以海泛面进行垂向流动单元划分的方法——以琼东南盆地崖13-1气田陵三段为例   总被引：2，自引：0，他引：2  

姜平  李胜利  李茂文  李茂  黄国政  黄月银 《地学前缘》2008,15(1):154-159

以层序地层划分为基础,把崖13-1气田主力产层陵三段划分为8个四级层序,并以四级层序的海泛面为控制边界,在气田南区与北II区划分出8个垂向流动单元,而在北I区划分为7个垂向流动单元。崖13-1气田东南部广海海泛对南部地区影响更大,使南区与北II区多沉积了一套海泛面泥岩隔层,导致这两个区块垂向流动单元比北I区多出一个。这一流动单元划分方案得到了气田压力测试的验证,对今后气田开发有指导作用。  相似文献   

Reserve and Pressure Change of Paleo-oil Reservoir in Puguang Area,Sichuan Basin   总被引：1，自引：0，他引：1  

张元春  邹华耀  王存武  李平平 《中国地质大学学报(英文版)》2008,19(6):726-738

The Puguang (普光) gas field is the largest gas field found in marine carbonates in China.The Feixiangnan (飞仙关) and Changxing (长兴) reservoirs are two such reservoirs that had been buried to a depth of about 7 000 m and experienced maximum temperature of up to 220 ℃ before uplift to the present-day depth of 5 000-5 500 m,with present-day thermal maturity between 2.0% and 3.0% equivalent vitrinite reflectance (Ro).Bitumen staining is ubiquitous throughout the Feixianguan and Changxing formations,with the greatest concentrations in zones with the highest porosity and permeability,suggesting that the solid bitumen is the result of in-situ cracking of oil.According to the distribution of bitumen in the core,the paleo-oil boundary can be approximately determined.The paleo-oil resource is calculated to be about (0.61-0.92)×109 t (average 0.76×109 t),and the cracked gas volume is about (380.80-595.80)×109 m3 (average 488.30×109 m3); at least 58.74% of cracked gas is preserved in Puguang gas field.The study area experienced not only the cracking of oil but also thermochemical sulfate reduction,resulting in large quantities of nonhydrocarbon gas,with about 15.2% H2S and 8.3% CO2,together with the structural reconfiguration.During the whole process,the great change of volume and pressure compels the PVTsim modeling software to simulate various factors,such as the cracking of oil,the thermochemical sulfate reduction (TSR) and the tectonic uplift in both isolated and open geological conditions,respectively.The results show that although any one of these factors may induce greater pressure changes in an isolated system than in a closed system,the oil cracking and C3+involving TSR lead to overpressure during the early stage of gas reservoir.Therefore,the tectonic uplift and the methane-dominated TSR,as well as the semi-open system contribute to the reducing pressure resulting in the current normal formation pressure.  相似文献   

海上气田排水采气工艺筛选     

杨志  ;于志刚  ;王尔均  ;左锋  ;廖云虎 《海洋地质译丛》2008,(3):55-59

气井出水是气田开发生产中后期面临的主要问题，对气井生产有着极大的影响，而排水采气工艺是解决气井出水和井筒积液的有效手段。国内外排水采气工艺技术较多，不同工艺技术有其自身的适应范围。从海上气田生产特点出发，通过对国内外多种成熟的排水采气工艺技术的选井原则、适用条件和经济适用性进行对比分析，筛选了适合海上气田的排水采气工艺技术，并重点对优选管柱一气举复合工艺的实施方案进行了分析，对海上气田出水后的高效开发具有重要的指导意义。  相似文献   

用压力解释和生产测井评价火成岩储层     

岛本辰夫  张小兰 《国外石油地质》1998,(1):62-64

  相似文献   

新发现     

《国土资源》2008,(12)

河南：巨型恐龙化石；新疆：千亿立方米大气田；撒哈拉沙漠：两种新恐龙；  相似文献   

鄂尔多斯盆地苏里格中部水平井开发区盒8段沉积微相和砂体展布          下载免费PDF全文

雷卞军  李跃刚  李浮萍  赵忠军  朱亚军  张志刚  徐隆博 《古地理学报》2015,17(1):91-106

为满足鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井部署、水平井地质导向及跟踪分析的需求,作者运用岩心观察、薄片鉴定、垂向层序和测井相分析等手段,以辫状河沉积模式为指南,汲取有关的露头和现代沉积定量储集层沉积学成果,对苏里格中部水平井开发区盒8下亚段沉积微相和砂体展布进行了精细描述。在相标志、微相特征和沉积层序研究基础上,以研究区密集井区剖面详细对比、砂体储集层厚度统计为依据,并运用水平井水平段录井资料,综合分析估算出研究区盒8下亚段储集砂体规模参数。作者拟定了沉积亚相、微相划分的3项指标(砂/地比、测井曲线、储渗砂体)。精心编制的砂层组沉积微相和砂体展布图,为水平井部署和地质导向提供了有力支撑。  相似文献   

基于模糊层次分析方法的泥质有效低熟气源岩评价     

熊德明  张明峰  吴陈君  妥进才 《吉林大学学报(地球科学版)》2015,45(6):1620-1630

在特定地质背景下,低熟气可以聚集成藏。由于沉积盆地的古环境、母质类型及有机质演化程度的不同,仅以低熟气源岩物理化学性质为侧重点的烃源岩评价方法很难对不同沉积盆地中的烃源岩的生烃潜力进行相对优劣排序。因此,为了快速有效评价低熟气源岩的生烃潜力,分析了w(TOC)、I_H、w("A")等10个因素对气源岩生气能力的影响,建立有效低熟气源岩评价指标体系。并运用层次分析法和模糊数学,建立低熟气源岩生烃潜力评价模型。应用此模型对乌连戈伊气田进行了生烃潜力评价,评价结果表明:Achimov气藏、Bazhenov气藏、Vasyugan气藏、Pokur气藏烃源岩是低熟气源岩;Neocomian气藏和Tyumen气藏烃源岩介于低熟气源岩和常规气源岩之间;Tampey气藏烃源岩属于常规气源岩。这与Galimov所得结论是完全吻合的,说明模型的评价结果是可靠的,可以实现低熟气源岩的综合评价,值得推广应用。  相似文献   

苏里格气田水平井地质三维导向技术-以盒8段辫状河储层为例     

常森  罗静兰  付晓燕  杜支文  张三  杜孝华 《吉林大学学报(地球科学版)》2015,45(6):1608-1619

探讨苏里格气田水平井地质三维导向技术,为水平井规模化开发提供新的思路和技术。以区域地质背景、区块砂体展布规律为基础,由常规二维地层对比求取地层视倾角发展为地层三维空间对比求取真倾角,精细对比地层及储层展布情况,并结合辫状河沉积微相及其发育特征和随钻参数分析评价开展水平井地质导向分析。研究区盒₈段辫状河道主要发育河道充填、心滩微相、废弃河道、越岸沉积4种微相;以沉积微相分析技术为基础的地质三维导向能够有效保证水平段钻遇率。在储层三维空间对比闭合基础上,形成了以沉积微相赋存规律、砂体地质规模及特征分析为核心的水平井地质三维导向技术,完善了水平井地质导向方法。  相似文献   

延川南煤层气田2号煤层煤体结构测井评价及控制因素     

郭涛  王运海 《煤田地质与勘探》2014,42(3):22-25

正确识别构造软煤及其分布规律,对煤层气产能评价及勘探选区意义重大。以延川南煤层气田勘探开发原始资料为基础,根据测井曲线,结合钻井取心资料,提出利用测井资料判识煤体结构的方法。将延川南煤层气田煤体结构划分为硬煤(包括原生结构煤,碎裂煤)和构造软煤(碎粒–糜棱煤)2种类型,并绘制了煤体结构分布图。在此基础上,探讨了构造软煤的分布特征及地质控制因素。结果显示:煤体结构受构造和沉积的控制,构造对其的控制作用更加明显。   相似文献   

南海莺歌海盆地东方13-1高温高压气田特征与成藏机理     

谢玉洪  黄保家 《中国科学:地球科学》2014,(8):1731-1739

东方13-1高温高压气藏位于南海莺歌海盆地底辟带,上中新统黄流组主要气层的地层压力高达54.6 MPa(压力系数为1.91)、地层温度143℃(地温梯度4.36℃/100m),属典型的高温高压气藏.基于地质与地球化学资料的综合分析,认为该气田的天然气干燥系数高(C1/C1~5达0.98),且碳同位素值偏重:δ13C1为-30.76‰~-37.52‰,δ13C2介于-25.02‰~-25.62‰,系来自深部高成熟的中、下中新统梅山组-三亚组海相泥岩腐殖型有机质.地质分析及实验揭示,在与底辟相关的高温高压中新统含油气系统中由于欠压实产生高压的地层含有较多的孔隙水,且天然气在水中具有高的溶解度,若按下中新统三亚组的温压条件计算,天然气在水中溶解度可达10.5 m3/m3,因此,这意味着其中至少有部分天然气可能以水溶相运移.盆内丰富的气源为水溶气快速饱和乃至出溶奠定了丰厚的物质基础;底辟活动及其伴随的温压瞬态变化加速了水溶气出溶释放出大量游离气;黄流组发育的海底扇细砂岩造就了良好的气-水离析空间和聚集场所;而其上覆高压泥岩层构成了有效的封盖,从而形成了东方13-1气田.这种成藏机理揭示盆内底辟带高温高压领域具有良好的大中型气田勘探潜力.  相似文献