络线法、有效储层占砂岩厚度百分比法和盆模正演法4种方法,对大北—克拉苏深层构造带有效储层的埋深下限进行了预测。由于方法本身和资料品质的差异性,在不同构造区带不同方法预测的相对可靠程度以及结果有差异。采用储层评价中常用的"权重"评价法,根据各种方法的可靠程度,给予不同的权重系数,对大北—克拉苏深层构造带综合评价表明,其有效储层埋深下限约为8 000~8 300m,其中大北区带约为8 200m,克深区带约为8 300m,克深北区带和克深南区带约为8 100m,拜城北区带约为8 000m。有效储层占砂岩厚度百分比是深部储层评价的重要参数,大北—克拉苏深层构造带巴什基奇克组储层埋深与有效储层占砂岩厚度百分比呈三次幂关系,可以利用储集层的埋深范围,反过来求其有效储层厚度。
摘要:孢粉组合及有机质组成等分析表明,南海北部第三系海相烃源岩的有机质主要来源于陆生高等植物,其形成与河流—三角洲和海岸平原等利于陆生高等植物发育的环境密切相关。平面上,盆地或凹陷边缘发育的海相烃源岩有机质丰度较高,而盆地或凹陷沉积中心的海相烃源岩有机质丰度较低。层序地层格架中的海侵体系域能够形成还原的沉积环境,有利于陆生高等植物来源的有机质保存及海相烃源岩的发育。珠江口盆地白云凹陷深水区已发现的原油明显存在珠海组海相烃源岩的贡献,海相烃源岩可能是南海北部深水区盆地的主要烃源岩。
摘要:为进一步了解南海北部神狐海域天然气水合物的成藏匹配条件,利用典型二维地震剖面,构建了该区的地质模型,并对其进行了天然气水合物成藏动力学的模拟。研究结果表明:神狐海域具备天然气水合物成藏的温度、压力条件;生物气和热解气的资源潜力巨大,满足水合物形成的气源条件;运移条件优越,有利于天然气水合物的聚集成藏。并提出了该区天然气水合物的成藏模式。
摘要:多年的勘探实践和全区系统的层序地层研究证实,渐新世与中新世的界面为珠江口盆地的重大沉积—构造转换面,对应着南海扩张脊的跳跃和偏转、古珠江物源突变等白云运动重大事件(距今23.8Ma左右)。该事件导致白云深水区陆架坡折带由晚渐新世位于南部隆起带附近向中新世的白云凹陷北坡迁移,其位置从距今21Ma以来基本维持不变。两种类型和位置不同的陆架坡折带控制了渐新世和中新世白云凹陷两种不同层序组合的发育:①距今23.8Ma之前的沉积陆架坡折带呈NNE向展布,由NW向SE方向迁移,发育了珠海组海退进积型层序组合;②距今21.0Ma以来的陆架坡折带相对稳定地维持在白云凹陷北坡一带,走向为NE,发育珠江组—韩江组海侵加积型层序组合。陆架坡折带控制了白云深水区各层序中相对富砂的浅水三角洲沉积体、低位陆架边缘三角洲沉积体及陆坡区珠江深水扇砂体等有利储集层和成藏带的发育。SQ23.8和SQ21.0两个三级层序为白云运动的沉积响应,具有最为富砂背景的低位深水扇发育条件。通过综合研究,基本明确了渐新世的滨岸-三角洲-深水扇沉积体系及新近纪的深水沉积储盖组合为白云深水区的主要勘探层系。白云深水区天然气藏及番禺天然气区的形成均受控于这两个陆架坡折带,表明南海北部白云深水区具有巨大的油气勘探潜力。
摘要:最近几年鄂尔多斯盆地西部及中南部延长组深层的油气勘探取得了重大突破,探明石油地质储量数亿吨,研究鄂尔多斯盆地延长组深层油气聚集规律具有重要现实意义。通过鄂尔多斯盆地延长组深层源、储、运聚与油藏关系的系统分析,揭示了延长组深层油气聚集规律。研究结果表明,鄂尔多斯盆地延长组深层油藏主体为"上生下储"型岩性油气藏,油气聚集具有"源控区、相控带、压力差控位"的规律,具体为:延长组深层油区分布于近烃源岩区,已知油藏基本分布于三角洲前缘水下分流河道叠合连片区带,大多数长8油藏分布在长7油层组与长8油层组异常压力差低值背景下的相对高值区。
摘要:在地层埋藏史和成岩史研究的基础上,综合考虑破坏性成岩作用和建设性成岩作用对孔隙度的影响,按照效应模拟原则,以现今孔隙度特征为切入点,以地史时间为主线,把孔隙度演化分为孔隙度减小和孔隙度增大两个独立的过程,通过增孔和减孔效应叠加建立砂岩孔隙度演化的数学模型。本文建立的砂岩孔隙度演化模型方法有以下特点:①以时间为变量,体现孔隙度演化的动态过程;②以现今孔隙度特征为边界条件进行约束,结果可靠;③综合考虑压实作用、胶结作用和次生溶蚀作用的影响。通过对镇泾地区长8砂岩孔隙度演化的模拟发现:其孔隙度减小过程模型是对埋深和埋藏时间的连续函数;次生增孔缘于有机酸的溶蚀作用,增孔作用受溶蚀强度的影响,主要发生在70~90℃的温度窗口内,增孔过程分为增孔前、增孔窗口内和次生孔隙保持阶段。分段模型叠加得到的总孔隙度演化模型是一个三段式的分段函数。实际应用表明该方法在砂岩古孔隙度计算及孔隙度演化模拟方面有较好的应用效果。
摘要:利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实-溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实-溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实-溶蚀相及致密强压实相分布区。
摘要:通过对济阳坳陷车西洼陷主要油田储层孔喉半径与含油气性关系的研究,确定了现今储层排替压力下限,结合地层沉积速率和压实模型,得到了不同时期储层排替压力下限。基于成藏期剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系恢复了研究区主要油田源下油气藏的形成过程。在古近系东营组沉积末期有少量油气充注,在馆陶组沉积中期生烃范围恢复到东营组剥蚀期前的水平并再次充注,主体油藏大规模聚集形成于明化镇组沉积早期,南部斜坡带的潜山油气藏成藏期最晚,为明化镇组沉积末期(距今2Ma左右)。根据成藏期油气运聚动力与阻力的耦合关系,预测源下油气藏分布范围为明化镇组沉积末期沙三段底部剩余压力大于0.6MPa的地区。
摘要:为查明桂中坳陷油气生成物质基础及资源潜力,通过开展区域沉积相研究与典型剖面、钻井资料的系统分析,对桂中坳陷泥盆系海相优质烃源岩发育环境、时空展布及地球化学特征进行了研究。结果表明:桂中坳陷中-下泥盆统发育海相优质泥质烃源岩,主要分布在南丹—河池—宜州以南早期台盆相沉积中,优质烃源岩一般厚为40~200m;烃源岩有机质丰度高,大多数样品TOC值大于2.0%,最高可达4.7%,原始生烃潜量大多大于6.0mg/g;烃源岩干酪根显微组分主要为腐泥组,相对含量为38.7%~89.7%,干酪根碳同位素值为-27.80‰~-24.84‰,结合饱和烃色谱特征分析,表明其有机质类型主要为Ⅱ型;烃源岩热演化程度较高,总体处于高—过成熟阶段。桂中坳陷早、中泥盆世台盆相环境发育有机质含量高的海相优质烃源岩,可为桂中坳陷油气生成及聚集提供雄厚的成烃物质基础。
摘要:针对低渗透、特低渗透储层的缝网压裂技术,完善了缝网压裂的概念,指出缝网压裂是在达到预期目标支撑缝长的主裂缝基础上,形成多缝直至形成"缝网"系统。对不同类型的储层,根据弹性力学假设,采用不同的平面模型,分析了形成缝网的力学条件。当施工时裂缝内净压力超过水平主应力差值与岩石抗张强度之和后,可在原始裂缝的基础上形成新裂缝,实现缝网。研究了各种缝网压裂施工方式,提出了目前可应用的缝网压裂施工方法,并指出缝网压裂的发展方向。采用缝网压裂设计理论对F1-15井进行了缝网压裂设计,施工取得成功。试验结果表明,压裂后效果显著,分析显示有多缝形成。
摘要:通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了碱驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验测定了碱和稠油的界面张力,然后通过填砂管驱油实验评价了驱油效果,最后对室内物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油碱驱过程中随着碱浓度的升高,原油采收率和压力降都随之升高。压力降的升高主要由于生成了油包水乳状液,增加了水流通道中水相的流动阻力,导致注入水流向未波及的区域,从而提高了稠油采收率。对稠油碱驱数值模拟时考虑了界面张力的降低、化学剂的吸附和油包水乳状液的形成。结果表明,模拟值和实验值拟合得较好。
摘要:建立了既适用于常规低渗透油藏也适用于复杂断块低渗透油藏的压裂井网和裂缝优化模型,以压裂井对油藏的波及系数最大、死油区最小为目标,充分考虑压裂裂缝与井网的优化匹配,结合油藏数值模拟的方法,通过选取采出程度较高、平均单井产油量较高、油藏综合含水率较低的井网部署方案来达到对压裂井参数的优化,从而获得适合油藏实际情况的井网类型和裂缝参数的最佳组合方案。在此基础上系统研究了地层最大水平主应力方向和单井椭圆泄油区域对低渗透油藏井网部署的影响。首次对复杂断块低渗透油藏不规则井网的部署以及整体压裂开发方案的设计进行了研究,进一步完善了低渗透油藏整体压裂开发方案的设计理论。该方法应用于大庆油田和渤海某油田试验区整体压裂开发方案的设计中,取得了较好的生产效益。
摘要:针对水平井裂缝性储层试油过程中井底压力选择不当会引起井壁坍塌问题,开展了天然裂缝性储层水平井井壁稳定问题研究。从井壁稳定的力学机理出发,建立了水平井井周应力状态,选用弱面破坏准则,建立了水平井段测试过程维持井壁稳定的井底最小压力模型,模型考虑了天然裂缝产状、井斜方位、地应力、地层强度与孔隙压力的联合影响。在此基础上定量分析了各因素对维持井壁稳定的最小井底压力的影响。结果表明:天然裂缝面倾角小于45°时,井壁岩石发生弱面破坏,倾角大于45°时,在某些井眼方位井壁岩石会发生本体破坏;天然裂缝走向对井壁的破坏形式也有显著的影响,在最小水平地应力方位附近,井壁最易坍塌;随着地应力非均质性的增强、孔隙压力的升高,维持井壁稳定的井底最小压力逐渐增大。
摘要:提出了一个非线性渗流新模型,并建立了非线性渗流数学模型,构造了相应的有限差分离散化格式,确定了考虑非线性渗流的井-网格流动方程,编制了三维三相非线性渗流数值模拟软件。该模型同样具备模拟达西渗流模型和拟启动压力梯度模型的能力,为低渗透油藏数值模拟软件的工程化应用奠定了基础。利用该数值模拟软件分析了低渗透油藏非线性渗流区域以及非线性渗流对生产规律的影响,认为低渗透油藏流动区域绝大部分处于非线性渗流范围,利用拟启动压力梯度模型及达西模型进行计算均会产生较大误差,同时水相非线性渗流同样不可忽略。
摘要:利用单层和双层物理模型,开展了特低渗透油藏注天然气开采模拟实验。单层模型实验结果表明,特低渗透油藏天然气驱同水驱相比不仅可以提高驱油效率,还能提高微观波及效率;天然气驱采收率比水驱采收率高4.50%,水驱后注天然气的开采效果更好,可提高采收率幅度达12.50%;未见气与低气液比阶段内油井的产能高,是主要生产期。双层非均质模型实验结果表明,由于油藏内实际的层间渗透率级差比实验室内测定的级差大得多,同一套开发层系内低渗透层不具备吸气能力,气体完全进入高渗透层,高渗透层的开发效果非常好;天然气在高渗透层中形成窜流后,剩余油主要分布于低渗透层中,需要用凝胶体系对高渗透层进行封堵;封堵后,低渗透层的吸气能力非常强,能被充分开发利用,双层非均质模型的采收率由30.85%提高到55.91%。