简介：本文根据资源型城市的功能和特点及发展规律，提出了发展和完善大庆市科技创新体系的设想和建议。

简介：海因斯韦尔（Haynesville）页岩是分布在路易斯安那州西北部、得克萨斯州东部和阿肯色州西南部的五套富有机质沉积岩，其平均厚度为60－90m，埋藏深度-般都在3kin或更深，而且渗透率超低。海因斯韦尔页岩分布区，尤其是路易斯安那州的西北部地区，天然气勘探开发异常活跃。前人的热学-力学模型研究结果表明，侏罗纪时期的温度梯度是当前区域地热梯度值（25—350C／km）的两倍以上。因此，侏罗纪沉积地层在以往100m．y．间已经接近其当前的温度。利用地下资料，建立了基于对流和传导的热传输简单模型以及基于压实的流体流动简单模型，用于估算地质历史上海因斯韦尔页岩的温度、成熟度和流体压力。早白垩世的高热流值产生高地温梯度，并导致烃类的早期成熟。早白垩世的快速沉积作用使海因斯韦尔页岩内形成了明显的超压。但这种超压在地质历史上并没有得以保持，其原因是这套页岩地层厚度太薄，而且后来又经历过隆升和剥蚀作用。中到晚白垩世和晚古近纪的生烃作用再次产生了超压。然而，在绝大多数条件下，模拟得出的超压都没有超过破裂压力。

简介：沉积盆地地层埋深不断加大的过程中，干酪根在细菌作用下或通过热解生成油气。在富有机质烃源岩中干酪根生成油气的过程中，油气排出并在孔隙系统中形成流体相，而这种流体相可在水动力和浮力作用下运移，并最终逃逸至地表或在地下形成油气藏。油气充注和圈闭形成的时间配置是油气成藏中一个非常关键的要素。在常规油气勘探中，剥露盆地历来都被视为高风险地区，主要原因是在剥露过程中烃源岩的生烃过程会因地层冷却而停止。但是，即便是在生烃作用的停止点，烃源岩中仍可能保留有一定量的油气，这些油气被吸咐于干酪根和孔隙系统中。本文中我们所讨论的是，当烃源岩在埋深达到峰值后因剥露而变浅，孔隙压力变小，孔隙系统中油气（特别是气相）的体积膨胀，导致更多的油气充注相邻的输导层或储层。由于大多数陆上沉积盆地演化史中都或多或少有重大的剥露事件发生，因此剥露作用可能是剥露沉积盆地中另外一种未受重视的晚期油气充注机理。我们的模型还表明，对于曾具有较高初始压力和较低地热梯度的含气烃源岩而言，初始储集能力、剥露前储集能力、天然气总储集能力和剥露天然气充注可能都非常重要。本文所述之概念对于非常规页岩储层内的油气资源而言也有意义，其原因是高品质页岩层带可能与盆地内特定的油气系统有关，后者相对超压消散的幅度或速率限制了从非常规储层向常规储层的剥露充注。

简介：怀俄明西南的大绿河盆地（GGRB）的低渗透率储集层并不是一种连续型的天然气藏的一部分或一种以盆地为中心天然气系统的一部分，它的产能依赖于谜宫式的有利部位的开发。相反，这个盆地的气田出现在常规圈闭中的低渗透率、劣质的储集岩中。我们研究过所有大绿河盆地中的重要气田并且断定它们都出现在常规构造、地层或复合圈闭中。我们通过研究GGRB的几个大气田来说明此情况，并认为从GGRB得到的观测结果为其它盆地中的低渗透率、充气砂岩提供见解。我们提供证据证实该盆地既不是区域性天然气饱和，也不接近束缚水的饱和度，产水既常见又广泛。低渗透率储集层有一些独特的岩性特征，未能全面了解这些特征已经导致了对地下流体分布的错误认识。为了对气田分布的控制因素以及对各单井及油藏动态控制因素做出全面的评价，有必要了解随变化的水饱和度和上覆岩层应力而变化的天然气多相、对气体的有效渗透率的理解。如那些在GGRB已被发现的低渗透率天然气系统，正如一些人主张的那样就油气系统而言不必要做特别的方法变化。我们断定对与那些在GGRB发现的相似的低渗透率天然气系统，应该用一种与常规油气系统相似的和一致的方法来评价。到目前为止，GGRB的资源评价一直假设为一种广泛的、持续型的资源分布。由于未能认识低渗透率储集层的一些基本要素，而导致了对在这些环境中与勘探开发投资决策相关的风险的低估并且很可能过高估计可动用的资源水平。

简介：在经历过剥露作用的含油气盆地，烃源岩、储层和盖层的最大埋深一般都具有不确定性。澳大利亚东南部重要的产气区奥特韦盆地（Otway）就是如此，该盆地曾经历过多期次的剥露作用。在分析下白垩统河流相页岩声波时差资料的基础上，我们估算了110口陆上和海上油气井中地层的剥露幅度（exhumationmagnitudes）。结果表明，在奥特韦盆地东部陆上部分，后阿尔布期（post—Albian）的净剥露量很大（〉1500m），而在该盆地的其它地方，净剥露量一般很小（〈200m）。这些结果与根据热史资料得出的估算值一致。与中白垩世和新近纪挤压构造有关的净剥露量分布表明，剥露作用主要受控于板块边界作用力驱动下的短波长盆地反转（short—wavelengthbasininversion）。白垩纪早期，在奥特韦盆地东部陆上部分和盆地北部边缘一带，较大的埋深与高地热梯度耦合，使下白垩统烃源岩大都进入过成熟状态，来自最初充注的任何剩余烃类可能都被捕集在高度压实的储层和／或（与裂缝有关的）次生孔隙中。然而，在埋藏较深时期，这些储层中的蒙脱石粘土矿物转变为伊利石，使储层脆化，发生天然水力破裂作用，为低渗透率油气区带的发育创造了条件。当前接近最大埋深的烃源岩，其温度适合于天然气的生成，控制这些地区油气勘探潜力的关键因素是断裂圈闲的密封性以及油气充注和圈闲发育的时空配置。