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A discussion on the upper limit of maturity for gas generation by marine kerogens and the utmost of gas generative potential:Taking the study on the Tarim Basin as an example

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Science Bulletin 2007年第S1期 125-132页

作者： CHEN JianPing1,2, ZHAO WenZhi1, XIAO ZhongYao3. ZHANG ShuiChang1,2, DENG ChunPing1,2, SUN YongGe4 & WANG ZhaoMing3.1 research institute of Petroleum exploration & {3., petrochina, Beijing 100083. china 2 Key Lab of Petroleum Geochemistry, CNPC, Beijing 100083. china 3.research institute of Petroleum exploration & {3., Tarim oilfield company, petrochina, Korla 841000, china 4 State Key Lab of Organic Geochemistry, Guangzhou institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, china

The experimental data yielded by Rock-Eval pyrolysis, kerogen atomic H/C, Py-GC and gold-tube sealing thermal simulation on the marine Cambrian-Ordovician source rock from the Tarim Basin revealed that the upper limit of maturity for natural gas generation or the "deadline of gas generation" for marine types I and II kerogens is equal to 3.0% of vitrinite reflectance (Ro); while the "deadline of gas generation" for type III kerogens typically like coals is as high as 10% Ro. Thus, different organic matter has obviously different utmost maturities for gas generation. The mass-balance calculation by kerogen elements showed that when Ro>1.5%, the utmost amount of gas generation for the marine type II kerogen is less than 185 m3.t TOC, accounting for less than 3.% of its total hydrocarbon generative potential; when Ro>2.0%, it becomes 110 m3.t TOC, less than 20% of the total hydrocarbon generative potential. The amount of the gas generative potential obtained by Rock-Eval is only around one tenth of the calculated value by the mass balance of kerogen elements at the same thermal evolutionary stage, while those by Py-GC and gold-tube sealing simulation are intervenient between the above two. The utmost of gas generative potential at the over 1.3. Ro stage is around 60―90 m3.t TOC, therefore, the amount of gas generation obtained by Rock-Eval is the minimum of gas generative potential, while that by the mass-balance calculation of kerogen elements is the maximum that the actual amount of gas generation should not exceed.

关键词： marine source rock kerogen maturity natural gas deadline of gas generation utmost of gas generative potential

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库车孢型体Kuqaia研究的新认识

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新疆石油地质 2003年第5期24卷 424-426页

作者：罗正江吴新莹王睿阿丽亚中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

库车孢型体Kuqaia是一类表面纹饰类似于动物贝壳或腹足类口盖的疑源类化石,它以地质分布时限短、分布范围广、易于识别而广泛应用于地层划分、对比中。过去普遍认为其分布层位相当局限,新疆地区仅限于塔里木盆地侏罗系阳霞组、康苏组、... 详细信息

库车孢型体Kuqaia是一类表面纹饰类似于动物贝壳或腹足类口盖的疑源类化石,它以地质分布时限短、分布范围广、易于识别而广泛应用于地层划分、对比中。过去普遍认为其分布层位相当局限,新疆地区仅限于塔里木盆地侏罗系阳霞组、康苏组、杨叶组(下部)、准噶尔盆地侏罗系三工河组及井下相当层位,时代大致属于早侏罗世晚期或中晚期。最新研究成果证明:Kuqaia始现于早侏罗世早期,繁盛于早侏罗世晚期或中晚期,可延续分布至中侏罗世。

关键词：塔里木盆地:准噶尔盆地侏罗纪孢粉化石

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Panorama of petrochina's exploration Results in 2002

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china Oil & Gas 2002年第3期9卷 4-8页

作者： Li Xiaoguangexploration and development research {3. of petrochina Liaohe Oil Field company exploration and development research {3. of petrochina Liaohe Oil Field company

petrochina has made a number of important strategic breakthroughs and progress in the country's onshore oil and gas exploration in the January-October period of 2002, creating the conditions for a sustainable developm... 详细信息

关键词： 2002年中国油气储量油气资源勘探概况钻探可持续发展

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彩南油田彩9井区三工河组高温油藏分层调剖技术

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新疆石油地质 2008年第4期29卷 498-499页

作者：宫兆波汪玉琴付光慧周惠泽杨朝晖中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

针对彩9井区三工河组油藏目前吸水剖面不均、油层动用程度下降的实际情况,提出了采用分层注水技术并进行层内调剖以改善吸水剖面、提高水驱效果的技术措施。以具有良好耐温性、稳定性和封堵性的酚醛体系为调剖剂,2006年7月在彩南三工河... 详细信息

针对彩9井区三工河组油藏目前吸水剖面不均、油层动用程度下降的实际情况,提出了采用分层注水技术并进行层内调剖以改善吸水剖面、提高水驱效果的技术措施。以具有良好耐温性、稳定性和封堵性的酚醛体系为调剖剂,2006年7月在彩南三工河组油藏2口井中实施了调剖试验,一年内已累积增油1247t,取得了很好的效果。

关键词：彩南油田三工河组油藏分层调剖高温调剖剂交联剂促进剂

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二元泡沫流动性能影响因素研究

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西南石油大学学报（自然科学版） 2011年第4期33卷 144-148,200页

作者：刘宏生中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163712

通过研究泡沫在多孔介质中的流动性能,考察了发泡剂和聚合物(HPAM)浓度、气液比、渗透率和注入方式等对提高岩芯波及系数、降低渗透率的影响。实验结果表明:泡沫在岩芯中的阻力系数和残余阻力系数均随发泡剂及HPAM的浓度增加而增加,发... 详细信息

通过研究泡沫在多孔介质中的流动性能,考察了发泡剂和聚合物(HPAM)浓度、气液比、渗透率和注入方式等对提高岩芯波及系数、降低渗透率的影响。实验结果表明:泡沫在岩芯中的阻力系数和残余阻力系数均随发泡剂及HPAM的浓度增加而增加,发泡剂、HPAM浓度大于一定值后,泡沫的阻力系数、残余阻力系数增加缓慢;泡沫在不含油岩芯中的阻力系数和残余阻力系数是含油岩芯中的3.以上;适当增加气液比有利于提高泡沫的流度控制能力,但过大的气液比会出现气窜;同一泡沫体系并不适合改善所有不同渗透率岩芯的流度控制能力,可以通过改变泡沫体系配方来改善泡沫流度控制能力,提前发泡方式注入的泡沫流度控制能力最佳,交替方式注入泡沫的流度控制能力随交替段塞增加而降低。

关键词：泡沫流动性阻力系数气液比注入方式 α-烯烃磺酸钠

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酒西坳陷天然气的地球化学特征及成因

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新疆石油地质 2004年第3期25卷 259-261页

作者：高波程克明熊英杨智明中国石化石油勘探开发科学研究院北京100083 中国石油石油勘探开发科学研究院北京100083 中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院甘肃玉门735200

对酒西坳陷天然气的地球化学特征进行了较为详细的研究。研究表明,酒西坳陷的天然气组分以烃类气体为主,质量分数91.82%～99.22%,平均为96.15%.其中,甲烷质量分数68.85%～85.13.,平均为75.81%.重烃含量较高,平均质量分数20.3.%,C1/C1-5... 详细信息

对酒西坳陷天然气的地球化学特征进行了较为详细的研究。研究表明,酒西坳陷的天然气组分以烃类气体为主,质量分数91.82%～99.22%,平均为96.15%.其中,甲烷质量分数68.85%～85.13.,平均为75.81%.重烃含量较高,平均质量分数20.3.%,C1/C1-5为0.75～0.87,属典型的湿气;非烃气体主要为CO2,质量分数0.78%～8.18%,平均为3.85%.天然气的δ13.1值为-45.3.～-40.2‰,平均值为-41.94‰;δ13.2为-3..1‰～-28.4‰,平均值为-3..27‰;δ13.3.-28.6‰～-26.9‰,平均值为-27.6‰,δ13.13.23.3.因此为典型的油型气。

关键词：天然气地球化学酒西坳陷碳同位素油型气

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准噶尔盆地石南油气田头屯河组成藏模式

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新疆石油地质 2004年第6期25卷 639-640页

作者：徐常胜杨梦云江祖强王斌李霞中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

位于准噶尔盆地腹部的石南油气田头屯河组为辫状河沉积,岩性主要为灰褐色岩屑砂岩和褐红色、灰黄色泥岩,砂岩沉积厚度7～26m,属中-低孔隙度、低渗透率储集层。油藏侧向为泥岩遮挡,构造低部位受油水界面控制。研究表明,断裂、不整合对侏... 详细信息

位于准噶尔盆地腹部的石南油气田头屯河组为辫状河沉积,岩性主要为灰褐色岩屑砂岩和褐红色、灰黄色泥岩,砂岩沉积厚度7～26m,属中-低孔隙度、低渗透率储集层。油藏侧向为泥岩遮挡,构造低部位受油水界面控制。研究表明,断裂、不整合对侏罗系上部及白垩系油气运聚具有重要意义,白垩系与侏罗系及侏罗系头屯河组与西山窑组之间的两期不整合面为主要的油气运移通道,局部的正断层起着沟通油源与储集层的作用。

关键词：白垩系准噶尔盆地侏罗系成藏模式储集层正断层泥岩油气田低渗透油藏

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21世纪的油田开发

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新疆石油地质 1997年第2期18卷 184-188页

作者：陈淦新疆石油管理局勘探开发研究院

继利用天然能量进行油田开发的一次采油之后,在20世纪以注水保持油田能量为主的二次采油得到了很大的发展.二次采油技术,从实践到理论日臻成熟、完善,但二次采油所获得的原油采收率仍然比较低,于是三次采油的方法应运而生.三次采油以改... 详细信息

继利用天然能量进行油田开发的一次采油之后,在20世纪以注水保持油田能量为主的二次采油得到了很大的发展.二次采油技术,从实践到理论日臻成熟、完善,但二次采油所获得的原油采收率仍然比较低,于是三次采油的方法应运而生.三次采油以改变驱替介质的性质为特征,旨在进一步采出油层中的剩余油.20世纪后期三次采油方法的出现和发展,预示着21世纪油田开发还将有革命性的变化.为使三次采油成为未来世纪的主导开发方式,必须要解决以下几个关键性课题:提高驱替介质的驱替性能,降低驱替介质的成本;开展强化三次采油的技术和工艺研究;解决产出液处理技术;建立三次采油注人系统及集输系统.

关键词：油田开发一次开采天然能量注水三次采油

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Oil source analysis of Upper Tertiary Shawan Formation in Chepaizi area,in the northwest margin of Junggar basin

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Science china Earth Sciences 2009年第S1期52卷 106-114页

作者： WANG ZhenQi1,ZHI DongMing2,ZHANG ChangMin1,XUE XinKe2,ZHANG ShangFeng1,LI TianMing2,YANG Fei1,LIU LouJun2,CHENG Liang1,LU Dong1,ZHOU FengJuan1& CHEN YuanYong1 1 College of Earth Science,Yangtze University,Jingzhou 43.023.china 2 research institute of {3. and development,xinjiang oilfield Co. Ltd.,CNPC,karamay 834000,china 1. College of Earth Science Yangtze University Jingzhou 434023 China 2. research institute of exploration and {3. Xinjiang Oilfield Co. Ltd. CNPC Karamay 834000 China

Well che89,located in the Chepaizi area in the northwest margin of Junggar basin,acquires high production industrial oil flow,which is an important breakthrough in the exploration of the south foreland slope area of Junggar basin. The Chepaizi area is near two hydrocarbon generation depressions of Sikeshu and Shawan,which have sets of hydrocarbon source rock of Carboniferous to Jurassic as well as Upper Tertiary. Geological and geochemical parameters are proper for the accumulation of mixed source crude oil. Carbon isotope,group composition and biomarkers of crude oil in Upper Tertiary of well Che89 show that the features of crude oil in Upper Tertiary Shawan Formation are between that of Permian and Jurassic,some of them are similar to these two,and some are of difference,they should be the mixed source of Permian and Jurassic. Geochemical analysis and geological study show that sand extract of Lower Tertiary Wulunguhe Formation has the same source as the crude oil and sand extract of Upper Tertiary Shawan Formation,but they are not charged in the same period. Oil/gas of Wulunguhe Formation is charged before Upper Tertiary sedimentation,and suffered serious biodegradation and oxidation and rinsing,which provide a proof in another aspect that the crude oil of Upper Tertiary Shawan Formation of well Che89 is not from hydrocarbon source rock of Lower Tertiary.

关键词： oil-source analysis mixed sources Upper Tertiary Shawan Formation Chepaizi area Junggar basin

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安棚油田深部储集层特征及控制因素

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新疆石油地质 2004年第4期25卷 379-381页

作者：明海会金振奎羊玉平陈祥尹伟石油大学北京102249 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究新疆克拉玛依834000 中国石化河南油田河南南阳473132

泌阳凹陷安棚油田深层系目前是河南石油勘探局重点勘探层位,其储集层特征及控制因素研究对该油田勘探开发具有重要指导意义。埋深大于2 800m的古近系核桃园组三段下亚段,属于扇三角洲沉积。其储集空间主要分粒间孔、溶蚀孔和裂缝,以残... 详细信息

泌阳凹陷安棚油田深层系目前是河南石油勘探局重点勘探层位,其储集层特征及控制因素研究对该油田勘探开发具有重要指导意义。埋深大于2 800m的古近系核桃园组三段下亚段,属于扇三角洲沉积。其储集空间主要分粒间孔、溶蚀孔和裂缝,以残余粒间和溶蚀孔为主。细喉和微喉占主导地位,喉道连通差,非均质性强,为典型的低孔、低渗-特低渗储集层。储集物性的变化主要受控于沉积相、成岩作用及构造等因素。扇三角洲是储集性能最好的相带,远砂坝、前缘席状砂和近源水下分支河道储集性能较差。晚成岩B期次生溶孔发育;背斜轴部裂缝发育,翼部裂缝较少。

关键词：储集层特征沉积相成岩作用孔隙度

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