普光大型气田的发现为我国深层海相碳酸盐岩的勘探提供了重要参考.普光气田发现了目前国内最好的深部白云岩储层,储层不仅厚度大,分布范围广,而且次生孔隙也异常发育.研究认为,普光气藏的油气充注时间早、埋藏深、有机质热演化程度高,烃(油气)-岩(碳酸盐岩储层)-水相互作用的时间长.该地区次生孔隙的发育受多期次成岩作用的影响,成因机理复杂.通过对普光气田长兴组-飞仙关组沉积环境、沉积相带和储层孔隙特征的研究,认为普光优质白云岩储层的形成是发育在有利沉积相带的基础上,受表生溶蚀、埋藏溶蚀、超压作用和构造运动等多种因素共同作用的结果,其中TSR对储层的埋藏溶蚀作用和有机质热演化形成的超压作用对长兴组-飞仙关组次生孔隙发育的具有重要的影响. 更多还原
在对四川盆地东北部宣汉县渡口镇羊鼓洞二叠系剖面详细研究的基础上,结合测井、地震等资料,对四川盆地东北部二叠系沉积相进行了分析,识别出了滨岸沼泽相、台地蒸发岩相、局限台地相、开阔台地相、台地边缘生物礁滩相、碳酸盐岩缓坡相和台盆相等7种沉积相带。指出二叠纪研究区发育下二叠统梁山组沉积期、栖霞组—茅口组沉积期和上二叠统吴家坪组—长兴组沉积期3次大的海侵—海退沉积旋回。在沉积演化和古地理分布研究的基础上,建立了研究区碳酸盐岩的沉积演化模式。
长岭断陷是松辽盆地最主要高含油气区域，目前发现的天然气控制储量超过2 000亿m3。从长岭断陷高含天然气的地球化学特征入手，通过对储层包裹体中气体的组成和碳同位素的分析，并结合区域地质和构造历史的研究指出：长岭断陷的CO2为无机幔源成因，目前已知的CO2气藏成藏时间是在新生代晚期，而不可能是营城组火山岩在后期缓慢脱气形成；储层中不发育包裹体的原因有2个，一是CO2的充注速度快，包裹体来不及生长,二是在CO2充注以前，储层已经被烃类气体所饱和，缺水的储层地质环境，不适宜包裹体的形成。
DB1气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带西段，天然气储量规模超过千亿立方米。该气田构造地质条件复杂，地表为山体和砾石堆积区，地下发育膏盐层，盐上以断层传播褶皱为主，盐下发育断层转折褶皱。认为DB1构造是由受断裂控制的复杂断块组成，断裂既影响储层发育，是连通烃源岩与储层的通道和油气聚集的控制因素；又控制断块形态及油气分布，直接决定了油气的保存与破坏。研究断裂的展布规律是明确气藏特征与规模的关键。
大民屯凹陷是在前古近系基底上发育的一个新生代富油气凹陷，截止2007年底已探明石油地质储量3.2亿t，其古近系是重要勘探目的层和产层。根据凹陷的构造演化史与地层、沉积发育特征，利用钻井取心、岩屑录井、测井和高分辨率的三维地震资料，将凹陷古近系划分为2个二级层序、7个三级层序。通过精确的速度分析及井震结合，建立了全凹陷古近系等时层序地层格架，并对层序发育的主控因素进行了探讨，认为构造沉降、沉积物供应、湖平面变化与气候等因素共同控制了大民屯凹陷层序的形成，其中构造沉降对层序形成起主要控制作用。高精度层序地层划分与等时格架建立对大民屯凹陷岩性油气藏研究与勘探具有十分重要的指导意义。
准噶尔盆地西北缘三叠系是我国西部的重要油气产层,由于构造运动强烈、构造样式复杂,其沉积相类型主要以各类山前扇体、辫状河和辫状河三角洲为主；由于各沉积体发育期次、叠置样式复杂多样,对其优质储层展布规律的研究难度非常大。分析总结了三叠系储层的成岩作用类型及特征,认为克百地区三叠系成岩作用主要以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主。通过计算视压实率、视胶结率和视溶蚀孔隙度定量地划分了成岩相,并分析了各类成岩相的分布特征。利用优选出的有利成岩相分布区预测了优质储层的分布范围。
孔隙流体包含有油气成藏的重要信息。通过对独山子背斜沙湾组原油地球化学特征分析,推测油气主要来源于中下侏罗统湖相泥岩；根据地层水资料,在垂向上,沙湾组上部砂体连通性较下部好,在平面上,砂体展布主要受沉积相带控制。综合分析了独山子背斜油气成藏规律,来自于中下侏罗统的油气通过独山子断裂向上运移至沙湾组,被上部塔西河组泥岩封盖而聚集成藏,油气成藏主要受油源分布和砂体发育程度控制。还分析了开发区内剩余油可能的分布及其剩余油气资源潜力和勘探目标,提出了独山子背斜进一步油气勘探的方向。
在铸体薄片鉴定、粒度分析、压汞曲线及物性分析统计的基础上，对鄂尔多斯盆地山２段砂岩储层的孔隙类型、孔隙结构等微观特征进行了深入分析,结果表明:山2段储集空间主要为粒间溶孔、原生残余粒间孔、岩屑粒内溶孔、杂基溶孔和高岭石晶间孔，局部发育微裂隙；渗透率随孔隙度的增大而增大，而孔隙度和渗透率的大小又与砂岩的孔隙结构有关。根据砂岩的压汞参数及物性特征，划分出4类储层：Ⅰ类——优质储层,主要发育粒间溶孔，具有较好的颗粒支撑，孔隙连通性好；Ⅱ类——较好储层，其储集空间为粒间溶孔—粒内溶孔—高岭石晶间孔组合；Ⅲ类——较差储层,主要发育残余粒间孔—高岭石晶间孔组合；Ⅳ类——差储层,仅发育孤立微孔。指出粗粒结构与含砾支撑结构的石英砂岩储层物性较好；含砾支撑结构储层具有双众数粒度分布特征，有利于孔隙水的流动，促进填隙物溶蚀和粒间溶孔的形成，使得储层的渗透率得到提高。
自20世纪60年代初在莺—琼盆地开展油气勘探以来，迄今为止从中已发现了一批天然气田和含油气构造，探明和预测天然气资源量逾1万亿 m3以上，但目前该区总体油气勘探程度并不高，油气勘探领域及有利勘探方向尚不明确。在以往研究基础上，根据盆地不同区域油气运聚成藏条件，分区带对其油气资源前景及有利勘探方向进行了深入剖析，明确提出了莺歌海盆地中深层和琼东南盆地南部陆坡深水区是该区极具油气资源潜力的新领域，同时亦是勘探与研究的薄弱区，应集中优势力量深入研究。
非洲南部某深水区主要目的层段为中—上中新统碎屑岩沉积，推测古水深约为2 000 m，为典型的深水沉积，主要发育朵体和水道2类储集砂体，其中朵体在井上表现为厚层块状砂岩，平面上呈朵状展布，而水道在井上则表现为薄的砂泥岩互层，平面上呈不同弯曲度的线状展布。近年来在该地区所发现的油气均主要分布于这2类储集砂体之中，这2类储集砂体是最主要的油气富集及勘探目的层段，指出研究区为高孔、高渗储集层，物性较好，而且朵体物性好于水道。
目前，蜀南西南地区已成为四川盆地勘探的热点和重点地区之一。根据实测和收集的烃源岩数据，从有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度以及生烃强度等参数对区内海相烃源岩进行了评价。认为区内烃源岩主要发育在下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、二叠系阳新统以及下三叠统嘉陵江组，其中以泥岩为主；烃源岩有机碳含量高；有机质类型好，干酪根以Ⅰ—Ⅱ1型为主；成熟度较高，现今处于高成熟—过成熟阶段，以产气为主；下寒武统、下志留统烃源岩条件最好,是该区主力烃源层系，平均生烃强度分别为63×10 8 m 3/km 2、44.5×108 m 3/km。
由于柴达木盆地西部北区第三系的烃源岩属不纯泥岩，具有强烈的非均质性，因此目前对该区烃源岩的认识和评价结果尚存争议，同时，柴西北区的油源也是人们争论的焦点。针对这一情况，首先划分出有效的烃源岩，再对其进行综合评价，这比直接采用参数的平均值更为科学。据此发现研究区的主力烃源岩层位是N12和E23，最重要的生油区域位于小梁山—南翼山—油泉子一带。根据油源对比结果，认为柴西北区的原油并非来自茫崖凹陷，而是来自本区的N12和E23烃源岩，原油以自生自储和短距离的垂向、侧向运移为主，这是因为研究区缺乏油气长距离运移的地质条件；小梁山凹陷及其周缘不管是深层还是浅层，均是本区的一个重要的生油中心；这一研究结果可为今后的勘探指明方向。
在系统分析柴达木盆地西部南区第三系大量岩心和岩屑样品的基础上,确定了该区有效烃源岩有机碳含量下限值为0.4%,并依此厘定了红狮凹陷、扎哈泉凹陷和狮子沟地区E23和E13上部应为柴西南区第三系有效烃源岩。同时还选取了24块上述有效烃源岩进行了抽提物的饱和烃生物标志物分析,针对其典型的咸水湖相沉积环境进行了烃源岩的地球化学特征研究。结果表明:柴西南区第三系烃源岩总体呈现正构烷烃的偶奇优势,Pr/Ph<0.6,较高伽玛蜡烷和升藿烷的翘尾巴特征,但不同地区与凹陷的上述特征略有差异;Pr/Ph 、C35藿烷/C3藿烷与伽玛蜡烷/C30藿烷等一系列沉积环境参数指标的差异揭示出扎哈泉凹陷第三系烃源岩自成一体,特征迥异,应该处于微咸水—弱还原沉积环境,而红狮凹陷、跃进地区和狮子沟地区第三系烃源岩处于高盐度—强还原沉积环境,只是狮子沟地区相对较弱一些。认为柴西南区2类差异较大的第三系烃源岩分布区域特征可能预示柴西南区的原油也存在2类,因而在该区可能存在2大独立的油气系统。
柴达木盆地三湖地区的天然气区是目前我国发现的最大生物气区。系统采集了该区涩北一号气田、涩北二号气田和台南气田不同气层组的35个天然气样和11个地层水样，进行了天然气组分和碳、氢同位素分析，同时对地层水的氢、氧同位素也进行了分析。结果表明：天然气组分以甲烷为主，CH4>99%，C2+<0.15%,干燥系数为0.999；气体同位素组成特征为－68.6‰＜δ13， C1＜－63.9‰, －50.6‰＜δ13，C2＜－40.7‰, －36.2‰＜δ13，C3＜－31.9‰，－234.7‰＜δD1＜－214‰；δ13 C1与δD1关系图和δD H 2O与δD1关系式都显示出三湖地区生物甲烷形成途径以CO2还原为主。认为三湖地区生物气中重烃与该盆地热成因重烃地球化学特征明显不同，其重烃成因复杂，可能为生物成因和低温热成因共同作用的结果。
定量评价盆地的烃源岩生烃潜力是油气勘探中首先要解决的问题。银根—额济纳旗盆地天草凹陷发育多套烃源岩，但究竟哪一套地层是主要烃源岩尚不清楚，也未见对其烃源岩生烃潜力评价的报道。以天草凹陷天2井暗色泥岩为研究对象，采用多项有机质丰度、类型和成熟度指标定量或定性刻画了暗色泥岩的生烃潜力特征，结果揭示：下白垩统巴音戈壁组下段烃源岩有机质丰度最高，热演化处于成熟阶段，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，应为天草凹陷的主力烃源岩；下白垩统苏红图组有机质丰度较高，有机质类型为Ⅱ2型，但其烃源岩成熟度不高，为天草凹陷的次要烃源岩；石炭系和侏罗系烃源岩虽有机碳含量高，但生烃潜量值低，有机质类型为Ⅲ型，现今R O>3.0%，处于过成熟阶段，属枯竭的烃源岩。
渤海辽东湾海域JZ25油气藏油气主要来自于辽西凹陷古近系沙河街组三段烃源岩。通过对沙河街组三段砂岩储层中的有机包裹体研究认为,该地区经历了2期油气充注:第1期发生于石英次生加大作用之前,有机包裹体主要分布于石英碎屑颗粒的微裂缝之中,以液态烃相包裹体为主,但丰度低、成熟度低,对油气成藏贡献小；第2期发生于石英次生加大作用之后,有机包裹体主要分布于沿切割石英碎屑颗粒及其次生加大边的微裂缝面或长石颗粒的溶蚀孔隙中,丰度高,是JZ25油气藏的主要形成时期。根据均一温度测试结果,结合沉积埋藏史和地温史综合分析认为,JZ25油气藏的主要形成时期为古近纪末期和新近纪初期,距今约23～21Ma。
腾格尔组和阿尔善组是二连盆地巴音都兰凹陷主要的生烃层位。对巴72×井烃源岩评价表明，阿尔善组和腾格尔组烃源岩有机质丰度整体达到中等—好级别，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型和Ⅱ1—Ⅱ2型为主，但烃源岩成熟度不高，整体处于未成熟—低成熟热演化阶段。原油色谱—质谱图和生标参数对比均表明，阿尔善组原油主要来源于该组烃源岩，为该组自生油气。
采用开放体系下进行的全岩热模拟实验，对塔里木盆地哈2井三叠系的黑色泥岩开展了产气率变化特征的研究，并结合成熟度及其显微组分的变化，探讨了烃源岩的生排烃过程。模拟实验结果表明：加温在400℃以前，R O值低于0.8%，累积产气率仅1.04 mL/g，所产烃气仅占总产气率的8.2%；加温到600℃时，累积产气率达9.23 mL/g，占总产气率的72.7%;生烃高峰在500～600℃之间，此时阶段产气率为6.23 mL/g，占总产气率的49.1%，大致相当于R O值为1.24%～1.78%，此阶段所生烃气约占总产气率的一半;700℃以后镜质组等腐殖组分仍可生成相当数量烃气，但已进入干气阶段，大量生烃阶段基本结束。
分别将蒙脱石、伊利石、高岭石和硫酸锰与干酪根充分混合后,在高压反应釜进行了压力为100 MPa、200 MPa的热解,并将热解产物在Wasson\|ECE Agilent 6890气相色谱仪中进行了分析,结果表明：粘土矿物和无机盐在干酪根的热解生烃过程中具有不同的影响,其中,高岭石对气态烃的生成有一定的促进作用,而硫酸锰、伊利石、蒙脱石则表现为抑制生烃的作用；压力能提高粘土矿物和无机盐的催化活性,表现为高压增加了气态烃的产率，当压力增加到200 MPa时,蒙脱石的催化能力提高最为明显,而高岭石的则最小。认为压力对粘土矿物催化生烃的影响是由于矿物质本身结构的差异和压力对各矿物结构作用的强弱所造成。
吐哈油区三塘湖油田牛圈湖区头屯河组砂岩储层主要为岩屑砂岩，平均孔隙度为19.7%，平均渗透率为77.9×10-3 μm2；孔隙类型主要以粒间孔为主，粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔次之，碳酸盐溶孔和杂基溶孔很少。通过铸体薄片、扫描电镜、常规高压压汞、恒速压汞等实验手段认识到，研究区砂岩储层的微观孔隙结构复杂，非均质性较强，注水开发水驱油效率差；这主要是由储层的微观非均质性较强所致。
以大港油区板北地区为例对重力流沉积油藏沉积和砂体分布特征以及储层非均质性进行了研究，并结合油藏注采方式研究，总结了该类油藏剩余油分布规律和开发潜力，同时针对油藏剩余油的分布特点及其受控因素进一步研究提出了切实可行的油藏挖潜开发对策，实践表明，所提开发策略可明显改善油藏开发效果，提高非均质油藏最终采收率。
针对渤海湾盆地胜坨油田高含水开发后期剩余油分布复杂、认识难度大、措施效果逐渐变差等突出问题，根据沉积学、层序地层学理论和取心井及测井曲线，采用岩性和岩相相结合的方法进行韵律层细分、沉积微相研究，搞清了影响剩余油分布的主要地质因素为韵律层物性变化,明确了韵律层间夹层分布状况。在精细描述韵律层以及夹层的基础上实施了韵律层的井网重组，取得了很好的调整效果。
在稳态条件下推导了考虑油、气、水三相流动区及油、气、水、硫四相相态变化影响的气井流入动态模型,建立了气井井筒动态预测模型、井筒携固模型、井筒携液模型。结合地层流入、井筒流出、井筒携液、井筒携固等模型，提出了更为综合、全面的气井生产动态预测方法，并进行了实例计算，结果表明，该方法能更好地进行考虑凝析水、元素硫多相流体复杂相态变化影响的气井生产系统敏感参数分析，指导该类气井实现最优化生产，具有理论和实际意义。
为了开发利用天然气水合物资源，需要深入了解多孔介质中天然气水合物的分解规律。对国内外近几年有关多孔介质中气体水合物的分解方法如热激法、降压法、注化学剂法、二氧化碳置换法等进行了综述，指出了各种方法的优缺点，并总结了水合物分解模型的研究进展，同时提出了关于多孔介质中水合物分解研究方向的建议。
针对冰颗粒粒径对甲烷水合物自保护效应的影响问题，开展了6种冰颗粒粒径和2个温度条件下的甲烷水合物分解实验，分析了不同粒径的冰颗粒对甲烷水合物分解气体体积、分解速率及对甲烷水合物自保护效应的影响。结果表明，冰颗粒的大小对甲烷水合物的分解有明显的影响，甲烷水合物分解速率和体积与冰粒径成反比，冰颗粒越小，甲烷水合物分解速率越大，这一特征在甲烷水合物的分解初期表现得尤为显著；较大冰颗粒所形成的甲烷水合物具有更强的自保护效应。
甘公网安备 62010202000678号
