麦捷让气田古构造对油气成藏的控制作用

为明确麦捷让构造卡洛夫-牛津阶气藏的控藏因素、掌握油气富集规律,利用层拉平技术研究了麦捷让构造的形成与演化,明确了麦捷让古构造和现今构造的形成时期以及规模;通过研究油气的生成、运移与构造形成之间的时空匹配关系,解决了卡洛夫-牛津阶气藏控藏因素不清的问题。研究得出,现今构造对麦捷让气藏的形成影响小,古构造是影响气藏形成的主控因素,古构造的大小决定了气藏的储量规模和油气分布规律。通过控藏因素的研究,不仅明确了气藏类型,也探索和掌握了气田的高产富集规律,即在古构造高点或古构造的上斜坡,储层物性好、气井产量大,远离古构造高点或位于下斜坡,则储层物性差、气井产量低。     

黔南拗陷构造变形特征与油气保存有利区评价

根据沉积层序、构造变形样式及地层接触关系,将黔南拗陷沉积盖层划分为3大构造层,并重新划分黔南拗陷的构造区划。通过野外地质调查并结合地球物理资料,按黔南拗陷断裂特征及其不同部位构造变形强度的差异,将黔南拗陷划分为叠瓦冲断变形区和褶皱冲断变形区。黔南拗陷具有东西分带、上下分层的特点。依据各构造单元变形强度等相关要素的评价,优选出长顺凹陷为相对稳定的油气保存区,结合该区的石油地质条件,指出长顺凹陷为下步油气勘探的有利区带。     

滨里海盆地Sagizski区块盐上层系油气藏特征

 滨里海盆地的油气藏与下二叠统空谷阶区域性的盐岩密切相关。该盆地东南部的 Sagizski区块（简称S区块）油气富集,目前的主要勘探目标为盐上层系（包括盐上地层和盐间地层）。在前人研究的基础上,通过对该区块Ashikol S.、Kaganai、Sarly S.、Taskuduk、Sarykumak E.、Kardasyn、Kopa和Oryskazgan 8个典型油气藏或含油气构造的精细解剖,总结并对比了其生油岩、储层、盖层、圈闭、流体、输导体系、保存条件等特征,并综合多方面的资料分析,认为S区块盐上层系的油气藏共有三次成藏期,时间分别在三叠纪末期至早侏罗世末期、晚侏罗世末期和晚白垩世至古近纪;指出了S区块油气藏的主控因素：盐窗是油气成藏的关键,储层控制油气藏的分布,断裂对油气藏的分布有很大影响;并建立了该区块8种油气成藏模式,为下一步油气勘探提供了科学资料。     

平庄盆地的石油地质特征

为了解平庄盆地烃源岩的赋存特征,结合地质勘查资料,根据沉积学、地球化学理论,分析了该盆地的石油地质特征。结果表明,平庄盆地内发育有三套烃源岩,分别归属九佛堂组、沙海组、阜新组,前两者是构成盆地的主要烃源岩;烃源岩主要形成于半深湖一深湖,部分形成于浅湖、闭塞湖湾及湖沼,其类型以暗色泥岩、油页岩、泥质白云岩等为主;盆地生储盖组合以侧变式为主,油气的圈闭类型主要为断背斜。该结果为平庄盆地的基础地质研究及石油地质勘查提供了参考。     

Guangdong Dapeng LNG cold energy utilization-C2 ++ extraction process integration

This paper makes a study of some technical and engineering aspects by using C2+ hydrocarbon separation facility at Guangdong Dapeng LNG (GDLNG) terminal. In the C2+ hydrocarbon extraction process, the cold energy contained in LNG will be utilized. In order to ensure the optimum operating conditions of the terminal and C2+ hydrocarbon extraction facility by optimizing the current operating processes of the terminal, the C2+ hydrocarbon extraction facility construction plan is proposed. We conducted numerous calculations and simulations using such specific analysis software as PRO II. Additionally available flow data are used to verify the cyclic send-out rates from the terminal, thus establishing the current and future projected load factors. This study is intended to make sure that GDLNG can continue to supply gas via the pipeline system safely without interruptions and most significantly solves the effects of flow fluctuations at the terminal gasification send-out facility on the hydrocarbons extraction, ensuring optimum pipeline operations and ensuring safe and effective means for such C2+ hydrocarbons extraction process as well. At the same time, the terminal is also in the optimum operation condition. This is very significant to the terminal safety operation and the energy conservation and emission reduction.     

Geochemical characteristics of light hydrocarbons in natural gases from the Turpan-Hami Basin and identification of low-mature gas

Theoretical and practical knowledge regarding low-mature gasses is of significant importance to identifying potential natural gas resources. Light hydrocarbon parameters and C and H isotopes are useful tools to identify low-mature gas. Twenty gas samples were collected from the Turpan-Hami Basin for light hydrocarbon analyses. The results showed that the light hydrocarbon components of natural gases contain high methylcycloxane, high isoparaffin and low benzene. This implies that the gas-generating parent materials are of typical humus type and the paleoenvironment is a fresh water sedimentary environment. These features are consistent with the geological setting of the basin. Comparative studies of isoheptane, heptane, and the carbon isotopic compositions of methane in natural gases, and other maturity indices indicated that natural gases in the Turpan-Hami Basin are dominated by low-mature gas formed during the low evolution stage of Jurassic coal seams. The parent materials are of type III, and the maturation degree was in the low evolution stage. These are the fundamental characteristics of low-mature gas. Results of light hydrocarbon research provided further evidence to suggest that the Turpan-Hami Basin is a large-scale gas producer of low-mature gas in China. It is likely that this resource will play an important role in future exploration and development of low-mature gas in China.     

盐类物质对泥质烃源岩生排烃过程的影响

根据中国东部下第三系盐湖相沉积存在的地质实际,利用地层孔隙热压生排烃模拟仪开展了仿真地层条件下的含盐和不含盐泥质烃源岩的生排烃模拟实验,通过对烃类产物的分析探讨了盐类物质参与烃源岩生排烃的过程。研究表明：（1）盐类的存在加速了成烃演化,促进了石油和天然气的生成;（2）盐类的存在降低了对有机质的吸附能力,加速了粘土转化和脱水过程,且盐层易解理,使烃源岩中微孔隙及孔缝发育,促进了油气的初次运移;（3）无盐泥质源岩发育区虽然滞留大量的石油资源,但由于其岩石本身难压裂,对于商业化开采页岩油并无太大意义,到达过成熟阶段后,可能是页岩气开采的有利区带。盐岩发育区虽然其整体演化过程中生成的油气易于排出,但在Ro=1.28%时仍然滞留着20% 的石油资源,富含大量的盐类脆性矿物而低含粘土矿物,有利于产生裂缝,易于压裂,是页岩油藏勘探的有利区带。     

西非北加蓬次盆G区块UPC段油气成藏模式及主控因素

 加蓬盆地作为西非被动大陆边缘重要的含油气沉积盆地,是目前油气勘探的热点地区,而G区块是中国在北加蓬次盆地的重要投资勘探开发区块。对该区块地层和沉积特征,以及烃源岩、储层、盖层、输导体系等油气成藏条件的分析表明,Ｇ区块石油地质条件优越,发育有优质烃源岩,而U.P.C.段作为G区块的主力产油层,储层物性很好,且该区块储盖组合配置关系良好。G区块油藏多为受构造控制的断背斜、断块油藏,油气主要富集在构造高点。研究表明,Ｇ区块油气成藏模式为“深源充注,断层盐边砂体输导,构造成藏”,油气成藏的主控因素为与盐运动相关的构造圈闭。     

反向正断层在松辽盆地南部油气聚集中的作用

油气勘探的实践成果表明,我国绝大多数含油气盆地中油气藏的形成和分布受断层分布的控制。通过对两井东—木头南区扶余油层石油地质特征、已提交探明储量区及有利区块预测结果表明,研究区通过以西南为主要物源方向的三角洲前缘砂体与北北西断层垂直或者高角度斜交的大型反向正断层的有效匹配,形成了邻凹侧具有有利富油的条件。分别通过对反向正断层形成的机制及背景、研究区发育分布特征、以及反向正断层聚油机理–模式进行研究表明,反向正断层对油气的聚集与分布有以下控制作用：控制油气聚集的类型、控制油气富集的程度、控制油气聚集的层位、控制油气聚集的部位,为今后油气勘探开发工作指明了方向。     

巴西圣弗朗西斯科盆地石油地质特征

 运用盆地资源评价方法对巴西圣弗朗西斯科盆地的地质背景和石油地质特征进行了系统的分析和研究。结果表明,圣弗朗西斯科盆地形成年代久远,构造演化史复杂,先后经历了断陷期、被动大陆边缘沉积期和前陆沉积期3个构造演化阶段,各阶段的盆地特征存在差异,发育Espinhaco群、Macaubas群以及Bambui群3套主要的充填序列。盆地中有效烃源岩、有利储层和区域盖层均发育于Bambui群和Macaubas群,生储盖配置关系良好。盆内圈闭发育,包括构造圈闭、地层圈闭及构造-地层复合圈闭等多种类型。通过成藏特征分析,认为盆地中的区域不整合面和巴西利亚构造运动所形成的断层和裂缝为油气的运移提供了通道,为油气在不同类型圈闭中的聚集创造了条件。综合各成藏要素,预测盆地西侧巴西利亚构造带周围是可能的油气富集有利区,且油气勘探应以天然气为主。