一、岩石热解参数在储层原油密度计算上的应用（论文文献综述）
肖洪[1]（2020）在《冀北-辽西地区中元古界分子标志物组成及地球化学意义》文中提出中国冀北-辽西地区广泛发育中-新元古界沉积地层,有利于开展地球早期生命演化、生物组成和古沉积环境等研究。大量的原生液态油苗和固体沥青的发现,展示了元古宇超古老油气资源良好的勘探潜力和前景。但受地质样品、地质资料、实验分析手段等条件的制约,对烃源岩分子标志化合物组成和古油藏成藏演化历史的研究尚不系统。本论文通过对原生有机质中分子标志化合物和碳同位素组成分析,探讨了冀北-辽西地区元古宙古海洋沉积环境和沉积有机质生物组成,并明确了典型古油藏的油气来源。结合区域地质背景,恢复了中元古界烃源岩的生烃史,厘定了古油藏的成藏期次与时间,重建了古油藏的成藏演化历史,揭示了超古老油气藏成藏规律。冀北-辽西地区中元古界高于庄组黑色泥质白云岩和洪水庄组黑色页岩为有效烃源岩,有机质丰度为中等-极好,处于成熟-高成熟热演化阶段。下马岭组页岩在宣隆坳陷成熟度低且有机质丰度高,但在冀北-辽西地区受早期岩浆侵入的影响而过早失去生烃能力。分子标志化合物和碳同位素分析表明,高于庄组沉积期盆地处于半封闭状态,水体较浅,盐度较高,浮游藻类较少,以蓝细菌等耐盐的低级菌藻类为主,且底栖宏观藻类繁盛。而洪水庄组和下马岭组沉积期水体较深,盐度较低,以蓝细菌、细菌和浮游生物为主。洪水庄组和下马岭组烃源岩中普遍含高丰度的C19-C20三环萜烷、C24四环萜烷、C18-C3313α（正烷基）-三环萜烷和重排藿烷,可能代表了某种或多种特征性的菌藻类的贡献,而该类生物在高于庄组沉积期不繁盛,可能是受高盐度分层水体条件的遏制。综合储层岩石手标本、薄片显微观察以及分子标志化合物对比等分析,明确了XL1井雾迷山组和H1井骆驼岭组上段砂岩油藏为高于庄组烃源岩供烃,SD剖面雾迷山组、JQ1井铁岭组和H1井骆驼岭组下段砂岩油藏为洪水庄组烃源岩供烃,而LTG剖面下马岭组沥青砂岩则具有明显的混源特征。此外,辽西坳陷至少经历了两期生烃三期成藏。第一期为高于庄组烃源岩生烃,主要发生在1500～1300 Ma,第二期为洪水庄组烃源岩生烃,时间为250～230 Ma。第一期成藏时间为高于庄组烃源岩大量生排烃期（1500～1300 Ma）,油气在下马岭组、铁岭组和雾迷山组等储层中聚集成藏。第二期成藏时间为465～455 Ma,为早期古油藏遭受破坏后,油气调整进入元古宇至奥陶系圈闭成藏。第三期成藏时间为240～230 Ma,油气源自洪水庄组烃源岩,可在元古宇至三叠系储层中聚集成藏,该期油气藏受构造破坏程度较弱,具有相对较好的成藏和保存条件,为研究区古老油气资源勘探的首选目标。
王亮[2]（2020）在《松辽盆地西斜坡上白垩统油气运移规律研究》文中指出西斜坡地区已发现的油气田有富拉尔基油田、平洋油气田、二站气田、江桥油田、阿拉新气田、白音诺勒气田等。除富拉尔基油田和平洋油田之外,其余油气田大部分分布在泰康隆起带上,随着远离源区西部斜坡地区油气分布范围越来越窄,在平面上呈串珠状分布,指示可能存在油气的优势运移路径。本文通过对烃源岩地球化学特征、原油生物标志化合物特征和运移特征的综合分析来探究西斜坡地区上白垩统的油气运移规律,可为油气勘探提供科学依据。结合热解色谱,TOC测试和烃源岩Ro分析得出松辽盆地西斜坡地区最有利烃源岩为齐家古龙凹陷的青山口组一段泥岩,因其较高的有机质含量、排烃率及稳定的有机质类型明显优于青二三段泥岩和嫩一段泥岩。齐家古龙凹陷的青二三段烃源岩的有机质丰度均低于6%,有机质类型以ⅡⅠ型为主,但已达到排烃门限深度,可视为有效烃源岩。凹陷区内嫩一段烃源岩虽然有机质丰度最高,但未达到排烃门限深度,不能为西斜坡上白垩统油层供烃。姚二三段砂体分布范围广,厚度大,上覆嫩一段泥岩是良好的区域盖层,青二三段沉积砂体之上的不整合面分布范围广且暴露时间长,上覆较厚底砾岩,不整合面和砂体共同构成了油气侧向运移的主要通道。西斜坡东南部发育的大量北东向的断层,沟通了青一段烃源岩和主要储层,成为油气垂向运移的主要通道。油源对比结果表明,齐家古龙凹陷青山口组一段泥岩是西斜坡地区原油主要烃源岩,原油成熟度差异既受排烃期控制,也与斜坡区烃源岩生成的少量低熟油贡献有关,青山口组和嫩江组泥岩沉积期水体环境和有机质来源较稳定。古流体势恢复结果显示:高势区的位置与凹陷主要烃源岩生、排烃中心的位置基本一致,因而在总体上生烃中心生成的油气向凹陷边缘及其他区域（龙虎泡阶地和泰康隆起带）进行较大规模运移,最西运移到西部超覆带。总体运移的区域背景下,不同目的层的流体势分布不完全相同。但都指示两条运移路径,即齐家凹陷-泰康隆起带中部和西北部;古龙凹陷-泰康隆起带南部和西南部。
李超正[3]（2020）在《鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层石油充注有效性研究》文中提出致密砂岩油是我国非常规油气勘探最为现实的领域,也是目前重要的油气接替资源。但是,致密储层石油成藏与常规油气成藏明显不同,其关键在于致密储层微纳米孔喉系统石油充注与聚集的有效性。为了研究致密砂岩储层充注有效性,本论文以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层为研究对象,开展了致密砂岩储层基本特征与成岩演化、孔喉分布非均质性及石油充注机制的研究。研究表明,长7段致密砂岩储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,粒度以细砂-粉砂为主,塑性组分含量高;物性明显受矿物组成、粒度及分选的控制作用;储层含油性明显受物性、孔隙结构及充注动力的影响。储层经历了较强的压实作用和碳酸盐胶结作用,长石溶蚀广泛发育,但溶蚀强度差异较大。压实作用是储层普遍致密化的主导因素,硅质胶结及粘土矿物充填作用是储层致密化的关键因素;晚期含铁碳酸盐胶结进一步强化了储层致密化程度,并最终决定了储层物性和孔喉分布的非均质性。长7段油气大规模充注时刻,储层已经致密化。储集空间类型主要为溶蚀孔隙、剩余粒间孔隙及粘土矿物晶间孔隙。孔喉分布非均质性强,发育微纳米级孔喉系统,且孔喉连通性差;孔喉分布范围广,不同大小的孔喉对物性贡献具有明显的差异。可动流体饱和度主要受控于物性和孔隙结构,即物性越好,孔喉半径越大,可动流体体积越大。孔喉分布非均质性明显受矿物组成、粒度及分选地质因素的影响,即碎屑矿物（石英+长石）是孔喉分布趋向于大孔径方向的有利地质因素,而粘土矿物和碳酸盐矿物是孔喉分布趋向于大孔径方向的不利地质因素;粒度和分选是影响储层压实作用的重要参数,粒径粗、分选好有利于粒间孔隙的保留,往往导致孔喉分布趋向于大孔径方向。依据物性和孔喉中值半径定义的“特征孔喉半径”反映了岩石储集空间、渗流能力及孔喉大小三个方面的特征,能够有效的将长7段致密砂岩储层划分为四种类型。天然岩心石油充注模拟实验研究表明,致密砂岩储层石油充注过程主要受物性、孔隙结构及充注动力的影响;充注孔喉半径下限与充注动力存在幂函数关系,孔喉大小和充注动力的耦合作用是决定石油充注和富集的关键;在此基础上,建立了长7段不同类型致密砂岩储层充注动力与有效聚集空间的关系模型,依据该模型可估算储层的含油性。长7段致密砂岩储层的有效充注孔喉半径下限约为0.1μm。储层类型差异导致了石油充注有效性的不同:I、II1类储层是致密砂岩储层石油成藏的有效储层,是致密砂岩储层石油勘探与开发最现实的对象;而II2、III类储层是石油聚集的非有效储层。
李梦柔[4]（2019）在《沧东凹陷孔二段页岩油资源量评价及关键参数分析》文中指出北美地区页岩油勘探取得了巨大成功,对世界能源格局有着重大影响。我国陆相页岩油资源丰富,渤海湾盆地沧东凹陷是我国页岩油勘探热点地区。为了进一步明确渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油富集条件及资源潜力,根据测井资料、地化数据、铸体薄片等数据,利用地球化学方法、测井分析法等方法分析孔二段页岩含油性和可动性等关键参数,采用小面元容积法估算研究区页岩油资源量。沧东凹陷孔二段富有机质泥页岩处于生油窗范围内,沉积厚度大,在250～500m之间,单层厚度大于40m,有机质类型主要为I型、II1型,有机质丰度高,有机质处于低熟-成熟阶段,TOC介于1.2%～6%,S1+S2主要处于0.059mg/g～104.38mg/g之间,有机质具有良好的生烃潜力。孔二段属于低孔低渗储层,孔隙度主要在5%～10%之间,渗透率主要在0.01～0.42md之间,储集空间主要为微裂缝和粒间溶孔。利用氯仿沥青“A”和热解参数S1定量表征研究区页岩含油性,由于实验关系,需采用地球化学方法对氯仿沥青“A”和热解参数S1进行校正。研究表明,氯仿沥青“A”和热解参数S1的轻烃恢复系数为1～1.56,随成熟度的增加而增大,重烃恢复系数为1.86～11.32,随成熟度增加而减小。利用测井分析法建立KN9井的log R模型预测S1和TOC,预测值与实测S1和TOC具较好匹配性。利用OSI指数定量表征研究区页岩可动性,OSI指数>75mg/g部分占比19%。分析研究区页岩可动性影响因素（S1,粘度、黏土矿物）,综合分析表明沧东凹陷孔二段整体可动性显示一般。对国内外页岩油资源量计算方法进行了广泛调研,对比分析每类方法的优缺点。根据沧东凹陷的勘探程度,优选小面元容积法对沧东凹陷孔二段页岩油资源量进行计算,计算结果表明,沧东凹陷孔二段总资源量为19.06×108t,可采资源量为2.859×108t,其中页岩中赋存的资源量为15.38×108t,致密夹层中赋存的资源量为3.68×108t。利用氯仿沥青“A”和热解参数S1与TOC关系的“三分性”按富集程度对研究区进行分级,分为富集资源、无效资源、低级资源,各级资源量依次为:10.51×108t,3.14×108t,0.95×108t。利用“物质平衡原理”求得研究区的可动资源量3.72×108t,为后续勘探提供了一定的依据。
贾京坤[5]（2019）在《塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究》文中提出塔里木盆地海相碳酸盐岩层系是目前深层-超深层资源勘探的热点和难点。沉积盆地中压力场的研究是探明油气成藏机理的核心问题,但针对演化复杂的古老海相地层,地层压力的研究往往缺乏有效手段。本论文以奥陶系现今地层压力为约束条件,利用孔隙度-垂直有效应力关系图版（鲍尔斯图版）与原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型分析超压成因机制,并探索应用差异应力法恢复盆地构造挤压变形时期地层古压力,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法,重建顺托果勒低隆起中上奥陶统地层压力的演化过程。通过对比分析,简要探讨了研究区不同二级构造单元间压力演化及成因机制差异的影响因素。塔里木盆地顺托果勒低隆起现今地层压力在纵向上可划分为5个压力系统,奥陶系超压横向上受构造单元控制,断层附近或裂缝发育地层区压力系统封隔层遭到破坏而呈现为常压-弱超压,远离断层区则发育超压-强超压。根据鲍尔斯图版和测井组合综合分析,流体膨胀和构造挤压是研究区超压形成的主要成因。针对流体膨胀,本论文基于天然气成因分析建立了双因素增压模型,以原油裂解生气动力学实验为基础,计算原油裂解生气和天然气充注对地层压力的贡献,研究结果显示天然气充注是中上奥陶统在喜山晚期超压形成的主要因素,贡献率最高可达94%。针对构造挤压成因,本论文以方解石双晶的显微变形特征为突破口,探索应用差异应力法恢复顺南缓坡地区构造挤压变形过程中的孔隙流体压力,该地区中上奥陶统在加里东期和海西期地层压力系数分别为1.15～1.19和1.35～1.41。以现今地层压力和超压成因分析为约束,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法重建顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化。不同二级构造单元间演化趋势类似,但超压成因与增压幅度存在明显差异。研究表明,中上奥陶统地层压力整体上经历了常压-弱增压-泄压-增压-泄压-增压/常压的演化历史。顺北缓坡目的层早期受烃类充注与地层温度等因素曾形成超压,现今则因低地温梯度与后期构造断裂活动而处于常压-弱超压环境;顺托低凸起超压综合了油气充注、流体相态变化及构造挤压等多种因素;而顺南缓坡地层超压主要受早期构造挤压与晚期天然气充注等因素的影响;喜山期顺托-顺南地区地层稳定沉降,剩余压力得以保存,导致现今该区域仍多表现为超压环境。造成超压成因机制差异的原因主要与不同地区间的热机制与构造运动差异有关,相对应地促使不同地区的油气成藏时期、类型与强度也存在显着差异。
吴强[6]（2019）在《鄂西地区恩页1井重点层系页岩气成藏特征研究》文中提出近年来,鄂西地区页岩气勘探取得了巨大突破,是我国下古生界页岩气开发的重要战场,展开对鄂西地区页岩气成藏特征的研究,对页岩气勘探具有重要的现实意义。本文除采用岩石热解、TOC分析、页岩储层扫描电镜、黏土X衍射等常规手段研究了恩页1井下古生界牛蹄塘组和龙马溪组页岩的烃源岩与储层品质;还通过流体包裹体显微岩相学、显微测温、真空击碎流体包裹体成分及同位素分析、显微激光拉曼探针等流体包裹体分析技术,研究了恩页1井下古生界页岩气的成藏期次、成藏时间和成藏温压特征。主要取得以下认识:（1）鄂西地区下古生界泥页岩分布广泛,恩页1井下寒武统牛蹄塘组厚度为249.50m,岩性主要为泥岩、灰质泥岩、泥灰岩,TOC丰度为4.676.32%,岩石热解峰Tmax值均高于510℃,有机质达到过成熟演化阶段;下志留统厚度较小,其中泥页岩厚度近70m,有机质丰度为1.431.82%,Tmax值为480490℃,有机质成熟度为高熟演化阶段。（2）显微镜及扫描电镜观察结果显示恩页1井下寒武统牛蹄塘组页岩孔隙发育类型主要包括有机质孔、粒内溶蚀孔及粒间孔,孔隙粒径以nm-μm级别为主,黏土矿物中伊利石含量极高,伊蒙混层比<15%,处于晚成岩作用阶段;下志留统龙马溪组页岩中有机质孔较为发育,其次是粒间孔,黏土矿物种类以伊利石和伊蒙混层为主。（3）流体包裹体显微岩相学研究表明,恩页1井下古生界烃源岩存在多期生烃过程。牛蹄塘组石英脉和方解石脉中发育三期油气包裹体,第I期以生油为主对应的成藏温度为140145℃,成藏时间为324Ma±,第II期为烃源岩热解生气阶段对应的成藏温度为160165℃,成藏时间为265Ma±,第III期为裂解气干气阶段对应的成藏温度为180190℃,成藏时间为230Ma±;龙马溪组重晶石中存在两期油气成藏,第I期为富沥青油包裹体对应的成藏温度为90100℃,成藏时间为258Ma±,第II期对应的天然气的成藏温度为130140℃,成藏时间为218Ma±。（4）对恩页1井下古生界流体包裹体显微激光拉曼分析结果表明,恩页1井牛蹄塘组烃类包裹体中天然气组分主要为CH4、CO2以及少量的H2S,甲烷的激光拉曼特征峰位移V1多集中29092911cm-1,具有高密度甲烷包裹体的特征;而下志留统龙马溪组烃类包裹体中天然气组分主要为CH4,未检测到CO2和其他非烃类气体,甲烷的激光拉曼特征峰位移V1分布较为统一为2914cm-1。另外,富沥青油包裹体以及含沥青的气包裹体的固体有机质（沥青）拉曼谱图中D峰和G峰强度较高,呈现出高热演化程度的焦沥青特征,表明牛蹄塘组和龙马溪组所经历的热演化程度较高。（5）利用甲烷包裹体的激光拉曼光谱特征峰和伴生盐水包裹体的均一温度,恢复了恩页1井下古生界页岩气的成藏压力,其中牛蹄塘组烃源岩热解生气阶段对应的页岩气成藏压力为57.6466.5MPa,晚期裂解生干气阶段页岩气成藏存在异常高压为124.7MPa;龙马溪组页岩气成藏压力为39.80MPa。（6）页岩残余气组分及同位素分析结果表明,恩页1井下古生界天然气为热成因类型,烃类气体组分主要以CH4为主,非烃类气体为少量CO2。并且受热成熟度影响,牛蹄塘组页岩残余气CO2含量明显高于龙马溪组,甲烷δ13C1值表现出较重的特征,其中牛蹄塘组δ13C1为-36.1‰-20.8‰,龙马溪组δ13C1为-49.0‰-40.6‰。CO2碳同位素结果表明,恩页1井下古生界大部分天然气样品中的δ13CCO2值均小于-10‰,为有机成因。
李承骏[7]（2019）在《四川盆地中部地区侏罗系大安寨段湖相页岩油气资源潜力研究》文中认为本文以石油地质学、油气地球化学、沉积岩石学、地球物理测井学和油气成藏理论等多学科理论为指导,采用室内和室外、地面与井下、宏观与微观研究相结合的方法,以大一三亚段为主要研究层段,大一三亚段暗色页岩为主要研究对象,精细划分小层;根据研究区内沉积特征,将研究区内大一三亚段划分为三个沉积亚相;采用多种实验仪器针对页岩储层特征进行研究;结合分析化验资料,研究大安寨段暗色页岩有机地球化学特征及展布;在优选资源量估算方法的基础上,估算研究区大安寨段页岩油气资源量。研究表明:（1）四川盆地中部地区大安寨段地层自下而上可划分为大三、大一三和大一三个亚段,大一三亚段由上至下可细分为大一三a、大一三b以及大一三c三个小层,a小层厚度5m～20m,平面上南部与西北部厚度最大,整体上呈现由南东向北西逐渐减薄的特征,b小层厚度15m～25m,平面上高值区位于南部安岳—潼南—合川一带,并且呈现由南向北逐渐减薄的趋势,c小层厚度10m～30m,,在研究区南部与中北部厚度最大,西部与东北部厚度较薄,平面上整体呈现由南北向中间逐渐减薄,由东向西逐渐减薄的趋势。三个小层之间界限清楚,容易区分。（2）大安寨段暗色页岩发育与展布主要受沉积相因素控制,四川盆地中部地区主要为湖泊相,大一三亚段作为主要研究层段,主要发育半深湖亚相、浅湖亚相以及滨湖亚相三个亚相。大一三a小层主要发育半深湖亚相,大一三b小层半深湖亚相、浅湖亚相以及滨湖亚相均有发育,大一三c小层不发育半深湖亚相,只发育浅湖亚相和滨湖亚相。（3）大安寨段页岩储层主要以脆性矿物为主,与北部元坝地区、东部涪陵地区大安寨段以及海相地层龙马溪组相比,组成情况相似;页岩储集空间有机孔隙和无机孔隙并存,孔—渗性能较差,是典型的致密储层;从页岩孔径分布上来看,核磁共振测试分析显示以介孔为主,氮气吸附测试显示孔径分布50纳米～100纳米区间,但二者测试结果均显示孔径分布情况与四川盆地东部涪陵地区大安寨段页岩相似,优于海相地层龙马溪组页岩。（4）四川盆地中部地区大一三亚段暗色页岩平均厚度35米,大一三a小层平均厚度15米,b小层平均厚度10米,c小层平均厚度10米,从有机地球化学条件的角度出发,结合沉积相的分析,半深湖亚相烃源条件最优,浅湖亚相次之,滨湖亚相较差,从纵向上的层位分析,大一三a小层与b小层烃源条件最优,c小层较差;研究区内烃源岩有机质主要为Ⅱ型有机质,大一三a小层与b小层均为优质烃源岩,c小层为中等烃源岩;研究区东北部龙岗地区和西北部秋林地区在有机质成熟度上较高,整体上呈现由北向南逐渐降低的趋势。（5）四川盆地中部地区研究区内页岩油气资源量丰富,通过有机质热模拟参数法估算页岩油和气的资源量,页岩油最大值为64.07万吨,最小值为32.03万吨,页岩气最大值为3.99万亿方,最小值1.99万亿方;通过热解法估算了页岩油资源量,数值为68.83万吨;并且通过氯仿沥青“A”法对上述两种方法进行了页岩油资源量的补充估算,结果为97.65万吨。
周家全[8]（2019）在《塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式》文中进行了进一步梳理盆地深层油气藏在地质历史时期中普遍经历了多期次的油气充注和改造,如何追踪油气运移和成藏的过程是当前石油地质学的前沿性研究方向,也是深层油气勘探中亟待解决的重要难题。论文以塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩油气藏为研究对象,在全面收集和总结公开烃源岩生物标志物测试数据的基础上,开展了代表性原油样品的饱和烃和芳烃色谱-质谱、碳同位素测试,借助于聚类分析方法进行原油成因类型划分,同时结合断裂系统发育特征及与油气成藏时期匹配关系的解剖,尝试利用有效的地球化学指标示踪油气沿着断裂系统和碳酸盐岩缝洞系统发生运移和聚集的动态过程,主要取得了以下认识:塔中地区奥陶系原油普遍是混源油,主要分为两类:Ⅰ类原油生标具有C21/C23TT、C28/(C27+C29)ααα20R规则甾烷和γ蜡烷/C31R升藿烷较高,C24Te T/C26TT、C31R升藿烷/C30藿烷、重排/规则甾烷和升藿烷/C30藿烷较低等特征,可能源自于寒武系-下奥陶统烃源岩;Ⅱ类原油的生标与Ⅰ类原油呈现出相反的特征,可能是中-上奥陶统成熟油与晚期寒武系-下奥陶统高-过成熟油的混合原油,高热成熟作用造成原油甾萜类化合物丰度降低,导致混合油表现为与中-上奥陶统烃源岩相似的特征。针对塔中地区深层油气藏“多源多期”油气混合叠加的特殊性,尝试提出了深层复杂地质条件下示踪油气运移过程的可操作方案:（1）通过有效生源参数判断原油来源和成因类型;（2）利用稳定的成熟度生标参数判断油气充注期次;（3）利用原油物性和气油比参数判断晚期气侵作用;（4）最后结合输导体的地质特征,示踪油气运移过程。塔中地区主要存在三期油气成藏:（1）晚加里东-早海西期来源于寒武系-下奥陶统烃源岩的早期低熟油经断裂的垂向运移,聚集在寒武系顶部和蓬莱坝组下部的缝洞体内,少量油气沿活动较强的断裂垂向运移到鹰山组和良里塔格组储层中聚集成藏,后期多被破坏。（2）晚海西期源自于中-上奥陶统烃源岩的成熟原油沿断裂输导体运移至奥陶系储层内,并与早期油气藏中的原油混合,形成了混源油气藏。（3）喜山期来自寒武系-下奥陶统的高-过成熟原油和裂解气沿断裂运移至古油藏发生气侵改造,形成凝析气藏,随后凝析气可能继续向上运移,重新聚集成藏或导致早期古油藏的进一步混合改造。
郭明宇[9]（2018）在《莱州湾凹陷垦利区块疑难储层二次评价研究》文中进行了进一步梳理海洋石油工业具有高投入的特点,时间成本和作业成本高,要求作业现场利用钻井地质资料对储层流体性质和产能进行快速评价,降低勘探成本,提高作业效率。莱州湾凹陷勘探开发周期长,不同阶段录井测井及测试技术发展不平衡,利用老井建立起来的早期解释标准和方法,在新井钻探和测试决策中适用性差,急需通过测录结合的二次评价,建立起适合研究区油水层评价方法,为勘探作业提供快速决策依据。论文通过对莱州湾凹陷垦利区块地质特征及已完钻探井资料分析,利用录井资料、测井资料及测试资料对第三系含油气层开展二次评价及挖潜研究。利用录井资料分区域分析了垦利区块油层、水层录井特征,选取录井解释参数,建立了录井解释交会图版,对荧光显示层、气测异常层和测井解释级别低的可疑层进行录井综合解释;利用测井资料分区域分析了垦利区块油层、水层测井“四性”特征,以此为基础,重点对低阻油层、录井有显示的低孔低渗层、录井解释与测井解释矛盾的层等疑难储层,建立低阻油层、低渗储层等疑难储层快速识别方法,并对测录解释矛盾层进行二次评价。利用测试资料进行试井二次解释,分类总结测试层最优的试井解释模型,总结垦利区块测试特征。对测试产水层和测试产液量低的层作为可疑层,测试与工程分析相结合,重点评价固井质量和测试工艺,利用录测井资料进行综合二次评价。研究表明:对于重质油油层,气测图版对其区分性较差,应优选地化图版和组合图版进行油水层识别,中轻质油油层应优选气测图版和组合图版,特别是气测图版中的“气测含油丰度-烃特征参数”图版;垦利区块的低阻层和低孔低渗储层分布在沙三段,对其评价需采用多种方法综合分析,对研究区低阻层较为有效的方法包括“测录交会图法”、“微电阻率重叠法”和“三水模型”,对研究区低孔低渗储层较为有效的方法包括“测录交会图法”和“合成电阻率法”;结合测试资料评价认为,研究区测试参数中的流动系数和比采油指数可以作为指示测试层产能高低的有效参数。利用上述方法开展了垦利区块53口井148层的油水层识别,建立了适合现场使用的测录结合的油水层快速识别方法。
孙源[10]（2018）在《复杂油气水层地化录井识别评价方法及其在渤海黄河口凹陷应用》文中进行了进一步梳理本文为了对不同层位、不同油质岩屑烃类损失进行恢复,对钻井液添加剂、岩屑清洗、空置时间烃类损失、干湿样进行实验分析,同时,通过岩屑和井壁取心岩石热解数据之间的关系,建立了烃类损失公式。为了识别储层内原油性质,利用岩石热解分析参数S1/S2、热蒸发烃气相色谱谱图、热解参数图版来识别,黄河口凹陷油质类型在横向上多为中质油质,只在中央隆起带发现油质变为重质油层。纵向上,从上到下油质由重质变为中质,明化镇组为中质重质油层,馆陶组到沙河街油质主要是中质油层。为了识别储层内流体性质,建立了油气水层解释图版。利用岩石热解常规重质油层解释图版,明化镇组油层、差油层、含油水层、水层区分效果明显;馆陶组油水界面区分明显,油层和差油层数据较少且分布相对集中;沙河街组主要分布含油水层和水层,两者分布界限比较清晰。利用中质油层解释图版,明化镇组油气水层部分边界有交集,区分效果明显;馆陶组油层和含油水层界面区分不明显,但油层和水层界面比较明显;东营组区分效果明显。采用PCA方法将五维热解参数进行降维,绘制了热解降维解释图版,提高了油气水层分类效果。利用数学降维方法,绘制轻烃降维解释图版,对明化镇组和东营组中质油进行分析,效果显着。对于轻-中-重油,分别计算轻-中-重部分的峰面积,然后选择合适参数组合,绘制了研究区内热蒸发烃组分解释图版,效果较好。为了提高油气水解释评价符合率,对各图版的实际应用效果进行了分析。岩石热解图版应用效果分析中,明化镇组中的预测油水同层受污染影响,实测效果不是很明显,馆陶组重质油层解释图版效果较好,东营组重质油层解释图版有一定的应用效果,东营组中质油层效果一般。轻烃组分解释图版应用效果分析中,馆陶组重质油层降维解释图版比常规解释图版应用效果好。热蒸发烃组分解释图版应用效果分析中,中质油和重质油解释图版验证效果较好。
二、岩石热解参数在储层原油密度计算上的应用（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、岩石热解参数在储层原油密度计算上的应用（论文提纲范文）
（1）冀北-辽西地区中元古界分子标志物组成及地球化学意义（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 前言 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 冀北-辽西地区中-新元古界油气勘探历程 |
| 1.3.2 全球中-新元古界油气勘探现状 |
| 1.3.3 中-新元古界分子标志物研究进展 |
| 1.4 存在的主要科学问题 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 1.5.1 烃源岩评价 |
| 1.5.2 分子标志化合物组成 |
| 1.5.3 古油藏油源剖析 |
| 1.5.4 油气成藏历史分析 |
| 1.6 关键技术及技术路线 |
| 1.6.1 关键技术和可行性分析 |
| 1.6.2 技术路线 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 燕辽裂陷带地理位置及构造单元 |
| 2.2 冀北-辽西地区构造单元划分 |
| 2.3 地层划分 |
| 2.3.1 下马岭组 |
| 2.3.2 高于庄组 |
| 2.3.3 金州系 |
| 2.3.4 长城系底界年龄 |
| 2.3.5 其它地层的年龄 |
| 2.3.6 骆驼岭组 |
| 2.3.7 地层划分方案 |
| 2.4 构造演化 |
| 2.4.1 稳定的台地发展期 |
| 2.4.2 强烈的造山活动阶段 |
| 2.5 地层层序 |
| 2.5.1 长城系(Pt~1_2或Ch) |
| 2.5.2 蓟县系(Pt~2_2或Jx) |
| 2.5.3 金州系(Pt~3_2或Jz) |
| 2.5.4 青白口系(Pt~1_3或Qn) |
| 2.6 古生物化石 |
| 2.6.1 高于庄组 |
| 2.6.2 团山子组 |
| 2.6.3 串岭沟组 |
| 2.6.4 常州沟组 |
| 2.7 生储盖组合 |
| 第3章 研究区烃源岩评价 |
| 3.1 碳酸盐岩烃源岩下限 |
| 3.2 样品分布 |
| 3.3 有机质丰度 |
| 3.3.1 高于庄组 |
| 3.3.2 洪水庄组 |
| 3.3.3 下马岭组 |
| 3.3.4 其它地层 |
| 3.4 有机质类型与成熟度 |
| 3.4.1 干酪根元素 |
| 3.4.2 镜质体反射率 |
| 3.5 烃源岩平面分布特征 |
| 3.5.1 高于庄组 |
| 3.5.2 洪水庄组 |
| 3.5.3 下马岭组 |
| 3.6 烃源岩评价小结 |
| 第4章 烃源岩中分子标志化合物组成 |
| 4.1 样品和实验方法 |
| 4.2 正构烷烃 |
| 4.2.1 分布特征 |
| 4.2.2 “UCM”鼓包 |
| 4.3 单甲基支链烷烃 |
| 4.3.1 化合物鉴定 |
| 4.3.2 分布特征 |
| 4.3.3 生物来源 |
| 4.4 烷基环己烷和甲基烷基环己烷 |
| 4.5 无环类异戊二烯烷烃 |
| 4.6 二环倍半萜 |
| 4.7 规则的三环萜烷和C_(24)四环萜烷 |
| 4.7.1 规则的三环萜烷 |
| 4.7.2 C_(24)四环萜烷 |
| 4.8 13α(正烷基)-三环萜烷 |
| 4.8.1 化合物鉴定 |
| 4.8.2 化合物分布 |
| 4.8.3 化合物的碳数延伸 |
| 4.8.4 结构特征 |
| 4.8.5 水体盐度影响 |
| 4.8.6 藻类生源 |
| 4.9 五环三萜系列化合物 |
| 4.9.1 规则藿烷 |
| 4.9.2 重排藿烷 |
| 4.9.3 伽马蜡烷 |
| 4.10 甾烷系列化合物 |
| 4.10.1 分布特征 |
| 4.10.2 甾烷的探讨 |
| 4.11 族组分同位素组成特征 |
| 4.12 甲基菲参数 |
| 4.13 沉积古环境与生物组成 |
| 4.14 防止外源有机质污染 |
| 4.14.1 玻璃器皿清洗 |
| 4.14.2 实验试剂的提纯 |
| 4.14.3 实验材料的前处理 |
| 4.14.4 岩心样品前处理 |
| 4.14.5 碎样实验过程 |
| 4.15 低可溶有机质含量 |
| 4.15.1 样品类型 |
| 4.15.2 样品丰度 |
| 4.15.3 可溶有机质抽提 |
| 4.16 烃类的原生性 |
| 4.16.1 空白实验 |
| 4.16.2 甾烷分布特征 |
| 4.16.3 成熟度指标对比 |
| 4.16.4 其它分子标志物组成特征 |
| 第5章 古油藏特征及油源分析 |
| 5.1 研究区油苗特征 |
| 5.1.1 油苗的分布 |
| 5.1.2 油苗类型 |
| 5.2 古油藏特征剖析 |
| 5.2.1 凌源LTG剖面下马岭组 |
| 5.2.2 平泉SD剖面雾迷山组 |
| 5.2.3 XL1井雾迷山组 |
| 5.2.4 JQ1井铁岭组 |
| 5.2.5 H1井骆驼岭组 |
| 5.3 油源分析 |
| 第6章 烃源岩生烃史 |
| 6.1 地层埋藏史 |
| 6.1.1 地层特征 |
| 6.1.2 埋藏史模拟结果 |
| 6.2 热历史重建 |
| 6.2.1 古温标参数 |
| 6.2.2 热流演化史 |
| 6.3 生烃史模拟 |
| 6.3.1 高于庄组生烃史 |
| 6.3.2 洪水庄组生烃史 |
| 第7章 油气成藏历史 |
| 7.1 储层特征 |
| 7.1.1 岩石学特征 |
| 7.1.2 储层物性 |
| 7.1.3 填隙物特征 |
| 7.1.4 储层含油性 |
| 7.2 成藏期次与时间 |
| 7.2.1 包裹体产状和荧光观察 |
| 7.2.2 激光拉曼光谱 |
| 7.2.3 包裹体显微测温 |
| 7.2.4 成藏时间厘定 |
| 7.3 骆驼岭组储层油源分析 |
| 7.3.1 13α(正烷基)-三环萜烷系列 |
| 7.3.2 重排藿烷系列 |
| 7.3.3 规则甾烷系列 |
| 7.3.4 碳稳定同位素组成 |
| 7.3.5 油源对比结果 |
| 7.4 油气藏成藏史与破坏史 |
| 第8章 未来油气勘探的启示 |
| 第9章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 地球化学分析测试数据表 |
| 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）松辽盆地西斜坡上白垩统油气运移规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题的来源、目的和意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 选题目的 |
| 1.1.3 选题意义 |
| 1.2 国内外研究现状和存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 研究区研究现状和存在问题 |
| 1.3 研究内容、方法及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 2 区域地质概况 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 西斜坡构造特征 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 区域地层特征 |
| 2.4 石油地质特征 |
| 2.4.1 油气藏类型及分布 |
| 2.4.2 有效输导系统 |
| 3 烃源岩特征 |
| 3.1 烃源岩展布特征 |
| 3.1.1 烃源岩纵向分布特征 |
| 3.1.2 烃源岩平面分布特征 |
| 3.2 烃源岩有机地球化学特征 |
| 3.2.1 有机质丰度 |
| 3.2.2 有机质类型 |
| 3.2.3 有机质成熟度 |
| 3.3 烃源岩有效性分析 |
| 4 原油特征与油源对比 |
| 4.1 对比参数选取及样本分布 |
| 4.1.1 正烷烃气相色谱参数 |
| 4.1.2 饱和烃色谱质谱参数 |
| 4.1.3 族组分碳同位素 |
| 4.1.4 样本分布 |
| 4.2 原油分类 |
| 4.3 油源对比 |
| 4.3.1 有机质来源对比 |
| 4.3.2 成熟度相关参数对比 |
| 4.4 对比结果及解释 |
| 5 油气运移规律研究 |
| 5.1 原油物理参数指示油气运移方向 |
| 5.1.1 原油密度 |
| 5.1.2 原油粘度 |
| 5.2 排替压力 |
| 5.2.1 连通砂体输导层 |
| 5.2.2 排替压力测试方法 |
| 5.2.3 排替压力基本原理 |
| 5.2.4 排替压力分析路径 |
| 5.3 流体势 |
| 5.3.1 流体势分析基本原理 |
| 5.3.2 现今流体势 |
| 5.3.3 古流体势 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（3）鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层石油充注有效性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 前言 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 论文选题依据及研究意义 |
| 1.3 研究现状及存在问题 |
| 1.3.1 研究现状 |
| 1.3.2 存在问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 主要成果和认识 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造特征 |
| 2.1.1 大地构造位置 |
| 2.1.2 盆地演化特征 |
| 2.2 地层发育特征 |
| 2.2.1 地层概况 |
| 2.2.2 长7 段地层特征 |
| 2.3 石油地质特征 |
| 2.3.1 烃源岩特征 |
| 2.3.2 源储配置特征 |
| 2.3.3 油气成藏过程 |
| 第3章 致密砂岩储层基本特征及成岩演化 |
| 3.1 岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石组成及类型 |
| 3.1.2 岩石结构特征 |
| 3.2 物性和含油性特征 |
| 3.2.1 物性特征 |
| 3.2.2 影响物性的地质因素 |
| 3.3 含油性特征 |
| 3.3.1 石油微观赋存特征 |
| 3.3.2 含油饱和度 |
| 3.3.3 含油性影响因素 |
| 3.4 成岩作用及其演化序列 |
| 3.4.1 成岩作用类型 |
| 3.4.2 成岩序列及孔隙演化 |
| 第4章 孔喉分布非均质性及其控制因素 |
| 4.1 储集空间特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 孔隙大小 |
| 4.2 孔隙结构特征 |
| 4.2.1 表征方法及原理 |
| 4.2.2 孔喉大小及分布 |
| 4.2.3 孔喉连通性 |
| 4.2.4 核磁共振孔隙分布 |
| 4.2.5 微孔隙表征 |
| 4.3 流体可动性表征 |
| 4.3.1 可动流体分布特征 |
| 4.3.2 可动流体的控制因素 |
| 4.4 孔喉分布地质控制因素 |
| 4.4.1 碎屑矿物 |
| 4.4.2 粒度及分选 |
| 4.5 致密储层类型划分 |
| 第5章 致密砂岩储层石油充注机制与成藏效应 |
| 5.1 石油充注物理模拟实验 |
| 5.1.1 实验装置 |
| 5.1.2 实验条件 |
| 5.1.3 实验过程 |
| 5.1.4 实验结果 |
| 5.2 有效充注孔喉下限模型 |
| 5.2.1 石油充注孔喉下限的计算方法 |
| 5.2.2 有效充注孔喉下限模型 |
| 5.3 致密砂岩储层石油有效聚集空间 |
| 5.3.1 充注动力与有效聚集空间的关系 |
| 5.3.2 石油在孔喉中的分布 |
| 5.3.3 含油饱和度的控制因素 |
| 5.4 致密砂岩储层充注有效性 |
| 5.4.1 储层致密史与成藏史关系 |
| 5.4.2 充注动力与孔喉大小的耦合作用 |
| 5.4.3 有效致密砂岩储层 |
| 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 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文 |
| 学位论文数据集 |
（4）沧东凹陷孔二段页岩油资源量评价及关键参数分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 选题目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 国内外页岩油资源评价方法对比 |
| 1.3.2 页岩含油性分析 |
| 1.3.3 页岩油可动性研究 |
| 1.4 存在问题 |
| 1.5 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 主要的创新性认识 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 沉积地层特征 |
| 第3章 有机地球化学特征 |
| 3.1 有机质丰度 |
| 3.2 有机质分布 |
| 3.3 有机质类型 |
| 3.4 有机质成熟度 |
| 第4章 储层特征 |
| 4.1 岩石学特征 |
| 4.2 岩相特征 |
| 4.3 页岩油储集特征 |
| 第5章 页岩油资源评价关键参数分析 |
| 5.1 页岩含油性参数分析 |
| 5.1.1 页岩含油性定量表征参数 |
| 5.1.2 页岩含油性影响因素分析 |
| 5.1.3 典型井的有机地球化学参数分析 |
| 5.2 页岩可动性参数分析 |
| 5.2.1 页岩可动性评价参数分析 |
| 5.2.2 页岩可动性影响参数分析 |
| 5.2.3 典型井可动性分析 |
| 5.3 页岩油储层厚度分析 |
| 5.3.1 页岩致密夹层储层厚度分析 |
| 5.3.2 泥页岩储层厚度分析 |
| 第6章 页岩油资源量计算及评价 |
| 6.1 页岩油资源量计算 |
| 6.1.1 页岩油资源评价方法 |
| 6.1.2 页岩油资源量计算参数的选取 |
| 6.1.3 页岩油资源量计算 |
| 6.2 页岩油资源量评价 |
| 6.2.1 页岩油分级资源量计算 |
| 6.2.2 页岩油可动资源量计算 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究（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 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 古压力恢复方法研究现状 |
| 1.3.2 研究区压力场研究现状 |
| 1.3.3 存在的主要问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 地层沉积特征 |
| 2.3 石油地质特征 |
| 第3章 现今压力场特征和超压成因分析 |
| 3.1 现今压力系统 |
| 3.1.1 现场测压数据 |
| 3.1.2 泥浆密度 |
| 3.1.3 测井数据 |
| 3.1.4 封隔层分布及压力系统划分 |
| 3.2 超压成因判别 |
| 3.3 奥陶系原油裂解生气-天然气充注增压定量模拟 |
| 3.3.1 原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型建立 |
| 3.3.2 原油裂解生气动力学实验结果 |
| 3.3.3 模型计算结果分析 |
| 3.4 现今压力分布特征 |
| 第4章 流体包裹体恢复古压力 |
| 4.1 流体包裹体岩相特征 |
| 4.1.1 顺北缓坡 |
| 4.1.2 顺托低凸起及顺南缓坡北部 |
| 4.1.3 顺南缓坡北部 |
| 4.2 流体包裹体相关分析测试 |
| 4.2.1 激光拉曼测试 |
| 4.2.2 储层定量荧光技术(QGF/QGF-E) |
| 4.2.3 流体包裹体显微测温 |
| 4.3 利用流体包裹体恢复古压力 |
| 4.3.1 包裹体热动力学模拟法 |
| 4.3.2 古压力恢复结果 |
| 第5章 差异应力法恢复古压力探索 |
| 5.1 方法和原理 |
| 5.2 主应力方向确定 |
| 5.2.1 样品采集 |
| 5.2.2 实验方法 |
| 5.2.3 数据处理 |
| 5.2.4 结果分析 |
| 5.3 构造挤压变形时期剩余流体压力估算 |
| 5.3.1 岩石力学实验 |
| 5.3.2 剩余流体压力估算 |
| 第6章 顺托果勒低隆起奥陶系压力演化 |
| 6.1 典型单井压力演化恢复 |
| 6.2 典型剖面剩余压力演化史 |
| 6.3 研究区奥陶系成藏关键时期压力分布特征 |
| 第7章 讨论与结论 |
| 7.1 讨论 |
| 7.1.1 热机制差异 |
| 7.1.2 构造活动差异 |
| 7.1.3 油气成藏差异 |
| 7.2 结论 |
| 参考文献 |
| 图版 |
| 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 |
（6）鄂西地区恩页1井重点层系页岩气成藏特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.2 研究现状与存在的问题 |
| 1.2.1 烃源岩特征 |
| 1.2.2 页岩储层特征 |
| 1.2.3 页岩气成藏特征 |
| 1.2.4 主要的问题与研究内容 |
| 1.3 研究目的 |
| 1.4 技术方法与思路 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 2 区域地质概况 |
| 2.1 大地构造位置及构造特征 |
| 2.1.1 大地构造位置 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 寒武系 |
| 2.2.2 奥陶系 |
| 2.2.3 志留系 |
| 2.3 恩页1井地质特征 |
| 3 恩页1井烃源岩特征 |
| 3.1 岩性特征 |
| 3.2 有机质丰度 |
| 3.3 有机质类型 |
| 3.4 有机质成熟度 |
| 4 恩页1井页岩储层特征 |
| 4.1 黏土矿物组成及含量 |
| 4.2 储集空间结构与特征 |
| 4.2.1 储集空间类型 |
| 4.2.2 孔隙结构特征对比 |
| 5 恩页1井储层流体性质特征 |
| 5.1 流体包裹体显微岩相学特征 |
| 5.1.1 下寒武统牛蹄塘组 |
| 5.1.2 下志留统龙马溪组 |
| 5.2 流体包裹体组分特征 |
| 5.3 页岩气成分及地球化学特征 |
| 5.3.1 页岩气组分及残余气特征 |
| 5.3.2 页岩气C同位素特征 |
| 5.3.3 页岩气成因类型 |
| 6 流体包裹体温压特征及成藏时间分析 |
| 6.1 流体包裹体均一温度分布特征 |
| 6.2 甲烷包裹体密度及压力特征 |
| 6.2.1 甲烷包裹体密度特征 |
| 6.2.2 甲烷包裹体压力特征 |
| 6.3 油气成藏时间确定 |
| 6.3.1 油气成藏时间研究方法及其限制 |
| 6.3.2 恩页1 井油气运聚时间确定 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（7）四川盆地中部地区侏罗系大安寨段湖相页岩油气资源潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 陆相页岩油研究现状 |
| 1.2.2 陆相页岩气研究现状 |
| 1.2.3 四川盆地中部地区大安寨段研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 第2章 研究区概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 油气勘探开发概况 |
| 第3章 地层特征 |
| 3.1 地层划分方案 |
| 3.2 地层对比 |
| 3.3 地层平面展布特征 |
| 第4章 沉积相特征 |
| 4.1 沉积相标志 |
| 4.1.1 古生物学标志 |
| 4.1.2 岩石学标志 |
| 4.1.3 沉积构造标志 |
| 4.1.4 测井相标志 |
| 4.2 沉积相划分和类型 |
| 4.2.1 沉积相划分 |
| 4.2.2 沉积相类型 |
| 4.3 沉积相展布 |
| 4.3.1 沉积相横向展布 |
| 4.3.2 沉积相平面展布 |
| 第5章 储层特征 |
| 5.1 矿物组成 |
| 5.2 储集空间类型 |
| 5.2.1 宏观孔隙 |
| 5.2.2 微观孔隙 |
| 5.2.3 超微孔隙 |
| 5.3 物性特征 |
| 5.4 孔径分析 |
| 5.4.1 核磁共振测试分析 |
| 5.4.2 氮气吸附测试分析 |
| 第6章 地球化学特征 |
| 6.1 暗色页岩分布情况 |
| 6.2 有机质丰度 |
| 6.2.1 分亚相讨论 |
| 6.2.2 分层位讨论 |
| 6.3 有机质类型 |
| 6.3.1 热解法 |
| 6.3.2 可溶沥青法 |
| 6.4 有机质成熟度 |
| 第7章 页岩油气资源量研究 |
| 7.1 岩石生烃特征热模拟研究 |
| 7.1.1 样品选取与模拟条件 |
| 7.1.2 模拟实验结果讨论 |
| 7.2 资源量估算方法选取 |
| 7.2.1 有机质热模拟参数法 |
| 7.2.2 热解法 |
| 7.2.3 氯仿沥青“A”法 |
| 7.3 资源量估算结果 |
| 7.3.1 有机质热模拟参数法 |
| 7.3.2 热解法 |
| 7.3.3 氯仿沥青“A”法 |
| 第8章 主要结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（8）塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究的目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 塔中地区油气勘探现状 |
| 1.3.2 塔中地区油气地球化学特征研究现状 |
| 1.3.3 油气二次运移示踪研究现状 |
| 1.3.4 主要存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究方法及技术路线 |
| 1.6 完成工作量及主要认识 |
| 1.6.1 完成工作量 |
| 1.6.2 取得的主要认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造演化 |
| 2.3 沉积地层特征 |
| 2.4 油气地质条件 |
| 2.4.1 烃源岩特征 |
| 2.4.2 储层特征 |
| 2.4.3 盖层特征及储盖组合 |
| 第三章 塔中地区烃源岩地质地化特征 |
| 3.1 烃源岩基本地质特征 |
| 3.1.1 寒武系-下奥陶统烃源岩 |
| 3.1.2 中-上奥陶统烃源岩 |
| 3.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.2.1 饱和烃地化特征 |
| 3.2.2 芳烃地化特征 |
| 3.2.3 碳同位素特征 |
| 3.2.4 烃源岩特征生标参数系列 |
| 第四章 塔中地区原油地球化学特征分析 |
| 4.1 原油物性特征 |
| 4.2 原油类型的划分 |
| 4.2.1 样品采集与测试方法 |
| 4.2.2 聚类分析原理 |
| 4.2.3 聚类分析参数的选择和聚类结果 |
| 4.3 不同类型原油的地球化学特征 |
| 4.3.1 原油饱和烃特征 |
| 4.3.2 原油芳烃特征 |
| 4.3.3 全油及原油族组分碳同位素特征 |
| 4.4 不同类型原油成因的讨论 |
| 第五章 断裂发育特征及油气成藏期的匹配关系 |
| 5.1 断裂发育特征及与油气分布的关系 |
| 5.1.1 断层的性质 |
| 5.1.2 断裂分级特征 |
| 5.1.3 断裂与油气分布的关系 |
| 5.2 断裂演化特征与油气充注期次的匹配关系 |
| 5.2.1 断裂活动期次 |
| 5.2.2 油气充注期次 |
| 5.2.3 油气成藏关键时刻的断裂活动性 |
| 第六章 油气运移地球化学示踪及运聚模式 |
| 6.1 油气物性特征对油气运移的指示 |
| 6.2 油气运聚过程的地化示踪 |
| 6.2.1 有机地化示踪的方法 |
| 6.2.2 代表性剖面的油气运移示踪 |
| 6.3 油气成藏模式分析 |
| 6.3.1 输导模型的建立 |
| 6.3.2 油气成藏模式 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）莱州湾凹陷垦利区块疑难储层二次评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 油水层二次评价研究技术现状 |
| 1.2.1 二次评价的原因 |
| 1.2.2 二次评价常用方法与思路 |
| 1.2.3 录井资料二次评价方法 |
| 1.2.4 测井资料二次评价方法 |
| 1.2.5 测试资料二次评价方法 |
| 1.3 研究内容和思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路与方法 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.1.1 区域构造格局 |
| 2.1.2 地层展布与沉积特征 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.1.4 构造圈闭类型 |
| 2.2 研究区区域划分 |
| 第三章 录井二次评价 |
| 3.1 评价思路及技术路线 |
| 3.2 不同区域油层、水层录井特征 |
| 3.2.1 垦利2-X&3-X区域 |
| 3.2.2 垦利9-X/S/R区域 |
| 3.2.3 垦利6-P/S/X/R区域 |
| 3.2.4 垦利10-X/R/P/S/Q区域 |
| 3.3 录井解释图版建立 |
| 3.3.1 录井解释参数选择 |
| 3.3.2 建立图版 |
| 3.4 测录识别矛盾层解释 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 储层“四性”特征与疑难层测井二次评价 |
| 4.1 评价思路与技术路线 |
| 4.2 储层“四性”特征研究 |
| 4.2.1 垦利10-X/R/P/S/Q区域“四性”特征 |
| 4.2.2 垦利9-X/S/R区域“四性”特征 |
| 4.2.3 垦利2-X&3-X区域“四性”特征 |
| 4.2.4 垦利6-S/X/R区域“四性”特征 |
| 4.3 低阻油层二次评价方法 |
| 4.3.1 测井交会图法 |
| 4.3.2 测录井交会图法 |
| 4.3.3 微电阻率重叠法 |
| 4.3.4 三水导电模型 |
| 4.3.5 电缆地层测压取样 |
| 4.4 低孔渗储层二次评价方法 |
| 4.4.1 测井交会图法 |
| 4.4.2 测录井交会图法 |
| 4.4.3 电阻率特征判别法 |
| 4.4.4 合成电阻率法 |
| 4.5 测录解释矛盾层二次评价 |
| 第五章 疑难层测试资料二次评价 |
| 5.1 评价思路与技术路线 |
| 5.2 测试层二次评价方法 |
| 5.2.1 KL3-X-1DST1 解释二次评价 |
| 5.2.2 KL9-X-1DST1 解释二次评价 |
| 5.2.3 KL6-X-1DST1 解释二次评价 |
| 5.2.4 测试层特征 |
| 5.2.5 测试资料二次评价小结 |
| 5.3 测试产水疑难层二次评价 |
| 第六章 油水层综合二次评价流程与实例 |
| 6.1 KL3-R-1 井实例分析 |
| 6.2 KL10-X-16 井实例分析 |
| 第七章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）复杂油气水层地化录井识别评价方法及其在渤海黄河口凹陷应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究目的及意义 |
| 0.2 研究现状 |
| 0.3 研究内容及技术路线 |
| 0.3.1 研究内容 |
| 0.3.2 技术路线 |
| 0.4 主要工作量 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 区域地层特征 |
| 1.1.1 新生界地层概况 |
| 1.1.2 古近系地层 |
| 1.1.3 新近系地层 |
| 1.2 区域构造特征及构造演化 |
| 1.2.1 区域构造单元划分 |
| 1.2.2 新生代构造演化特征 |
| 1.3 油水层分布及其复杂性 |
| 1.3.1 油气平面分布特征 |
| 1.3.2 油气纵向分布特征 |
| 1.3.3 油气分布复杂性 |
| 第二章 地化录井分析原理 |
| 2.1 岩石热解分析 |
| 2.1.1 热解分析原理 |
| 2.1.2 定量分析 |
| 2.1.3 分析和计算参数 |
| 2.1.4 油气水层识别 |
| 2.2 轻烃组分分析 |
| 2.2.1 分析原理 |
| 2.2.2 油气水层评价 |
| 2.3 热蒸发烃分析 |
| 2.3.1 分析原理 |
| 2.3.2 分析参数以及公式 |
| 2.3.3 热蒸发烃资料应用 |
| 第三章 烃类损失影响因素分析及恢复校正 |
| 3.1 烃损失主要影响因素 |
| 3.1.1 地质因素 |
| 3.1.2 工程因素 |
| 3.1.3 人为因素 |
| 3.2 实验分析 |
| 3.2.1 钻井液添加剂实验分析 |
| 3.2.2 岩屑清洗实验 |
| 3.2.3 空置时间烃类损失实验 |
| 3.2.4 干湿样实验 |
| 3.3 烃类损失恢复校正 |
| 3.3.1 一元线性回归模型 |
| 3.3.2 多元线性回归模型 |
| 3.3.3 非线性回归模型 |
| 第四章 地化录井单项技术解释方法 |
| 4.1 原油性质识别方法的建立 |
| 4.2 油气水层解释图版的建立 |
| 4.2.1 数据降维方法研究 |
| 4.2.2 岩石热解解释图版 |
| 4.2.3 轻烃解释图版 |
| 4.2.4 热蒸发烃组分解释图版建立 |
| 第五章 油气水解释评价应用实例 |
| 5.1 岩石热解图版应用效果分析 |
| 5.2 轻烃组分解释图版应用效果分析 |
| 5.3 热蒸发烃组分解释图版应用效果分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
四、岩石热解参数在储层原油密度计算上的应用（论文参考文献）
- [1]冀北-辽西地区中元古界分子标志物组成及地球化学意义[D]. 肖洪. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [2]松辽盆地西斜坡上白垩统油气运移规律研究[D]. 王亮. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [3]鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层石油充注有效性研究[D]. 李超正. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [4]沧东凹陷孔二段页岩油资源量评价及关键参数分析[D]. 李梦柔. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究[D]. 贾京坤. 中国石油大学(北京), 2019
- [6]鄂西地区恩页1井重点层系页岩气成藏特征研究[D]. 吴强. 核工业北京地质研究院, 2019(03)
- [7]四川盆地中部地区侏罗系大安寨段湖相页岩油气资源潜力研究[D]. 李承骏. 西南石油大学, 2019(06)
- [8]塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式[D]. 周家全. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [9]莱州湾凹陷垦利区块疑难储层二次评价研究[D]. 郭明宇. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [10]复杂油气水层地化录井识别评价方法及其在渤海黄河口凹陷应用[D]. 孙源. 东北石油大学, 2018(01)