东营凹陷隐蔽油气藏的成藏模式

以东营凹陷为例，利用圈闭形成期法、烃源岩主要生排烃期法、流体包裹体分析和油藏地球化学分析等方法对盆地流体历史进行分析并建立了时空配套的成藏模式。研究表明，东营凹陷隐蔽油气藏成藏期主要有2期，即古近纪东营期为早期成藏，新近纪馆陶期和明化镇期为晚期成藏，且成藏规模超过早期；不同层系及不同构造单元中的油气藏，主要形成期存在差异，烃源岩层系中的岩性油气藏形成时间较早、油气充注时间长；由深部向浅部，由凹陷中心向斜坡和凸起边缘，油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。隐蔽油气藏的形成和演化经历了3个阶段：①圈闭形成期，对应于加里东至喜山运动一幕；②第一成藏期，对应于喜山运动二幕；③第二成藏期，对应于喜山运动三幕。     

热作为油运移动力的物理模拟实验

针对不同物性输导体、不同供油条件、不同温度差作用下油的运移情况进行了5组模拟实验。结果表明在温度差作用下油流体可以发生运移,证实热(温度)在一定条件下可以作为流体运移的直接动力。在实验条件下,温度差(热)是决定油运移进行与否、运移速度、运移距离大小的最主要因素。在其他条件相同的情况下,温差越大,运移距离越长;干砂中比湿砂中运移距离长;两端加热比一端加热运移距离长;一端开放更有利于油运移;不断补给供油量并不能使运移距离增大;储层物性并不影响油运移距离。     

川东地区下志留统龙马溪组热演化

泥页岩的热演化是其在不同地质时期的成熟度状态,对油气藏的勘探开发与油气资源评价都具有重要意义。泥页岩的热演化主要受时间与温度的控制,其中又以温度为主。利用等效镜质体反射率与磷灰石裂变径迹古温标数据重建川东地区热史,分析川东地区下志留统龙马溪组热演化史,讨论热演化与页岩气的关系。结果表明:川东地区晚元古代—晚古生代热状态稳定,热流较低(45~50 mW·m^-2),于海西期开始热流逐渐升高,晚二叠世(250 Ma左右)达到最高值(60~80 mW·m^-2),随后热流持续降低直至现今(45~65 mW·m^-2);龙马溪组成熟度演化与生烃过程呈阶段性,存在两次快速成熟,分别对应海西期东吴运动地壳拉张与晚三叠世以来的地层快速埋深;龙马溪组于晚白垩世(约80 Ma)达到最高热演化程度,随后开始遭受抬升降温,生烃作用停止;泥页岩热演化与页岩气密切相关,龙马溪组页岩气成藏可划分为生物气阶段(250~430 Ma)、热解气阶段(80~250 Ma)与抬升改造阶段(0~80 Ma),经历快速成熟演化保证了充足的气量并促进了储集空间的形成,后期快速抬升降温改善了泥页岩储集性能,有利于页岩气的保存。     

砂-泥岩界面碳酸盐溶解-沉淀反应及其石油地质意义

沉积盆地中的砂-泥岩界面发生过强烈的碳酸盐溶解-沉淀反应,这种反应主要取决于相邻泥岩中流体的组成和性质、流体动力环境和砂岩与泥岩之间物理化学条件,如pH、Eh、P（CO₂）、化学组成、温度、压力、孔隙度和渗透率、矿物组成和流体动力条件的差异性等。砂-泥岩界面碳酸盐溶解-沉淀反应的石油地质意义主要体现在：①影响储层物性;②影响油气的运移和充注;③有利于形成压力封存箱,对油气的保存具有重要的作用。     

不同因素对天然气水合物稳定带厚度的影响

天然气水合物在未来能源、自然环境和灾害等方面具有重要的研究意义,天然气水合物稳定带厚度用来表示水合物发育与分布的可能范围,与地温梯度、海水深度和海底温度等参数密切相关。根据Dickens和Quinby相平衡公式,定量计算了不同地温梯度、海水深度和海底温度参数下的水合物稳定带厚度。在保证其中2个参数不变的情况下,天然气水合物稳定带厚度随地温梯度增加而有规律的递减,随海水深度增加不断增加,随海底温度增加水合物稳定带厚度降低并且呈良好的线性关系。海底温度不变条件下,水合物稳定带厚度从地温梯度大、水深浅的区域,向地温梯[JP2]度小、水深较深的区域不断增大。海底深度不变时,从地温梯度大、海底温度高的区域到地温梯度小、海底温度低的区域,水合物稳定带厚度不断增大。此外,讨论了基于Dickens和Quinby、Brown及Peltzer和Brewer等3种相平衡公式计算水合物稳定带厚度的差异,根据Dickens和Quinby相平衡公式计算的水合物稳定带厚度最大,其他相平衡公式计算的水合物稳定带厚度相对较小。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组输导体系定量表征

输导体系控制红河油田油气运聚成藏,为了更为有效地研究鄂尔多斯盆地输导体系,基于地质、录井、测井及地震解释,系统分析红河油田延长组输导体系“断-砂”组合的匹配性。利用泥岩涂抹因子（SGR）及断层紧闭指数（I_FT）定量分析研究区断层输导性能,断层间不同的封堵特征体现了断层输导差异性。采用有效空间系数（C_m）及砂体输导系数（K_s）,定量厘定主力输导层并分析其输导性能,砂体输导系数与油气显示的关系研究表明,K_s>2的砂体具有较好的输导性能。结合成藏关键时期及现今的油藏剖面解析,发现油气运聚区域与现今油藏分布基本吻合。研究认为,现今鄂尔多斯盆地镇泾区块红河油田储层在低孔低渗的背景下,成藏关键时期的“断-砂”输导体系是油气运聚的主要通道,部分区域存在油气沿裂缝垂向运移。     

岩石热导率影响因素实验研究及其对地热资源评估的启示

“双碳”背景下,作为清洁可再生能源的地热在能源结构中的地位逐渐受到重视。热传导是地球向外界散发热量的最主要方式,岩石热导率对研究地温场和评估地热资源量具有重要作用。为了定量认识岩石热导率及其影响因素,采用瞬态平板热源法测量了135件岩石样品的热导率,并测量了部分样品的孔隙度、密度和矿物成分。测量结果表明典型岩石中,火山岩热导率最小,碎屑岩与侵入岩热导率接近,碳酸盐岩的平均热导率最大,侵入岩、火山岩、碎屑岩和碳酸盐岩的热导率分别为介于1.62～4.00 W/m·K,1.09～2.07W/m·K,1.52～5.23 W/m·K和2.34～6.55 W/m·K,4类岩石样品的热导率平均值分别为2.54±0.53 W/m·K,1.50±0.24 W/m·K,2.77±0.83 W/m·K和4.21±1.28 W/m·K。热导率与岩石组构关系密切,矿物是影响热导率的重要因素,高热导率的石英含量可以明显影响侵入岩和碎屑岩热导率,白云石含量明显影响碳酸盐岩热导率;碎屑岩的热导率与孔隙度负相关,较大的孔隙度范围,岩石热导率随着孔隙度升高而下降,在较小的孔隙度范围内该趋势不明显;岩石热导率和密度具有正相...     

渤南洼陷深层油气成藏特征及主控因素

渤南洼陷深层烃源岩主要为古近系沙河街组四段暗色泥岩、砂泥岩及膏盐层,有机碳含量为0.9%～2.39%,干酪根为iv和 ₁型;深部储集层以沙河街组四段砂砾岩、细砂岩及泥灰岩为主,孔隙度为1.18%～23.5%,渗透率为0.1×10^-3～36.67×10^-3μm²;按照圈闭类型可将深层油气藏划分为岩性圈闭油气藏和复合圈闭油气藏,按烃源岩类型可将其分为古近系腐泥型烃源岩油气藏和中、古生界煤成气藏,按生储盖组合又可将其划分为自生自储型油气藏和上生下储型油气藏。渤南洼陷深层油气成藏主要受充注期、流体动力系统及膏盐层控制。油气的晚期连续充注为深层油气藏的形成提供了雄厚的物质基础。深层特有的超压流体动力系统为深部油气的运聚提供了动力。区域性分布的膏盐层对油气成藏的控制作用主要体现在:1)区域性封盖作用;2)延缓了其下地层的成岩作用,改善了储集物性;3)有利超压流体系统的形成。因此,膏盐层的下部地层为深层勘探的有利区域。     

渤海海域现今地温场分布特征

渤海海域平均大地热流值为(60.9±8.7)mW/m²,其中石臼坨凸起、沙磊田凸起和渤南凸起热流值高达70～80mW/m²,渤中凹陷、黄河口凹陷和秦南凸起次之,其热流值也达到65～75mW/m²,辽东湾、庙西、莱州湾、歧口、沙南、埕北等地区热流值较低,基本上都在65mW/m²以下.渤海海域平均地温梯度为30.8℃/km,但各构造单元存在差异,其中沙磊田凸起、渤中、渤南、石臼坨等地区地温梯度明显较高,一般为32～42℃/km之间;凹陷区地温梯度低,一般为22～32℃/km之间.渤海海域地温场的分布与渤海海域的构造形态相似,大体反映了北北东走向的郯庐断裂构造型态.     

济阳坳陷惠民凹陷热演化史分析

根据镜质体反射率数据和磷灰石裂变径迹数据对济阳坳陷惠民凹陷进行热演化模拟，分析了该区新生代的热演化状况。研究表明，惠民凹陷在地质演化过程中古地温是逐渐降低的，孔店组沉积末期到沙河街沉积末期地温梯度下降较快，孔店组沉积末期为4.4 ℃/100m左右，而到沙河街组沉积末期则降为3.7 ℃/100m左右，此后其地温梯度缓慢降低至现今的3.2 ℃/100m左右。同时，惠民凹陷内部构造的热演化亦存在一定差异，位于凹陷中部靠近临商断裂带的盘深3井的古地温梯度最高，其次为临82井；而位于凹陷东北部阳信洼陷的阳8井的古地温梯度最低。惠民凹陷的这种古地温演化特征是由该凹陷的构造运动演变决定的，并且和该凹陷新生代的断裂活动密切相关。