应用含氮化合物判别油气运移的方向

利用原油中含氮化合物的组成及绝对浓度的变化,对江汉盆地西南缘油气运移特征进行了研究。结果表明,原油中含氮化合物的分布及组成特征较好的指示了油气运移效应,江汉盆地西南缘石油具有从生油凹陷（玫瑰桥一牛头岗洼陷）向邻近的构造高部位和断层上升盘发生侧向运移的趋势;石油在发生侧向运移的同时还沿断层发生向上的垂向运移。该结果与该区油气分布和勘探实践相吻合。     

资福寺洼陷油气来源及运聚特征研究

资福寺洼陷位于江汉盆地江陵凹陷东部,具有丰富的油气资源,先后在古近系新沟咀组、荆沙组和潜江组发现工业油气流或油气显示。利用烃源岩有机地化特征以及原油的地化资料,进行多指标油气源综合对比,确定油气源层。根据原油和源岩特征对比,资福寺洼陷原油与资福寺洼陷的烃源岩较为相似,而与梅槐桥地区烃源岩有一定的差异性,说明资福寺洼陷原油来源于资福寺洼陷的烃源岩。并结合沉积、构造演化、成烃演化、生储盖组合等资料,综合、动态地分析油气运移的控制因素,阐明油气运移优势通道的发育规律,确定了油气运移的方向和过程。影响资福寺洼陷油气富集的因素很多,其中尤其以油气主要输导断层为主,分布广泛的薄砂层则是油气侧向运移的重要通道。     

鄂尔多斯盆地英旺油田长2＋3油层组低产分析

长2＋3油层组是鄂尔多斯盆地英旺油田主要产油层之一，但是长期以来油层开发效果甚微，油层普遍低产。通过与邻区下寺湾油田进行原油地球化学特征与试油资料对比分析认为．两地区原油组分基本一致，说明该区长2＋3油层组与邻区生油物质及生油过程整体一致，但原油全烃气相色谱分析表明，英旺长2油层组原油较之下寺湾长2油层组原油低碳烃峰值明显较弱，导致原油粘度高，反映了该区长2油层埋藏浅，盖层封隔条件差，导致油气逸散，轻烃流失；此外，低含油饱和度也是该区低产的直接原因之一。     

潜江凹陷东南部新沟嘴组温压系统与油气成藏

利用实测地温和地压数据以及测井资料等,分析了潜江凹陷东南部新沟嘴组(Ex)地温、压力及温压系统特征,并从油气生成及分布角度探讨了温压系统与油气成藏的关系。结果表明,潜江凹陷东、南部各构造带具有各异的地温场及压力场,其温压系统类型也存在差异,其中新沟断垒带、马王庙鼻状构造带、建新断裂带和老新鼻状构造带属于常压常温系统,总口向斜带、拖市断背斜构造带和潘场向斜带属于超压常温系统。地温场及地层压力的不同使其内部流体的流动形式和油气运移聚集的内在规律也不尽相同。总体而言,潜江凹陷 Ex 油气主要分布于流体能量相对较低的常压常温系统内。     

松辽盆地北部三肇凹陷卫星油田扶余油层油气富集规律

在油气藏类型及分布规律研究基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对松辽盆地三肇凹陷源外斜坡区卫星油田扶余油层油气成藏主控因素进行了研究。结果表明,扶余油层发育断层-岩性、岩性和断背斜3种类型油气藏,其中受储层连通性差和多方位断层分割影响,断层-岩性油藏为最主要类型。扶余油层油气成藏主控因素为:三肇凹陷向斜区青一段优质烃源岩提供了油气富集先决条件;北西向断层密集带边界断层组成油气运移优势通道;断层密集带两侧反向断阶圈闭为油气主要富集部位,其中背形圈闭反转系数越大含油性越好。最终建立卫星油田扶余油层"源-路-圈"控藏的源外斜坡区油气成藏模式:源内向斜区优质烃源岩供烃-近源斜坡区分流河道"桥连"油源断层输导-源外斜坡区断层密集带正向构造圈闭聚油。     

潜江凹陷潜江组盐间泥质白云岩形成模式分析

从潜江凹陷潜江组沉积环境分析入手，通过盐间层中自云岩岩石学特征描述，结合盐间泥质白云岩地球化学特征，论述了盐间白云岩成因。研究表明潜江凹陷潜江组盐间层中白云岩有原生白云岩、准同生白云岩和次生成岩白云岩。其中原生白云岩具有粒度细、镁钙比值低、有序度低、碳酸钙分子含量高的特点，是一种特殊类型的白云岩；准同生白云岩是在盐湖近岸湖坪带经过洪水搬运改造后，继而被高浓度分层盐湖水体“筏运”、漂移至较深水区沉积而成；次生成岩白云岩属于后生交代白云化作用的产物，以白云石交代钙芒硝为主。     

东海陆架盆地西湖凹陷油气分布特征及成藏规律

为开展西湖凹陷不同区带的油气成藏差异对比,对西湖凹陷中央反转构造带花港组和平湖构造带平湖组的油气分布特征及其主控因素进行了研究。研究发现,中央反转构造带花港组的油气藏主要呈现大构造小油藏的分布特征,油气主要富集在受早期断层控制的有效构造圈闭内,有效区域性泥岩盖层是中央反转构造带油气富集的关键,晚期近E-W向断层的发育对花港组早期形成的油气藏起调节和改造作用;平湖构造带平湖组的油气藏呈多层系、多系统的分布特征,鼻状构造背景下的圈闭是平湖构造带油气运移的最有利指向及富集区,断裂发育的规模、样式及区域性的泥岩盖层决定了油气藏的类型、富集程度及分布。     

乌尔逊凹陷乌东油田成藏模式及主控因素研究

乌东油田是大庆油田海拉尔盆重点探区,研究其成藏模式及其主控因素对于勘探开发具有重要意义。研究表明,乌东油田油气成藏模式可分为油源断层与油气封闭断层配置的侧向运移油气成藏模式和油源断层下降盘封堵侧向运移后期油气调整成藏模式;油气藏的形成受油源、断层、构造等配置关系的控制,油气主要来自乌南次凹,生油时间为白垩系下统伊敏组至白垩系上统青元岗组沉积期,切割新老地层长期活动的油源断层为大量油气运移提供通道。     

额南油田下白垩统沉积演化研究

额南油田是2009年发现的位于二连盆地腾格尔坳陷内的一个含油气区块,主要含油气层系为下白垩统,该区块研究程度较低,亟需对沉积演化及油气储层特征进行深入研究。额南油田下白垩统包括阿尔善组、腾格尔组和塞汉组,但仅在阿尔善组和腾格尔组发现油气显示。通过综合分析岩屑录井资料以及前人研究成果认为,研究区阿尔善组主要发育扇三角洲、滨浅湖相沉积;腾格尔组一段以滨浅湖、半深湖-深湖相为主,周边发育小型扇三角洲扇体;腾格尔组二段以滨浅湖相为主,但初期仍发育了少量小型扇三角洲扇体,后期仅发育泥岩沉积。     

鄂尔多斯盆地陕北地区前侏罗纪古地貌特征及控藏作用

为明确鄂尔多斯盆地陕北地区侏罗系油藏富集特征,以印模法为基础,以井震结合为补充,以三维建模为手段,综合运用这3种方法恢复了陕北地区前侏罗纪古地貌形态,明确了古地貌具有"两古河控制、多支沟支坡、高地不发育"的特征.对古地貌与油气富集关系进行了综合研究,认为古地貌控制了延安组沉积微相的展布并间接影响了有利储层的分布.油源对比结果表明,陕北地区侏罗系油源来自长7段烃源岩,古河及支沟切割延长组顶部地层,为油气自下向上运移提供了通道.应用含氮化合物含量变化研究了油气运移方向,分析结果表明,石油经纵向及侧向运移共同作用,自下向上、自西向东发生运移,延安组延8段～延9段广泛发育的盖层为侏罗系成藏提供了封隔条件,斜坡带成为油藏聚集的有利部位.建立了侏罗系缓坡成藏模式,近源的吴起-五里湾地区在垂向运移作用下纵向多层系复合成藏,而远源的天赐湾地区以高渗砂体作为主要运移通道,在侧向运移作用下侏罗系储层亦具备成藏条件.该研究为陕北地区下步侏罗系油藏精细勘探指明了方向.     

天环凹陷北段延长组烃源岩特征

通过对鄂尔多斯盆地天环凹陷北段延长组岩性特征、暗色泥页岩油气地球化学特征研究，总结了烃源岩纵向分布、有机质丰度、干酪根类型和热演化特征。结果表明，研究区长7油层组烃源岩分布范围广，有机质丰度较高，平均为2．75％，并由南至北呈舌型降低趋势；有机质类型以Ⅱ。型为主，部分为Ⅲ型；有机质主体处于成熟演化阶段，部分处于低熟和高成熟演化阶段；整体烃源岩呈东南一西北向舌形分布，具有中南部厚并向周缘减薄的特点，西北边缘区域呈现尖灭态势。     

乌南油田上新统下油砂山组储层成岩作用与微观孔隙特征研究

应用岩石薄片观察、铸体薄片图像分析、压汞实验等方法对乌南油田下油砂山组的成岩作用和储层微观孔隙结构进行了研究。研究表明,乌南油田下油砂山组的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中以胶结作用和溶解作用为主;研究区目的层段以微喉道为主,孔隙属小孔,孔喉分布均匀程度中等,孔隙连通性中等。     

胡力海洼陷油气运移路径对成藏的作用研究

作为贯穿于整个油气地质历史的地质作用过程,油气运移一直是石油地质学研究的重要问题。采用参数处理与综合分析方法,从参数化综合分析入手,研究油气运移路径的预测模型并开发实现相关技术,使用渗透性砂岩疏导体、构造格局等资料来开展胡力海洼陷九佛堂组油气运移特征的研究。研究表明,该区九佛堂组油气优势运移路径控制着成藏的分布,位于油气运移优势路径上的圈闭是最有利的储集场所。     

句容地区青龙组油源及生烃期次研究

句容地区位于江苏省南部，是中国南方海相中、古生界油气勘探较早的地区，油气显示丰富，白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、奥陶系等层位均有不同程度的油气显示，其中白垩系葛村组、三叠系青龙组及二叠系龙潭组油气显示最为活跃。通过分析青龙组同位素、原油三芴组成、甾类化合物特征等研究了句容地区三叠系的油源，通过对油气包裹体温度及颜色进行研究分析了青龙组烃源岩的生烃过程。研究发现，青龙组油源主要来自青龙组，膏龙组烃源岩存在两期生烃过程，其中晚期排烃空间配置好，有利于油气成藏。     

成都凹陷中侏罗统沙溪庙组天然气运移机制

利用天然气、地层水、碳酸盐胶结物的碳氧同位素等分析化验资料,结合盆地模拟,对成都凹陷沙溪庙组(J_2s)天然气运移机制进行了研究。结果表明:成都凹陷须家河组五段(T_3x_5)烃源岩在生烃高峰期时地层温度为140~160℃、地层压力为50~80MPa,其J_2s碳酸盐胶结物δ~(13) C主要分布于-6‰~-13‰,天然气iC_4/nC_4(异丁烷/正丁烷)多分布在0.6~0.9,不同深度的苯、正己烷及苯、环己烷数据分散,地层水具低矿化度和低硫酸根离子,上述特点均说明成都凹陷J_2s天然气运移相态以水溶相为主,运移方式为扩散运移及渗流运移。天然气iC_4/nC_4在纵向上无明显差异,但相同深度地层变化较大,说明天然气存在垂向和侧向运移。其运移主要动力是源储剩余压力差和地层压力差,主要路径是烃源断层和砂岩输导层。根据烃源断层发育情况、碳酸盐胶结物δ~(13) C、天然气iC_4/nC_4和地层水等特征,建立了研究区J_2s天然气运移相态及方式的定量判别标准。     

昆北油田切16-切4井区成藏条件分析

切16-切4井区是昆北油田目前勘探效果最好的区块,位于柴达木盆地西南部昆北断阶带的中段,其成藏条件的分析对昆北断阶带乃至整个盆地的勘探具有重要的指导意义。从油源条件、构造条件、沉积储层特征和盖层特征等4个方面对昆北油田切16-切4井区成藏条件进行了分析。研究结果表明,昆北油田原油主要来源于扎哈泉凹陷的E23源岩,有机质类型主要为Ⅱ型,有机质丰度高,目前已达成熟阶段,具有较强生烃能力;油气通过昆北断裂及不整合面运移到岩性圈闭聚集成藏,且切16-切4井区储层发育,储盖配置良好;昆北断阶带上盘原油运移受主要次级断裂影响,靠近切16井东断裂的封闭储层具有较好的勘探前景。     

伊拉克A油田中白垩统原油地球化学特征及油源对比

伊拉克A油田中白垩统储油层主要为Mishrif组、Rumaila组和Mauddud组滩相沉积的生屑灰岩和绿藻灰岩。对油浸灰岩抽提物中的饱和烃化合物进行GC(气相色谱)和GC-MS(气相色谱质谱)分析,研究原油饱和烃色谱和生物标志化合物特征,分析了原油成因,并进行了油源分析。结果表明:区内抽提物中Pr/nC17和Ph/nC18均较低,Pr/Ph均值为0.45,伽马蜡烷/C30藿烷分布范围为0.10~0.23,反映了母源有机质主要为藻类,沉积环境为一定盐度的海相强还原环境;萜烷和甾烷等生物标志化合物说明母源岩性为碳酸盐岩,原油主要处于低成熟阶段。油源对比表明:伊拉克A油田中白垩统原油主要来自上侏罗统下白垩统Sulaiy组和下白垩统Yamama组烃源岩。     

断层成为油气有效运移通道的主控因素分析——以东营凹陷南斜坡为例

立足于成熟探区油气勘探取得的成果和认识,以东营凹陷南斜坡为例,对断层成为油气有效运移通道的主控因素进行了分析。研究结果表明,处于南斜坡低部位和高部位的断层,由于受到油气供给条件的影响,它们成为油气有效运移通道的主控因素不同。在南斜坡低部位,由于断层直接沟通有效生油岩,成烃期后断层的活动性是断层成为油气有效运移通道的主要控因;而在南斜坡高部位,由于断层远离生油洼陷,油气首先要沿着输导层发生较长距离的侧向运移后才能进入断层,因而输导层构造形态对断层成为油气有效运移通道起到明显的控制作用。通过开展断层成为油气有效运移通道的主控因素分析,这可以进一步提高断层相关圈闭的勘探及滚动勘探成功率,从而为我国断陷盆地的老区挖潜增效提供理论支持。     

银额盆地查干凹陷下白垩统砂砾岩体成藏特征研究

查干凹陷下白垩统发育多层系、多类型的砂砾岩油藏。从浅层的构造油藏、中深层的构造-岩性复合油藏到深层的岩性油藏,储层均是成藏重要的控制因素。研究区西南低东北高的构造格局确定了北东向为主要油气运移指向,油气运移方式以垂向运移为主,侧向运移为辅,垂向运移主要与断层有关,侧向运移与各类型砂体有关。油气从凹陷生烃中心向低势区运移,汇聚于生烃中心周边各类型砂砾岩圈闭中。综合分析认为,盆地结构变化、源岩烃、储层和输导体系等分别控制了研究区的油气运移指向、空间分布、油气富集程度及油藏类型等,总体表现出受到多种因素的联合控制的复杂成藏过程。     

老油田油气处理站简并重组技术及其应用

老油田地面油气处理系统工艺落后、运行效率低且能耗高,直接影响开发效能.介绍了岔河集油田的分布状况、处理能力、运行效率及设施老化程度等,结合其二次开发对油气处理的需要,对各处理站的功能进行整体简并重组:优选出HB-L1型低温破乳剂,使压力沉降脱水温度下降7℃;通过改进沉降罐内部结构,常压沉降脱水后原油平均含水率小于0.5％,符合外输标准;站内自动化监控系统得到完善和升级.简并重组改造前后的测试对比结果表明:该站系统效率提高10％,能耗降低15％,消减了操作人员数量,提高了生产安全性.