在岩心描述的基础上，通过对薄片观察、阴极发光、扫描电镜、X射线衍射等分析化验资料的研究，对巴彦浩特盆地石炭系储层的岩性特征、成岩作用和成岩演化历史进行了探讨,认为该盆地石炭系存在砂岩和碳酸盐岩2类储集层，砂岩储集层在经历了机械压实和早期胶结（丧失大部分原生孔隙）→溶解（形成次生孔隙或扩大残余原始粒间孔）→晚期再胶结（丧失部分次生孔隙和残余原始粒间孔）→含铁矿物的褐铁矿化（进一步丧失孔隙和残余原始粒间孔）→残余原始粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、微孔隙和微裂隙（现存孔隙）成岩和孔隙演化后处于早成岩B期和晚成岩A、B期，其以次生溶蚀孔隙为主，孔隙类型复杂，物性普遍较差，但差中有好;碳酸盐泥经历了2种成岩演化：一是机械压实、胶结作用形成泥、粉晶生物碎屑灰岩，再经溶解、胶结、重结晶作用，使之局部白云岩化；二是机械压实、胶结作用形成含陆源碎屑、内碎屑、生物碎屑、泥—粉晶颗粒灰岩，再经溶解、胶结、重结晶作用，使之局部白云岩化,之后处于浅—中埋藏阶段和深埋藏阶段，其孔隙普遍较少，物性差，个别层段发育溶洞。
通过对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷胜坨地区勘探成果和地质资料进行系统综合分析，并应用油气地质新理论和新方法，研究了该区构造演化史、沉积史与油气运移的有机联系，发现主干边界断层及其上盘主要同向调节断层的相对陡倾斜部位，往往是构造岩性圈闭相对发育的部位，而相对缓倾斜部位多是构造圈闭相对发育的部位；砂体展布及物性特征对油气运移与储集有着重要控制作用,沙二段和沙三段的砂体厚度大、分布范围广，并且直接与烃源岩相接触，是良好的油气运移通道或聚集场所，而沙四段厚砂体基本上都分布在凹陷的边缘，但是也与烃源岩相接触，也是油气运移的通道和场所；研究区水下扇及浊积扇砂体本身就处在生油岩的包围之中，因上下被生油岩夹持，油气可以直接进入砂岩体成藏；生油洼陷深部的超压环境为油气运移提供了充足的动力，油气生成后在油源断层、优质砂体以及不整合面组成的输导系统内分别向浅部和侧向运移形成各类油气藏，运移过程中又受次级断层和层内砂岩非均质性的影响，使其运移路径复杂化。
利用东濮凹陷桥口地区的地质、测井和化验分析资料，从沉积微相、成岩作用、岩石结构等多方面入手，对其储层物性特征和控制因素进行了研究，指出桥口深层气藏湖底扇中扇辫状水道砂体物性较好，为有利储集层；该储层孔隙类型以次生溶蚀粒间孔隙为主，岩石粒度较细、分选中—差、以点—线接触为主；片状或弯片状喉道所占份额较大，造成储层低孔低渗；受溶蚀和交代作用的影响，部分层位次生孔隙发育，深层中也存在物性较好的储层。
采用二维物理模型对辽东东地区石油运移和聚集进行了实验研究，结果证实：①断层带的石油运移方式对石油运移路径产生了重要的影响；②3套不整合面在不同充注方式下对石油的输导作用不同，馆陶组下段和东营组之间的不整合面（不整合面1）在2种充注方式下对石油都起到输导作用，东营组与沙河街组之间的不整合面（不整合面2）和沙河街组沙二段与沙河街组沙四段之间的不整合面（不整合面3）仅在幕式充注情况下对石油的运移起到侧向输导作用；③东营组砂体最终能否成藏，取决于砂体与其他输导体的匹配关系，其中与油源断层相沟通且尖灭的砂体最有利于形成岩性油藏。
近年来的勘探实践证明，我国陆相断陷盆地的陡坡带具有砂体沉积类型多、纵向含油气层系多、富集高产油藏多等诸多有利的成藏因素，但受构造活动强烈、地形坡度陡、沉积物源近、相带变化快等因素的影响，对陡坡带沉积相类型及其分布的描述难度往往要高于盆地内的其他地区。综合应用钻井、岩心、测井、地震及各种化验分析资料，在东营凹陷民丰地区沙三段、沙四段识别出近岸水下扇、扇三角洲、河流三角洲、陡坡深水浊积扇、坡移浊积扇等若干种与油气勘探密切相关的沉积相类型。结合古构造、古气候、基准面旋回变化等，分析了沙四段—沙三段主要沉积相的沉积演化与分布特征，旨在对类似地区的油气勘探有所裨益。
保山盆地新近系羊邑组和南林组属于湖泊—扇三角洲沉积体系，暗灰色泥质烃源岩厚度为700~1 000 m，烃源岩有机质类型主要为混合型，含少量腐殖型，热演化程度处于未成熟阶段。根据生物气的形成条件和烃源岩的分布特征，在应用有机碳产烃率法分别计算了羊二段、羊三段和羊四段—南林组产气强度的基础上，采用排、聚系数法估算出生物气的总资源量为21×108m3。根据生物气对成藏特征的分析，指出有利探区为盆地西部摆宴屯次凹。
根据134口井的岩石学、物性等资料，较系统地描述了四川盆地上三叠统须家河组砂岩储层特征及其主要影响因素：该组发育须二段、须四段和须六段3套厚层砂岩，岩石类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石石英砂岩、长石石英砂岩为主，以岩屑长石砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩为辅，其岩石组份随物源的变化而变化，从须二段到须六段岩石中岩屑含量逐渐增多，其中长石岩屑砂岩为富气岩石类型；砂岩剩余原生粒间孔、粒间及粒内溶孔为主要储集空间，杂基孔和微裂缝为次要储集空间，剩余原生孔隙的发育程度决定了储层的基本储集性质，次生孔隙的发育决定了优质储层的发育；储层致密主要是由早期压实和晚期胶结作用造成，而溶蚀作用和绿泥石衬边则起到增大和保护孔隙的作用，为有利的成岩作用。
松辽盆地长岭断陷长深1号气田蕴含着丰富的天然气资源，其中有超过70%的储量位于火山岩储层中，具有岩性复杂、孔洞缝特征各异、有利区带预测困难等特点。为此，开展了岩心观察、岩屑和铸体薄片分析、ECS成分识别以及FMI岩石结构和构造解释研究，识别出火山熔岩和火山碎屑岩2大类共8种火山岩岩性和气孔、溶孔、粒间孔、构造缝、溶蚀缝、炸裂缝等13种主要储集空间类型。通过孔洞缝成因机制分析和组合特征研究，基本搞清了自碎角砾化熔岩、气孔流纹岩等主要岩性的孔洞缝发育特点及演化历史，最终建立了火山岩储渗模式，为储层预测和寻找有利勘探区带提供了参考。
CO2碳同位素等地球化学特征显示，松辽盆地南部多处发现的高含量CO2气藏属于无机成因天然气。通过对盆地深部壳幔结构、深部热异常分布及长岭断陷火山活动等的综合研究，认为：松辽盆地深部热流异常的分布区是幔源气体的源头，而中上地壳的低速高导体是把地幔流体中CO2通过壳内火山岩浆活动输送到盆地地层的中转站；长岭断陷在断陷期形成的大规模火山，为盆地晚期幔源气提供了储存空间；无机气具有晚期成藏特征，长岭地区与乾安—前神字井控陷断裂上盘的大型火山岩体是无机成因CO2聚集的主要区域。
古隆起的分布及其形成演化对油气的聚集具有决定作用。综合利用地震、测井和分析测试资料，对塔里木盆地不同地质时期的古隆起分布及其演化进行了分析，对塔中、塔北和巴楚3个古隆起的性质、演化特征及油气成藏地质条件进行了对比，指出油气关键成藏期的古隆起及其后期的发展演化影响着盆地的地质结构，制约着油气的聚集与分布，认为由此决定的不同时期的成藏主控因素和油气聚集区显著不同，例如加里东运动晚期，塔北隆起和塔中隆起是油气聚集的有利区；海西运动晚期，塔北隆起、巴楚隆起、塔中隆起和塔东隆起及其斜坡带是油气的有利聚集区；喜马拉雅运动期，巴楚隆起及其围斜部位则是主要的油气勘探有利区，塔东地区也值得重视。
准噶尔盆地乌夏断裂带三叠系油气资源丰富，其成藏受多种因素控制。对该区控制油气成藏的各种因素进行了综合分析，指出:断裂在不同时期对油气的聚集具有不同的控制作用；地层不整合面往往成为油气运移的重要通道和油藏聚集成藏带；三叠系扇三角洲相和冲积扇相是该区有利储集体发育的主要沉积相带；乌夏地区三叠系油藏具有多套储盖组合，三叠系克拉玛依组和白碱滩组是主要的区域盖层；三叠系油藏大都为发育在鼻隆构造背景上的岩性地层油藏，这种受构造背景控制的岩性地层油气藏是该地区三叠系油气的主要成藏模式。
柴达木盆地北缘油气勘探前景十分广阔，然而由于其地质背景较复杂，目前对油气成藏规律认识的还不清。通过对流体包裹体取样测试，分析了研究区成藏期次及油气运移方向，恢复了成藏过程，结果表明：柴达木盆地北缘不同油气田甚至不同区块油气充注期次及成藏条件有所不同，冷湖地区主要有2期石油的形成和运移，也有1期充注,如冷七1井等,南八仙构造区仙5井、仙6井、仙7井样品为2期油气充注，仙3井和仙4井样品中有2期包裹体，但只有1期油气充注；冷湖地区油气成藏分为侏罗纪沉积与剥蚀、古近纪深层油藏形成和新近纪浅层油气藏形成等3个阶段。
鄂尔多斯盆地中奥陶统平凉组沿盆地西、南缘呈“L”型分布，厚度较大，岩性主要为灰岩、泥质灰岩，局部夹薄层泥岩。以往研究认为平凉组局部层段富含泥质，可作为下古生界烃源岩，但非勘探目的层。从中奥陶世华北地台南缘大地构造背景出发，分析了鄂尔多斯盆地南缘中奥陶统平凉组的沉积环境和沉积模式。综合露头剖面与井下岩心分析资料及岩性组合特征，探讨了平凉组成藏要素及其空间配置关系，指出平凉组局部层段发育的礁滩相沉积，经后期成岩白云岩化可形成有效的白云岩储层，与邻近的富含泥质层段共同形成自生自储型成藏组合，具有一定的资源潜力。
煤作为良好的烃源岩，其有机质特征、成烃贡献与煤的三大显微组分组及其变质程度密切相关。通过各显微组分组的生气特征分析和双参数坐标图解，确定延安组煤的生气能力属弱—中等，用产油指数和产气指数，确定延安组煤的的有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型。通过延安组煤的等温吸附实验中的吸附量与煤热模拟中各显微组分组产气量之间的关系，估算出延安组煤层对常规天然气的贡献率为36～78 m3/t。
由于生物礁储层具有良好的物性条件，易形成大型油气藏，已成为目前油气地质学研究的热点。我国南海北部在中新世发育了大量的生物礁，若具备合适的发育过程和成岩演化过程，其油气潜力就会非常大，但是其东北区和西南区的生物礁在成岩演化过程中却存在很大的差异。指出中新世南海海平面变化频繁，冰期海平面的下降，西沙群岛生物礁发生海水浓缩准同生白云岩化作用，使生物礁储层良好的物性条件得以保存，但是在同一期，东沙隆起的流花11\|1油田却发生了潜流胶结成岩作用，形成致密层，破坏了生物礁储层的物性条件，而之后的沿致密层之间的深埋溶蚀作用，使孔隙层的物性条件得以改善，便成为良好的储层。认为南海北部东北区和西南区生物礁储层的成岩作用差异性可能是由古地理环境、古气候、古构造、古地貌、古生物和油气充注史等因素造成的，研究南海北部生物礁储层成岩作用差异性及其影响因素对该区油气的勘探和开发以及古环境研究等具有重要的指导意义。
东海盆地是中国海上油气重点勘探区域之一，对其早期研究的重点是第三系烃源岩，但对前第三系烃源岩的研究较少。根据盆地热史恢复结果对前第三系地层（白垩系烃源岩）的生烃状况及成熟度进行了研究，结果表明：白垩系烃源岩在古新世末经历了高的古热流（平均为83.4 mW/m2），这就决定了白垩系烃源岩成熟度在古新世前后变化有明显的不同，古新世前白垩系烃源岩成熟状态变化快、变化幅度大、成熟度高，古新世后的变化则相对缓慢；白垩系烃源岩的生烃期次主要出现在白垩纪晚期和古新世末，但受后期沉积过程影响，在始新世温州组沉积期和中新世以来也出现有生烃过程。
砂岩油藏沉积相带分布及其引发的储层非均质性已经成为制约油藏滚动勘探和开发生产的瓶颈。在系统观察岩心的基础上并结合钻井、测井资料研究了海拉尔盆地苏德尔特油田兴安岭群Ⅰ油层组的沉积微相特征和分布。结果表明，苏德尔特油田兴安岭群Ⅰ油层组主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝以及湖底扇主沟道、主沟堤等沉积微相，其中水下分流河道为最主要的沉积微相。在此基础上，剖析了沉积微相与储层物性、油气分布的关系，指出水下分流河道和河口坝微相砂体为该区有利的油气聚集区。
在低速非达西渗流实验研究基础上，对含水低渗气藏气体流动特性进行了分析，并建立了含可动水、不动水和束缚水影响下的3类低速非达西渗流数学模型，推导出了气体滑脱效应和启动压力梯度分别存在和同时存在条件下的系列气井产能公式。通过实例计算证明数学模型符合现场实际，气井产能公式可为确定不同含水条件下低渗气藏气井合理的产能提供必要的理论依据。
千米桥潜山凝析气藏是大港油田近年来发现的规模较大的中等含量的高饱和凝析气藏，含油气层为奥陶系峰峰组和上马家沟组，截止目前，对千米桥潜山凝析气藏进行了近10 a的勘探与开发，共完钻了13口井，每口井均见到了油气显示，但试油仅8口井获得工业油气流，占完钻井的61%，只有6口井投产，高效生产井仅3口，占完钻井的23%，反映出千米桥潜山地质因素极其复杂。依据各井的钻井、完井、测井、录井、试油、试采资料，结合井区的构造、储层等信息，分析了潜山单井已动用的老层段、未射开的层段和井区潜力大小，旨在为下步潜山开发评价和潜力挖掘提供了依据。
对源自海相碳酸盐岩的原油进行了动力学模拟实验,阐述了该原油再次热解过程中气态烃组分的演化特征和生成动力学参数。运用动力学参数将模拟实验结果外推到地质条件下,结果表明：在150℃时,海相碳酸盐岩烃源岩生成的原油将开始热裂解并生成大量天然气,温度达到220℃时,裂解生气基本结束,天然气就全部取代石油；甲烷的生成Easy%RO主要介于1.2%~2.9%之间,C 2-5烃类气体的生成Easy%RO主要介于1.5%~2.5%之间。这一研究结果可为我国的碳酸盐岩烃源岩再次热解产气的定量模拟提供重要依据,有助于海相碳酸盐岩油气的资源评估。
东濮凹陷在下古生界奥陶系风化壳与下第三系Es13地层发现了高含CO2气层(显示)。通过气源对比分析证实,该凹陷文留构造文33块、文269块Es13中的有机气体是来源于下第三系碎屑岩地层生成的油型气,其CO2则是石炭系—二叠系的煤在二次生烃中伴生的CO2与下古生界奥陶系灰岩高温分解生成的无机CO2混合而成。对东濮凹陷这2类CO2气源岩进行高温模拟实验发现,石炭系—二叠系的煤生气能力是奥陶系灰岩的9倍,煤生成的气体70％~80%为甲烷,少量为CO2；而灰岩所生气中95%以上为CO2气；单位质量的煤与灰岩生成的气体中CO2体积相当,煤是东濮凹陷最重要的气源岩。
基于有机岩石学理论，对柴达木盆地北缘冷湖地区下侏罗统烃源岩进行系统的研究评价，结果表明:冷湖地区下侏罗统烃源岩有机碳含量在2.58%～6.7%之间，生烃潜量在10.5～13.6 mg/g之间， 有机质丰度高，属好烃源岩。根据该区烃源岩热解特征(Tmax与IH、D%的关系)及甾烷C27-C28-C29三角图判定其有机质类型以Ⅱ1型、Ⅱ2型为主，部分为Ⅰ型，以陆源有机质输入为主，混有水生浮游动植物。根据RO、CPI、C31升藿烷22S/（22S+22R）值、C2920S/(20S+20R)值、C29 ββ/(αα+ββ)值和Ts/Tm等值随深度增加呈现出有规律变化的特点，认为该区烃源岩大部分处于低熟—成熟阶段，小部分已经达到高成熟阶段。
塔中北斜坡原油为低硫、低蜡的典型腐泥型母质来源的原油，其苯含量低，正己烷和环己烷含量较高，正庚烷含量高，二甲基环戊烷含量极低，说明藻类和细菌是主要的烃源。该斜坡原油的Mango轻烃参数K1值主要分布在1左右，平均值为1.11，除个别井（塔中24井）K1值偏离较大之外，基本上与Mango所做结论一致；K2值普遍较低，平均值为0.21，为典型的海相油特征；原油庚烷值大于30%，异庚烷值也大于2.0，表明原油已处于高成熟阶段。
应用GC、GC/MS技术，系统分析研究了鄂尔多斯盆地演武高地镇28井区长3油层组原油的生物标志化合物组成及地球化学特征，结果表明：生烃母质提供者既有菌藻类，又有陆源高等植物，且后者贡献较大；原油形成于弱氧化—弱还原的淡水环境；原油为成熟原油（C29甾烷和C31藿烷异构体参数接近或达到平衡，重排甾烷/规则甾烷值和Ts/（Tm+Ts）值较高，正构烷烃CPI值接近于1，甲基菲指数较高）。
松辽盆地深层天然气资源丰富，在烃类气体成因认识上存在以有机成因为主与以无机成因为主的巨大争议，持无机成因观点者的一个主要论点就是松辽盆地深层天然气的碳同位素发生了倒转。选取松辽盆地深层不同类型有机成因烃类气体和典型的无机成因烃类气体，进行不同成因气体不同比例混合的碳同位素数值模拟，结果发现：不同类型的有机成因烃类气体混合不会产生甲烷及其同系物碳同位素完全倒转，而在不同类型的有机烃类气体中加入一定量的无机成因烃类气体，混合气体中甲烷及其同系物碳同位素都会发生完全倒转。气体混合碳同位素数值模拟结果表明：①松辽盆地深层天然气碳同位素倒转是因为无机气混入的结果;②仅凭天然气负碳系列同位素不能完全断定某种气体为无机成因。
目前国内对于水驱后期砂岩油藏改建地下储气库的建库筛选以及地质评价研究工作才刚刚起步，需要进一步深化与加强。在借鉴国外含水层建库技术经验基础上，提出了描述水驱后期砂岩油藏恒速宏观注气能力数学表达式，并利用该表达式进一步建立了宏观注气能力与油藏埋深、渗透率、注气增压系数等的关系图版。实例计算表明：在其他地质和工艺参数基本相同的条件下，选择埋藏适中的油藏建库，既可以保证较高的注气能力又可以节省建库投资；同时由于气液流度比的显著差异，利用高渗透且非均质程度小的油藏建库将更为有利。
甘公网安备 62010202000678号
