两种结构类型的走滑相关剪断裂带

里德尔剪切是走滑带的典型构造样式,但近年来发现的很多剪断裂带中的剪断裂组合样式与经典里德尔剪切不同。在这些剪断裂带中,剪断裂的排列方式与两盘位移方向性质相同,即左阶左行或右阶右行,被称为同阶行剪断裂,其叠合部位具有离散性质。基于库伦破裂准则,认为这些剪断裂带是在双剪切带夹持的断夹块上发育的。在双剪切作用下,最大主应力迹线方向上将产生2组共轭势剪破裂,在递进变形过程中,与最大剪应力(主走滑方向)成小锐夹角的剪破裂将优先得到发展,而与最大剪应力成大锐夹角的剪破裂将受到抑制而被限制在前者之间,形成一种不同于经典里德尔剪切组合样式的新型剪断裂带。这种类型的剪断裂带发育离散型叠合带,对成藏成矿具有重要意义。

高含CO_(2)凝析气藏成藏过程中的流体相行为及油环体积预测

成藏后期的CO_(2)充注导致里贝拉区块高含CO_(2)次生凝析气藏的流体相行为十分复杂,油环体积预测难度很大。本文通过流体相平衡模拟、组分梯度分布计算及CO_(2)充注可视化实验,刻画了CO_(2)充注过程中的油气相行为,揭示了油环体积的动态变化规律,建立了基于气顶气组分拟合的高含CO_(2)次生凝析气藏油环体积预测新方法。研究结果表明:1)CO_(2)充注下的油环体积变化分为4个阶段:充注初期,油环以溶胀为主;充注前期,CO_(2)不断置换并萃取油相中的轻质组分,油环体积迅速降低;充注中期,CO_(2)持续萃取油相的轻、中质组分,油环体积缓慢减小;充注后期,CO_(2)-原油组分传质作用明显减弱,压缩效应导致油环体积进一步减小。2)轻质组分的强流动性使气顶气组成均一,重力分异作用使纵向上油环组分呈梯度变化。3)油环体积与气顶气组成和气油比密切相关。4)基于气顶气拟合新方法和不同井深现场勘探预测的油环体积占比分别为19.21%和22.30%,与CO_(2)充注可视化实验获得的油环体积占比(20.60%)较为吻合。

准噶尔盆地西北缘三叠系层序地层与隐蔽油气藏勘探

层序地层学及层序地层原理指导下的地震资料解释为地层、岩性油气藏勘探提供了理论和技术支持。为配合准噶尔盆地西北缘油气勘探从克乌断裂带上盘向下盘、从构造油气藏向地层、岩性等隐蔽油气藏的转变,利用陆相层序地层学理论和地球物理资料,将三叠系划分为1个二级层序、5个三级层序和8个体系域,进而总结出拗陷完整型和拗陷残缺型两种层序类型。结合测井约束地震反演和井间沉积对比,探讨了三叠系砂体结构和湖侵体系域地层超覆、湖退体系域及最大湖泛面附近小规模滑塌浊积体岩性透镜体等5种圈闭发育模式。油气成藏综合条件分析指出有效圈闭和油源断层的识别是制约斜坡带岩性油气藏勘探的关键。

北黄海盆地东部坳陷构造演化与油气地质特征

北黄海盆地是我国近海海域惟一没有形成工业油气流的含油气盆地,东部坳陷是北黄海盆地勘探潜力最好的一个区域,该坳陷的油气地质特征和勘探方向研究成为实现这一盆地油气勘探突破的关键。通过对已取得的勘探成果和现有资料的综合研究,指出东部坳陷存在三套生、储、盖组合,其中下白垩统生、储、盖组合最具勘探潜力。

苏北盆地金湖凹陷戴南组成岩阶段划分及其油气地质意义

应用显微薄片、扫描电镜、X-衍射、包裹体测温等分析化验资料,根据镜质体反射率、埋藏史曲线、粘土矿物变化特征以及各种成岩现象和标志,综合划分和确定了金湖凹陷戴南组碎屑岩储层的成岩阶段。戴南组大部分处于中成岩A阶段,少量为早成岩B和中成岩B阶段。与成岩阶段相对应,戴南组储层孔隙类型也经历了从原生到次生的演化阶段,目前戴南组大部分以次生孔隙为主,保存少量原生孔隙。根据成岩阶段和孔隙演化进一步预测新庄1井区和天X77井、关X2井等井区为有利储层发育带。另外,根据成岩阶段的划分结果,反过来预测大部分地区下伏阜宁组有机质处于成熟阶段,是戴南组有利的油气来源,并推断秦X2、天X75、天X92等井区戴南组早期经历了大的构造抬升运动和较强的剥蚀作用。

盐穴储气库多步造腔流场浓度场规律

盐穴储库水溶造腔过程中流场特征和浓度场分布会很大程度影响腔体的扩展和腔体最终形态,而流场特征和浓度分布无法通过技术手段进行监测。为研究盐穴水溶多阶段造腔过程中流场特征、浓度场分布及它们对腔体扩展的影响规律,基于建立的盐穴储库多场耦合流动模型进行了相关的数值模拟计算,并与金坛两口储库井进行数据对比。模拟结果与现场造腔数据相一致,验证了模型的准确性。基于模拟结果和数据,分析了水溶多阶段造腔各阶段的流场特征、浓度场分布规律,并分析流场和浓度场的分布如何影响腔体的扩展。结果表明:正循环造腔会形成一个涡流,主要起冲蚀作用,一定程度抑制溶蚀作用;反循环会形成两个涡流,下部的促进卤水排出,上部促进溶蚀作用;强制对流会引起涡流,涡流强度随腔体扩大逐渐减弱,涡流使腔内流体流动,促进了对流扩散过程,从而影响浓度场的分布,最终影响到腔体扩展,通过调整正反循环方式、管柱的位置、油垫位置及注入量可以控制腔体的形态扩展;造腔前期主要受到冲蚀作用,造腔效率高,腔体表面积小使得造腔速率较慢,腔体主要向中下部扩展;后期随着腔体扩大,主要以溶蚀作用为主,造腔速率高,腔体主要向中上部扩展。研究结果和规律对现场造腔工艺设计提供一定的理论基础,对提高现场造腔效率、优化造腔工艺参数具有指导意义。

准噶尔盆地西北缘中拐、五、八开发区佳木河组天然气与石油成藏差异性研究

准噶尔盆地中拐、五、八开发区佳木河组天然气与石油成藏特征的研究表明,天然气与石油在成藏上存在明显差异,体现在分布特征、母质来源、成藏期次及直接盖层条件等四个方面。天然气主要分布在远离盆地边缘主断裂的区域,而石油分布在主断裂附近;天然气主要来源于佳木河组腐殖型烃源岩,石油来自风城组腐泥型烃源岩;晚期成藏是天然气成藏的重要特征,石油的成藏时间则相对较早;当直接盖层厚度小于10m时,难以形成纯气层,但是可以形成小规模的油藏。

断层对油气的相对封闭性和绝对开启性分析——以准噶尔盆地西北缘八区—百口泉区二叠系油气特征为例

通过对准噶尔盆地西北缘八区—百口泉区夏子街组和风城组断层油气藏油气特征的分析,探讨了断层的封闭性与开启性。对于断层油气藏来说,油气特征在平面上的差异与断层封闭性有密切关系。封闭性好的断层油气藏由于油气重力分异作用,从油气藏底部到顶部,原油溶解气和天然气中甲烷等轻组分含量将不断升高,原油密度和粘度会逐渐降低。而封闭性差的断层油气藏越靠近断层,轻组分越容易散失,从油气藏底部到顶部,原油溶解气和天然气中甲烷等轻组分含量将不断降低,原油密度和粘度逐渐升高。不同断层油气藏的各种成藏条件相同时,由于断层封闭性不同,油气总体特征发生变化。研究区断层油气藏上倾部位的断层在不同部位封闭性有差异,断层基本都有不同程度的绝对开启性,而封闭性是相对的。通过对比分析认为八区夏子街组和风城组油气藏的断层封闭性要好于百口泉区。

多分支井地热系统注采性能室内实验研究

多分支井地热系统利用分支井眼强化注采性能进行地热开采,为了研究该系统不同参数对注采效果的影响规律,开展了多分支井流动传热实验。基于搭建的地热多分支井室内实验系统和人工岩样,开展了地热多分支井注采性能评价实验,研究了不同参数对分支井注采能力的影响规律,对比了多分支井系统与单井开式系统的注采效果。研究发现:降低注入温度,可以增大多分支井地热系统的注入压力,提高其注入能力;增加分支井眼数量和长度,可减小多分支井系统的注入压力,并提高出口排量,提高系统的注采能力;多分支井系统的注采能力明显优于单井开式系统,更适用于地热资源的开采与回注。研究表明,多分支井可以提高地热系统的注采能力,研究结果为多分支井地热系统的现场应用提供了理论依据。

四川盆地SZ页岩气藏气井产量变化规律及递减预测新模型

页岩气井生产特征和常规油气井相比有明显区别,研究页岩气藏产量变化规律及递减预测,对指导页岩气田开发现场措施调整、提高最终可采储量与采出程度等具有重要意义。以四川盆地SZ页岩气藏为例,基于其页岩气井在不同生产阶段日产气量、累积产气量变化特点,开展了不同类型页岩气井产量递减变化规律研究。提出了无因次产量递减率指标,来统一定量描述不同类型页岩气井产量递减率的变化规律;利用产量与递减率之间的定量变化,构建出一种新型的页岩气产量递减预测模型,进而推导出累积产量的数学表达式,考虑新模型中关键参数的取值变化,计算得到了不同初始递减率、产量递减幅度下的日产气量变化规律;结合目前已有的常用产量递减模型,对比分析新模型在不同类型井产量历史拟合及动态预测中的适应性。研究结果表明:新模型相比于已有模型,对SZ页岩气藏不同类型页岩气井产量变化的拟合程度更高、预测效果更好。本文研究可以对页岩气藏有效地进行产量预测和储量动用效果评价提供借鉴。

渤海湾盆地新生代玄武岩成因——地球化学和Sr-Nd-Hf-Pb同位素证据

渤海湾盆地新生代玄武岩是华北克拉通东北部新生代玄武岩的重要组成部分,由于该地区的玄武岩在地表出露较少,之前的研究程度一直很低。本次研究在辽河油田选取了钻孔岩心样品,通过岩石学、地球化学、Sr-Nd-Hf-Pb同位素方法进行分析,探讨了新生代玄武岩的成因。结果表明:渤海湾盆地新生代玄武岩主要为玄武岩和粗面玄武岩,玄武岩的w(SiO_(2))为49.08%~50.70%,w(MgO)为2.63%~5.80%,具有明显的轻重稀土元素分馏,(La/Yb)_(N)和(Dy/Yb)_(N)值分别为7.96~11.61和1.71~1.84,Eu和Ce没有明显的负异常,高场强元素(HFSE)和大离子亲石元素(LILE)富集,具有明显的Nb、Ta和Sr正异常;全岩的Sr、Nd、Hf同位素比值(^(87)Sr/^(86)Sr)i值为0.704622~0.706581、ε_(Nd)(t)值为1.1~1.9和ε_(Hf)(t)值为1.6~4.6,(^(206)Pb/^(204)Pb)_(i)、(^(207)Pb/^(204)Pb)_(i)和(^(208)Pb)/^(204)Pb)_(i)值分别为17.2577~17.4099、15.2015~15.3354和37.1858~37.9129,显示渤海湾盆地新生代玄武岩具有洋岛玄武岩(OIB)的地球化学特征和同位素组成。综合本文研究,表明渤海湾盆地新生代玄武岩是软流圈地幔低程度部分熔融的结果,且源区中地壳混染和分离结晶作用不显著。

渤海湾盆地古近纪古地理特征与油气

渤海湾盆地是一个典型的内陆裂谷盆地,内部发育6个坳陷、4个隆起、54个凹陷和44个凸起。沉积盆地的含油气性与其古地理分布有密切的关系。利用渤海湾盆地各坳陷大量的录井、岩心、古生物、测井、地震资料及前人的大量文献和数据,对渤海湾盆地各坳陷古近系孔店组、沙河街组沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东营组进行了全区对比和统层。在此基础上,对冀中坳陷、济阳坳陷、临清坳陷内东濮凹陷各组段的沉积相进行了分析,编制了这些区域的古地理图;充分利用前人文献和科研报告中所编制的辽河坳陷、黄骅坳陷、渤海海域古近系各组段的古地理图,编制了渤海湾盆地孔店组、沙河街组沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东营组的古地理图。渤海湾盆地发育数十个含油气凹陷,每个凹陷中心的深湖亚相泥岩构成烃源岩,而在凹陷的边缘发育近岸水下扇、扇三角洲、三角洲、滩坝等砂体,构成重要的储集层,在有利的成藏条件下,凹陷中央的烃源岩向周围与之互层的储集层供烃形成油藏,在凹陷中央的烃源岩中,还发育了页岩油、页岩气、致密油气等非常规油气。因此,每个凹陷就是油气生成、运聚的基本单元,是一个独立的油气运移—聚集系统。生油凹陷的分布及其古地理特征控制了油气在渤海湾盆地古近系中的平面分布。

高分辨率密度测井探测器晶体尺寸的选择

为了合理选择探测器晶体尺寸,以提高高分辨率密度测井探测器对地层的反应能力和测量精度,应用Monte Carlo数值模拟技术,对不同半径的长、中间、短源距探测器晶体,分别计算得到了探测器计数随晶体长度的变化规律,探测器对地层灵敏度随晶体长度的变化规律。由计算结果得出,晶体的半径和长度直接影响到探测器的计数和对地层的灵敏度;短源距探测器晶体半径以稍小为宜,长度应低于1.7cm;中源距探测器晶体半径以稍大为宜,如1.4cm,长度宜在2～3.5cm之间;长源距探测器晶体半径应在仪器直径允许范围内以大为宜,长度宜在5～6.3cm之间。

东营凹陷南坡古近系红层油气成藏过程——以金26井-滨斜703井剖面为例

东营凹陷南坡古近系红层为沙河街组四段下亚段（EsL4）孔店组一段（Ek1）的一套红色碎屑岩沉积，是该区油气勘探的接替层系，研究其油气成藏过程对指导区内深层油气勘探具有重要意义。以金26井滨斜703井剖面为研究对象，在构造演化恢复、成藏期次划分和“源相势”控藏模型建立的基础上，剖析了油气成藏过程。研究表明：东营凹陷南坡红层经历过2期油气充注，分别发生于明化镇组（Nm）沉积期和平原组（Qh）沉积期现今；从馆陶组（Ng）沉积末期至现今，古近系普遍发育超压， Nm沉积末期超压达到最大（10.30MPa），该时期红层储层孔隙度逐渐减小，减小幅度为3%-12%；Nm沉积期以洼陷带的油气成藏为主，而斜坡带的成藏始于Qh沉积期至现今；多数油气藏分布于“源相势”耦合指数大于0.65的地区。

黄龙天然气田富氦地质条件与成藏模式

鄂尔多斯盆地具备富氦天然气地质条件,氦气资源潜力大,但对黄龙天然气田(以下简称黄龙气田)氦气地质条件、成藏过程和机制缺乏深入分析。基于文献调研、岩心录井、测井分析、天然气组分和同位素测试,评价了黄龙气田地质条件并建立了氦气成藏模式。结果表明:黄龙气田氦气含量整体呈现南高北低,南部氦气含量峰值为0.226%,北部氦气含量峰值为0.168%,氦气含量向东逐渐降低,向西降低较快;区内存在结晶变质基底和高铀钍元素丰度的泥岩层、铝土岩层,推测为潜在氦源岩层;基底断裂与分布广泛的逆断层及构造裂缝为氦气运移优势通道;丰富的地层水和孔隙水为氦气运移提供了载体;发育有泥岩、泥质碳酸盐岩、泥质硬石膏等封闭性良好的盖层,还存在具有高剩余压力的区域性盖层;氦气成藏模式为地下水脱氦聚集。

孔隙介质超声波衰减实验与分析

采用超声透射法对28块样品进行了纵、横波品质因子实验与分析,研究了孔隙介质的品质因子与孔隙度及含水饱和度关系.结果表明,孔隙介质的品质因子大小主要受孔隙度影响,含水饱和度对品质因子有重要作用.

随钻高分辨率电阻率成像仪器探测特性研究

针对现有随钻电阻率成像仪器周向钮扣电极分布少的问题,设计了一种新的钮扣电极分布方案.该仪器周向排布8个圆形钮扣电极,纵向分为2排,且每排钮扣电极直径不同,既能在复合钻进时进行全井眼覆盖扫描成像,又能在滑动钻进时获得8个扇区固定方位的井眼图像;建立了复杂的水平层状地层、含周向异常体地层和水平井地层等3种地层模型,利用有限元方法分析了仪器在不同地层模型中的测井响应特征.分析结果表明:该仪器具有较好的纵向分辨率,钮扣电极的纵向分辨率与其直径相当,可以准确识别方位性高阻地层;水平井地层界面对仪器不同方位测量的影响不同,侧向测量模式在地层界面处的响应与电缆侧向测井类似.该仪器在复杂地层中具有较好的适用性,研究结果对随钻电阻率成像仪器的研发和数据解释具有指导作用.

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩排烃特征及资源潜力评价

根据排烃门限理论,利用生烃潜力法研究鄂尔多斯盆地上古生界煤层、暗色泥岩在不同地质历史时期的排烃特征,并对其资源潜力进行评价。研究表明:鄂尔多斯盆地上古生界煤层排烃门限对应的镜质体反射率(Ro)为0.9%,暗色泥岩排烃门限对应的Ro为1.0%;上古生界烃源岩从富县组(J1f)沉积时期开始排烃,到志丹组(K1z)沉积时期达到排烃高峰,地质历史时期的排烃中心主要在盆地伊陕斜坡的东南部;上古生界总排烃量和总远景资源量分别为237.9×1012 m3和11.9×1012 m3,其中煤层排烃量208.6×1012 m3,暗色泥岩排烃量29.3×1012 m3,煤层的排烃量是暗色泥岩的7倍,对气藏的形成贡献较大。综合分析认为,上古生界烃源岩的排烃量和远景资源量较大,以它为主力烃源岩的上古生界致密气藏具有良好的资源前景。

基于微流控模型的裂缝性储集层渗吸机理实验

针对岩心渗吸实验周期长和计量难度大等问题,设计了不同尺寸、不同边界条件的裂缝-基质微流控模型,并通过表面性质修饰对模型润湿性进行调控,开展了油-水、油-润湿改性体系、油-WinsorⅢ型表面活性剂体系的一系列渗吸实验并研究其渗吸机制。研究表明,在油-水、油-润湿改性体系渗吸过程中,油相通过海恩斯阶跃采出,毛细管回压是阻碍基质油相排出的主要阻力,界面张力的降低导致海恩斯阶跃减弱,降低了排油速度,提高了油相采出程度;油-水和油-低界面张力的润湿改性体系渗吸是毛管压力主导的逆向渗吸过程,各个边界对渗吸的贡献程度相近,与经典渗吸标度方程拟合较好;油-WinsorⅢ型表面活性剂体系渗吸是在超低界面张力条件下由重力主导的顺向渗吸过程,实质上是中相微乳液的形成与再平衡过程,其在微观模型中的渗吸动态与前人渗吸标度方程的修正模型拟合较好。图26表1参27。

准噶尔盆地柴窝堡凹陷达坂城次凹断裂系统及其与油气的关系

准噶尔盆地柴窝堡凹陷于20世纪80年代末首次取得油气勘探重大突破,此后断裂复杂性以及油气分布不均制约了该区勘探效果。作为凹陷主体的达坂城次凹,二叠纪以来受博格达山逆冲带向南方向、依连哈比尔尕山(简称依山)冲断带向北东方向和黑山向西北方向的强烈挤压,形成了多应力场叠加的压性狭长的对冲构造体系,并导致盆地断裂特征及演化具有复杂性和特殊性。应用测井资料、地震资料以及野外踏勘资料,对达坂城次凹的断裂特征进行了对比研究,并将其划分为博格达南断裂系统、依山断裂系统和黑山断裂系统。其中博格达南断裂系统存在浅层滑脱面,属于含塑性滑脱层的造山楔构造;依山断裂系统为基底卷入式断裂系统。晚海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期构造运动在该区均有地质记录,分别形成了不同规模的断层,其中海西晚期为断裂雏形期,印支—燕山期为断裂定型期,喜马拉雅期为断裂调整期。博格达南断裂系统中滑脱带与中下二叠统烃源岩展布一致,结合构造运动时期、地层沉积特征以及断裂系统,综合分析认为博格达南断裂系统是潜在的油气聚集区。