莺歌海盆地泥岩压实特征与油气初次运移

详细讨论了莺歌盆地第三系泥岩的压实特征及其主要影响因素，在研究油气运移地球化学效应的基础上，划分了烃源岩排烃类型，充分排烃型，排烃型和具滞烃带型，莺歌海盆地烃源岩的生烃门限深度为3000m，排烃门限深度为3600m，烃源岩的最大有效排烃带厚度约为30m。     

莺歌海盆地泥岩压实特征与油气初次运移

详细讨论了莺歌海盆地第三系泥岩的压实特征及其主要影响因素,在研究油气运移地球化学效应的基础上,划分了烃源岩排烃类型:充分排烃型、排烃型和具滞烃带型.莺海盆地烃源岩的生烃门限深度为3000m,排烃门限深度为3600m,烃源岩的最大有效排烃带厚度约为30m.     

山东东营凹陷泥岩压实作用及油气初次运移问题探讨

本文以东营凹陷泥岩声波时差-深度曲线为根据,探讨了该区异常压实带的分布特征.并进一步分析了东营凹陷初次运移条件.提出东营凹陷有效生油层为老第三系沙河街组第三段,它们的主要排烃期分别为馆陶～第四系与明化镇～第四系沉积时期.初次运移的方向在平面上主要自生油中心向凹陷周缘,特别是向东北绿.距离一般不超越异常压实带顶界以上600米.     

异常超压带内开启泥岩裂隙的分布与油气初次运移

黄骅坳陷沧东-南皮凹陷下第三系异常超压带内开启泥岩裂隙的分布表明,具有开启状态裂隙的泥岩在垂向上集中分布在一定的深度区间,该带在横向上是区域性分布的。在开启泥岩裂隙带内,泥岩孔隙度、蒙脱石含量、残留总烃/有机碳及等ααα20S/20S+20R C₂₉指标较上下层段有较大幅度的减少。据此认为,异常超压带内泥岩裂隙产生后便进行大规模持续的排液,直至泥岩排液潜力趋于丧失裂隙才会闭合,该过程以一次性为主。开启泥岩裂隙带是油气初次运移的主要地带。     

盆地模拟油气初次运移压实排烃新模型研究

针对原盆地模拟压实排烃模型计算预测结果存在的矛盾,经过仔细的分析研究,对目前国内外沿用多年的利用热模拟产烃率计算烃源岩不同演化时期的生油量数学公式的合理性和准确性提出异议,并提出一种新的盆地模拟油气初次运移压实排烃和生烃模型。该模型利用了热模拟产烃率两个不同演化阶段的生烃特点及液态烃在高成熟～过成熟时期的不同气化率来计算生油量和排油量,解决了原来高成熟-过成熟阶段总排烃量逐渐减小,排烃中心发生偏移,生、排、残三者物质不平衡等不符合地质实际的现象。     

梁家楼湖相烃类从泥岩向浊积岩的初次运移

本文应用有机地球化学指标划分了济阳坳陷梁家楼地区烃类从深湖相泥岩向浊积岩进行初次运移的排油带和滞油带,计算了排油效率,进而论证了由地层层析作用造成的烃类轻化效应,提出了9种初次运移指标,讨论了烃类初次运移机理。     

油气初次运移机理分析

根据力学和物理化学的有关理论, 对油气初次运移问题进行了定量研究和分析。研究认为,油气是以连续相的形式从源岩运移到储集岩的。油气运移的动力是浮力和毛细管压力的共同作用。因油气初次运移为自然驱替,因此源岩的排烃效率较高。但油气的聚集和油气藏的形成,对源岩厚度有一定要求。     

莺-琼盆地泥岩压实演化与油气运移研究

本文从泥岩压实演化特征与油气运移的关系入手,依据声波时差以及流体压力资料,剖析和探讨本区泥岩压实演化与油气初次运移的规律,指出低压过剩区带或静水压力区带是油气运移聚集的方向和富集区,异常高压带所形成的压力封闭是本区天然气藏形成的重要条件,而异常高压带在泥岩压实过程中释放和消失以及烃类生成作用的膨胀力,则是油气初次运移聚集的动力。     

松辽盆地西斜坡泥岩地层压实规律

根据泥岩压实作用规律,利用地球物理测井资料,系统研究了松辽盆地西斜坡地区泥岩地层压实状态,定量计算并分析了地层过剩压力。研究区西部隆起带地层基本处于正常压实状态,而龙虎泡阶地和齐家-古龙凹陷区内青山口组和嫩江组泥岩地层存在欠压实现象。通过压实曲线关键参数对比,结合实际地质资料分析了不同区域地层压实作用差异性产生的原因。在此基础上,定量计算了研究区地层过剩压力大小,获得了研究区地层压力结构特征和平面分布特征,并预测了地下流体的运聚特征。     

富林洼陷油气运移研究

油气在烃源岩中的初次运移和在储集层中的二次运移是油气运移过程中连续而特点不同的两个阶段。富林洼陷油气从烃源岩中排出的主要动力是压实作用。富林洼陷排烃门限为2250～2600m,排烃时间从明化镇组沉积末期开始。沙三段的砂层、沙三段底部的不整合面和断层面是油气二次运移的主要输导层,油气围绕着生烃中心向周围次洼及其相邻的隆起地带运移。     

油气二次运移数值模拟分析

通过分析物理实验和数学模拟认为,油气运移的模式是多样化的。实际地质条件的油气运移模式有3种:稳定式、指进式和优势式。不同运移模式的运移规律并不相同,用任何一种单一的油气运移数值模拟方法来描述所有的油气运移模式是不科学的。不同的运移模式对应着不同的数值模拟方法,其中逾渗方法适用于描述指进式运移和优势式运移过程,达西渗流方程适用于描述稳定式运移模式。流体势的方法同时可以用于分析3种模式下的运移,但其模拟结果只是一种定性结果。此外,数学模拟必须以详实的地质资料为基础,结合油气显示和地化资料,综合分析油气运移过程,才能确定真正的油气运移过程。     

论成藏动力学与成藏动力系统

油气成藏动力学包括油气成藏的各种动力、盆地地球动力学背景以及油气从源岩到圈闭形成油气藏所经过的"路"--成藏动力系统.成藏动力系统既是成藏动力学的载体,也是成藏动力学研究的主要内容.成藏动力系统的构成要素包括排液(烃)单元、排液(烃)组合、成藏动力子系统、连通体系等.成藏动力系统研究的主要进展是:1)层序地层学研究在成藏动力系统识别和划分中的应用,认识到最大洪泛面是识别和划分成藏动力系统的关键界面;2)异常压力封存箱发育区的成藏动力系统;3)构造动力在油气生、排、运、聚、再运移、再聚集、直至油气藏破坏的成藏作用过程中的研究.     

数模评价断裂在油气运移中的作用

方法 在假定地层结构模型的基础上,通过数值模拟方法,评价了断裂宽度、断裂开启时间与油气运移速度及运移量之间的关系,并定性地评价了与断裂相接触的油气初次运移层、生油层质量与油气运移速度及运移量之间的关系。目的 评价断裂对油气运移的作用。结果在生油岩生油能力一定的情况下,断裂宽度与油气运移速度成反比,而与油气运移总量的关系不大;在相同地层结构模型中,间歇性开启断裂中的油气运移速度较永久性开启断裂快;     

碎屑岩中油气初次运移输导体系分类及特征

油气初次输导体系对于油气二次运移有着直接影响,甚至关系到最终油气藏规模。参照、类比烃类二次运移输导体系,从微观角度分析入手,基于不同油气微观输导通道的产生和组合形式,将碎屑岩中油气初次运移输导体系分为3类,即:正常型、次生型和终结型。正常型输导体系由烃源岩颗粒孔隙喉道和干酪根网络组成,以生烃膨胀而增大的毛细管力为主要动力,油气多以混溶相排出,少量为非混溶相;次生型输导体系由大量烃源岩次生微裂缝构成,源岩内部异常高压是非混溶相油气排替的主要动力,是排烃量最大、效率最高的输导体系类型;终结型输导体系由大量颗粒破裂缝和残存的少量微裂缝构成,剩余异常压力是驱动力,但效率很低,输导作用很小,直至消失。随着盆地中烃源岩埋藏史的变化,正常型与次生型输导体系之间可以在一定程度上相互转化,但终结型输导体系意味着初次运移通道的永久闭合和输导时期的完全终结。     

泥质隔层的层次分析——以双河油田为例

应用层次分析法,将双河油田核桃园组第三段的地层边界到交错层的纹层边界的泥岩隔层分为10个层次.利用测井曲线星形图将级以上层次的隔层区分开来,依靠测井曲线和岩心识别隔层厚度和层次,进而实现对隔层层次的描述.在隔层成因沉积学解释的基础上,运用密井网解剖提取隔层的宽度、厚度、宽厚比和对称性等形态参数,建立了隔层分布的知识库,为建立储层地质模型提供依据.     

强夯地基处理在大型储油罐区的应用

对100 dam3储油罐地基处理特点、强夯地基处理机理、施工中常遇问题及相应的技术措施进行了介绍和总结。通过现场试夯和室内外试验确定设计方案,夯击能分别采用3.5 MJ和8.0 MJ,最佳夯击数分别为:第1,2遍11～13击;第3遍8～10击;满夯2击,最后2击平均下沉量不大于5 cm和10 cm,主夯点间距分别为7 m×7 m和9 m×9 m。强夯后,实验检测结果均满足设计要求:地基承载力不低于250 kPa,平均压缩模量不低于15 MPa,有效加固深度不小于12 m。罐体充水试验观测结果:沿罐壁圆周任意10 m弧度内的最大沉降差为11 mm,任意直径方向的最大沉降差24 mm,最大一点累积沉降量45 mm。     

德州凹陷古近系地层压力特征及油气运移方向

德州凹陷是目前临清坳陷东部唯一获得工业油流的凹陷.综合利用泥岩声波时差、实钻速度及实测地层压力,分析了德州凹陷的地下流体压力场特征,该区存在泥岩欠压实和异常高压.由于压力是引起流体运动最明显的动力,可以判识油气运移的方向,尤其是异常压力差,为了确定该区的油气运移方向,利用地震层速度计算出德州凹陷古近系地层压力层速度,T2与T6反射层之间层速度最高值位于德1--德4井之间,为3800 m/s,结合该区流体势的最高值为10 kJ/kg,计算出该区流体压力最高为35 MPa,位于德1--德4井之间及德古1井东,因此,该区油气运移的主要方向是向德6--德1井区运移.