简介：大牛地气田太原组太2段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因，使气层识别和评价存在一定难度。根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点，依据测井资料．建立了测井解释参数模型：应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2段有效气层进行识别，建立识别气层标准。通过23口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验，其符合率达到86．96％，证明了该方法的有效性。

简介：针对油气勘探中存在的油水关系复杂问题,采用油气藏解剖和油气分布与成藏条件之间的空间匹配关系,对齐家—鸳鸯沟地区沙河街组油气富集规律及控制因素进行了研究,结果表明：齐家—鸳鸯沟地区油气在纵向上主要分布在沙二段,平面上主要分布在Ⅲ号台阶上,并以断层-岩性油气藏类型居多;油气富集主要受到砂体储层是否发育、圈闭是否发育、断层侧向封闭性强弱、断裂后期活动性强弱4个因素的控制;不同层段油气富集的主控因素不同,沙二段、沙三1亚段和沙四段圈闭不发育是造成失利井的最主要原因,而沙三2亚段和沙三3亚段砂体储层不发育也是造成失利井的最主要原因。

简介：近年来,国内地层油气藏的勘探已引起普遍关注。文章在前人研究的基础上,以不整合面为切入点,依据圈闭机制的不同,给出了地层圈闭新的划分方案,把地层圈闭划分为不整合面之上超覆型地层圈闭、不整合面之下遮挡型地层圈闭以及不整合面之间削截型地层圈闭。地层油气藏的形成与不整合强度、不整合结构有着密切的关系,文章从以上2个方面对地层油气藏的形成机制进行了分析。此外,文章还对不同类型地层油气藏的分布规律进行了总结,对其勘探提出了建议,并且指出了一些亟须发展的理论和技术。

简介：雅开气田为低孔、低渗,受构造-岩性控制的复合型砂岩气藏,具有气-水倒置、地层压力异常等特殊的地质特征。综合研究认为,该类气藏的气-水关系因受到构造、砂体尖灭以及储层物性变化的影响,形成了流体系统较为复杂的特殊类型气藏。分析认为该气藏存在2种异常的气-水关系,通过研究这2种气-水关系的形成原因及分布区域,认为在该气藏西北部区域存在有利的地层-岩性圈闭。在雅开气田西北部区域所部署的2口井均获得了工业油气流,同时确定了该气田下一步滚动扩边的方向。

简介：利用铸体薄片、扫描电镜及压汞曲线等资料,系统地研究了安塞油田王窑地区长61^1储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、物性特征及其影响因素,并指出了有利的勘探目标区。综合评价认为：研究区长61^1储层砂岩类型以长石砂岩为主,孔隙类型为原生粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、微裂缝等,砂岩储层的铸体薄片面孔率为0.98%～1.37%,平均孔喉半径较小,为典型的中—低孔、低渗储层;影响储层物性的因素主要为沉积环境和成岩作用。

简介：应用地质平衡剖面技术推演了贝尔凹陷布达特群潜山的动态演化过程,首次厘定了该地区各种潜山的形成时间及成因,并以此为依据,对贝尔凹陷布达特群潜山进行了分类。结果表明,研究区发育3种类型的潜山,即早期古地貌潜山、长期继承性发育的受断裂控制的同生潜山及中期变形形成的后成潜山,各类潜山的演化过程各异。在对平衡地质剖面进行动态分析的基础上,解释了各种潜山演化与油气成藏的关系,并标定了各种潜山的分布范围,指出后成潜山和同生潜山更有利于油气聚集成藏。

简介：为了评价致密砂岩储层类型，为致密油气的勘探与开发提供理论依据，利用分形理论和高压压汞方法，结合储层物性资料，通过对11个致密砂岩样品的压汞实验，研究了冀中坳陷致密砂岩储层微观孔隙结构。结果表明：根据进汞曲线拐点，将致密砂岩储层孔隙系统按直径大小划分为裂隙（>10μm）、大孔（1～10μm）、中孔（0.1～1.0μm）和微孔（<0.1μm）。依据分形理论，分别求取各尺度孔隙分形维数，验证了孔隙系统划分的正确性。根据不同尺度孔隙的分布频率，结合样品孔渗、排驱压力和退汞效率等参数将致密砂岩储层分为3类：Ⅰ类储层微孔分布频率高，但几乎无连通孔隙，具有较低的渗透率；Ⅱ类储层连通孔隙发育，但微孔较少；Ⅲ类储层不仅有大量微孔，同时有丰富的连通孔隙，渗透率也较高。通过分析得出，微孔分布频率越高，退汞效率越高，孔隙结构越简单，均质性越好；裂隙和大孔均决定了储层的渗流能力。因此，Ⅲ类致密砂岩储层为最优质的储层，可作为致密油气勘探与开采的首选目标。

简介：准噶尔盆地中拐—玛南地区上乌尔禾组为扇三角洲前缘亚相沉积的砂砾岩,具有厚度大、横向变化快、岩石结构成熟度和成分成熟度均低的特点。砂砾岩储层的关键控制因素为泥质含量,根据泥质含量对上乌尔禾组砂砾岩进行划分,可以分为含泥砂砾岩和富泥砂砾岩。利用单一的测井曲线难以有效识别研究区的泥质含量,根据常规测井曲线的响应特征,利用中子测井曲线和声波时差测井曲线的幅度差来拟合砂砾岩储层泥质含量曲线,再经地震波形指示反演来预测砂砾岩优质储层的平面展布,实现了砂砾岩储层的定量化预测。经过钻井证实,这一方法预测结果符合率较高,油气显示良好,展示了本区良好的勘探前景。

简介：四川盆地东北部晚二叠世孤立碳酸盐台地边缘生物礁岩中发育的放射轴状纤维状胶结物（RFC）,虽然已完全白云石化,但仍然具有双晶面弯曲（波状消光）且远端收敛的特征,高锶、高钠和暗阴极发光等反映海源流体环境的地球化学特征以及层状胶结物和内部沉积物等RFC的其它特征。RFC的原始矿物是海水环境中沉淀的高镁方解石,其存在说明四川盆地东北部二叠系长兴组海绵礁发育于陡峭的台地边缘,并具有千万年尺度的长期与海水接触的地质条件。RFC中内部沉积物的存在说明胶结过程持续时间很长并有短时间的间断,虽然这种间断与短时间的海平面下降有关,但就RFC发育的整个千万年尺度的时间来说,海平面是上升的,生物礁的建造速度与海平面上升幅度基本一致。

简介：鄂尔多斯盆地东部山西组山2段为一套砂岩、泥岩及薄煤层互层组合,储层非均质性强,明显受地层基准面旋回升降过程中可容纳空间与沉积物供给量比值的影响。通过对山2段不同级次基准面旋回的划分与对比,建立了研究区高分辨率层序地层格架;根据短期基准面升、降旋回过程与储集物性关系的分析,分别建立了物性向上变差、物性向上变差复变好、物性变化不大等3种储层非均质模式;利用砂岩密度、砂体钻遇率和渗透率变异系数等参数描述了各中期基准面旋回层序的储层宏观非均质性变化。结果表明,长期基准面旋回上升的早期、中期形成的中期旋回层序储层非均质性弱,长期基准面旋回上升晚期到下降期储层非均质性强。

简介：在气源断裂与盖层发育、断裂活动期及封气能力形成期分析的基础上．对徐家围子断陷气源断裂与盖层时空匹配关系及对天然气成藏的控制作用进行了研究，认为徐家围子断陷气源断裂与登二段泥岩盖层空间匹配关系相对较好，与营一段顶部火山岩盖层空间匹配关系相对较差：气源断裂与登二段泥岩盖层及营一段顶部火山岩盖层时间匹配关系较好。气源断裂与盖层时空匹配关系对营城组天然气成藏的控制作用主要表现为天然气聚集层位和聚集部位受气源断裂与盖层空间匹配关系的影响：天然气聚集程度受气源断裂与盖层时间匹配关系的影响。

简介：针对东营凹陷太古界基岩储层特征、分布规律认识不清的问题,利用岩心观察、岩石薄片鉴定和测井资料分析,并结合常规孔、渗资料,对储层岩石类型、储集空间、物性特征等进行了深入的研究。结果表明：东营凹陷太古界的储集岩主要为花岗岩类、闪长岩类及脉岩类;太古界潜山内幕的储集空间以各类裂缝为主,淋漓孔与溶蚀孔较发育,具有一定的储集性能;太古界储层属于裂缝性储层,在纵向上和平面上都表现出极端的非均质性;太古界储层主要集中在距潜山顶面0～30m,30～60m,60～100m等3段范围内的潜山风化壳,横向对比难度较大,平面上储层围绕潜山呈条带状展布。

简介：压裂液返排液具有液量大、处理难度大、处理费用高及环境污染等问题,为实现清洁压裂液返排液的再利用,通过对压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数、吸附性能、降低界面张力性能、改变岩石润湿性性能及提高采收率性能的室内实验评价,构建了基于清洁压裂液返排液的表面活性剂驱油体系。实验结果表明：清洁压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数为0.3%,用于目标区块脱水原油时,当其有效质量分数为0.05%～0.30%时,油水界面张力均可达到10^（-4）～10^-3mN/m的超低数量级;该体系改变岩石润湿性性能优良,可使油湿石英片表面向弱水湿方向转变;同时,该体系动态饱和吸附量为9.53mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的25%～33%。室内岩心模拟驱油实验反映出,在最优注入方案条件下实现采收率增值12.5%,表明该体系能够满足目标区块压裂后进一步提高采收率的要求。

简介：简历：1994年毕业于中国科学院兰州地质研究所地球化学专业，获理学博士学位，曾任西北分院综合研究中心主任工程师、油气地质研究所所长，现任西北分院副院长兼总地质师。

简介：对辽河坳陷不同类型烃源岩有机质丰度、类型、成熟度、生气性能和生气强度进行研究后认为,区内已探明的天然气主要为生物热催化过渡带气和低温热解气,而高温热解气和裂解气很少,这与辽河坳陷烃源岩热演化程度不相称;热演化程度高、生烃强度大的洼陷带深层应该蕴藏着丰富的、成熟度相对较高的天然气。在分析了几个重点地区深层构造背景、储集条件的基础上,认为这些地区或处于气源灶内或与气源岩直接接触,成藏条件优越,是下一步勘探的重要领域。

简介：南美W油田T5B砂岩储层具有横向上岩性变化快、垂向上多套薄砂体叠置等特点,对其进行识别和描述难度较大。针对W油田7井区W-7KH井水平段钻探效果不理想以及W-7C井和W-7D井2口井油水关系矛盾等问题,提出了＂平剖相结合＂的储层预测技术思路。首先通过半定量地震振幅解释及叠后约束稀疏脉冲反演方法,建立了T5B砂岩储层厚度与地震均方根振幅的关系,并确定了储层与非储层纵波阻抗数值范围,较好地刻画了T5B砂岩储层的横向展布范围;然后采用高分辨率拟声波阻抗反演方法,有效识别了T5B砂岩内部薄泥岩隔层,描述了砂体的垂向叠置关系,解决了油水界面不统一的矛盾。研究思路和结果对油田下一步的滚动开发、水平井段设计及精细油藏描述具有启发和指导意义。

简介：为了更加高效地封堵哈得逊油田东河砂岩储层水淹后的优势通道,利用各类岩心分析资料及水淹解释结论,对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行了研究。结果表明：哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低,大部分为速敏性的高岭石与伊利石,粒径主要为1～2μm,储层可分为孔喉半径小于2μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2～5μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5μm的中细喉-高渗储层;水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因,而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。这些因素造成了3类储层的水淹变化机理：细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降,由原状储层至低水淹逐渐减小,到中水淹时有所增大,高水淹时最小;细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升,由低水淹至中水淹逐渐增大,到高水淹时有所减小;中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大,且随着水淹程度的增高而增大,该类储层即优势通道发育所在,可采用粒径为3～4μm的微球对其进行高效、精准的封堵。研究区注水开发后剩余油规模较大,开展储层水淹变化机理研究,具有重要的现实意义。

简介：透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差。为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究。结果表明:基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1∶2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200m时,最优采油井井距分别为300m和250m。该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴。

简介：针对江37稠油油田蒸汽吞吐开采稠油过程中出砂严重的情况,进行了注表面活性剂降黏驱油室内实验研究。表面活性剂筛选实验表明,FPS-H分散型稠油降黏剂与江37稠油油田采出污水具有较好的配伍性,可使油/水界面张力下降到0.05mN/m,稠油乳化降黏率达到92.1%。驱油实验结果表明,FPS-H降黏剂驱最佳注入量为0.5PV,最佳注入速度为1.0mL/min,注入方式应选择0.5PV段塞-后续水驱方式,注入水温度不宜超过50℃。

简介：在分析鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组烃源岩、储集层特征、运移动力学特征和运移通道特征等成藏主控因素的基础上,总结了延长组低渗储层的石油运聚规律。延长组长7段最大湖泛期发育一套暗色泥岩,干酪根类型为腐植-腐泥型,是盆地主要生油岩。储层以低渗透为主要特征,绝大部分属于超低、特低渗储层,储集空间以残余粒间孔为主,孔喉类型以细孔微喉型和微孔微喉型为主。异常高压是石油运移的主要动力,长7段异常压力的分布与暗色泥岩的厚度有关,在暗色泥岩厚度大的区域,异常压力较大。连通砂体是石油运移的主要通道,成藏期储层相对高渗透是连通砂体成为有效运移通道的基础。微裂缝控制了局部地区延长组油藏的分布及其规模。通过对该盆地的分析,总结出了2类成藏模式,即＂源岩-连通砂体-储层＂连续式充注成藏模式和＂源岩-微裂缝-储层＂幕式充注成藏模式。