李沛[1]（2021）在《页岩润湿性及其对甲烷吸附的控制机理 ——以南华北盆地山西-太原组页岩为例》文中进行了进一步梳理中国海陆过渡相页岩气资源潜力巨大,海陆过渡相页岩非均质性强,页岩气初次运移和微观赋存条件具有特殊性,储层地化特性、岩性、物性、润湿性和吸附/解吸性共同制约了页岩的含气性和可采性。以南华北盆地石炭—二叠系山西-太原组海陆过渡相页岩为研究对象,基于页岩孔隙结构测试、润湿性测试和高压甲烷吸附等实验,以理论分析为重点,着重对页岩润湿性及其主控因素、润湿性对含水及孔隙参数的影响、润湿性对甲烷吸附的控制机理等制约页岩气赋存与产出的关键性问题进行了深入研究,主要取得以下认识:（1）阐明了南华北盆地山西-太原组海陆过渡相页岩润湿性特征及主控因素,建立了基于有机质参数–矿物组分–孔隙结构的页岩润湿性三端元评价模型。山西-太原组页岩具有既亲油又亲水的“双亲”特征,其中氩离子抛光水-空气接触角介于49.7°-88.2°（平均为71.4°）,表明水湿性较强。较大的粗糙度和较高的有机质（镜质组和极性官能团）、伊蒙混层、碳酸盐矿物、长石等含量有利于页岩水湿,而较高的腐泥组含量及矿化度利于油湿。温度和压力对润湿性具有非线性化影响,原位埋藏页岩的水湿性更强。（2）厘定了润湿性对页岩孔隙空间和甲烷吸附具有“双重”影响,揭示了润湿性对甲烷吸附的控制机理。页岩润湿性变化控制储层含水分布,一方面使水分子以微孔毛细凝聚水和非微孔吸附水膜的方式损害孔渗性,同时以水-甲烷竞争吸附方式抑制甲烷吸附,另一方面则通过黏土矿物水湿后的“膨胀扩孔”效应,促进孔隙空间增容,增大甲烷吸附量。（3）提出了“水湿-水锁-解吸滞后”和“水湿-膨胀-解吸滞后”两种页岩气解吸滞后模式,揭示了水湿性页岩甲烷解吸滞后机理。甲烷解吸滞后实质上受控于页岩组分润湿性、孔隙湿度和孔径大小,矿物膨胀作用也可能造成解吸滞后。无论墨水瓶孔存在与否,亲水有机质和膨胀性矿物都可能发生解吸滞后。（4）发现了页岩润湿性与吸附-解吸性的响应关系,建立了页岩润湿性-含气性阶段演化地质模式。基于典型钻井剖面页岩润湿性-含气性的垂向变化特征,优选了页岩气赋存有利层段。页岩非均质润湿性和孔隙有效性是决定甲烷吸附赋存和解吸运移的关键,页岩润湿性变化对海陆过渡相页岩气赋存和储层评价具有重要指示作用。研究成果可为揭示海陆过渡相页岩气赋存及产出机理、完善页岩气储层评价体系提供借鉴,助推我国海陆过渡相页岩气地质理论研究及勘探开发实践。
万佳林[2]（2020）在《库车坳陷吐格尔明地区侏罗系油气成藏过程研究》文中进行了进一步梳理塔里木盆地库车坳陷流体的演化过程复杂,针对吐格尔明地区的油气成藏研究较少,对该地区油气分布规律的认识较少。因此,本次论文以吐格4井、吐西1井、吐东2井、吐东201井和明南1井,共5口井为研究对象,分别从烃源岩、储层评价和油气成藏过程3个方面展开研究。库车坳陷吐格尔明地区的侏罗系烃源岩具有厚度大、分布广、成熟度较高的特点。烃源岩厚度集中在80m180m,深部的烃源岩均达到了成熟阶段,以产凝析油和凝析气为主,满足了形成大型油气田的源岩条件。油源对比发现,吐格尔明地区的油气属于混源充注,主要是来自侏罗系层位的烃源岩,也有部分来自三叠系层位的烃源岩。通过库车坳陷吐格尔明地区储层的矿物组成含量分析,发现石英占了70%90%,显示岩性较脆。纵向上,侏罗系阿合组储层最为发育;平面上,北翼斜坡区的储层最厚。储层普遍致密,孔隙度小于12%。利用流体包裹体荧光检测、均一温度和储层定量荧光技术,并结合埋藏史、热演化史和生烃史恢复了吐格尔明地区的成藏演化过程。吐格尔明地区大部分经历了三期油气充注:（1）第一期是在康村组早中期（距今约18/17Ma10/9Ma）,有低成熟的稠油进行充注,对应的包裹体荧光呈黄色、黄绿色,QGF光谱检测显示除了中部背斜区的吐西1井不发育古油藏之外,其余构造带均有古油藏发育,明南1井的古油藏破坏最严重,原油大量逸散;（2）第二期是在康村组晚期,（距今约10/9Ma6Ma）,有高成熟的凝析油大量产生,充注过程中形成蓝白色的烃包裹体;（3）第三期是在库车组时期（距今6Ma以来）,埋藏深的地区（即除去吐西1井和明南1井）,烃源岩达到了高过成熟阶段,产生了大量的凝析气充注,并发生了气洗,造成了沥青含量的增加。结合以上研究,推测吐格尔明地区局部构造高部位和中部背斜区的东翼为原油和凝析油气的有利聚集区,具有勘探潜力。
陈俊先[3]（2013）在《川东北地区古油藏流体包裹体特征及其研究意义》文中研究指明川东北大巴山前陆构造带，为大巴山冲断褶皱带的次一级构造单元，往北与大巴山逆冲构造带相连，向南与大巴山前陆坳陷带相接，北西方向与米仓山构造带相连，南东方向则与川东高陡褶皱带毗邻，整体形态表现为一往南西向突出的弧形构造带。区内拥有良好的烃源岩、储集层及盖层等油气成藏条件，史上多期次的构造运动一方面形成构造圈闭，有利于油气成藏，同时也对已形成的油气藏起破坏作用，因此区内油气藏和古油藏广泛发育。区内典型古油藏包括盘龙洞古油藏、庙坝古油藏、白果油苗、渔渡沥青点、偏岩子沥青点等，以地表大量出露沥青为主要特征。用油气包裹体方法对上述古油藏进行研究。根据包裹体镜下特征将古油藏包裹体分为H2O包裹体、烃类包裹体及烃-H2O包裹体三大类，其中烃类包裹体根据室温下相态特征具体又可再分为7个亚类。包裹体可分为三个期次：第I期以液相水包裹体和气液水包裹体为主，偶见液相烃包裹体；第II期包裹体组合可分为两个世代，II1主要为液相水包裹体和气液水包裹体；II2包裹体为黄色、淡黄色液相烃包裹体和气液烃包裹体；第III期以气相烃包裹体、烃-水包裹体、沥青包裹体为主，其次为气液水包裹体、液相水包裹体。测试分析归纳得出川东北地区古油藏包裹体均一温度和盐度特征：第I期包裹体均一温度较低，在55℃～97℃之间，样品均值在59℃～84℃之间；第II期包裹体均一温度比第I期稍高，在91℃～150℃之间，样品均值在102℃～125℃之间，第III期包裹体均一温度最高，在125℃～212℃之间，样品均值在150℃～183℃间。从I期包裹体到III期包裹体均一温度呈上升趋势，反映出从早期成岩阶段到晚期成岩阶段，随埋藏深度的加大，古油藏储层流体的温度相应升高。古油藏含气液水包裹体的盐度为2.57％～23.05％，第Ⅰ期包裹体盐度变化较大，从2.57％变化到23.05％，第III期包裹体整体盐度值较低，都显示了川东北地区古油藏含油气流体演化过程中混入了其它低盐度流体，第II期包裹体盐度较高（13.94％～22.24％），且多集中在18.47％～22.24％，高于古海水盐度，代表着原生地层水的初始盐度值。由此判断川东北地区古油藏经历过三期油气充注，各充注阶段可概括为：第一阶段为燕山运动早期，储层处于浅埋藏的早成岩阶段，烃源岩大多于晚三叠世末进入生油门限，早侏罗世开始成熟排烃，形成Ⅰ期少量含沥青的液相烃包裹体；第二阶段为早侏罗世末-中侏罗世，烃源层达到生油高峰期，形成以黄色、黄褐色含沥青的液相烃包裹体和气液烃为主的Ⅱ期包裹体；第三阶段为凝析油-湿气阶段至气藏阶段，发生在晚侏罗世-早白垩世，即燕山运动晚期，由于盆地持续沉降和古地温上升使烃源岩进入气态窗，使前期形成的油藏因高温裂解转变为气藏并在储层孔隙中留下焦沥青，形成以气相烃包裹体、烃-水包裹体、沥青包裹体为主，含气液水包裹体、液相水包裹体的Ⅲ期包裹体。对庙坝古油藏和白果油苗采取包裹体均一温度结合地热史图方法求得古油藏油气充注时代，庙坝古油藏结果为：第一期？～230Ma（晚二叠至早三叠纪），第二期216～190Ma（中三叠纪至早侏罗世晚期），第三期184～156Ma（中侏罗纪到早白垩纪），白果油苗为：第一次充注219Ma～215Ma，第二次在178Ma～138Ma，所得结果与李启桂等总结出的古油藏演化史基本一致。
万欢[4]（2012）在《塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩古岩溶形成机理与分布预测》文中研究指明塔里木盆地是一个叠加复合盆地,由古生界克拉通盆地和中生界、新生界前陆盆地叠加而成。古生界奥陶系碳酸盐岩非常发育,目前在其中已发现的碳酸盐岩古岩溶储层具有数量多和规模大的特点,非常具有代表性。在前人对塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层特征和改造研究的工作基础上,全面掌握前人对奥陶系碳酸盐岩储层的研究成果认识,充分利用研究区内地质、岩心、录井、钻井、测井（包括FMI）、地震、分析测试等资料,进一步深化奥陶系岩溶储层评价研究工作。对塔里木盆地内奥陶系碳酸盐岩发育古岩溶的三个主要地区（塔北、塔中和塔西南地区）分别从沉积、构造、岩溶发育、后期改造等方面进行研究、探讨和总结,通过总结各个地区内不同岩溶类型以及经历不同成岩后期改造作用,从个例中总结古岩溶发育的规律性。塔中地区奥陶系良里塔格组在Ⅰ号断裂带附近发育的礁滩体共经历了多期同生期岩溶作用;主要的风化壳岩溶作用发生在晚加里东期,对良里塔格组礁滩体储层也具有一定的改造作用;埋藏期岩溶作用经历了三期,与烃源岩生烃期次一致。塔北地区奥陶系岩溶发育主要是风化壳岩溶,主要发育时期是晚加里东至早海西期,伴有埋藏岩溶作用的改造。塔西南地区共发育有三期风化壳岩溶,分别是早加里东期、晚加里东期和早海西期,并发育有多期埋藏岩溶作用。有利的岩相类型、多类型多期次岩溶和构造运动都制约和控制着塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩有效储层发育。沉积相类型决定了岩石的组构特征和岩石后期的成岩作用类型;成岩作用中的岩溶作用的多期次和多种类型决定储层具有相应岩溶叠加改造的复杂特征;构造运动应力控制裂缝的发育和分布,结合有利的岩相类型和岩溶发育的类型期次。玉北地区奥陶系碳酸盐岩岩溶储层的发育主要取决风化壳岩溶作用发生时的古地貌和古水文条件、构造运动裂缝形成以及与风化壳岩溶期次的匹配程度和埋藏成岩作用的破坏和改造。其中风化壳岩溶作用发育时的古地貌条件至关重要,直接决定了溶蚀的储集空间是否被剥蚀或者被后期胶结物等充填。埋藏成岩作用对风化壳岩溶储层的破坏和改造决定了最终能否形成储层。
刘杨[5]（2010）在《包裹体PVTX模拟及其在松辽盆地齐家北地区中的应用》文中提出在地质研究的过程中,确定地质历史时期地层流体压力（古压力）并非易事。由于油气包裹体的捕获压力是反映油气成藏深度和储层中流体压力条件的重要资料,所以利用油气包裹体及其共生的盐水包裹体等容线方程来计算包裹体捕获温度和捕获压力为更准确地计算油气藏形成的温压条件提供了一种独立的方法。本文在深入系统的研究油气包裹体的基础上,主要根据各类油气包裹体相演化图,通过精细测量不混溶油气包裹体的流体组成成分（X）、密度、均一温度、气液比及摩尔体积（V）等参数的测定结果进行PVTX的模拟计算,根据相平衡原理建立不混溶体系的状态相图,可推导包裹体捕获时的温度（T）和压力（P）。结合松辽盆地齐家北地区埋藏史确定了包裹体形成时的埋深时代,为油气成藏时期确定提供重要参考。本次研究认为松辽盆地齐家北地区油气储层中的油气藏大体经历过四次充注过程,对应温度范围依次为:60～90℃、120～140℃、160～170℃、180～200℃。利用模拟软件对两个典型包裹体样品的捕获温度和捕获压力进行了PVTX模拟计算,得出与油气包裹体共生的盐水溶液包裹体的捕获温度和捕获压力分别为:81.5℃、12.86MPa;86.5℃、14.19MPa。结合齐家北地区储层埋藏史,推断出齐家北地区油气主要充注成藏时间在72-67Ma之间,对应明水组末期到四方台组沉积时期,当时青一段油气藏成藏深度范围主要在1308.37-1539.36m。
杨爱玲[6]（2010）在《单个油气包裹体检测技术及应用》文中研究说明本文综述了近些年来单个包裹体探测的各种技术,包括显微荧光、显微拉曼、显微傅立叶变换红外光谱、同步辐射x射线荧光、质子诱导x射线荧光（Particle Induced X-ray Emissions）、激光剥蚀（消融）电感耦合等离子质谱（LA-ICP-MS）。在此基础上,提出一种基于普通倒置荧光显微镜的单个油气包裹体的紫外-可见显微荧光光谱测量装置,该装置包括倒置荧光显微镜、反射式显微物镜、微透镜、光纤、紫外-可见荧光分光光度计和计算机,通过光纤基座和反射式显微物镜-微透镜-光纤适配器将所有器件结合为一个整体。通过反射式显微物镜-微透镜-光纤适配器上的三维位移台（空间分辨率2μm）,反射式显微物镜与倒置荧光显微经的显微物镜很容易共焦,最小光斑12μm。利用本装置可对单个包裹体进行显微定位、显微照相、外光源激发或显微镜内置汞灯激发、紫外-可见显微荧光光谱测量、光谱分析、包裹体色度分析等。在成功建立实验系统的基础上,本文以吉林油田南部和西部斜坡区中浅层5口油井钻井取心砂岩为研究对象,通过对砂岩薄片进行偏光/荧光显微镜镜下鉴定、包裹体丰度、包裹体均一温度、盐度测量,发现5口井（白95,花5,检22,农29和伏4）均发育两期包裹体。在此基础上,实测了5口井38个典型第2期次油气包裹体在外光源及显微镜内置汞灯激发下的紫外-可见荧光光谱。测量结果表明汞灯激发下的荧光光谱明显受到包裹体周围颗粒和胶结物荧光的影响,因而该光谱不能真实地反映包裹体所含古油的信息。石英颗粒本身也会发出“背景”荧光,因而当聚焦光斑比包裹体大时,必须考滤“背景”荧光的影响。在250nm激发下,通过与标准芳烃荧光光谱的比较,可定性确定包裹体中古油芳烃主成分,油气包裹体中古油主要以中质油为主,含二环、三环、四环或二环、三环、四环、五环芳烃,并且普遍含有五环以上重质芳烃和非烃,依据古油主成分进而推测古油的成熟度和母源的性质。对365nm激发下的单个油气包裹体的荧光光谱,我们定义了一个反映油成熟度的参数—S390-455/S455-680,并建立了S390-455/S455-680与色谱-质谱分析计算的成熟度参数Rc之间的关系。除此外,我们还测量了5口井29个原油的荧光光谱,对于250nm激发下的荧光光谱,通过与标准芳烃荧光光谱比较,可知原油普遍以二环、三环芳烃为主,另有一定量的四环芳烃,五环以上重质芳烃和非烃远少于油气包裹体中的古油。但农29井泉四段列外,该层砂岩原油含一定的重质芳烃。通过荧光峰位和半高宽定性地确定原油的成熟度,通过Qi参数确定油水界面,结果表明Qi参数对于重质油含量较多或单环芳烃含量较多的原油并非是一个很好的评价参数。对365nm激发下的原油的荧光光谱,我们也建立了S390-455/S455-680与色谱-质谱分析计算的成熟度参数Rc之间的关系。依据色度学原理,对于单个油气包裹体和原油在365nm激发及包裹体在自身汞灯紫光激发下的荧光光谱进行了色坐标计算。结果表明,原油的色坐标均小于相应层位的包裹体的色坐标,这表明原油的成熟度大于包裹体中古油的成熟度；外光源365nm激发下的色坐标小于显微镜自身汞灯紫光激发下的油气包裹体的色坐标,原因是后者的荧光光谱不受胶结物和石英颗粒自身荧光的影响,其色坐标更真实地反应了油气包裹体本身的颜色；固液包裹体或液态包裹体所含烃比气液包裹体重；外光源激发下同一层位中不同油气包裹体的色坐标覆盖的较宽范围反应了第2期次充注的油气可能来自两个成熟度不同的烃源岩。本装置的最大特点是无需对显微镜做任何改造,通过普通倒置荧光显微镜和反射式显微物镜相结合,实现了昂贵的紫外显微镜在测量单个油气包裹体紫外-可见显微荧光光谱方面的功能,总体造价大大降低。该装置在透明材料微区显微荧光光谱测量方面具有潜在的应用价值,由于采用了倒置荧光显微镜,该装置还可以用于生物切片微区（细胞、生物包裹体等）紫外-可见显微荧光光谱的测量。
苏传国[7]（2009）在《吐鲁番坳陷油气地球化学特征与成因研究》文中进行了进一步梳理吐鲁番坳陷一直被认为是我国西北典型的“煤成油”富集坳陷,发育数千米厚的中、下侏罗统煤系地层。由于油气性质及储层分布复杂多样,目前关于油气成因的认识仍然存在较大争议;而煤成油作为我国上世纪末期石油系统最热门的一个研究领域,在勘探实践中的应用效果究竟如何,是否对吐哈盆地的油气勘探起到了良好地指导作用,也备受人们关注。因此,本文在对吐鲁番坳陷不同层系源岩的分布范围及生烃特征、热演化历史、生标组合特征等进行研究的基础上,结合坳陷油气勘探与石油地质与油气地球化学研究的最新成果,对不同地区、不同层系原油的形成机制进行了系统地分析和探讨,并对煤成油的勘探实践效果进行了系统回顾。研究发现:台北凹陷存在四种类型的原油:①第一类原油主要分布于台北凹陷中侏罗统,具有C29甾烷含量高、Pr/Ph值大、C24四环萜烷富集、原油碳同位素重等特点,生标特征与煤系源岩相近;②第二类原油分布于胜北次凹浅层,具有Pr/Ph值低、C27甾烷含量相对较高、成熟度较低等特征,油源来自于七克台组湖湘源岩;③第三类原油分布于火焰山-七克台断裂带及西部弧形构造带,具有煤系与七克台组湖湘源岩混源油的特征;④第四类原油仅见于台北凹陷三叠系油藏及红台2、神401井和胜南202井等少量井中,原油成熟度高,生标特征与二叠系源岩相似。台南凹陷主要为稠油,油源主要来自于台北凹陷桃东沟群;稠油降解程度受古构造背景、断层发育及油藏内部连通性等因素的控制,具有东强西弱、上油组降解程度强而下油组降解较弱的特点;原油成熟度低、运移成藏过程中轻质组分的散失以及成藏后期生物降解等因素的共同作用是原油稠变的主要原因。托克逊凹陷原油油源主要来自于三叠系湖湘源岩。台北凹陷中侏罗统原油为煤成油的认识与油气勘探实践结果存在明显分歧,具体表现在:①与邻区相比,台北凹陷煤岩富氢组分并不富集;②煤系泥岩的生、排烃性能明显要优于煤岩;③煤岩并不具有“早生早排”的特征;④煤成烃预测资源量与油气探明储量之间明显不匹配;⑤煤成油认识难以解释台北凹陷已发现油藏的油气富集规律;⑥台北凹陷目前发现的天然气,主要为混源成因气。结合其它的一些地质及地球化学证据,认为台北凹陷中下侏罗统煤岩和碳质泥岩虽然能够生成一定数量的液态烃类,但难以大规模地排除并聚集形成大规模的商业性油气田;目前台北凹陷中侏罗统地层中发现的原油,可能并不是严格意义上的“煤成油”,而是深层二叠系湖相泥岩与煤系的“混源油”。
刘德汉,肖贤明,田辉,卢家烂,闵育顺[8]（2008）在《含油气盆地中流体包裹体类型及其地质意义》文中指出根据流体包裹体的透光和荧光性特征,首先将包裹体划分为烃包裹体、含烃包裹体和无荧光的盐水包裹体与非烃包裹体3大类。其次,再根据包裹体的组成和相态特征,将烃包裹体划分为以下9类:液态烃-气液烃包裹体、气态烃包裹体、含沥青包裹体、含烃盐水包裹体、含烃气体包裹体、液相盐水包裹体、两相盐水包裹体、非烃气体包裹体和含子矿物的盐水包裹体。液态烃-气液烃包裹体类进一步划分为以下4个亚类:重质油包裹体、中质油包裹体、轻质油包裹体和凝析油包裹体。论文还重点探讨了烃包裹体在烃源岩、储集岩和输导岩中的分布规律及各类流体包裹体在油气生成、运移和成藏演化中的地质应用。
唐泽玮[9]（2006）在《南堡凹陷东营组烃源岩与油气成藏特征研究》文中认为东营组烃源岩和油气成藏的研究是冀东油田在已勘探区精细勘探寻找资源储量的一个重要课题,对今后勘探策略部署具有很重要的作用。前人对南堡凹陷沙河街组烃源岩做了大量的研究工作,但东营组烃源岩及其油藏分布认识不清楚,因此本文主要研究东营组烃源岩的生烃潜力以及油气成藏形成与分布特征。烃源岩显微组分、镜质体反射率、氯仿沥青“A”、族组成份、色谱质谱和同位素实验分析表明:与沙河街对比,东营组烃源岩热演化成熟度低（本次实测值Ro约0.490.81%）,东三段烃源岩大部分已进入成熟阶段,东二和东一段烃源岩为未熟-低熟阶段;烃源岩有机质丰度,东三段烃源岩为东营组最好,其次为东二和东一。油岩对比研究表明,东营组及其以上层系的原油来自东营组的烃源岩,高柳断层以南地区更为明显。此外,发现原油具有低熟油特征,分子地球化学参数证实来自东二和东一段未熟-低熟的烃源岩。流体包裹体研究表明,油气成藏主要存在两期充注即明化镇早期为油气第一次成藏（108 Ma）,明化镇晚期为油气第二次成藏（42 Ma）。成藏研究和成藏过程模拟证实油气藏的分布主要受断层控制,在沟通油源的主干断层两侧的圈闭是油气的最有利的聚集区。含油气系统软件（PetroMod）对油气成藏的区带进行含油气系统模拟,再现油气藏形成的生烃、运移和聚集的过程,为详细、清楚地揭示了油气成藏的规律提供了依据。
曾庆辉[10]（2006）在《临南洼陷烃源岩油气生成的动力学模拟与成藏体系研究》文中认为惠民凹陷临南洼陷是一个典型第三纪断拗型洼陷。该洼陷典型特点是含油气层位多,分布广,构造复杂,油气藏成因复杂。长期以来对油气生成与成藏规律认识深度不够,对开拓新的勘探领域缺少科学依据。本研究开展临南洼陷生烃成藏研究,取得了如下主要成果与认识: （1）.临南洼陷主力烃源岩生烃母质主要是菌解无定形体,干酪根中含有较高的有机硫,含量可达3.68%～7.28%:烃源岩体现出早期生油的特点,石油窗介于VRo 0.50%-0.90%。 （2）.临南洼陷烃源岩生烃周期长,可从35Ma开始,一直延续到现在,明显存在两个生油期:第一个生油峰期出现在30-20Ma,第二个生油峰期出现在10Ma以后。 （3）.临南洼陷含油气系统可划分成三个成藏体系:早期（20Ma以前）低成熟油气成藏体系;中期（10-20Ma）成藏体系;晚期（10Ma以后）成藏体系。早期与中期成藏体系主要形成隐蔽性油气藏,晚期成藏体系主要形成构造油气藏。目前发现的油气藏主要属晚期成藏体系。 （4） 临南洼陷油气勘探方向是在继续寻找构造油气藏的同时,要以寻找早期成藏体系形成的隐蔽地层、岩性油气藏为重点,勘探位置应由隆起转向斜坡带及盆地内部。 本研究成果不仅对于临南洼陷油气评价与勘探具有指导作用,而且对于我国第三纪陆相油气盆地成藏规律的研究具有借鉴与参考价值。
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。
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。
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。
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 页岩润湿性及影响因素 |
| 1.2.2 页岩甲烷吸附解吸研究 |
| 1.2.3 页岩润湿性变化与页岩气赋存 |
| 1.2.4 主要存在问题 |
| 1.3 研究目的与意义 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究意义 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.4.3 完成主要工作量 |
| 1.5 主要创新点 |
| 2 地质背景与样品选取 |
| 2.1 地质背景 |
| 2.1.1 页岩地层发育 |
| 2.1.2 构造与沉积演化 |
| 2.2 样品选取 |
| 2.3 实验方案 |
| 2.3.1 页岩物质组成分析 |
| 2.3.2 页岩润湿性测试 |
| 2.3.3 页岩孔隙参数测试 |
| 2.3.4 甲烷吸附解吸实验 |
| 3 页岩润湿性评价及预测 |
| 3.1 页岩润湿性测试结果 |
| 3.1.1 接触角 |
| 3.1.2 自发渗吸 |
| 3.1.3 量热 |
| 3.1.4 平衡润湿 |
| 3.2 页岩润湿性评价 |
| 3.2.1 接触角和自发渗吸结果对比 |
| 3.2.2 页岩润湿性评价方法优选 |
| 3.3 页岩润湿性评价模型 |
| 3.3.1 页岩润湿性影响因素 |
| 3.3.2 页岩润湿性预测与评价模型 |
| 4 页岩孔隙特征及控制因素 |
| 4.1 孔隙类型和形态 |
| 4.1.1 扫描电镜下孔隙类型 |
| 4.1.2 低压氮气吸附曲线 |
| 4.2 孔隙大小和分布 |
| 4.2.1 干燥样孔隙特征 |
| 4.2.2 水湿样孔隙特征 |
| 4.3 页岩孔隙发育主控因素 |
| 4.3.1 孔隙发育影响因素 |
| 4.3.2 孔隙发育预测模型 |
| 5 页岩含水分布的润湿约束与地质控制 |
| 5.1 润湿约束下页岩含水特征 |
| 5.1.1 基于Kelvin方程的毛细凝聚水分布 |
| 5.1.2 基于Derjaguin理论的水膜分布 |
| 5.1.3 基于页岩属性的水膜分布 |
| 5.2 页岩含水演化模式 |
| 5.2.1 页岩含水来源及类型划分 |
| 5.2.2 页岩含水演化模式 |
| 5.3 页岩含水分布的地质控制 |
| 5.3.1 有机质和矿物组分的影响 |
| 5.3.2 孔隙结构的影响 |
| 5.3.3 页岩水分布的地质控制 |
| 6 页岩润湿性对甲烷吸附的控制机理 |
| 6.1 干燥与水湿页岩甲烷吸附主控因素 |
| 6.1.1 实验数据处理 |
| 6.1.2 页岩甲烷吸附解吸特征 |
| 6.1.3 页岩甲烷吸附解吸主控因素 |
| 6.2 页岩润湿性对甲烷吸附的控制作用 |
| 6.2.1 页岩润湿性与甲烷吸附解吸关系 |
| 6.2.2 页岩润湿性与甲烷赋存地质模式 |
| 6.3 研究区页岩润湿性与甲烷吸附关系 |
| 6.3.1 页岩润湿性-吸附性垂向变化特征 |
| 6.3.2 基于润湿-吸附研究的有利层段优选 |
| 7 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题背景与研究意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线图 |
| 1.4 主要工作量 |
| 第二章 研究区地质背景 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积相展布 |
| 第三章 吐格尔明地区源储特征 |
| 3.1 烃源岩特征 |
| 3.1.1 烃源岩厚度 |
| 3.1.2 烃源岩成熟度 |
| 3.2 储层特征 |
| 3.2.1 储层类型划分 |
| 3.2.2 储层宏观特征 |
| 3.2.3 储层微观特征 |
| 3.3 盖层特征 |
| 第四章 油气特征及油气源对比 |
| 4.1 原油特征 |
| 4.1.1 原油性质 |
| 4.1.2 原油成熟度 |
| 4.2 天然气特征 |
| 4.2.1 天然气性质 |
| 4.2.2 天然气成熟度 |
| 4.3 油气源对比 |
| 4.3.1 抽提液颜色 |
| 4.3.2 生标化合物 |
| 4.3.3 碳同位素 |
| 第五章 油气成藏过程 |
| 5.1 烃包裹体检测 |
| 5.2 储层定量荧光分析 |
| 5.3 包裹体温度特征 |
| 5.4 烃源岩热演化和充注过程 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 古油藏研究现状 |
| 1.2.2 油气包裹体研究现状 |
| 1.2.3 川东北地区油气藏研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第2章 古油藏地质背景 |
| 2.1 区域大地构造背景 |
| 2.1.1 区域大地构造位置 |
| 2.1.2 区域大地构造演化 |
| 2.2 区域地质概况 |
| 2.2.1 基底概述 |
| 2.2.2 出露地层 |
| 2.2.3 区域构造分带 |
| 第3章 古油藏地质特征 |
| 3.1 古油藏成藏地质条件 |
| 3.1.1 古油藏烃源岩条件 |
| 3.1.2 古油藏储层条件 |
| 3.1.3 古油藏盖层条件 |
| 3.1.4 古油藏生储盖组合 |
| 3.1.5 古油藏构造圈闭条件 |
| 3.1.6 古油藏成藏影响因素分析 |
| 3.1.7 川东北地区油气成藏有利条件 |
| 3.2 典型古油藏地质特征 |
| 3.2.1 盘龙洞古油藏 |
| 3.2.2 庙坝古油藏 |
| 3.2.3 白果油气苗产出特征 |
| 3.2.4 渔渡沥青点产出特征 |
| 3.2.5 偏岩子沥青点产出特征 |
| 第4章 古油藏流体包裹体研究 |
| 4.1 样品的采集、制备及研究方法 |
| 4.2 古油藏流体包裹体岩相学特征 |
| 4.3 古油藏流体包裹体的均一温度及盐度 |
| 4.3.1 盘龙洞古油藏均一温度及盐度 |
| 4.3.2 庙坝古油藏包裹体均一温度及盐度 |
| 4.3.3 白果油苗包裹体均一温度及盐度 |
| 4.3.4 渔渡沥青点包裹体均一温度及盐度 |
| 4.3.5 偏岩子沥青点包裹体均一温度及盐度 |
| 4.3.6 川东北地区古油藏包裹体均一温度和盐度特征 |
| 4.4 古油藏流体包裹体激光拉曼成分分析 |
| 第5章 古油藏包裹体研究意义 |
| 5.1 古油藏成藏物理化学条件 |
| 5.1.1 生油温度 |
| 5.1.2 盐度条件 |
| 5.2 油气演化及有机质成熟度 |
| 5.3 古油藏油气充注时代 |
| 5.3.1 古油藏成藏史 |
| 5.3.2 典型古油藏充注时代 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 塔里木盆地油气勘探 |
| 1.2.2 塔里木盆地地质研究 |
| 1.2.3 国内外古岩溶研究 |
| 1.2.4 古岩溶研究发展趋势 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 工作量及创新点 |
| 1.4.1 工作量 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第二章 塔里木盆地地质概况 |
| 2.1 构造演化特征 |
| 2.2 奥陶系发育地层和沉积相 |
| 2.2.1 奥陶纪地层 |
| 2.2.2 奥陶系沉积相 |
| 2.3 奥陶系岩性和成岩作用 |
| 2.3.1 奥陶系碳酸盐岩岩性 |
| 2.3.2 奥陶系碳酸盐岩成岩作用 |
| 第三章 奥陶系古岩溶发育类型、特征及发育规律 |
| 3.1 古岩溶发育类型 |
| 3.2 古岩溶识别特征 |
| 3.2.1 同生期古岩溶识别特征 |
| 3.2.2 风化壳古岩溶识别特征 |
| 3.2.3 埋藏期古岩溶识别特征 |
| 3.3 古岩溶发育规律 |
| 3.3.1 同生期古岩溶发育规律 |
| 3.3.2 风化壳古岩溶发育规律 |
| 3.3.3 埋藏期古岩溶发育规律 |
| 第四章 影响奥陶系古岩溶发育的控制因素 |
| 4.1 同生期古岩溶发育的控制因素 |
| 4.1.1 沉积相 |
| 4.1.2 海平面变化 |
| 4.2 风化壳古岩溶发育的控制因素 |
| 4.2.1 岩性 |
| 4.2.2 构造作用 |
| 4.2.3 古地貌与古水文体系 |
| 4.2.4 古气候 |
| 4.3 埋藏期古岩溶发育的控制因素 |
| 4.3.1 温度和压力 |
| 4.3.2 参与作用的流体性质 |
| 4.3.3 流体运移通道 |
| 第五章 塔里木盆地古岩溶发育地区的对比 |
| 5.1 塔中地区古岩溶 |
| 5.1.1 地质概况 |
| 5.1.2 奥陶系 |
| 5.1.3 古岩溶分布规律 |
| 5.2 塔北地区古岩溶 |
| 5.2.1 地质概况 |
| 5.2.2 奥陶系 |
| 5.2.3 古岩溶分布规律 |
| 5.3 塔西南地区古岩溶 |
| 5.3.1 地质概况 |
| 5.3.2 奥陶系 |
| 5.3.3 古岩溶分布规律 |
| 5.4 三大古岩溶发育地区对比分析 |
| 5.4.1 同生期古岩溶对比分析 |
| 5.4.2 风化壳古岩溶对比分析 |
| 5.4.3 埋藏期古岩溶对比分析 |
| 第六章 奥陶系古岩溶储层预测 |
| 6.1 奥陶系碳酸盐岩储层发育的控制因素 |
| 6.1.1 有利岩相 |
| 6.1.2 多类型多期次古岩溶发育 |
| 6.1.3 构造运动 |
| 6.2 奥陶系古岩溶储层预测 |
| 6.2.1 垂向上古岩溶储层分析 |
| 6.2.2 古岩溶储层分析与评价 |
| 第七章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油气包裹体的概述 |
| 1.1 流体包裹体的定义和成因机理 |
| 1.1.1 流体包裹体的定义 |
| 1.1.2 流体包裹体的成因机理 |
| 1.2 油气包裹体的定义及其特征 |
| 1.3 油气包裹体的分类 |
| 第二章 油气包裹体PVTX 动力学模拟 |
| 2.1 PVTX 动力学模拟的优点 |
| 2.2 模拟的基本原理 |
| 2.3 模拟的方法 |
| 2.3.1 热动力学模拟的基本参数 |
| 2.3.2 油气包裹体成分和最小捕获压力的模拟 |
| 2.3.3 油气包裹体等容线与同期盐水包裹体均一温度法求捕获压力 |
| 第三章 松辽盆地齐家北地区的包裹体特征 |
| 3.1 齐家北地区地质概况 |
| 3.1.1 齐家北地区的地质概况 |
| 3.1.2 齐家北地区的构造背景 |
| 3.2 齐家北地区油气包裹体样品 |
| 3.2.1 油气包裹体样品的基本特征 |
| 3.2.2 齐家北地区的油气包裹体特征与油气注入期次分析 |
| 第四章 油气包裹体 PVTX 动力学模拟在齐家北地区的应用 |
| 4.1 油气包裹体成分的模拟 |
| 4.2 油气包裹体和同期盐水包裹体等容线的求取 |
| 4.2.1 油气包裹体等容线的求取 |
| 4.2.2 同期盐水包裹体等容线的求取以及捕获压力的计算 |
| 4.3 根据包裹体的捕获压力进行油气成藏时期的研究 |
| 4.4 根据油气主要成藏时期进行油气藏埋藏深度的研究 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 0 前言 |
| 0.1 选题目的和意义 |
| 0.2 单个包裹体国内外研究现状 |
| 0.3 主要研究内容及技术路线 |
| 0.4 完成工作量 |
| 0.5 主要创新成果 |
| 1 地质背景简介 |
| 1.1 区域构造背景 |
| 1.2 盆地演化特征 |
| 1.3 地层分布特征 |
| 1.4 沉积环境与物源分析 |
| 1.5 岩石类型及特征 |
| 1.6 相层序 |
| 2 砂岩薄片偏光/荧光显微镜镜下鉴定及含油包裹体丰度测量 |
| 2.1 光致发光原理 |
| 2.2 矿物薄片偏光、荧光镜下鉴定及GOI测量 |
| 3 均一温度、盐度与成藏期次 |
| 3.1 均一法测温原理 |
| 3.2 冷冻法测量包裹体盐度的原理 |
| 3.3 实验装置 |
| 3.4 实验结果和讨论 |
| 4 单个油气包裹体紫外-可见显微荧光光谱测量 |
| 4.1 单个流体包裹体紫外-可见显微荧光光谱测量装置 |
| 4.2 测量步骤 |
| 4.3 显微镜内置汞灯经荧光滤块滤色后的准单色光光谱 |
| 4.4 标准芳烃荧光光谱 |
| 4.5 "背景"荧光与减谱因子的确定 |
| 4.6 单个油气包裹体紫外-可见显微荧光光谱测量 |
| 5 原油荧光光谱测量及分析 |
| 5.1 原油族组分分析 |
| 5.2 原油荧光光谱测量及光谱分析 |
| 6 古油和原油轻重比、色度及油气成熟度、来源 |
| 6.1 古油和原油轻重比及油气成熟度、来源 |
| 6.2 由荧光光谱反演色度的原理 |
| 6.3 包裹体和原油色度及油气成熟度、来源和充注期次 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历 |
| 发表的学术论文 |
| 获得发明专利 |
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 煤成油研究现状及主要内容 |
| 1.3 目前吐鲁番坳陷油气成因研究中存在的主要问题 |
| 1.4 研究思路及研究内容 |
| 1.5 论文的主要创新点 |
| 2 盆地区域地质及含油气系统特征 |
| 2.1 盆地区域地质特征 |
| 2.2 盆地沉积特征 |
| 2.3 盆地含油气系统特征 |
| 3 烃源岩生烃特征 |
| 3.1 源岩分布特征 |
| 3.2 有机质丰度 |
| 3.3 源岩成烃母质类型 |
| 3.4 烃源岩热演化特征 |
| 3.5 烃源岩生标组成特征 |
| 4 吐鲁番坳陷原油成因类型及分布特征 |
| 4.1 原油成因类型划分 |
| 4.2 不同类型原油分布特征 |
| 5 台北凹陷原油成因分析 |
| 5.1 台北凹陷上含油气系统原油地球化学特征 |
| 5.2 上含油气系统原油成熟度特征 |
| 5.3 上含油气系统原油油源分析 |
| 5.4 中含油气系统原油油源分析 |
| 6 台南凹陷稠油成因分析 |
| 6.1 原油物性及地球化学特征 |
| 6.2 稠油油源分析 |
| 6.3 稠油降解程度及分布特征 |
| 6.4 稠油成因机制分析 |
| 6.5 稠油成藏及稠化过程分析 |
| 6.6 台南凹陷稀油显示的发现及其意义 |
| 7 托克逊凹陷原油油源分析 |
| 7.1 原油地球化学特征 |
| 7.2 原油油源分析 |
| 8 煤成油实践效果分析与形成机制探讨 |
| 8.1 吐哈盆地煤成油的研究历史及主要认识 |
| 8.2 煤成油气田的勘探发现历史回顾 |
| 8.3 煤成油勘探实践效果分析 |
| 8.4 “煤成油”形成机制探讨 |
| 8.5 结果讨论 |
| 主要结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 1 引言 |
| 2 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造位置 |
| 2.2 地层分布特征 |
| 2.3 构造单元 |
| 2.4 烃源岩分布特征 |
| 3 烃源岩生烃潜力评价 |
| 3.1 东营组烃源岩分布与实验分析 |
| 3.2 有机质类型 |
| 3.3 有机质丰度 |
| 3.4 有机质热演化程度 |
| 3.5 小结 |
| 4 油源对比 |
| 4.1 原油物理性质与化学组成 |
| 4.2 原油分子地球化学研究 |
| 4.3 油源对比 |
| 4.4 小结 |
| 5 油气成藏特征与含油气系统模拟 |
| 5.1 东营组沉积相与构造特征 |
| 5.2 油气成藏期次研究 |
| 5.3 含油气系统模拟简介 |
| 5.4 油气成藏特征与模拟 |
| 6 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 简历 |
| 1 前言 |
| 1.1 本研究的目的和意义 |
| 1.2 主要研究内容 |
| 1.3 研究思路与技术路线 |
| 1.4 特色与创新点 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 创新性成果 |
| 2 临南洼陷油气地质概况 |
| 2.1 地质构造背景 |
| 2.2 地层发育 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 构造演化 |
| 2.5 火山活动 |
| 2.6 油气分布 |
| 3.烃源岩发育与评价 |
| 3.1 烃源岩的沉积特征 |
| 3.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.3 烃源岩成熟度 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 烃源岩生烃动力学模拟 |
| 4.1 概述 |
| 4.2 生烃动力学方法 |
| 4.3 生烃动力学热模拟实验结果 |
| 4.4 生烃动力学参数 |
| 4.5 地质参数 |
| 4.6 生烃史模拟计算结果与评价 |
| 4.7 油气生成地质模式 |
| 4.8 本章小结 |
| 5 临南洼陷储层流体包裹体研究 |
| 5.1 流体包裹体的研究内容和实验技术条件 |
| 5.2 流体包裹体研究 |
| 5.3 流体包裹体均一温度 |
| 5.4 石油包裹体捕获温度和捕获压力 |
| 5.5 辉绿岩中石油包裹体的形成条件探讨 |
| 5.6 辉绿岩中的固体沥青 |
| 5.7 油气藏油气充注历史 |
| 5.8 本章小结 |
| 6 成藏体系与勘探方向 |
| 6.1 成藏体系的慨念与划分 |
| 6.2 典型油气藏的成藏作用 |
| 6.3 油气勘探潜力与勘探方向 |
| 7 主要成果与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 博士生期间发表与待发表论文 |
| 声明 |
