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2010年  第32卷  第6期

目次
《石油实验地质》2010年32卷第6期目次
2010, 32(6).
摘要(1616) PDF(715)
摘要:
综合信息
中国石化无锡石油地质研究所实验地质技术之岩石热声发射检测技术
郑伦举
2010, 32(6): 518-518. doi: 10.11781/sysydz201006518
摘要(503) PDF(285)
摘要:
岩石受到内、外部载荷的作用或变形后,形成能量积聚,达到一定程度(或岩石内部产生局部微破裂),部分应变能就会以弹性应力波(声波)的形式由应变能积聚区向岩石外部释放,这就是岩石的声发射。
盆地·油藏
塔里木盆地麦盖提斜坡东段油气勘探前景
吕修祥, 杨海军, 白忠凯, 雷刚林, 刘丹丹, 马玉杰
2010, 32(6): 521-526. doi: 10.11781/sysydz201006521
摘要(4386) PDF(959)
摘要:
塔里木盆地麦盖提斜坡东段具有油气成藏的有利条件,本区发育的寒武—奥陶系的烃源岩和一套高丰度的石炭系油源岩,为该区形成大油气田提供了物质基础。发育以奥陶系潜山风化壳为储层、志留系泥岩以及石炭系下泥岩段为盖层和以石炭系砂砾岩段、生屑灰岩段作储层、下泥岩段及中泥岩段为盖层的多套储盖组合。储层分布稳定,储集条件良好,盖层保存完好,良好的储盖条件为油气富集创造了条件。麦盖提斜坡经历了寒武—奥陶纪北倾斜坡和自石炭纪以来南倾斜坡的发展过程,处在构造活动的枢纽部位,既有利于油气聚集更有利于油气的后期保存,是有利的油气聚集成藏区。麦盖提斜坡东段具有良好的油气远景,奥陶系碳酸盐岩岩溶圈闭、石炭系构造及地层岩性圈闭应为进一步勘探的主要对象。
华北古生界油气保存条件分析
杨帆, 周小进, 倪春华, 刘运黎
2010, 32(6): 527-531. doi: 10.11781/sysydz201006527
摘要(3368) PDF(730)
摘要:
以华北中新生代构造演化对古生界油气保存的区域控制作用为研究重点,除分析了古生界自身发育的盖层条件外,着重分析了中新生代盆地叠加所构成的上覆直接盖层、区域盖层以及整体封存条件。研究认为,古生界的油气保存总体具有西部好于东部、下古好于上古、北华北好于南华北的特点,本溪组、石盒子组是古生界内部主要区域盖层,东部古近系和西部广布的三叠系为古生界后期油气保存提供了区域封盖条件,同时圈闭条件是造成东西部油气保存差异的重要因素,鄂尔多斯盆地腹部和东部断陷深凹—内斜坡区是油气保存的有利单元。
盆地油气储层研究中的火山岩岩相划分探讨
张玉明, 陆建林, 李瑞磊, 张玺
2010, 32(6): 532-535. doi: 10.11781/sysydz201006532
摘要(3143) PDF(826)
摘要:
火山岩储层岩相划分对确定有利储层分布、进行储层预测至关重要。针对火山岩油气藏勘探需要,结合松辽盆地长岭断陷火山岩油气地质特征,对火山岩爆发相和溢流相的亚相及微相进行划分,将亚相划分为近火山口、火山斜坡和远火山口亚相,将微相划分为上部、中部和下部微相。新的火山岩储层岩相划分方案,反映了火山岩储层的分布发育特点,具有明显的预测功能,有利于火山岩油气藏勘探开发。
鄂尔多斯盆地上古生界流体压力分布与成因
王胜利, 许化政
2010, 32(6): 536-540. doi: 10.11781/sysydz201006536
摘要(2982) PDF(858)
摘要:
鄂尔多斯盆地上古生界的流体压力从一个侧面反映了盆地内的天然气藏类型。深盆气表现为区域的负压异常,且随气层埋藏深度变大和煤层Ro的增大,负压程度越来越大;与构造有关的气藏,则普遍表现为静水压力或正异常压力特征。深盆气的负压特征与区域性的构造抬升剥蚀有关,负压程度的不同则受煤层成熟演化程度的控制。盆地腹部高演化程度区的煤层高生气强度和地层水的高汽化程度,使盆地腹部天然气"湿度"小,比重小,压力系数低;向盆地边缘方向随热演化程度变低,天然气"湿度"变大,比重变大,压力系数升高。深盆气区压力系数的规律性变化反映了天然气近距离运移和就地成藏的特征。
苏北盆地与南黄海盆地中——新生界成烃对比浅析
刘玉瑞
2010, 32(6): 541-546. doi: 10.11781/sysydz201006541
摘要(3109) PDF(916)
摘要:
苏北与南黄海盆地是统一的中—新生代盆地。苏北盆地勘探成果丰富,地化甄别7套暗色泥岩仅4套对成藏有贡献,3套属拗陷广湖灰泥岩,分布广、质量稳定,岩电特征突出;1套属断陷湖的纯泥岩。重新厘定南黄海盆地烃源岩,确认南坳有5套烃源岩,套数比苏北多、厚度略大,北坳仅有1套;各套形成环境、岩电特征与苏北相似,但品质和稳定性略差。两盆地烃源岩都处低熟—成熟阶段,南黄海总体低于苏北,成熟可排烃源岩范围较苏北小。烃源岩质量、成熟度和排烃畅通度决定苏北各凹陷油气资源丰度,成熟度高、排烃畅通资源丰度高,相反则低;断陷沉积埋藏越发展,烃源岩越成熟,三垛期末为烃源岩成熟定型期。综合看,南黄海资源潜力不如苏北,南坳优于北坳。
准噶尔盆地腹部地区深层砂岩储层孔隙特征研究
王芙蓉, 何生, 何治亮, 张福顺
2010, 32(6): 547-552. doi: 10.11781/sysydz201006547
摘要(3516) PDF(826)
摘要:
准噶尔盆地腹部地区目前已发现的油气多集中在侏罗系和白垩系砂岩中,储层埋深主要在3500~6200m左右,目前储层处于晚成岩阶段A期,砂岩储层主要发育粒间溶蚀孔隙,次生孔隙度主要分布在4%~20%之间,主要是烃源岩成熟产生的有机酸对碳酸盐胶结物和硅酸盐颗粒溶蚀形成的。根据温度—深度—成熟度之间的对应关系推测,由于有机酸在高温下可转化成CO2,因此垂向上发育的另一个次生孔隙带大约在6500m以下,主要是溶解含铁碳酸盐胶结物所致。
石油地球化学
海相层系成烃成藏地球化学技术进展
刘文汇, 秦建中, 腾格尔, 饶丹, 张美珍
2010, 32(6): 553-559. doi: 10.11781/sysydz201006553
摘要(2088) PDF(966)
摘要:
我国多期构造活动背景下、结构复杂的叠合盆地中海相层系油气系统的演化具有其特殊性,油气实验地质技术特别是地球化学测试技术的发展,对深入认识叠合盆地油气成藏的基础理论、油气勘探开发的地质地球化学过程具有举足轻重的作用。从实验技术发展的角度出发,论述了近年来形成的适合于叠合盆地复杂性与特殊性的勘探实验技术系列,重点包括烃源成烃评价、油气运移示踪和成藏过程等方面,促进认识叠合盆地油气富集机理与分布规律。
四川盆地陆相天然气成因类型划分与对比
沈忠民, 姜敏, 刘四兵, 朱宏权, 宫亚军
2010, 32(6): 560-565. doi: 10.11781/sysydz201006560
摘要(3543) PDF(869)
摘要:
对四川盆地天然气轻烃指纹、碳氢同位素、稀有气体同位素等进行了系统研究。天然气碳同位素δ13C1—δ13C2关系的分区和分层对比研究显示天然气受母质类型、成熟度及运移等多种因素影响。轻烃指纹表明川西坳陷天然气以腐殖型来源为主,川中、川南及川东地区天然气既有腐殖型也有腐泥型来源,天然气明显具有油型气特征。川西坳陷中段须二段天然气碳同位素δ13C1较高,而部分碳同位素δ13C2位于-28‰以下显示了其油型气和高成熟度特征,研究区其它样品分布区间相对集中,均表现为典型的煤型气特征。四川盆地海、陆相天然气可以利用δ13C2—δD1很好区分,氢同位素δD1=-140‰和碳同位素δ13C2=-28‰可将四川盆地海相和陆相天然气进行区分。稀有气体同位素表明天然气基本上为壳源成因,无幔源稀有气体的加入。
四川盆地北缘上二叠统大隆组烃源岩评价
付小东, 秦建中, 腾格尔, 王小芳
2010, 32(6): 566-571. doi: 10.11781/sysydz201006566
摘要(3425) PDF(962)
摘要:
四川盆地北缘上二叠统大隆组泥质、硅质岩有机质丰度高、有机质类型较好,是一套局部发育的海相优质烃源岩。大隆组在不同剖面有机质成熟度变化较大,盆地内河坝1井处已达过成熟阶段,而盆地边缘广元、万源地区则处于低成熟—中等成熟阶段。大隆组烃源岩各剖面累计生烃强度大多小于20×108m3。川东北地区大隆组烃源岩与长兴—飞仙关组礁滩相储层有利的时空配置,可使大隆组来源的天然气更有效地在礁滩相优质储层中聚集成藏,对普光等大中型气田有较大贡献;相对于其它海相层系烃源岩,大隆组主生烃期更晚,有利于天然气后期保存。广元、万源等大隆组仍处于低—中等成熟阶段地区是否存在源自大隆组的残余油藏值得关注。
鄂尔多斯盆地南部平凉组烃源岩特征及其成烃演化分析
倪春华, 周小进, 王果寿, 杨帆, 刘运黎
2010, 32(6): 572-577. doi: 10.11781/sysydz201006572
摘要(3128) PDF(914)
摘要:
运用有机地球化学和有机岩石学相结合的方法,对鄂尔多斯盆地南部中奥陶统平凉组烃源岩进行了较系统的研究。研究区内平凉组烃源岩厚度平面分布特点为南厚北薄,纵向上岩性组合为上部灰岩、下部泥岩,下部烃源岩有机质丰度高于上部。烃源岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ型,并以Ⅰ型干酪根为主。作为海相烃源岩成熟度研究的指标,海相镜质组反射率揭示研究区平凉组烃源岩成熟度为西低东高,现今主体处于成熟晚期—高成熟的演化阶段。通过PetroMod软件盆地模拟,并结合生烃热模拟实验结果综合分析,认为该区平凉组烃源岩于晚三叠世早期开始生油,中侏罗世末到达生油高峰,大规模生气期为早白垩世,具有一定的天然气勘探潜力。
天然气二次运移组分变化机理研究
姜林, 薄冬梅, 柳少波, 洪峰, 郑永平, 蔡冰
2010, 32(6): 578-582. doi: 10.11781/sysydz201006578
摘要(1975) PDF(812)
摘要:
天然气的烃类组成并不单一,但成藏天然气一般以甲烷为主,除了与烃源岩母质类型及其演化有关以外,二次运移也是一个重要的作用因素。通过天然气二次运移物理模拟实验,研究了天然气二次运移特征,注意到天然气二次运移是一种断续流运移,主要包括2种基本运移方式——活塞流和优势流,两者交替就形成了天然气的断续流运移;结合有机质热演化生烃过程以及气、水、岩的相互关系分析,探讨了天然气二次运移过程中组分变化的机理,认为二次运移会导致成藏天然气组分中甲烷含量增高,其主要原因包括二次运移过程中的组分分异作用,断续流运移导致重组分在岩石孔隙中的封闭滞留作用,以及二次运移路径上残留原油的溶解作用。
方法·技术
断层封闭能力的有限性研究及模拟实验
李宏义, 姜振学, 董月霞, 王旭东, 李晓颖, 齐立新
2010, 32(6): 583-587. doi: 10.11781/sysydz201006583
摘要(3523) PDF(957)
摘要:
以渤海湾盆地南堡凹陷典型油藏为例,通过地质方法探讨了"毛刷"状油藏的成因,进而揭示出断层封闭能力的有限性,最后采用物理模拟实验的手段对其进行了验证。研究结果表明,断层下盘遮挡圈闭中呈"毛刷"状分布的油气藏是由断层封闭能力的近一致性造成的;断层存在着不严密的封闭,只能对有限的油气柱高度起封闭作用,达到最大油气柱高度后将保持动态平衡不再增加;在一定的断层封闭能力下,断层遮挡圈闭中的含油气面积受储层倾角影响,即储层倾角越小,含油气面积越大,油气储量也就越大。
影响烃源岩中分散液态烃滞留数量因素研究
李永新, 王红军, 王兆云
2010, 32(6): 588-591. doi: 10.11781/sysydz201006588
摘要(2167) PDF(1042)
摘要:
采用加水热模拟方法,对低丰度海相泥灰岩进行了不同压力条件下的生排烃模拟。结果表明,10MPa压力条件下,烃源岩在310℃左右达到生、排烃高峰,排出油产率和总产油率最大值分别为182.5,193.4mg/g;20MPa压力条件下,烃源岩生、排烃高峰对应的温度为330℃,排出油产率和总产油率峰值分别为92.1,111.4mg/g。对比显示,压力增加抑制了有机质的生烃作用,导致烃源岩的有效排烃期增长,主排烃期延迟,使得更多的液态烃滞留于烃源岩中,为高演化阶段天然气的生成提供了重要母质来源。
致密岩心中气体渗流特征及影响因素实验研究
温晓红, 周拓, 胡勇, 朱华银, 王淑英
2010, 32(6): 592-595. doi: 10.11781/sysydz201006592
摘要(2052) PDF(855)
摘要:
致密砂岩气藏储层岩石孔隙结构复杂,孔喉细小,气体渗流特征有别于常规气藏。采用逐级增压气驱实验和定容衰竭开采物理模拟实验相结合的方法,测试分析了气体在砂岩储层岩心中的渗流特征。研究表明:气体在致密砂岩储层岩心中有效流动的条件是需要有足够大的流动压差克服沿程摩阻,这也是致密气藏储量得到动用的门槛条件。气相渗流特征受岩心基质渗透率、含水饱和度、岩心长度、上覆压力等多种因素的影响,在致密气藏开发过程中,需要综合考虑这些因素对气井产能及稳产能力的影响。
基于角点网格模型的“迷宫式”油气运聚模拟研究
刘志锋, 魏振华, 吴冲龙, 田宜平, 毛小平
2010, 32(6): 596-599. doi: 10.11781/sysydz201006596
摘要(2248) PDF(818)
摘要:
从油气运聚模拟的现状出发,基于角点网格模型建立了油气盆地三维地质模型。研究了油气在不同地质环境下达到平衡态的运移条件和存储条件,继承前人总结的油气运聚模拟参数计算方法,采用达西定律和人工智能算法相结合的方式计算油气运移速度。在此基础上,提出了"迷宫式"油气运聚模拟思路,并编码实现,形成了一个可以独立运行的油气运聚模拟模块。运用该模块对渤海湾盆地东营凹陷勘探成熟区进行了模拟试验,得到了较为理想的效果。其研究成果,为降低油气勘探风险提供了很好的分析工具。
油气二次运移动力学分析及实验研究
杨磊, 綦耀光, 孙志信, 任旭虎, 刘新福
2010, 32(6): 600-604. doi: 10.11781/sysydz201006600
摘要(2006) PDF(820)
摘要:
碎屑岩储层的孔、渗特性对于油气二次运移、聚集和成藏具有重要的影响,不同层位的碎屑岩储层具有不同的孔隙结构和成藏阻力,不同构造部位的油气成藏具有不同的成藏动力,成藏动力与储层自身的孔、渗特性共同决定了油气运移、聚集、成藏的过程。文中针对油气二次运移和聚集的动力和阻力进行了理论分析和计算,重点对浮力为动力的油气运移开展了系统的物理模拟实验,通过大量的对比实验,分析了油气二次运移的不同控制因素,为圈闭的成藏分析和评价提供了实验参考。
塔里木盆地草湖凹陷热演化与生烃史——基于IES软件盆地模拟技术
王斌, 赵永强, 罗宇, 马红强
2010, 32(6): 605-609. doi: 10.11781/sysydz201006605
摘要(2848) PDF(1091)
摘要:
利用IES-PetroMod盆地模拟软件,在塔里木盆地草湖凹陷单井埋藏史模拟的基础上,进行热史和生烃史模拟与分析。研究表明:1)凹陷区寒武—奥陶系烃源岩在奥陶纪中期Ro就达到0.5%,开始成熟生烃,生烃高峰期为加里东中期—海西早期;寒武系烃源岩在海西早期就已进入过成熟阶段;奥陶系烃源岩在海西早期进入高成熟生气阶段,海西晚期达到过成熟。2)东西缘斜坡区寒武系烃源岩生油高峰期为加里东中期—海西晚期;奥陶系烃源岩生油高峰期为海西期—印支期。3)库尔勒鼻凸寒武—奥陶系烃源岩在海西早期已达成熟—高成熟阶段;在海西晚期大幅抬升,停止生烃,早期生成的油气被破坏;燕山晚期—喜山期持续沉降,但埋深有限,几乎无二次生烃的可能。
柴油与硫酸镁反应体系模拟实验研究
岳长涛, 李术元, 徐明, 张永翰, 钟宁宁
2010, 32(6): 610-614. doi: 10.11781/sysydz201006610
摘要(2456) PDF(774)
摘要:
利用高压釜反应装置,在高温高压含水条件下对柴油与硫酸镁热化学还原反应体系进行了模拟实验研究。通过气相色谱仪、微库仑仪、毛细管气相色谱/脉冲火焰光度检测器、红外光谱仪及X射线衍射仪对气、油、固三相产物分别进行了分析,并进行了动力学研究。结果表明,该体系在温度450~550℃内可以发生热化学还原反应,主要生成氧化镁、硫、焦炭、硫化氢、二氧化碳以及硫醇、硫醚和噻吩类等一系列有机硫化物,反应活化能为58.6kJ/mol。
微波作用下稠油粘度变化及其化学因素探讨
汪双清, 沈斌, 林壬子
2010, 32(6): 615-620. doi: 10.11781/sysydz201006615
摘要(1531) PDF(900)
摘要:
从重点分析研究稠油中的非烃化合物着手,对辽河、胜利、吐哈等3个油田的普通稠油在微波幅射作用前后的粘度和化学组成变化进行关联性研究。结果表明:微波作用导致了稠油中的一系列化学反应,改变了稠油的化学组成,使稠油的粘度降低或升高。稠油微波化学反应的主要方向是从较大分子碎裂为较小分子,并具有如下表现:1)微波作用优先使胶质和沥青质中的含杂原子化合物,尤其是含氧化合物分解;2)微波作用基本上不影响稠油中烃类化合物的分子组成,而非烃,尤其是含羟基的醇类和羧酸类化合物的分子分布模式发生显著变化;3)微波作用后稠油化学组成的改变是复杂微波化学反应的综合结果,因其原始化学组成而异,并决定了稠油粘度变化的方向和大小。