济阳坳陷不整合结构的类型、特征及意义

按照不整合面之下风化黏土层和半风化岩石的发育程度,将济阳坳陷不整合结构划分成Ⅰ1型、Ⅰ2型和Ⅱ型3种类型。由于不整合结构的不同,在岩石学、矿物学、元素地球化学、风化程度指标及测井响应等特征上也具有一定差异。在空间展布上,Ⅰ1型结构主要分布在第三系与前第三系、古近系与新近系之间的不整合,平面上多位于凸起、斜坡上地形相对平缓的地区;Ⅰ2型结构发育广泛,但以盆地斜坡为主;Ⅱ型结构主要分布在古近系内部规模相对较小的不整合,区带上集中于盆地中靠近洼陷的部位。不整合结构的研究对于油气勘探具有重要意义。

绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气能力综合评价

为了研究绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气的能力,根据砂体的发育程度（砂地比）和渗透率特征,定义、求取了砂体输导天然气能力评价参数。得到绥滨坳陷东荣组砂体输导天然气能力评价参数值为0.01~0.21,高值区主要分布在坳陷东部,由此向西砂体输导天然气能力评价参数值逐渐减少。通过定义求取气藏天然气聚集效率,对中国11个以砂体为主要输导通道的大中型气田天然气聚集效率值进行了计算。通过中国11个以砂体为主要输导通道的大中型气田砂体输导能力评价参数与天然气聚集效率之间关系研究,得到绥滨坳陷东荣组高效、中效和低效砂体输导层输导天然气能力评价参数评价标准,据此评价标准可以得出东荣组砂体输导能力中效区位于坳陷东部,低效区位于坳陷西部。结合研究区圈闭条件,综合研究得到绥滨坳陷东荣组天然气较有利区位于绥滨坳陷福兴斜坡及东部斜坡带的东南部。

前陆盆地高效大中型气田形成的断裂输导条件

在我国前陆盆地天然气成藏特征研究的基础上,对前陆盆地大中型气田天然气输导通道类型进行了研究,发现断裂是前陆盆地大中型气田天然气运移的主要输导通道.对我国前陆盆地11个大中型气田断裂输导天然气能力、天然气聚集效率,以及天然气聚集效率与断裂疏导天然气能力综合评价参数之间的关系进行了研究.结果表明:断裂输导天然气的能力相差较大,相差5000余倍;天然气聚集效率相差也较大,相差100余倍;随着断裂输导天然气能力综合评价参数增大,天然气聚集效率增高;反之,则降低.前陆盆地高效大中型气田形成所需要的断裂输导天然气能力综合评价参数应大于1.72×10-13m/(Pa·s).

克拉通盆地高效大中型气田形成的天然气保存条件

在我国克拉通盆地16个大中型气田天然气保存特征分析的基础上,对大中型气田天然气保存条件、天然气聚集效率,以及天然气聚集效率和天然气保存条件综合评价参数之间关系进行了研究.结果表明:天然气保存条件存在着差异性,最大值与最小值之间相差200余倍;天然气聚集效率也存在差异性,最大值与最小值之间相差300余倍;天然气聚集效率和天然气保存条件之间呈正比关系,即天然气保存条件综合评价参数越大,天然气聚集效率越高;反之,则越低.我国克拉通盆地高效大中型气田形成所需要的天然气保存条件综合评价参数为175.3MPa·m·Ma-1.

绥滨坳陷城子河组泥岩盖层封闭能力综合评价

在分析绥滨坳陷城子河组泥岩盖层宏观发育特征及地球物理信息所反映的微观封闭特征的基础上,选取孔隙度、盖层厚度、单层厚度、泥地比及沉积环境等参数定义了评价泥岩盖层封闭能力的综合评价系数,并对城子河组泥岩盖层进行了综合评价。分析表明,该区城子河组泥岩盖层分布较广,单层厚度小,横向连续性差,但总厚度较大,以叠合累加方式对油气藏起封盖作用;中、西部地区泥质盖层质量相对较好,封闭能力较强。

渗吸法开发低渗透裂缝油藏相关参数的确定方法

在渗吸模型的基础上,借鉴国内外油田开发经验并结合岩心实验,分析了流体在裂缝基质储层中各种力的作用,研究了低渗透裂缝油藏储层的渗吸特点,得出基质吸水压力、注水压力、注入量、注水周期等相关参数的确定方法,为渗吸法开发低渗透裂缝油藏的应用和推广提供了理论依据。