不同模拟实验条件下烃源岩生油气能力对比及意义

通过对比研究地层孔隙热压生、排烃模拟实验与高压釜生烃模拟实验中油气产率及其演化过程与产物地化参数特征,结果表明由于模拟实验设置的边界条件不同,同样热解温度条件下地层孔隙模拟实验已生成的油气产率是高压釜模拟实验的两倍多,但地层孔隙模拟实验残余固态产物的岩石热解自由烃、生烃潜力、氢指数仍然大于高压釜模拟实验的。分析认为,高压釜模拟实验所设置的热解实验条件加速了干酪根的过度裂解,生成了更多的"焦炭"、二氧化碳和氢气,偏离了烃源岩的自然演化过程;而在地层孔隙模拟实验的实验条件,有效阻止了干酪根的过度裂解,使干酪根向油气的转化率较高,所得油气产率较高压釜大。实验数据表明,地层孔隙模拟的已生成的油气产率不仅大于原始样品的氢指数,且生油后残余固态产物仍具有较高的氢指数。因此,烃源岩的氢指数和模拟实验的油气产率均不能正确评价烃源岩的真正生油气潜量,提出采用油气指数来评价烃源岩的最大生油气潜量。

油基钻井液条件下气测衍生参数法的构建与在流体判识中的应用

西湖凹陷储层烃类流体以轻质油和凝析气为主,但是受油基钻井液体系和储层本身特性的影响,传统的气测解释方法和图板在储层流体解释评价中具有局限性。为解决这一难题,对西湖凹陷已钻探井的气测数据进行统计分析,通过改进传统3H比值法,建立了GO-I油气指数解释模型,并利用交会面积对流体密度进行预测。研究结果表明,油基钻井液条件下的GO-I油气指数解释模型及交会面积预测流体密度模型得到的结果与电缆测试结论相吻合,实现了井场流体性质、油气密度的随钻快速识别。该方法分析方便快捷,解决了油基钻井液条件下储层流体判识难的问题,具有较好的效果和应用前景,可为后期地质作业决策及油气藏评价提供技术支撑。

渤海海域辽西构造带S型走滑转换带特征及控藏作用定量表征

S型走滑转换带是走滑环境下广泛发育的一类构造。以往的研究认识多集中在对走滑转换带类型划分的探讨上,缺乏对其控藏作用的精细研究。本次研究利用渤海海域辽东湾地区连片三维地震资料,结合油气田实例,运用统计学方法分析了辽西构造带S型走滑转换带的控藏作用。辽西带新生代构造变形总体表现为NE向伸展构造系统和NNE向右旋走滑构造系统的叠加构造变形,S型走滑转换带可分为增压段和释压段两大类。按照走滑转换带演化阶段的不同,将增压段进一步细分为压扭低凸起段、平缓增压段和强烈增压段等3个亚类。将释压段同样细分为纺锤形浅凹、平缓释压段和菱形释压段等3个亚类。将走滑断裂末端发育的转换带归纳为增压型或释压型马尾扇。应用S型走滑转换带"油气富集指数"的分析方法,论证了S型走滑转换带弯曲度与走滑调节断层活动性具有正相关性,并成功应用于辽西凹陷南次洼旅大5-2北油田成藏分析工作中,为勘探决策提供了定量化依据。

基于气测烃组分的储层流体相快速识别评价方法——以渤中19-6构造为例

处于气液同存交错状态的复杂油气藏,存在油层出气与气层出油的普遍现象,流体相态识别难度非常大,流体类型的混淆会给后期储量的提交带来严重阻碍。为了快速识别油气同存的储层内流体相态,根据气测烃类组分特征差异,提出了星形图法、Bar图法和FLAIR油气水指数法,可有效识别储层内流体相变化特征。利用该方法对渤中19-6构造深埋低孔渗砂砾岩及潜山储层进行快速流体相分析,研究表明深部储层的流体相为气相特征,局部交错发育油环,流体性质主要为凝析气含凝析油。利用该法分析所得结论与试油结论完全相符。实践证实,基于气测烃组分特征差异的流体评价方法,可快速准确地解释评价复杂结构储层内的流体相态。