渤中坳陷BZ26-2油田油气地球化学特征及其成藏意义

渤中坳陷BZ26-2油田发现正常油藏和凝析气藏两类油气藏.馆陶组原油中25-降霍烷系列与完整的链烷烃系列共存表明至少存在两期油气成藏.通过原油单体烃碳同位素和生物标志化合物的对比表明,油田具有双向油气来源,凝析油气来源于北部渤中凹陷,而正常原油主要来源于南部黄河口凹陷.原油异常密度梯度和轻烃参数表明,深层凝析气藏为热成因,浅层凝析气藏为蒸发分馏成因.综合分析表明BZ26-2油田是一个具有双向油气来源、多期次充注、经历多种后生作用的复合成因油气田.     

渤海湾盆地渤中19-6气田凝析气成因研究

为了研究渤中19-6凝析气藏的成因类型，利用同位素、轻烃参数、金刚烷参数等方法，系统分析渤中19-6凝析气藏，深入研究其形成机理，认为：渤中19-6气田天然气干燥系数较低，碳同位素偏重，成熟度分布在1.50 %左右，综合判断属于偏腐殖型高熟气；渤中19-6气田凝析油双金刚烷含量较高，生物标志化合物含量较低，指示渤中19-6气田凝析油为高成熟原油，且计算原油裂解程度低于20 %，对天然气的贡献量有限，渤中19-6气田天然气主要为干酪根裂解形成。     

渤海海域古近系油气藏高含量CO2的成因及成藏期研究:以秦南凹陷Q油气田为例

基于天然气组分、稳定碳同位素及氦同位素等地球化学资料,认为渤海海域秦南凹陷Q东营组凝析气藏内高含量CO2的成因类型为火山幔源型无机成因气.进一步综合应用流体包裹体分析和激光拉曼成分测试技术,对CO2的成藏期进行探讨,指出CO2与烃类应为同期充注的,且至少存在两期充注的历史,但其充注时间均晚于5.1Ma,具有典型的“多期充注,晚期成藏”特征,因此,应加强新近纪上新世以来的以断层活动性和火山岩浆活动为主要内容的构造精细研究,这将有助于深化对渤海海域CO2的分布和富集规律的认识.     

考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

随着对缝洞型碳酸盐岩气藏的开发,分析与预测缝洞型碳酸盐岩气藏生产动态特征变得至关重要。由于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,其生产动态特征变化与井打缝洞储集体位置有关,同时又与凝析气藏不同温度压力下的相态变化特征有关,现有的动态分析方法已不能满足缝洞型气藏动态分析的要求。目前缝洞型碳酸盐岩的动态分析方法主要有物质平衡法、物理模拟实验、现代产量递减法、试井和数值模拟法等,但以上所有方法都忽略了井钻遇缝洞体的位置,而其位置关系在缝洞型碳酸盐岩动态分析中起决定性因素。针对塔中地区缝洞型碳酸盐岩凝析气藏,建立了考虑相态变化的凝析气藏物质平衡方程,构建了井筒位置、裂缝和缝洞体依次连通的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏物理和数学模型,通过推导得到分析缝洞型凝析气藏动态分析简化模型,并对气油比、产气、水和凝析油量的变化特征进行了分析和讨论。基于该简化模型对塔中某典型凝析气井开展了生产动态特征分析;其预测缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发过程中缝洞与油、水界面的关系和气藏相态变化分析结果与生产特征完全一致,进一步验证了模型的准确性。该方法将对缝洞型凝析气藏后期挖潜增产有重要的指导意义。     

塔里木盆地轮南低隆凝析气藏特征及成藏机理分析

塔里木盆地轮南低隆地区在三叠纪、石炭纪和奥陶纪地层中已发现的 1 6个凝析气藏的凝析油含量变化范围大 ,其天然气组成具有过成熟干气的特征。通过 PR状态方程对过成熟干气与地层原油不同比例的混合体系 PVT相图模拟计算表明 ,晚期过成熟干气的大量混入 ,对油气的成藏相态有显著的影响。根据轮南低隆地区的地质特征 ,综合分析了凝析气藏形成机理、相态成因和过成熟干气富化为凝析气藏的形成条件。     

东濮凹陷马厂地区天然气成藏条件分析

东濮凹陷黄河南地区具有丰富的天然气资源。根据已有的地质资料 ,对马厂构造的天然气分布特征进行了描述 ,从气藏的地质特征、气藏的流体性质及气藏压力等多方面分析了天然气成藏条件。研究结果表明 ,东濮凹陷的马厂构造中天然气显示活跃 ,气藏类型多为反向屋脊断块型 ,其气藏流体性质以聚集煤层气为主 ,属于低压气藏。马厂地区天然气成藏条件优越 ,具有良好的天然气资源量和可观的勘探潜力     

东濮凹陷马厂地区天然气成藏条件条件

东濮凹陷黄河南地区具有丰富的天然气资源。根据已有的地质资料,对马厂构造的天然气分布特征进行了描述,从气藏的地质特征、气藏的流体性质及气藏压力等多方面分析了天然气成藏条件。研究结果表明,东濮凹陷的马厂构造中天然气显示活跃,气藏类型多为反向屋脊断块型,其气藏流体性质以聚集煤层气为主,属于低压气藏。马厂地区天然气成藏条件优越,具有良好的天然气资源量和可观的勘探潜力。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存状态

凝析气藏衰竭开采过程中,不同缝洞类型会影响凝析油的析出过程和赋存形态。为了研究缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,对单缝洞型、多缝洞垂向叠置型和多缝洞横向叠置型三种缝洞类型的碳酸盐储层开展凝析气压力衰竭实验协同微米电子计算机断层扫描技术(computed tomography, CT)扫描,并对不同压力下扫描得到的图像采用人工智能算法进行油、气、岩石骨架分割,得到真实岩心三维孔隙网络模型,通过图像处理和计算分析,实现模拟不同缝洞类型凝析气藏在不同开发阶段凝析油赋存状态的定量和定位置表征。研究表明:碳酸盐岩缝洞储层岩心压力衰竭过程主要是一个油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程,最终网络状油增加,多孔状、单孔状和油膜状油减少;利于凝析油析出的储层构造由强到弱排序依次为多缝洞横向叠置型储层、单缝洞型储层、多缝洞垂向叠置型储层;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。     

浅谈凝析气藏水合物生成预测和防治措施

本文根据凝析气藏水合物的特点,介绍了水合物生成预测的主要方法相平衡常数法;根据水合物的生成条件,阐述了防止水合物形成和排除已生成水合物的常用技术,包括除水法、加热法、降压法、加化学添加剂法等。目前吉林油田凝析气藏水合物的防治技术主要采取加热力学抑制剂法。     

福山凹陷流二段湖底扇沉积特征及成因机制

综合利用钻井、分析化验、岩心等资料,研究北部湾盆地福山凹陷西部地区流二段(流沙港组二段)湖底扇的沉积特征及成因机制,通过钻井标定,结合地震属性分析,精细刻画湖底扇体的空间分布形态。结果表明,流二段湖底扇形成于福山凹陷的缓坡带一侧,其受控于同生断裂所形成的断裂坡折;流二段湖底扇主要由南部辫状河三角洲前缘滑塌体经过多级断裂控制后进入湖底形成,具有近物源区、多期叠置发育的特点;流二段湖底扇形成于低位体系域形成晚期,主要包括浊积型、滑塌型两种成因类型,扇体形成的触发机制主要为凹陷内强烈的火山活动;流二段湖底扇上部及下部发育巨厚的暗色泥岩,是凹陷内最主要的烃源岩,对油气勘探具有重要意义。     

东濮凹陷北部地区古近系油型气成因类型及分布特征

以热压模拟实验模拟东濮凹陷干酪根热裂解和原油热裂解过程,分析干酪根热裂解气和原油裂解气组分特征的差异,以此建立干酪根热裂解成因气和原油裂解成因气的判识方法;结合东濮凹陷北部地区天然气碳同位素及天然气组分数据,对研究区油型气进行划分,进而探讨干酪根热裂解气与原油裂解气的分布特征。结果表明,研究区古近系油型气分为干酪根热裂解气与原油裂解气,干酪根热裂解气具有相对较高的C1/C2值和较低的C2/C3值特征,而原油裂解气则与之相反。干酪根热裂解气和原油裂解气的分布存在明显差异:前者分布范围更广,后者更近于洼陷中心分布,两者分布的差异性与其生成及成藏条件差异有关。根据干酪根热裂解气与原油裂解气分布特点,推测在邻近洼陷中心区具有良好的干酪根裂解成气及原油裂解成气的条件和油型气勘探前景。     

渤海湾盆地天然气藏类型及分布序列模式和富集规律

根据渤海湾盆地区域地质特征和盆地内已发现的天然气藏特征,研究了渤海湾盆地的天然气藏类型及其分布序列和模式。通过对渤海湾盆地内的三个典型气藏(田)的剖析,初步探讨了天然气藏的富集规律,指出了今后渤海湾盆地天然气藏勘探的有利方向,为在该地区寻找大、中型气田提供了科学依据。     

东濮凹陷东南部下第三系油气藏特征

东濮凹陷东南部是一个断裂构造复杂、沉积体系类型多样、具典型箕状盆地结构的油气富集区,油气分布明显受断裂构造和岩相类型的控制.根据研究区油气藏形成的主导因素,可确定出反向屋脊断块油气藏、逆牵引油气藏等九种油气藏类型,它们具有各自的展布特征和含油气性.特别是在中央隆起带,油气藏类型丰富、油气分布层系多、含油气面积大,从而构成了具有油气勘探和开发前景的复式油气聚集带.     

临清坳陷莘县凹陷油气勘探远景评价

对莘县凹陷的构造、沉积、盆地模拟及油气勘探远景等进行了深入研究。结果表明,该凹陷具有浅、中、深３个勘探层次,浅层馆陶组和沙一段以储集次生油及低成熟油气为主;中层沙二段、沙三段以自生自储型油藏为主;深层孔二段以储集高成熟油气、石炭－二迭系以煤成气为主。此地区有着极广阔的勘探远景。     

渤海湾盆地东濮凹陷的形成及断裂构造研究

讨论了中、新生代以来．中国东部构造应力场的变化及其对渤海湾地区的影响、作用；提出渤海湾盆地是在中国东部陆壳伸展、拉张作用的构造背景上，叠加右行走滑拉分作用形成的“拉分──伸展型”复合盆地．东濮凹陷作为渤海湾盆地系统的一部分，具有与渤海湾盆地相同的基底构造和相似的构造演化历史．本文通过对东濮凹陷基底断裂构造的特征及沿兰聊断裂两侧众多探井岩芯破裂构造的观察、分析和研究，证实了兰聊断裂在东濮凹陷形成过程中的右行平移作用．     

东濮凹陷北部沙三段泥页岩岩相特征

东濮凹陷北部沙三段泥页岩厚度大、分布广,具有良好的页岩气生烃潜力;但陆相湖盆泥页岩非均质性强,不同岩相生烃能力和储集性能差异较大。为厘清不同岩相的含油气性特征,通过偏光显微镜、X衍射等手段研究泥页岩微观岩相类型,发现东濮凹陷北部沙三段主要发育块状粉砂质泥岩相、纹层状膏质泥岩相、纹层状灰质泥岩相三种典型岩相及多种过渡岩相。通过对比不同泥页岩相地球化学特征、荧光特征、试油试气数据,发现深湖-半深湖环境中的纹层状灰质泥岩相是页岩油气赋存的优势岩相。     

塔里木盆地石油地质基本特征

全面系统地总结并提出塔里木盆地１０大石油地质基本特征：（１）塔里木盆地为一古生界克拉通盆地与中新生界前陆盆地组成的大型叠合复合型盆地；（２）塔里木盆地经历了多期构造运动及多个演化发展阶段；（３）塔里木盆地主要有寒武—奥陶系、石炭—二叠系，三叠—侏罗系３套烃源岩；（４）塔里木盆地发育多套深埋优质储层及５套良好储盖组合；（５）塔里木盆地油气水性质复杂、油气藏类型丰富多样；（６）塔里木盆地富油又富气，天然气藏以凝析气藏为主；（７）塔里木盆地既有陆相油气，又有海相油气，已发现的石油以海相成因为主，天然气以陆相成因为主；（８）塔里木盆地已发现的油气藏以中小型为主，具有埋深大、丰度低、产能高的特点；（９）塔里木盆地具有多个成油气系统、多期成藏及油气多次运移再分配的特点；（１０）塔里木盆地油气分布十分复杂，油气聚集受多重因素制约     

东营凹陷博兴地区油气富集的主要控制因素

对东营凹陷博兴地区与凹陷中北部的油气成藏特点、油气富集规律及主控因素进行了研究。研究结果表明 ,该区处在凹陷西南边缘的特殊位置 ,其成藏条件不如北部地区 ,纵向上油气主要富集于沙四、沙三层段中 ,平面上主要富集于正向构造带中。油气的富集层位具有东、北部深且相对富油 ,西、南部浅且相对富气的特点 ;天然气主要富集于凹陷边缘外环带。油气藏类型具一定的展布规律。区域构造背景控制了油气运移的指向 ,油气源条件制约着油气的富集程度 ,断层和生储盖配置控制了油气的纵向运移和富集层系。