二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油-气-水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘-温特性进行了实验研究，测量了不同气油比条件下油-气混合液的粘度，分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明，在相同压力下，原油及其混合液粘度与温度存在指数关系，原油粘度与压力基本呈线性关系。在同-温度下，油-气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低；在达到泡点压力之后，随压力的升高而增大；油-气混合液的粘度随气油比增加而减小；油-气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

准噶尔盆地陆梁油气田原油的生物降解特征及其成藏意义

准噶尔盆地陆梁油气田原油的生物降解现象具有较强的规律性,白垩系吐谷鲁群原油既表现了轻微-中等的生物降解(饱和烃分布不完整)特征,又表现了严重的生物降解(存在25-降藿烷)特征;侏罗系西山窑组X1段原油同时表现了无生物降解(饱和烃分布完整)和严重生物降解的特征,而X4段原油无任何生物降解.轻微-中等生物降解原油的凝固点和含蜡量明显降低而密度有所增大.严重生物降解原油的生物标记物分布特征表明,Ts,C29重排藿烷和伽马蜡烷具有较强的抗生物降解能力,C27规则甾烷抗生物降解的能力强于C28规则甾烷.根据原油的生物降解特征,推测白垩系和侏罗系油藏都是异地油藏破坏后再运移聚集的结果.     

石西-滴南凸起油气成因及成藏分析

通过对石西-滴南凸起油气的地球化学特征分析认为,石西凸起和滴南凸起的油气不同源,石西凸起原油来源于二叠系乌尔禾组及风城组烃源岩,滴西凸起原油主要来源于石炭系烃源岩;两者的天然气主要来源于石炭系烃源岩;油气存在多期成藏。     

辽河曹台潜山油藏原油地化特征、非均质性及其成藏意义

基于曹台潜山油藏原油地化特征和非均质性分析，探讨了与成藏有关的诸如油源、油气注入方向和运移通路等重要因素。     

杭锦旗探区储层致密化与天然气成藏的关系

杭锦旗地区储层主要为低孔低渗的致密砂岩储层.通过对储层特征的描述及致密化原因的分析认为,硅质胶结物、钙质胶结物和黏土矿物的生成是影响储层致密化的主要因素,最后一期胶结物——方解石是导致储层最终致密化的主要原因.根据方解石形成时的包裹体测温和氧同位素计算出的温度判断,早白垩世晚期是储层最终致密化的时间.结合生烃模拟研究及成藏期次的分析认为,研究区天然气藏分为2种类型,即常规圈闭气藏和根缘气藏,分别在中侏罗世晚期之前和早白垩世晚期之后成藏,主体上分别分布在以三眼井—泊尔江海子断裂为界的北部地区和南部地区.     

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     

吉木萨尔凹陷东斜坡区成藏地球化学特征

吉木萨尔凹陷东斜坡区二叠系梧桶沟组和平地泉组储层发现稠油/沥青。原油碳同位素和生物标志化合物对比表明二叠系储层的稠油来自凹陷二叠系平地泉组源岩。分析了二叠系稠油的成因,指出该区稠油是低成熟与生物降解共同作用的结果。建立吉木萨尔凹陷东斜坡区的成藏模式,指出稠油／沥青与岩性可形成封堵作用,进而在斜坡区的下倾方向可找到来自二叠系来源的正常油藏。     

辽河西部凹陷南部深层天然气勘探潜力

辽河油田西部凹陷为典型的富油气凹陷,深层天然气作为重要资源类型目前已成为该区重点勘探领域。在充分借鉴国内外深层天然气勘探经验的基础上,立足于研究区勘探实际,应用地球化学资料开展了深层烃源岩特征、天然气成因类型方面研究,证实了沙四段和沙三中亚段源岩为研究区深层天然气成藏奠定了良好的物质基础;结合最新沉积学理论明确了沙四段辫状河三角洲砂岩和沙三段砂质碎屑流砂砾岩体在研究区广泛分布,为深层天然气成藏的两类优势储集体;同时通过对已知天然气藏的综合分析,将研究区深层天然气划分为两种成藏模式,并明确了各自的成藏主控因素,最终指出了研究区深层天然气的勘探方向。     

高邮凹陷环深凹带戴南组变换带特征及其成藏意义

在地震解释及地质研究分析的基础上,结合前人对变换带的研究,讨论了高邮凹陷环深凹带戴南组变换带类型、特征,并总结其在沉积体系及油气成藏中的控制作用.研究表明,研究区变换构造主要形成在侧列伸展断层叠覆、分段连接部位或次级凹陷之间,主要发育同向接力式和横向消减式构造变换带,变换构造包括走向斜坡、横向断鼻凸起和调节断层.构造变换带控制着富烃洼陷的形成,并引导古水系流入湖盆,在对应的断层下降盘形成三角洲前缘、扇三角洲前缘及浊积扇砂体,有利于发育富砂储集层;研究区变换带发育复杂的调节断层和多种样式的圈闭,有利于油气的运移与成藏,并对变换带控制的隐蔽油气藏进行预测.     

STM 油藏古构造演化与成藏期探讨(英文)

通过ＳＴＭ 油藏古构造演化分析，得出该油藏形成于晚第三纪末期。依据孔隙进油的温度与时间的关系，提出了一种新的确定油藏形成时间的方法：首先由成岩序列研究得出，孔隙进油发生在方解石胶结物形成之后；然后由方解石中的盐水和烃类包体测温，得出方解石沉淀时的温度；再由地温梯度和埋藏史资料，判断方解石沉淀的时间。由于方解石中也含有烃类包体，油藏形成期就应等于或晚于方解石胶结物的形成期。由此方法判断的ＳＴＭ 油气藏形成期与通过古构造演化分析判断的圈团形成期一致     

Characteristics of carbonate gas pool and multistage gas pool formation history of Hetianhe gas field, Tarim Basin, Northwest China

<正> Hetianhe is a big carbonate gas field which isfound and demonstrated in the period of "Chinese NationalNinth 5-Year Plan". The proved reserve of Hetianhe gas fieldis over 600 ×10⁸ m³. Its main producing layers are Carbon-iferous bioclastic limestone and Ordovician carbonate com-posed of buried hill. The former is stratified gas pool withwater around its side, and the latter is massive gas pool withwater in its bottom. The gases in the gas pools belong to drygases with normal temperature and pressure systems. Basedon the correlation of gas and source rock, the gases aremainly generated from Cambrian source rocks. According tothe researches on source rock and structure evolution, andthe observations on the thin section to reservoir bitumen andthe studies on homogenization temperature of fluid inclu-sions, the gas pool has been identified and divided into threeformation periods. The first is Late Caledonian when the oilgenerated from the Cambrian source rocks and migratedalong faults, as a form of liquid facies into Ordovician carbonate res-ervoir and accumulated there. After that, the crustuplifted, the oil reservoir had been destroyed. The second isLate Hercynian when condensate gases generated from theCambrian source rocks and migrated into Ordovician res-ervoir, as a form of liquid facies. Since the fractures hadreached P strata, so the trap might have a real poor preser-vation condition, and the large-scale gas pool formation hadnot happened. The third gas reservoir formation period oc-curred in Himalaya. The fractures on both sides of Hetianhegas field developed violently under the forces of compression,and thus the present fault horst formed. The dry gases gen-erated from Cambrian source rocks and migrated upwardsas the form of gas facies into Ordovician and Carboniferousreservoirs, and the large gas pool as discovered at presentwas formed finally.     

计算原油体积系数的状态方程法

在组分分析的基础上，采用立方型状态方程建立了计算原油体积系数的新方法。在不同压力下，对5种原油样品进行了计算。与实验值的对比结果表明，其平均相对误差为0.911%，明显低于石油工程中常用的Standing和Vazquez-Beggs经验公式，表明该方法的计算精度较高。     

鄂尔多斯塔巴庙地区上古气藏特征及成藏机理

根据塔巴庙地区上古生界砂体分布特征,区域性裂缝的纵向分布特征,烃源岩、储层、盖层组合特征,纵向上各层的地层压力分布、天然气成分特征等,对盒2～3段、山1～2段、太2段气藏特征及成藏机理进行了分析.认为在油气成藏中区域性裂缝起了关键的通道作用.下伏太原组、山西组烃源岩生成的天然气向上运移,造成了盒2～3段气藏的压力系数高和天然气轻烃(CH4)含量高的特征.在此基础上提出了天然气成藏概念模式.指出山1～2段、太2段气藏属于经过再次运移"破坏"后的"残余气藏",盒2～3段气藏属于裂缝形成后下伏天然气再次运移聚集形成的"次生气藏".     

“Compression dynamometamorphic solid bitmen” and its significance in oil and gas exploration

There is natural occurrence of pressure-induced solid bitumen, here referred to as “compression dynamometamorphic solid bitumen”. It differs in physical properties and chemical structure from thermal metamorphic solid bitumen. Under a high pressure and moderate temperature, the solid bitumen forms crystals and its reflectance rises rapidly with increasing crystallization. Accordingly, its reflectance can reach a very high value without having been exposed to a high level of thermal stress. Laboratory simulation confirms the formation of pressure-induced solid bitumen at moderate temperatures. The revelation of this new bitumen type is very helpful in the accurate maturity determination of carbonate organic matter. Foundation item: Supported by Chinese Key Project of Science and Technology (96-111-03-04) Biography: GAO Zhi-nong (1961-), male, Ph.D, Associate professor, Research direction: organic geochemistry.     

苏里格气田盒8气藏气水层测井识别研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,在开发中普遍见水.根据试采情况将气藏储层分为气层、水层、气水层三类,开展气、水层的测井识别研究.以区内26口井50个射孔层段各层的试油结果作为依据,选出了700个样本点作为判识建模的标本,以声波时差和中子孔隙度等8个原始测井值作为判识变量组合,采用模糊判别分析,建立了各层的判识模型.回判结果表明,模型对气层精度达到97%,水层为89%,气水层为94%.利用未参加建模的出水井射孔段对模型进行验证,判识结果基本符合实际情况,模型具有较高精度.     

鄂尔多斯盆地北部上古生界煤成气及其砂岩气藏成藏模式

鄂尔多斯盆地北部上古生界地层中广泛发育的煤层是大型气田形成的物质基础,煤层埋深为2.2~2.8 km,厚度为22~49 m,镜质体反射率为0.6%~2.5%,属长焰煤—贫煤;煤层是良好的烃源岩,其平均生烃强度为23.52×108m3/km2.煤层、砂岩储层和顶部上石盒子区域性泥岩盖层的良好空间配置是上古生界煤成气砂岩气藏形成的关键.描述了该地区上古生界砂岩和泥岩中2种高角度裂缝特征,指出了裂缝的形成时期及其在煤成气成藏中的运移通道作用.最后将该地区煤成气藏近源型成藏模式细分为近源-源内聚集型和近源-裂缝运移型.     

The generation and accumulation of natural gas from Yinan 2 gas pool in Kuqa Depression

By using the methods of hydrocarbon generation kinetics and carbon isotope kinetics, combined with geological background of natural gas pool formation, the generation and accumulation of natural gas from Yinan 2 gas pool was studied in Kuqa Depression of the Tarim Basin. Natural gas of Yinan 2 gas pool is mainly derived from Middle and Lower Jurassic coal-bearing source rocks, and generally belongs to long time-accumulated gas. It is suggested that Yinan 2 gas is chiefly accumulated in the last 5 Ma, its Ro ranges from 1.25% to 1.95%, and the loss rate of natural gas is about 25%-30%. This work not only complements and reduces the deficiency of formation model of natural gas pools which traditionally depends on the matching relationships between source rock, reservoir, cap rock, and trap, but also is a useful reference in the study of other gas pools.