准噶尔盆地腹部三叠系烃源岩特征与评价

通过对莫深 1 井三叠系暗色泥岩进行有机地球化学与岩石学分析，研究了有机质丰度、类型和成熟度，并评价了其生烃潜力。结果表明，三叠系暗色泥岩有机质丰度为 0.17%～9.11%，平均值 1.62%，达到了高丰度有机质标准；有机质来源以高等植物为主，类型为 II2 到 III 型；有机质热演化进入成熟演化阶段；三叠系可能是潜在的烃（特别是气）源岩系。鉴于已有工作对三叠系的生烃潜力研究较少，所以本文认识为区域油气深入勘探提供了基础参考新信息，并可供国内外同类研究作对比参考。     

鄂西渝东志留系储层特征及非常规气勘探前景

鄂西渝东地区位于川东高陡滑脱褶皱带和湘鄂西断块—基底断褶带的中间构造过渡带，变形程度相对较弱，油气保存条件相对较好。基于钻井、地表露头资料，应用薄片观察、扫描电镜、有机地球化学分析方法，对志留系宏观和微观储层特征进行详细地分析，并对鄂西渝东地区非常规气藏油气勘探前景进行探讨。结果表明，龙马溪组主要包括黑色碳质笔石页岩相、深灰色（灰色）泥岩相和含粉砂泥岩相，发育粘土矿物粒间溶孔、长石粒内溶孔、石英粒内溶孔和微裂缝等微储集空间。建深１井和石柱冷水溪一带以东地区，志留系烃源岩品质高、生烃潜力大，并发育斜坡扇砂岩和潮坪相粉砂岩，砂泥（页）岩储层微孔隙微裂缝发育。建深1 井为致密砂岩气藏，从该气藏特征和现有钻井显示资料分析，石柱复向斜、利川复向斜和花果坪复向斜完全具备发育致密砂岩气藏和页岩气的巨大潜力。     

鄂尔多斯盆地东缘上古生界页岩特征及含气量

鄂尔多斯盆地上古生界石炭二叠系海陆过渡相泥页岩发育,前人对盆地内上古生界泥页岩已做了多项研 究,而盆地东缘钻井资料较少,研究程度较低。为了弄清盆地东缘泥页岩的特征及含气性,通过野外实测剖面台头剖 面的沉积、地化、岩性、物性等参数并结合等温吸附、核磁共振实验结果,对盆地东缘泥页岩进行分析。研究认为：盆 地东缘上古生界以太原组发育的泥页岩最佳,厚度25 m 左右,有机质丰度较高,处于产气态烃阶段,泥页岩中非膨胀 性黏土含量较高,裂缝/微裂缝发育程度较均匀;同时提出了应用深度和有机碳含量计算吸附气量的公式并通过计算有 效孔隙度提高了计算游离气量的精度。经鄂尔多斯盆内钻井榆88 井的相关数据验证,文中方法所计算的含气量更符 合实际情况,且简单实用。     

阿北区块 A 井区构造特征及油气地质条件

摘要：环阿瓦提凹陷区（环阿区）的油气勘探一直没有重大突破，近年来随着钻探技术及认识程度的提高，对环阿区油气勘探前景，尤其是对潜在有利构造带进行重新评估显得十分迫切。基于前人研究成果，利用 A 井区已有钻探及新旧地震资料，通过开展系统的地层、构造解释与关键层位（第三系底、中上奥陶灰岩顶）构造图编制，揭示该井区中新生界为一完整的、轴向 NW—SE 的线状挤压背斜，古生界则为一个大型的冲断盐丘穹隆状背斜，古生界盐构造的解释与前期认识有较大差异。在此基础之上，通过分析其油气地质条件，得出该井区具有构造圈闭规模大、毗邻中上奥陶统闭塞海湾相烃源岩、裂缝性储层发育、盖层条件好、海西晚期（二叠纪末）形成古构造圈闭、印支—喜山期继承性隆起且处于油气运移和充注中心等较为有利的油气地质条件。其不利因素为埋藏较深（达 6 400∼7 500 m），且可能受到东北部大型火山侵入体的影响     

卡塔尔鲁卜哈利盆地古生界生储盖组合特征

卡塔尔鲁卜哈利盆地古生界碎屑岩是油气勘探的新领域,在区域地质研究的基础上,利用石油地质学、储层地质学等理论对古生界的生储盖组合进行研究,并重点分析了盖层发育特征。研究结果表明,卡塔尔鲁卜哈利盆地古生界发育良好的生储盖组合,志留系Qusaiba 热页岩是主力烃源岩,泥盆系Jauf 组滨岸相砂岩和二叠系Unayzah 组河流—三角洲相砂岩是主要储层,二叠系Khuff 组膏岩及底部的海侵泥岩为区域盖层,同时还发育多套局部盖层。盖层的封盖能力是古生界油气勘探的主要风险之一,区域盖层横向分布稳定,且含膏岩,封盖性好,但局部盖层厚度较薄并且泥岩质不纯,夹薄层白云质泥岩和少量粉砂岩,对封盖能力影响较大,盖层风险不容忽视。     

准噶尔盆地陆西地区石炭系火山岩有利区分析

通过对陆西地区石炭系火山岩岩性特征、岩相展布、构造演化过程、裂缝分布规律、已知含油气层分布区、岩性与油气层的关系、不同岩性岩相的物性特征、烃源条件等进行分析，认为陆西石炭系存在上、下两个层序，这两个层序的顶界均为区域性不整合面；火山岩相主要有火山通道相、爆发相、溢流相和火山沉积相等4 种类型，不同层序相分布有所不同；陆梁隆起的雏形形成于中海西运动第一幕，晚海西期得到定型与加强；上层序物性最好的岩相是溢流相，其次是爆发相，物性最好的岩性是玄武岩，其次是火山角砾岩；有利储层分布区有两个，一个位于夏盐凸起东部的夏盐1—石南3 井区，另一个位于夏盐凸起西部及三个泉凸起区；陆西地区的烃源主要来源于玛湖凹陷。最后指出陆西石炭系油气勘探的有利区主要位于夏盐凸起与三个泉凸起的西部。     

冀中拗陷北部天然气成藏系统及勘探方向

对冀中拗陷北部天然气成藏地质要素研究认为,该区发育下第三系湖相泥岩和石炭—二叠系煤系地层2套烃源岩,具备雾迷山组海相碳酸盐岩、寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩、二叠系砂岩、下第三系砾岩和下第三系砂岩等5套有利储层,上古生界—新生界发育4套区域性盖层,依据已发现天然气的成熟度、地球化学指标和构造特征划分出生物气、生物热催化气、热解气、生物改造气和煤成气等5种天然气成因类型。通过对不同类型的天然气受控的成藏组合和构造背景分析,提出了冀中拗陷北部可划分为廊固凹陷深层、浅层和霸县凹陷深层等3个天然气成藏系统,总结了8种天然气成藏模式。综合评价认为,廊固凹陷和霸县凹陷2个深层天然气成藏系统具有较大的资源潜力,指出牛东深潜山带、大兴砾岩体和苏桥—文安潜山内幕等3个领域是有利勘探方向。     

多裂缝系统垂直裂缝井不稳定渗流分析

高能气体压裂和脉冲压裂能在近井地带形成多条径向裂缝，对此建立了均质油藏和双重介质油藏多裂缝系统垂直裂缝井的物理模型。利用叠加原理，在单裂缝系统压力分布公式的基础上，得到了多裂缝系统垂直裂缝井不稳定渗流压力响应的计算方法，绘制并分析了油藏参数、裂缝条数和裂缝分布影响下的压力动态典型曲线。结果表明：流体在多裂缝系统的流动特征与裂缝条数和裂缝分布有关，当裂缝条数较少并且夹角较大时，压力动态曲线主要分为3个流动阶段：线性流段、椭圆流段和拟径向流段；当裂缝较多或者夹角较小时，由于裂缝之间相互影响，线性流段和椭圆流段之间的过渡段变长，线性流段可能消失；裂缝条数越多，供液能力越强，相同时间下，井底压力下降得越少。     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验，分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大，与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性；区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象；见气时套压的控制与产气量具有一定规律，套压小于0.5 MPa 开井产气，效果最差，套压0.51.0 MPa 开井产气，效果次之，套压大于1.0 MPa 开井产气，效果最好。     

准东地区石炭系烃源岩评价及重要意义

准噶尔盆地东部地区石炭系4个层组（下统塔木岗组、滴水泉组,上统巴塔玛依内山组、石钱滩组）均发育烃源岩。相对而言,塔木岗组及石钱滩组分布范围较有限,钻探程度较低,目前还难以准确评价;而下石炭统滴水泉组烃源岩厚度大,分布稳定,有机质丰度高、类型较好、生烃强度较高,目前已达到湿气演化阶段,是准北地区重要的源岩;与滴水泉组烃源岩相似,上石炭统巴塔玛依内山组分布广泛,生烃指标较好,目前已达到生油高峰,是准东南部北三台—吉木萨尔地区石炭系重要的源岩。五彩湾地区、北三台地区均找到了与这两套源岩有关的油气藏,表明了石炭系良好的勘探前景。     

转型期中国金融排斥困境及其对县域经济发展的影响——基于中国2 574个县(市)数据的空间分析

文章以中国2 574个县（市）为样本，采用空间计量分析方法刻画我国县域金融排斥的空间分布特征，量化其对县域经济发展的影响。研究发现：金融排斥在地理分布上具有显著的空间正相关关系，即不仅对本县（市）的经济发展具有显著的负面影响，还对其他县（市）有显著的负溢出效应；东部地区金融排斥的空间分布以低—低集聚和低—高集聚为主，而中西部地区则以低—高集聚为主，其中，中部地区形成了以高金融排斥集聚区包围多经济中心的空间分布格局，而西部地区则呈现出大片高金融排斥集聚区包围单经济中心的空间格局；发达地区地方政府的干预限制了金融集聚的空间溢出效应，使落后地区（特别是农村地区）长期陷入金融排斥的不利境地。研究不仅为普惠金融战略的精准实施提供了大样本的直观证据，还以典型地区为样本，深入分析了金融排斥的地区分布特征以及对地区经济的影响，为制定针对性更强的应对措施提供政策参考。     

准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件

准噶尔盆地是中国西部的大型含油气盆地之一,沉积了多套烃源岩层,其中,侏罗系是盆地最重要的气源岩, 蕴含巨大的页岩气资源。通过钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果,从泥页岩的展布及埋藏条件、有机地球化 学特征、储层条件和含气特征几方面,研究下侏罗统页岩气的形成条件并对页岩气有利的勘探层位和区带进行了预 测。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩广泛发育,以盆地西北缘及南缘沉积厚度最大;埋藏深度1 000～9 000 m,整体上具有 自北向南逐渐增加趋势;泥页岩有机碳含量较高,有机质类型以III 和II2 为主,具有倾气特征,有机质演化处于未成 熟高成熟阶段。泥页岩储层具有孔隙度低、黏土含量高的特点,储集空间以微裂缝为主。实验测得下侏罗统泥页岩 平均吸附含气量为1.42 m3/t。泥页岩段气测显示活跃,通过现场解吸试验证实了泥页岩中有天然气赋存。综合对比研 究认为,准噶尔盆地下侏罗统八道湾组为页岩气最有利的勘探层位,达巴松中拐地区为页岩气勘探最有利目标区。     

水平井中砂泥岩互层的双侧向测井响应研究

摘要：针对砂泥岩互层的复杂测井环境，采用三维有限元数值模拟方法，计算了多层介质模型的水平井双侧向测井响应。结果表明，井眼半径、泥浆电阻率和围岩（砂岩、泥岩）的电阻率及侵入半径与电阻率对水平井双侧向测井响应都有不同程度的影响。在砂泥岩地层中，井眼尺寸越大，泥浆电阻率越高，对视电阻率的影响越严重；当目的层厚大于8 m 后，视电阻率受围岩（砂岩、泥岩）影响很小，基本上反映地层的真实电阻率，并且曲线变化规律大致相同，此时可近似为三层介质模型；对于低阻侵入，侵入越深，视电阻率越偏离真实地层电阻率。     

潼南地区须家河组须二段储层预测

潼南地区位于川中—川南过渡带，目前钻探成果充分显示具有良好的含油气前景。针对该区储层具有很强的非均质性,单层厚度薄，低孔隙度，低渗透率，与泥岩速度差异较小，开展储层定     

页岩气压裂增产机理与施工技术分析

能源是制约中国经济发展的重要因素，但中国常规油气资源基本上都已经进入了产量递减期，开发页岩气是一条势在必行之路。在页岩气开发中压裂又是最为关键的环节，它直接关系到了气井的产能、采收率和经济效益。较为全面地介绍了页岩气的压裂增产机理和施工技术，对中国的页岩气开发提出一些有益的建议。从地质入手分析了页岩的地质概况，建议加强对脆性和天然裂缝的评价；并详细阐述了改造体积增产理论，简要分析了影响页岩气井产能的因素；结合改造体积增产机理，对页岩气压裂中需要应用到的各项技术进行了分析，提出了一些新的观点以及研究建议。     

水平井流入控制阀控底水原理及影响因素分析

随着钻完井技术的发展，采用流入控制阀（ICD）完井技术开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径。弄清水平井ICD 控底水原理及影响因素成为利用其实现延缓底水锥进、提高油藏最终采收率的关键。在分析ICD 控水限流原理基础上，通过模拟计算，具体分析了流动剖面、环空流动、含水率等3 个影响控水效果的主要因素。分析结果表明：对于不具有高含水段的油藏，可以利用ICD 增大高渗段阻力，从而在牺牲总产液量的基础上降低产水，实现控水；ICD 所产生附加压降有效地减少了环空流动，增强了控水的稳定性，为实现长期稳油控水提供了保障；对储层物性参数分布认识出现偏差将会较大地影响ICD 的控水效果；对于存在高含水段的水平井，需要增大高含水段的附加压降，降低高含水段的产液量，才能有效实现控水。对水平井ICD 控底水原理及影响因素的分析结果为优化水平井ICD完井设计，控制底水锥进提供了技术思路。     

准噶尔盆地南缘三叠系烃源岩地球化学特征

准噶尔盆地三叠系是否发育有效烃源岩一直具有不确定性。为解决这种不确定性提供参考,以盆地南缘地区三叠系暗色泥岩为例,通过进行有机地球化学分析,研究了有机质的丰度、类型和成熟度,并初步评价了其生烃潜力。结果表明,三叠系暗色泥岩有机质丰度达到了中等到好烃源岩标准;有机质来源以高等植物为主,类型为III 型,也有少量II 型有机质样品;有机质热演化进入成熟演化阶段,凹陷区和冲断带下盘可达到高过成熟演化;因此,三叠系是潜在的烃（特别是气）源岩,这在今后的油气勘探中值得加以重视。     

渝东南渝页1 井页岩气吸附能力及其主控因素

页岩气是一种重要的非常规天然气，其中大部分的天然气以吸附态存在。为了探讨渝东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩的天然气吸附能力和主控因素，对渝页1 井的岩芯进行了系统地采样，并做了孔隙结构和体积、矿物组成、有机质含量、成熟度测定和等温吸附实验。实验测试结果显示，饱和吸附量VL 在1.253.90 m3/t，平均为2.17 m3/t；Langmuir 压力常数pL 在1.909.48 MPa，平均为3.69 MPa。饱和吸附量与微孔体积具有负相关，与中孔体积和宏孔体积具有正相关。粘土矿物通过对微孔和中孔体积的控制来影响页岩的吸附能力，石英含量通过对宏孔体积的控制来影响页岩吸附能力。有机碳含量对页岩的吸附能力主要由其较发育的宏孔隙控制，另外，还可能有其他方面的影响因素，比如有机碳表面的亲油性对气态烃较强的吸附能力以及气态烃在无定形和无结构基质沥青体中的溶解作用等。当Ro>2.0% 时，饱和吸附量与Ro 呈正相关，这可能与高成熟有机质中纳米级显微裂缝的发育导致宏孔体积的增加有关。     

东濮凹陷户部寨气田天然气成藏地球化学特征

主要通过天然气组分、碳同位素、氩同位素、轻烃等地球化学数据，分析了东濮凹陷户部寨气田天然气来源、运聚相态，并结合烃源岩的埋藏演化史和断层活动期，综合判断了天然气充注成藏的时间，分析了成藏过程。研究表明，户部寨气田沙三下亚段—沙四段天然气主要为沙一期石炭—二叠系生成的煤成气，运移以游离相为主，混有很少量东营中期濮卫洼陷沙三下—沙四上亚段生成的油型气。