志丹-甘泉地区晚三叠世储层特征与成岩演化序列

为研究志丹-甘泉地区晚三叠世储层特征以及成岩演化序列,在岩芯、测井分析的基础上,采用普通压汞、恒速压汞等间接测定技术与核磁共振、微米CT等直接观测技术相结合的方式对储层的微观孔隙结构进行研究。结果表明:志丹-甘泉地区晚三叠世储层以次生孔隙为主,发育粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔及微裂隙,其中常见粒内溶孔,长石溶孔多伴随粒内溶孔发育,填隙物溶孔为少量浊沸石溶蚀形成的孔隙,微裂缝溶孔发育较少;普通压汞确定了志丹甘泉地区储层排驱压力、中值压力的最小值,计算了进汞饱和度值以及退汞效率;恒速压汞试验总结了不同渗透率储层的喉道分布特征,认为喉道是决定渗流率的主要因素;核磁共振T2谱的弛豫时间与储层的孔隙度呈正相关;微米CT技术构建了储层的孔隙网络模型,认为储层孔隙连通性较差。研究结果对志丹-甘泉地区延长组储层特征与成岩演化序列研究提供了理论依据。

鄂尔多斯盆地甘泉地区下侏罗统高分辨率层序地层学分析

根据层序沉积时限以及基准面旋回界面识别标志,运用高分辨率层序地层学理论和方法,对鄂尔多斯盆地中南部甘泉地区下侏罗统进行了划分。识别出下侏罗统各级旋回层序界面,并将其划分为1个超长期、8个长期、32个中期、86个短期旋回层序。应用地层等时对比技术,以长期旋回层序为地层对比框架、中期旋回层序为地层对比单元,建立了研究区下侏罗统等时地层格架。下侏罗统沉积于盆地基底快速沉降、缓慢抬升的构造环境,在基底抬升速度周期性变化过程中,盆地边缘沉积了数层可采煤层,成为划分层序的重要依据。

甘泉湖风景区旅游环境承载力测度与分析

基于旅游环境承载力的概念和评价方法,运用层次分析法,对研究区的资源空间承载力、生态环境承载力,以及综合承载能力进行了分析与测算.结果表明,规划区最佳日游客容量为4 148人,合理年游客容量为75万人次/a.甘泉湖风景区的现状年、日游客接待量均处于适载状态,应提高景区的知名度和吸引力,加大游客的实际接待量,促使旅游业健康稳定发展.

南海西沙海域甘泉海台的阶梯状地形

通过多波束水深资料,研究了南海西沙海域甘泉海台地形特征。甘泉海台顶面平坦,坡度通常〈1°,但存在3级阶梯状地形,水深范围介于550-700 m,这3级阶梯状地形总体向南西倾斜。在600-850 m水深范围内,甘泉海台普遍发育水下阶地,识别出的水下阶地多达5级,其中西侧阶地发育程度优于东侧。初步认为：甘泉海台顶部和周缘阶梯状地形是冰期―间冰期旋回尺度上全球海平面变化和南海地壳沉降共同作用的结果,这2个因素可能也控制着南海其他珊瑚礁的发育演化。在850-1 300 m水深范围内,甘泉海台周缘存在倒石堆状地形,推测主要是珊瑚礁碎屑从礁顶搬运沉积的产物,甘泉海台西北侧比东南侧倒石堆地形更加发育的现象估计与甘泉海台顶面向南西倾斜直接相关。

甘泉地区页岩油气资源及有利地质要素

为了研究延长组页岩油气的资源前景,总结利于其赋存的有利地质要素,研究采用生烃潜力法获得了甘泉地区的页岩油气资源为2.1×10~8t油当量。基于岩心观察、镜下识别、解吸实验等技术手段,对甘泉地区利于页岩油气赋存的地质要素进行了综合分析。研究结果表明,甘泉地区页岩品质较好,具备生油气的物质基础;薄砂纹层发育,储层的孔渗条件提高;构造缝遭受充填,抑制了油气的散失;油气水共存,构造运动对油气的的破坏作用有限。

敦煌壁画汉唐长安城相关问题申论

敦煌壁画中有关汉唐长安城的图像,分别出现在莫高窟初唐第323窟"张骞出使西域图"、"昙延法师灵异故事",莫高窟盛唐第217、103窟佛顶尊胜陀罗尼经变"序品"中,另有以莫高窟第85窟为代表的晚唐五代时期华严经变中的里坊图像。这些唐五代宋初出现在敦煌壁画中的有关汉唐长安城的图像,是目前所知仅存的以彩色壁画形式记录汉唐长安城相关信息珍贵资料,有重要的历史和学术价值。敦煌壁画是"形象的历史",仔细梳理和解读几处敦煌壁画中与汉唐长安城有关的画面,可以看到长安城在中古时期绘画史中蛛丝马迹的影像,使得曾经极其宏伟壮观、令世人无限向往的汉唐国际大都会长安城,通过敦煌壁画的片断式记载而展现在世人眼前。虽然目前揭示出来的仅是宏大的长安城的一个个小场景,但也初步展现长安城的魅力所在,同时也彰显敦煌壁画研究的价值及其美妙的前景。

鄂尔多斯盆地甘泉地区延长组长8段原油地球化学特征及来源

通过系统采集鄂尔多斯盆地东南部甘泉地区原油、砂岩和烃源岩样品,分析了延长组长8段原油地球化学特征,明确了原油成因和来源。研究表明:长8段原油为正常原油,具有低黏度、低初馏点、低凝点和低含硫量的特征;生物来源为混合型输入,形成于弱氧化-弱还原环境,是生油高峰阶段的产物。根据C_(30)重排藿烷和二环倍半萜类分布特征可将原油分为Ⅰ类和Ⅱ类原油,Ⅰ类原油主要分布于长8_(1)段,Ⅱ类原油主要分布于长8_(2)段。长9段和长8段烃源岩具低C_(24)TeT/C_(26)TT、高-异常高C_(30)重排藿烷含量、低8β(H)升补身烷和8β(H)补身烷含量的特征,长7段烃源岩与之相反。油源对比结果表明,Ⅰ类原油为长7烃源岩贡献,Ⅱ类原油为长8和长9段烃源岩贡献。甘泉地区主要发育长8_(2)油藏,其西部原油为长8和长9烃源岩贡献,而东部原油主要为长9烃源岩贡献,长7烃源岩次之。研究认识到长8和长9烃源岩的烃类贡献可能是促使长8_(2)段较长8_(1)段富集的重要因素,对下步勘探有指导意义。

甘泉地区长7段沉积岩特征与地质评价

以甘泉区长7段为研究对象,应用岩心、薄片、粒度图像、X衍射等技术手段,结合钻、测井资料,对沉积岩特征进行定性和定量分析,并从区域实际情况出发,进行沉积岩地质评价。研究表明,长7段岩石以细粒砂岩为主,全段有机质类型为Ⅱ_(1)型、Ⅱ_(2)型,有机质成熟度适中,具有生烃能力;岩石组合类型有叠置砂岩型(薄厚均可见)、叠置砂夹薄层泥页岩型、泥页岩夹薄层砂岩型。平面上长7_(1)、长7_(2)细砂岩全区分布但差异明显,南部DG区最发育,长7_(3)黑色泥页岩区内厚度差异明显,西部LLY区厚度最厚,超过40 m。沉积物成因有三角洲前缘、湖泊、浊流、砂质碎屑流,形成的优势砂体连片分布、物性好、孔隙类型多样且数量多,与互层泥页岩形成近源储油和源内储油特征。

鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

对鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界本溪组和山西组的煤系泥岩、炭质泥岩及煤岩样品进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试,并评价了其生烃潜力。研究结果表明:(1)甘泉地区上古生界发育多套烃源岩,岩性主要为煤和暗色泥岩。(2)山西组有机质丰度高,是较好的烃源岩,本溪组有机质丰度则相对较低,品质相对较差;本溪组烃源岩以腐殖型Ⅲ类为主,山西组烃源岩则多为腐殖型Ⅲ类,其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类。(3)本溪组和山西组烃源岩成熟度整体处于高成熟—过成熟阶段。(4)上古生界烃源岩在甘泉地区广泛分布,本溪组烃源岩累计厚度为10~20 m,山西组烃源岩累计厚度为50~80 m,整体均为较优质烃源岩,具有较高的生烃潜力。

甘泉地区长8段储层特征及油气富集规律

鄂尔多斯盆地甘泉地区长8油藏为典型的低渗透油藏,但油藏主要分布于长8_(2)亚段。为明确储层特征及对油气富集的影响,利用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试和物性资料等对甘泉地区延长组长8段储层特征进行了对比研究。结果表明:甘泉地区长8段储层以长石砂岩为主,岩屑长石砂岩次之;主要发育溶蚀粒间孔和长石溶孔,原生粒间孔在长8_(2)储层内保存相对较好;优质储层受沉积微相和成岩作用的控制。与长8_(1)储层相比,长8_(2)储层具有高孔隙度、低排驱压力、高进汞饱和度、低退汞效率和孔隙连通性差的特征。油气分布受控于长8段储层的垂向差异和优质储层的平面展布范围,而原生孔隙发育情况是决定油气产量的重要因素。大量油气早期充注高孔储层,晚期因压实作用强烈、次生改造作用较弱,加上沥青封堵,基本滞留于原地,即主要在长8_(2)亚段富集。

志丹-甘泉地区古生界天然气烃源岩特征及其综合评价

为了明确志丹—甘泉地区烃源岩发育特征,本文通过对20多口探井的烃源岩测井识别及4口单井评价资料,绘制出烃源岩厚度平面图,分析了潜在烃源岩的展布特征,同时参考国内外烃源岩评价标准并结合烃源岩地球化学特征,最终对古生界天然气烃源岩进行综合评价。研究结果表明:鄂尔多斯盆地主要发育下古奥陶系碳酸盐岩和上古生界石炭—二叠系煤系两套烃源岩。有机质类型大都以富镜质组、富腐泥组,贫壳质组(二富一贫)特点。北部以高等植物来源的镜质组为主,南部则以藻类及其它低等生物来源的腐泥组为主;上古富镜质组,下古则富腐泥组。综合分析认为:两套烃源岩有机质含量偏低,但是有机质类型、成熟度较高,具备一定的生气潜能。单井与区域、烃源岩评价与试气结果存在一定的差异性,其原因可能与目前评价标准、取样代表性、测试技术有关。

鄂尔多斯盆地甘泉--富县地区长7烃源岩地球化学特征

鄂尔多斯盆地甘泉—富县地区是延长油田致密油主要发育区,为了解决延长组长7油层组致密油资源潜力不清、富集规律不明、勘探开发风险大等问题,利用岩心和测井资料,研究了长7暗色泥岩的分布特征,并通过烃源岩总有机碳、烃源岩热解参数、氯仿沥青"A"族组成、镜质体反射率(Ro)等的分析测试,评价了长7烃源岩的生烃潜力。结果表明:烃源岩有机质丰度高,主要为Ⅰ和Ⅱ1型,有机质热演化程度普遍达到成熟生油阶段,生油潜力大,总体评价为较好—好烃源岩;烃源岩的分布明显受沉积格局控制,靠近湖盆中心的深湖—半深湖沉积区的西北部是长7烃源岩的主要发育区,厚度为50~70 m,可作为下一步致密油勘探的重点区域。该研究成果对类似地区的烃源岩地球化学特征、生烃潜力评价、预测油气有利区具有指导作用。

富县-甘泉地区长7长8油层组成藏控制因素研究

通过对富县-甘泉地区延长组长7、长8油层组油气成藏条件分析,认为本区烃源岩为延长组长7和长9油层组的优质烃源岩;长7、长8油层组砂体整体上砂体呈北西-南东向展布,为低孔-特低渗储层;长7油层组源岩与长7和长8油层组储层直接接触,源储大面积相邻分布,整体上形成了源储紧密接触的"三明治"式源储结构特征,离源岩越近的层位,含油饱和度相对越高;富县-甘泉地区延长组的油气富集的主控因素为有效烃源岩排烃强度控制了石油的分布,有利的源储结构促进了烃源岩的排烃及其对致密砂岩的充注程度,垂向叠置砂体与广泛发育的构造裂缝构成了石油向致密砂岩充注与运移的有利垂向输导通道,持续存在的源储剩余压差与储层渗透率耦合控制了石油的富集程度。

利用地震正演及属性预测碳酸盐古沟槽、裂缝和孔溶洞——以鄂尔多斯盆地甘泉地区马家沟组为例

充分应用地震、钻井、测试等资料,采用地震正演模拟及属性等技术识,识别古沟槽,预测裂缝和孔溶洞储层,修正岩溶古地貌,优选勘探开发有利区。研究表明:(1)地震正演模拟识别出工区北部发育三条主沟槽,识别出工区北部、南部以及中部地区发育孔溶洞以及裂缝;(2)地震修正古地貌表明,研究区沟槽主要发育于东北部,中部南部发育台地以及斜坡;(3)地震振幅、能量属性预测中部、中南部以及西北部风化淋滤强烈,孔溶洞发育,视为储层发育有利部位(4)延843-延844-延266井区等为岩溶水淋滤强烈区,延111井-延556井区等受岩溶水垂直和水平流动影响大,延313-延818井区等为振幅以及能量属性较强,溶孔溶洞发育。以上成果认识对勘探开发部署工作具有一定指导意义。

鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区长8成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区致密油勘探取得了一定的进展,但是长8成藏研究程度依然较低,从长8致密油分布特征、烃源岩分布特征、砂体展布带和相控带、运移动力等方面,对鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区长8致密油成藏主控因素进行了探讨。发现长8油层组具有“源控区、砂体展布带和相控带、源-储压力差控位”特点,即优质烃源岩的分布控制着致密油的成藏位置和规模;三角洲前缘水下分流河道复合砂体为有利相带,有利相带物性相对发育区为油藏聚集的“甜点”区。长7、长9优质烃源岩与长8段优质储层之间的源-储压力差为石油短距离运移提供了动力,控制了长8致密油的形成与富集。

甘泉油区石油勘探开发中钻时曲线的应用

对甘泉油区7口油井的延安组、延长组长l、延长组长2含油地层的钻时曲线进行分析,证明利用可靠的钻时曲线可以在现场快速、直观地定性判断岩性,辅助解释岩性剖面,判断砂岩含油层顶、底界,卡取砂岩含油层:可以快捷地判断砂岩含油层的隔层及其均质程度。