一、Kinetic study of hydrocarbon generation of oil asphaltene from Lunnan area,Tabei uplift（论文文献综述）
汪文洋[1]（2020）在《叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限》文中研究表明中国油气短缺促使油气勘探不断向深层拓展,塔里木每年90%以上新增储量来自平均埋深超6000 m深层,已经发现的油气藏平均深度超过6043 m,在深层碳酸盐岩地层钻探了中国最深探井和发现了埋深最深油藏,分别超过8882 m和8408 m。国内外学者对于碎屑岩油气赋存下限研究比较深入,碳酸盐岩油气藏赋存下限研究相对薄弱。塔里木深层碳酸盐岩油气勘探实践显示,即便大于8000 m的探井仍然见到有较好的储层和较好的液态烃油藏,当物性很低时又会全部钻遇干层。碳酸盐岩油藏是否存在赋存下限?假如存在,其临界条件是什么?如何表征?成因机理是什么?这些问题困扰着石油勘探家们。在我国大力提升国内油气勘探开发力度并不断向盆地深层拓展时,解决这些问题对于预测碳酸盐岩深层石油有利勘探领域,科学指引深层石油钻探具有重要意义。塔里木盆地是中国特征明显的叠合盆地,深层油气勘探走在世界前列,油气勘探主要为碳酸盐岩储层,因此,本文以塔里木盆地为例来展开深入研究。本文收集到了 IHS（IHS Markit,2020）数据库包括全球6373个碳酸盐岩储层、俄罗斯Volga-Urals盆地2778个碳酸盐岩储层、中国西部叠合盆地四川盆地、塔里木盆地5708个深层碳酸盐岩储层钻探资料。选取355块碳酸盐岩储层岩心做了压汞实验、600份烃源岩样品做了岩石热解实验。综合采用地质分析、统计分析、实验分析以及数值模拟来研究塔里木盆地深层碳酸盐储层孔渗演化特征及其油藏赋存下限。论文主要取得了以下三方面的认识:第一,根据IHS（IHS Markit,2020）资料对比分析并总结了国内外碳酸盐岩储层孔渗特征。本文分析了世界碳酸盐岩盆地的储层孔渗资料,发现其具有如下特征:整体上,随着储层的埋藏深度加大,其孔隙度和渗透率值变小。储层的孔隙度、渗透率值（P90、P50、P10和Max）均表现出相似的随着埋深增大而减小的趋势,显示碳酸盐岩储层也存在油气赋存的下限。国内外碳酸盐岩储层对比结果显示,国外的碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率值比较大,高孔和高渗储层具有比较好对应关系,而中国叠合盆地碳酸盐岩储层整体致密,储层的孔隙度和渗透率值比较小,储层孔隙度和渗透率表现出较差的相关性。第二,建立了针对中国叠合盆地碳酸盐岩储层特殊性的数值表征方法并提出了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层油藏赋存下限临界条件。本文建立了碳酸盐岩储层物理特性随埋深变化的数学模型,并通过Matlab软件模拟了本论文的研究区塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层孔隙度和密度随埋深变化规律。结果显示,下奥陶统碳酸盐岩储层的孔隙度随埋深增大时其值变小,其密度随埋深增大时变大。数值模拟的结果与实际测量的储层孔隙度及密度资料比较吻合。碳酸盐岩储层物性地质影响因素主要包括储层埋深、储层温度、储层形成的地质年代、储层所经历的构造旋回次数以及均质性等五个。当储层埋深越大、经历的构造旋回次数越多、地层年代越老、所处含油气盆地的地温梯度越高、均质性越好,储层的孔隙度值越小。综合含油层比例法、最小流动孔喉半径法、钻探结果判断法等,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层石油赋存下限临界条件:孔隙度为1.8%,渗透率为0.07 mD,孔喉半径为0.01 μm。第三,探讨了碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理。碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理主要有两方面:储层内外毛细管力差随埋深增大而减小导致石油成藏过程结束;储层之外油气来源随埋深增大而枯竭导致石油成藏过程结束,成藏过程的结束代表着油藏赋存下限的出现。据此,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层碳酸盐岩油藏赋存下限深度为9000 m～9200 m。油藏赋存下限临界孔隙度和深度下限具有相关性,与9000 m深度相对应。地质年代、构造旋回次数、地层温度以及均质性等四个地质因素影响盆地中油藏赋存下限深度的变化,当储层经历的构造旋回次数越多、年代越老、所处盆地地温梯度越高、储层均质性越好,油藏赋存下限深度越浅,反之越深。当前塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层最大埋深不超过8000 m,说明当前在这套地层中开展深层碳酸盐岩油藏勘探是可行的,也是有前景的。
霍飞[2]（2015）在《塔北哈拉哈塘热普地区奥陶系地球化学成藏分析》文中研究表明近年来,随着塔北隆起哈拉哈塘凹陷的深入研究和勘探程度的提高,其南翼斜坡热普区块处于油气运移的优势路径上,勘探证实该区块奥陶系碳酸盐储层表现出巨大的资源潜力。但同时也存在着油气来源认识不清,成藏期次、成藏模式以及油气富集规律尚不明确等诸多问题。本次集中以热普地区奥陶系碳酸盐岩油气藏全烃地球化学研究为基础,结合烃源岩埋藏史、构造和储层的演化特征,对奥陶系储层油气来源进行了综合判识,确定了油气运聚的成藏期次,总结了油气成藏机理,优选出成藏的主控因素,建立起该区块典型的油气成藏模式。该区奥陶系碳酸盐岩储层原油表现出轻质、富链烃而贫芳烃的特征,C7化合物组成显示出正庚烷优势,属于I型母质,Mango古地温证实为埋藏较大的高熟油。同时热普井区相近的中分子量烃指纹特征说明油气具有统一的来源。原油生标化合物均表现出高含量长链三环萜烷、高Ts/Tm值的特征,芳构化类异戊二烯烃化合物的大量存在表明原油生成时的强还原环境条件,综合判定热普地区奥陶系储层主力油源为寒武系烃源岩。热普井区天然气组成以甲烷为主,干燥系数0.7～0.85,属于油藏伴生气,后期天然气南北向运移对热普地区早期的油藏进行了改造,使热普井区奥陶系圈闭形成以带气顶的油气藏类型为主,伴有少量气侵型凝析气藏。同时油气运聚存在垂向和横向的双向充注机制。研究区主要存在三期成藏过程,①寒武系在中晚加里东期达到生烃门限,而位于哈拉哈塘南部满加尔凹陷和原地深层的寒武系烃源岩进入大量生油阶段,生成的成熟阶段的油进入热普地区奥陶系储层中,形成奥陶系油藏。②晚海西期是油藏的二次补充充注期。③喜山期,寒武系的凝析气沿断裂向上运移,对上覆地层的油藏进行气侵改造,形成带气顶的油气藏和气侵型凝析气藏。烃源岩热演化、多期次构造断裂活动、圈闭的次生气侵改造和储集体孔洞缝分布等因素对研究区奥陶系碳酸盐岩储层油气的富集成藏起到了至关重要的作用。
陆朋朋[3]（2012）在《柯坪断隆寒武—奥陶系硅质岩的岩石学特征及沉积储层分析》文中进行了进一步梳理本文以塔里木盆地柯坪断隆寒武系玉尔吐斯组和奥陶系蓬莱坝组硅质岩为研究对象，详细研究了硅质岩的野外分类和组合特征，硅质岩镜下的结构构造组合特征。从岩相学特征明确了玉尔吐斯组硅质岩为在静水环境下的沉积成因，而蓬莱坝组硅质岩是富硅的热液流体交代碳酸盐岩为主；进一步详细研究了寒武系玉尔吐斯组（肖尔布拉克剖面）和奥陶系蓬莱坝组（柯坪水泥厂剖面）硅质岩主量元素、微量元素、稀土元素及同位素地球化学特征；并探讨了两类硅质岩的沉积环境及成因，并总结了硅质岩在油气地质中的作用。主要取得了一下研究成果：柯坪地区寒武-奥陶系硅质岩主要分布在玉尔吐斯组底部及蓬莱坝组中上部，在剖面结构上，玉尔吐斯组为黑色薄层状硅质岩与黑色泥页岩共生，在偏光镜下，玉尔吐斯组硅质岩见纹层状结构、不定向排列的海绵骨针，见有三叶虫、腕足、介壳等生物；蓬莱坝组硅质岩与碳酸盐岩互层，表现为分布在碳酸盐岩沉积旋回附近及裂缝充填型，与相邻的碳酸盐岩具有明显的界限差异，主要岩性为残余砂屑硅质岩，硅质岩继承了原岩的颜色和颗粒状结构等特征，镜下显示明显的硅化及去硅化、各种不同形态和不同颗粒大小的隐晶质石英、玉髓、微晶石英、巨晶石英的特征。在Al/（Al+Fe+Mn）-Al/Fe的图解上，主量元素显示出具有热水成因特征；在[（Cu+Ni+Co）×10]-Fe-Mn三角图解上微量元素中位于热泉沉积范围内；稀土元素具有明显的铈负异常，具有明显的LREE富集，HREE元素亏损，稀土配分曲线呈现向右倾斜，δEu具有正异常；硅质岩的δ30Si值变化范围为1.1‰-2.9‰之间；δ18O值为15.6‰-21.9‰之间，结合岩石学特征，表明柯坪水泥厂硅质岩为交代成因的热液硅质岩，在其形成过程中为热液流体作用的产物；肖尔布拉克沉积型硅质岩受热液影响，且为离大洋盆地有一定距离的大陆边缘环境。研究区硅质岩对该区寒武-奥陶系沉积岩油气勘探具有重要意义，这种硅质岩储层通常出现在靠近碳酸盐岩地层附近，大量的富硅的热液流体可导致局部呈缺氧环境，从而有利于有机质的埋藏和保存，同时，富硅的流体可对蓬莱坝组碳酸盐岩溶蚀，改善碳酸盐岩储层的能力。因此，适度的硅化作用在有利部位不仅改善碳酸盐岩储层，而硅质岩其脆性特征加上后期构造运动影响可形成裂缝型或热液型储集空间。
二、Kinetic study of hydrocarbon generation of oil asphaltene from Lunnan area,Tabei uplift（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、Kinetic study of hydrocarbon generation of oil asphaltene from Lunnan area,Tabei uplift（论文提纲范文）
（1）叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的与意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 研究现状 |
| 1.3.2 存在的科学问题 |
| 1.4 主要研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文主要工作量及主要成果 |
| 1.5.1 资料收集与整理 |
| 1.5.2 样品采集与分析测试 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 1.5.4 论文取得的主要认识 |
| 第2章 全球碳酸盐岩储层孔渗特征 |
| 2.1 全球碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.1.1 孔隙度-深度 |
| 2.1.2 渗透率-深度 |
| 2.1.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.2 俄罗斯Volga-Urals盆地碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.2.1 孔隙度-深度 |
| 2.2.2 渗透率-深度 |
| 2.2.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.3 中国四川盆地下古生界碳酸盐储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.3.1 孔隙度-深度 |
| 2.3.2 渗透率-深度 |
| 2.3.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 塔里木盆地区域地质概况及深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.1 区域地质概况 |
| 3.1.1 区域地理位置 |
| 3.1.2 区域构造演化 |
| 3.1.3 区域地层特征 |
| 3.1.4 油气分布特征 |
| 3.2 塔里木盆地深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.2.1 盆地经历多旋回构造运动 |
| 3.2.2 烃源岩热演化程度相对较高 |
| 3.2.3 储层类型多样且非均质性强 |
| 3.2.4 油气藏储层年代老且埋深大 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 塔里木盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限 |
| 4.1 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化特征 |
| 4.1.1 碳酸盐岩储层物性随埋深变化数值模拟模型 |
| 4.1.2 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化模拟 |
| 4.1.3 模拟结果验证 |
| 4.1.4 碳酸盐岩储层物性变化影响因素 |
| 4.2 塔中深层碳酸盐岩储层控油特征及油藏赋存下限临界条件 |
| 4.2.1 塔中下奥陶统储层控油特征 |
| 4.2.2 塔中下奥陶统储层油藏赋存下限临界条件 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理及深度下限 |
| 5.1 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理 |
| 5.1.1 储层内外毛细管力差随埋深增大而减小 |
| 5.1.2 储层之外油气来源随埋深增大而枯竭 |
| 5.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件与深度下限 |
| 5.2.1 油藏赋存下限临界条件与深度下限关系 |
| 5.2.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限综合表征 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（2）塔北哈拉哈塘热普地区奥陶系地球化学成藏分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第2章 油藏地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.3 地层特征 |
| 2.4 沉积相发育特征 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 储层岩石学特征 |
| 2.5.2 储层物性特征分析 |
| 2.5.3 储层的储集空间类型 |
| 2.5.4 储层分类评价 |
| 第3章 原油地球化学特征 |
| 3.1 原油物性特征 |
| 3.2 原油轻烃特征 |
| 3.2.1 C_4～C_7轻烃族组成特征 |
| 3.2.2 C_7轻烃化合物组成特征 |
| 3.2.3 原油烷基化程度 |
| 3.2.4 Mango法计算古地温 |
| 3.3 中分子量烃地球化学特征 |
| 3.4 常规生标化合物特征 |
| 3.4.1 甾烷特征 |
| 3.4.2 萜烷特征 |
| 3.4.3 芳构化类异戊二烯烃特征 |
| 第4章 天然气地球化学特征 |
| 4.1 天然气烃类组成特征 |
| 4.1.1 天然气烃类组成影响因素理论分析 |
| 4.1.2 热普井区天然气烃类组成特征 |
| 4.2 天然气非烃组成特征 |
| 4.2.1 氮气成因理论分析 |
| 4.2.2 热普井区氮气含量特征 |
| 4.3 天然气碳同位素特征 |
| 第5章 油气成藏期次及油气聚集模式 |
| 5.1 储层荧光成藏期次研究 |
| 5.2 流体包裹体成藏期次研究 |
| 5.3 热普地区油气聚集模式 |
| 第6章 油气成藏的主控因素 |
| 6.1 烃源岩热演化对油气成藏的控制 |
| 6.2 不同期次的断裂活动对油气成藏的控制 |
| 6.3 次生作用对油气成藏的控制 |
| 6.4 储集体分布对油气成藏的控制 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（3）柯坪断隆寒武—奥陶系硅质岩的岩石学特征及沉积储层分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题的目的与意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 选题意义 |
| 1.2 国内外研究现状及进展 |
| 1.3 区域研究现状及存在问题 |
| 1.4 研究内容及研究思路 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究思路 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 大地构造位置 |
| 2.2 区域地层 |
| 2.3 构造演化史与断裂特征 |
| 2.3.1 构造演化史 |
| 2.3.2 断裂特征 |
| 2.4 寒武纪-早奥陶世沉积特征 |
| 2.5 研究区沉积相模式 |
| 2.6 盆地热事件 |
| 第3章 硅质岩岩石学特征 |
| 3.1 剖面位置 |
| 3.2 野外露头特征 |
| 3.2.1 下寒武统玉尔吐斯组 |
| 3.2.2 下奥陶统蓬莱坝组 |
| 3.2.3 硅质岩与碳酸盐岩的产状特征 |
| 3.3 显微镜下特征 |
| 3.3.1 硅质岩成分特征 |
| 3.3.2 结构类型 |
| 第4章 地球化学特征 |
| 4.1 主量元素地球化学 |
| 4.1.1 肖尔布拉克剖面 |
| 4.1.2 柯坪水泥厂剖面 |
| 4.2 微量元素地球化学 |
| 4.2.1 Cu+C0+Ni 与 Fe、Mn 指标： |
| 4.2.2 U/Th 指标： |
| 4.2.3 Cr、Zr 指标： |
| 4.3 稀土元素地球化学特征 |
| 4.3.1 铈异常： |
| 4.3.2 稀土总量及轻、重稀土分异程度： |
| 4.3.3 铕异常： |
| 4.4 同位素地球化学特征 |
| 4.4.1 碳酸盐岩碳、氧、锶同位素特征 |
| 4.4.2 硅质岩的氧、硅同位素 |
| 第5章 硅质岩的沉积环境及储层成因模式 |
| 5.1 沉积环境分析 |
| 5.2 硅质岩的形成机制 |
| 5.3 硅质岩储层的可靠性 |
| 5.4 硅质岩储层演化模式 |
| 5.5 硅质岩热液储层规模的讨论 |
| 5.5.1 热液储层热的来源 |
| 5.5.2 热液运移的通道 |
| 5.5.3 流体的就位 |
| 结论 |
| 图版及说明 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
四、Kinetic study of hydrocarbon generation of oil asphaltene from Lunnan area,Tabei uplift（论文参考文献）
- [1]叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限[D]. 汪文洋. 中国石油大学(北京), 2020
- [2]塔北哈拉哈塘热普地区奥陶系地球化学成藏分析[D]. 霍飞. 西南石油大学, 2015(04)
- [3]柯坪断隆寒武—奥陶系硅质岩的岩石学特征及沉积储层分析[D]. 陆朋朋. 成都理工大学, 2012(02)