石油勘探与开发

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柴达木盆地北缘下侏罗统含油气系统研究

姜正龙;孙德君;秦建中;胡国艺;方向

, 2001, 28(6): 147-0.

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柴达木盆地北缘下侏罗统含油气系统烃源岩为下侏罗统煤系地层，储集层有下侏罗统和第三系，形成自生自储式和下生上储式两种生储盖组合。依据烃源岩的模拟计算，认为渐新世晚期是生烃高峰期。根据流体势和运聚特征将该含油气系统划分出鄂博梁—鸭湖、冷湖和马海—南八仙3个运聚子系统。根据成藏特征分为原生和次生油气藏，渐新世和上新世分别是两种油气藏的主要成藏期。图4

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柴达木盆地狮子沟地区中深层裂缝性油藏

李元奎;王铁成

, 2001, 28(6): 148-0.

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狮子沟构造位于柴达木盆地茫崖坳陷的狮子沟—油砂山构造带，中深层上干柴沟组—路乐河组没有明确的烃源层与储集层之分，裂缝性油藏为自生自储类型，产能差异大，其主要储集层是裂缝-孔隙型或孔隙-裂缝型湖相碳酸盐岩。裂缝性储集层的储集空间可以分为3个层次：宏观裂缝与洞穴，显裂缝与显孔，微裂缝和微孔，具有三重孔隙介质特性；主要形成于喜马拉雅运动中后期及新构造运动期，发育程度取决于岩性、构造应力作用和溶蚀储集空间形成时间。中深层的油源条件和保存条件良好，烃类富集主要受裂缝性储集层发育程度、储集空间形成时间和圈闭条件及保存条件控制。茫崖坳陷东部将发现大面积中深层裂缝性油气藏，进一步勘探还需进行古构造应力场研究，以指导对裂缝发育带空间分布的预测。图3参1

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银额盆地查干凹陷基本生油条件研究

陈建平;何忠华;魏志彬;王东良;秦建中;国建英

, 2001, 28(6): 149-0.

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从有机地球化学方面深入研究了银根—额济纳旗盆地查干凹陷的基本石油地质条件。查干凹陷下白垩统沉积时为一箕状断陷，沉积地层和烃源岩厚度变化大，主要烃源岩发育于下白垩统巴音戈壁组和苏红图组下段，厚约0～2400m。目前烃源岩有机碳含量为0.15%～2.66%，热解生油潜量为0.07～10.74mg/g，氯仿沥青“A”含量多数在0.022‰～3.757‰，总烃含量为0.049‰～2.527‰。有机质丰度变化大，但可溶有机质含量相对较高。有机质主要由无定型草本植物降解和藻类组成(占60%～80%)，其中II1型有机质占50%以上，推测原始有机质类型较好。该凹陷地热梯度较高，目前烃源岩镜质组反射率在0.8%～2.0%，处于成熟生油—湿气阶段，饱和烃色谱和色质参数也表明烃源岩已成熟。TTI计算表明其主要烃源岩主要生油期为晚白垩世。综合分析认为下白垩统烃源岩属较好烃源岩，具有一定的生油气潜力。图5表3参5

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深层异常温压条件下碎屑岩成岩作用特征初探——以板桥凹陷下第三系深层碎屑岩地层为例

李会军;程文艳;张文才;成洪文

, 2001, 28(6): 150-0.

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依据《碎屑岩成岩阶段划分规范》，黄骅坳陷板桥凹陷根据古地温、孢粉颜色、TAI、Ro、泥岩中黏土矿物演化等各项指标所划分的成岩阶段之间存在着明显的不吻合现象。分析认为，这是由于板桥凹陷普遍存在异常高压，而压力对有机质热演化和无机物质反应具有明显的抑制作用，延缓了有机质成熟，温度虽然较高，但成岩演化阶段出现相对滞后的现象。为此，根据自生矿物组合、黏土矿物演化及有机质热演化等，重新建立了异常温压背景下碎屑岩储集层成岩阶段划分方案。图4参2表4

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准噶尔盆地腹部地区侏罗系三工河组相对优质储集层的成因

况军;姚根顺;朱国华;寿建峰;王鑫

, 2001, 28(6): 151-0.

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准噶尔盆地腹部地区下侏罗统三工河组储集层以岩屑砂岩为主，具有成分成熟度中等、结构成熟度高和填隙物含量低的岩石学特征，孔隙类型以剩余原生粒间孔为主，其次为颗粒溶孔。与八道湾组、西山窑组储集层相比，在同等条件下三工河组储集层具有更好的储集性能。认为其原因在于：三工河组主要储集砂体形成于水动力条件强的高能环境，砂体厚度大、粒度较粗、分选好及塑性岩屑含量低，有利于形成较高原生孔隙；在研究区大部分地区为水下分流河道、河口坝及滩坝亚相等粗结构砂岩，结构成熟度高，硅质胶结在成岩早期发生，增加了岩石抵抗压实作用的能力，有利于粒间孔的保存。图3表1参12

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塔里木盆地油区石炭系海相碳酸盐岩同位素地球化学研究

王大锐;白玉雷;贾承造

, 2001, 28(6): 152-0.

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塔里木盆地西部巴楚地区发育有良好的石炭系海相碳酸盐岩层系，对地表与井下的地层剖面进行的碳、氧同位素地球化学分析表明，本区的无化石或少化石的灰岩层系可以进行地表与井下剖面的精确化学地层学划分与对比。地表与井下剖面均含有的生屑灰岩应为同期沉积产物，可以作为对比标志。碳、氧同位素地球化学分析结果认为，下石炭统巴楚组沉积时，塔里木盆地西部地区为干热、海水蒸发量远大于补偿量的古气候环境，在深部海盆应具有相对较为优质的烃源岩发育的缺氧环境。进入中—晚石炭世，该区古气候应以湿热为主，海盆中淡水呈正平衡状态。图3表1参6（

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塔里木克拉通盆地油气勘探对策

王红军;张光亚

, 2001, 28(6): 153-0.

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塔里木克拉通盆地具有海相多旋回发展的特征。相应地，油气藏的形成宜具有多期性。对于这类复杂盆地的油气勘探，必须有一套合适的勘探对策，它取决于对油气分布规律的认识程度。通过对塔中、塔北、哈得逊、巴楚地区典型油气藏成藏过程的分析，可以将台盆区油气藏的成藏过程概括为：三期成藏、两期调整，三种基本的油气运移、聚集模式，油气分布受克拉通盆地不同演化时期的8个供烃中心控制。油气勘探的对策应该以油气分布的基本规律为指导，把握住油气分布的总格局，即寒武系烃源岩海西期以来形成的供烃中心基本控制了克拉通盆地油气分布，对于不同的地区，必须以这些油气成藏主控因素为依据，主攻不同的层系，寻找不同时期、不同类型的油气藏。图3参6

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波形分类技术在隐蔽油藏预测中的应用

赵力民;郎晓玲;金凤鸣;曹兰柱

, 2001, 28(6): 154-0.

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在现代油气勘探中，利用各种地震信息进行油气预测是地质家们一直探索的问题，尤其是近几年，随着地震勘探技术的不断发展，利用与地层构造、岩性圈闭或储集层有关的地震信息寻找孤立砂岩体、河道砂体、沙坝等以及判断含油性已成为提高油气勘探成功率的重要手段之一。波形分类技术充分利用了地震资料信息丰富的特点，采用神经网络算法对地震道波形特征进行分类，细致刻画地震信号的横向变化，从而得到反映储集层特征的地震相图，用于砂体及隐蔽岩性油藏分布范围的预测。应用波形分类方法对冀中坳陷大王庄隐蔽油藏进行了储集层预测，并实施钻探了Lu105等3口井均获得成功，取得较好的应用效果。图3参2

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特低渗透油藏井网型式数值模拟研究

杨思玉;宋新民

, 2001, 28(6): 155-0.

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合理的井网型式对特低渗透油藏的开发具有重要作用，大量低渗透油田的开发实践表明：传统的正方形反九点井网及三角形井网对于中、高渗油田比较适用，而对于低渗透油田局限性显著。通过一些科学的抽象，将储集层描述及开发设计中的诸多因素等效为数模中可实际计算的参数，并为了排除部分不确定因素的影响，建立均质地质模型，对特低渗透油藏进行井网形式筛选、井排距优化及影响因素分析，同时应用数值模拟手段分析储集层在人工压裂条件下，注采井网的注水波及状况及流线变化，综合评价井网的适应性，并定量地分析人工裂缝穿透率及导流能力、天然裂缝发育程度、流度和非均质性等因素对产能的影响。图2参3

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变温条件下弹塑性油藏中多相渗流的流固耦合数学模型与数值模拟

王自明;杜志敏

, 2001, 28(6): 156-0.

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基于流固耦合力学理论和热力学理论，建立了变温条件下弹塑性油藏中多相渗流的数学模型。假设油藏中岩石固相骨架是可变形的，孔隙流体压力、温度场的变化将导致油藏内有效应力发生变化，从而导致岩石骨架变形，这种变形反过来又影响多相流体的渗流。建立变温条件下完全耦合的流体渗流方程和固相变形方程，它们互不独立，不能单独求解，只能联立求解。假设岩石骨架具有弹塑性，采用了建立在屈服准则基础上的弹塑性本构模型。针对某些温度场变化大的油藏，如注热水、注蒸汽开采的油藏，充分考虑了温度场变化对岩石骨架变形和流体渗流的影响。将“热载荷”概念引入固相变形方程来描述这种影响，并给出了热载荷的求法。交替运用有限差分和有限元法给出变温条件下的耦合数值模拟方法。所建立的数值模拟方法可作为编制变温流固耦合软件的依据。参11

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气水交替驱技术在稠油油藏中的应用

李凤华;王静;祁凯;李秀娈

, 2001, 28(6): 157-0.

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目前辽河油田的中深层稠油油藏大多数主力区块已进入蒸汽吞吐的中后期，蒸汽驱是蒸汽吞吐后提高采收率最有效的接替技术。对于不适合转蒸汽驱的稠油油藏如何提高采收率，在曙光油田杜66块曙43-530井组进行了气水交替驱的先导试验。试验已实施近1年，井组产液量、产油量明显增加，油井动液面上升，油藏能量得到补充，初步取得了较好的效果。对于已处于吞吐中后期、油藏能量亏空严重而不适宜转蒸汽驱的普通稠油油藏来说，注入烟道气等非凝析气体进行气水交替驱是一种可供选择的开采方式。图2参2

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单层原油配比实验图版及其在混采井中的应用

何文祥;王培荣;刘逸;李才学

, 2001, 28(6): 158-0.

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传统的指纹法以指纹比值为参数，需要大量配比试验，原油气相色谱绝对定量法以指纹绝对浓度作参数，既可节省工作量，又可提高分析精度。可用于测定混采井产液剖面的气相色谱指纹法近年快速发展。具体方法是：将单层原油和混采井原油气相色谱谱图上的峰编号；计算单层原油中各指纹化合物的绝对浓度, 选择绝对浓度相差较大的指纹作为参数；将单层原油以不同质量配比混合，计算各指纹化合物的绝对浓度；根据配比比例及各指纹参数的绝对浓度，建立极坐标形式图版。建立了长庆油田延安采油厂侯市区块的标准指纹图版，并进行了实际配比验证。使用此图版得到的该区块3口混采井的拟合计算结果，与用偏最小二乘法计算的结果非常接近，证明了方法的可行性。色谱指纹法在油田未被普遍应用，认为一是地质因素的原因，二是技术原因。讨论了地质因素原因的一些解决方法。图2表3参5

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疏松砂岩油藏油层保护评价新方法研究

王富华;邱正松;冯京海;陈永浩

, 2001, 28(6): 159-0.

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有效选取代表储集层特性的圆柱状岩心是利用岩心流动实验进行油气层损害机理研究的前提。胶结强度较弱的疏松砂岩油藏采用常规方法难以获得成形岩心，给油气层保护技术研究造成很大困难。研制了一种岩心封固套，可用以将储集层松散油砂制备成不同孔隙度和渗透率实验岩心。该方法不需加入胶结剂粘结和高温烧结岩心，避免了岩性变化和表面润湿性转变，能较真实地反映储集层的岩性和物性，可直接用于岩心流动实验评价。用G104-5区块松散油砂制备的实验岩心，其岩心流动实验敏感性评价结果与前期研究结果完全一致，表明利用新研制的岩心封固套制备实验岩心进行油气层损害机理评价实验研究是切实可行的。该方法简便、快捷、经济，对今后开展疏松砂岩油层保护评价研究具有一定的实用价值。图2表3参3

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应用环境扫描电镜研究储集层砂岩样品润湿性的变化特征

严启团;郭和坤;刘素民

, 2001, 28(6): 160-0.

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环境扫描电镜是国际上根据科学研究的需要在常规扫描电镜的基础上发展起来的一项新技术,应用ESEM2020型环境扫描电镜常温环境台的功能,通过观察水蒸气在样品表面凝结速度的快慢和凝结水滴与样品表面的接触角大小来判断样品的润湿性。利用环境扫描电镜观察对比了较强亲油砂岩、较弱亲油砂岩及强亲水砂岩的润湿性特征，表明环境扫描电镜技术在微观尺度上用于研究样品润湿性具有迅速、直观等优点。图1参5

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东濮凹陷沙三段盐丘浅析

闫东育;张同兴;黄国平;范玉林;苏茂森;林莉

, 2001, 28(6): 161-0.

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根据东濮凹陷文留地区L1238测线、L1476测线、L1585测线具有盐丘地震反射的大部分特征,结合过测线的文19井、文69井、文64井、文218井的实钻沙三段盐岩资料,认为东濮凹陷存在盐丘。盐丘的成因是：在密度倒转而产生的浮力作用下,东濮凹陷西部洼陷带、东部洼陷带深部发育的沙三段盐岩沿文西断层、文东断层的断层面,由洼陷深部位向上流动,断层下降盘的差异压实促进了盐岩塑流上拱，刺穿上覆层形成盐丘。东濮凹陷盐丘之上及两侧发现油层,之下发现东濮凹陷最大的文23气田。文218井所钻盐丘的沙三2盐及其下的沙三3段砂泥岩、右侧的沙三4盐及致密的中生界、古生界和文西断层共同组成了有利的油气圈闭。文留地区还有许多与盐丘有关的未知圈闭待发现,勘探前景比较乐观。图2参4

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FL走滑型断陷油气富集特征

冯建辉;张亚敏;王婧韫

, 2001, 28(6): 162-0.

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中非右行走滑断裂东端南侧形成苏丹的M盆地等一系列走滑型盆地。FL凹陷位于M盆地东北端,为典型的张扭性凹陷，基底为前寒武系变质岩系,沉积盖层主要是白垩系。下白垩统阿布加布拉(Abu Gabra)组下部暗色泥岩是主要烃源岩,阿布加布拉组、本蒂乌(Bentiu)组砂岩和阿拉德巴(Aradeiba)组泥岩所夹砂岩是高孔隙度、中渗透率的良好储集层,凹陷内部的阿拉德巴组暗色泥岩是封盖能力良好的区域盖层,发育有阿布加布拉组自生自储层状断块油藏、本蒂乌组和阿拉德巴组下生上储块状油藏以及新生古储基岩潜山油藏。FL凹陷中部构造带是油气运移的主要指向区,沿断层垂向运移和横穿断面侧向运移交替进行,在与阿布加布拉组砂体叠合的构造圈闭富集。由于断层属走滑型断层,以平移为主,垂向断距多小于区域盖层厚度,因此断层一般不破坏区域盖层的有效性,选准构造圈闭高点钻探,是发现高产富集断块油藏的有效途径。FL凹陷中部构造带是油气运移的主要指向区,是寻找规模储量的重点勘探区带,南部和北部断阶带是油气聚集的有利地区,西部陡坡带是勘探新生古储潜山油气藏的有利地区。图2参5(

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OFA系列石油荧光分析仪

赵菊英;杨杰;张宇;胡菊芳;王巍

, 2001, 28(6): 458-0.

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OFA系列石油荧光分析仪由中国石油勘探开发研究院与上海三科仪器有限公司合作研制开发，既能检测轻质油、凝析油、煤成油, 反映各种原油样品的二维荧光全貌，又能实现较准确定量和排除钻井液添加剂荧光干扰，使用微机控制，数据处理自动化程度很高，是全新的现场用系列石油荧光分析仪。该类仪器检测石油的灵敏度为0.1mg/L，重复性误差小于3%，在石油含量小于40mg/L时,R2可达0.99以上,可以消除比测定目标石油浓度高10倍以上的钻井液添加剂的荧光干扰，仪器的总体设计达到了国际先进水平。列举了用该类仪器在实验室和钻井现场测得的大量荧光数据和图谱,指出该仪器各项性能指标均优于传统的和国际上现有的荧光录井仪器与方法。图5表2参2

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世界储采比的分析与研究

赵庆飞

, 2001, 28(6): 459-0.

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储采比是油气产量保证程度的一种指标，是石油工业内部一个重要的比例关系。在国外已被用于分析、判断油气田建设规模、生产形式、稳产形势和合理开发方案；国内也有很多学者、专家对这一重要油气田参数进行过分析、研究，某些理论或统计研究成果也已被用于实际工作中。根据国外报道的有关资料，对世界各国储采比的近期现状进行了分析、对比和研究，阐明世界油气潜力的分布、我国储采比在世界上所处的位置。利用储采比的基本关系式(即储采比与开发时间，以及储采比与可采储量采出程度)对产油大国的储采比走势及其所内含的油气潜力进行了重点分析和预测。图4表4参9

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大庆外围低渗透油田产能预测影响因素

孙彦达;王永卓

, 2001, 28(6): 462-0.

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根据裘皮公式的基本原理，认为探井试油阶段和开发稳产阶段的产量关系不具有相关性，而产能(比采油指数)的相关性极好。以此为基础，根据大庆外围低—特低渗透油田7个开发区块的探井、开发井比采油指数资料，回归建立了利用探井产能预测开发稳定产能的预测方程，为储量经济评价提供了客观依据。分析影响大庆外围低渗透油田开发稳定产能的4个主要因素(井网密度、注水时机、注采系统、注采比)，认为合理的井网密度是提高稳定日产油量的基础，同步注水或超前注水是保持高产稳产的关键，适时调整和完善注采系统以提高水驱控制程度是保持高产稳产的有效措施，适时调整注采比以确保合理注采比是保持高产稳产的必要措施。图3参1

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高压气井产能评价方法研究

黎洪彭;苏萍

, 2001, 28(6): 463-0.

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确定气井产能有回压试井、等时试井与修正等时试井，这些方法所需的试井时间长，增加勘探成本且浪费资源。为此研究了利用不稳定试井资料确定气井绝对无阻流量的新方法，并以KL203井为例，比较了计算气井绝对无阻流量二项式压力法、二项式压力平方法、指数式压力法、指数式压力平方法、一点压力法、一点压力平方法、新一点压力法、新一点压力平方法等方法的有效性，得到如下认识：在计算高压气井的产能时，用压力法比用压力平方法合适；如高压气井进行了产能试井，用二项式压力法来计算绝对无阻较合适；如只进行了不稳定试井或进行了产能试井，但单位产量的压差与产量不相关（相关系数小）或负相关时，应采用新一点压力法较合适；在其它方法均失败时，近似使用一点压力法。表2参3

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河流相储集层横向预测方法探索

张国栋;唐伟;翟瑞国;付国强;刘迎贵

, 2001, 28(6): 466-0.

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针对河流相储集层薄、纵横向变化大、连续性差和泥质干扰严重等特点，从储集层追踪、储集层特征参数的提取与结构重建等方面入手，在综合研究的基础上，应用波阻抗技术、地质统计学和多元统计等对河流相储集层进行横向预测。目前，利用钻井资料标定色标进行波阻抗剖面的储集层追踪是描述储集层宏观特性的有利手段。测井信息与地震信息就其采样的储集空间来说处于两个极端，但应用统计方法，如多元统计、地质统计学等，可以把这两种信息综合起来。其具体实现是依据岩心、测井，参照井间地震建立储集层变化模型，并借助这一模型用合适的统计方法将这些不同分辨尺度的信息有机地结合起来。图5参9

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三维可视化技术在吉和油田开发中的应用

陈蓉;张传宝;杨卫东;李殊丽;马葵;赵爱武

, 2001, 28(6): 467-0.

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二连盆地吉和油田位于马尼特坳陷阿南凹陷阿南斜坡带的吉和北鼻状构造，已探明含油区块2个：Ha76井断块和Ha78井断块，共上交石油地质储量437×104t，其中Ha76井断块已投入开发。油田储集层为中生界下白垩统巴彦花群腾格尔组腾一下粗段腾三油组。腾一段含油储集层（细砂岩、砂砾岩等）为浅—深湖相水下扇沉积，扇体形成于陡岸斜坡，物源主要来自苏尼特隆起。应用三维地震资料优选出过主要构造部位的 5 口探井，利用声波测井数据，进行环境校正、极性调查、深度校正、选择合适的子波，制作出高精度的人工合成地震记录；分析对比区内地层纵向上的岩性组合规律，对油层组进行精确标定，并对油层顶面构造形态作出精细解释。在此基础上，应用三维可视化技术(地层可视化、构造可视化、振幅可视化)，对解释成果进行沿层雕刻，认清了Ha78井、Ha81井处水下扇体中砂体展布的方向和范围；从主测线和联络线的可视化剖面图上显示出Ha78井、Ha81井向北油层增厚、反射增强的特点。说明该位置为扇体中部位，储集层渗透砂岩较厚，孔隙度较高，是有利油气聚集带，预测工作为吉和油田的进一步开发提供了井位部署依据。彩图6

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储集层的两种精细对比方法讨论

刘波;赵翰卿;于会宇

, 2001, 28(6): 470-0.

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针对油田开发中基础而关键的储集层精细划分对比问题,研究并比较了高分辨率层序地层学与储集层精细描述技术在理论、原理、方法、应用及概念上的异同。这两种储集层精细划分方法的理论精髓皆为旋回(自旋回或异旋回)和层次、研究目标皆为地层格架及沉积地层单元的规模尺度，高分辨率层序地层学地层划分对比的优势是动力成因、过程响应的时空演化的分析和不同级别的层序界面的识别，大庆油田储集层精细描述技术的优势是沉积现象、沉积特征的描述和砂体的模式预测。大庆油田今后开发油田储集层精细划分对比描述技术的研究方向是借鉴高分辨率层序地层理论，结合储集层精细描述技术和成果，形成一套系统性强、理论水平高、实际应用效果好的储集层精细划分方法和技术，为搞清剩余油分布规律和进一步提高油田采收率提供技术支撑。表2参4

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关于压裂裂缝形态模型的讨论

赵永胜;王秀娟;兰玉波;王松波

, 2001, 28(6): 471-0.

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通过对“水力压裂裂缝形态判断数学模型”的建立及其发展历程的回顾，从理论上指出该数学模型实质是将概念简单化外延的结果，即将基于厚壁筒理论的用以确定井壁处初始的与垂向应力无关的垂直裂隙需要的最小孔壁临界（破裂）压力的数学模型，直接推广应用于判断井间压裂缝的形态。用大庆油田17口井24层的水力压裂原始数据，采用“水力压裂裂缝形态判断数学模型”判断其压裂缝形态，结果证实判断结论不具有唯一性，该模型不能直接用于判断井间水力压裂缝的形态。表1参4

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中国石油史实九则

石宝珩;徐旺;张清

, 2001, 28(6): 476-0.

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就发表于天津《今晚报》的何建明《“中国石油之父”与大庆油田》涉及的九则史实澄清事实。一则：黄汲清先生是我国地质事业的开拓者和奠基人之一，他在石油普查方面的卓越工作为大庆油田的发现打下了基础，但“中外新闻界和科技界”未曾有他是“中国石油之父”的报道。二则：大庆油田的发现井松基3井的井位由地质部门和石油部门的专家多次讨论共同选定，并经石油部批准，大庆油田发现的基础是众多地质家多年工作积累的结果，凝聚了地质部、石油工业部、中国科学院等各级领导和技术人员的心血和智慧，国家已对其中黄先生的重要贡献给予很高的荣誉。三则：第一个提出“陆相生油论”的是潘钟祥先生。四则：何文关于1938年6月翁文灏向周恩来商借钻机之事的时间、地点、人物全都错位。五则：玉门油田发现与开发的组织者和领导者应首推翁文灏。六则：威远气田发现于1964年，不是1938～1941年发现的。七则：“共产党历史上的第一位石油干部”是1940～1941年被派在延长油矿进行地质勘察的汪鹏。八则：中美西北地质矿产试探队1937年野外考察的结论是“甘肃西北部有石油存在”，并非“希望不大”。九则：新中国第一张中国含油远景分区图是翁文波主持并邀请谢家荣、黄汲清参加编制的《中国大陆含油远景分区图》，于1955年1月展示。参20

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中生代晚期中国北方沉积盆地地热梯度恢复及对比

任战利;赵重远

, 2001, 28(6): 492-0.

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应用多种古地温研究方法恢复了中国北方各盆地中生代晚期的古地温及古地热梯度。以阿尔金断裂为界，东部盆地与西部盆地地热梯度存在明显差异。东部盆地以断陷型盆地为主，地壳明显减薄，岩浆活动强烈，表明存在一期强烈的具有区域规模的构造热事件,地热梯度高，普遍高于3.60℃/100m，最高可达5.56℃/100m；西部盆地为挤压拗陷型盆地，地热梯度总体上明显比东部盆地要低，地热梯度普遍不超过3.00℃/100m，地壳增厚，岩浆活动性弱。中国北方东部和西部盆地中生代晚期地热梯度的差异表明东部及西部地球动力学背景明显不同。图2表1参21

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异常高孔隙流体压力与碎屑岩深部油气藏

李洪香;任继红;马建英;周静

, 2001, 28(6): 493-0.

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根据黄骅坳陷勘探研究成果，总结深部自源封闭成藏系统超压油气藏的油藏特征，详尽分析现今异常高孔隙流体压力及其历史演化；分析高异常孔隙流体压力演化与泥岩黏土矿物演化、烃演化、高异常孔隙演化的关系；提出以欠压实作用为主形成的异常高孔隙流体压力是深部自源封闭系统超压油气藏形成的有效动力；分析黄骅坳陷第三系石油地质特征，认为异常孔隙流体压力、烃演化、高孔隙带演化的良好匹配是深部油气藏形成的基本地质条件，有利沉积环境、好的生储盖组合、大型砂岩体与正向构造变形等因素的配合是油气富集高产的必备条件。图4表1参3

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渝东石柱地区聚气系统研究

李爱国;汪福勇

, 2001, 28(6): 501-0.

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在四川盆地天然气勘探中首次引入聚气系统的概念，认为渝东石柱古隆起—斜坡地质背景上发育的圈闭是天然气聚集的有利区，石柱古隆起为低势区，与高势区(西侧的垫江、东北侧的万县凹陷和东侧的湘鄂西凹陷区)构成了聚气系统，印支运动期以来一次聚集成藏，喜马拉雅运动期褶断运动使天然气二次聚集成藏。石柱聚气系统垂向上可划分为3个主要的聚气单元，S(志留系)—P1q(下二叠统栖霞组)聚气单元成藏条件相对最好，应作为主要勘探目标，主探石炭系黄龙组；P2l(上二叠统龙潭组)—T1d1+2(下三叠统大冶组一段、二段)聚气单元和S(志留系)—T1j1(下三叠统嘉陵江组一段)聚气单元的碳酸盐岩有效储集层分布规律复杂，应将二叠系长兴组和下三叠统大冶组三段作为兼探目标，以提高该区的勘探效益。图2表1参2

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酒西盆地青西坳陷湖相纹层状泥质白云岩中泥级斜长石成因、特征与油气勘探意义

罗平;杨式升;马龙;苏丽萍

, 2001, 28(6): 513-0.

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酒西盆地青西坳陷下白垩统下沟组的纹层状泥质白云岩和白云质泥岩已被证实勘探前景良好。这套储集岩的颗粒细小，岩性致密，基质孔隙度低，实验分析表明，其泥质物中的主要成分是泥级斜长石。详细的岩石学研究表明，这类斜长石属晕长石，是火山物质经流水搬运，在半干旱气候下的碱性湖水中沉积后，经浅埋藏深度改造而成。青西坳陷下沟组泥级斜长石的大量存在，使其泥质纹层具有高的弹性，在区域构造应力作用下易形成纹层间滑脱缝和斜交缝，奠定了发育构造裂缝的物质基础，而构造微裂缝与沸石溶孔沟通，使下沟组形成了非砂岩的裂缝-孔隙型储集层。这类新型储集层的出现预示着酒西盆地的邻区和其它类似盆地具有良好的油气勘探前景。图1照片8参8

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盐城凹陷天然气藏成因研究

马安来;包建平;王培荣;毛凤鸣;侯建国;王文军

, 2001, 28(6): 536-0.

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盐城凹陷天然气藏的发现是苏北盆地油气勘探的重大突破，但对天然气成因还有不同认识。利用天然气的化学组成、稳定碳同位素、苯及甲苯碳同位素、在线同位素质谱和流体包裹体技术，比较系统研究了盐城凹陷天然气的成因。其天然气的甲烷含量高、重烃含量低、干燥系数高，属高成熟裂解气，稀有气体同位素特征表明未受幔源气侵入影响；天然气碳同位素呈正碳分布，乙烷碳同位素值为-28.31‰～-26.91‰，ln(C1/C2)稳定，ln(C2/C3)分布范围大，结合地质背景判断为混源气，主体为原油裂解气，气源可能与苏北盆地的海相古生界有关；流体包裹体均一化温度主频范围为95～105℃，表明气藏形成时间为晚第三纪，以水溶相和气相方式运移为主。图3表3参7

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盐城朱家墩气田气源及发现意义

陈安定;王文军;岳克功;黄金明

, 2001, 28(6): 537-0.

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盐城朱家墩气田是江苏省境内新发现的第三系小型气田。将其所产烃类分为天然气、轻烃、凝析油3个段份进行的地球化学研究表明：天然气和轻烃具“腐殖-高熟”特征，凝析油具“腐泥-低熟”特征。分析认为，天然气主要来自下部的上古生界烃源岩，油主要来自上白垩统泰州组中的少量偏腐泥型干酪根。古生界烃源岩在新生代盆地沉降期间“二次生烃”，生成的天然气通过断裂向上运移至第三系储集。这一气田的发现及其“古生新储”成藏机理进一步拓展了人们对下扬子地区古生界油气勘探的思路。图6表4参5

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2001年, 第28卷, 第6期　刊出日期：

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