一、生物降解稠油的成藏及次生变化:济阳拗陷郑家-王庄油田油藏剖面实例研究（论文文献综述）
耿师江,周勇水,王亚明,张莹莹[1]（2021）在《银额盆地查干凹陷稠油油藏特征及成因》文中进行了进一步梳理文中对银额盆地查干凹陷原油密度、黏度、族组成和生物标志化合物等特征进行了综合分析,以明确其稠油油藏的特征及成因。结果显示,查干凹陷发育生物降解和未成熟—低成熟2种成因类型的稠油,分别分布在1 500 m以浅的苏二段（K1s2）、银根组（K1y）和2 300～2 450 m深度内的巴二段（K1b2）。未成熟—低成熟稠油正构烷烃分布完整,具有一定的双峰特征和明显的奇偶碳优势,各项成熟度生标参数均较低;生物降解稠油正构烷烃经历了不同程度的损失,各项成熟度生标参数均较高;生标特征指示2种成因类型稠油均来自K1b2烃源岩。凹陷构造演化史分析表明,K1s2末构造抬升过程中,K1s2已形成的古油藏遭受破坏,经历了不同程度的生物降解作用;新生代挤压反转阶段,乌力吉构造带K1s2稠油局部调整至K1y成藏,K1b2稀油油藏向上调整使得部分稠油油藏接受了再充注过程。现今发现的未成熟—低成熟稠油,均为新生代以后成藏。研究成果可为银额盆地稠油资源的勘探提供指导,也对油气成藏规律的研究具有指示意义。
张鑫[2]（2020）在《泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析》文中研究表明泌阳凹陷处于河南泌阳县和唐河县之间,面积为1000 km2,作为南襄盆地中一个相对独立的断陷构造单元,属于叠加于东秦岭造山带之上的晚中生代-新生代“后造山期”断陷-拗陷型盆地,可划分为南部陡坡带、中央深凹带及北部斜坡带三个构造单元。论文在充分消化吸收前人对泌阳凹陷古近系构造演化、沉积体系、烃源岩及储层特征和分布以及油气成藏等研究成果基础上,通过岩心观察、稳定碳氧同位素分析、流体包裹体系统分析等研究,厘定了成岩类型及成岩序次或成岩序列,并依据不同岩相及不同产状包裹体荧光颜色和荧光光谱,确定成熟度及生排烃幕次,并初步确定充注幕次;根据盆地埋藏史及热史模拟结果分析,结合油包裹体及其所伴生的同期盐水包裹体均一温度及盐度,确定较为准确的油气充注年龄;通过现今地层压力刻画及古流体压力模拟,基本弄清了作为油气运移充注原动力的古今地层压力特点及分布;在不同成藏动力系统油源对比的基础上,根据生排烃过程、古流体压力演化及油气充注过程等特点,深入分析了泌阳凹陷油气动态成藏过程中的源汇耦合关系,建立了油气成藏模式,进而探讨了泌阳凹陷的勘探潜力,并对有利的勘探区域进行了预测。通过研究所取得的成果认识如下:通过烃源岩和砂岩储层样品透射光、荧光和冷阴极发光分析,并结合茜素红染色片观察、SEM+微区能谱元素分析及稳定O-C同位素组成分析,厘定了泌阳凹陷的成岩过程,认为核桃园组沉积时期为封闭性的咸化湖泊,经历了早成岩、埋藏A、B及C阶段Fe-方解石、方解石胶结、Fe-白云石胶结、石英次生加大边形成,以及长石局部溶蚀和石英颗粒及次生加大边碱性溶蚀等“酸-碱交替”溶蚀过程。在成岩分析的基础上,通过流体包裹体的岩相学和显微荧光观察,确定了不同成熟度的四幕生排烃及不同构造单元的“四幕油和一幕天然气”充注,其中第一幕充注低熟油,第二-第四幕充注成熟度相当。根据油包裹体及所伴生的同期盐水包裹体均一温度及盐度,并结合盆地模拟的埋藏史及热史结果,厘定了凹陷油气充注年龄,进而结合泌阳凹陷构造演化史,确定凹陷两期油气充注成藏过程,第一期发生于主裂陷期阶段,包括第一幕（36.1～23.5Ma）、第二幕（34.1～21.2Ma）和第三幕（30.9～16.2Ma）成藏,具有多阶连续性充注特点;第二期发生于拗陷期阶段,即第四幕油（7.9～0.2Ma）和一幕天然气成藏（3.0～0.8Ma）。利用钻井实测压力资料和重复地层压力测试等资料,以及二维地震速度谱资料对现今地层压力进行刻画,认为泌阳凹陷大仓房组及核桃园组发育中低超压,并且存在正常地层压力带、超压过渡带及三个超压带复杂的地层压力系统;运用盆地模拟法和古流体包裹体法对古压力进行模拟,结果表明泌阳凹陷大仓房组顶部在距今39.30Ma已经形成两个超压中心,至32.99Ma时期,基本已拓展形成一个超压体系,但下二门地区超压明显较周围强,直至距今10.5Ma,下二门地区较强超压区基本消失,形成单一超压中心。而核三下段古压力在距今39.30Ma前开始聚集,距今32.99Ma开始发育中-低幅异常超压（以压力系数1.2为界）,并且形成双超压中心,但下二门地区超强较弱,距今28.94开始两个超压中心向盆地中心扩展,形成一个统一的超压体系,至距今23.03Ma达到超压最大,随后无论发生泄压还是泄压-增压,地层压力始终保持超压直至现今。通过泌阳凹陷油源对比发现,泌阳凹陷深凹区核三段及核二段烃源岩为本区同层位油气提供油源,而南北斜坡核三上段及核二段原油来自深凹区同层位烃源岩,而核三下段原油来自本地同层位烃源岩;泌页1井生排烃过程分析表明,烃源岩在大约37Ma进入生烃门限,所发现的橙黄色荧光的油包裹体就是最好的例证;而在32Ma处进入中成熟阶段,23.03Ma达到生烃高峰,其中所发现两幕中成熟的油包裹体表明排烃过程的存在。从模拟剖面来看,深凹区核二段的下部地层已进入生烃门限,生成低熟油;而深凹区和陡坡区整个核三段进入生烃门限,核三上段处于低-中成熟阶段,核三下段处于中-高成熟阶段;仅在西部和北部表现为低成熟阶段。泌阳凹陷地层超压为油气运移充注连续性成藏持续提供原动力。凹陷所持续存在的地层超压所造成的剩余压力,以及浮力及毛细管力等的复合作用使得生烃深凹区流体势增强,油气能够持续从烃源区的高流体势区向凹陷斜坡区及凹陷低流体势区运移;而构造-沉积古地貌及其所控制的张厂及侯庄三角洲沉积体系砂体及“古城-赵凹”走滑断裂多种优势输导通道,以及砂体-断裂立体高效复合输导体系的存在及展布,保证油气高效输导多幕充注成藏。通过油源对比、烃源岩生排烃过程、运移输导充注过程及圈闭形成等综合分析,发现泌阳凹陷生排烃阶段（39.0～37.0Ma→23.03Ma→0.2Ma）与古流体压力演化过程中超压的形成与演化（39.30 Ma→32.99 Ma→23.03 Ma→0 Ma）较为一致,保证了油气的运移的原动力,并且地层超压及浮力和毛管压力所造成的流体势使得油气从深凹区的高流体势区向南北两侧的低流体势区运移;并且存在张厂及侯庄三角洲砂体及“古城-赵凹”走滑断裂优势输导多通道,以及砂体-断层立体复合输导体系,保证了油气的高效运移输导,并对前期或同期所形成的不同类型圈闭进行充注。由于以上过程的相互耦合,使得泌阳凹陷能够发生多期多幕连续成藏,即第一成藏期第一-第三幕（37.2～16.2Ma）三幕油充注成藏,以及第二成藏期第四幕油及一幕天然气（7.9～0.2Ma）充注成藏。通过动态成藏过程剖析,结合泌阳凹陷油气分布特征及地区性差异分析,探讨了泌阳凹陷勘探潜力,并预测了凹陷的有利油气勘探区域,认为泌阳凹陷深凹区及深层系为大仓房组及核三下段泥页岩油气有利潜力区,以及岩性油气藏及构造岩性油气藏潜力区;而凹陷北部的张厂及侯庄古低槽区域及其周缘地区为深层构造油气藏及构造-岩性油气藏有利潜力区,这些必将成为泌阳凹陷下一步重点勘探新领域区。
石正勇,金芸芸,李杭兵,张辉[3]（2020）在《春光区块白垩系稠油地球化学特征及成因分析》文中研究表明针对春光区块白垩系稠油地球化学特征、分布规律与成因机制认识不清的问题,应用色谱-质谱等有机地球化学分析方法,对稠油物化特征、空间分布及稠油成因进行分析。研究表明:区块南部以春55-1井为代表的普通Ⅰ类稠油为1～2级轻微生物降解稠油,为成熟原油,有机质来源以低等水生生物为主,陆生高等植物为辅,为湖相还原沉积环境;区块中部以春18井为代表的普通Ⅱ类稠油为4～5级中等生物降解稠油,生物指标化合物特征与Ⅰ类相似,但降解程度更高;区块北部以春10-5井为代表的特稠油降解严重,参数失真,三环帖烷及饱和烃单体烃碳同位素特征显示生源以低等水生生物为主,芳烃化合物成熟度参数均表明特稠油为成熟原油。25-降藿烷的检出、稠油空间分布、地温参数和包裹体特征均表明春光区块稠油属于生物降解成因的中浅层稠油油藏。结合勘探实际综合分析认为,下一步应加大春光区块西南部和中南部稀油、普通Ⅰ类稠油勘探力度。研究成果对春光区块勘探方向的确定具有指导意义。
贾光华[4]（2019）在《东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究》文中指出地层油气藏是含油气盆地中一种重要的油气藏类型,主要发育于盆地斜坡与周缘隆起之间的超剥带。东营凹陷南部地层超剥带位于我国东部渤海湾盆地济阳坳陷东南部,西起花沟-金家地区,东到草桥-八面河地区,南为鲁西隆起,向北通过东营南斜坡与博兴洼陷、牛庄洼陷相连,勘探面积约1800km2。本文以东营凹陷南部超剥带地层圈闭为研究对象,针对多年来制约勘探的关键问题,基于研究区地震、录井、测井及试油等各类分析化验资料,在构造地质学、石油地质学、层序地层学等理论指导下,充分融合地质、测井和地震等多种技术手段,首先攻关形成了针对超剥带残留地层精细划分对比的技术方法,明确了研究区地层不整合的发育层系、分布区域和样式类型;其次在对控制超剥带油气输导的主要断层发育演化分析的基础上,利用SGR、断面正应力与断裂带岩石抗压强度计算得到断层紧闭指数这一参数,定量评价断层的封闭与开启性质;同时叠合原油性质、地层水矿化度、流体势和地层压力,综合判识超剥带油气优势运移路径;最后,在精确描述地层不整合圈闭的基础上,对其保存条件进行评价,建立成藏模式,确定有利成藏区,指导生产部署。主要取得了以下成果认识:受盆缘多期构造活动和不稳定的水体震荡影响,超剥带地层缺失规律复杂,不同层系不整合界面准确识别和残留地层划分对比是研究不整合圈闭的基础和关键。本文从不同的测井曲线反应的不同地层性质出发,选取GR、SP、AC和COND等4条分别反映地层岩性、物性和流体性质的敏感曲线,对其进行重构和最优分割形成综合分层曲线,该曲线的极小值反映地层突变接触,即不整合界面,以此进行单井不整合的精细识别;利用地震高阶谱时频反映的地层旋回变化特征,以时频突变点指示地层突变面,通过时频剖面进行不整合及残留地层的横向对比二者结合实现了东营凹陷南部超剥带不同级别不整合界面的精细划分,明确了不整合的发育层系、级别、类型和样式,建立了研究区超剥复合型、连续截平型等2种地层结构模型和8种剖面组合类型。研究区油气主要来源于博兴洼陷和牛庄洼陷,发育博兴、石村、王家岗等主要油源断层,同一条断层不同位置封闭开启性质差异较大。断层封闭能力受断层活动速率、两侧岩性配置、断面正应力及断裂带物质抗压强度控制,为定量计算断面封闭和开启程度,本文提出了断层密闭指数（FCI）的概念,并定义其为断面正压力与断裂带物质抗压强度的比值,以此对各条油源断层不同位置的密闭指数进行计算。以博兴断层为例,该断层是博兴洼陷南部一条长期活动的二级断层,经计算,该断层深层西段封闭性较差,中段东段封闭性较好;中浅层中段封闭性差,西段和东段封闭性好,说明博兴断层深部西段输导性能好、中浅部中段输导性能好,油源断层封闭性的量化分析,指示了超剥带的有利成藏区域和层系。东营凹陷南部超剥带原油主要为重质油,平面上,原油密度具有“沿运移方向由低向高”的分布规律,距离生油洼陷较近的金家地区原油密度粘度均小于草桥地区;地层水深层以CaCl2型为主,中浅层以NaHCO3型为主,矿化度由深向浅、自洼陷向超剥带逐渐降低;东营凹陷南坡流体势整体呈环带状分布,洼陷为高势区,向金家、草桥等油气聚集区降低;洼陷内烃源岩异常高压有利与油气的排出输导和运移,超剥带则为常压,是油气运移的指向区;叠合四种因素综合判断东营南部超剥带发育博兴洼陷樊家—正理庄—金家西翼、博兴—草南和牛庄—王家岗—草北等三条主要油气运移路径。东营凹陷南部超剥带主要发育三种成藏模式:（1）断层-砂体-断层-不整合遮挡型;（2）断层-砂体-不整合遮挡型;（3）断层-砂体-断层-不整合-盖层遮挡型。位于优势运移路径上的圈闭有效性取决与地层圈闭遮挡层的质量,风化粘土层、泥岩和局部的火成岩是最有利的遮挡层。决定圈闭含油高度的是遮挡层的突破压力,为有效预测勘探目标区的遮挡层质量,建立了其突破压力与GR、AC值的量化关系,进而应用三维地震进行GR、AC测井约束反演,可以近似预测不同区块、层系的突破压力。最终叠合优势运移路径、有利圈闭、有效遮挡层三因素确定勘探目标。应用上述技术方法,2014年以来针对东营凹陷南部地层超剥带部署探井部署探井13口,完钻11口,其中8口井钻遇油层,成功率达73%。累计上报控制储量1134万吨、预测储量2057万吨,取得良好的勘探效益。
胡欣蕾[5]（2019）在《渤海湾盆地辛48及永66区块气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件定量研究》文中指出渤海湾盆地辛48及永66区块经过五六十年的勘探开发,现已进入特高含水期,层内水淹程度相差较大,水窜极为严重,剩余油零散分布,开发效益骤减,实施气驱油开发技术是保持地层压力、维持油井较高产能、提高油气采收率的重要手段,但在高注气量及高地层压力的作用下,气驱油可能通过断层岩发生渗漏,因此定量研究气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件对制定安全合理的气驱油开发方案具有重要意义。基于断裂带内部结构及其渗漏通道特征,结合毛细管封闭机理及岩石脆性变形机制,总结了断层岩孔隙及张性、剪切裂缝渗漏的机理及主控因素。依据研究区典型岩石样品排替压力及泥质含量测试结果,在明确断层岩与围岩成岩程度随成岩时间及成岩压力变化规律的基础上,建立了气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件的定量评价模型;依据典型岩样三轴压缩实验测试结果,利用黄氏模型法在压力校正的基础上明确围岩张性破裂压力,通过多因素相关性分析,建立了气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件的定量评价模型;通过拟合断层岩泥质含量与断面摩擦系数间关系,结合断裂三维应力分析结果,依据库仑破裂准则建立了气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件的定量评价模型。根据上述定量评价模型,对渤海湾盆地辛48及永66区块目标断裂在气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件进行定量研究。结果表明:（1）受断裂埋深及断圈内残留油气量影响,辛48区块内断层岩发生孔隙渗漏时后期充注气体产生的临界剩余压力（3.68810.255 MPa）明显大于永66区块（0.1440.783MPa）,可承受更大的注气量。（2）受断裂埋深影响,辛48区块内断层岩发生张性裂缝渗漏时其所受压力增量（21.23439.852MPa）明显大于永66区块（6.53410.500MPa）,可承受更大的注气压力。（3）受断裂泥质含量、埋深及主应力变化规律影响,永66区块内目标断裂断层岩发生剪切裂缝渗漏时其所受压力增量（0.80221.961MPa）较辛48区块（6.20718.802MPa）分布范围更广,从断圈角度考虑,辛48区块次级断圈在气驱油开发过程中可承受的注气压力也明显大于永66区块。（4）对于埋藏相对较深的辛48区块,断层岩在发生张性裂缝渗漏时所能承受的临界压力增量相对较大,优先发生剪切裂缝渗漏;对于受地层抬升剥蚀影响而埋藏相对较浅的永66区块,除f4及f5断裂在部分层位剪切裂缝渗漏临界压力增量相对较小外,其余断裂则优先发生张性裂缝渗漏,这与脆性岩石在深埋下易发生剪切裂缝渗漏,而浅埋下易发生张性裂缝渗漏相吻合。
高长海,张新征,李豫源,王兴谋,张云银[6]（2018）在《济阳拗陷生物降解原油地球化学特征及其地质意义》文中进行了进一步梳理渤海湾盆地济阳拗陷浅层稠油十分发育,储量巨大,是今后勘探开发的重要目标。利用色谱、色谱—质谱等技术方法,结合原油微生物降解模拟实验,系统阐述了济阳拗陷生物降解原油的地球化学特征。结果表明:（1）济阳拗陷生物降解原油总体上遭受了中等—严重程度的生物降解作用,造成饱和烃含量低、芳烃含量高、非烃+沥青质含量高的特征;（2）多数原油正构烷烃损失严重,部分残留少量类异戊二烯烃;甾烷类化合物发生不同程度降解,重排甾烷、孕甾烷相对含量随降解程度的增加而降低;萜烷类化合物以三环萜烷为主,三降藿烷Ts丰度普遍低于Tm,伽马蜡烷含量相对较高,部分萜烷中出现25-降藿烷系列;耐降解的芳烃类化合物也遭受了后期改造作用。基于稠油油藏与浅层气藏的成因关系、量化关系及分布关系,结论认为:由已知稠油油藏顺源寻找关联未知浅层气藏或由已知浅层气藏逆源寻找关联未知稠油油藏的联合勘探将是立体勘探的必由之路。
罗瑞[7]（2018）在《渤海湾盆地南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩成藏机制研究》文中研究指明针对砂岩储层致密化与成藏耦合关系这一控制致密油藏形成的核心科学问题,本文以渤海湾盆地南堡凹陷滩海地区沙一段为研究对象,在致密砂岩储层特征以及储层致密化影响因素分析的基础上,建立储层孔隙度预测模型,结合成岩演化特征揭示了砂岩储层的致密化成因机制;通过致密油成藏特征分析并结合储层致密史与成藏期分析以及储层致密化与油气成藏的耦合关系研究,综合探讨了致密油的成藏过程与成藏机理,并建立了致密油成藏模式。随着埋深增大,逐渐加强的压实作用促使岩石储层孔隙结构逐渐变差,压实作用是造成储层孔隙度减小的最直接因素,而胶结作用才是储层进一步致密化的根本原因,储层致密时间约为10.5Ma。利用流体包裹体分析手段对油气成藏期研究表明,滩海地区沙一段存在馆陶晚期-明化镇早期（15.5Ma-12.0Ma）和明化镇中晚期（7.0Ma-3.0Ma）两期烃类流体活动,第一期油气充注时沙一段储层并未致密,而第二期明化镇中晚期油气充注时储层已完全致密。砂岩储层致密化与油气充注的匹配关系显示滩海地区沙一段表现为“先致密后成藏”的成藏机制。根据测井电性响应、储层储集类型以及勘探成效等因素显示,致密油层可划分为三种类型,其中一类、二类致密油层其储层为裂缝-孔隙型,钻井油气显示好;三类致密油层其储层裂缝不发育,钻井油气显示差,揭示了致密储层裂缝发育带是致密油勘探有利指向。运聚特征分析表明,异常高压是致密油运移的主要动力,毛细管阻力则为主要的阻力,滩海地区存在上部静水压力带、中部异常高压带和下部异常高压带三个垂向叠置的压力带,处于下部异常高压带内的沙一段剩余压力一般在10MPa20MPa,远大于排替压力,地层剩余压力为致密油运聚提供持续的动力,并影响着致密油充注范围和富集程度,高层间剩余流体压力差分布带是致密油的主要富集区;而沙一段泥岩内部以及砂泥岩界面处发育的构造裂缝、流体压裂缝以及层理缝等裂缝,与被其所沟通的泥页岩中的纳米级孔隙与干酪根网络所组成的复合通道体系有效促进了烃源岩排烃及对致密砂岩的烃类充注。致密油成藏主控因素研究表明,广泛分布的优质烃源岩为致密砂岩油成藏提供了坚实的物质基础;致密砂岩储层与烃源岩形成良好源储配置,丰富的次生孔缝系统为致密油提供了储集空间;上覆稳定的半深湖相发育大套泥岩及粉砂质泥岩,为致密油提供良好的封盖条件;地层剩余压力为致密油提供了持续稳定的成藏动力。滩海地区沙一段发育了两种致密油成藏模式,（1）源内-超压充注-次生孔缝型致密砂岩成藏模式;（2）近源-超压充注-断砂联合输导-次生孔缝型致密砂岩成藏模式。利用小面元容积法以及资源丰度类比法对南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩油资源量进行了评价,致密油资源量1.11×108t,可采资源量0.089×108t,综合评价为Ⅲ类致密油区,认为有利甜点目标区位于南堡3号构造带NP3-19-NP3-20井区,甜点目标区面积约40.5km2。
田选华[8]（2018）在《渤海湾盆地河146块沙河街组低渗油藏精细描述研究》文中研究说明透镜体岩性油藏储层物性差,储集砂体多、面积小、厚度薄、分布零散,纵向层数多、干层与油层交互穿插,非均质性严重,造成其井网适应性差,注采矛盾突出、开发效果差,为当前石油界公认的开发难度最大的油藏类型之一。针对上述问题,以渤海湾盆地河146块沙河街组三段中亚段薄层透镜体型中孔低渗透三角洲前缘深水滑塌浊积砂岩岩性油藏为研究对象,以高分辨率层序地层学、沉积学、开发地质学、油藏工程、数值模拟等理论为指导,综合应用地质、地震、钻井、分析化验及生产动态等资料,采用多种技术手段对目标油藏地层特征、构造特征、沉积相特征、储层特征、油藏特征等进行了系统研究,建立了三维精细地质模型,明确了剩余油分布特征及控制因素,取得了以下成果和认识:（1）建立了无根型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体去砂等比切片对比模式,完成了研究区及毗邻区126口井地层对比与划分。研究区沙三段中亚段划分为5个砂层组,46个小层,64个单砂层,整体构造形态为一个被一系列近东西向断层复杂化由西南向东北抬升的单斜构造。（2）识别了深水滑塌浊积扇沉积类型,建立了无根型、水道型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体的成因模式,明确了东营凹陷沙三段中亚段6个沉积期的沉积演化规律。研究区沙三段中亚段存在以东部物源为主体的水道型远岸缓坡深水洪水浊积扇和以东部、中部物源为主体的三角洲前缘—深水滑塌浊积扇等2种沉积体系,其中在三角洲前缘—深水滑塌浊积扇沉积体系中无根型、水道型三角洲前缘深水滑塌浊积扇发育,沙三段中亚段41沉积期为深水滑塌浊积扇的主要发育期,且基准面的变化、古地形、沉积物的供给和构造运动对沉积类型及沉积特征有重要的控制作用。（3）研究区沙三段中亚段岩石以深灰色、灰色岩屑长石细砂岩为主,孔隙类型以原生孔为主,孔隙结构属于细孔、微—微细喉道,微观非均质性较强,且储层物性越差,微观非均质性愈强。岩心孔隙度平均为18.2%,空气渗透率平均为32.7m D,整体上属于中孔低渗透储层。受沉积、成岩作用控制,储层宏观非均质性严重,平面非均质性特征显着,储集砂体在平面上呈条带状、土豆状（透镜体状）分布形态,对应发育条带式、中心式非均质性模式,其中主力小层以条带式非均质性模式为主,非主力小层以中心式非均质性模式为主。（4）提出了薄层透镜体型三角洲前缘深水滑塌浊积砂岩岩性油藏储层砂体分类评价方法,并将研究区单砂体划分为3类,其中I类单砂体为水道型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体,呈带状、席状、不规则或较连片状分布,非均质性模式为条带式,单砂体数量少,含油单砂体面积、厚度大;III类单砂体为无根型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体,呈小土豆状（透镜体状）分布,非均质性模式为中心式,单砂体数量多,含油单砂体面积、厚度小;II类单砂体为水道型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体或无根型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体,呈大土豆状（透镜体状）分布为主,非均质性模式以中心式为主,单砂体数量、含油单砂体面积、厚度则介于I、III类单砂体之间。（5）建立了油层有效厚度解释标准,当储层岩性粉砂岩以上、含油性油浸以上、声波时差≥260μs/m、感应电阻率≥3Ω·m、4米梯度电阻率≥4Ω·m、感应/4米梯度电阻增大率≥3、测井解释孔隙度≥14.5%、测井解释含油饱和度≥50%时属于油层。含油性主要受储层岩性、物性控制。油层空间上呈现纵向层数多、分布零散、单层厚度薄,主力层数少;主力层含油砂体连片,规模大,非主力层含油砂体分布零散,规模较小的分布特征,且油层发育主要受沉积作用控制。（6）提出了薄层透镜体型三角洲前缘深水滑塌浊积砂岩岩性油藏分级相控属性建模方法,建立了三维精细地质模型,揭示了不同类型含油单砂体剩余油分布规律。Ⅰ类含油单砂体剩余油分布在中低含水期主要受人工压裂裂缝控制,在高含水期主要受沉积相、物性控制,剩余油主要分布在井网未控制区、断层附近和水道间、扇缘相等区域。II、III类含油单砂体剩余油分布主要受沉积相、油水井配置关系控制,剩余油主要分布在井网未控制区域。单砂层剩余油分布主要受井网控制程度控制,剩余油主要分布在I类、连片分布且规模较大的II类含油单砂体中,这部分剩余油地质储量大,开采难度较小,为油藏主要的潜力对象。（7）创建了一套薄层透镜体型三角洲前缘深水滑塌浊积砂岩岩性油藏精细描述方法,其研究流程主要为:（1）采用深水滑塌浊积扇类型识别及微相研究方法明确沉积类型及沉积微相特征,建立沉积相模式;（2）采用以相控为基础的水道型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体等高程对比方法和无根型三角洲前缘深水滑塌浊积扇砂体去砂等比切片对比方法进行单砂层精细对比与划分;（3）采用薄层透镜体型深水滑塌浊积砂岩岩性油藏储层砂体分类评价方法开展含油单砂体综合分类评价;（4）采用以薄层透镜体型岩性油藏分级相控属性建模为核心内容的三维地质建模方法建立精细地质模型;（5）采用油藏数值模拟方法以含油单砂体为基本单元揭示剩余油分布规律。研究成果和认识为研究区沙三段中亚段薄层透镜体型三角洲前缘深水滑塌浊积砂岩岩性油藏后续剩余油挖潜研究提供了基础模型,对类似油藏开展精细油藏描述、剩余油分布及高效开发研究具有借鉴价值。
薛子鑫,程付启,牛成民[9]（2017）在《辽东湾坳陷SZ36-1油田原油稠化过程分析》文中研究说明为查明SZ36-1构造稠油油藏的形成过程,选取油砂样品,运用直接抽提、残样滴酸再抽提方法分别获得砂岩中不同赋存状态的烃类,并进行饱和烃色谱分析及对比,进而揭示稠油的形成过程。研究结果表明,直接抽提产物中饱和烃呈现严重生物降解特征;而残样滴酸抽提产物中饱和烃正构烷烃相对较完整。分析认为,直接抽提产物反映储层游离烃特征,而残样滴酸再抽提产物反映油气充注时的包裹烃。2次抽提产物的差异说明原油的稠化主要发生在成藏之后。稠化过程的明确对稠油资源量的计算及富集区的预测具有重要意义。
张友,王清斌,王飞龙,卢欢,崔海忠[10]（2016）在《渤海海域L16-A和L16-B构造原油生物降解特征及控制因素》文中指出通过原油物性、生物降解程度、构造特征的分析,讨论了L16-A、L16-B构造原油物性横向差异的形成原因,系统认识了成藏背景、断层活动、空间位置对L16-A、L16-B构造原油生物降解的控制作用,总结出背斜背景、断层数量少、断层晚期活动弱或不活动,埋深大且远离断层面条件下原油保存条件好,降解程度低。渤海海域浅层油藏成藏背景相似,多为晚期成藏,原油物性主要受控于生物降解。L16-A、L16-B构造原油生物降解呈现显着的差异,在约2000m深度降解程度既有轻微降解也有严重降解。生物降解的控制因素包括温度、断层活动、空间位置等多方面因素。生物降解发生在地温不超过80℃的地层。断层活动的时间、强度以及断层性质都影响流体活动及其携带的养分,进而影响生物降解程度。油藏埋深、原油与断层面距离对差异生物降解有很大影响。微生物在流体易于沟通的断层面处最为繁盛,并从两侧向油藏内部扩散,靠近断层面的原油降解程度高,是油藏内部原油差异降解的决定性因素。而油水界面的影响范围较小,对断块型油藏整体影响不明显。
二、生物降解稠油的成藏及次生变化:济阳拗陷郑家-王庄油田油藏剖面实例研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、生物降解稠油的成藏及次生变化:济阳拗陷郑家-王庄油田油藏剖面实例研究（论文提纲范文）
（2）泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的来源、目的和意义 |
| 1.1.1 选题的来源 |
| 1.1.2 选题目的 |
| 1.1.3 选题意义 |
| 1.2 国内外研究现状和发展趋势 |
| 1.2.1 异常超压研究 |
| 1.2.2 成藏过程分析 |
| 1.2.3 研究区研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及技术路线 |
| 1.4 完成工作量及创新点 |
| 1.4.1 完成工作量 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 泌阳凹陷概况 |
| 2.2 构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 地层特征及沉积充填演化 |
| 2.3.1 地层特征 |
| 2.3.2 沉积充填演化 |
| 2.4 石油地质特征 |
| 2.4.1 烃源岩 |
| 2.4.2 储集层 |
| 2.4.3 圈闭(油气藏)及油气分布 |
| 第三章 流体包裹体系统分析 |
| 3.1 基本原理 |
| 3.2 成岩作用及成岩序次 |
| 3.2.1 成岩作用环境条件 |
| 3.2.2 成岩作用过程 |
| 3.3 烃源岩包裹体分析 |
| 3.4 砂岩储层包裹体分析 |
| 3.4.1 流体包裹体岩相学特征 |
| 3.4.2 单个油包裹体显微荧光光谱分析 |
| 3.4.3 流体包裹体均一温度及盐度特征 |
| 第四章 成藏期次及成藏时期划分 |
| 4.1 单井埋藏史和热史模拟 |
| 4.1.1 模型及参数选择 |
| 4.1.2 埋藏史和热史模拟结果分析 |
| 4.2 油气充注年龄确定 |
| 4.2.1 流体包裹体均一温度及盐度 |
| 4.2.2 油气充注年龄确定 |
| 第五章 油气成藏动力分析 |
| 5.1 现今地层压力刻画 |
| 5.2 古流体压力模拟 |
| 5.2.1 盆地模拟法 |
| 5.2.2 流体包裹体法 |
| 第六章 油气成藏过程及成藏模式 |
| 6.1 不同成藏动力系统油源对比 |
| 6.1.1 南部陡坡带油源对比 |
| 6.1.2 中央深凹区油源对比 |
| 6.1.3 北部缓坡带油源对比 |
| 6.1.4 大仓房组油源分析 |
| 6.2 烃源岩生烃过程分析 |
| 6.2.1 埋藏史及热史分析 |
| 6.2.2 有机质成熟及生烃分析 |
| 6.3 古流体压力演化分析 |
| 6.3.1 现今地层压力特征 |
| 6.3.2 古流体压力演化过程 |
| 6.4 油气充注过程分析 |
| 6.4.1 不同构造单元原油特点及输导关系 |
| 6.4.2 油气充注过程 |
| 6.5 源-汇耦合关系 |
| 6.5.1 烃源岩条件 |
| 6.5.2 储层条件 |
| 6.5.3 圈闭条件 |
| 6.5.4 运移输导体系 |
| 6.5.5 充注成藏分析 |
| 6.5.6 成藏要素耦合联动演化 |
| 6.5.7 成藏模式 |
| 6.6 勘探潜力分析 |
| 6.6.1 泌阳凹陷油气分布特点 |
| 6.6.2 有利潜力区分析 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的和意义 |
| 1.2 选题的国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 选题的国内外研究现状 |
| 1.2.2 发展趋势与存在问题 |
| 1.3 主要研究内容、技术路线和方法思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线和方法思路 |
| 1.4 完成工作量与主要创新点 |
| 第二章 基本地质特征及勘探概况 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.2.1 构造格架 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.3.1 古近系 |
| 2.3.2 新近系 |
| 第三章 超剥带地层精细划分对比技术研究 |
| 3.1 不整合的测井识别 |
| 3.1.1 不整合的测井响应特征 |
| 3.1.2 测井综合分层曲线重构与计算方法 |
| 3.1.3 地层不整合界面划分 |
| 3.1.4 综合分层曲线对不整合类型的判识 |
| 3.2 不整合界面的地震识别新方法 |
| 3.2.1 高阶谱时频分析方法的原理与流程 |
| 3.2.2 高阶时频分析识别不整合界面 |
| 3.3 超剥带地层精细对比 |
| 第四章 超剥带地质结构特征及不整合发育分布规律研究 |
| 4.1 多级序不整合发育期次级其特征 |
| 4.1.1 一级不整合面 |
| 4.1.2 二级不整合面 |
| 4.1.3 三级不整合面 |
| 4.2 不整合结构类型及分布规律 |
| 4.2.1 不整合结构类型划分 |
| 4.2.2 不整合类别发育分布规律 |
| 4.3 不整合剖面样式及分布规律 |
| 4.3.1 不整合剖面样式 |
| 4.3.2 不同样式不整合的平面分布特征 |
| 第五章 超剥带油气运移特征研究 |
| 5.1 断层对油气运移的控制作用 |
| 5.1.1 东营南坡断层几何特征 |
| 5.1.2 东营南坡断层发育演化特征 |
| 5.1.3 东营南坡断层封闭开启性能研究 |
| 5.2 影响油气运移的单因素分析 |
| 5.2.1 地层压力分布特征 |
| 5.2.2 流体势特征 |
| 5.2.3 油性特征 |
| 5.2.4 地层水矿化度特征 |
| 5.3 多因素叠合分析油气优势运移方向 |
| 5.4 超剥带油气运聚成藏模式 |
| 5.4.1 缓斜坡近源油气运聚成藏模式 |
| 5.4.2 缓斜坡远源油气运聚成藏模式 |
| 5.4.3 陡斜坡远源油气运聚成藏模式 |
| 第六章 地层圈闭精细描述与评价预测 |
| 6.1 地层圈闭的精细描述 |
| 6.1.1 不整合地震响应特征分析 |
| 6.1.2 一级不整合圈闭的描述 |
| 6.1.3 低级序不整合圈闭的描述 |
| 6.2 地层圈闭有效性评价预测 |
| 6.2.1 典型油藏解剖 |
| 6.2.2 遮挡层突破压力计算及其预测 |
| 6.2.3 不整合圈闭勘探实践 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（5）渤海湾盆地辛48及永66区块气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件定量研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 选题来源及研究意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.2.1 气驱油开发现状及发展前景 |
| 0.2.2 断裂带内部结构特征及断层岩渗漏通道 |
| 0.2.3 断层岩临界渗漏条件的研究 |
| 0.3 主要研究内容及研究思路 |
| 0.3.1 主要研究内容 |
| 0.3.2 研究思路 |
| 0.4 完成的主要工作量 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 构造及其演化特征 |
| 1.2 地层及环境特征 |
| 1.3 生储盖组合特征 |
| 1.3.1 烃源岩特征 |
| 1.3.2 储层特征 |
| 1.3.3 盖层特征 |
| 第二章 气驱油开发过程中目标断裂发育分布特征 |
| 2.1 辛48 区块目标断裂发育分布特征 |
| 2.2 永66 区块目标断裂发育分布特征 |
| 第三章 气驱油开发过程中断层岩渗漏机理及主控因素分析 |
| 3.1 断裂带内部结构及其渗漏通道特征 |
| 3.2 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏机理及其主控因素 |
| 3.2.1 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏机理 |
| 3.2.2 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏主控因素 |
| 3.3 气驱油开发过程中断层岩裂缝渗漏机理及其主控因素 |
| 3.3.1 气驱油开发过程断层岩裂缝渗漏机理 |
| 3.3.2 气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏主控因素 |
| 3.3.3 气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏主控因素 |
| 第四章 气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件定量评价方法 |
| 4.1 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件定量评价方法 |
| 4.1.1 断层岩排替压力的确定 |
| 4.1.2 断圈内储层油气剩余压力的确定 |
| 4.1.3 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件定量评价 |
| 4.2 气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件定量评价方法 |
| 4.2.1 围岩张性破裂压力的确定 |
| 4.2.2 断层岩张性破裂压力的确定 |
| 4.2.3 气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 4.3 气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件定量评价方法 |
| 4.3.1 断层岩剪切破裂压力的确定 |
| 4.3.2 气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 第五章 气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件定量评价 |
| 5.1 气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件定量评价 |
| 5.1.1 辛48 区块气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件定量评价 |
| 5.1.2 永66 区块气驱油开发过程中断层岩孔隙渗漏临界条件定量评价 |
| 5.2 气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 5.2.1 辛48 区块气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 5.2.2 永66 区块气驱油开发过程中断层岩张性裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 5.3 气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 5.3.1 辛48 区块气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 5.3.2 永66 区块气驱油开发过程中断层岩剪切裂缝渗漏临界条件定量评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）济阳拗陷生物降解原油地球化学特征及其地质意义（论文提纲范文）
| 1 区域地质概况 |
| 2 生物降解原油的地球化学特征 |
| 2.1 原油族组分特征 |
| 2.2 原油生物标志化合物特征 |
| 2.3 原油生物降解程度 |
| 3 生物降解原油的地质意义 |
| 4 结论 |
（7）渤海湾盆地南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩成藏机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题依据及研究意义 |
| 1.3 研究现状及存在问题 |
| 1.3.1 致密油地质特征 |
| 1.3.2 致密油富集条件 |
| 1.3.3 致密储层孔喉结构 |
| 1.3.4 储层致密化机理及成藏耦合关系 |
| 1.3.5 致密油运移和聚集特征 |
| 1.3.6 存在问题 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 小结 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置及构造背景 |
| 2.1.1 区域位置 |
| 2.1.2 构造演化特征 |
| 2.2 地层发育特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 古近系油气特征 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 致密砂岩储层特征及致密化成因 |
| 3.1 致密储层特征 |
| 3.1.1 致密砂岩展布特征 |
| 3.1.2 岩石学特征 |
| 3.1.3 储层物性特征 |
| 3.1.4 孔隙结构特征 |
| 3.2 储层成岩作用 |
| 3.2.1 压实作用 |
| 3.2.2 胶结作用 |
| 3.2.3 溶蚀作用 |
| 3.2.4 交代作用 |
| 3.2.5 成岩作用阶段特征 |
| 3.3 孔隙演化及储层致密化成因 |
| 3.3.1 滩海地区孔隙发育规律 |
| 3.3.2 次生孔隙成因 |
| 3.3.3 次生孔隙形成机理 |
| 3.3.4 储层致密化成因机理 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 致密砂岩油藏形成机制及成藏主控因素 |
| 4.1 致密油特征 |
| 4.1.1 烃源岩特征 |
| 4.1.2 致密油分布及原油特征 |
| 4.1.3 源储组合特征 |
| 4.2 储层致密化与成藏耦合关系 |
| 4.2.1 油气成藏时间 |
| 4.2.2 砂岩储层致密与成藏匹配关系 |
| 4.3 致密油成藏机制分析 |
| 4.3.1 典型致密油藏解剖 |
| 4.3.2 致密油层评价 |
| 4.3.3 典型致密油成藏模式 |
| 4.4 致密油运聚特征 |
| 4.4.1 运移动力 |
| 4.4.2 运移阻力 |
| 4.4.3 运聚通道 |
| 4.5 致密油成藏主控因素 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 致密油潜力评价与有利勘探方向 |
| 5.1 致密油资源潜力评价 |
| 5.1.1 小面元容积法 |
| 5.1.2 资源丰度类比法 |
| 5.2 有利勘探方向 |
| 5.2.1 有利区带预测 |
| 5.2.2 甜点目标区 |
| 5.3 小结 |
| 第六章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）渤海湾盆地河146块沙河街组低渗油藏精细描述研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 透镜体岩性油藏精细油藏描述 |
| 1.2.2 研究区研究现状及存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 主要成果与认识 |
| 1.7 论文的创新点 |
| 第2章 地层与构造特征 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 地层层序 |
| 2.2.2 地层划分与对比方法 |
| 2.2.3 地层划分与对比 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 沉积相特征 |
| 3.1 岩相古地理背景 |
| 3.2 重力流沉积相标志 |
| 3.2.1 岩心相标志特征 |
| 3.2.2 测井相标志 |
| 3.3 深水重力流沉积类型及特征 |
| 3.3.1 沉积相类型 |
| 3.3.2 沉积微相及其相标志 |
| 3.4 沉积相分布规律 |
| 3.4.1 单井沉积相特征 |
| 3.4.2 平面沉积相特征 |
| 3.5 深水重力流沉积演化特征 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 储层特征 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 岩石成分 |
| 4.1.2 岩石结构特征 |
| 4.2 储层物性特征 |
| 4.2.1 物性分布特征 |
| 4.2.2 储层物性的影响因素 |
| 4.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 4.3.1 孔隙类型及含量 |
| 4.3.2 储层孔隙结构特征 |
| 4.4 储层非均质性研究 |
| 4.4.1 微观非均质性 |
| 4.4.2 层内非均质性 |
| 4.4.3 平面非均质性 |
| 4.4.4 层间非均质性 |
| 4.5 储层综合分类评价 |
| 4.5.1 储层砂体综合分类评价方法 |
| 4.5.2 储层砂体综合分类评价标准 |
| 4.5.3 储层砂体综合分类评价 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 流体分布特征 |
| 5.1 油层分布特征 |
| 5.1.1 有效厚度解释标准 |
| 5.1.2 油层纵向分布特征 |
| 5.1.3 油层平面分布特征 |
| 5.2 流体性质及油气水分布特征 |
| 5.2.1 流体性质及温压系统 |
| 5.2.2 油气水分布特征 |
| 5.3 小结 |
| 第6章 三维地质建模与剩余油分布 |
| 6.1 精细三维地质模型 |
| 6.1.1 构造模型 |
| 6.1.2 变差函数分析 |
| 6.1.3 属性模型 |
| 6.1.4 模型检验 |
| 6.2 剩余油分布特征 |
| 6.2.1 Ⅰ类含油砂体剩余油分布研究 |
| 6.2.2 Ⅱ与Ⅲ类砂体剩余油分布研究 |
| 6.2.3 单砂层剩余油分布特征 |
| 6.3 小结 |
| 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得的学术成果 |
（9）辽东湾坳陷SZ36-1油田原油稠化过程分析（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 实验原理及方法 |
| 1.1 实验原理 |
| 1.2 实验样品 |
| 1.3 实验方法 |
| 2 结果分析 |
| 2.1 饱和烃色谱图特征 |
| 2.2 生物标志化合物特征 |
| 2.2 稠化过程分析 |
| 3 稠油成藏模式分析 |
| 4 结论 |
（10）渤海海域L16-A和L16-B构造原油生物降解特征及控制因素（论文提纲范文）
| 1 原油物性特征 |
| 2 原油降解特征 |
| 3 生物降解的控制因素 |
| 3.1 温度因素 |
| 3.2 断裂活动因素 |
| 1)断层活动性 |
| 2)断层性质 |
| 3.3 空间位置因素 |
| 1)深度 |
| 2)与断层面的横向距离 |
| 3)与油水界面的相对位置 |
| 4 结论 |
四、生物降解稠油的成藏及次生变化:济阳拗陷郑家-王庄油田油藏剖面实例研究（论文参考文献）
- [1]银额盆地查干凹陷稠油油藏特征及成因[J]. 耿师江,周勇水,王亚明,张莹莹. 断块油气田, 2021(04)
- [2]泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析[D]. 张鑫. 中国地质大学, 2020(03)
- [3]春光区块白垩系稠油地球化学特征及成因分析[J]. 石正勇,金芸芸,李杭兵,张辉. 特种油气藏, 2020(02)
- [4]东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究[D]. 贾光华. 中国地质大学, 2019(02)
- [5]渤海湾盆地辛48及永66区块气驱油开发过程中断层岩临界渗漏条件定量研究[D]. 胡欣蕾. 东北石油大学, 2019
- [6]济阳拗陷生物降解原油地球化学特征及其地质意义[J]. 高长海,张新征,李豫源,王兴谋,张云银. 天然气勘探与开发, 2018(02)
- [7]渤海湾盆地南堡凹陷滩海地区沙一段致密砂岩成藏机制研究[D]. 罗瑞. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]渤海湾盆地河146块沙河街组低渗油藏精细描述研究[D]. 田选华. 成都理工大学, 2018(01)
- [9]辽东湾坳陷SZ36-1油田原油稠化过程分析[J]. 薛子鑫,程付启,牛成民. 特种油气藏, 2017(06)
- [10]渤海海域L16-A和L16-B构造原油生物降解特征及控制因素[J]. 张友,王清斌,王飞龙,卢欢,崔海忠. 长江大学学报(自科版), 2016(29)