Sequential extraction and compositional analysis of oil-bearing fluid inclusions in reservoir rocks from Kuche Depression, Tarim Basin

The free oils, adsorbed oils and oil-bearing fluid inclusions have been extracted separately and analyzed by GC and GC-MS in reservoir rock samples collected from the Kuche Depression. The results demonstrate that the molecular compositions of oil-bearing fluid inclusions are significantly different from those of the free oils (the current oils). Compared with the current oil, the oil-bearing fluid inclusions are characterized by relatively high values of parameters Pr/nC17and Ph/nC18, low values of Pr/Ph, hopanes/steranes, C30-diahopane/C30-hopane and Ts/Tm, low content of C29Ts terpane and high maturities as indicated by C29 steranes 20S/(20R+20S). In addition, the oil-bearing fluid inclusions correlate very well with the oils in northern and central Tarim Basin, which were derived from Cambrian-Ordovician marine source rocks. The adsorbedoils appear to be an intermediate type between free oils and oil-bearing fluid inclusions. The above analytical data indicate that there are at least two oil-charging episodes for these reservoir rock samples. The early charging oils were derived from Cambrian-Ordovician marine source rocks, and the later charging oils, from Triassic-Jurassic terrestrial source rocks. The primary marine oils were overwhelmingly diluted by the following terrestrial oils.     

鄂尔多斯盆地富县地区长8成岩相及其对储层类别的控制

富县地区延长组长8油层组是重要的产油层段之一,储层性能除了受沉积环境的影响之外,还受成岩作用、尤其是成岩相的控制.综合利用储层铸体薄片、压汞、扫描电镜和物性分析等资料对富县地区长8油层组碎屑组成、胶结物组分和储层孔隙结构、物性特征、成岩相及储层类别进行了详细研究,分析了储层成岩相分布规律及其对储层类别的控制作用.得出以下结论：研究区长8油层组主要发育5种成岩相：绿泥石薄膜胶结相、泥质胶结相、石英及长石胶结相、碳酸盐胶结相和长石溶蚀相.储层物性分布规律明显受成岩相控制,绿泥石薄膜胶结相和长石溶蚀相区储层物性最好,为Ⅱ类储层,为研究区最有利储集层发育的相带;泥质胶结相及石英、长石胶结相区储层物性稍差,为Ⅲ类储层;泥质胶结相及碳酸盐胶结相区储层物性最差,为Ⅳ类储层,即非储集岩.     

鄂尔多斯盆地上古生界流体包裹体特征及研究

为了确定鄂尔多斯盆地上古生界天然气的成藏时间,采用了流体包裹体测温技术方法。通过对大量流体包裹体特征的观察研究,发现研究区上古生界流体包裹体的类型主要为盐水包裹体、烃类包裹体和CO2包裹体。流体包裹体均一温度、冰点、盐度的测试结果表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期,分别介于150～142Ma、123-120Ma左右。第三温度区间流体包裹体的含量明显高于其它区间,表明其对应的第二期烃类物质运移是本区天然气最重要的成藏期。     

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙特征研究

利用场发射扫描电镜、微米CT、自动矿物识别系统(QEMSCAN)、微图像拼接(MAPS)等测试新技术结合常规分析方法对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层孔隙特征进行综合研究。结果表明:致密油储层具有微米—纳米级多尺度孔隙连续分布的特征,大于2μm的微米级孔隙构成主要的储集空间;颗粒间充填胶结物质剩余的各尺度残余粒间孔及溶蚀形成的各尺度溶蚀孔隙是最重要的孔隙类型;致密油储层各尺度孔隙连通性较好,可以作为有效的储集空间及渗流通道;深湖细粒沉积及后期强压实、强胶结及强溶蚀为主的成岩作用是现今长7致密油储层微孔隙发育的主要控制因素;由于具备源储近邻或互层配置及异常高压驱动优势条件,致密油储层微孔隙中形成了富集石油的特征。     

融合时间感知和多兴趣提取网络的序列推荐

针对序列推荐任务中的时间动态性和多重兴趣建模问题,提出一种时间感知的项目嵌入方法,用于学习项目之间的时间关联性。在此基础上,提出一种融合时间感知和多兴趣提取网络的序列推荐(time-aware multi-interest sequence recommendation,TMISA)方法。TMISA采用自注意力序列推荐模型作为局部特征学习模块,以捕捉用户行为序列中的动态偏好;通过多兴趣提取网络对用户的全局偏好进行建模;引入门控聚合模块将局部和全局特征表示动态融合,生成最终的用户偏好表示。实验证明,在5个真实推荐数据集上,TMISA模型表现出卓越性能,超越了多个先进的基线模型。     

MCI分析法在确定油气成藏期次中的应用

介绍了流体包裹体分子成分 (MCI)分析技术及其特点 ,以塔里木盆地英南 2气藏为例 ,利用 MCI技术及其研究方法进行油气成藏期次的研究。对塔里木盆地英南 2现今气藏储层中的烃类 (凝析油与储层沥青 )以及气藏志留系与侏罗系储层成岩矿物中的含油包裹体分子进行了地球化学成分分析 ,对比研究含油包裹体分子地球化学成分和现今气藏中的烃类的分子地球化学成分。研究表明油包裹体分子成分与原油和储层沥青分子成分相似 ,反映它们来源相同 ,是同一期烃类充注的产物 ,英南 2气藏油气成藏期次为一期     

二连盆地川井坳陷白垩系地层元素地球化学特征及地质意义

为探究二连盆地川井坳陷白垩系地层元素地球化学特性及其地质意义,借助C3钻孔选取二连组到腾格尔组的20个白垩系地层样品进行研究,通过X射线荧光光谱(XRF)和电感耦合等离子体质谱(ICP-MS)方法分析了样品的元素地球化学特征,据此探讨了其对源岩属性,构造背景及古沉积环境重建的意义,并通过元素垂向特征演化图的高度耦合性,...     

鄂尔多斯盆地东胜铀矿元素地球化学特征

目的研究东胜铀矿元素地球化学特征。方法根据东胜铀矿区含铀砂岩及其围岩样品中微量元素的含量分析结果,进行元素的富集特征计算及其结果的讨论。结果U,Ba,Zn,Zr,Hf,Pb等为铀矿的成矿指示元素;灰色粗砂岩与含矿岩石具有相同的成矿指示元素组合和稀土元素特征;灰白色高岭土化泥质粉砂岩形成于氧化环境,其元素富集特征和稀土元素地球化学特征均与含铀砂岩相近,为铀的迁移和富集提供了有利条件;灰绿色粗砂岩在成岩过程中经历了深部还原性热流体的作用。结论灰白色高岭土化泥质粉砂岩及灰绿色粗砂岩对铀矿的形成具有重要的意义,灰色粗砂岩具有良好的找矿潜力。     

鄂尔多斯盆地堡子湾地区三叠系长4+5组储层特征及对产能的控制

应用分析化验手段对堡子湾地区长4+5组砂岩储层特征进行了综合研究,结果表明:该套储层为陆相湖泊三角洲沉积体,储层岩性主要为细粒长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩,储集空间孔隙以残余粒间孔和长石溶孔为主;储层物性较差,属于典型的低孔超低渗透储层.综合沉积、砂体、成岩、孔隙结构、物性等参数,建立了适合该区的储层评价标准并对该区储层进行了综合评价,发现不同类型储层对油气产能具有很好的控制作用:一类储层区油层发育好,试油单井产能最高;二类储层区油层发育较好,试油单井产能较高;三类储层区油层不发育,无产能.     

右江盆地泥盆系硅质岩地球化学特征及地质意义

探讨右江盆地泥盆纪盆地演化。对盆地东南缘六强、那洋地区泥盆纪硅质岩地球化学特征研究表明,硅质岩的SiO_2质量分数为88.40%～97.89%,具有较高的硅化程度。多数样品具有较低的Eu/Eu~*值和较高的Al/(Al+Fe+Mn)值,指示硅质岩主要为非热液成因。上泥盆统榴江组有较明显的Ce负异常(Ce/Ce~*值为0.37～0.57),中下泥盆统平恩组和坛河组具有中等Ce负异常值(Ce/Ce~*值分别为0.55～0.57和0.55～0.71)。3组样品均具有明显的Y正异常。除去SiO_2稀释作用的影响后,榴江组硅质岩具有较高的稀土元素含量(∑REE+Y含量相当于PAAS组成的2～5倍),暗示其形成于相对远离陆源供应的环境。综合其他地区硅质岩的地球化学特征,认为泥盆纪右江盆地具有逐渐伸展的演化趋势。     

利用ICP-MS对黄铁矿及烧渣中的铊进行形态提取研究

应用分级提取法考察了黄铁矿及烧渣中铊的赋存形态,包括酸可交换态、易还原态、可氧化态和残余态中铊的浓度,据此讨论了黄铁矿及烧渣中铊的形态分布,认为黄铁矿及烧渣中铊的释放均不容忽视.     

鄂尔多斯盆地南部延长组有效烃源岩

在烃源岩和原油生物标志物特征精细剖析、类型划分与对比的基础上,确定鄂尔多斯盆地南部地区延长组有效烃源岩主要为长7油页岩和长7暗色泥岩,结合烃源岩的生烃潜力和测井响应特征,建立有效烃源岩的生物标志物参数、常规地球化学评价参数、测井电性参数三级识别标志,即8β(H)-升补身烷/8β(H)-补身烷<2,w(TOC)>1.6%,S1+S2>4 mg/g,IH>170 mg/g,GR>120 API,Δt>260μs/m,RT>15Ω.m,CNL>25%,并根据地化参数与电性参数之间的相关性,采用多元回归的方法建立w(TOC)及IH的测井计算公式,从而实现从有限岩心的地球化学信息到全区全井段测井信息的衔接。     

伊通盆地梁家构造带永二段储层流体识别研究

在重力流成因的湖泊近岸水下扇、扇三角洲和滨浅湖沉积环境下,伊通盆地梁家构造带永二段储层呈现砂岩相变快、物性变化大、地层水矿化度高、非均质性强的特点。由于地质条件的复杂,低阻油气层、高阻水层普遍存在,导致研究区流体性质的识别难度加大,易造成油气水层在测井解释上的误判。为了能够提高测井解释符合率,采用交会图法和BP神经网络法对研究区岩性进行精细识别,符合率均达到了90%以上。通过分析本区储层四性关系,结合相渗资料,建立了泥质含量、物性、束缚水饱和度解释模型。在分析地层水性质的基础上,提出利用常规测井结合阵列感应测井、饱和度图版法识别流体的方法,较为准确的识别研究区油气水层,综合显示:油气层含油饱和度下限为30%,电阻率综合识别参数下限为8Ω·m,声波时差大于235μs/m;油气水层含油饱和度下限为40%,电阻率综合识别参数下限为23Ω·m,声波时差大于229μs/m;油水层含油饱和度下限为50%,电阻率综合识别参数下限为40Ω·m,声波时差大于240μs/m。解释结果与试油结论高度一致,证实了方法的可靠性。     

准噶尔盆地南缘烃源岩生源特征及原油分类

以稳定碳同位素、饱和烃色谱、饱和烃色谱-质谱和热模拟生烃实验为主要手段,详细剖析了准噶尔盆地南缘地区侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组及古近系安集海河组烃源岩的生源特征,指出中下侏罗统煤系烃源岩生源以高等植物为主,沉积于偏氧化的淡水环境;古近系安集海河组湖相烃源岩生源以低等水生生物为主,沉积于较咸化的还原环境;侏罗系八道湾组湖相烃源岩热模拟产物的生物标志物特征说明其与煤系烃源岩存在很大差别,但真实特征尚难以确定.通过原油饱和烃的规则甾烷C29/C27以及伽马蜡烷/C30藿烷两相指标将盆地南缘20个原油或油苗分为三类;结合其生源和沉积环境特征,基本确定这三类原油分别来自中下侏罗统煤系烃源岩、古近系安集海河组湖相烃源岩以及二者的混源.     

塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及其油气意义

为了探明塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及其油气意义 ,根据勘探资料分析 ,奥陶纪时期 ,发育了下奥陶统以白云岩为主 ,上奥陶统以灰岩为主的巨厚碳酸盐岩沉积 ;同时 ,在中、上奥陶统与塔里木盆地中部地区下奥陶统之间和上奥陶统顶部发育两个不整合面 .在构造、沉积和后生改造的共同作用下 ,碳酸盐岩发育有下奥陶统白云岩层系和中、上奥陶统灰岩层系两套储集岩系 ,以及白云岩内幕型、风化壳岩溶型、构造裂缝型、沉积相带控制型和深部流体改造型 5种主要储集体类型 .根据储层的发育与分布特征 ,提出今后塔中地区应重点加强塔中北斜坡、塔中西部和西北倾没端区域上的油气勘探 ;在纵向上 ,应加强对深部下奥陶统以白云岩内幕型储集体为储层的碳酸盐岩油气勘探工作     

河流底泥沉积物的形态分析(Ⅱ)--Tessier形态分类法

采用Tessier形态分类法研究了小清河(济南段)底泥沉积物中痕量重金属元素Cu，Pb，Zn，Cr和Mn的存在形态，揭示了小清河(济南段)污染源的分布及相应重金属污染物的迁移转化，发现小清河源头底泥中重金属含量较低，流经济南市化工区后重金属污染物剧增、这是由于工业废水污染所致，底泥自净作用使小清河在郊区流出口处底泥污染物含量降回到接近本底值．     

准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂液流变性分析

针对准噶尔盆地致密碎屑岩储层压裂施工中使用的KCl加重压裂液,本文利用实验测定了压裂液的流变性。实验得出,当前准噶尔盆地致密碎屑岩储层开采所使用的压裂液具有高粘度,抗剪切能力强,耐高温,交联性好的特点。其性能优劣的主要受羟丙基胍胶（GHPG）的浓度以及交联比的大小的影响。此外,本文还将其性能与常规压裂液性能进行了比较,对比显示出其在携砂能力方面具有较强的优越性。     

An investigation of water-gas interface migration of the upper Paleozoic gas pool of the Ordos Basin using reservoir fluid inclusion information

There is a particular characteristic in the formation of the Upper Paleozoic gas pool in the Ordos Basin that is its water-gas interface migrated regional during geological history. However, there has been lack of detailed research on this problem and also no similar report on other basins. In this paper, the formation time of the fluid inclusions formed in the water-gas transition zone of the gas pool was deduced using their trapping temperatures and combining of the burial with geothermal history of the basin. On the basis of this, the isochrone of water-gas interface migration for the gas pool was mapped. The result shows that the gas pool began to form around the Yanan Area at about I65Ma, and then developed and enlarged toward the north direction. The gas pool finally formed at about 129 Ma. Since the basin uplifted from the late Cretaceous and gas supply decreased, the water-gas interface of the gas pool migrated back to the present position.