万米钻探工程的石油地质理论依据与勘探方向

油气资源是关系着我国经济发展的重要战略资源。我国陆上主力油田经过50余年开采,油田含水率已超90%。我国石油和天然气对外依存度已分别由2013年的58.9%和29.2%提高到2022年的71.2%和40.2%,已进入石油安全警戒线,影响国家安全。为了寻找更多接替储量,油气勘探向“更深、更复杂”超深层的万米勘探新领域推进,近期国内油公司相继实施了“深海一号”、“深地一号”油气勘探计划,探索实践了智能导钻新技术,推动了万米勘探计划的实施,9 000 m以深的井也发现了油气藏。通过近期的勘探实践,从超深层成烃、成储与成藏机理等方面,论证了万米钻探的石油地质理论依据,指出超深层具有多途径生烃,已经突破120~160℃的生烃门限;“三元控储”理论指出,大于4 500 m的深层、超深层仍发育有效的储集体;多期成藏与保持是超深层规模油气藏发育的有利条件。四川盆地海相深层资源总量约为15.22×10^(12) m~3,其绵长裂陷槽周缘震旦系、川中古隆起周缘龙王庙组、城口海槽南侧米仓山—大巴山地区龙王庙组、川西上古生界深层等具有千亿立方米的资源规模。塔里木海相深层总资源量约为152.62×10~8 t油当量,其中塔北隆起、塔中隆起、麦盖提斜坡的中下奥陶统岩溶以及满加尔西缘中下寒武统台缘带、阿瓦提—顺托果勒中下寒武统台内滩等是具有亿吨级规模的勘探领域。鄂尔多斯盆地西南缘的中新元古界近期也有重要的油气发现。准噶尔盆地准中深洼带、塔里木盆地库车坳陷深层等碎屑岩领域也是万米勘探的重要领域。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩-蒸发岩层系层序地层模式及其对源-储的控制作用

在充分调研已有成果的基础上,按照Vail经典层序地层理论,综合考虑碳酸盐岩-蒸发岩沉积学原理、台地形态、盆内和古隆起边缘岩性组合特征等,提出了鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组蒸发岩主要赋存于层序下部、浅水碳酸盐岩赋存于层序上部的层序地层划分模式,据此将马家沟组划分为5个三级层序。三级层序界面分别位于马(马家沟组)一段、马三段、马五^(10)亚段、马五^(6)亚段和马五4亚段底部,马家沟组底部和顶部为区域不整合面。在三级层序低位域的时限内,蒸发岩和碳酸盐岩在时空上呈指状交叉,蒸发岩沉积的次数与相邻碳酸盐岩地层中无沉积或间断(不整合)的次数相关,这种四级-五级的沉积间断面是层间溶蚀发育的前提条件,同时也决定了蒸发岩间烃源岩的发育位置。处于低位域的马一段、马三段、马五^(6)亚段3套蒸发岩层系发育潜在烃源岩,主要分布在环盐湖外围洼地及盆地中心斜坡区,具有层薄、累计厚度大的特征。沉积相与多级次层序界面控制储层的发育,主要形成了2类储层:(1)滩相白云岩孔隙型储层,主要发育在三级-四级层序高位体系域中、上部,沉积间断面与滩相叠加区为孔隙型储层发育的有利层位;(2)含膏云岩中膏模溶孔型储层,主要发育在低位体系域的次级海侵期,古隆起边缘区潮坪相带是膏模孔溶蚀型储层发育层位。

鄂尔多斯盆地乌审旗隆起东北侧怀远运动不整合特征及其对岩溶储层形成的意义

怀远运动(加里东期Ⅰ-Ⅱ幕)是鄂尔多斯盆地早古生代一次较大的构造活动,其影响仅次于加里东期(Ⅲ幕)—海西运动,存在长时间的沉积间断,在古隆起附近形成了较为有利的岩溶储层。怀远运动不整合面在乌审旗隆起东北侧表现为奥陶系马家沟组一段与寒武系三山子组之间的平行不整合接触。不整合面上、下均为碳酸盐岩地层,但在测井电性、岩石矿物、元素以及同位素分析上都存在很大的差异。三山子组为细晶白云岩,在测井响应上具有低伽马值、高电阻率的特征,发育不规则状溶蚀孔隙,是岩溶储层发育段。三山子组储层多属于相对高能的近隆浅滩、正常海水环境,白云化作用为浅埋藏期渗透回流白云岩化。马家沟组一段是怀远运动后的首套沉积地层,由于靠近乌审旗古陆,岩性复杂,呈现出膏-云-泥-砂混杂沉积的特征,沉积时虽然也属于海相环境,但其与三山子组沉积时相比已发生了较大变化,属于海侵早期靠近古陆的混积潮坪沉积环境,气候相对干旱,以海源碳酸盐沉积为主,又常有间歇性的陆源碎屑补给,白云岩则是准同生期萨布哈白云岩化作用的产物。三山子组储层受相对高能原始相带以及怀远运动相关白云岩化作用和岩溶作用共同控制,储层多为白云岩化作用和表生岩溶作用叠加形成,分布于乌审旗隆起、镇原隆起和吕梁隆起附近。

青铜文物的保护修复技术分析

青铜文物源远流长,既是我国宝贵的历史文化遗产,也是我国传统文化的瑰宝。种类繁多,拥有悠久的历史,加之青铜器造型各异,工艺精湛,富有超高的艺术观赏价值。但是,随着时间的推移,青铜文物受到不同因素影响,致使诸多青铜器存在腐蚀、变形、残缺等问题。为了确保青铜器在日后的收藏与陈列,既要保障青铜文物的保护与展示效果,还要尊重青铜器的历史信息与原貌。故此,本文就青铜文物的保护与修复技术展开分析。

激励与转角信息未知条件下桥梁结构物理参数识别

桥梁结构物理参数识别往往需要完整的结构响应和已知的外加激励信息,这在实践中通常难以实现。为实现转角信息与外加激励数值均未知情况下的桥梁结构物理参数在线识别,先采用静力凝聚方法消去转动自由度,据此将扩展卡尔曼滤波方法与最小二乘方法结合,提出一种改进的扩展卡尔曼滤波方法。其中,针对静力凝聚后观测方程呈现高度非线性,导致卡尔曼量测矩阵计算低效的问题,引入基于克朗尼克积的分解算法。以一座简支梁桥为例,在移动荷载下进行了仿真测试。结果表明,所提方法能够准确地识别结构物理参数和外加激励,且克朗尼克积引入后,识别精度与程序运行速度均有显著提升。

鄂南富县地区奥陶系天然气成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地东南部的富县地区近年来在奥陶系海相碳酸盐岩中勘探成效显著,在马家沟组各种类型的储层中发现了多个含气区,但各含气区之间天然气的聚集程度存在明显差异,造成差异的原因尚不明确,限制了地区勘探的战略展开。结合近期勘探成果,在对该地区成藏基本条件进行分析的基础上,对比解剖马家沟组不同气藏成藏条件,综合分析研究区的烃源岩条件、储层类型和分布规律,认为该区发育风化壳和内幕两个成藏组合,风化壳气藏主要发育在厚源优储有效对接的古地貌高部位;内幕气藏主要发育在近源的沟槽附近及断裂发育带。上古生界煤系烃源岩是天然气成藏的基础;本溪组良好的铝土质泥岩盖层是风化壳储层中天然气聚集的保障;前石炭纪有利的古地貌位置是控制马家沟组储层质量的主要因素,古地貌高部位是风化壳储层发育的有利区,内幕白云岩储层在沟槽等低部位局部连片发育。此外,断裂的发育可促进天然气的局部聚集。研究明确了鄂南富县地区奥陶系天然气藏的成藏主控因素,对勘探从核心区主力层向外向深扩展具有指导意义。

松辽盆地徐家围子断陷火山活动期次与烃源岩演化

徐家围子断陷在断陷期有3次较大规模的火山活动,营城期火山活动持续时间最长。火山活动加速了深层火石岭组、沙河子组、营城组3套主力烃源岩的成熟。烃源岩的埋藏史、热史和生烃史模拟计算结果表明,徐家围子断陷深层火石岭组烃源岩埋深1300 m 的 R_o 值,在约1Ma 时间内迅速达到0.7%。沙河子组以及火石岭组烃源岩埋深约2600 m 时,R_o 值已经达到1%。泉头组沉积前,沙河子组及火石岭组烃源岩已进入生气高峰。青山口组沉积前,营城组烃源岩处于生气高峰,沙河子组以及火石岭组开始生成干气。此时,登娄库组二段和泉头组一、二段区域盖层业已形成,徐家围子断陷开始形成营城组—泉头组天然气藏。嫩江期末,由于边界断层的活动,营城组—泉头组天然气藏进行再分配。

松辽盆地北部深层天然气成藏动力系统及空间分布特征

成藏动力学系统研究是石油地质学从静态、定性描述向动态、定量表征研究过程转移的必然产物。根据烃源岩与气藏的空间位置、盖层分布特征、油藏流体性质和压力分布特征以及天然气运聚机理,将松辽盆地北部深层天然气藏划分为远源常压气藏系统和自(近)源超压气藏系统以及无机成藏系统。远源常压气藏系统主要包括以泉一、二段为盖层的K1d2—K1q1—2成藏组合和以登二段为盖层的K1yc—K1d2成藏组合;超压气藏系统为自生自储的Jhs1—K1yc成藏组合,自(近)源超压气藏系统是松辽盆地北部深层寻找大中型天然气藏的勘探方向。

多环芳烃在饮用水处理中的行为研究

采用固相萃取及气质联用(SPE—GC—MS)的方法对我国北方某市自来水中多环芳烃(PAHs)的污染水平及其在传统自来水处理过程中的行为进行了研究。结果表明:①从原水中检测出了9种PAHs,其总浓度为64～208ng/L,并有季节性变化趋势;②从管网水中也检测出了9种PAHs,总浓度为87～198ng/L;③常规处理工艺能去除26.8%～62.7%的PAHs,但是在管道输送过程中发现存在二次污染。

长岭断陷深层储层包裹体特征与油气成藏过程

成藏过程精细解剖是油气富集规律和选区评价研究的基础。通过流体包裹体的显微赋存状态描述、均一温度测定,指出烃类包裹体主要赋存在石英次生加大边和切穿加大边的微裂隙以及方解石胶结物中,均一化温度主频在130~150℃。成岩史与埋藏史分析表明随着烃源岩成熟度的增加,后期生成的高成熟度天然气向上运移,首先将低部位圈闭中的原油驱替到构造高部位的圈闭,形成现今SN189井和SN183井中的油藏,邻近生烃中心的SN115井储层中残余沥青正是这期原油裂解的产物。后期形成的天然气沿断层向上运移聚集,形成SN182井的天然气藏,该井的流体包裹体以天然气为主。因此,沿断层向上倾方向,液烃包体含量越来越少,天然气包裹体含量增多,现今构造高部位为油藏,低部位为气藏,油、气同源。长岭断陷的坳陷区和斜坡区的古构造、砂岩上倾尖灭和砂岩透镜体油气藏是天然气勘探的主要方向。

原油气相色谱指纹可配比性实验研究

气相色谱分离技术能有效地对混合物中不同痕量的化合物进行分离并对不同组分进行定量。根据油(气)井生产过程建立混采油井化学模型,采用GC和GC/MS实验分析技术,选择大港油田某断块原油进行气相色谱指纹化合物可配比性实验和化学模拟。结果表明:并非所有色谱指纹化合物都具有可配比性,指纹化合物的可配比性不但取决于生成原油的地质背景,而且还与原油组分的性质、浓度以及色谱分析的分离度和定量方法等因素有关。应用具有可配比性的原油色谱指纹,可以定量模拟混采井生产过程中不同单层的贡献率,并对油藏进行动态监测管理。实验研究结果还可以进一步推广到多油源区不同烃源岩对油藏储量贡献率的模拟计算,寻找有效烃源岩及主要运移路径,确定最佳勘探目标区;同时该技术还有望用来解决环境污染动态监测的技术问题。

塔里木盆地志留系成藏条件与勘探方向探讨

志留系是塔里木盆地油气勘探的重要目的层系之一,主要为一套滨岸或潮坪、滨外陆棚相沉积,在沙雅隆起、北部坳陷和塔中低凸起均有较广泛的分布,其沉积中心位于满加尔坳陷的草1井区,自西向东、自南向北地层由薄变厚,岩性由粗变细,泥岩颜色由紫变灰,笔石化石增多.志留系自下而上分为4个岩性段,下砂岩段是盆地内著名的沥青砂分布层位,构成三套储盖组合.志留系具有近源聚集油气的优越条件、良好的储集岩发育背景、多种圈闭类型和多期成藏的特征.志留系油气勘探的主攻领域应在轮南地区、环哈拉哈塘周缘地区、塔河油田南部、孔雀河斜坡、塔中隆起北斜坡以及巴楚隆起南缘地区.加强海西期古构造研究,寻找海西期以前形成的型圈闭是志留系大中型油气藏勘探的方向.

鄂尔多斯盆地南缘上奥陶统平凉组浅钻中古岩溶洞穴的发现及其意义

鄂尔多斯盆地南缘(鄂南)奥陶系具有与盆地中东部完全不同的沉积、岩溶环境和岩溶储层特征,其中设计的一口浅钻井揭示了碎屑物质充填岩溶洞穴的存在。浅钻钻遇上石炭统本溪组和上奥陶统平凉组两套地层,本溪组岩性为铝土质泥岩,平凉组主要颗粒灰岩和藻灰岩,并夹有多套泥岩层。利用矿物成分、主量元素、微量元素和稀土元素特征,对比分析了两套泥岩的来源、风化蚀变程度、氧化还原环境、气候和古构造环境。结果表明,本溪组泥岩代表了更高的风化程度,平凉组泥岩沉积时所处的还原环境比本溪组泥岩更强,两套泥岩都反映了晚古生代海陆过渡的沉积环境、变化频繁的气候环境以及活动大陆边缘-大陆岛弧的构造背景。平凉组泥岩形成时间为鄂南隆升阶段湿润岩溶发育期,为风化蚀变的陆源碎屑,代表了前石炭纪岩溶期洞穴和暗河堆积。结合泥岩段上、下裂缝普遍发育的特征,认为鄂南地区曾经存在过岩溶裂缝-洞穴系统,虽然浅钻仅仅钻遇了代表着已经被碎屑堆积充填的洞穴,但可以推测在合适的古地貌位置可能存在残余的裂缝洞穴,是未来进行油气勘探值得期待的领域。

鄂尔多斯盆地南缘奥陶系露头沥青地球化学特征与意义

鄂尔多斯盆地南缘露头沥青赋存于下奥陶统亮甲山组灰岩裂缝中,裂缝近垂直于层面,沥青高约75 m,宽约1~44 cm,下宽上窄。其沥青质的碳同位素为-28‰,沥青等效反射率分布在1.829%~1.965%之间;沥青和上奥陶统背锅山组烃源岩均具有较低的Pr/Ph值、较高的C24四环萜烷的生物标志物,沥青的C29甾烷优势和低伽马蜡烷指数可能揭示其成烃母质形成于微咸水的低等海洋浮游生物的环境。沥青和背锅山组烃源岩规则甾烷组成均有＂V＂型特征,C24四环萜烷/C26三环萜烷、Tm/Ts值萜烷生物标志物参数值接近,表示他们具有亲缘关系。南缘奥陶系沥青地球化学特征及成因研究,对评价南缘下古生界碳酸盐岩的勘探潜力具有重要的理论和生产价值。

松辽盆地长岭断陷烃源岩特征与油源对比

长岭断陷层烃源岩和原油样品的地球化学特征分析表明,火石岭—营城组是主要烃源岩,丰度较低、成熟度较高,以Ⅲ型干酪根为主。饱和烃参数、芳烃三芴系列组成特点均表明烃源岩主要形成于微咸-半咸水湖泊的弱氧化-还原环境中,物源以陆源高等植物输入为主,其次为低等水生生物。烃源岩及原油族组分、碳同位素特征、三环萜烷和四环萜烷系列、藿烷系列、芳烃系列分布特征与对比均表明,油源与营城组烃源岩具有较好的亲缘关系。

油藏流体动态色谱指纹监测技术与应用

油藏流体动态色谱指纹监测技术的基本依据在于同油层中的原油具有相似色谱指纹、不同油层的原油色谱指纹的差异性以及指纹化合物的可配比性。其分析结果是油田调整挖潜,制定提高采收率措施的重要依据。应用建立的色谱指纹动态监测的数学模型,对东部某油田X37-0开发井区,NmⅢ7和NgⅡ3混采的西37-1井和西38-1井计算出NgⅡ3层的贡献分别为88.98%和86.09%,NmⅢ7层的贡献率分别为11.02%和13.91%。并在相同实验条件下按NmⅢ7:NgⅡ3为85:15的比例配比成混合样品"配16",提取与实测样品相同的配对指纹参数进行相关分析与检验,佐证了模拟计算结果的正确性。

塔里木盆地油气勘探实践与发现规律探讨

塔里木盆地50多年的油气勘探历程分为3大时期、6个不同阶段。第一个时期主攻山前,主要是在构造圈闭理论指导下,以油苗为线索,以前陆盆地山前构造带为勘探对象,获得了油气的首次突破;第二个时期突破塔北,主要以岩性圈闭理论和碳酸岩盐生烃理论为指导,以克拉通古隆起、古斜坡为勘探对象,拉开了中国海相油气勘探的序幕;第三个时期立体勘探,主要以叠合盆地油气成藏理论为指导,以克拉通古隆起、古斜坡和前陆冲断褶皱带为勘探对象,形成了盆地的整体评价。盆地勘探实践表明,新理论、新认识是油气发现的基础,有目的层、不唯目的层是油气发现的催化剂,相邻、相似探区的启示是油气发现的捷径,工程技术进步是油气发现的桥梁,科学的勘探决策是加快油气发现的关键。目前,塔里木盆地油气产量已经超过了2000×104t油当量,标志着塔里木油气勘探即将进入快速发现阶段,为实现中国油气资源的战略接替奠定了基础。

油田开发动态色谱指纹监测技术的数学模拟研究

由于储集层和油藏流体非均质性分布的影响 ,混层开采的生产井中各单层的产液贡献不同 ,油田开发动态色谱指纹监测就是利用 2 0世纪 90年代发展起来的色谱指纹相关分析技术 ,通过井口油藏流体色谱指纹化合物组成的变化来度量产液量的变化 ,监测油藏流体的运动规律和不同单层的产液贡献 ,对油藏实施分层管理 ,为油田调整挖潜、制定治理措施和提高采收率提供重要依据。给出根据油藏开发的实际生产过程建立的物理模型和基于QR算法的数学模型。结合配比实验技术建立色谱指纹参数数据库并进行化学模拟和数学模拟 ,结果表明油田开发动态监测模拟计算的色谱指纹参数的约束条件是 :①表征各单油层非均质性的色谱指纹参数是一个不随其贡献量 (体积或质量 )变化的量 ;②对同一指纹化合物 ,混合样中该化合物的量取决于各单层中该化合物的相对贡献率 ;③表示各单层的特征指纹化合物的数组之间要有一定的离散度 ,以避免产生非奇异系数矩阵和共线性问题出现。因此 ,选择新的色谱指纹化合物参数 ,成功地进行了 3层混采动态色谱指纹监测的化学模拟与数学模拟。图 2表 1参

油藏色谱指纹非均质性形成机理及其稳定性实验模拟

从油田开发动态地球化学监测的基本地质概念模型出发,应用油藏流体非均质性理论,分析了不同地质时期影响原油色谱指纹变化的地质因素。通过指纹GC/MS鉴定和实验模拟地下不同温度和不同时间的开采条件,分析了油藏开采过程中色谱指纹的变化规律。结果表明:原油色谱指纹稳定性主要和化合物的性质、含量以及色谱柱分离度有关。油藏开采过程中,适当碳数范围内的原油色谱指纹在井底和井口的不同温度条件下以及同一单层在一定的观测时间范围内具有稳定性。研究结果对进一步开拓原油色谱指纹在油田开发管理中的应用具有重要的理论价值。

南海北部二氧化碳对天然气水合物形成与分布的影响

南海北部天然气富含CO2等非烃气体,非烃气体对于水合物既有建设性,也有破坏性。含CO2的天然气向上运移渗漏到浅层,条件适当时,CO2可作为碳源,被还原成CH4,在浅层形成水合物成藏。选取南海北部的几组不同CO2、N2含量的气体组分进行的实验表明,含CO2的天然气形成水合物的温度比纯甲烷水合物要高,致使水合物的赋存深度增加,从而拓展了水合物稳定带的厚度。高含CO2的天然气藏发生强渗漏并运移至上覆甲烷水合物层时,CO2可能会置换甲烷水合物中的甲烷,使原有的水合物矿藏遭受破坏或甲烷饱和度下降。