断裂破坏区域性泥岩盖层程度研究方法的改进

为了更加准确地研究断裂破坏区域性泥岩盖层程度,基于断裂破坏区域性泥岩盖层机理及程度的影响因素,通过断层岩和区域性泥岩盖层压实成岩程度代替其排替压力,改进了断裂破坏区域性泥岩盖层程度的研究方法,并将改进前后方法分别应用于研究海拉尔盆地贝尔凹陷呼和诺仁构造F1断裂破坏大一下段区域性泥岩盖层程度。结果表明:改进前后方法研究均得到测点9处F1断裂破坏大一下段区域性泥岩盖层程度最大,测点13处最小,其余测点介于二者之间,在测点1~8和12~15处有利于南一段源岩生成油气在大一下段区域性泥岩盖层之下南二段聚集与保存,但测点1~6无油气发现,是由于其构造位置低,油气供给不足,未充满所致,与目前F1断裂处南二段已发现油气分布相吻合。改进前方法研究成果虽与改进后方法研究成果具有相同的变化规律,但其值相对较大,低估了F1断裂破坏大一下段区域性泥岩盖层程度,表明改进后方法研究结果可能更符合地下实际,而且方便易行。

超深入泥岩层工况下泥浆护壁机械成孔灌注桩基础施工技术

在湿陷性黄土地区,地质条件复杂,桩基进入泥岩层的深度较大,且桩径较大,特别是在泥岩层中超过9m长度的泥浆护壁机械成孔灌注桩基础的施工难度较大。通过确定施工的相关参数,进行桩的定位及位置校核。从桩孔护筒的制作与安装、化学泥浆的制备和使用、桩基成孔、清孔及成孔验收、钢筋笼分段制作与吊装、桩基水下混凝土浇筑等方面分析泥浆护壁机械成孔灌注桩基础施工技术。该施工方法能有效避免泥岩层自身特性造成的对桩基施工不利的因素,从而保证成桩的质量和垂直度。。

准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气成藏条件及勘探方向

为了明确准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气勘探方向,开展了煤层连井对比、井-震标定和地震资料解释以及煤层测、录井资料分析。研究结果表明:①准噶尔盆地侏罗系西山窑组和八道湾组煤层发育,厚度较大,分布稳定,其中西山窑组发育2~3层煤层,累计最大厚度为20 m,八道湾组发育2~4层煤层,累计最大厚度为29 m。煤岩含气性好,录井气测异常明显。②环东道海子凹陷内中下侏罗统煤系烃源岩为中等—好烃源岩,Ro为0.6%~0.8%,处于低成熟—成熟阶段,具有较好的生气能力;天然气碳同位素分析结果显示,煤层气亦可来源于深部高成熟腐殖型有机质。③研究区西山窑组煤岩为中—低孔、低渗储层,孔隙度为7.0%~20.8%,渗透率为0.32~8.67 mD;八道湾组煤岩为低孔、中—低渗储层,孔隙度为5.6%~7.8%,渗透率为2.30~13.83 mD;煤层夹于泥岩之间且煤层之上区域性泥岩盖层分布广泛,封盖保存条件好。④研究区存在凹陷区源内煤层气富集成藏和凸起区深部外源气富集成藏等2种模式。环东道海子凹陷煤层气勘探潜力较大,特别是凹陷北东方向斜坡区和凹陷北部斜坡—滴南凸起区。

渤海东部凸起区与斜坡区油气勘探实践与认识

通过对渤海东部凸起区与斜坡区探井结果的对比分析,探讨了油气横向与垂向运移条件的控藏作用。分析表明,渤海东部凸起区与斜坡区属于输导脊-运移断层-目标圈闭的成藏模式,潜山不整合面输导脊与运移断层的配置、运移断层与区域盖层的配置是控制油气成藏层位及油气丰度的主要因素。输导脊-断层的配置样式与较小的深层断接厚度是浅层成藏的关键,凸起区深层断接厚度大于450m时,潜山是主要含油层系,反之潜山与新近系为含油层系,且断接厚度越大,新近系成藏概率越大;斜坡区东营组泥岩断接厚度普遍大于700m,潜山为主要含油层系。上述研究结果与已钻井吻合程度较高,对"他源型"区域勘探目的层系的确定具有一定的指导意义。

渤海湾油型湖盆大型天然气藏形成条件与勘探方向

渤海湾盆地是典型的油型盆地,天然气地质储量占比较小,气源岩主要为中—深湖相的Ⅱ2—Ⅱ1型干酪根,晚期构造活跃导致天然气保存条件较差,油型湖盆大型天然气田形成条件研究一直是业界难题。基于渤海湾盆地勘探实践成果,结合国内外大型气田类比剖析,从成藏动力、构造和沉积3个方面开展大型天然气藏形成条件研究,提出渤海湾盆地常规大型天然气藏形成的条件主要包括一个核心要素和两个关键要素。一个核心要素即古近系区域超压泥岩'被子'强封盖,两个关键要素包括烃源岩晚期快速熟化高强度生气和大规模储集体。在此基础上,建立了渤海湾盆地大型天然气成藏与富集贫化模式,进一步划分为区域超压泥岩发育富集型、局部超压泥岩发育贫化型、富砂沉积洼陷贫化型和晚期断裂强发育贫化型4种常规大型天然气富集贫化模式,指出环渤中凹陷、辽中凹陷北部、板桥凹陷等地区具备大型天然气富集的有利条件、值得勘探探索,对渤海湾盆地大型天然气藏勘探具有重要的借鉴意义。