一、Deep overpressure gas accumulation（论文文献综述）
李伟,王雪柯,赵容容,唐大海,尹宏,裴森奇[1]（2022）在《川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏超压体系形成演化与天然气聚集关系》文中研究说明川西前陆盆地上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩天然气（以下简称致密气）勘探的重要领域,其超压体系的形成与演化对其天然气聚集具有重要影响与控制作用。为了深化川西前陆盆地中生界致密气聚集规律认识与有利勘探区带预测,利用该区气藏压力、钻井液密度资料,以及前人开展的包裹体均一温度研究成果与含烃盐水包裹体PVT模拟气藏古压力恢复成果,结合须家河组不同含气区的埋藏史与构造运动,研究了该区地层流体压力特征、形成机制与演化及其与天然气大规模聚集关系。研究结果表明:（1）川西前陆盆地须家河组于晚三叠世—侏罗纪形成了欠压实作用超压体系,并在烃源岩成熟度为0.75%时消失或维持弱超压;（2）晚侏罗世—白垩纪的生烃作用形成了须家河组的古超压体系,其中古超压体系在坳陷带形成于中晚侏罗世,在隆起带及其邻区形成于白垩纪;（3）燕山期—喜马拉雅期的差异构造运动对须家河组超压体系演化影响十分明显,坳陷带—斜坡带在古近纪超压体系得以维持并略有增强,而隆起带与断裂活动强烈区的超压系统遭受不同程度的破坏;（4）现今超压体系是生烃与构造挤压联合形成的古超压体系经历强烈构造改造后的残余压力体系;（5）超压体系的持续发育促进了川中地区大面积低丰度天然气区的形成,确保了坳陷带的中北部致密气的大面积封存。结论认为,不仅前陆盆地隆起带及其邻区、坳陷带的川合—绵阳—黎雅以及冲断带—坳陷带为须家河组致密气发育区,而且须家河组超压体系之上的侏罗系—白垩系都具有致密气勘探的良好前景,上述领域均是未来致密气大气田的重要勘探方向。
吴迅达,廖晋,孙文钊,刘平,李春雷[2]（2021）在《莺歌海盆地天然气运聚成藏条件与分布富集规律》文中指出油气勘探实践表明莺歌海盆地的天然气形成、分布及保存均与底辟区超压体系密切相关。文章根据地震、测井及地质资料与钻探成果,系统地分析总结了莺歌海盆地天然气生成、运聚及富集成藏特征。研究表明,莺歌海盆地天然气分布往往具有浅层气田沿中央泥底辟带分布、中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部的特征,且具有"流体超压驱动、底辟裂缝输导、重力流扇体储集、高压泥岩封盖、天然气幕式脱溶成藏"的运聚成藏及富集规律。
袁玉松,郝运轻,刘全有,高键,张守庆[3]（2021）在《TSR烃类化学损耗评价：Ⅱ四川盆地含硫化氢天然气藏TSR烃类损耗程度》文中研究表明在深层—超深层油气保存条件评价研究中,既要关注天然气的物理散失,也要关注高温高压下的烃类化学损耗。热化学硫酸盐还原（TSR）常见于含膏碳酸盐岩层系中,TSR强度越大,烃类损耗程度越大。烃类含量与干燥系数、非烃类含量与酸性气体指数和碳/硫同位素系列指标在一定程度上可以反映TSR强度,但难以满足定量评价的需要。基于四川盆地高含硫化氢或者存在强烈TSR的气藏全部为常压气藏,而邻近的硫化氢含量低且未遭受过TSR的气藏普遍为超压气藏这一基本地质事实,认为TSR烃类化学损耗在超压气藏转变为常压气藏的过程中起着关键作用。因此,利用地层条件下天然气状态参数,尝试建立了TSR烃类化学损耗定量评价方法:Zn PVT状态参数评价法。以普光、元坝、建南和威远等气田的代表性钻井为例,开展了TSR烃类损耗程度评价。结果表明:普光气田长兴组—飞仙关组气藏、元坝气田长兴组气藏、建南气田长兴组—飞仙关组气藏和威远气田灯影组气藏TSR烃类损耗分别为原始储量的18%、20%、10%和64%。该项评价结果与实际地质条件相符。
郭旭升,蔡勋育,刘金连,刘超英,程喆,高波,石磊[4]（2021）在《中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望》文中研究表明"十三五"以来,中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）全面贯彻落实"四个革命、一个合作"能源安全新战略和"大力提升国内油气勘探开发力度"重要批示的精神,油气勘探工作以战略突破与规模增储为核心,加强理论与技术创新,大打高质量勘探进攻仗,取得了一批重要的油气勘探成果。为了加快推动中国石化天然气业务的发展,在全面梳理"十三五"以来天然气勘探成果,理论、技术进展的基础上,展望了未来中国石化天然气勘探的方向和发展潜力。研究结果表明:（1）"十三五"以来,中国石化坚持"海相陆相并举、常规非常规并重"的战略部署,按照"做大海相常规气、做强海相页岩气、做优陆相致密气"的思路,创新发展了我国南方海相页岩气、中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩领域的油气成藏理论;（2）攻关形成了基于储层识别描述与甜点预测为核心的三维地震勘探技术,攻关集成了深层/超深层钻完井、酸压测试、长水平井压裂与超大功率电动成套压裂、易钻复合桥塞等配套装备与工具;（3）在海相页岩、海相碳酸盐岩、陆相致密碎屑岩等3大领域取得了一系列天然气勘探成果,新增天然气探明储量1.006 8×1012 m3,为中国石化天然气产量快速增长提供了优质资源保障;（4）展望未来,中国石化探区具有较雄厚的天然气资源基础,我国中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩、海域深层碎屑岩、东部成熟探区深层碎屑岩与火成岩等领域是其天然气勘探发展的主要方向。结论认为,"十四五"期间,预计中国石化可新增天然气探明储量1.16×1012～1.36×1012 m3,可以为我国天然气大发展夯实资源基础。
于俊峰,吴其林,晁彩霞,林懿瑜,詹子钦,赖焕明[5]（2021）在《南海常压与超压气水过渡带岩电特征与气藏结构》文中研究指明碎屑岩气藏的常压与超压气水过渡带的岩电特征不同,常压与超压气水过渡带也影响气藏结构。文中利用南海地区钻井岩电资料及勘探实践资料,通过分析了过渡带气水关系成因与岩电标志得出:常压气藏常规储层的测井电阻率曲线基本呈两段式,超压气藏气水过渡带测井电阻率曲线呈明显的三段式。气水过渡带岩电特征的差异体现了碎屑岩气藏结构模式:常规储层的常压气藏气水界面清楚,没有明显的过渡带,气层以气水界面为界;常规储层的超压气藏过渡带长,过渡带含气饱和度也较高,应该在段内取点作为气水界面;含致密砂岩透镜体的超压气藏受致密砂岩透镜体影响,气藏结构跟砂岩透镜体的顶面形状相关。该结论有别于以往以常规气藏气水界面作为超压气层底界的认识,可以更准确地判识气藏结构与评价气藏储量。
鲁雪松,柳少波,田华,马行陟,于志超,范俊佳,桂丽黎,刘强[6]（2021）在《深层背斜圈闭中泥岩盖层完整性评价方法及其应用——以四川盆地川中地区震旦系气藏为例》文中认为深层致密泥岩盖层由于成岩程度高、脆性强,易发生脆性破裂并造成盖层泄漏,因此,盖层的完整性评价十分关键。泥岩盖层的变形特征主要受泥岩密度和围压控制,随着埋深增大,泥岩会经历塑性—脆性—塑性的复杂转变,但在沉积盆地埋深范围内总体以发育脆性变形为主。深层泥岩盖层在抬升过程中由于脆性增强,更易发生脆性破裂。在同样的抬升背景下,浅层泥岩盖层比深层泥岩盖层会优先破裂;对于同一套泥岩盖层,抬升量大的地区,其泥岩盖层会优先破裂。综合考虑泥岩的脆性程度以及泥岩盖层所经受的构造应变大小,建立了泥岩盖层完整性评价方法,利用该方法对四川盆地川中地区震旦系气藏中的寒武系筇竹寺组泥岩盖层进行了实例研究。结果表明,威远构造在喜马拉雅期的抬升量和应变大,由于寒武系筇竹寺组泥岩盖层发生破裂形成泄漏窗口,导致威远气田现今为残留气藏,其圈闭充满度仅为25%;安岳气田晚期构造稳定、应变小、埋深大,尽管其寒武系筇竹寺组泥岩盖层保持完整,但天然气可从圈闭溢出点沿着震旦系—寒武系不整合面向威远构造的泄漏窗口发生侧向泄漏,造成安岳气田震旦系灯影组的古超压气藏在现今转变为常压气藏。在四川盆地腹部寒武系筇竹寺组泥岩盖层埋深大于4km且断裂不发育的地区,震旦系灯影组天然气藏的保存条件好,勘探潜力大。该方法适用于对断裂不发育的背斜圈闭进行泥岩盖层完整性评价,可推广应用到深层勘探目标的评价和优选中。
李伟,陈竹新,黄平辉,于志超,闵磊,鲁雪松[7]（2021）在《中国中西部典型前陆盆地超压体系形成机制与大气田关系》文中研究指明基于实测地层压力、重点探井钻井液密度、测井计算压力等资料的研究,结合天然气地质条件分析,探讨不同前陆盆地地层流体超压体系特征与形成机制以及超压体系与大规模天然气聚集的关系。研究结果表明,（1）不同前陆盆地地层超压形成机制存在较大差异,库车前陆盆地主要是塑性盐膏层超压封闭与深层—超深层的生烃增压,准南前陆盆地主要是生烃增压与欠压实封闭,川西前陆盆地主要是生烃增压与古流体超压封存;（2）前陆盆地存在多类型超压与多层位超压叠置发育、封闭性前陆冲断构造带发育强超压—极强超压、前陆隆起区深层发育强超压—极强超压等3个方面的共性特征;（3）存在塑性盐膏层超压、生烃增压形成的超压、喜马拉雅期隆升剥蚀后的封存超压、欠压实超压等4种对大气田起重要控制作用的区域性超压封盖与封存机制;（4）区域性超压是大气田形成的重要保障,超压体系中充足的气源、大规模储集体与圈闭发育是大气田形成的基本条件,超压体系有利于深层—超深层大气田的形成。图8参48
赵子龙[8]（2020）在《渤中凹陷深层油气运聚成藏机制》文中研究表明油气作为流体矿产,其运聚作用反映其时、空演化的地质过程,是油气成藏理论和勘探目标优选的重要组成部分。渤中凹陷深层油气勘探效果突出,但油气运聚成藏过程研究薄弱。本文试图通过对渤中凹陷多次洼差异性烃源条件下的油气来源,输导体系与流体动力联合作用下的油气运移、成藏过程的研究,旨在探讨渤中凹陷深层油气运聚、成藏机制,以及勘探和目标区优选。立足30余口深层探井、评价井的基础地质资料,选取渤中凹陷西南部深层油气藏作为主要解剖区。通过岩心观察、显微薄片、油/气物性、有机/无机地化等翔实的资料,研究油气来源和深部流体示踪、输导格架发育特征、流体动力恢复与演化,以及优势运移指向,借助流体驱替物理实验和Petro Mod?数值模拟等正演手段,分析油气运聚成藏过程。取得了如下主要认识:渤中凹陷西南部深层油气主要来自富烃深次洼中的主洼、南洼和西南洼烃源岩,层位上以沙河街烃源贡献为主,东营组次之。热膨胀与底辟作用下的构造背景,岩相学组合和有机/无机地化特征,反映深部流体主要源于上地幔深部,略受壳源物质混染,借助深大断裂-裂缝体系,在喜马拉雅期发生以中心式和裂隙式区域喷发活动。渤中凹陷输导体系主要发育有高渗岩体、断层、不整合面和裂缝。多期形成的北北东和近南北向的正平移断裂、北西和北东向共轭走滑断裂,在新构造运动期间得以活化和再发育,为深层流体提供优势运移通道。裂缝主要包括近垂直缝、斜交缝和水平缝。水平缝形成时间要早于近垂直缝,近垂直缝早于斜交缝。多期次构造演化和烃源岩生、排烃增压耦合均有助于裂缝网络的形成。超压成因主要有沉积型超压、生烃增压和断裂引起的压力传递,其中沉积型超压和生烃增压是渤中凹陷超压的主要贡献者。流体动力演化整体表现为油势梯度呈逐渐增大趋势,约5.3Ma以来油势梯度达到最大。渤中凹陷深层油气经历了早油、晚气的混合运移过程,约5.3Ma以来天然气发生规模运聚过程。在流体势梯度驱动下,油气沿着断层-裂缝-高渗岩层-不整合面发生垂向和侧向长距离运聚,形成了“多源汇聚供烃-早油晚气-长距离垂、侧向差异运聚”的油气成藏模式。
曹秦智[9]（2020）在《阿尔金山前东坪隆起基岩天然气运移动力演化特征研究》文中研究表明随着对柴达木盆地阿尔金山前东坪地区勘探工作的开展,人们逐渐认识到了东坪地区天然气具有巨大的勘探潜力。通过前人对东坪地区油气源对比的研究,表明东坪地区气藏为源外气藏,区内本身并不发育烃源岩,区内天然气地化特征与坪东凹陷的侏罗系烃源岩高度吻合,依靠深大断裂的连通,远距离运移至东坪地区成藏。但目前为止,对东坪地区天然气运移动力的相关研究较少,为此,本文以东坪地区为研究对象,运用测井、录井、地震资料以及实测资料等,开展了对东坪地区地层压力特征的研究,并通过测井曲线法、图版识别等对研究区异常压力的成因机制进行了分析,随后在对压力特征及其成因分析的基础上,对研究区进行数值模拟,从流体势的角度开展了对东坪地区主要成藏时期流线的分析,以期对东坪地区天然气运移动力演化规律进行一定的总结。研究认为,（1）东坪地区地层中超压与常压体系共存,储层普遍表现为异常高压,压力系数在1.261.48之间,过剩压力在515MPa之间;泥岩压力特征根据平衡深度法计算得知不同层段压力表现出明显差异,埋深1000m以上表现为正常压实,E31出现压力异常高,过剩压力在6.228.21MPa之间,同样表现为高异常压力的还有E1+2底部的膏泥岩,剩余压力可达15MPa左右;（2）阿尔金山前东坪隆起泥岩异常压力成因为不均衡压实作用,其余增压机制贡献量可忽略不计;储层异常压力系多机制共同控制,流体膨胀与超压传递起着主要作用,且不同层位储层其各机制增压贡献量也有很大差异,E31储层流体膨胀与超压传递贡献量37%44%,不均衡压实贡献量50%左右;E1+2储层流体膨胀与超压传递增压贡献量为82%左右,基岩储层流体膨胀与超压传递增压贡献量在90%以上;研究区内构造挤压增压贡献量基于前人计算的结果,在引入计算封闭系数参数0.33910.3474后,其贡献量为4%10%左右。（3）依据数值模拟流线的指示,坪东凹陷高势区油气有着向东坪隆起高构造部位运移的趋势,中新世早期开始进入大量生油阶段,进入中新世末期后,开始进入大量的生气阶段,上新世中期,达到最大生气量,进入上新世末期,构造调整,进入晚期生气阶段,现今构造格局定型;（4）东坪隆起基岩成藏为远源成藏模式,依靠坪东大断裂连通坪东凹陷优质烃源岩垂向传递,横向依靠不整合面与优质砂体运移,在泥膏岩盖层、横向封闭断层、基岩孔缝的发育与背斜构造的组合配置下,形成了东坪隆起基岩气藏。
郭旭升,胡东风,黄仁春,魏志红,段金宝,魏祥峰,范小军,缪志伟[10]（2020）在《四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望》文中研究说明四川盆地深层—超深层天然气勘探近年来虽然取得了重大突破,但天然气整体探明率仍然较低。为了进一步明确四川盆地深层—超深层天然气的勘探前景,对先期在常规天然气领域发现的普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田（藏）与该盆地南部丁山、东溪深层非常规天然气——页岩气勘探突破进行了系统深入地研究与分析。研究结果表明:①对于常规天然气领域的深层—超深层礁滩气藏来讲,大型高能相带是控制规模性礁滩储层发育的基础,储层原始孔隙度高,早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、"孔缝耦合"则主要控制次生孔隙的发育,热液流体对储层的贡献具有双面性,烃类早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今,大型天然气成藏多具有"近源富集、相态转化、动态调整"的特点,持续保存是关键;②对于非常规天然气领域的深层—超深层页岩气藏来讲,页岩气普遍具有"高地层压力、高孔隙度、高含气量"的"超压富气"特征,"石英抗压保孔"和"储层流体超压"是深层优质页岩高孔隙度发育的关键,晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持"高地层压力、高含气量"的主要原因。结论认为,四川盆地深层—超深层常规与非常规天然气勘探潜力巨大;深层—超深层天然气地质目标识别与"甜点"预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步,是深层—超深层天然气高效勘探的前提和保障。
二、Deep overpressure gas accumulation（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、Deep overpressure gas accumulation（论文提纲范文）
（1）川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏超压体系形成演化与天然气聚集关系（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 川西前陆盆地超压体系的形成与演化 |
| 1.1 川西前陆盆地中生代古超压体系的形成 |
| 1.1.1 欠压实作用形成原始超压体系 |
| 1.1.2 生烃作用形成古超压体系 |
| 1.2 川西前陆盆地新生代超压体系的改造与演化 |
| 1.2.1 构造应力作用对古超压体系形成的贡献 |
| 1.2.2 构造运动的差异性对超压体系演化的影响 |
| 2 超压体系发育特征与天然气富集关系 |
| 2.1 川西前陆盆地须家河组超压发育特征 |
| 2.2 川西前陆盆地须家河组超压与天然气富集关系 |
| 3 结论 |
（2）莺歌海盆地天然气运聚成藏条件与分布富集规律（论文提纲范文）
| 1 地质概况及勘探成果 |
| 2 烃源岩特征 |
| 3 储层沉积模式 |
| 3.1 东方区黄流组沉积特征 |
| 3.2 乐东区浅层乐东组—莺歌海组沉积特征 |
| 4 天然气成藏条件及主控因素 |
| 4.1 高地温梯度及腐殖型有机质是形成天然气藏的基础 |
| 4.2 流体运聚输导体系是天然气成藏的必要条件 |
| (1)底辟穿刺型断裂： |
| (2)拱张型断裂： |
| (3)微裂隙： |
| 4.3 厚层浅海相泥岩有利于天然气保存 |
| 4.4 天然气运聚成藏主控因素 |
| (1)发育大型重力流海底扇储集体 |
| (2)高压泥岩封盖 |
| (3)底辟微裂缝输导 |
| (4)流体超压驱动 |
| (5)早期成藏有利于保护储层 |
| 5 大中型气田分布富集规律 |
| (1)浅层气田沿中央泥底辟带分布 |
| (2)中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部 |
| 6 结论 |
（3）TSR烃类化学损耗评价：Ⅱ四川盆地含硫化氢天然气藏TSR烃类损耗程度（论文提纲范文）
| 0前言 |
| 1 定量评价的基本思路 |
| 2 定量评价技术方法 |
| 3 定量评价应用实例 |
| 3.1 天然气的偏差系数 |
| 3.2 典型H2S气藏TSR烃类化学损耗 |
| 3.2.1 普光地区 |
| 3.2.2 元坝地区 |
| 3.2.3 建南地区 |
| 3.2.4 威远地区 |
| 4 讨论 |
| 5 结论 |
（4）中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1“十三五”天然气勘探成果 |
| 1.1 发展完善了海相页岩气勘探开发理论、技术，引领国内页岩气快速发展 |
| 1.1.1 实现国内首个页岩气田商业开发，建成北美之外最大的页岩气田 |
| 1.1.2 建立了深层页岩气富集模式，深层页岩气勘探取得重大成果 |
| 1.1.2. 1 发现并探明了中国首个深层页岩气田——威荣页岩气田 |
| 1.1.2. 2 丁山、东溪构造深层页岩气勘探取得积极进展 |
| 1.1.2. 3 永川区块深层页岩气勘探取得积极进展 |
| 1.1.3 常压页岩气低成本勘探开发技术取得重大进展，实现国内首个常压页岩气规模商业开发 |
| 1.1.4 持续加强选区评价，率先在四川盆地二叠系页岩气勘探取得重大发现 |
| 1.2 持续加强常规天然气勘探攻关，实现了海相碳酸盐岩领域重大突破 |
| 1.2.1 勘探开发一体化评价龙门山前带，高效探明海相千亿立方米级整装大气田 |
| 1.2.2 持续加强新层系新领域攻关，在四川盆地培育了4个千亿立方米级战略接替领域 |
| 1.2.2. 1 茅口组多类型气藏勘探取得新突破，展现了3个千亿立方米级规模接替区 |
| 1.2.2. 2 平桥1井获得高产天然气流，川东地区海相洗象池群勘探取得战略突破 |
| 1.2.3 鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探取得多点突破 |
| 1.2.3. 1 杭锦旗地区奥陶系马家沟组“缝洞型”气藏取得突破 |
| 1.2.3. 2 大牛地地区下古生界取得天然气勘探新突破 |
| 1.2.3. 3 富县地区下古生界实现了天然气商业突破 |
| 1.3 持续加强理论、技术攻关，实现了陆相致密气发展 |
| 1.3.1 深化盆缘差异成藏运聚认识，培育形成了东胜千亿立方米级整装致密砂岩气田 |
| 1.3.2 加强甜点攻关，四川盆地陆相致密气实现了有效拓展与规模增储 |
| 1.3.3 加强精细评价，松辽盆地天然气实现效益发展 |
| 1.3.3. 1 火石岭组中基性火山岩勘探取得重要突破 |
| 1.3.3. 2 松南断陷深层致密砂岩气勘探取得重要突破 |
| 2“十四五”天然气勘探前景展望 |
| 2.1 发展形势 |
| 2.2 前景展望 |
| 2.2.1 发展目标 |
| 2.2.2 发展思路与重点 |
| 2.2.2. 1 做大做强海相常规气 |
| 2.2.2. 2 攻关拓展海相页岩气 |
| 2.2.2. 3 做整做优陆相致密气 |
| 2.2.2. 4 积极拓展海域 |
| 2.2.2. 5 深化评价松南断陷深层气 |
| 2.3 保障措施 |
| 2.3.1 加大天然气勘探投入 |
| 2.3.2 加强天然气风险勘探 |
| 2.3.3 加强科技创新 |
| 2.3.4 提升工程技术保障能力 |
| 3 结束语 |
（6）深层背斜圈闭中泥岩盖层完整性评价方法及其应用——以四川盆地川中地区震旦系气藏为例（论文提纲范文）
| 1 方 法 |
| 1.1 基于岩石三轴力学实验的岩石脆性、塑性判识方法 |
| 1.2 深层泥岩盖层完整性的综合评价方法 |
| 2 泥岩盖层力学性质的变化 |
| 2.1 泥岩盖层力学性质随埋深的变化规律 |
| 2.1.1 脆性向塑性的转变 |
| 2.1.2 塑性向脆性的转变 |
| 2.1.3 塑性—脆性—塑性的复杂转变 |
| 2.2 深层泥岩盖层在抬升过程中脆性程度的变化 |
| 3 四川盆地震旦系气藏盖层的完整性评价 |
| 3.1 四川盆地震旦系气藏勘探现状与地质概况 |
| 3.2 寒武系筇竹寺组泥岩的脆性、塑性判识 |
| 3.3 寒武系筇竹寺组泥岩盖层的完整性评价 |
| 4 结 论 |
（7）中国中西部典型前陆盆地超压体系形成机制与大气田关系（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 前陆盆地超压特征与形成机制 |
| 1.1 典型前陆盆地超压体系个性特征与形成机制 |
| 1.1.1 川西前陆盆地 |
| 1.1.1. 1 超压体系基本特征 |
| 1.1.1. 2 超压体系形成机制 |
| 1.1.2 库车前陆盆地 |
| 1.1.2. 1 超压体系基本特征 |
| 1.1.2. 2 超压体系形成机制 |
| 1.1.3 准南前陆盆地 |
| 1.1.3. 1 超压体系基本特征 |
| 1.1.3. 2 超压体系形成机制 |
| 1.2 典型前陆盆地超压体系共性特征 |
| 2 前陆盆地超压体系与大气田形成 |
| 2.1 超压体系天然气大规模聚集的基本条件 |
| 2.1.1 烃源岩条件 |
| 2.1.2 储集层条件 |
| 2.1.3 封盖条件 |
| 2.2 超压体系与天然气大规模聚集规律 |
| 2.3 超压体系发育区大气田有利领域初步预测 |
| 3 结论 |
（8）渤中凹陷深层油气运聚成藏机制（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.1.1 题目来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 油气来源与深部流体 |
| 1.2.2 输导体系 |
| 1.2.3 流体动力 |
| 1.2.4 成藏模式 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路与技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要认识与创新点 |
| 1.5.1 主要认识 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 第二章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造背景 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 油气地质特征 |
| 2.3.1 烃源岩 |
| 2.3.2 储集层 |
| 2.3.3 盖层 |
| 2.3.4 分布层位与油气藏类型 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油气来源与深部流体示踪 |
| 3.1 油气来源 |
| 3.1.1 油气组分与热成熟度 |
| 3.1.2 天然气成因 |
| 3.1.3 不同构造油源对比 |
| 3.2 深部流体示踪 |
| 3.2.1 岩相组合特征 |
| 3.2.2 地球化学特征 |
| 3.2.3 深部流体活动模式 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 输导体系发育特征 |
| 4.1 输导体系 |
| 4.1.1 高渗岩体 |
| 4.1.2 断层 |
| 4.1.3 不整合面 |
| 4.2 断裂演化与形成机制 |
| 4.2.1 断裂演化 |
| 4.2.2 形成机制 |
| 4.3 裂缝类型与形成机制 |
| 4.3.1 裂缝类型 |
| 4.3.2 发育期次 |
| 4.3.3 形成机制 |
| 4.4 输导体系对油气运聚成藏的影响 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 流体动力恢复与演化特征 |
| 5.1 现今温压特征与超压成因 |
| 5.1.1 温度特征 |
| 5.1.2 压力特征 |
| 5.1.3 超压成因 |
| 5.2 古压力场恢复 |
| 5.2.1 流体包裹体恢复古压力 |
| 5.2.2 盆地模拟参数准备与选取 |
| 5.2.3 模拟结果有效性验证 |
| 5.3 流体动力场演化 |
| 5.3.1 垂向上流体动力场演化 |
| 5.3.2 平面上流体动力场演化 |
| 5.4 流体动力对油气运聚成藏的影响 |
| 5.4.1 泥岩压实计算的剩余压力对油气运聚的影响 |
| 5.4.2 数值模拟的剩余压力对油气运聚的影响 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 油气运聚过程与成藏机理 |
| 6.1 输导体系与流体动力联合控制下的油气运聚成藏过程 |
| 6.1.1 充注时间 |
| 6.1.2 运移方向 |
| 6.1.3 优势运聚区域 |
| 6.2 地化指标约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.1 饱和烃生标参数约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.2 原油含氮化合物约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.3 油包裹体定量荧光参数约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.3 深层油气成藏过程 |
| 6.3.1 油气充注历史 |
| 6.3.2 流体驱替实验 |
| 6.3.3 油气成藏模式 |
| 6.4 小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（9）阿尔金山前东坪隆起基岩天然气运移动力演化特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 研究内容、研究思路与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路与技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要认识和创新点 |
| 1.5.1 主要认识 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 阿尔金山前石油地质特征 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.1.1 区域构造背景及勘探历程 |
| 2.1.2 构造演化 |
| 2.2 地层和沉积特征 |
| 2.2.1 地层 |
| 2.3 生、储、盖特征 |
| 2.3.1 烃源岩 |
| 2.3.2 储层 |
| 2.3.3 盖层 |
| 2.4 生储盖配置 |
| 2.5 已知油气分布 |
| 第三章 阿尔金山前现今地层压力分布及其成因分析 |
| 3.1 实测储层地层压力特征 |
| 3.2 柴达木盆地异常压力成因分析 |
| 3.2.1 泥岩不均衡压实作用 |
| 3.2.2 其它增压作用 |
| 3.2.3 构造挤压作用 |
| 第四章 阿尔金山前流体动力数值模拟 |
| 4.1 模拟思路 |
| 4.2 软件模拟流程 |
| 4.3 三维地质模型的建立 |
| 4.4 数值模拟基本参数及边界条件 |
| 4.5 剥蚀量恢复 |
| 4.6 断裂分布特征及封闭性 |
| 4.7 关键时期流线模拟分析 |
| 4.8 东坪隆起基岩成藏模式 |
| 第五章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（10）四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望（论文提纲范文）
| 1 研究背景 |
| 2 勘探进展 |
| 2.1 深层—超深层礁滩气藏 |
| 2.2 深层—超深层页岩气藏 |
| 3 勘探理论成果 |
| 3.1 深层—超深层礁滩气藏 |
| 3.1.1 优质储层孔隙发育机制 |
| 3.1.1. 1 大型隆洼格局形成的陆棚—台缘高能相带控制着规模性优质储层的分布 |
| 3.1.1. 2 大型礁滩体为正地形沉积，古地貌相对较高，易于暴露溶蚀和白云岩化，微裂缝发育有助于改善储层物性，孔缝的良好耦合是次生孔隙形成的关键 |
| 3.1.1. 3 不整合岩溶作用与大面积浅滩叠合有利于大型储集体的形成 |
| 3.1.1. 4 深部流体活动对储层改造作用具有双面性 |
| 3.1.2 优质储层孔隙保存机制 |
| 3.1.3 天然气成藏富集机理 |
| 3.1.3. 1 大型气田多具有近源富集的特征 |
| 3.1.3. 2 天然气主要为原油裂解气且具有“多元供烃、多期充注”的特征 |
| 3.1.3. 3 持续保存是大型气田形成的关键 |
| 3.2 深层—超深层页岩气藏 |
| 3.2.1 深层页岩气藏普遍具有“高压、高孔、高含气量”的“超压富气”特征 |
| 3.2.2. 1 深水陆棚生物硅质对于页岩有机质孔的形成、保持具有重要的作用 |
| 3.2.2. 2 深层超压利于有机质孔的保持 |
| 3.2.3 晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持“高压、高含气量”的主要原因 |
| 4 勘探关键技术 |
| 4.1 深层—超深层碳酸盐岩目标描述技术 |
| 4.1.1 地震采集及处理技术 |
| 4.1.2 超深层碳酸盐岩有效储层预测技术 |
| 4.1.3 深层—超深层礁滩储层气水识别技术 |
| 4.2 深层—超深层页岩气“甜点”预测技术 |
| 4.2.1 基于高精度密度反演的TOC地震预测技术 |
| 4.2.2 深层页岩脆性指数预测模型与评价方法 |
| 4.2.3 页岩储层高精度裂缝预测技术 |
| 5 勘探潜力 |
| 5.1 深层—超深层常规气 |
| 5.2 深层—超深层页岩气 |
| 6 结论与展望 |
四、Deep overpressure gas accumulation（论文参考文献）
- [1]川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏超压体系形成演化与天然气聚集关系[J]. 李伟,王雪柯,赵容容,唐大海,尹宏,裴森奇. 天然气工业, 2022(01)
- [2]莺歌海盆地天然气运聚成藏条件与分布富集规律[J]. 吴迅达,廖晋,孙文钊,刘平,李春雷. 地质力学学报, 2021(06)
- [3]TSR烃类化学损耗评价：Ⅱ四川盆地含硫化氢天然气藏TSR烃类损耗程度[J]. 袁玉松,郝运轻,刘全有,高键,张守庆. 海相油气地质, 2021(03)
- [4]中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望[J]. 郭旭升,蔡勋育,刘金连,刘超英,程喆,高波,石磊. 天然气工业, 2021(08)
- [5]南海常压与超压气水过渡带岩电特征与气藏结构[J]. 于俊峰,吴其林,晁彩霞,林懿瑜,詹子钦,赖焕明. 断块油气田, 2021(04)
- [6]深层背斜圈闭中泥岩盖层完整性评价方法及其应用——以四川盆地川中地区震旦系气藏为例[J]. 鲁雪松,柳少波,田华,马行陟,于志超,范俊佳,桂丽黎,刘强. 石油学报, 2021(04)
- [7]中国中西部典型前陆盆地超压体系形成机制与大气田关系[J]. 李伟,陈竹新,黄平辉,于志超,闵磊,鲁雪松. 石油勘探与开发, 2021(03)
- [8]渤中凹陷深层油气运聚成藏机制[D]. 赵子龙. 西北大学, 2020(12)
- [9]阿尔金山前东坪隆起基岩天然气运移动力演化特征研究[D]. 曹秦智. 西安石油大学, 2020(10)
- [10]四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望[J]. 郭旭升,胡东风,黄仁春,魏志红,段金宝,魏祥峰,范小军,缪志伟. 天然气工业, 2020(05)