含气量和渗透率耦合作用对高丰度煤层气富集区的控制
摘要：煤层气的产量主要来自含煤盆地高丰度煤层气富集区，但目前对高丰度煤层气富集区形成的控制因素、形成机制与模式认识不清，制约了煤层气的勘探和工业化进程。通过对沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘和淮北地区煤层气富集区地质特征的分析，明确了煤层含气量和渗透率的耦合作用是高丰度煤层气富集区形成的机制。煤层的含气量受水动力条件和煤层顶、底板条件的影响；变质程度、构造变形和地应力是控制渗透率大小的关键因素。在结合实际地质特征和物理模拟实验的基础上，建立了2种中高煤阶高丰度煤层气富集区形成模式，即斜坡区含气量和渗透率优势叠合富集模式和脆韧性叠加带煤层气富集模式。应用定量颗粒荧光技术恢复塔中地区石炭系油气充注历史
摘要：塔中地区经历了复杂的构造演化，给油气成藏研究带来了挑战。为恢复塔中地区石炭系的油气充注历史，利用定量颗粒荧光（QGF和QGFE）技术开展了详细研究。结果表明，在TZ421井现今油水界面之下存在古油层和残余油层。前者位于-2510～-2610m，古油水界面位于-2610m，后者位于-2510～-2570m，残余油水界面位于-2570m。在TZl03井的现今气水界面之上存在古油层，位于…25552605m，古油水界面位于一2605m。结合成藏条件分析认为，TZ421井中存在厚度100m的古油层，表明晚海西期轻质油充注规模大，随后在燕山期发生两次泄漏，在喜马拉雅期天然气充注过程中形成凝析气顶。TZ103井现今凝析气层中存在厚度为50m的古油层，表明在凝析气藏形成之前，在晚海西期有轻质油充注，古油层保存较好，在喜马拉雅期天然气充注过程中形成凝析气藏。利用定量颗粒荧光技术准确地恢复了塔中地区石炭系2期油气充注过程，为油气充注历史研究提供了新的可靠证据．鄂尔多斯盆地延长组长8油层组砂体结构特征及成因机理
摘要：鄂尔多斯盆地延长组长8油层组主要发育典型的浅水三角洲沉积。在前人对物源、湖盆底形、碎屑供给能力、水体能量等沉积条件研究的基础上，通过对沉积特征的分析，长8油层组发育西南部和西北部的辫状河三角洲沉积、东北部的曲流河三角洲沉积和西部的扇三角洲沉积，分流河道砂体和水下分流河道砂体为主要的储集体类型。勘探实践证明，不同沉积体系区域其砂体储集性能存在明显差异，盆地西北部和西南部地区砂体储集性能较好，已发现了规模储量，而东北部地区砂体储集性能差，未发现规模储量，砂体结构的不同是造成其储集性能差异的主要原因。在对砂体垂向及横向解剖的基础上，通过对砂体成因机理的分析，将长8，段砂体主要划分为分流河道型和分流砂坝型2种类型。分流河道型砂体主要发育在盆地的西部地区，是在近物源、高能量、物源供给充足的条件下，河流入湖后河道的能量大于湖水的顶托作用，河道继续向前延伸，形成条带状的厚层垂向叠置砂体。分流砂坝型砂体主要发育在盆地的东北部地区，是在坡缓水浅、远物源、低能量的缓慢沉积条件下，湖水能量和河道入湖能量彼此强弱交替，形成了呈朵叶状的、单层厚度薄且不连续的砂体。鄂尔多斯盆地石炭系本溪组页岩气成藏条件及勘探潜力
摘要：近年，国外海相地层页岩气勘探开发取得的重大成果对国内陆相及海陆过渡相页岩气勘探潜力的研究带来重要影响。基于鄂尔多斯盆地石炭系本溪组富有机质泥页岩样品的有机地球化学、物性特征及等温吸附等方面测试结果的数理统计及其测井响应特征分析，对其页岩气的勘探潜力进行了研究。研究结果表明：本溪组有效泥页岩单层厚度变化较大，盆地主体部位有机碳含量一般大于1．0％，平均为2．7％，有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ。型，含少量I型和Ⅱ，型，镜质体反射率平均为1．52％，泥页岩吸附含气量平均为0．98m3／t，属于成熟高成熟阶段富有机质泥页岩，具备页岩气成藏的基本地质条件。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质含量及类型、热演化程度、含气量及埋深等因素，预测鄂尔多斯盆地本溪组页岩气有利勘探区主要位于天环坳陷西北角、陕北斜坡带东北角及盆地中南部等区域。四川盆地东北地区下寒武统海相页岩气成因：来自气体组分和碳同位素组成的启示
摘要：通过对四川盆地东北地区下寒武统海相页岩的现场解吸，获取气样并进行了组分和稳定碳同位素分析。结果表明，页岩气的甲烷含量介于96．39％～9883％，其他组分含量较少；各组分相对含量随着解吸时间和累积解吸气量呈现规律性变化，该变化规律可能为泥页岩对不同气体吸附能力的差异所致。页岩气甲烷稳定碳同位素组成（δ13C1）在-32．20％o～-29．50％。之间，乙烷稳定碳同位素组成（δ13C1）介于-3770％。～-36．60％。所有气样均有813C1〉δ13C2的“逆序”特点，这可能是在高成熟阶段，液态烃裂解气与早期生成的干酪根裂解气混舍怍用所致。随解吸时间增加，δ13C1约有2．3％。的分馏，这可能与气体在解吸过程中的扩散作用有关。川西南地区中二叠统热液白云岩特征及勘探思路
摘要：热液白云石化可形成优质白云岩储层。通过岩石矿物学观察、地球化学分析以及地震资料解释，四川盆地西南地区中二叠统栖霞组茅口组广泛发育的砂糖状白云岩为热液白云石化成因，具有如下特征：①白云岩出现频率较高。单层厚度较大，宿主灰岩主要为生屑灰岩和生屑泥晶灰岩；②中粗晶白云岩发育残余生屑结构，生屑溶蚀后部分被自生石英和鞍形白云石充填，孔隙类型主要为晶问孔和溶蚀孔，平均孔隙度为6％～10％；③基质白云岩包裹体均一温度明显高于白云石化作用时的地层温度，具有偏负的δ18O值、高的87Sr／86Sr比值以及明显的正Eu异常；④白云岩产出井附近发育基底断裂，且在对应的地震剖面上见“下凹”反射特征。在紧邻基底断裂带，热液白云石化作用强，白云岩储层厚度大，横向连续性好，适合构造圈闭勘探；在远离基底断裂带，热液白云石化作用弱，白云岩储层厚度较小，横向连续性较差，适合岩性构造圈闭勘探。南海北部琼东南盆地中央峡谷体系沉积演化
摘要：基于琼东南盆地二维和三维地震资料，对中央峡谷体系的形态特征和内部充填结构进行了描述和解剖，指出中央峡谷体系的“分段性”和“多期次性”特征。通过对该大型轴向峡谷体系在不同部位和不同演化阶段的差异性对比，结合晚中新世以来琢东南盆地构造沉积条件的变化，将琼东南盆地中央峡谷体系的沉积演化划分为4个阶段，分别是晚中新世的峡谷蕴育阶段、上新世早期峡谷的侵蚀-充填阶段、上新世晚期峡谷的平静充填阶段和更新世以来峡谷的“回春”阶段。研究表明，晚中新世早期（11.6Ma）盆地东部的区域性构造变革事件促使了峡谷雏形的形成；上新世早期西北部和北部充足的沉积物供给、南部隆起的遮挡和东部地貌特征等因素控制了中央峡谷体系自西向东的发育，并将该峡谷限制在琼东南盆地的中央坳陷带内；上新世晚期沉积条件的变化，导致峡谷只在盆地东部发育；更新世以来的气候因素和盆地东部的地貌特征共同控制了中央峡谷体系在更新世的“再次繁盛”。陆相盆地重质油成因类型及其稠变序列——以二连盆地为例
摘要：应用二连盆地重质油物性和地球化学分析资料，结合其他盆地重质油典型实例，系统阐述了重质油形成的主控因素。研究表明，重质油成因类型可分为原生重质油和次生重质油，前者来自有机质在热演化过程中所生成的未熟低熟油，后者则是石油（常规油或普通重质油）进入储层聚集成藏后，由于保存条件差异，受各种稠变作用形成的高密度、高黏度重质油。重质油形成所经历的稠变作用主要包括生物降解、水洗、氧化、裂解致稠和运移一聚集分异等作用。在石油运移、聚集和保存阶段，上述多种稠变因素总是交织、叠加在一起，只有在某些特定地质环境下，单个稠变因素才表现得相对突出。多数盆地或地区重质油的形成以生物降解占主导作用，其次为氧化、水洗、裂解致稠以及运移一聚集分异等作用。基于二连盆地及其他盆地重质油黏度数据分析，归纳出重质油的稠变序列为，低成熟重质油（黏度100~500mPa·s）、未成熟重质油（黏度5001000mPa·s）、轻度生物降解重质油（黏度8002000mPa·s）、中度生物降解重质油（黏度2000~20000mPa·s）、重度生物降解重质油（黏度20000100000mPa·s）、超重度生物降解重质油（黏度大于100000mPa·s）。其中，轻度生物降解重质油为普通重质油；中度生物降解重质油达到普通重质油特重质油；重度生物降解重质油为特重质油；超重度生物降解重质油为超重质油。中国煤层气地面井中长期生产规模的情景预测
摘要：采用情景分析这一基本方法分析了影响煤层气产业发展的情景因素，认为中国煤层气产业发展规模呈国家需求与技术进步双要素单向增长趋势，存在较低规模、基准规模、跨越规模3类可能的基本情景。根据中国煤层气产业发展现状并参考美国煤层气产业发展历史，进一步筛选出单井产量、钻井总数、投产井比例3个关键要素，对今后20年期间中国煤层气地面井产量进行了情景设计和模拟分析。研究认为，在技术较大进步情景下，未来4个五年计划末期的全国地面井产量规模可能分别为113×10sm3、252×10μm3、452×10μm3和624X10μm3。这种情景的实现，需要在现有基础上进一步强化国家产业政策的扶持，提高煤层气井增产技术进步的速度，加大煤层气基地产能建设的力度。石油地震储层研究及应用——以塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩为例
摘要：石油地震储层研究是随着地震勘探技术和储层地质的不断发展而出现的一种综合研究方法。结合储层地质和地球物理勘探技术最新动态，进一步定义了石油地震储层研究的概念，厘定了其研究思路、核心内容与技术方法体系。认为岩石地球物理实验是石油地震储层研究的基础，而储层地质研究、储层地球物理模拟与方法实验、储层地震地质解译及表征和储层综合评价与建模则是石油地震储层研究的4个基本研究步骤，简称为“四步法”，并提出了测井分析技术、岩石地球物理模拟实验技术、储县地震预测、流体预测、储层建模和三维可视化是石油地震储层研究的6项关键技术。将石油地震储层研究“四步法”应用于塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩储层研究中，实现了碳酸盐岩缝洞体定量化三维空间表征与建模。有效提高了油气勘探与开发的成功率。基于地震子波衰减谱的碳酸盐岩烃类检测方法
摘要：针对碳酸盐岩储层，根据含油气地层对地震波高频成分吸收增强、吸收系数增大的原理。提出了基于地震子波衰减谱的烃类检测技术。该技术在对地震资料进行去噪的基础上，应用复倒谱匹配法分别求取目的层上、下沿层时窗内的地震子波谱，进而求取上下时窗地震子波衰减谱。通过衰减谱进行碳酸盐岩储层烃类检测。在Y2井区碳酸盐岩储层的实际应用中，与基于目的层的烃类检测技术相比较，该技术敏感性较高，能够有效地预测碳酸盐岩储层的油气分布，对井位部署和油气增储上产具有指导作用。南海沉积物天然气水合物饱和度与电阻率的关系
摘要：在天然气水合物勘探中，阿尔奇公式是由电阻率测井数据估算沉积层含水合物饱和度的基本公式，是对含油（气）岩心进行实验总结出的规律。但是对于水合物填充于多孔介质孔隙的沉积物，其电阻率与沉积物的物性以及水合物在孔隙的微观分布状态有关，可能存在一定的非阿尔奇现象，因此采用电阻率估算饱和度需要进行一定的校正。采用交流电桥法测量了3．5％盐水饱和的南海沉积物以及水合物在水饱和的沉积物中形成过程中的电阻率数据。水合物形成过程中其电阻率随着含水合物饱和度的增大而增大，尤其在低水合物饱和度（sn〈22％），其电阻率随着水合物的生成异常增大，含水合物沉积物的电阻率由水饱和的1．667Ω·m增大到含水合物饱和度为45％的2．661n·rn。对于含水合物的沉积物，其双对数坐标系的电阻率增大指数和含水饱和度并不是阿尔奇公式所描述的直线关系，其饱和度指数n不是定值1．9386，而随水饱和度S。的增加而增加。当54．8％〈S。〈78．6％时，n小于1．9386；当Sw〉78．6％时，n大于1．9386。聚合物驱阶段提高采收率预测模型的建立与应用
摘要：为了预测聚合物驱开发指标，根据实际生产数据，综合应用驱替特征曲线和经验回归方法，建立了聚合物用量与提高采收率变化规律的预测模型。并对A油田39个一类油层和二类油层聚合物驱区块进行拟合和预测，计算结果表明：在半对数坐标系下，聚合物用量与提高呆收率成线性关系；在聚合物驱的含水稳定阶段与含水回升阶段，该方法预测精确度较高，提高采收率绝对误差为0．01％～0．58％，相对误差为009％～6．24％。该预测模型能够应用于聚合物驱的长远规划与年度规划，也可用于聚合物驱开发调整措施效果评价和确定单井组转后续水驱时机。中国石油学会2013年工作会议在南京召开
摘要：2013年4月1-2日，中国石油学会2013年工作会议在南京隆重召开。中国石油学会理事长曾玉康、副理事长周抚生、副秘书长钱基以及中国石油江苏销售分公司总经理王力军出席了会议；学会秘书处，各分会、专业委员会、工作委员会，各省、市、自治区石油学会的95名代表参加了会议。接枝丙烯酰胺共聚物在水溶液中的缔合与黏弹行为
摘要：采用荧光探针研究了丙烯酰胺（AM）／4乙烯苄基辛基酚聚氧乙烯（18）醚（VE）／2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸钠（NaAMPs）接枝共聚物（PAE）在水溶液中的疏水缔合作用，揭示了聚合物水溶液的超分子缔合结构与黏弹性能的相互关系。结果表明，在纯水和盐水溶液中，当聚合物浓度不高于0．1g／1．时，PAE主要以伸展的单分子链存在。随着PAE浓度的增加，分子间疏水缔合作用明显增强，疏水微区的非极性和尺寸均显著增加；当PAE浓度高于2g／L时，缔合微结构的尺寸虽然增加，但其微区的非极性变化很小。当其浓度高于15g／i．时，由于缔合结构的形成，PAE在角频率005～50rad／s范围内，PAE在纯水和盐水溶液中均主要表现为弹性行为。页岩气储层可压裂性评价技术
摘要：从页岩气储层岩石的脆性指数、断裂韧性、岩石力学特性3个方面，对中国页岩气储层可压裂性评价技术进行了研究。根据弹性模量与泊松比的分布范围，建立了适用于四川盆地下志留统龙马溪组页岩的脆性指数预测模型；总结了室内实验测定和利用测井数据计算页岩储层I型、Ⅱ型断裂韧性的计算方法；初步建立了以弹性模量E、泊松比m单轴抗拉强度s。三项岩石力学参数为自变量，可压裂指数F。为因变量的可压裂性评价方法；绘制了可压裂指数立体图版，据此评价页岩气储层压裂的难易程度，弹性模量值越高，泊松比和抗拉强度值越低，则F。值越高，反映储层越容易被压裂。根据地震测井和垂直地震剖面（VSP）等资料，结合室内实验校正，获取整个储层的岩石力学参数后，可以计算任意处的可压裂指数，建立储层可压裂性立体分布图。射孔完井参数对试井理论曲线的影响
摘要：射孔完井是石油天然气开采过程中最常用的完井方式之一。对于确定的油气储层，完井方式决定了单井产能大小。一般常用二维裸眼井模型来进行射孔井的试井资料解释及单井产能的确定，但这种方法分析的结果可能存在较大的误差。因此根据射孔完井的特征以及储层渗透率各向异性特征，建立了一种适合于射孔井的三维数值试井模型。利用三维有限元数值方法求解该模型，获得了射孔井的试井理论曲线和压力分布场。通过分析试井理论曲线的特征及压力分布场中的流体三维流动特征，明确了试井理论曲线的6个流动阶段：井筒储存阶段；第一过渡阶段；早期局部径向流阶段；第二过渡阶段；系统径向流阶段；外边界作用阶段。其中，围绕射孔的早期局部径向流阶段是该类井的主要特征。分析了射孔完井参数射孔密度、射孔长度、射孔相位角以及渗透率各向异性等因素对试井理论曲线的影响，为射孔完井设计以及射孔井的试井分析提供理论指导。射孔井的总表皮系数计算结果表明，在一定参数条件下，射孔井可以成为超完善井，深度射孔是提高产量较有效的手段。微生物驱产出液群落结构与现场生产动态的关系
摘要：利用末端标记限制性片段长度多态性（TRFLP）技术，对胜利油田微生物驱油先导试验现场的油藏微生物群落结构进行了跟踪分析。监测数据包括试验区的注入水和4口受效油井。通过多样性指数计算和聚类分析，在时问上和空间上分别比较了油井产出液的微生物群落结构，并且重点分析了其与油井生产动态的关系。结果表明，不同油井、不同时间的群落结构相似性高度一致。这种相似性与油藏代谢产物乙酸变化的一致性说明：微生物群落分析能够很好地反映油藏微生物变化的真实情况；微生物驱油工艺的实施能够促进内源微生物群落多样性的改变。油藏微生物多样性与油井产量在整体上呈负相关。微生物群落结构分析为微生物驱油现场油井受效评价提供了潜在的依据。