源热共控论
摘要：源热共控油气形成,潜在烃源岩是油气形成的内因,热是油气形成的外因,内因和外因缺一不可,二者相互耦合作用控制了含油气区内油气的生成与否、生烃规模、相态（石油或天然气）类型与区域分布模式。潜在烃源岩控制因素包括烃源岩类型、丰度和规模。热场类型分＂热＂、＂温＂和＂冷＂场3类,热演化有增温型、减温型和多幕型。对潜在的生烃凹陷来说,源热之间存在源足热足、源足热欠、源欠热足和源欠热欠4种耦合关系。源足热足型凹陷能形成生烃凹陷,包括富生烃凹陷或含油气凹陷;源足热欠型凹陷、源欠热足型凹陷在源热互补条件下也能形成生烃凹陷或富生烃凹陷;源欠热欠型凹陷不能生烃。源热共控油气区油田、气田和油气田在空间上的有序分布,在纵向上有下气上油型及下油上气型,在平面上有内带外带型、内环外环型及分区型等。源热共控含油气盆地油气储量规模,主控因素在于其源足热足型凹陷发育。将中国含油气盆地分成特富含油气盆地、富含油气盆地、中等含油气盆地、小型含油气盆地和贫含油气盆地。库车坳陷迪那2气田异常高压成因机制及其与油气成藏的关系
摘要：通过对间接估算和地层测试获取的地层压力分布特征的研究,结合实际地质资料和前人最新研究成果,分析了库车坳陷迪那2气田异常高压的成因机制,并估算了主要超压机制对现今超压的贡献,探讨了异常高压形成过程及其与天然气藏形成的关系。结果表明,不均衡压实、构造应力和超压传递作用为迪那2气田异常高压的主要形成机制,其中断裂的垂向开启和褶皱形成引起的超压传递作用是最主要原因。迪那2气藏的形成与气藏内异常高压的形成具有同步性,康村期的早期油气充注时,储层基本为正常压力系统;库车沉积期快速的沉积作用产生了压实不均衡作用,形成了约5～10MPa的过剩压力;库车组剥蚀期到第四纪,在强烈的构造挤压作用下,断裂幕式开启形成的垂向超压传递作用、褶皱形成引起的侧向超压传递作用和水平的构造应力作用,极大地增大了储层中异常压力的幅度,形成了约40～50MPa的过剩压力,该时期为迪那2气田超高压及气藏形成的主要时期。塔里木盆地哈6井石炭系、志留系砂岩自生伊利石K-Ar、Ar-Ar测年与成藏年代
摘要：利用自生伊利石K-Ar、Ar-Ar测年技术对塔里木盆地哈6井石炭系、志留系砂岩油气藏的成藏年代进行测定与研究。哈6井石炭系角砾岩段自生伊利石K-Ar年龄为86Ma,相当于晚白垩世,表明为燕山晚期成藏;志留系沥青砂岩自生伊利石K-Ar年龄为125Ma,相当于早白垩世晚期,表明为燕山中晚期成藏。石炭系、志留系砂岩是塔里木盆地的重要储层,广泛分布于塔中隆起、北部坳陷和塔北隆起,已知的自生伊利石年龄范围分别是：石炭系东河砂岩为231～285Ma,志留系沥青砂岩为204～383Ma。与塔里木盆地其他地区相比,本次研究的哈6井石炭系、志留系砂岩的自生伊利石年龄明显偏小,表明哈6井石炭系、志留系油气藏的成藏期明显偏晚,对其勘探意义应该开展深入研究。哈6井石炭系、志留系砂岩自生伊利石的Ar-Ar年龄分别为148～159Ma和189～195Ma,与其K-Ar年龄相比明显偏老,可能不具有明确的地质意义,更不能反映油气注入事件和代表成藏期,快中子照射过程中的39 Ar反冲丢失是其主要原因。准噶尔盆地北三台地区清水河组低渗透储层成因机制
摘要：碎屑岩低渗透储层成因机制包括低渗透储层物性主控因素和储层致密史-油藏成藏史匹配关系两个方面。综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、扫描电镜观察、压汞与岩石物性测试等多种技术方法,对准噶尔盆地北三台地区下白垩统清水河组低渗透储层进行了研究。储层低渗透特征具有沉积作用主控、压实作用主导、溶蚀作用改善、胶结作用强化的特点。针对砂质砾岩—细砾岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩,以＂储层成岩作用演化序列-储层孔隙结构＂为约束进行地质历史时期储层物性的恢复,确定不同区带、不同岩性储层的低渗透形成时间,结合油藏成藏史及原油分布特征,分析清水河组低渗透储层成因机制。清水河组存在3类不同成因类型的储层,Ⅰ类为中渗成藏-现今中渗储层、Ⅱ类为中渗成藏-现今（特）低渗储层、Ⅲ类为（特/超）低渗成藏-现今（特/超）低渗储层;其中Ⅱ类细分出2个亚类,Ⅲ类细分出4个亚类。针对不同成因类型的（低渗透）储层,结合成藏时期储层渗透率特征、储层含油级别、原油特征及试油试采成果等,进行了钻前勘探潜力分析及有效开发增产措施的优选。南堡凹陷深层火山岩天然气成因与成藏模式
摘要：南堡凹陷深层火山岩油气藏具有较大勘探潜力,其天然气以烃类气体为主,甲烷含量主要在70%～90%,重烃含量在4%～27%,为湿气;非烃含量较低。天然气中甲烷碳同位素主要分布在-35‰-43‰,乙烷碳同位素主要分布在-28‰～-24‰。这些天然气相当于有机质在镜质体反射率Ro为1.0%～1.5%阶段形成的天然气,为烃源岩在成熟—高成熟阶段生成的油型气,与凝析油或原油伴生,因此天然气碳同位素偏重。南堡凹陷深层火山岩天然气以凝析气为主,结合单体烃碳同位素,对天然气和伴生凝析油的成因与来源进行了分析,结果表明,南堡凹陷深层火山岩油气同源,沙河街组一段（简称沙一段）以下天然气主力源岩主要为沙河街组三段（简称沙三段）烃源岩,以凝析气为主;沙一段及以浅地层天然气主力源岩主要为沙一段烃源岩,以油为主。沙一段厚层泥岩是一套优质烃源岩,处于生烃高峰,同时形成烃浓度封闭,又是区域优质盖层。这些来自于凹陷深部烃源岩生成的高成熟油气,主要通过继承性发育的深大断裂运移到火山岩复合岩性圈闭中聚集成藏,火山岩油气成藏受火山岩单体和火山岩相双重控制。东营凹陷盐家地区砂砾岩体沉积期次精细划分与对比
摘要：东营凹陷盐家地区沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段）重力流舌状体式叠覆沉积的砂砾岩体不具备＂层状＂地层特征,应用常规方法进行沉积旋回划分和对比很难保证时间上的等时性。针对该问题,引入天文地层学中气候旋回受天文周期驱动的理论,研究砂砾岩体的形成条件及控制因素,对砂砾岩体进行时间域的等时性控制,然后在相同的时间域内进行旋回界面的识别与旋回对比。通过对研究区砂砾岩沉积进行米兰科维奇旋回特征分析,确定研究区地层旋回主要受偏心率周期控制,并计算得出第一优势旋回厚度为151.7m和第二优势旋回厚度为61.4m。以米兰科维奇旋回分析结果为主,同时结合层序地层学基准面旋回理论,根据岩心和成像测井相层序分析,确定地层划分方案,将研究区沙四上亚段划分为4个四级层序和11个五级层序。以优势旋回频率信息对测井曲线进行滤波处理,同时根据基准面旋回特征,以滤波后的曲线为依据进行地层旋回的横向对比,建立了地层旋回对比格架,实现砂砾岩体沉积期次的精细划分与对比。渤南地区BZ28-2S/N油田油水分布主控因素
摘要：渤南地区的BZ28-2S/N油田为下生上储模式,明化镇组下段目的层具有砂泥互层、泥包砂且油水关系复杂等特征。为了指导该油田开发区扩边,实现油田的增储上产,开展了油气成藏与油水分布主控因素研究。平面上油气主要分布在有效烃灶范围内,断裂下盘断块、背斜负花状断块和背斜断阶断块等正向构造为油气富集的有利部位。剖面上NmⅡ、NmⅠ和Nm0油组砂岩集中发育,在断裂活动时期有利于油气沿断裂运移时向其充注。NmⅡ油组顶部和NmⅠ油组顶部断裂带泥质含量相对高,在断裂活动趋于静止时,断层侧向封闭性相对更强,油气聚集程度也相对更高。控藏断裂主要为近EW—NEE向展布的规模较小的晚期张扭断裂,其分段生长的交叉或弯曲部位控制主力油区油气的充注运移,是断面油气垂向运移的优势通道。控藏断裂T01断距小于150m的区段在成藏期之后再活动强度小,对断层岩破坏程度低,控制了主力油区的油气保存。有利的钻探目标砂体为源断裂与砂体接触程度大的背斜砂体。南海北部白云凹陷21Ma深水重力流沉积体系
摘要：深水重力流沉积是南海北部陆坡主要的沉积类型,以高分辨率三维地震、钻测井等资料为基础,通过地震资料解释和地质分析,对南海北部白云凹陷21Ma所发育的深水沉积体系进行识别、解释和预测。识别出块体搬运沉积体系、水道堤岸复合体以及朵体3类深水重力流沉积单元。块体搬运沉积体系呈杂乱反射特征,底部发育侵蚀擦痕;水道作为重力流的搬运通道,呈弱振幅U或V形特征;重力流溢流形成的堤岸呈强振幅楔形特征;水道与堤岸构成水道堤岸复合体具有典型的海鸥翼状特征;位于水道前端的朵体表现为强振幅平行—亚平行反射,在平面上具有朵状特征。块体搬运沉积体系逐渐向水道、水道堤岸复合体以及朵体演化的过程中伴随着不同流态的深水重力流之间的相互转化。综合地球物理学、沉积学以及海洋地质学等方法,对南海北部陆坡21Ma开展重力流沉积体系研究,建立深水沉积模式,对研究深水重力流沉积过程具有重要的理论意义。珠三坳陷珠三南断裂形成演化及其对沉积中心迁移的控制
摘要：应用断裂三维定量构造几何学和不同时期断裂活动多参数-走向长度关系分析方法,对珠三南断裂几何特征、形成演化、分段和连锁、活动强度的差异及其对沉积中心迁移的控制,进行较细致和定量的研究。珠三南断裂总体分3大段：东段、西段北支和西段南支,依次细分为2小段、4小段和3小段,各段几何特征和活动差异较大。早期,断裂自西向东分段延伸发育;中期,西段南支活动停止、西段北支和东段强烈差异活动下连锁;晚期,断裂自西向东分段停止活动。整个断裂体系随断裂＂弱→强→弱＂活动特征,呈＂分→合→分＂的演化状态。沉积中心随断裂活动强度差异变化表现为＂跷跷板式＂的迁移规律：古新世在文昌C凹陷的西部→始新世—渐新世早、中期在文昌A凹陷→渐新世晚期在文昌B凹陷的西部→渐新世以后不受断裂控制。火山碎屑岩储层异常高孔隙成因——以南贝尔凹陷东次凹北洼槽为例
摘要：南贝尔凹陷东次凹北洼槽铜钵庙组—南屯组发育火山碎屑岩储层,在纵向上存在5个异常高孔隙带,其深度分布范围分别为1 450～1 500m、1 560～1 775m、1 840～2 030m、2 110～2 230m、2 330～2 520m。针对上述5个异常高孔隙带,应用普通薄片、铸体薄片、铸体图像分析、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对其成因进行研究。研究结果表明：异常高孔隙的形成主要与凝灰质成分的溶蚀溶解作用有关,凝灰质成分易于发生溶蚀是形成异常高孔隙的根本原因;有机质热演化过程中产生的有机酸是溶蚀溶解作用得以进行的主要营力;有利的沉积相带空间配置关系是控制异常高孔隙带空间分布的主要因素;高岭石向绿泥石转化产生的无机酸对于异常高孔隙的形成有一定贡献。西藏比如盆地下白垩统烃源岩特征
摘要：比如盆地下白垩统多尼组以海陆过渡相沉积体系为主,发育典型三角洲相沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析,认为多尼组烃源岩累计厚度巨大,有机质类型以Ⅱ1型与Ⅲ型为主,有机质丰度较高,TOC主峰分布在0.40%～1.20%;有机质Ro主峰分布在2.00%～5.00%,处于高—过成熟演化阶段。对多尼组烃源岩热演化指标Ro偏高的原因进行探讨,初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下,中生界的褶皱、堆垛加厚,以及燕山期—喜马拉雅期岩浆、热液等方面作用引起的中生界区域变质作用与局部构造变质作用,是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出,青藏高原油气勘探与评价应注重喜马拉雅期构造演化对油气富集与保存的研究。松辽盆地火山岩岩性识别中测井数据的选择及判别方法
摘要：依照松辽盆地深层火山岩岩性分类方案中的二级分类类型,对32口有准确岩心薄片定名资料的火山岩井段测井响应特征进行了总结,根据各测井响应区间值建立一个假设随机样本,应用逐步判别分析方法,在多个测井参数中按其对岩性分类判别能力的大小进行筛选,最终选取钾、铀、光电吸收截面指数、中子及自然伽马5个具有显著判别能力的参数,并在Bayers准则下建立判别函数,选择分类效果明显的两个判别函数建立岩性识别图版,克服了测井参数引入过多对岩性识别模型的不利影响。利用上述方法对松辽盆地徐家围子断陷火山岩井段的50个资料点的实测数据进行了处理,其回判数点正确率为88%。随钻单极子声反射测井数值模拟
摘要：从随钻地质导向的实际需求出发,通过三维直角坐标时域有限差分数值模拟的方法对比了均匀地层和井旁存在地质界面时随钻环境下单极子声源激发的井孔内外声场分布特征,考察了钻铤的存在对井外辐射声场强度的影响。由于硕大钻铤的声场屏蔽效应,井旁存在地层界面时,井周8个方位上接收到的反射纵波信息具有明显差异,通过对不同方位上接收的信号做矢量计算,得到了来自井旁地层界面的反射纵波信息;通过对比不同方位上接收器接收到的反射纵波信号的强弱,还可确定地层界面的方位信息。由反射纵波幅度随源距的变化曲线可知,为了采集到反射纵波,建议随钻声波测井的测量源距控制在0～4m。数值计算结果为随钻反射声波仪器的研制和数据资料的处理提供了参考。裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型
摘要：水力压裂是提高低渗透油气藏采收率的重要技术手段,准确地预测压裂井的破裂压力是水力压裂成功实施的关键步骤。目前的破裂压力计算模型基本都是针对均质地层,对于裂缝性地层破裂压力的预测计算一直是个非常复杂的问题。受地层天然裂缝的作用和影响,在裂缝性地层射孔井中水力裂缝可能会发生3种破裂模式,分别为沿孔眼壁面岩石本体破裂、沿天然裂缝剪切破裂和沿天然裂缝张性破裂。基于弹性力学和岩石力学理论,结合天然裂缝与孔眼相交的空间位置关系,考虑水力裂缝可能发生的3种破裂模式,建立了裂缝性地层射孔井的破裂压力计算模型。实例计算表明,所建立的计算模型能用于准确计算裂缝性地层射孔井的破裂压力,同时也能用于解释裂缝性地层近井地带多裂缝形成机理。基于三维马尔可夫链模型的岩性随机模拟
摘要：应用马尔可夫链模型进行三维储层随机模拟一直是油气储层随机模拟中的难点,在二维马尔可夫链模型的基础上提出了三维马尔可夫链模型及其计算公式,解决了应用马尔可夫链进行三维储层岩性随机模拟的问题。对于水平方向岩性转移概率矩阵求取困难的问题,提出了从钻井的岩性资料出发,运用瓦尔特相律来推测其他方向岩性转移概率的方法,并推导出了利用垂直方向的转移记数矩阵求取水平方向上转移记数矩阵和转移概率矩阵的公式。在此思路下,对某地区进行岩性模拟,并与序贯指示模拟方法结果进行了对比,证明了这种方法能更准确反映砂体的空间分布特征。储层建模过程中的网格化及其地质意义
摘要：使用地质统计学工具建立储层模型时,网格化过程基本上决定了如何表征储层宏观的非均质性。在构造网格时,需要充分考虑储层的地质规律,而不能简单地对地层单元进行等单元插值细分。在构造网格过程中,需要考虑的地质因素主要有地层剥蚀、地层上超、过井断层以及小层系的划分。常规的网格包括笛卡尔正交坐标网格和非规则的三角网格,二者各具不同的优势。在强调网格化的数学表达时,数据的地质特征往往会在一定程度上被忽略。笔者从储层沉积背景与现有的储层地质数据的特殊性出发,给出了油藏建模过程中进行网格化所要考虑的必要因素,并在此基础上,完善了网格化的过程,使网格化过程与储层地质特征紧密联系在一起。高温高压气藏地层水盐析引起的储层伤害
摘要：针对高温高压气藏烃-水互溶加大,降压开采过程中近井带地层水的大量蒸发极易导致盐析产生,进而堵塞储层、降低气井产能的问题,通过室内实验进行了地层水蒸发盐析对储层物性影响研究,分析了地层水蒸发导致盐析前后岩心渗透率的降低程度。利用扫描电镜观测析出的结晶盐在孔道中的产状,通过流动孔隙结构实验研究岩心中发生盐析后孔隙分布的变化特征。结果表明：盐析致使地层孔隙度最大降幅约15%,渗透率最高降幅达83%;地层水矿化度越高,地层渗透率降低程度越大;地层原始渗透率越低,降低程度越大;不同水型的地层水,其盐析产物不同,以NaCl为主。盐析后,结晶盐填充了岩心中的小孔隙,小孔喉在岩心中的比例明显减少,渗流通道减小,有的甚至完全被堵塞;盐析对小孔径岩心所造成的影响远远大于大孔径岩心。因此,高温高压高矿化度地层水的气藏开发中必须考虑地层水的蒸发以及盐析可能造成的伤害。相态变化对气藏流体结垢的影响
摘要：采用高温、高压地层流体无机盐结垢综合测试装置,结合建立的多相平衡结垢预测模型,对实际气藏流体的无机盐结垢规律进行了研究,重点分析了气藏及井筒中不同位置处相态变化对无机盐结垢的影响。研究结果表明,地层水的蒸发及酸性气体的溶解、析出是无机盐结垢程度的主要相态影响因素。实际气藏流体的无机盐结垢情况是流体各组分相态变化和化学反应的综合结果。地层流体的相态变化及无机盐结垢规律在地层中主要受地层压力的影响,在井筒中主要受温度的影响。不考虑相态变化将导致无机盐结垢量的预测值明显偏低,且随压力降低和温度增加,预测偏差不断增大。