东营凹陷有效烃源岩成熟度评价

东营凹陷沙三段下亚段—沙四段上亚段有效烃源岩的镜质体反射率存在明显的抑制作用.利用2套有效烃源岩的FAMM分析成果,对其成熟度进行了重新评价.结果表明:烃源岩的有机质类型越好,镜质体反射率抑制程度越强;沙三段下亚段有效烃源岩的真实成熟度一般应在0.56%~1.01%,沙四段上亚段有效烃源岩的真实成熟度一般应在0.58%~1.30%.     

确定有效烃源岩有机质丰度下限的一种新方法——以鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统延长组湖相泥质烃源岩为例

以鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系上三叠统延长组长4+5、长6、长7和长9段暗色泥岩为例,利用有机碳与氯仿沥青"A"转化率、热解有机质相对生烃量(IHC=S1/w(TOC),%)的关系,建立了适合研究区的湖相有效泥质烃源岩的有机质丰度下限值.热解S1和氯仿沥青"A"含量代表烃源岩中的已生烃量,在不排烃情况下,随有机碳含量增加而增大,当其减小时则表明有烃类的排出.代表有机质相对生烃量的热解参数IHC和沥青转化率(w(A)/w(TOC),%)随有机碳含量增加而开始降低的转折部位对应的有机碳含量即为有效烃源岩的下限值,研究区的有机碳质量分数为1.1%,相应的热解S1+S2下限值为2.2 mg/g,氯仿沥青"A"质量分数下限值为0.03%,总烃质量分数下限值为150×10-6.该下限值主要适合于研究区湖相有效烃源岩的识别,不同含油气盆地不同层段的有效烃源岩有机质丰度下限值应根据相应的分析数据加以确定.     

致密油烃源岩有机碳含量测井定量预测模型适用性分析——以柴达木盆地上干柴沟组下段烃源岩为例

中国致密油勘探初期,测井资料评价烃源岩为一种可行有效的方法。利用测井曲线叠合模型(即ΔLogR技术)和多元回归方程模型两种测井定量预测模型对柴达木盆地扎哈泉凹陷上干柴沟组(N_1)下段烃源岩有机碳含量进行了预测,并通过比较预测效果来选取最佳预测模型。结果表明,本区多元回归方程模型的计算精度高于ΔLogR技术模型,原因应该在于使用ΔLogR技术模型时参考层或某些参数的选择存在问题。多元回归方程模型中,以自然伽马能谱U、声波时差以及电阻率、地层密度4个参数为自变量的模型为最佳,并得到了验证。     

基于迁移学习的全岩光片有机显微组分识别与定量——以皖泾地1井下三叠统殷坑组烃源岩为例

烃源岩有机显微组分的识别、分类及定量在油气勘探和评价中是重要的研究内容之一。传统的全岩光片有机显微组分鉴定与定量仍采用人工识别与数点计数结合的方式,存在主观性强、人工定量工作强度大、效率低等问题。针对上述问题,本文以皖泾地1井下三叠统殷坑组烃源岩为例,借助于机器学习及图像处理技术,尝试建立了一个基于迁移学习的全岩光片显微组分图像识别与分类模型,并通过OpenCV图像处理库对模型的分类结果图像进行定量统计。结果显示,模型对研究区数据集的整体分类识别准确率可达84.32%,且通过OpenCV图像处理库对各显微组分定量的结果与人工数点法统计定量结果相近,表明该方法可以较客观快速地对大量同类型的烃源岩显微组分图片进行识别和定量,显著提高了全岩光片有机显微组分鉴定及统计效率。     

地区经济实力的模糊综合评判——以南宁市辖县为例

地区经济实力具有复杂性和模糊性,因而利用模糊综合评判来对其进行研究是一条有效的途径。以南宁市7个辖县为评价对象,通过模糊综合评判,可以了解各个地区经济系统的发展水平及其差距。     

陆相断陷油气勘探有利目标区三元定量评价方法及应用——以沧东凹陷古近系孔二段为例

陆相断陷盆地岩性油气藏形成和分布受多种因素制约,砂体、储集物性以及烃源岩是三大关键因素,因此有效地开展基于砂体、储集物性以及烃源岩的综合评价对寻找有利目标区具有重要的指导意义。作者在充分分析沧东凹陷石油地质特征基础上,针对各沉积朵体分别建立了沉积评价指数、储集物性评价指数、烃源岩评价指数,以及三元综合评价指数,对孔古近系孔店组第二段发育的11个朵体开展了定量评价。结果表明,沧县三角洲—远岸水下扇体系、舍女寺三角洲、孔店三角洲—远岸水下扇体系以及叶三拨三角洲为最有利的大型勘探区域。     

中部地区重点镇综合发展实力评价研究——以孝感市为例

以孝感市为例,对中部地区重点镇综合发展实力进行评价.依据孝感市115个乡镇2011年度的统计数据,选用29项指标,构建了孝感市重点镇综合实力评价指标体系,采用因子分析法,对115个乡镇的综合发展实力进行测评并排名,将排位前20名的乡镇定义为重点镇,然后进行多元线性回归分析,发现影响乡镇发展综合实力的关键因子主要是工业企业总产值、招商引资额、固定资产投资额、新增个体工商户和私营企业户数量等经济因素.各重点镇之间的经济社会发展综合实力差别较大.     

低渗透砂砾岩储层饱和度测井评价方法及其应用——以王府断陷小城子地区登娄库组储层为例

以王府断陷小城子地区登娄库组砂砾岩为研究对象,首先建立了高精度的胶结指数m的模型,即胶结指数m与有效孔隙度和导电孔隙度差值的线性正相关表达式和导电孔隙度与有效孔隙度的指数表达式;其次,在等效岩石组分模型的基础上,分析了模型中参数的取值规律,建立了适用于目标区块储层的模型参数确定方法,即孔隙结构效率和临界饱和度分别取平均值为0.183和0.15,比例系数是有效孔隙度的线性负相关函数;最后应用高精度胶结指数模型和等效岩石组分模型处理了城A井、城B井的砂岩和砂砾岩储层,通过与岩心分析的含水饱和度相比较,认为2个模型均改善了低渗透砂砾岩储层饱和度的计算精度。     

基于改进ΔlogR方法估算低阻海相页岩储层总有机碳含量——以桂中坳陷A地区B组为例

总有机碳含量(total organic carbon, TOC)是确定烃源岩质量的最重要参数。为解决传统ΔlogR方法应用于沉积环境较复杂的海相页岩气储层精度低的问题,以桂中坳陷A区B组海相页岩气储层为研究对象,在分析研究区低阻原因的基础上,对测井曲线按照扩径范围进行井径校正,并利用自然伽马能谱测井中Th/K数据,与ΔlogR建立多元拟合关系,提出基于井径校正和自然伽马能谱测井的改进ΔlogR方法。结果表明：声波时差曲线经过校正后,降低了井径扩径带来的测井数据失真的影响,同时结合自然伽马能谱测井,能够适应研究区复杂的地质背景和较强的非均质性,大大提高总有机碳质量分数的预测精度,具有较好的推广性和适用性。该方法可以为桂中坳陷A区B组海相页岩气储层评价提供参考。     

准噶尔盆地滴水泉凹陷石炭系烃源岩生烃能力分析

利用钻井岩心和露头样品化验资料,对石炭系烃源岩有机质丰度、类型及演化程度进行研究,结合凹陷周缘构造油气来源特征,分析滴水泉凹陷石炭系烃源岩生烃能力。研究表明,滴水泉凹陷石炭系烃源岩有机质丰度高,沉积厚度大,目前已到高-过成熟阶段,具有较强生烃能力;滴南凸起存在"凹槽",东道海子北凹陷来源油气不能运移到克拉美丽气田石炭系储层聚集成藏,克拉美丽气田亿吨级油气应来自滴水泉凹陷;石东油气田深浅层油气特征基本一致,与石西油田不同,与克拉美丽石炭系油气相似,都属于滴水泉凹陷石炭系来源产物;滴水泉凹陷、三南凹陷及东道海子北凹陷石炭纪沉积期水体连通,石炭系烃源岩都应具有较强的生烃能力,勘探潜力巨大。     

渤海湾盆地青东凹陷古近纪烃源岩评价

为了在青东凹陷古近纪找到油藏富集的有利区域,指导生产开发,对控制油藏分布和形成起关键性因素的烃源岩进行了综合评价。受郯庐断裂体系影响,构造复杂,沉积物源来自凹陷四周,沉积类型多。在对区域地质构造、地层发育特征、沉积相类型等进行分析的基础上,综合测井、地震以及地球化学资料,采用综合研究的手段对渤海湾盆地青东凹陷沙三、沙四段烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行了评价。结果表明:沙三下亚段和沙四上亚段暗色泥岩十分发育,在凹陷中部厚度较大,向凹陷四周暗色泥岩厚度逐渐变小;沙四上亚段有机质的丰度、成熟度都比沙三下亚段好,评级在好—优质;沙三下亚段和沙四上亚段干酪根类型以Ⅰ、Ⅱ_1型为主,含少量Ⅱ_2、Ⅲ型干酪根;沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩都具有较强的生烃能力。     

马朗凹陷哈尔加乌组烃源岩分布和生烃演化与石炭系成藏关系

通过井震结合烃源岩预测技术、盆地模拟技术和油源对比、原油运移示踪技术,对马朗凹陷石炭系火山岩系哈尔加乌组烃源岩分布与烃源岩(灶)生烃演化规律、石炭系原油和烃源岩地球化学特征及原油运移特征等方面进行研究。结果表明:马朗凹陷石炭系火山岩系烃源岩主要有正常沉积型和火山碎屑沉积型两种赋存型式,烃源岩与火山岩具有4类共生关系;马中构造带石炭系原油为高成熟度原油,牛东构造带石炭系原油主要为成熟油;牛东构造带石炭系原油主要为马朗凹陷北斜坡带牛东本地成熟烃源岩所生,于白垩纪中晚期开始大量生烃,自东向西运移成藏;马中构造带油气来自凹陷中心高成熟烃源岩。     

塔里木盆地塔中地区岩石力学参数模型建立及其应用

通过对塔里木盆地塔中地区鹰山组地层的岩心进行室内岩石力学试验,获得了该地区岩石的杨氏模量、泊松比、内聚力、内摩察角等静态岩石力学参数和动态岩石力学参数。对试验结果进行了分析研究,得到了岩石纵横波时差关系拟合模型、岩石力学参数拟合模型及动静态参数关系模型。根据回归分析建立的岩石力学参数模型,结合测井资料得到的岩石力学参数剖面,为预测区块地应力、地层孔隙压力、合理钻井液密度确定等提供准确的岩石力学参数,为钻探提供合理的工程参数。     

贝尔凹陷优质烃源岩的发现及其地质意义

贝尔凹陷是海拉尔盆地南部最富油的凹陷之一。通过对贝尔凹陷烃源岩特征的研究,发现下白垩统南屯组第一段存在优质烃源岩。该烃源岩为暗色泥岩、泥灰岩、油页岩和含钙泥岩的互层,有机质丰度高,有机质类型好,生烃潜力大,排烃效率高,是形成大规模油气聚集的物质基础。该层段代表了白垩纪早期的缺氧事件,是贝尔凹陷重要的地层对比标志层。南屯组第一段优质烃源岩范围控制了贝尔凹陷油气的平面分布,优质烃源岩层上下油气最为富集。     

乌伦古地区石炭纪火山岩地球化学特征分析

乌伦古地区是准噶尔盆地重要的探区之一,目前已获工业油气流,但仍存在石炭系资源潜力不清、富集规律不明、勘探开发风险大等问题。采用元素地球化学方法,探讨区内火山岩地球化学特征、源区以及构造环境特征。结果表明:姜巴斯套组火山岩具有低TiO_2含量,且Nb、Ta等元素负异常的岛弧火山岩特征;而巴山组具有高TiO_2含量,轻稀土元素和高场强元素较为富集等特征,为大陆板内裂谷火山岩,但受到火山岛弧的混染;同时揭示上下石炭统火山岩均来自于壳源,在物质来源判别图和构造判别图解中也得到很好的印证。这也表明研究区石炭系经历了从岛弧环境向陆内裂谷环境演变的过程,该研究成果对本区及邻区构造演化及成藏条件研究均具有指导作用。     

The distribution of the oil derived from Cambrian source rocks in Lunnan area,the Tarim Basin,China

There are great differences in biomarks between Cambrian oil and Middle-Upper Ordovician oil. In this stuty, the authors analyzed 40 oils found in Lunnan area by GC-MS and calculated the content of Cambrian oil in the 40 oils according to the steroid indexes of typical oil mixture and match experiment. The results show that it is a general phenomenon in Ordovician reservoir that the oil derived from Cambrian source rock mixed with the oil derived from Middle-Upper Ordovician source rock in Lunnan area, the mixture degree of the two oils is lower in Carboniferous reservoir than in Ordovician reservoir, and the oils kept in Triassic reservoir have single source, Middle-Upper Ordovician source rock. The mixture oils mainly composed of Cambrian oil (>50%) distributed in Sangtamu fault zone, and the oils found in Lunnan fault zone are Middle-Upper Ordovician oil. This distribution of oils in Lunnan area is owing to that Lunnan fault zone is located in anticline axis part, Lunnan fault zone underwent serious erosion, and the oils from Cambrian source rock accumulated in Lunnan fault zone were degraded completely during Caledonian-Hercynian movement. But the Cambrian oil accumulated in Sangtamu fault zone was not degraded completely and some of them were left for the location of Sangtamu fault zone is lower than Lunnan fault zone. Later, the oil derived from Middle-Upper Ordovician source rock mixed with the remained Cambrian oil, and the mixture oil formed in Sangtamu fault zone.     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组烃源岩分析

把原油分为A,B和A-B三类,考察鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4+5段和长6段的原油特征.结果表明:A类原油样品最多,在各层段均有分布;B类和A-B类原油样品相对要少,分布层位局限,主要分布在长61段和长4+5段中;长7段烃源岩是A类原油的主要贡献者,垂向运移距离相对较大;B类原油主要来自长6段和长4+5段烃源岩,长7段烃源岩也有贡献;长7段烃源岩是研究区的主要烃源岩,长6段和长4+5段可以作为次要烃源岩;长6段和长4+5段烃源岩生成的原油聚集的油藏是勘探的重要方向.     

走滑强控型盆缘洼陷控洼机制及主烃灶预测——以渤海盆地庙西南洼为例

研究渤海海域盆缘洼陷——庙西南洼的生烃能力,指导该区油气勘探。以三维地震资料为基础,利用剖面特征分析、古地貌恢复及水平方差切片分析等技术,对庙西南洼古近纪走滑、伸展等控洼断裂的活动期次、活动性质、活动强度进行研究,明确断裂的控洼机制,分析洼陷沉降中心的迁移规律,建立洼陷的演化模式,进而优选有利烃灶的发育位置。依据控洼断裂活动性质与强度的变化,可将其划分为4期构造运动:伸展主控期、伸展-走滑分异期、走滑-伸展联控期、走滑强拉期。不同期次的断裂活动导致洼陷结构的改变,使沉降中心不断迁移:孔店组-沙四段沉积时期中东部多沉降中心、沙三段沉积时期西南部沉降中心、东营组沉积时期南部沉降中心,呈现由东向西、由北向南的迁移规律,围绕走滑带往复迁移。中南次洼作为古近纪庙西南洼的继承性沉降中心,有利于烃源岩的成熟、保存,为研究区主烃灶发育区。     

The distribution of the oil derived from Cambrian source rocks in Lunnan area, the Tarim Basin, China

There are great differences in biomarks between Cambrian oil and Middle-Upper Ordovician oil. In this stuty, the authors analyzed 40 oils found in Lunnan area by GC-MS and calculated the content of Cambrian oil in the 40 oils according to the steroid indexes of typical oil mixture and match experiment. The results show that it is a general phenomenon in Ordovician reservoir that the oil derived from Cambrian source rock mixed with the oil derived from Middle-Upper Ordovician source rock in Lunnan area, the mixture degree of the two oils is lower in Carboniferous reservoir than in Ordovician reservoir, and the oils kept in Triassic reservoir have single source, Middle-Upper Ordoviclan source rock. The mixture oils mainly composed of Cambrian oil （〉50%） distributed in Sangtamu fault zone, and the oils found in Lunnan fault zone are Middle-Upper Ordovician oil. This distribution of oils in Lunnan area is owing to that Lunnan fault zone is located in anticline axis part, Lunnan fault zone underwent serious erosion, and the oils from Cambrian source rock accumulated in Lunnan fault zone were degraded completely during Caledonian-Hercynian movement. But the Cambrian oil accumulated in Sangtamu fault zone was not degraded completely and some of them were left for the location of Sangtamu fault zone is lower than Lunnan fault zone. Later, the oil derived from Middle-Upper Ordovician source rock mixed with the remained Cambrian oil, and the mixture oil formed in Sangtamu fault zone.