Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая

Диссертация: Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Объем миграции нефти через каждый песчаный пласт различен: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) объем миграции нефти через верхние пласты немного больше чем при эксперименте вливания чистой нефтяной фазы. В эксперименте двух фаз нефти/воды, при объеме влитой нефти составляющем 527мл, пласты А2 и С1 стопроцентно содержат нефть, 50… Читать ещё >

Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. Состояние и тенденции развития экспериментального исследования процесса образования залежей нефти и газа
    • 1. 1. Состояние исследования механизма образования нефтегазовых залежей
    • 1. 2. Тенденции развития исследования механизма образования залежей
  • Глава 2. Исследования катализации и гидрогенизации в процессе генерации УВ
    • 2. 1. Катализация в процессе генерации УВ
    • 2. 2. Эксперимент моделирования гидрогенизированной реакции НМП
  • Глава 3. Строительство лаборатории физического моделирования образования нефтегазовых залежей и методика моделирования миграции и аккумуляции УВ
    • 3. 1. Состояние исследования экспериментального моделирования образования залежей миграции и аккумуляции УВ и тенденции их развития
    • 3. 2. Проектирование и строительство лаборатории моделирования образования залежей миграции и аккумуляции УВ
    • 3. 3. Методология и технология моделирования миграции и аккумуляции УВ в пористой среде
    • 3. 4. Техника и методика моделирования миграции и аккумуляции УВ в транспортных пластах и системе ловушек
  • Глава 4. Механизм миграции и аккумуляции УВ и закономерность увеличения их насыщенности в условиях разных сред
    • 4. 1. Механизм динамики и количественная модель миграции УВ в пористой среде
    • 4. 2. Динамический механизм увеличения нефтенасыщенности в пористых средах и его количественная модель
    • 4. 3. Динамический механизм и модель миграции и аккумуляции УВ в неоднородных проводящих песчаных пластах
    • 4. 4. Геологическая модель влияния миграции и аккумуляции УВ в сбросовых проводящих системах
    • 4. 5. Динамический механизм и модель миграции и аккумуляции нефти антиклинальных ловушек
    • 4. 6. Приоритетный путь миграции УВ и его значение
  • Глава 5. Механизм моментального образования залежей УВ
    • 5. 1. Создание геологической модели концепции моментального образования залежей УВ
    • 5. 2. Доказательство включений флюидов в моментальном образовании залежей УВ
    • 5. 3. Модель моментального образования залежей УВ и ее значение
  • Глава 6. Механизм образования «залежей газа под водой»
    • 6. 1. Состояние исследования «залежей газа под водой»
    • 6. 2. Механизм и модель образования «залежей газа под водой»
    • 6. 3. Изучение «газа под водой» бассейна Турфан-Хами
    • 6. 4. Обсуждение формирования «залежей нефти под водой»
    • 6. 5. Разведочные перспективы «газа под водой» в Китае
  • Глава 7. Методика исследования системы образования залежей УВ и ее применение в центральной части бассейна Тарим
    • 7. 1. Состояние исследования и актуальные проблемы нефтегазоносной системы
    • 7. 2. Основные понятия системы образования залежей УВ
    • 7. 3. Методика исследования системы образования залежей УВ
    • 7. 4. Характеристики нефтяной геологии бассейна Тарим
    • 7. 5. Деление циклов бассейна Тарим и систем образования залежей УВ центральной части бассейна Тарим
    • 7. 6. Раннепапеозойская система образования залежей УВ с одним очагом и тремя элементами в центральной части бассейна Тарим
    • 7. 7. Палеозойская система образования залежей УВ с многими очагами и тремя положениями в центральной части бассейна Тарим
    • 7. 8. Анализ разведочных потенциалов системы образования залежей УВ центральной части бассейна Тарим
  • Глава 8. Статистические характеристики распределения нефти и газа осадочных бассейнов
    • 8. 1. Классификация осадочных бассейнов
    • 8. 2. Формирование и эволюция кратонных бассейнов и статистические характеристики основных факторов образования залежей
    • 8. 3. Формирование и эволюция рифтовых бассейнов и статистические характеристики их главных факторов образования залежей
    • 8. 4. Формирование и эволюция форландовых бассейнов и статистические характеристики их главных факторов образования залежей
  • Глава 9. Характеристики распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая
    • 9. 1. Типы и распределение залежей УВ средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая
    • 9. 2. Характеристики распределения нефтематеринских пород крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая
    • 9. 3. Характеристики распределения коллекторов крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая
    • 9. 4. Характеристика распределения покрышек крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая
    • 9. 5. Характеристика миграции и аккумуляции крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая
  • Глава 10. Стратегический прогноз нефтегазовой разведки Китая
    • 10. 1. Нефтегазовая разведка в рифтогенных бассейнах Китая
    • 10. 2. Нефтегазовая разведка в форландовых бассейнах Китая
    • 10. 3. Нефтегазовая разведка кратонных бассейнов Китая
    • 10. 4. Разведка нефти в нефтегазоносных бассейнах, связанных со сдвигом

Актуальность проблемы. В XX веке в мире произошло 15-кратное увеличение уровня потребления энергетических ресурсов — с 0,82 млрд. т.у.т. в 1900 г. до 12,3 млрд. т.у.т. в 2000 г. — при опережающем росте использования углеводородов (УВ).

Суммарное потребление энергетических ресурсов в мире продолжает возрастать и за период в 1970;2004 гг. составило более 360 млрд. т.у.т.

В 2000;2005 гг. в мире продолжался быстрый рост спроса на все основные виды органического топлива — нефть (2,2% в год), газ (2,8% в год) и уголь (5,7% в год). Начиная с 2003 г. в результате увеличения потребления энергоносителей в Китае и США, глобальное использование нефти возрастало на 4,5% в год, а угля — на 7,3%. Мировое потребление газа увеличивалось за последние три года в среднем на 3% в год, главным образом, за счет роста спроса в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР), на Ближнем Востоке, в Южной Европе и в СНГ. В 2005 г. глобальное производство и потребление энергетических ресурсов достигло 15 млрд. т.у.т.

Анализ устойчивых процессов в мировой экономике, энергетических программ различных стран и состояния научных исследований указывает на неизбежность, дальнейшего увеличения энергопотребления в первой половине XXI века. Рост глобальных потребностей в энергетических ресурсах будет происходить в первую очередь за счет Китая, Индии и других стран АТР.

Открытие ряда крупных месторождений углеводородов в последние годы в Китае (Ордосский бассейн, Таримский бассейн, Бохайский залив и др.), в Австралии и других странах АТР будет способствовать развитию экономике этих регионов, однако удовлетворить их потребности ни сейчас, ни в будущем эти открытия не смогут.

Основным условием удовлетворения спроса и дальнейшего устойчивого развития энергетического комплекса является постоянное пополнение сырьевой базы нефтеи газодобычи. Для дальнейшего подъема добычи нефти и газа необходимо открытие не только новых залежей в старых районах, но и новых нефтегазоносных областей с богатыми месторождениями. А это с каждым годом становится всё дороже и труднее.

Преодоление негативной тенденции снижения результативности поисково-разведочной работы и создание условий устойчивого развития видится в совершенствовании теоретических основ нефтегазовой геологии. Ключевой проблемой является познание основных закономерностей пространственного размещения месторождений углеводородов в земной коре на базе установления причинно-следственной связи нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

В познании закономерности распределения УВ, снижении риска при поиске и разведке нефти и газа исследование механизма образования залежей УВ является з важнейшей проблемой нефтяной геологии и ключевым вопросом. «Антиклинальная теория» поиска залежей, созданная в 19-ом веке, долгое время являлась теоретической основой в практике поисково-разведочной работы нефти и газа. С наступлением 20-ого века многими крупными учеными мира разработаны теоретические основы поисков и разведки месторождений УВ на базе органической гипотезы происхождения, миграции и аккумуляции нефти и газа. Китайские ученые и геологи-нефтяники с учетом особенностей геологического строения территории Китая развили теоретические основы генерации нефти применительно к континентальным отложениям.

Настоящая диссертационная работа посвящена развитию научных основ широко признанной в мире теории образования углеводородов, генерируемых нефтегазо-материнскими породами (НМП), их миграции, аккумуляции и формирования залежей в процессе эволюции седиментационных бассейнов, и на её базе — изучению общих закономерностей и особенностей пространственного распределения крупных и средних нефтяных и газовых месторождений Китая.

Цель работы. Углубить и развить теорию органического происхождения УВ, создать научные основы для совершенствования системы моделирования бассейнов, теории и методов оценки ресурсов УВ.

Исследовать основные закономерности и геологические особенности строения нефтегазоносных бассейнов и характеристики распределения нефти и газа на средних и крупных месторождениях Китая.

Диссертационная работа имеет большую практическую значимость для поисков и разведки залежей нефти и газа в китайских нефтегазоносных бассейнах.

Основные задачи исследования.

Исследовать механизм каталитической генерации УВ керогеном и эффективность генерации УВ гидрогенизацией керогена.

Исследовать механизм миграционной динамики нефти и газа в разных средах, приоритетные каналы миграции и закономерности увеличения нефтегазонасыщенности резервуаров.

Изучить процесс образования залежей «моментального образования» и «газа под водой» и построить их модели.

На основе понятия «системы образования залежей УВ» и разработанных методов исследования, провести изучение системы образования залежей УВ в Центротаримской области Таримского бассейна.

Исследовать закономерности пространственного распределения средних и крупных месторождений нефти и газа Китая: типы залежей УВ и распределение средних и крупных залежейхарактеристики распределения НМП, коллекторов и покрышек на средних и крупных месторожденияххарактеристики миграции и аккумуляции.

Подходы к исследованию.

Исследования проведены на трех уровнях: локальном, зональном и региональном (бассейновом). На локальном уровне уделяется внимание некоторым не выявленным ранее механизмам в процессе образования залежей УВна зональном уровне разработано понятие «системы образования залежей УВ» и методы системных исследованийна региональном (бассейновом) — обобщены характеристики образующих факторов залежей УВ, определившие закономерности размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая.

Методы и методики исследований.

Физическое моделирование образования залежей УВ.

Геологический анализ залежей УВ в типичных зонах.

Исследования механизма генерации, миграции и аккумуляции УВ.

Исследования системы образования залежей УВ.

Исследования характеристик и закономерности распределения залежей УВ .

Объем выполненных работ.

Изучено более 500 публикаций по теме диссертационной работы на китайском, русском и английском языках.

Создана база данных по отечественным и зарубежным крупным и средним нефтегазовым месторождениям (412 месторождений);

Отбор и анализ 586 проб пород и нефти.

Разработано или реконструировано 8 установок для экспериментального моделирования миграции и аккумуляции УВ, создана ведущая лаборатория исследований механизма образования залежей УВ при Министерстве образования Китая.

Проведено 76 групп экспериментов физического моделирования, включающих 477 лабораторных исследований.

Составлено 10 графических приложений, иллюстрирующих основные результаты закономерностей распределения и прогноз поисков характеристик средних и крупных месторождений на территории Китая.

Научная новизна исследований.

Разработаны методики экспериментальных исследований физического моделирования механизма образования залежей УВ. Созданы 3 экспериментальных установки для моделирования миграции и аккумуляции УВ, получено два государственных патента Китая на изобретения.

Проведен комплексный анализ воздействия минеральных катализаторов в процессе генерации УВ из нефтематеринских пород. Установлено, что хлорид в процессе генерации УВ играет роль антикатализаторов, а другие минералы являются 5 катализаторами. Экспериментально доказано, что внедрением водорода при гидрогенизации можно ускорить крекинг керогена и повысить эффективность генерации УВ из нефтегазоматеринских пород. Установлено, что флюиды, обогащенные водородом, в разной степени участвуют в процессе образования залежей УВ (Залив Бохай).

Выявлено наличие приоритетных каналов в толще пород, по которым происходит миграция УВ. Установлено новое логичное объяснение асимметричного распределения нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах.

Путем проведения экспериментального исследования обнаружены «трехфазные включения», предложено понятие и создана модель «моментального образования» залежей УВ. Тектоническое напряжение и напряжение аномального давления самого флюида являются ведущими силами в процессе «моментального образования» залежей УВ.

В результате экспериментальных исследований установлен механизм образования «залежей газа под водой». В процессе образования «залежей газа под водой» ведущими силами являются: капиллярные, архимеда и расширение объема газа. Выведено динамическое уравнение образования «залежей газа под водой» .

Предложено понятие «системы образования залежей УВ» и разработана методика исследования и система оценки. Настоящая работа имеет важное значение для познания закономерностей распределения нефти и газа в многоциклических суперпозиционных бассейнах на территории Китая.

Установлены следующие закономерности распределения нефти и газа в Китае:

1) Условием, при котором происходит генерация УВ и формирование средних и крупных месторождений, является граничное значение в НМП — «дважды 0,5», т. е содержание органического углерода Сорг должно быть больше 0,5, а отражательная способность витринита Ro — превышать 0,5. Величина пика ТОС=2,0, а величина пика Ro=l, 0. Причем толщина нефтегазоматеринских пород должна превышать десяткисотни метров. Среди НМП в Китае преобладают угленосные толщи, а карбонатные НМП встречаются сравнительно редко.

2) Установлено, что для средних и крупных месторождений расстояние миграции УВ обычно меньше 50 км. Причем для нефти расстояние миграции меньше, чем для газа.

3) На средних и крупных месторождениях залежи в большинстве своем сформировались сравнительно поздно: нефтяные — преимущественно в мезо-кайнозое, газа — в основном в кайнозое.

4) На месторождениях УВ распространены обломочные разности пород-коллекторов. Среди них песчаные и алевролитовые коллекторы занимают 70%. 6.

Карбонатные коллекторы присутствуют относительно редко. На территории Китая 85% коллекторов залегают в интервале глубин 500−2000 м.

Научное значение работы.

Проведённое исследование может быть использовано в качестве:

Методической основы при выборе приоритетных направлений поисков и разведки нефти и газа в Китае, составлении прогнозных карт и разработке стратегии геофизической и буровой работ на перспективу;

Методического пособия по проведению исследований проблемы генезиса нефти и газа, моделированию процессов миграции и аккумуляции залежей УВ.

Обоснованные автором модели залежей УВ («моментального», «эпизодического», «газа под водой») являются новыми перспективными объектами поисково-разведочной работы.

Установленные автором «приоритетные каналы миграции УВ» являются новым критерием поисков залежей нефти и газа.

Выявленные эффекты каталитического влияния разных минералов и поступления водорода при гидрогенизации нефтематеринских пород предложено учитывать при оценке потенциалов генерации НМП и ресурсов УВ.

Учебного пособия для изучения теоретических основ поисков и разведки нефти и газа в высших и средних учебных заведениях;

Справочного пособия по нефтегазовой геологии Китая.

Разработанная автором методика анализа системы образования залежей УВ была успешно применена в филиалах CNPC и СИНОПЕК (Таримский филиал, филиал Турфан-Хами, филиал Ляохэ, филиал Даган, филиал Хуабэй CNPC, филиал Шэнли СИНОПЕК).

Реализация результатов работы.

Результаты исследования нашли практическое применение и способствовали открытию ряда крупных нефтегазовых месторождений в Китае. Закономерности распределения нефти и газа, установленные в настоящей работе, получили признание в Таримском нефтяном филиале CNPC и подтверждены рядом больших открытий месторождений УВ. В 1994 г автор на основе оценки ресурсов УВ и анализа путей миграции впервые предположил, что нефть и газ в Центротаримском поднятии генерировались из местных НМП. Использование авторского прогноза способствовало открытию месторождений УВ TZ-16, 45 и 62. Значимость и полезность рекомендаций автора были отмечены назначением его высшим советником Таримского нефтяного филиала CNPC.

Предложения по разведке в депрессии Сяоцяоху и рекомендация по заложению трёх газовых скважин были приняты филиалом CNPC Турфан-Хами. В результате 7 реализации этой рекомендации было открыто газовое месторождение Сяоцяоху. Свидетельство на открытие выдано филиалом CNPC Турфан-Хами.

Заключения о закономерности распределения нефти и газа Китая и анализе потенциала ресурсов УВ использованы в работах: «О десятом стратегическом планировании нефти и газа Китая», «О китайском стратегическом планировании ресурсов УВ на среднесрочный период Китайской Инженерной Академии».

Созданная лаборатория моделирования образования залежей УВ стала базовой лабораторией Министерства образования Китая и главным центром экспериментального исследования механизма образования залежей УВ в Китае.

Основные результаты исследований по проблеме образования залежей УВ включены в монографию «Особенность образования залежей УВ и закономерность распределения нефти и газа», ставшей учебным пособием для аспирантов по специальности «геология нефти и газа» в ряде китайских университетов и институтов.

Апробация результатов работы. Результаты исследований настоящей диссертационной работы включены в Проекты государственной категории «973» «Нефтегазонакопление и прогноз распределения в типичных суперпозиционных бассейнах Китая» (1999;2004) и «Особенность образования залежей У В и закономерность их распределения в карбонатных породах Китая» (2005;2009).

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Годовом геолого-математическом собрании (Япония — 1995), Годовом собрании AAPG США (Австралия — 2006), 17-ом Мировом нефтяном конгрессе (Бразилия-2002), четвёртой и пятой «Всекитайской научно-исследовательской конференции по миграции УВ» (1999, 2003), 10-ом Всекитайском годовом собрании по органической химии и геохимии (2005), Годовых собраниях китайских нефтяных геологов (2004, 2006), Собраниях, посвященных обмену научно-техническими результатами CNPC (1997,1999), Совещаниях по стратегии разведки нефти и газа СИНОПЕК (2000,2003,2004,2005).

Публикации.

По результатам научных исследований автором опубликовано 90 статей в китайских и международных научно-технических журналах: Геология нефти и газа, геология и геофизика, Journal of Geochemical Exploration, Marine and Petroleum Geology, Journal of Petroleum Science and Engineering, Organic Geochemistry, Наука Китая, Вестник наук Китая, из которых 10 статей включены в SCI, 12 статей в EI, 2 статьи в ISTP. Перечень основных статей перечислены в конце автореферата.

Объем и структура диссертации. Содержание диссертации обусловлено последовательностью решаемых задач. Работа состоит из Введения, 10 глав и Заключения. Основной её текст изложен на 348 страницах и содержит 42 таблиц и 144.

Выход.

Влитие нефти a b а. Непрерывное (устойчивое) вливаниеЬ. Фазное (неустойчивое) вливание Рис. 4−38 Схема процесса миграции нефти простой сбросовой проводящей системы.

1) Форма миграции нефти в сбросовой зоне отличается от закономерности увеличения нефтенасыщенности. В условиях фазного вливания нефть по сбросовой зоне поршневым образом быстро мигрирует вверх, нефтенасыщенность также увеличивается снизу вверх. В условиях устойчивого непрерывного вливания с увеличением его объема нефть в сбросовой зоне медленно мигрирует в направлении подъема, нефтенасыщенность увеличивается снизу вверх.

2) Проводящие способности в сбросовой зоне в условиях фазного вливания лучше, чем в условиях непрерывного вливания. В условиях фазного вливания, после того как объем вливания достигает некоторой степени, целая сбросовая зона может проводить нефть в песчаные пласты двух сторон. В условиях непрерывного вливания, как правило, только на ограниченном участке под покрышками и глинистыми горизонтами сбросовая зона может проводить нефть в песчаные пласты двух сторон, поэтому проводящие способности относительно слабые.

3) Горизонт и объем нефтяного вливания на двух сторонах сбросовой зоны различны. Во время фазного вливания мигрирующая нефть по сбросовой зоне под действием АВПД прежде всего быстро заполняет основание нижних песчаных пластов глинистых горизонтов, причем объем вливания очень большой, а затем основание верхних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания меньше, чем в нижних песчаных пластах. При условии достаточности нефтяного источника объемы вливания в верхний и нижний горизонты постепенно сближаются. В условиях непрерывного вливания нефть по сбросовой зоне медленно мигрирует вверх до верхних покрышек, затем нефть прежде всего заполняет кровлю верхних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания очень большой. С увеличением объема вливания нефти или скорости (давления) вливания, нефть может постепенно заполнить кровлю нижних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания мал.

4) Характеристики миграции нефти в песчаных пластах двух сторон сбросовой зоны различны. Во время фазного вливания влитая в песчаные пласты нефть мигрирует по целым песчаным пластам по вертикали и горизонтали, направление миграции достаточно сумбурное, путь миграции более широкий, даже целый песчаный пласт может стать каналом миграции нефти, скорость миграции высокая. Во время непрерывного вливания влитая в песчаные пласты нефть мигрирует главным образом по кровлям песчаных пластов по горизонтали, путь миграции более узкий и скорость миграции низкая.

Во время фазного (неустойчивого) и непрерывного (устойчивого) вливания различие в процессах миграции нефти может быть связано с различием их динамических условий. Во время фазного (неустойчивого) вливания АВПД и сила архимеда являются движущими силами миграции нефти, поскольку произведенная высоким давлением движущая сила очень велика, действие силы архимеда очень слабо, влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно слабо, проявляется характеристика заполнения сбросов поршневого образа, приоритетное заполнение нижних песчаных пластов, быстрая боковая миграция нижней части песчаных пластов и т. д.- во время непрерывного (устойчивого) вливания сила архимеда и давление вытеснения являются движущими силами миграции нефти, поскольку давление вытеснения очень маленькое, действие силы архимеда более заметно, влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно сильно, так проявляются особенности противоположные фазному (неустойчивому) вливанию.

4.4.3.2. Влияние фазового состояния на миграцию нефти.

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции в условиях различных фазовых состояний миграции простой и сложной сбросовой проводящей системы выявили закономерность влияния фазового состояния на миграцию нефти.

Результаты эксперимента моделирования показывают, что когда экспериментальная модель и форма вливания одинаковы, а фазовые состояния вливания различны (однофазная нефть или двухфазная нефть/вода), процесс миграции нефти в модели заметно различен. Когда фазовые состояния одинаковы нефти/воды вливается, а форма вливания различна (непрерывная и фазная), процесс миграции нефти в модели также различен. Это означает, что фазовое состояние может оказать заметное влияние на миграцию нефти, которое вызвано различием формы вливания.

1. Влияние фазового состояния в условиях непрерывного вливания.

При сравнении процессов непрерывного вливания двух фаз нефти/воды и однофазной нефти в простой сбросовой проводящей системе, в ранний период эксперимента процесс миграции условно одинаков, но через некоторое время проявляются очевидные различия, в основном заключающиеся в следующих трех аспектах:

1) Закономерность изменения нефтенасыщенности и нефтеносной площади в сбросовой зоне и песчаных пластах различна: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 3), через определенное время вливания, нефтеносная площадь каждого песчаного пласта условно не меняется. Нефтенасыщенность в песчаных пластах нижней части также не меняется, а в песчаных пластах верхней части и нижней части сбросов нефтенасыщенность сначала увеличивается, а затем уменьшается, проявляя многократное переменное изменение, особенно в песчаных пластах верхней части расчлененного горизонта верхнего блока сбросовой зоны изменение очень заметно и в конце эксперимента нефтесодержащий объем каждого песчаного пласта очень мал, подавляющая часть нефти вытеснена из песчаных пластов. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти (эксперимент 1 и 2) с непрерывным проведением вливания нефти нефтеносная площадь и нефтенасыщенность в сбросовой зоне и каждом песчаном пласте непрерывно увеличиваются. В конце эксперимента нефтесодержащий объем каждого песчаного пласта очень большой, вытеснено только небольшое количество нефти.

2) Объем миграции нефти через каждый песчаный пласт неодинаков: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 3), нефть в основном мигрирует через верхние песчаные пласты, (объем миграции нефти через верхние и нижние песчаные пласты составляет 881мл и 38,5мл соответственно), вода в основном мигрирует через нижние песчаные пласты, малая часть через верхние (объем миграции нефти через нижние и верхние песчаные пласты составляет 660мл и 373мл, соответственно), различие объема миграции нефти и воды через верхние и нижние песчаные пласты отражает особенность дифференцированной миграции нефти и воды. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти (эксперимент 1 и 2) объем миграции через нижние песчаные пласты нижнего блока сбросовой зоны наибольший, а через другие пласты примерно одинаков.

3) Механизм вытеснения различен: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды происходит одновременное вытеснения воды нефтью и нефти водой. Когда вытеснение воды нефтью преобладает, нефтенасыщенность увеличивается, а когда вытеснение нефти водой преобладает, нефтенасыщенность уменьшается. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти происходит только вытеснение воды нефтью, нефтенасыщенность может только увеличивается.

2. Влияние фазового состояния в условиях фазного влияния.

При сравнении процессов непрерывного вливания двух фаз нефти/воды и однофазной нефти в сложной сбросовой проводящей системе, в ранний период эксперимента процесс миграции условно одинаков, но через некоторое время проявляются очевидные различия, в основном заключающиеся в следующих четырех аспектах:

1) Закономерность изменения нефтенасыщенности и нефтеносной площади в сбросовой зоне и песчаных пластах различна: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) через определенное время вливания флюидов нефтеносная площадь нижней части сбросовой зоны и нижних песчаных пластов условно не меняется, нефтенасыщенность сначала увеличивается, а потом уменьшается, проявляя многократное переменное изменение. При эксперименте большое количество нефти вытеснено из песчаных пластов (нефть влитая — 527мл, нефть вытесненная — 362,5мл), нефтенасыщенность в верхней части сбросовой зоны заметно выше, чем в ее нижней части. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) с непрерывным вливанием нефти нефтеносная площадь и нефтенасыщенность в сбросовой зоне и каждом песчаном пласте непрерывно увеличиваются, как правило, нефтенасыщенность в нижней части сбросовой зоны выше, чем в ее верхней части, в конце эксперимента нефтесодержащий объем в каждом песчаном пласте очень большой, вытеснена только небольшая часть нефти (нефть влитая — 550мл, нефть вытесненная.

177мл).

2) Процесс миграции нефти в песчаных пластах различен: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы), во время боковой миграции нефти имеет место вертикальная миграция, в итоге различие боковой миграции нефти в разных частях песчаных пластов не большое, в ранний период эксперимента скорость боковой миграции нижней части немного выше, в поздний период скорость боковой миграции нижней части немного выше. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) преобладает боковая миграция. Обычно всегда сначалала происходящая сначала по основанию песчаных пластов, а затем снизу вверх по порядку, скорость боковой миграции в основании песчаных пластов заметно выше.

3) Механизм вытеснения различен: в фазном вливании двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) во время миграции нефти вытеснение воды нефтью и нефти водой происходят совместно. Когда вытеснение воды нефтью преобладает, нефтенасыщенность увеличивается, а когда вытеснение нефти водой преобладает, нефтенасыщенность уменьшается. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) происходит лишь вытеснение воды нефтью, нефтенасыщенность может только увеличиваться.

4) Объем миграции нефти через каждый песчаный пласт различен: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) объем миграции нефти через верхние пласты немного больше чем при эксперименте вливания чистой нефтяной фазы. В эксперименте двух фаз нефти/воды, при объеме влитой нефти составляющем 527мл, пласты А2 и С1 стопроцентно содержат нефть, 50% пласта A3 содержит нефть, 20% пласта А1 содержит нефть. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы), при объеме влитой нефти составляющем 550мл, 90% пласта А2 содержит нефть, 40% пласта A3 содержит нефть, 20% пласта А1 содержит нефть, 5% пласта С1 содержит нефть. Это различие может быть связано с увеличением вертикальной миграции под действием сильной силы архимеда в условиях совместного наличия двух фаз нефти/воды. Это также причина того, что при эксперименте двух фаз нефти/воды нефтенасыщенность в верхней части сбросов высока и в нижних песчаных пластах нефть главным образом мигрирует вертикально, а различие в скорости боковой миграции не велико.

4.4.3.3. Влияние сбросов на миграцию и аккумуляцию нефти.

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывают, что сбросы оказывают важное влияние на миграцию и аккумуляцию нефти, но степень влияния главных и второстепенных сбросов не одинакова.

1. Влияние сбросов на боковую миграцию нефти.

Результат эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывает:

A. В общем, главный сброс модели 1−1 играет наибольшую роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, а второстепенный сброс модели II играет наибольшую роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом.

Б. Комплексные характеристики песчаных пластов и различие проницаемости оказывают различное влияние на интенсивность боковой миграции нефти по главным и второстепенным сбросам: а. В модели 1−1 с большой проницаемостью песчаных тел на двух сторонах главного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти большая, что приоритетно для боковой миграции нефти по главному сбросу. В модели 1−2 и II с малой проницаемостью песчаных тел на двух сторонах главного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти маленькая, что неблагоприятно для боковой миграции нефти по главному сбросуб. В модели II песчаного тела А4 с высокой проницаемостью, соединяющегося с выходом на кровле на стороне второстепенного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти очень велика, что благоприятно для боковой миграции нефти по второстепенному сбросу, а в модели 1−1 и 1−2 песчаного тела с высокой проницаемостью, не соединяющегося с выходом на стороне второстепенного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти очень мала.

B. Фазное состояние и форма вливания также оказывают важное влияние на интенсивность боковой миграции нефти по главным и второстепенным сбросам. Для главного сброса, когда две фазы нефть/вода вливаются, интенсивность боковой миграции нефти самая большая, когда однофазная нефть непрерывно вливается, она минимальна, а при непрерывном вливании двух фаз нефть/вода непрерывно и однофазной нефти фазным образом, интенсивность миграции находится между вышеуказанными двумя. Для второстепенного сброса, при вливании непрерывным образом, интенсивность боковой миграции нефти большая, а фазным образом маленькая.

Г. В моделях I-I и 1−2, главный сброс играет важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, а в модели II второстепенный сброс играет важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом. Кроме того, во время фазного вливания главный сброс играет более важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, чем второстепенный сброс, а во время непрерывного вливания второстепенный сброс играет более важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, чем главный сброс.

2. Влияние сбросов на аккумуляцию нефти.

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывают:

A. Различные литологические комплексные характеристики и величина проницаемости песчаных пластов оказывают важное влияние на аккумуляцию нефти в песчаных пластах с двух сторон над расчлененным горизонтом главных и второстепенных сбросов. Для главного сброса среднее содержание нефти в песчаном теле единичного объема на его двух сторонах в модели 1−1 наибольшее — 0,295мл/смЗ, а в модели 1−2 и II меньше, соответственно 0,123 и 0,135мл/см3. Для второстепенного сброса, от модели 1−1 до II, среднее нефтяное содержание в песчаном теле единичного объема на его двух сторонах меняется от малого до большого.

Б. Условия вливания также оказывают важное влияние на аккумуляцию нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом. Фазное вливание однофазной нефти наиболее благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов, непрерывное вливание двух фаз нефти/воды и однофазной нефти благоприятно немного меньше, а фазное вливание двух фаз нефти/воды наиболее не благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов.

B. Литологические комплексные характеристики, величина проницаемости и условия вливания оказывают влияние различной степени на аккумуляцию нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом. В песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом проницаемость высока или не очень высока, но при наличии песчаных тел, соединяющихся с выходом, все благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных сбросов, иначе, неблагоприятно. Фазное вливание однофазной нефти или непрерывное вливание двух фаз нефти/воды, благоприятно для аккумуляции нефти песчаных пластов на двух сторонах главных сбросов, а фазное вливание двух фаз нефти/воды, благоприятно для аккумуляции нефти песчаных пластов на двух сторонах второстепенных сбросов.

4.4.3.4. Помощь для нефтегазовой разведки палеогена во впадине Чжаньхуа.

Вышеизложенные результаты эксперимента моделирования выявили механизм образования залежей УВ палеогена во впадине Чжаньхуа, и помогли нефтегазовой разведке палеогена во впадине Чжаньхуа.

1. Боковая миграция нефти песчаных пластов под расчлененным горизонтом и образование залежей УВ нижней пачки свиты гуаньтао.

В последние десятилетия главным объектом нефтегазовой разведки палеогена во впадине Чжаньхуа является верхняя пачка свиты Гуаньтао. Результаты эксперимента моделирования показывают, что песчаные пласты под расчлененным горизонтом являются важными каналами боковой миграции нефти. В простой сбросовой проводящей системе объем боковой миграции нефти нижних песчаных пластов моделей I и II составляет в среднем 25,58% и 7,88% от общего соответственно. При этом в условиях различного вливания, в нижних песчаных пластах имела место боковая миграция нефти (таблица 4−15).

Заключение

.

В ходе выполнения диссертационной работы были сделаны следующие основные выводы и заключения:

1. Неорганические минералы играют различную роль в процессе пиролизованной генерации УВ керогеном. Из них хлориды имеют определенные антикаталитическое действие.

В процессе генерации УВ преобразование керогена и участие водорода повышает эффективность генерации УВ. Чем беднее водородом НМП, тем заметнее эффект гидрогенизации НМП.

2. Эксперименты моделирования миграции УВ и исследования керна песчаных коллекторов из впадины Дунин свидетельствуют о наличии приоритетных каналов миграции УВ. Пути и каналы миграции УВ контролируются динамикой миграции и характеристикой среды.

3. Прирост нефтенасыщенности в пористой среде переживает быстрый, медленный и стабильный этапы, диаметр пор и смачиваемость являются ключевыми факторами, влияющими на всплывание УВ. Неоднородность песчаных пластов оказывает существенное влияние на миграцию и аккумуляцию УВ и нефтенасыщенность. В условиях эпизодического и устойчивого непрерывного внедрения форма и пути миграции, объем внедрения и динамика миграции сильно отличаются.

4. Модели моментального и эпизодического образования залежей УВ позволяют по-новому рассмотреть перспективы поисков и разведки нефтегазовых месторождений. Глубинные крупные разрывные зоны и прилегающие к ним части могут быть перспективными поисково-разведочными зонами.

5. Механизм образования «залежей газа под водой» свидетельствует о возможности наличия залежей с нетрадиционным распределением нефти (внизу) и воды (вверху). «Залежи газа под водой» имеют большую перспективу для дальнейшего открытия месторождений такого типа в Китае и в других странах.

6. Методика исследования системы образования залежей УВ, использованная в работе, оказывается более эффективной на практике, чем методика нефтегазоносной системы. В центральной части бассейна Тарим выделяется ранне-палеозойская и палеозойская системы образования залежей УВ, источник нефти в раннепалеозойской системе относится к среднему и верхнему ордовику. Для залежей УВ характерно три этапа формирования, обладающего двумя моделями образования залежей.

7. Цитологические типы нефтематеринских пород в кратонных бассейнах Китая однородны и в основном представлены глинистыми сланцами. Количество угольных.

344 пластов, являющихся НМП для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае (20%) — заметно больше, чем в других регионах мира. Среди НМП для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае преобладают типы II и III, что в полной мере отражает особенности месторождений континентальных фаций. Нижний предел С0р составляет 0,5, нижний предел зрелости — 0,5. Все системы образования залежей УВ в Китае, сформировавшие крупные и средние нефтегазовые месторождения, располагаются в центрах эффективных НМП. Расстояние миграции не превышает 50 км. в более чем 95% системах образования залежей крупных и средних нефтяных месторождений в Китае, а для газовых месторождений — не превышает 100 км.

Для нефтегазовых залежей Китая характерно позднее образование. В Китае 92,2% крупных и средних нефтяных месторождений сформировалось в мезозое и кайнозое, 8,8% - в позднем палеозое, а газовые месторождения — 91,7% в кайнозое, — 8,3% в мезозое.

8. Отношение ресурсов нефти к газу в мире составляет 10:7, в то время как в Китае — 10:4. Территория Китая характеризуется тем, что открыто больше нефти, чем газ, а в разрезе доминируют континентальные фации. Это объясняется тем, что в мезозое и кайнозое произошли тектонические движения. Многоциклические суперпозиционные бассейны широко распространены в мире. Но суперпозиционные бассейны в Китае характеризуются многократными тектоническими движениями, их огромными масштабами, большой сложностью распределения нефти и газа. Это связано с тем, что площадь кратонных бассейнов Китая небольшая и они располагаются на стыке трех плит, бассейны характеризуются «активными движениями».

9. Потенциалы нефтегазовых ресурсов УВ Китая огромные. Большинство бассейнов находится в ранней и средней стадии освоения ресурсов УВ. Бассейны Залив Бохай, Сунляо, Тарим, Ордос, Джунгария, Чжуцзянкоу — Ингэхай, ВосточноКитайское море, Субэй — Южное желтое море и Цайдам являются основными районами для наращивания запасов УВ в Китае.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Арье.А.Г., Славкин.В.С. О механизме нефтегазонасыщения песчанных линз в глинах. Геология нефти и газа, 1995,(2):41~45
  2. М.Д., Самсонов В. В. Роль битумоидных аномалий в формировании нефтяных ресурсов Сибирской платформы. Геология и геофизика. Том 45,2004. с.127−133
  3. Би Яньпэн, Чэнь Юньлин, Тянь Бо. Месторождение Гудао, см. Крупные нефтяные месторождения континентальных фаций Китая, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:646-—657
  4. Ю.К. Нефтегазообразование в геосинклинарных осадочных формациях Тихоокеанского пояса. М., изд. МГУ, 1981,200с.
  5. Ван Даоюн. История тектонической эволюции мезозойских форландового бассейна серединой части горы Лунмэнь. Бюллетень Чэндуского политехнического института, 1994,21(3):20~28
  6. Ван Тунхэ. Геотектоническая эволюция и нефтегазонакопление провинций Шаньси и Шэньси. Хуабэйская геология и минерал, 1995,10(3): 283—393
  7. Ван Фэйюй и Цю Наньшэн. Анализ истории флюидов в фазе образования залежей нефтегазоносных бассейнов. Исследовательский отчет Китайской национальной нефтегазовой корпорации, 2000,99~ 100
  8. Ван Фэйюй, Чжан Шуйчан, Чжан Баоминь и др. Зрелость ОВ мезозойских материнских пород во впадине Кучэ Таримского бассейна. Синьцзян-Уйгурская нефтяная геология, 1999,20(3):221−224
  9. Ван Цзе, Гуань Дэфань и др. Исследование модели генерации, миграции и аккумуляции нефти и газа, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1999
  10. Ван Цзэ. Совместное изучение китайскими и немецкими специалистами бассейна Линьи с использованием трехмерного моделирования. Геология нефти и газа, 1982,1
  11. Н.Б. О происхождении нефти (развитие органической теории от М. В. Ломоносова до наших дней). Вестн. МГУ. Сер.4. Геология, 1962. № 3. с. 10−30
  12. Н.Б. О происхождении нефти. Тр. ВНИГРИ- Вып. 83. Л.: Гостоптехиздат, 1955. с. 9−98
  13. Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба). Вопросы образования нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1958. с.9−220(Тр. ВНИГРИ- Вып. 128)
  14. Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967. №П. с. 135−156
  15. В.И. Очерки геохимии. М.: Изд. Гос. отд. научно-техн. информации, 1934
  16. И.В., Высоцкий В. И. Формирование нефтяных газовых и конденсатно-газовых месторождений. М.: Недра, 1986. 228с
  17. И.В., Оленин В. Б., Высоцкий В. И. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. -М.: Недра, 1981
  18. И.В., Оленин. В. Б. Генетический принцип нефтегеологического районирования. Геология нефти и газа, 1968, № 12, с 30−34
  19. В.П. Геодинамика и нефтегазообразование. М., Природа, 1985.
  20. В.П. Общая и региональная геотектоника. М., Недра, 1986,230с.
  21. Ган Кэвэнь. Пояснение к карте нефтегазоносных бассейнов мира. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1992
  22. Гань Кэвэнь. Основные типы нефтегазоносных бассейнов мира и оценка их перспектив. Бюллетень нефти (дополнительное издание), 1982
  23. Гао Чанлинь, Цзи Жаншоу, Цинь Дэюй и др. Геохимия девонских форландовых бассейнов восточной части хребта Цинлин юга провинции Шэньси. Нефтегеологический эксперимент, 1991,4
  24. Геология и геохимия нефти и газа / А. А. Бакиров, З. А. Табасаранский, М. В. Бордовская и др. -М.: Недра, 1982.
  25. Геология и геохимия нефти и газа / O.K. Баженова, Ю. К. Бурлин, Б. А. Соколов, В. Е. Хаин. М.: МГУ им. МБ. Ломоносова, 2000. — 384с.
  26. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов и др. -М.: Недра, 1975.
  27. Гуань Шицун. Развитие, отложения и УВ мезо-кайнозойских нефтегазоносных бассейнов континентальных фаций Китая. 1987:618~1302/G1
  28. И.М. Учение о нефти. 3-е издание М.: Наука, 1975. — 384с.
  29. Гун Цзайшэн и др. Крупные нефтегазовые месторождения на шельфе Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность,!997
  30. Гун Цзайшэн и Ли Сытянь. Анализ эпиконтинентальных бассейнов и нефтегазонакопление на севере Южно-Китайского моря, Изд-во: Наука, 1997
  31. Гун Цзайшэн, Ян Цзямин. Динамика образования залежей нефти и газа и модель миграции нефти и газа. Нефть и газ на акватории Китая: 1999 13(2): 235−239
  32. Гун Цзяньмин, Дай Чуньшань, Цай Фэн и др. Предварительное изучение типов генезисов газогидратов, Морская геология, 2001,17(11): 1~5
  33. Гун Цзяньмин, Цюй Мэйянь. Другое направление для ГГР на нефть и газ нетрадиционный нефть и газ. Морская геология, 1998,(8): 4~7
  34. Гэ Сяохун. Геотектоническая обстановка и контур тектонической эволюции востока провинции Цзилинь. Современная геология, 1990,4(1):107~113
  35. Дай Цзиньсин и др. Условия формирования и закономерности распределения крупных и средних газовых месторождений Китая. Пекин: Изд-во геология, 1997
  36. Дай Цзиньсинь. Протокол симпозиума о «взаимодействие глубинных и мелких флюидов и эффект образования их залежей», 2000
  37. Дай Цинлинь, Хао Шишэн, Лу Шуанфан. Эксперимент моделирования эффекта вытеснения углегенерирующей нефти. Геология нефти и газа, 1998, 19(1):24—30
  38. Дай Цинлинь. Экспериментальное моделирование вторичной миграции УВ из углесодержащих пород в бассейне Турфан-хами (диссертация), Пекин: Китайский геологический университет, 1995
  39. Дин Даогуй, У Хоуцзян, Хань Чжэньхуа и др. Разорванная структура фундамента и УВ севера-востока Таримского бассейна. Нефтегеологический эксперимент, 2004,26(3): 254−257
  40. А.Н. Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа, добычи и транспорта углеводородного сырья. ИПНГ РАН, М.: «Геос», 2004. с.5−7
  41. А.Н., Баланюк И. Е., Каракин А. В. Механизм формирования гигантских скоплений нефти и газа. Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа // Сб. научн. трудов. М.: ООО «Геоинформмарк», 2004. — с.3−6
  42. Доу Лижун, Ли Вэй. Генетические типы нефтегазоносных систем континентальных фаций Китая и характеристики их распределения. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1996,23(1):1~6
  43. Доу Лижун. Сравнение понятий «нефтегазоносная система» и «система образования залежейнефти и газа». Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(1):88—91
  44. Ду Сюй, Чжэн Хунинь, Цзяо Сюцюн. Аномальное давление и распределение нефти и газа. Фронт геологических наук, 1995,2(3−4): 137—148
  45. Е Ляньцзюнь, Сунь Шу. Классификация осадочных бассейнов. Бюллетень нефти, 1980,1 (3): 1 — 6
  46. В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. М.: Недра, 1986. — 184с
  47. Кан Чжулин. Форландовые бассейны Китая и нефтегазонакопление. Бюллетень нефти, 1995,16(4): 1−8
  48. Кан Юншан, Цю Наньшэн, У Вэнькуан и др, Анализ флюидодинамической системы формирования залежей нефти и газа западной части бассейна Цайдам, Бюллетень нефти, 2000,21(5):12~15
  49. Кан Юншан, Чэн Чжохэн, Цзинь Чжицзюнь. Динамика образования залежей УВ нефтегазоносной системы (см. Применение и прогресс нефтегазоносной системы в Китае, составленная Ху Цзяньи и Чжао Вэньчжи), Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:89−98
  50. Ю.Н. Закономерности локализации гигантских скоплений газа Западной Сибири. Геология и геофизика. Том 45,2004. с.49−54
  51. А.А. Основы геохимии нефти и газа.-М.: Недра, 1978
  52. А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: наука. Сиб. отд-ие, 1991. с 29−44
  53. Кун Линжун, Цюй Чжихао, Вань Фабао и др. Эксперимент двухфазного вытеснения в микропоровой модели песчаников. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1991,18(4):79~85
  54. Ли Го Юй / Теория седиментационных бассейнов. РАЕН. М., 2002.93с
  55. Ли Жунси, Цзинь Куйли. Эксперимент термического моделирования генерации и вытеснения водой углегенерирующей нефти. Бюллетень седиментации, 1998,16(1):98—102
  56. Ли Сумэй, Ван Тегуань и др, Особенности распределения соединения пиррольного типа в нефти и его геохимическое значение. Бюллетень седиментации, 1999,17(2):312−317
  57. Ли Сяоди, Чжан Гуаня, Тянь Цзоцзи и др. Нефтегазоносная система и закономерности распределения нефти и газа Таримского бассейна. Изд-во геология, 2000
  58. Ли Юн. Последовательность заполнения форландового бассейна горы Лунмэнь. Бюллетень Чэндуского политехнического института, 1994,21(3):46~55
  59. Ло Тяньюн. Характеристики осадочных фаций триасовых периферийных форландовых бассейнов юго-западной части провинции Гуйчжоу. Геология провинции Гуйчжоу, 1992,4
  60. Лу Фэнсян. Глубинная мантия и глубинные флюиды. Фронт геологических наук, 1996,3(4): 181−186
  61. Лу Шуанфан, Хуан Дифань, Чэн Кэмин. Характеристика твердых остатков после экспериментального моделирования генерации и миграции углегенерирующей нефти и их эволюция. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1994,21(3):46~51
  62. Лу Шуанфан, Чжао Сигу, Хуан Дифань. Экспериментальное моделирование генерации имиграции угпегенерирующей нефти. Нефтяная экспериментальная геология, 1994,1б (3):290~ 302
  63. Лю Динцзэн, Ван Циминь, Ли Боху. Разработка нефтяных месторождений в песчаниковых коллекторах Дацин. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1996
  64. Лю Лофу, Кан Юншан. Исследование вторичной миграции нефти в центральном районе Таримского бассейна с использованием азотосодержащих веществ пиррольного типа нефти. Геохимия, 1998,27
  65. Лю Хэфу. Анализ геодинамической среды нефтегазоносных бассейнов, см. Чжу Ся, Тектоника и эволюция мезо-кайнозойских бассейнов Китая. Пекин: изд-во наука, 1983:11—19
  66. Лю Хэфу. Тектоническая форма рамповой системы и эволюция форландового бассейна горы Лунмэнь западной части провинции Сычуань. Бюллетень геологии, 1994,68(2):101~108
  67. Лю Хэфу. Типы форландовых бассейнов и форма складок-рампов. Фронт геологических наук, 1995,2(3):59~68
  68. Лю Чиян, Жэнь Чжаньли, Чжан Сяохуэй, У Ханьнин. Вторая оценка ресурсов нефти и газа бассейнов района коридора Хэси, 1993
  69. Лю Шаофэн. Различие южной и северной части западной окраины бассейна Ордос и механизм его формирования. Геологические науки, 1997,32(3):397~408
  70. Лю Шугэнь. «Сычуаньское движение» форландового бассейна западной части провинции Сычуань и его отношение к УВ. Геология нефти и газа, 1996,17(4):276~280
  71. Лю Шугэнь. Формирование и эволюция позднетриасового форландового бассейна западной части провинции Сычуань. Газовая промышленность, 1995,15(2):! 1−15
  72. Лян Диган, Цзя Чэнцзао. Результаты разведки на природный газ Таримского бассейна и прогноз их перспектив. Газовая промышленность, 1999,19(2)
  73. Ма Цифу, Чэнь Сычжун, Чжан Цимин. Бассейны с аномальным давлением и распространение нефти и газа. Пекин: Изд-во геология, 2000.
  74. Мао Минлу, Лю Чиян. Эволюция позднепалеозойского форландового бассейна восточной части коридора Хэси. Бюллетень геологии провинции Ганьсу, 1995,4(2):55~61
  75. My Чжиго, M.I.Karpenko. Система определения геохронологии с лазерным микроскопом (40)Аг/~(39)Аг. Бюллетень науки, 1994,39(8):734~737S
  76. С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Изд. 2-е Л.: Гостоптехиздат, 1969. -240с
  77. Пан Сюнци и Цзинь Чжицзюнь. Модели динамического генезиса залежей УВ и их классификация. Фронт геологических наук, 2000,7(4): 561 ~ 567
  78. Пан Чжунсян и др. Геология нефти. Пекин: изд-во геология, 1986
  79. Пу Синьчунь. Последовательность заполнения и орогенез форландового бассейна Чусюн. Литолого-фациальная палеогеография, 1996,16(3):45~57
  80. О.А. К вопросу о механизме нефтеобразования // Докл. АН СССР. 1968. Т. 182, № 1. с. 193−196
  81. Се Синун, Ли Сытянь. Действие флюидов и динамическая модель в разрывных зонах. Фронт геологических наук, 1996,3(3): 145−151
  82. Се Синун, Лю Сяофэн, Ху Сянюнь и др. Флюидоразрыв аргиллитов и эпизодическая вторичная миграция УВ в бассейнах с аномальным давлением. Вестник о геологических наук, 1998,17 (4): 59~63
  83. Синь Цюаньлинь, Чжан Ивэй. Описание и модель залежей. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1989
  84. В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971.
  85. В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965. 276с.
  86. Сунь Вэй и др., Применение микропоровой модели песчаников в исследовании механизма вытеснения нефти водой в нефтяном месторождении Аньсай. см: Технология разработки низкопроницаемых месторождений нефти, Изд-во нефтяная промышленность, 1994
  87. Сунь Цзячжэнь. Типы надвиговых разрывов форландовых бассейнов и их механизм формирования на пример западной окраины бассейна Ордос и северной окраины бассейна Тарим. Геология нефти и газа, 1991,12(4):406~415
  88. Сунь Чжаоцай. Краткое обсуждение геологической тектоники и нефтегазоносных потенциалов бассейна Ордос в честь кончины десятилетия академика Чжу Ся. Нефтегеологический эксперимент, 2000,22(4):291−306
  89. Сунь Юнчуань, Ли Чжун, Ли Хуэйшэн. Диагенез нефтегазоносных сбросовых бассейнов восточной части Китая. Пекин: Изд-во наука, 1996
  90. Сюй Юнчан, Шэнь Пин, Тао Минсинь и др. Геохимия мантийных летучих составов вприродном газе в восточных нефтегазоносных регионов-I, новый тип гелиевых ресурсов: промышленное скопление мантийного гелия в осадочных чехлах. Китайская наука, 1996,26(1):1~8
  91. Сюй Юнчан, Шэнь Пин, Тао Минсинь и др. Геохимия мантийных летучих составов вприродном газе в восточных нефтегазоносных регионов-И, гелий, аргон и углеродныесоединения в мантийных летучих составах. Китайская наука, 1996,26(2): 187~ 192
  92. Сюй Юнчан. Редкие мантийные газы в природном газе. Фронт геологических наук, 1996,3(3): 172−180
  93. Сюн Ин и Чэн Кемин. Использование нейтрального азотистого соединения в исследованиях миграции нефти бассейна Цзюси. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(5):27~29
  94. А.А. Избранные труды. В 4 т. Т.1. Теоретические проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2001. 395с.
  95. А.А. Современные представления о генезисе нефти и газа // Геологическое строение и нефтегазоносность вторичной части Сибирской платформы и прилегающих районов. М.: Недра, 1968. с.206−210.
  96. А.А., Конторович А. Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих толщ // Геология и геофизика. 1965. № 12. с.3−14.
  97. Тянь Цзоцзи, Сун Цзяньго. Внутриматериковый форландовый бассейн района Авати СУАР. Геология нефти и газа, 1996,17(4):282~285
  98. Тянь Шичэн, Чэн Цзяньюй, Чжан Шулин и др. К динамической системе образования залежей. Разведка нефти Китая, 1996,1 (2): 20~24
  99. У Фуцян, Лю Цзядо, Ху Сюе и др. Динамика и нефть и газ осадочных бассейнов. Бюллетень Чэндуского политехнического института, 2000,27(4):368~372
  100. У Хайвэй, Чжан Ляньшэн, Цзи Шаочэн. Разрывная зона горы Хунхэ-Айлао -внутриматериковая сдвиговая зона гималайского периода. Геологические науки, 1989,24(1): 1 -— 8
  101. У Цзин, Чэнь Гуанцзюнь. Технология описание залежей в коллекторах речной фации свиты
  102. Гуаньтао района Чэндао. Сборник статей по разведке и разработке района Шэнли (1-ый том), Пекин: изд-во геология, 1997:67~76
  103. У Цяньфань, Цзу Цзиньхуа, Се Ичжэнь и др. Геотермическое изучение пятого сместителя в Китае. Вестник о науке, 1990,2:126—129
  104. У Шэнхэ, Сюн Цихуа, Геология коллекторов нефти и газа о Изд-во нефтяная промышленность, 1998
  105. Фан Инься, Цзинь Сянлун, Ян Шуфэн. Прогресс изучения газогидратов на дне моря. Наука о морях и океанах, 2000,4:18−21
  106. В.Е. В поисках глобальных закономерностей распределения нефтегазоносности. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа: Сб. научн. тр. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1991.240с.
  107. В.Е. Глобальные закономерности нефтегазонакопления: современное состояние проблемы // Глобальные тектонические закономерности нефтегазоносное&trade-. М.: Наука, 1985. с.5−14.
  108. Хань Юйцзи, Ван Цзэ. Методика моделирования бассейна и ее применение, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994
  109. Хао Фан, Дун Вэйлян. Эволюция системы аномального давления, движение флюидов и механизм образования залежей в осадочных бассейнах. Прогресс геологических наук, 2000, 16(1): 79−85
  110. Хао Фан, Ли Сытянь, Сунь Юнчуань и др. Зрение ОВ и модель генерации УВ в бассейне Ингэхай-Цюдуннань. Китайская наука, 1996,26 (6): 555—560
  111. Хао Фан, Цзоу Хуаяо и др., Прогресс исследования механизма формирования залежи нефти и газа и область передовых исследования, Геологический научно-технический вестник, 2002,21 (4) -7 —14
  112. Хао Фан, Цзоу Хуаяо, Ни Цзяньхуа и др. Эволюция системы аномального давления и условия образования глубокозалегающих залежей нефти и газа в осадочных бассейнах. Геохимические науки, 2002,27(5)-610−615
  113. Хао Фан, Цзоу Хуаяо, Цзян Цзяньцюнь. Динамика образования залежей нефти и газа и прогресс ее исследования. Фронт геологических наук, 2000,7(3): 11−21
  114. Хао Фан, Чэнь Цзяньюй. Структура органических фаций секвенса и систем и значение ее изучения. Вестник геологических наук, 1995,14(3):79~83
  115. Хао Шишэн и др. Изучение коэффициента диффузии ШФЛУ и принцип динамического равновесия миграции и аккумуляции газа. Бюллетень нефти, 1991,12(3): 17−23
  116. Хоу Дуцзе, Чжан Минь, Чэнь Ци и др. Миграция УВ и предварительное изучение истории образования залежей свиты СП1 в центральной районе Таримского бассейна, Бюллетень Цзянханьского нефтяного института, 2001,23(4): 15~ 18S
  117. Ху Гуанцань, Су Жаосян. Каменноугольное газовое месторождение крутопадающей структуры восточной части провинции Сычуань Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997
  118. Ху Цзяньи, Сюй Шубао и др. Залежи нефти и газа неструктурного типа. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1986
  119. Ху Цзяньи, Сюй Шубао и др. Типы залежей УВ осадочных бассейнов Китая и их генетические характеристики, см. Сборник статей по изучению залежей УВ Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1990:27−42
  120. Ху Цзяньи, Чжао Вэнчжи. Использование и продвижение нефтегазосных систем в Китае. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:9~2
  121. Хуа Баоинь, Поле структурного напряжения, сейсмический насос и миграция нефти и газа,
  122. Бюллетень седиментации, 1995,13 (2): 77~85
  123. Хуан Дифань, Jly Шуанфан. Состояние и перспектива геохимического изучения углегенерирующей нефти. Фронт геологических наук, 1999,6 (дополнительное издание):183 — 194
  124. Хуан Дифань, Хуа Асинь, Ван Тегуань и др. Прогресс геохимии по углегенерирующей нефти, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1992
  125. Цай Л иго, Лю Хэфу. Эволюция и типы периферийных форландовых бассейнов реки Янцзы. Геологические науки, 1996,21(4):433~440
  126. Цао Шоулянь, Чэнь Фацзин. Тектоническая эволюция форландовых бассейнов северной окраины Таримского бассейна и ее отношение к УВ. Геологические науки бюллетень китайского геологического университета, 1994,19(4):482~492
  127. Цао Шоулянь. Тектоническая эволюция форландового бассейна северной окраины Таримского бассейна и ее отношение к УВ. Геологические науки бюллетень китайского геологического университета, 1994,19(4):482~492
  128. Цзинь Цзюцян. Разведка на нефть и газ в форландовых бассейнах центрально-западной части Китая. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1997,24(5):11~15
  129. Цзинь Чжицзюнь, Сравнительное исследование моделей распределения масштабной частоты пяти основных типов залежей УВ и его значение. Вестник ассоциации нефтяников, 1995,16(3): 6−13
  130. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Люпин, Цзэ Цзяньхуэй и др. Мульти-оригинальные метановые углеводороды, связанные с флюидами мантийного источника, обогащенными углекислым газом в Донинской депрессии. Китайский бюллетень наук, 2002,47(16):1276~1280
  131. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Люпин, Ян Лэй и др. Геохимические характеристики флюидов и эффект образования залежей УВ на глубине осадочных бассейнов. Наука Земли Вестник Китайского Геологического Университета, 2002,27 (6): 659~665
  132. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань, Стратегия разведки «залежей газа под водой». Нефтяная разведка и разработка, 1999.26(1):4~5
  133. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань. Механизм образования залежей газа под водой. Фронт геологических наук, 2002,9(3):208
  134. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань. Модель двойного механизма образования газовых залежей. Вестник ассоциации нефтяников, 2003,24(4): 15~ 18
  135. Цзинь Чжицзюнь, Ян Лэй, Цзэ Цзяньхуэй. Действие глубинных флюидов и эффект образования УВ в Донинской депрессии. Нефтяная разведка и разработка, 2002,29(2): 42~44
  136. Цзинь Чжицзюнь. Перспективы развития нефти и газа Китая на основе особенностей структуры ресурсов нефти и газа. Ассоциация наук Китая. Форум молодых ученых, № 21, 1997
  137. Цзэ Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь, Ван Вэйхуа. Настоящее состояние исследования экспериментального моделирования вторичной миграции и аккумуляции нефти и газа и его развитие. Вестник нефтяного университета, 1997,21(5), 94−97
  138. Цзэн Цзяньхуэй и др. Динамика формирования залежей нефти и газа литологического типа во впадине Дунин. Геология нефти и газа. 1998,19(4):326~329
  139. Цзэн Цзяньхуэй, Ван Хунюй, Эксперимент моделирования миграции и аккумуляции УВ впроводящих горизонтах и ловушках литологического типа, Геологические науки, 1999,24(2)
  140. Цзэн Цзяньхуэй, Ван Хунюй. Экспериментальное моделирование миграции и аккумуляции УВ в неоднородных межпластовых песчаниковых толщах. Бюллетень нефтяного университета (естествознание), 2000,24(4)
  141. Цзэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь. Подземные воды и вторичная миграция и аккумуляция нефти и газа. Комментарий по геологическим вопросам, 1996,42 (дополнительное издание)
  142. Цзэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь. Физическое моделирование вторичной миграции и аккумуляции УВ. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 2000
  143. Цзэн Юньфу. Формирование и эволюция форландового бассейна горы Лунмэнь. Минерал и горные породы, 1995,15(1):40~49
  144. Цзя Чэнцзао. Тектонические характеристики и закономерности нефтегазонакопления Таримского бассейна, Синьцзян-Уйгурская нефтяная геология, 1999, 20(3): 177~183
  145. Цзян Пэйхай. Механизм образования залежей УВ неструктурного типа на акватории Бохайского залива. Суперпозиционные месторождения нефти и газа, 2000,(1): 1 ~5
  146. Цю Наньшэн, Цзинь Чжицзюнь. Эпизодическое образование залежей нефти и газа. Новинки геологических наук, 2000,7(4): 561−567
  147. Цю Синхуа, Дай Мо, Пу Чжипин. Значение седловидной геохронологии (40)Аг—~(39) калия руды вольфрама и олова в районе Лушуй провинции Юньнань. Рудная геология, 1995,14(3):273~279
  148. Цю Синхуа, Дай Тунмо, Пу Чжипин и др. Измерение возрастов включений флюидов кварца золотой руды в районе Шанманган западной части провинции Юньнань методом ~(40)Аг~(39)Аг, Бюллетень науки, 1994,39(3): 257—260
  149. Цю Синхуа, Дай Тунмо. Измерение возрастов включений флюидов минерала методом ~(40)Аг/~(39)Аг, Бюллетень науки, 1989,34(9): 687—689
  150. Цюй Гошэн. Орогеновый пояс горы Западного Кунлунь Памира и внутриплитная деформированная структура форландового бассейна его северной окраины. Геологическое обозрение, 1998,44(4):419−429
  151. Цюй Чжихао и др., Механизм образования остаточной нефти—изучение вытеснения нефти (газа) водой в микропоровой модели, см: Прогресс изучения геологии нефтегазоносных бассейнов, Сиань: Изд-во Северо-западного университета, 1993,303−309
  152. В.А. Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти и газа. М. РГУ нефти и газа, 2002. -222с.
  153. В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983. -231с.
  154. Чжа Мин, Чжан Ивэй. Изучение методов моделирования бассейна и их прогресс. Бюллетень нефтяного университета (естестознание), 1992,2
  155. Чжан Вэньчжао, Крупные месторождения нефти континентальных фаций Китая, Изд-во нефтяная промышленность, 1997
  156. Чжан Ивэй, Лу Кэчжэн, Ци Цзяфу и др. Структурный каркас и генетические типы нефтегазоносных бассейнов Китая. Китайская наука, 1996,26(б):493—498
  157. Чжан Иган и др., Миграция нефти и газа и модель их аккумуляционного образования залежей. Нанкин: Изд-во университета Хэхай, 1997
  158. Чжан Хоуфу и др., Нефтяная геология (второе издание), Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1989
  159. Чжан Хоуфу, Цзинь Чжицзюнь. Состояние и перспектива исследования миграции УВ в Китае, Бюллетень нефтяного университета, 2000,24(4): 1~3
  160. Чжан Хоуфу, Чжан Ваньсюань. Геология нефти. Пекин: изд-во нефтяная промышленность, 1989:187−190
  161. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь, Чжан Ивэй. Определение и изучение геологических характеристик «залежей газа под водой». Вестник нефтяного университета, 2001,25(6):25~28
  162. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь. Газ под водой в бассейне Rock Америки и его основные особенности. Разведка на нефть и газ за рубежом, 2000,12(6):651 ~658
  163. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь. Механизм образования залежей газа под водой и прогноз их распределения, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 2005
  164. Чжан Цимин, Чжан Цюаньсин, Ху Чжунлян и др. Генерация и миграция УВ в неогеновых отложениях бассейна Ин-Цюн, Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1992,5
  165. Чжан Чуньмин, Чжан Минь, Чжан Цзюнь и др. Миграция и аккумуляция УВ в структурной зоне Чунькуцяк юго-западной части Таримского бассейна. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(5):8~9
  166. Чжан Шаньвэнь. Вопросы о разведочных работах в мелкозалегающих чехлах впадины Чжаньхуа. Комплексные нефтегазовые месторождения, 1999,3:6−7
  167. Чжан Шуйчан, Чжао Вэньчжи, Ван Фэйюй и др. Анализ истории образования залежей крекинга-газа палеозойской нефти восточной части Таримского бассейна как пример газовой залежи Иннань-2. Геохимия газа, 2004,15(5):441 —451
  168. Чжан Юньфэн, Ван Пэнянь, Чэнь Чжанмин. Экспериментальное моделирование формирования залежей УВ литологического типа под материнскими породами и анализ их механизма. Геологические науки, 2002,37(4):436~443
  169. Чжао Вэньчжи, Хэ Дэнфа. Использование теории нефтегазоносных систем в-нефтегазоразведочных работах. Нефтеразведочные работы Китая, 1996,1(2): 12−19
  170. Чжао Чани. Генерация и миграция углегенерирующей нефти и образование залежей УВ. Бюллетень китайского горного университета, 1999,28(1):65 —68
  171. Чжоу Хуэйчжун, Ван Лицюнь. Установка для двухмерного физического моделирования залежей. Бюллетень Цинхуаского университета (естествознание), 1994,34(3):74~82
  172. Чжу Ся. Геотектонические характеристики мезо-кайнозойских нефтегазоносных бассейнов Китая и связанные с ними вопросы. Геологическая тектоника Китая. Пекин: Изд-во наука, 1965
  173. Чжу Ся. Тектоника и эволюция мезо-кайнозойских бассейнов Китая. Изд-во наука, 1983
  174. Чжу Ся. Формирование и механизм развития нефтегазоносных бассейнов Китая и их контрольная роль над генерацией, миграцией и аккумуляцией УВ. Шанхай: Изд-во Тунцзиский универсистет, 1982
  175. Чжэн Цзяньпин, Лу Фэнсян. Изучение включений флюидов в алмазе. Вестник о науке, 1994,39(3): 253−256
  176. Чэн Кэмин и др, Происхождение нефти и газа бассейна Турфан-хами. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994
  177. Чэнь Года. Фактический пример «активированных районов» китайской платформы и обсуждение вопросов о палеоматерике Китая. Бюллетень геологии, 1956,36(3): 239~376
  178. Чэнь Фацзин, Ван Синьвэн, Чжан Гуаня и др. Тектоника и геодинамика мезо-кайнозойских форландовых бассейнов Китая. Геологические науки, 1996,21(4):366~372
  179. Чэнь Фэн. Водород важный источник глубинных флюидов Земли, Фронт геологических наук, 1996,3(3−4): 72−79
  180. Чэнь Чжанмин и др., Эксперимент моделирования нефтенакопления в линзовидных песчаных телах и анализ его механизма, Нефтяная экспериментальная геология. 1998,20(2):166~170
  181. Ши Гуанжэнь, Ли Хуэйфэнь, Ван Сумин и др. Система одномерного моделирования бассейна BAS1J., Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1989,16(6)
  182. Ши Гуанжэнь. Метод численного моделирования нефтегазоносного бассейна. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994
  183. Шуай Дэфу, Ван Бинхай и др. Сборник геологии нефти Китая, 6-том, месторождение Шэнли, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1993:221−226
  184. Юань Чжэнвэнь, Сюй Хуачжэн, Ван Байшунь и др. Перевод изучения газа под водой бассейна Альберта, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1996
  185. Юй Цзиньшэн и др. Изучение изотопной геохимии Китая. Пекин: изд-во наука, 1997
  186. Ян Минхуэй, Лю Чиян. Характеристика и нефтегазоносность форландоподобных бассейнов центрально-западной части Китая. Геология нефти и газа, 2000,21(2):46~49
  187. Ян Цзяци, Бао Цян, Линь Маоцзе. Связь гидрогеологии и миграции и аккумуляции газа в подпачке-1 переходной зоны центрально-южной части провинции Сычуань. Газовая промышленность, 1994,14(4): 1317
  188. Allan, U.S. Model for Hydrocarbon Migration and Entrapment within Faulted Structures, AAPG Bulletin, 1989,73 (7): 803−811
  189. Allen P A, Allen J R, Basin Analysis: Principles and applications, London: British Petroleum Company, 1990: 263~281
  190. Anderson R N, Billeaud L B. Flemings P B, et al, Results of the Pathfinder Drilling Program into a Major Growth Fault M., [s.l] :LDEO Press, 1995,23~60,
  191. Angino, E. E, Coveney, R. M, Hydrogen and Nitrogen—Origin, Distribution, and AbundanceJ., Oil & Gas Journal, 1984−82(Dec3): 142−146
  192. Antonellini M, and A, Aydin, Effect of Faulting on Fluid Flow in Porous Sand stones: Geometry and Spatial Distribution, AAPG Bulletin, 1995,79 (5), 642−671
  193. B.E Law and W. W Dickinson: Conceptual model for origin of abnormally pressured gas accumulation in low-permeability reservoirs, AAPG, 1985,69 (8): 1295—1304
  194. B.E Law, Basin-centered gas systems, AAPG Bulletin, 2002,86(11): 1891~ 1919
  195. B.E Law, V. F Nuccio, and C. E Barker, Kinky vitrinite reflectance well profiles- evidence of paleopore pressure in low-permeability, gas-bearing sequences in Rocky Mountain foreland basins, AAPG Bulletin, Aug 1989,73:999 ~ 1010
  196. Bally A M Snelson S, Realms of subsidence, Canada Soc, Petrol, Geol, Men, 1980,6
  197. Beaumont C, Foreland Basins, Geophys, J, R, Astr, Soc, 1981,65:291—329
  198. Bell, D. R, and Rossman, G. R, Water in Earth’s mantle: The role of nominally anhydrous minerals, Science, 1992,255(5050): 1391~13?7
  199. Bethke С M, Reed J D, 01tz D F, Long-Range Petroleum Migration in the Illinois BasinfJ., AAPG Bulletin, 1991,75(5):925~945
  200. Bois C, Bouche P, Pelef R, Global geologic history and distribufion of hydrocarbon reserves J ., AAPG, 1982,66 (9):70~74
  201. Bouvier J D, Sijpesteijn K, Kluesner D F, Three-dimensional seismic interpretation and fault sealing investigations, Nun Ricer field, Niggeria AAPG Bull, 1989,73(11) P1397~1414
  202. Bredehoeft J. D, J.B. Wesley, and T.D. Fouch, Simulations of the Origin of Fluid Pressure, Fracture Generation, and the Movement of Fluids in the Uinta Basin, Utah, AAPG Bulletin, 1994,78(11):1729~ 1747
  203. C.A Brown, J. W Crafton, and J. G Golson, The Niobrara gas play- exploration and development of a low-pressure, low-permeability gas reservoir, JPT, Journal of Petroleum Technology 1982,34(12):2863~2870
  204. Carr A D, A vitrinite reflectance kinetic model incorporating overpressure retardation, Marine and Petroleum Geology, 1999,16(3):355~377
  205. Carr A D, Suppression and retardation of vitrinite reflectance, Part 2- Derivation and testing of a kinetic model for suppression, Journal of Petroleum Geology, 2000,23(4): 475—496
  206. Carruthers D, Ringose P, Secondary Oil Migration: Oil-Rock Contact Volumes, Flow Behavior and RatesJ., Geological Society Special Publication, 1998,144:205—220
  207. Catalan, L. F, Xiaowen, I and Chatzis, et al, An experimental study of secondary oil migration, AAPG Bulletin, 1992,76: 638−650
  208. Chatenever A, Calhoun J C, Visual examinations of fluid behavior in porous media (Part I) J., A1ME Petroleum Transactions, 1952,195:149—156
  209. D.H Welte et al: Gas generation and migration in the Deep Basin of Western Canada, AAPG Memoirl984,38:35−48
  210. D.R, Leythaeuser et al: Diffusion of light hydrocarbons through near-surface rocks, Nature, 1980,284: 522−525
  211. Dahlbeig, E. C, Applied hydrodynamic in petroleum exploration: Springer-Verlag, New York, 1982
  212. Dickinson W R, Plate tectonics and sedimentation, In: Dickinson W R, ed, Plate Tectonics and Sedimentation, Spec, Publ, Soc, Econ, Plaoont, Miner, Tulsa, 1974,22:1 —27
  213. Dorban M, Iganatiadis 1, Schmitter J M, et al, Identification of carbazoles and benzocarbazoles in a coker gas of oil and influence of catalytic hydrotreatment on their distribution J., Fuel, 1984a, 63:565—570
  214. Dow W G, Application of oil correlation and source rock data to exploration in Williston BasinJ., AAPG Bull, 1974,58(7): 1253 1262
  215. Eardley A J, Structural geology of North America, New York: Harper, 1951:1—624
  216. Emmons W H, Experiments on accumulation of oil in sandsJ., AAPG Bull, 1921,5:103 — 104
  217. England, W. A, and Fleet, A. J, Petroleum migration, Geological Society Special Publication, Landon, 1987
  218. Faure G, Principles of isotope geology, New York: John Wiley & Sons, 1977,1:464
  219. Fradkin G S, Jin Z J, Basharin A K, Evaporite screens of oil and gas reservoirs in the Siberian and Tarim Platforms, Geologiya 1 Geofizika, 2001,42 (11−12):1945~1953
  220. George, S. C, Eadington, P. J and Lisk M, et al, Geochemica! comparison of oil trapped in fluid inclusions and reservoired oil in Blackback oilfield, Gippsland Basin, Australia, Petroleum Exploration Society of Australia Journal, 1998,26:64—81
  221. George, S. C, Krieger, F W and Eadington, P. J, et al, Geochemical comparison of oil-bearing fluid inclusions trapped in quartz grains and live oil from the Того Sandstone, Papua New Guinea, Organic Geochemistry, 1997c, 26:155—173
  222. George, S. C, Lisk, M and Eadington, P. J, et al, Fluid inclusion record of early oil preserved at Jabiru Field, Vulcan Sub-basin, Exploration Geophysics, 1997,28:66—71
  223. Gibson R G, Fault-zone seals in siliciclastics of the strata of the Columbus Basin, offshore Trinidad,
  224. AAPG Bull, 1994,78(9) P1372−1385
  225. Girard J P, Aronson J L, Savin S M, Sepration, K/Ar dating and 180/160 ratio measurements of diagenetic K-feldspar overgrouths, an example from the Lower Cretaceous arkoses of Angola marginJ., Geochimica et Consmochimica, 1988,52:2207—2214
  226. Glasmann, J. R, Clarke, R. A and Larter, S, et al, Diagenesis in the Bergen High area, North Sea: relationship to hydrocarbon maturation and fluid flow, Brent sandstone, Bull, Am, Assoc, Petrol, Geol, 1989,73:1341−1360,
  227. GUSSOW W. C, Differential entrapment of oil and gas-a fun-damental principleJ., AAPG Bull, 1954,38:816−853
  228. Gussow, W. C, Migration of reservoir fluids: Journal of Petroleum Technology, 1968,20:353—363
  229. Halliday A N, Ohr M, Mezger J T, et ai, Recent developments in dating ancient crustal fluid fluid flowJ., Review of Geophysics, 1991,29:577—584
  230. Harding TP, Petroleum traps associated with wrench faultsJ., The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1974,58(7): 1290−1304
  231. Haszeldine R S, Samson I M and Comfort C, Dating diagenesis in a petroleum basin, a new fluid inclusion methodJ., Nature, 1984,307:354—357
  232. Hindle A. D, Petroleum Migration Pathways and Charge Concentration: A three —dimensional model, AAPG Bulletin, 1997,81 (8): 1451 -1481
  233. Hippler S J, Deformation mcrestructures and diagenesis in sandstone adjacent to an extensional fault: implications for the flow and entrapment of hydrocarbon, AAPG Bull, 1993,77(4)P625—637
  234. Hirsch L M, Thompson A H, Minimum saturations and buoyancy in Secondary Migration. AAPG Bull, 1995,79 (5): 69−710
  235. Hogg A J C, Hamilton P J, Macintyre R M, Mapping daigenetic fluid flow within a reservoir: K-Ar dating in the Alwyn area (UK North Sea), Marine and Petroleum Geology, 1993,10:279—294
  236. Hooper E, C. D, Fluid Migration along growth faults in compacting sediments Jour Petrol Geol, 1991,42., 161−180
  237. Hooper E. C. D, Fluid Migration along growth faults in compacting sediments Jour Petrol Geol, 1991,4 (2) :16I —180
  238. Horberg С L, et al, Structural trends in central western Wyoming, Geol, Soc, America Bull, 1949:60:183 -216
  239. Hu Wenxuan, Jin Z J, Qiu Nansheg, Boiling process of low temperature formation water in petroleum system, Qaidam Basin, Chinese Science Bulletin, 1999,44(supp):77—78
  240. Hubbert M. K, Entrapment of petroleum under hydrodynamic condition, AAPG Studies in Geology, 1953,10
  241. Hunt J M, Petroleum geology and geochemistry, 2nd ed, San Francisco: Freeman and Company, 1996,743
  242. Hunt J M, Whelan J K, Eglinton L B, et al, Gas generationA major cause of deep Gulf Coast overpressuresJ., Oil & Gas Journal, 1994,92:59—62
  243. Hunt J. M, Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid, AAPG, 1990, 74(1):1 —12
  244. J.A, Masters: Deep Basin Gas Trap, Western Canada, AAPG, 1979−63 (2): 152—181
  245. J.W Schmoker et al: Gas in the Uinta basin, Utah-Resources in continuous accumulations, Mountain Geology, 1996,33 (4): 95−104
  246. Jin Z J, Bai G P, An introduction to petroleum and natural gas exploration and production research in China, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004,41(1−3)
  247. Jin Z J, Sun Y Z, Yang L, Influences of deep fluids on organic matter of source rocks from the Dongying depression, East China, Energy Exploration & Exploitation, 2001,19(5), 479—486
  248. Jin Z J, Wang Q C, Recent developments in study of the typical superimposed basins and petroleum accumulation in China: Exemplified by the Tarim Basin, Science in China Series D-Earth Scicences, 2004,47(1):1~15
  249. Jin Z J, Zhang L P, Zeng J H, et al, Multi-origin alkanes related to C02-rich, mantle-derived fluid in Dongying Sag, Bohai Bay Basin, Chinese Science Bulletin, 2002,47(20), 1756—1760
  250. Jones R. W, Some matter balance and geological constrains on migration mechanisms, AAPG, 1981,65(1)
  251. Karlsen D. A, Nedkvitne T, barter S. R, Bjorlykke K, Hydrocarbon composition of authigenic inclusions: Application to elucidation of petroleum reservoir filling history, Geochimica et Cosmochimica Acta, 1993,57:3641—3659
  252. Kelley S, Turner QButterfield A W, et al, The source and significance of argon isotopes of fluid inclusion from areas of mineraIizationJ., Earth Planetary Science Letters, 1986,19:303—318
  253. Kingston D R, Dishroon С P and Williams P A, Hydrocarbon plays, global basin classification, Oil and Gas Journal, 1985,83(18): 265—270
  254. Kinji Magara, Pressure Sealing: An Important Agent for Hydrocarbon Entrapment, Journal of Petroleum Science and Engineering,!993,9:67—80
  255. Klein G Dev, Current aspects of basin analysis: Sedimentary geologyJ., Elsevier Science Publishers B, 1987,50:95−108
  256. Klein G Dev, Current aspects of basin analysis: Sedimentary geologyJ., Elsevier Science Publishers B, 1987,50:108−118
  257. Klemme H D, Petroleum basinxlassifications and characteristics, Journal of Petroleum Geology, 1980,27:30 -66
  258. Knipe R J, Juxtaposition and seal diagrams to help analyze fault seals in hydrocarbon reservoirs
  259. J., AAPG Bull, 1997,81(2):187~195
  260. Lafargue E, Espitalle, Experimental simulation of hydrocarbon expulsion, Organic Geochemestry, 1990,16(1−3):121 —131
  261. Lenormand R, Touboul E, Zarcone C, Numberical Models and Experiments on Immiscible Displacements in Porous Media, Fluid Mech, 1988,189:165—187
  262. Levorsen A. I, Geology of Petroleum (second edition), W, H, Freeman and Company, San Francisco, 1967
  263. Levorsen A. l, Geology of Petroleum, W, H, Freeman and Company, San Francisco, 1954
  264. LI Hua-Qin, LIU Jia-Qi, and DU Guo-Min et al, Chronological Study on Metallization of Endogenetic
  265. Metallic Deposits-An Example From Xihuashan Tungsten Deposit, South China, Chinese Science1. Bulletin, 1993,11:
  266. Liewig N, Clauer N, Sommer F, Rb-Sr and K-Ar dating of clay diagenesis in Jurassic sandstone oil-reservoir, North SeaJ., Bulletin of the American Association Petroleum Geology, 1987,71:1 461 — 1474
  267. Lisk M, George S. C, Summons R. E, et al, Mapping hydrocarbon charge histories: detailed characterization of the South Pepper oil field, Carnavon Basins, Aust, Petrol, Explor, Assoc, J,1996,36(1):445—464
  268. Macgregor D. S, Factors controlling the destruction or preservation of giant light oilfield, Petroleum Geoscience, 1996,2:197—217
  269. Magoon L B, Identified petroleum systems within the United States, The petroleum system -status of research and methods, USGS Bulletin 1992,2007:2−11
  270. Magoon L. B, Dow W. G, The petroleum system—from source to tap, AAPG Memoir 1991,60
  271. Magoon L. B, et al, Petroleum systems of the United states, U, S, Geological Survey Bull, 1988,1870:68
  272. Mann D M, and A S Mackenzie, Prediction of pore fluid pressure in sedimentary basins, Marine and Petroleum Geology, 1987,7:55~65
  273. Marty B, Gunnlaugsson E, and Jambon A, et, al, Gas goechemistry of geothermal fluids, the Hengill area, southwest rift zone of IcelandJ., Chemical Geology, 1991,91:207−225
  274. Meissner F F, Petroleum Geology of the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota and MontanaA., Proceedings of 1978 Williston Basin Symposium[C], Montana Geological Society, Billings, 1978:207−227
  275. Michele Moisio Thomas & Jamie A, Clouse, Scaled Physical Model of Secondary Oil Migration, AAPG 1995,79(1):19~29
  276. Moran J E, Fehn U, Hanor J S, Determination of soure ages and migration patterns of brine from the U, S, Gulf Coast basin using 129IJ., Geochimicaet Cosmochimica Acta, 1995,59(5):055~069
  277. Morrow N R, Physics and thermodynamics of capillary action in porous media, Industrial and Engineering Chemistry, 1970,62:32—56
  278. Nakayama, etal. Simulation model for petroleum exploration. AAPG 1981,65:1230—1255
  279. Nedkvitne T, Karlsen D. A and Bjoriykke K, et al, Relationship between reservoir diagenetic evolution and petroleum emplacement in the Ula Field, North Sea, Marine and Petroleum Geology, 1993,10:255−270
  280. OLIVER J, Fluids expelled tectonically from orogenic belts: Their role in hydrocarbon migration and other geologic phenomena, Geology, 1986,14(2): 99—102
  281. P.R Rose et al: Possible basin centered gas accumulation, Roton basin, Southern Colorado, Oil & Gas Journal, 1984,82 (10): 190−197
  282. Parnell J, ed, Geofluids: Origin, Migration and Evolution of Fluids in Sedimentary BasinsM., London: Geological Society Special Publication, 1994,78
  283. Parnell J, Swainbank I, Pb-Pb dating of hydrocarbon migration into a bitumen-bearing ore deposit, North WalesJ., Geology, 1990,48(10): 1 028−1 030,
  284. Perrodon A, Geodynamique Petroliere, Genese et repartition des gisements d' hydrocarburesC., Paris, Masson-ElfAquitaine, 1980
  285. Perrodon, A, Dynamics of oil accumulation, Bulletin Des Centres De Recherches Exploration-Production Elf-Aquitaine, MEMS (English Edition), 1983,1—80,
  286. Perroud H, Chauvin A, Rebelle M, Hydrocarbon seepage dating through chemical remagnetizationA., In: Turner P, Turner A, eds, Palaeomagnetic Application in Hydrocarbon Exploration[C], London: Geological Society Special Publication, 1995,98:33—41
  287. Price L C, Basin richness and source rock disruption: a fundamental relationship j.? Journal of Petroleum Geology, 1994,17:5—38
  288. Price L C, Thermal stability of hydrocarbons in nature: Limits, evidence, characteristics, and possible controls, Geochim Cosmochim Acta, 1993,57(20): 3261 —3280
  289. Price N J, Aspects of gravity tectonics with special reference to the development of listric faults, J GeolSoc London, 1977,103:311 327
  290. R.C, Surdam et al: The Regional pressure regime in Cretaceous sandstones and shales in the Powder River Basin, AAPG Memoir, 1995,61
  291. R.M, Gies: Case history for a major Alberta Deep Basin gas trap: the Cadomin Formation, AAPG Memoir38,1984
  292. Ramboz C, Fluid immiscibility in natural processes: use and misuse of fluid inclusion data, II, Interpretation of fluid inclusion data interms of immiscibility J., Chem Geol, 1982,37:29—48
  293. Raymond M, Coveney, Jr, Gobel, E, D, et, al, Serpentinzation and the origin of hydrogen gas in Kansas, AAPQ 1987,71(1): 39−48
  294. J., Industrial and Engineering Chemistry, 1952,44:2601—2605
  295. Saigal G C, BjorIykke K, barter S, The effect of oil emplacement on diagenetic processes: examples from the Fulmar reservoir sandstones, Central North SeaJ., AAPG Bull, 1992,76(7): 1024—1033
  296. Shepherd T J. Darbyshire D P F, Fluid inclusion Rb Sr isochrons for dating mineral depositsJ., Nature, 1981,290:578−579
  297. Simoneit В R T, Petroleum generation, an easy and widespread process in hydrothermal system: an overviewJ., Applied Geochemistry, 1990,5(½): 17—28
  298. Simoneit В R T, Lonsdale P F, Hydrothermal petroleum in mineralized mounds at the seabed of Guaymas BasinJ., Nature, 1982,295:198−202
  299. Stainforth J. G, Primary migration of hydrocarbons by diffusion through organic matter networks, and its effect on oil and gas generation, Geochemistry, 1990,16(1):1—3
  300. Stille H, Tektonische Beziehungen zwischen Nordamerika und Europa, In:16th Internat, Goel, Cong, Rept, Washington, 1936:829—838
  301. Sylta O. Pedersen J I, Hamborg M, On the Vertical and Lateral Distribution of Hydrocarbon Migration Velocities during Secondary MigrationJ., Geological Society Special Publication, 1998,144:221—232
  302. Ungerer P, State of the art of research in kinetio middling of oil formation and expulson, Org, Geochem, 1990, 16(1−3): 1−25
  303. Ungerer P,. Models of petroleum formation: how to take into account geology and chemical kinetics. In Thenomena in Sedimentary Basins, Editions Technip, Paris, 1984
  304. Ungerer P. F, Behar M, Villalba, et al. Kinetic modeling of oil cracking. Org, Geochem"1988,13(4−6):857—868
  305. WANG Tonghe- Structural Styles of Fronts of Thrust-Detachment Faults in Petroleum-bearing Areas of Western China, ACTA GEOLOGICA SINICA, 1999,73(4)
  306. Watls N L, The oretical aspects of cap rock and fault seals for single and two phase hydrocarbon columns, Marine and Petroleum Geology, 1978,4(4)
  307. Wilhelms A, Patience R L, Larter S R, et al, Nitrogen func-tionlity distributions in asphaltenes isolated from several oils from different source rock typesfj., Geochimica et Cosmochimica Acta, 1992,56:3745−3750
  308. Zha Ming- Zhao YongJun AND Mao ChaoLin- A Study on Hydrocarbon-Generating Potential and Kinetics of Source-Rock Pyrolysis, Chinese Journal of Geochemistry, 1995,14(03):256~263
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!