利用咔唑类化合物研究油气的运移——以塔里木盆地环阿瓦提凹陷志留系古油藏为例

咔唑类化合物是原油中极性较大的化合物,是研究油气运移的有效指标。在油气运移过程中,咔唑类与围岩发生作用而被吸附;苯并[a]咔唑比苯并[c]咔唑运移速度快;C3-咔唑的极性相对于C2-咔唑的较小而运移较快。因此,随运移距离增大,原油中的咔唑类化合物的含量将不断减少,苯并[a]咔唑/苯并[c]咔唑比值增大,C2-咔唑/C3-咔唑比值变小。塔里木盆地的第二期油气成藏发生在海西晚期,阿瓦提凹陷在海西期不断沉降,为塔里木盆地主要的生油凹陷,寒武系—下奥陶统源岩此时处于大量排烃期,根据上述几项含氮化合物指标的研究可知,排出的油气从生烃中心向四周呈辐射状运移,在构造高部位聚集成藏,晚海西期运动时被抬升至地表形成现今广泛分布的干沥青。

定量颗粒荧光技术在低渗透致密砂岩油藏研究中的应用——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油层组为例

对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5油层组近100个致密砂岩岩屑样品进行定量颗粒荧光(QGF/QGF-E)技术分析,结果表明,长4+5油层组致密砂岩的QGF-Index(颗粒荧光指数)和QGF-E(颗粒抽提物荧光指数)数值相对较低,且QGF-Index值和QGF-E值两者匹配关系复杂,显示低渗透致密砂岩薄互层成藏差异性明显;储层中低渗透致密砂泥岩薄互层油气微观运聚充注机理分为4类:排烃高峰期充分充注型,排烃高峰期欠充注型,排烃高峰期后充注型,未充注型。定量颗粒荧光技术是发现低渗透致密砂岩薄互层中含油层段的有效手段。

大型坳陷湖盆坡折带的研究及其意义——以准噶尔盆地西北缘侏罗纪坳陷湖盆为例

准噶尔盆地西北缘侏罗纪坳陷湖盆坡折带十分发育 ,具有断裂坡折带、挠曲坡折带、侵蚀坡折带和沉积坡折带等多种成因类型。坡折带在顺源方向具有多级特征 ,把坡折带按地理位置的差异分成盆缘坡折带和盆内坡折带。其中深部逆冲构造、继承性古隆起、盆内次级断层活动等构造运动是坡折带发育最主要的成因机制 ,坡折带发育规模与构造活动的大小、期次息息相关。由于构造在不同时期不同地域范围内其活动强度的差异 ,所形成的坡折带具有明显的多期、幕次性、差异活动以及继承与转化性等特征。同时坡折带在对地层超覆叠置、岩性纵向组合以及沉积体的纵横向展布上具有重要的控制作用 ,以此为基础建立了坡折带控制非构造圈闭的模式 ,对进一步寻找大规模的非构造圈闭或非构造圈闭群具有参考意义。

塔里木盆地塔中、塔北地区志留系古油藏的油气运移

运用含氮化合物咔唑类探讨塔中、塔北地区在第一期成藏时志留系油气藏的烃类的运移方向 ,为建立古油藏成藏模式 ,预测原生油气藏分布提供依据 .研究表明 ,塔中志留系古油藏的油气主要来源于满加尔凹陷的中、下寒武统烃源岩 ,向西南—南的方向首先进入塔中志留系 ,然后沿不整合面或顺储层从北西向南东和从北东向南西 2个方向向志留系在塔中地区的尖灭线附近运移 .塔北志留系古油藏的油气也主要来自满加尔凹陷的中、下寒武统烃源岩 ,首先向北西方向进入塔北隆起的志留系 。

中国叠合盆地油气成藏研究进展与发展方向——以塔里木盆地为例

塔里木叠合盆地具备多套生储盖组合、多期生排油气作用和多旋回油气成藏作用,为了发展和完善叠合盆地油气成藏理论,总结了叠合盆地研究进展并分析其发展方向。叠合盆地研究主要取得4大进展:①发现了叠合盆地广泛分布的复杂油气藏;②建立了复杂油气藏成因模式;③揭示了复杂油气藏的改造机制;④提出了构造叠加改造复杂油气藏评价模型。叠合盆地功能要素组合控制油气藏的形成和分布,后期构造作用的叠加复合导致了早期油气藏的调整、改造和破坏。叠合盆地油气成藏研究的发展方向主要包括3个方面:①多要素联合控藏模式研究;②油气复合成藏机制研究;③油气藏调整改造机理及预测模式研究,尤其是针对叠合盆地深部开展该方面的研究更具理论和现实意义。

渤海湾盆地中、新生代岩石圈热结构研究

本文以浅部沉积盆地热历史恢复结果为基础,结合地热学的有关理论计算得到渤海湾盆地中生代以来不同地质时期壳幔热流配分及莫霍面温度。结果显示,渤海湾盆地在早白垩世晚期和古近纪中晚期达到两次地幔热流与地表热流之比高峰,其两期地幔热流占地表热流比例都超过65%。莫霍面温度在早白垩世晚期、古近纪中晚期及新近纪早期(仅在临清坳陷、沧县隆起和冀中坳陷)出现3次高峰,其温度分别为900～1100℃、820～900℃和770～810℃。本文的研究不仅揭示出白垩纪是渤海湾盆地岩石圈热结构的重要转型期,即由三叠纪和侏罗纪的"冷幔热壳"型转变为白垩纪以来的"热幔冷壳"型的岩石圈热结构,还揭示出渤海湾盆地在早白垩世晚期和古近纪中晚期发生两期强烈的构造裂陷作用。因此,本文的研究可以为中国东部大陆岩石圈地球动力学的研究提供地热学参数。

鄂尔多斯盆地东北缘晚古生代陆表海含煤岩系层序地层研究

通过区域不整合面、沉积体系转换面、构造应力场转换面和水上暴露面等层序界面的识别,对研究区进行层序地层划分,指出鄂尔多斯盆地东北缘晚古生代陆表海含煤岩系发育7个三级层序。在此基础上,认为陆表海层序仍然具有"三元"结构,由低位体系域、海侵体系域和高位体系域组成。在盆地北部发育的多期河道砂岩具有低位体系域的下切谷充填特点——面状充填,如晋祠砂岩、桥头砂岩以及北岔沟砂岩等。煤层在层序格架中的定位与海平面变化的转换时期有关,主要发育在陆表海环境的海侵体系域下部以及陆相环境的高位体系域上部。

稀土元素分析方法研究及应用——以渤海湾盆地东营凹陷永安地区物源分析为例

通过稀土元素(REE)的电感耦合等离子体发射光谱仪(ICP-AES)分析方法的建立和完善,在对渤海湾盆地东营凹陷永安地区开展稀土元素分析的基础上,初步建立了永安地区母岩区太古界、古生界、中生界以及沉积区沙四段和沙三段各层段的稀土元素分布形式。通过母岩区与沉积区稀土元素分布特征对比,完成了沉积区沙四段和沙三段的物源分析。永安地区沉积区沙四段与母岩区中生界、下古生界稀土元素分布特征最相似;沉积区沙三中、下亚段与母岩区中生界、下古生界稀土元素分布特征相似,兼有太古界稀土元素分布特征;沉积区沙三上亚段稀土元素分布形式与母岩区太古界稀土元素特征相似。沉积区与母岩区稀土元素分布特征的差异性,反映了古近系沙四段、沙三段各时期物源的不同。

基于压汞实验研究低渗储层孔隙结构及其对渗透率的影响——以鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组长7储层为例

压汞是研究孔隙结构的有效岩石物理学方法,毛管压力曲线能为我们提供多孔介质孔隙结构的大量信息。本文对鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组长7低渗储层的20个样品进行了压汞测试。主要从毛管压力曲线形态特征、孔喉分布特征、孔隙结构分形特征三个方面对储层的微观孔隙结构进行了深入研究。在此基础上,运用逐步回归法分析了孔喉参数对储层渗透率的影响。结果表明最大渗透率贡献半径对储层渗透率的影响最为显著,分选系数、孔喉均值和歪度也是影响储层渗透率的重要因素。并且发现,对于同一岩样,由双曲线顶点确定的半径值总是接近于但略小于对渗透率贡献最大的半径值。最后,讨论了运用逐步回归法优选出的四个孔喉参数对储层渗透率的影响,并对其它可能影响渗透率的因素作了有益探讨。

特低渗油藏水驱开发效果评价方法研究

针对特低渗油藏生产采用常规开发指标难以有效评价油藏生产动态的问题,引入有效驱动渗透率的概念,认为只有渗透率大于有效驱动渗透率的油层中的流体才参与流动。运用活塞驱替理论推导了含启动压力梯度两相流的有效驱动渗透率计算公式,可以确定油藏中参与流动的小层比例,并对各小层渗透率、有效厚度等参数加权平均计算后,运用产能公式得到各层流量,进而计算出油井产量,最终确定实际启动的地质储量,运用启动地质储量对采出程度等常规开发指标进行修正。结合长庆特低渗油藏开发动态研究表明,修正后的开发指标能准确有效地评价生产开发效果。

渤海湾盆地济阳坳陷烃源岩排烃特征研究

烃源岩在埋藏演化过程中发生排烃的重要表现之一是其生烃潜力不断减小,反之也可利用烃源岩在演化过程中生烃潜力的变化规律来模拟其排烃特征。利用综合热解参数———生烃潜力指数[(S1+S2)/TOC]在热演化过程中的变化规律来确定源岩的排烃门限,并在此基础上模拟计算烃源岩在各演化阶段的排烃率、排烃速率及排烃效率。由于不同类型烃源岩的生烃潜力指数差别很大,在实际应用时应对不同类型源岩,含不同有机质类型的源岩进行区分。将此方法应用于济阳坳陷下第三系,发现油页岩和暗色泥岩具有不同的排烃特征,油页岩的排烃门限比暗色泥岩浅,排烃率也较高。

海拉尔盆地热演化史研究

海拉尔盆地现今为中地温场,中低大地热流特征,镜质体反射率随埋深增大而逐渐增大。不同层位、不同凹陷烃源岩热演化程度不同,乌尔逊、贝尔凹陷镜质体反射率值最大,热演化程度高。应用镜质体反射率法恢复了古地温及古地温梯度。海拉尔盆地古地温高于今地温,南屯组沉积前具有较高的地温梯度,可达(4.0～5.8)×10-2℃/m。乌尔逊、贝尔凹陷古地温梯度高,生油门限浅,有利于油气的生成。而另外一些凹陷生油门限较深,不利于油气的生成。

(U-Th)/He年龄在沉积盆地构造—热演化研究中的应用——以塔里木盆地KQ1井为例

(U-Th)/He热定年技术是近年来用于沉积盆地热史研究的新技术,目前主要是利用磷灰石和锆石的He年龄来揭示地层的构造抬升和热历史.本文依据塔里木盆地钻井样品的实测磷灰石和锆石(U-Th)/He年龄数据.初步得出了该地区磷灰石(U-Th)/He年龄的封闭温度为85℃,并建立了深度/温度—年龄演化模式;锆石则未达到其较高的封闭温度.综合利用本次实测的He年龄数据结合磷灰石裂变径迹和等效镜质组反射率等古温标,模拟计算了塔里木盆地孔雀1井(KQ1)自奥陶纪末期以来的热历史.模拟结果表明,孔雀1井区奥陶纪末期的地温梯度可达35.5℃/km,志留纪—泥盆纪时期的地温梯度为33.3～34.5℃/km,白垩纪末期地温梯度27.6℃/km左右.因此,(U-Th)/He年龄结合其他古温标综合模拟的方法可以很好地揭示沉积盆地的热历史.特别是该技术为缺乏常规古温标的塔里木盆地下古生界碳酸盐岩层系所经受热史的恢复提供了新的方法.

塔里木盆地塔中地区地质热历史研究

为了解塔里木盆地以及塔中地区构造演化史 ,对塔中地区古地温梯度的变化趋势进行了研究 ,利用磷灰石裂变径迹与镜质体反射率反演计算了塔中地区 3口井的地质热历史 .结合前人研究成果 ,认为塔中地区自古生代以来古地温总体呈下降趋势 ,其间存在两个相对较高的古地温期 ,一个是寒武纪—早奥陶世 ,另一个是二叠纪 ;早古生代塔中地区古地温梯度较高 ,寒武纪—早奥陶世地温梯度为 3 .2～ 3 .5℃ / 1 0 0m ,此后地温梯度显著下降 ;石炭纪古地温略有上升 ,二叠纪时地温梯度可能达到 3℃ / 1 0 0m ;中生代古地温梯度平缓下降 ,中生代末地温梯度 2 5℃ / 1 0 0m左右 ;新生代地温梯度变化不大 ,现今地温梯度 2 2℃ / 1 0

塔里木盆地奥陶系烃源岩二次生烃研究

为研究海相烃源岩二次生烃规律和塔里木盆地生排烃规律,以塔里木盆地奥陶系烃源岩为研究对象,首先通过构造-热演化史和生烃史研究得出,塔里木盆地典型构造单元奥陶系烃源岩具有二次生烃的特征,并且起始成熟度和生烃期次不同。然后选取自然条件下演化至不同起始成熟度的奥陶系海相烃源岩,采用热压模拟实验方法系统研究其二次生烃规律。研究表明:塔里木盆地奥陶系海相烃源岩二次生烃的主控因素是起始成熟度,二次生烃产率随起始成熟度增加规律性减小;低成熟和中成熟烃源岩具有大量生排油气潜力,出现相对延迟的生油高峰,高成熟烃源岩没有大量生油和生气的能力;两次不连续生烃量与一次连续生烃量的差值也受起始成熟度控制,具有阶段性;起始成熟度在低成熟到成熟阶段时,二次不连续生烃过程会增加烃源岩的生烃量,使生烃潜力增加,而高成熟阶段以后,二次不连续生烃过程就会减少烃源岩的生烃量,使生烃潜力减小。

准噶尔盆地深部致密油藏形成条件与分布预测——以玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为例

以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为研究对象,通过对烃源岩和储层系统分析,阐明深部致密油的形成条件,并预测致密油有利勘探区带。研究结果表明准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡深部具有很好的致密油形成条件:TOC分布在1.1%~2.0%,Ro分布在1.0%~1.6%,有效烃源岩厚度最大可达200 m;目前发现的油气主要分布在生烃强度大于250×104t/km2范围。储层控制了致密油的成藏门限,其储层有效孔隙度下限为2%;储层孔隙度和厚度控制了致密油藏的含油气性;深部储层范围(孔隙度≤10%)决定了致密油藏的边界。应用功能要素组合控藏模式"T-LDPS"对玛湖凹陷西斜坡深部有利勘探区带进行了预测,显示潜在勘探区域主要分布在风南7井区—夏72井区及其以南周边、百泉1井区以南和风城011井区以东。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组低渗透岩性油藏成藏物理模拟

晚三叠世延长期鄂尔多斯为陆相坳陷盆地,主要发育湖泊三角洲相沉积,油藏主要为低-特低渗透岩性油藏。研究表明,长7生烃作用形成的异常高压是石油向低渗透储层运移的主要动力,运移方式主要为幕式运移。通过成藏物理模拟手段分析不同压力条件下低渗透成藏过程及成藏特征,同时对比不同注入压力、不同充注方向下幕式成藏特征及与稳态成藏的差异。实验结果表明,无论烃源岩向上还是向下排烃,异常压力越大越有利于低渗透储层成藏,成藏效率越高,含油饱和度越高。

准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩排烃效率研究

准噶尔盆地南缘下部成藏组合勘探日趋重要,其主力烃源岩生烃潜力和排烃效率的研究亟待加强。根据排烃门限理论,利用生烃潜力法建立了准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩的生、排烃模式,并计算了烃源岩的生烃量、排烃量和排烃效率。研究表明,准噶尔盆地南缘侏罗系泥质烃源岩和煤层的排烃门限对应的镜质组反射率均为0.7%。侏罗系烃源岩的总生烃量为3 973.84×108t,总排烃量为1 402.71×108t,其中八道湾组烃源岩排烃量占总排烃量的69.85%。准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩的平均排烃效率为35.30%,不同层系不同岩性烃源岩,其排烃效率明显不同,泥质烃源岩排烃效率远大于煤层。综合分析认为,准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩生、排烃量大,排烃效率较高,下部成藏组合以侏罗系烃源岩为主力烃源岩,具有良好的资源潜力。

准噶尔盆地腹部超压地层烃源岩热演化史研究

以往的研究认为准噶尔盆地腹部二叠系烃源岩成熟生烃时期较早,与油气晚期成藏的认识不一致。因此,本文通过盆地热历史恢复和超压对烃源岩抑制作用的详细分析,重新厘定了准噶尔盆地腹部主要烃源岩的成熟度演化史。结果表明,因二叠纪盆地构造热体制的转变,准噶尔盆地中二叠世—早侏罗世经历了快速降温的过程;超压全面抑制了准噶尔盆地腹部主要烃源岩的热演化过程,且抑制程度随压力系数增大而增大,当压力系数达到最大值后抑制程度也达到极限(Ro偏低0.6%左右);利用与压力系数相关联的超压因子调节Easy%Ro模型中的化学反应频率因子能够有效地反映Ro值受抑制的特征,采用改进模型模拟的烃源岩成熟度演化史表明,盆1井西凹陷和沙湾凹陷中-上二叠统烃源岩主要生油期为白垩纪,侏罗系八道湾组烃源岩目前仍处于生油高峰期,明显滞后于传统生烃模式的预测结果,为深源油气晚期快速成藏提供了有利的烃源条件。