中国大中型气藏主控因素

★论文摘编★

中国大中型气田成藏的主控因素及勘探领域※

摘要研究大中型气田成藏的主控因素及勘探领域，对于中国天然气工业的发展有重要意义。中国目前只在西部、中部、东部及近海4个含气区11个盆地有储量大于100×108m3的大中型气田[统计不包括南海南部含气(油)区及台湾省]。结合中国的地质条件，总结了中国大中型气田形成的10条主控因素，其中充足的生气量、较高生气强度的富气凹陷以及大区域良好的封闭保存条件是形成大中型气田诸多地质因素中最为重要的地质因素。据天然气资源的探明程度，今后相当一段时间仍应以四川、鄂尔多斯、塔里木、莺琼、东海、柴达木、准噶尔以及松辽、渤海湾盆地深部为重点，并以中西部前陆盆地、中古生界碳酸盐岩气和煤成气、近海及东部含煤—含气(油)盆地及深部湖相泥岩气、具有二次生气及良好保存条件的中古生界煤系及碳酸盐岩系为重点勘探领域，并要重视广义生物气的勘探与研究工作。

关键词富气坳陷；保存条件；主控因素；勘探领域；大中型气田；中国

对气田的储量规模分类，各国标准不一，本文以20世纪80年代所制定的《中华人民共和国天然气储量规范》的气田分类标准为依据稍作修改，将大气田定义为探明地质储量大于300×108m3的天然气田，中型气田定义为探明地质储量为300×108-100×108m3的天然气田。

截止2004年底，我国已在22个盆地(不包括南海南部海域、台湾省及其邻近海区)获得了天然气探明地质储量，有气田395个(其中纯气田202个)，天然气探明地质储量超过4．3×1012m3(含二氧化碳气探明地质储量约170×108m3)，溶解气探明地质储量超过1．1×1012m3，此外还有煤层气探明地质储量约1

000×108m3。其中大中型气田64个，包括储量大于300×108m3的大型气田30个，

储量为300×108-100×108m3的中型气田34个。虽然这些气田只占全国气田总数的16．2％，但是它们的探明地质储量却占我国天然气总储量的85．46％。特别值得指出的是，其中储量大于500×108m3的14个气田就占了总储量的47．57%。近15年来，由于连续发现了一批储量较大的大中型气田，我国天然气储量进入快速增长时期。深入地研究已发现大中型气田形成的主控因素，研究其勘探方向，对于中国天然气储量的持续增长有重要意义。

1 大中型气田分布

在中国，目前只有西藏、福建、浙江、湖南等少数省、自治区没有工业气田；在层位上除了志留·系、泥盆系外，从前震旦系到第四系都有天然气田(藏)。气源成因类型也比较丰富，以有机成因而论，有生物气、湖相泥岩气、煤系气及海相碳酸盐岩气等多种气源类型；以储集条件而论，有常规储层，也有非常规储层形成的大气田(鄂尔多斯盆地以二叠系为主要产层的大气田以及四川盆地新场等大中型气田)；以与石油的关系来看，虽以纯气层气为主，但油田中的伴生气储

气为主量也超过1．1 ×1012m3。此外，在东部及近海海域，还有以无机成因C0

2

的少数非烃气藏。因此，中国天然气不仅在平面上分布广泛，在纵向上也具有含气层系多的特点。但是，只在西部、中部、东部及近海4个含气区11个盆地中有储量大于100×108m3的大中型气田[统计不包括南海南部含气(油)区及台湾省]。以四川盆地大中型气田的数量最多，储量以鄂尔多斯盆地为最多。鄂尔多斯盆地的4个大型气田就占了全国大中型气田总储量的33．29％。

在四川盆地，大中型气田主要集中在川东地区，以石炭系及下三叠统气藏为主；其次为川西地区，以侏罗系及上三叠统气藏为主；川南地区几乎所有的背斜构造都是气田，但却没有一个大中型气田。大中型气田时空上的分布不均虽有勘探程度的因素，但主要反映了盆地及不同构造单元天然气前景的差异以及天然气成藏地质条件的复杂性。

总结我国大中型气田的分布，其特点是：

1)气源时代广，类型丰富，煤成气占有重要地位；

2)常规与非常规碎屑岩储层以及各种类型的碳酸盐岩储层都可以形成大中型气田；

3)各类背斜圈闭和地层圈闭是主要圈闭类型，但是岩性圈闭以及地层—岩性与背斜—岩性复合型圈闭的重要性已日趋显著；

4)在含气盆地中，由于异常高压的形成与生烃增压作用有关，在异常压力封存箱上下及其箱间有利于形成大中型气田；

5)天然气的物理特性以及中国地质演化历史的复杂性决定了复式气藏比较普遍，成藏历程比较复杂，成藏模式虽有多种类型，但以晚期、超晚期成藏、定型为主。中国天然气分布范围比石油广泛，但成藏条件较世界上许多气田复杂，大中型气田主要集中分布在大中型含气盆地的某一时空段，即只有在各项地质条件比较匹配的构造区带及层组才最有可能形成大中型气田。

2 主控因素

前人曾结合中国地质条件以及大中型气田的分布特征，总结了大中型气田形成与分布的影响因素。这些研究成果可归结为以下10条：

1)充足的生气量和较高生气强度的富气凹陷是形成大中型气田的前提条件；

2)具有高充注条件的含气系统最有利于形成大中型气田；

3)具备转化为含气盆地的含煤—含气(油)盆地最有利于形成大中型气田；

4)在被适时保存的古生代碳酸盐气源岩分布区内，适时的古隆起、古斜坡区的各类圈闭易于形成大中型气田；

5)具有多期成藏与晚期成藏条件的大中型圈闭易于形成大中型气田；

6)与不整合面有关的各类大中型圈闭易于富集形成大中型气田；

7)在上述地质条件下，大面积分布的各类储层有利于形成大中型气田；

8)异常高压体周缘及异常高压封盖层之下的各类大中型圈闭易于形成大中型气田；

9)新近纪以来构造运动的相对稳定性和良好的区域封盖保存条件是形成含气区和大中型气田的重要地质因素；

10)在富气凹陷中，主生气期越晚、主生气期与主成藏期的良好匹配以及成藏后优良的保存条件是形成大中型气田最重要的地质因素。

以上10条是对中国主要含气盆地形成大中型气田主控因素的综合性总结，说明了由于中国地质结构比较复杂，大中型气田往往是多种有利地质因素综合匹配的结果。但是，由于天然气的小分子和易于逸散的特点以及中国地质条件的复杂性，对于每个盆地形成大中型气田的主控因素并不相同。

2．1 四川盆地

四川盆地是中国最主要的含气盆地之一，也是目前大中型气田最多的盆地，但盆地内各次级构造单元的主要控气因素并不完全相同。在川东地区，石炭系是大中型气田最主要的含气层。石炭系天然气成藏的主控因素是：

1)位于志留系高生烃强度的中心，烃源丰富；

2)有成层性好的孔隙性碳酸盐岩储层；

3)油气经历了印支期古隆起区的早期聚集以及喜山期形成各类背斜的第二次富集成藏；

4)其上有异常高压封存箱作为封盖层，为区内石炭系形成多个大中型气田创造了有利的地质条件。

川西坳陷从晚三叠世以来由多个不同类型盆地纵向叠加，形成了复合型前陆盆地。区内大中型气田形成的主控因素是丰富的气源及具有多源多灶和多期生气特征。该盆地以上三叠统马鞍塘组、小塘子组以及须家河组三段、五段煤系为主要烃源岩，此外还有上覆的侏罗系源岩；它具多储盖组合，储集层系多，纵向跨

度大，由多个(十几个)产层构成大中型气田；多期次的构造运动和适时的古构造，使区内晚印支期以来曾经；历了8次明显的构造运动，油气在早期的规模运聚受控于印支期、燕山期古隆起及其斜坡，后期又受到喜山期以来构造运动的影响，天然气运聚经历了多期反复，形成了以古隆起为主导、以水溶相运移为主体在适时古隆起的早期聚集与喜山期超晚期多期持续成藏的复合成藏模式。在深部，天然气主要聚集在以早期构造为基础的各种复合圈闭中；在浅部，天然气主要聚集在喜山期改造及形成的各类圈闭之中，形成了近源和远源两类气藏。川西坳陷从浅层的白垩系(200m)至深层的上三叠统须家河组(5000m)，在空间上构成“串珠状”立体成群的天然气富集带，形成了浅层、中深层及深层三大勘探领域。

2.2 东海陆架盆地

西湖凹陷是东海陆架盆地天然气前景最好的凹陷。凹陷开始发育于晚白垩世，新生代沉积厚达10000m，经历了三大演化发展阶段，即晚白垩世—始新世的断陷发展阶段、渐新世一中新世的构造反转阶段和晚中新世以来的整体沉降阶段。由于盆地演化历史的制约，各阶段都具有各自的构造、沉积和油气地质特征，在西湖凹陷构成了4套烃源岩、3套好储层以及多期次、多类型的圈闭。烃源岩以始新统平湖组煤系最为重要，为一套厚度较大的海湾—滨海沼泽相含煤岩系。由于煤系的持续埋藏，加之地温梯度较高(35—40℃／km)，为平湖组煤系转化为油气源岩提供了必要的地质条件。现已探明的油气田均位于西部斜坡及其周边，总结成藏的主控因素是：

1)有丰富的煤成气源；

2)长期发育的古斜坡，邻近煤成烃中心，沉积期的各类同生构造圈闭发育，有稳定分布的中孔中渗储层；

3)具超高压特征的气源岩，有利于大规模的快速运聚；

4)源岩时代新，成藏时间短，气藏形成后持续保存的时间不长，破坏程度小。

2．3 鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地是中国最稳定的沉积盆地。盆地内地层倾角小于1°，除少数鼻状构造外，盆地内基本上没有背斜圈闭，是一个长期保持稳定升降典型的克拉通型盆地。自早古生代以来，沉积了厚约5000—10000m的碳酸盐岩和碎屑岩，形成了下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系和中生界陆相碎屑岩3套沉积体系，发育两个含气系统，即上古生界-奥陶系顶部含气系统和下古生界寒武系-奥陷系含气系统。上古生界-奥陶系顶部含气系统以石炭-二叠纪煤系为气源岩，以奥陶系顶部碳酸盐岩风化壳及煤系中的砂岩为主要储集层，在盆地北部形成了长庆、苏里格、大牛地、长东4个大型气田。对成藏期的研究表明，主生气期为侏罗纪-早白垩世，主聚集期为早-晚白垩世，属早期(中生代为主)生烃成藏型，即主要生烃成藏过程在中生代基本完成，其后的构造运动对其基本格局没有改变。气藏形成的主控因素突出表现在：

1)大气田均位于生气强度30×108—45×108m3／km2的生气中心区，有丰富的气源；

2)早期形成的地层及岩性圈闭为石炭-二叠纪煤系生成的煤成气及时地提供了良好的储聚场所；

3)极其稳定的构造环境为早期形成的煤成气田提供了良好的保存环境。

正是由于成藏期较早，成藏后持续保存的时间长达近亿年，天然气也遭受了比较严重的散失，现有气藏的储量丰度仅为0．5×108m3-0．7×108m3／km2。

3个不同类型含气盆地成藏主控因素的分析表明，在上述诸多地质因素中，充足的生气量、较高生气强度的富气凹陷以及大区域良好的封闭保存条件是所有盆地形成大中型气田的必备因素，是诸多因素中最为重要的主控因素。这是因为，气源的丰富程度是气藏形成的物质基础。许多研究成果表明，中国大中型气田主要分布在生气强度大于20×108m3／km2的生气中心及其周缘,并且生气强度越大、主生气期越晚越有利于形成大中型气田。柴达木盆地涩北1号、涩北2号和台南大型生物气田分别位于三湖坳陷第四系生物气生气强度35×108m3／km2和

30×108m3／km2的区域。在塔里木盆地，库车坳陷含气系统的总生气量比盆地本部台盆区少2／3，但目前探明的天然气储量却为台盆区的2倍，主要因为库车

坳陷是富气凹陷，生气强度高达280×108m3／km2，并且主生气期晚，主成藏也晚，成藏后持续保存的时间很短，为形成克扣等大中型气田提供了有利的地质条件。

储层、运移、古隆起和圈闭条件固然是形成中型气田的条件之一，但勘探实践表明，好的层、好的运移条件和好的圈闭以及适时的古隆

等因素是决定天然气藏富集于何处、富集程度储量大小、储量丰度的重要因素，不是能否形大中型气田决定性的因素，更不是决定一个盆

或气区富气程度和气田规模的决定性因素。威远构造灯影组气藏圈闭是在加里东期乐山—龙女古隆起东侧南斜坡背景上发育起来的一个大型

隆背斜，圈闭面积为850km2，幅度为895m，是川盆地仅次于通南巴背斜的第二大构造。勘探证实，该构造为块状底水气藏，天然气的充满度仅25%，关键在于气藏的形成历程太长，封闭保条件不够理想。

中国地质演化历史比较复杂，中国又是世界上新近纪以来构造运动活跃地区之一，因此气藏形成期以及气藏形成后的保存条件确是一个气区富气规模不可忽视的十分重要的地质因素。卢双舫等曾统计了中国大中型气田储量、盖层厚度、排替压力以及气藏的直接厚度与气柱高度的关系，结果表明，盖层厚度与气藏储量以及排替压力之间互成正比，分布范围广的区域盖层在某些情况下对气藏规模的作用比直接盖层更有意义。在中国，现已发现的大中型气田，只有鄂尔多斯盆地的大气田形成期在白垩纪，属早期生烃成藏型的气田；其他所有的大中型气田都形成、定型于古近纪-第四纪的构造运动，属晚期、超晚期成藏、定型。鄂尔多斯盆地虽然发现了一批储量超千亿方的大型气田，但是由于鄂尔多斯盆地气田成藏后持续保存时间太长，散失严重，气田的储量丰度最低。在盆地西缘的刘家庄气田，在50 Ma前还是一个储量为454．9×108m3的大型气田，目前仅是一个储量为1．9×108m3的特小型气田。四川盆地川东区的大中型气田属早期生聚、晚期定型。在早第三纪前的第一次聚集时，上石炭统已形成了一个大面积的地层古构造复合型大气藏，总聚气量大于15 000×108m3；第三纪以后的构造运动，使古气藏解体，在喜马拉雅期形成的圈闭中进一步聚集，形成了现今的气藏。目前，在川东区虽然发现了一批以石炭系为主的大型气田，但是总探明储量仅为原聚集量的1／3—1／4，多数天然气在漫长的地质历史时期中被散失破坏，表明

了成藏期早又无气源继续供应的气藏或气田就难以保存。气藏形成后持续保存的时间越长，越不利于形成大型气田。由于保存条件在大中型气田主控因素中的重要性，所以我们在评价天然气前景中特别强调了晚期、超晚期成藏对中国天然气成藏的重要性。

3 勘探方向

3．1 资源前景

据多位学者和有关部门对我国天然气可采资源评价的综合，中国天然气的远景资源量为47×1012—53×1012m3，可采资源量为10×1012—15×1012m3，有11个盆地是我国最主要的含气盆地，它们约占我国天然气总资源量的80％，其中天然气可采资源量大于1×1012m3的盆地有鄂尔多斯、塔里木、四川、莺琼等4个盆地，1×1012m3—0．5×1012m3的盆地有东海、柴达木、准噶尔盆地，0．5×1012～0．1×1012m3的盆地有渤海湾、松辽、珠江口、吐哈盆地。

总结中国天然气资源的特点是：

1)天然气资源的分布地区较广，但分布不均。以11个主要含气盆地可采资源量统计，中部含气区为42．6％、西部含气区为33．25％，近海含气(油)区为16．98％，东部含油(气)区仅为7．17％，表明了我国天然气资源主要分布在中、西部含气区。

2)气源类型虽多，但煤成气占有重要地位，有9个主要含气盆地以煤成气为主要气源或者是煤成气与碳酸盐岩气和湖相泥岩气为主要气源。在我国天然气资源总量中，煤成气约占60％-70％。

3)天然气的成藏历程比较复杂，但以晚期、超晚期成藏、定型为主。

4)最有前景富气坳陷的探明率不高。统计已探明天然气地质储量和可探明地质资源量的比值表明，目前我国天然气的资源探明率最高为渤海湾盆地(45％)，但全国天然气总探明率仅为22％，珠江口等盆地的探明率小于10％，具体到近几年勘探成果丰富、最有前景的库车坳陷、川西坳陷、川东北地区等重要勘探区，

天然气资源的探明率都不超过10％。此外，中国还有丰富的煤层气资源约

30X101m(埋深小于2000m)及水溶气等非常规天然气资源，因此中国天然气的勘探潜力较大、勘探领域较广。

3．2 重点勘探领域

据我国天然气资源分布的地质特征，今后相当一段时间内我国天然气勘探仍应以四川、鄂尔多斯、塔里木、莺琼、东海、柴达木、准噶尔盆地以及松辽、渤海湾盆地深部等9个最主要的含气盆地为重点，有以下重点勘探领域及值得重视的勘探领域。

3．2．1 中西部前陆型盆地

前陆盆地是世界上油气资源最丰富、大油气田发现最多的盆地类型。在中国的中西部，受特提斯构造域构造演化及青藏高原隆升的影响，发育了众多陆内挠曲型前陆盆地。据对我国大中型气田储量丰度研究，前陆盆地气田储量丰度的分布频率高峰值为8×108～16×108m3／km2，明显高于克拉通型和裂谷型含气盆地。前陆盆地还具有高生气强度和高天然气资源丰度的特点。库车前陆盆地生气强度高达280×108m3／km2，天然气资源量丰度大于2×108m3／km2，已发现的克拉2

大气田的储量丰度高达54×108m3／km2，是我国目前储量丰度最高的气田。川西前陆盆地生气强度高达120×108m3／km2，天然气资源量丰度大于0．5×108m3／km2，累计探明天然气地质储量超过1 300×108m3，气田平均储量丰度大于4×108m3／km2，明显地高于盆地本部其他构造单元。这主要是因为：

1)我国中西部前陆盆地，发育了厚度较大的晚三叠世-早、中侏罗世煤系，由于后期的强烈沉陷，促进了深部煤系源岩有机质的快速演化，成为重要的富煤成气坳陷，有较高的生气强度，供气速度快；

2)多旋回沉积特征形成了多套储盖组合；

3)多期次的构造运动，特别是喜山期强烈构造活动，形成了众多封闭良好的构造圈闭；

4)有断裂体系与深部源岩良好沟通，成为我国晚期、超晚期成藏最有利的地区之一，成为我国重要的天然气勘探领域。

近几年的勘探实践表明，虽然在一些前陆盆地(库车、塔西南、川西、准南)已发现了一批大中型气田，但资源探明率仍低于10％，这些盆地还有一批良好封闭条件的构造圈闭有待勘探，还有更多的前陆盆地尚未发现大中型气田，天然气勘探的前景仍很广阔，仍然是我国今后相当一段时间内找寻大中型气田的重要勘探领域，应继续深入地开展勘探与研究工作。

3．2．2 克拉通盆地大型古隆起及其斜坡区

我国中、古生代克拉通盆地分布范围很广，沉积了巨厚的海相碳酸盐岩、泥质岩及海陆交互相煤系。在油气资源保存较好的鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及四川盆地发现了近30个大中型气田，探明的天然气地质储量超过2×1012m3(包括鄂尔多斯上古生界大型煤成气田)，占我国天然气探明地质储量的45％，显示了巨大的潜力。但是，由于发展历史、热演化史及沉积环境的差异，各盆地油气成藏条件也存在明显的差异。塔里木盆地的主要油气源为下古生界海相碳酸盐岩，其中不仅发现了和田河等大中型气田，还发现了世界级的塔河大油田。塔河油田位于古生代以来的阿克库勒隆起的南斜坡，由于具有得天独厚的有利条件，现已探明石油地质储量大于5×108t，含油面积大于700km2，随着勘探范围的扩大，储量还会有所增长。鄂尔多斯盆地的靖边、苏里格、大牛地等大气田也都处在中央古隆起之上，并且靖边气田奥陶系顶部气藏就是由于处在中央古隆起区而成为大型气田，并在靖边—乌审旗一带形成了地层、岩性型大气田群。四川盆地具有多套生储盖组合以及不同时代的大型古隆起，形成了从震旦系至白垩系不同时代的百余个气田(藏)。川东北地区下三叠统飞仙关组鲭滩气藏是近年来新发现的一个气区，其中的普光气田是目前四川盆地储量最大、储量丰度最高的气田，气藏的储量丰度为43×108m3／km2，仅次于克拉2气田。据普光构造发育演化历史分析，气田处于泸州—开江古隆起北斜坡区，促进了飞仙关组高能鲕滩的沉积，并为混合水溶蚀白云化作用等成岩改造作用提供了有利的地质条件，形成了平均有效厚度在230m左右以中孔、中渗为主的构造—岩性复合气藏。区内已发现了一批大中型气田，已探明天然气地质储量达2500×108m3，并且还有一批构造(清溪

场、老君、分水岭、大湾、五宝场、通南巴等)有待勘探。川东北区即将成为四川盆地又一个新的天然气区。

此外，据马永生报道，四川盆地威远震旦系韦田是我国于1964年发现的第一个大型气田，近年有8口井对寒武系洗象池群进行了老井复查，则试有5口井获商业性气流。其中在威远气田构造北部的威26井，通过射孔酸化联作获气11．61×104m3／d，折算天然气无阻流量49 ×104m3／d，产地层水125m3／d，已获得天然气控制储量285．8×108m3。这些展示了四川盆地下组合寒武系良好的勘探前景，为四川盆地下古生界天然气勘探开拓了新的领域。

总结我国中、古生代克拉通盆地油气的富集规律，虽然由于中古生代克拉通盆地的地层时代偏老，以广陆表海和海陆交互相沉积为主，有机质的丰度总体偏低，再加上长期复杂的构造改造，致取多数地区的保存条件较差，勘探难度较大。但是，在保存条件较好、地温梯度相对较低的塔里木、鄂尔多斯及四川盆地，中、古生界的油气前景仍十分广阔，特别是这些盆地不同时代发育的古隆起及其斜坡区，由于具有下列有利的地质条件，仍将是未来我国重要的天然气勘探领域。

1)有多种类型优质的烃源岩，如塔里木盆地寒武-奥陶系碳酸盐岩及泥质岩，四川盆地下寒武及下志留统黑色页岩、下二叠统碳酸盐岩、上二叠统煤系，鄂尔多斯盆地石炭-二叠纪煤系。这些源岩的生烃强度都远大于20×108-100×108m3／km2，都具有高效充注条件。

2)有利的区域地质背景，使之发育有多种类型的大型圈闭。在四川盆地以背斜圈闭为主，部分为背斜—岩性复合圈闭；鄂尔多斯盆地以地层—岩性复合圈闭及岩性圈闭为主；塔里木盆地既有背斜圈闭，也有背斜—岩性复合圈闭和地层—岩性复合圈闭。

3)古隆起及古斜坡的高能环境更有利于形成厚度较大的礁滩相储集体和分选相对较好的粗碎屑储集体。长期、持续的缓慢上升，有利于碳酸盐岩溶蚀—孔洞型储集体的形成，从而发育不同类型的储层，在纵向上形成多个良好的储盖组合。

4)长期持续隆起的历史，使之处于油气运移指向的流体低势能区，为油气长期聚集提供了极为有利的地质条件。

因此，不论是已被破坏的古油藏和现今仍被保存的油气田，都与富烃凹陷附近的古隆起及古斜坡关系密切；也进一步说明了在良好保存条件的中、古生代克拉通盆地，有效的各类优质烃源岩(碳酸盐岩和煤系)的生烃中心与适时古隆起的有效结合都可以形成较大的油气藏，都具有良好的找气前景。现有资料表明，我国中、古生代克拉通盆地中广泛地发育了不同时代的大型古隆起，在四川盆地有乐山—龙女寺(主要发育时代为早古生代)和泸州—开江(主要发育时代为中生代)古隆起，塔里木盆地有阿克库勒(主要发育时代为早古生代)、塔中(主要发育时代为早古生代)、沙雅(主要发育时代为早古生代)和巴楚(主要发育时代为早古生代)古隆起，鄂尔多斯盆地有中央古隆起(主要发育时代为古生代)。这些大型古隆起都与在各时代的富气坳陷区相匹配，保存条件又好。虽然已发现了一批大中型气田，但是还有比较丰富的天然气资源及领域有待进一步勘探。此外，在其他的中、古生代克拉通盆地，也还有保存条件相对较好的的古隆起及其斜坡区可以作为中、古生界海相油气的重要勘探领域。在这些地区应该是以有目的层，但不唯目的层为原则，深入地开展勘探与评价研究。

3．2．3 中国近海及东部断陷盆地

我国近海及东部盆地属滨太平洋构造体系域的张性盆地类，普遍具断陷特征，是我国重要的油气勘探区。总结这类盆地的天然气勘探前景，可分为以下3类。

1)以湖相沉积为主的盆地是我国重要的主产油层系和油田伴生气主要分布区。但是，在珠江口以及渤海湾、松辽等大中型含油盆地，也发现了一批以湖相泥质岩为气源的大中型气田。特别是在盆地深部，由于地温梯度较高，有机质的演化程度加深，理应具有良好的天然气勘探前景。这些盆地富油坳陷区深部的各类构造与非构造圈闭都是勘探天然气的重要目标区。

2)以沼泽相煤系沉积为主、具裂陷特征的含煤—含气(油)盆地，以成气为主，是我国重要的含气盆地类型之一。在东海陆架盆地、莺琼盆地以及松辽盆地下部含气组合下白垩统中，已发现了一批大中型煤成气田，并且还有很好的勘探前景。

目前，东海陆架盆地油气田主要分布在西湖凹陷的西部斜坡及浙东长垣的中南段，其他构造带的勘探程度很低，区域探井很少，勘探的潜力较广。莺琼盆地的油气勘探，主要集中在莺歌海盆地中央泥拱构造带和琼东南盆地崖南富气凹陷及其周缘，其他构造单元还有许多领域尚未投入勘探。如莺歌海盆地的高压至常压过渡带区和高压区内，还有较多的各类圈闭尚未勘探。由于在地质历史时期海平面的频繁变化，岩性带在纵横向发生交织变化，在盆地低水位期形成盆底扇、斜坡扇等低位扇，再加上由于历史时期构造活动频繁所形成的多个构造面和构造不整合，使区内非构造油气勘探前景广阔。琼东南盆地中央坳陷区是深水区湖底扇发育区，莺歌海盆地临高构造带是大型古三角洲的前缘区，莺东斜坡带是不整合尖灭带发育区。这些地区都有利于形成各类岩性油气藏及不整合油气藏，值得进一步勘探和研究。

3)断陷之下的构造层——深部古生界，特别是具有二次生气及良好保存条件的中、古生代含煤-岩系，也是区内找寻大中型气田的勘探领域。东濮-坳陷的文留中型气田、文北—户部寨气田以及冀中坳陷的苏桥中型气田的气主要源于石炭一二叠纪煤系的二次生气(二次生气时间为古近纪一新近日纪)。近年来在苏北盆地盐城坳陷的深部以及济阳坳陷孤北地区也发现了石炭-二叠纪煤系二次生气的气田及工业气井，它们都位于“二次生烃”中心附近，说明了在东部地区第三纪以后的快速沉降会促使深部石炭-二叠纪煤系(原始演化程度相对较低，R。小于1．0％)进入二次生气高峰，并在“二次生烃”中心区及其周边地区形成以古生代气源岩“二次生烃”为主要气源的气田。虽然这类气藏形成条件比较苛刻，也比较局限，但也是东部地区天然气的重要勘探领域之一，不可忽视。

3．2．4 广义的生物气—未热气

世界上生物气—未熟气储量约占常规天然气储量的1／7，很受关注。我国目前仅在柴达木盆地三湖区及其周边地区发现了5个大中型生物气田，占全国天然气探明储量的6．62％。据最新评价资料，在三湖区有5个有利区带和30余个各类构造有待进一步查证和勘探，可望在近期获得更多的生物气田。近年来在莺歌海盆地中部坳陷泥底辟带第四系超浅层的乐东28—1构造及乐东22—1气田3，4井区发现单独成藏的生物气藏，表明了我国生物气勘探前景较广。

广义的生物气包括一切生物作用生成的天然气，概述其成因可分为两大类。其一为在成岩作用或有机质演化早期阶段(未熟—低熟阶段)有机质在还原条件下由甲烷菌生成的生物气，如柴达木盆地、莺歌海盆地的生物气。这类生物气通常被称为常规生物气或原生生物气。严格地讲，这类生物气的形成条件比较苛刻，在中国勘探区不广。其二为非原生生物气，是指浅部的煤层或油藏被微生物氧化降解形成的生物气。它们常与稠油藏相伴生，广泛地分布在我国各大油区。在我国现已发现了各类成因的生物气藏约30个，其中很大一部分当属此类生物气。由于我们目前仅重视由厌氧菌生化作用形成的原生生物气，忽视了对广义生物气前景的评价与勘探，使上述生物气藏的发现是在研究深层油气资源的过程中偶然钻遇的。据一些专家最新的研究成果，广义的生物气显示几乎遍及全国各大含油气盆地，如西部的柴达木、准噶尔盆地，东部的松辽、渤海湾、江汉、苏北盆地，南部的许多中小盆地以及近海诸盆，并且在新近纪以来构造运动比较活跃的大型富油气坳陷的浅部及其周边都可能形成有一定规模的生物气聚集。由于生物气分布的范围广、埋深浅，属于投入少而产出高效的资源，又邻近经济发达区，应予以一定的重视。

4 结语

近20年来，我国天然气勘探成果可以用“辉煌”两字来形容。

1)1982年前，我国探明的天然气地质储量仅有2889×108m3；至2004年底我国探明天然气地质储量急骤上升至4 3816．8×108m3，是1982

年前的15倍。1982年前，我国仅发现了2个大气田(大于300×108m3)，其中储量最大的威远气田储量仅为408×108m3；近二十几年发现了28个大气田，其中大于1 000×108m3的气田有5个(长庆、苏里格、克拉2、大牛地、普光)，1 000×108m3—500×108m3的气田有9个(东方1—1、崖13—1、台南、涩北1、涩北2、迪那2、新场、和田河、罗家寨)。目前我国储量最大的气田是长庆气田(6 230．62×108m3)，储量大于300×108m3的30个大气田探明的天然气地质储量占全国总储量的71．93％。

2)年产气量也快速增长。1982年我国年产气量仅为119．3 ×108m3，2004年产气量已达到407．7 ×108m3。戴金星院士预测从400×108m3上升到500×108m3仅需用1年或1年稍多时间。

3)气区不断增多。1982年前，我国仅有四川1个气区；现在我国已建成和初步建成了四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺琼及东海6个气区。其中，四川气区年产气已超过100 ×108m3。完全可以预期在未来10-15年我国天然气储量还会有较大幅度的增长。

但是勘探现状也表明，我国天然气资源量相对于960×104km2的国土和

13×108人口并不丰富。现已探明的天然气地质储量人均不足

4000m3(含油田伴生气在内)，仅为世界平均水平的1／3。人均年用气量更低，不足30m3，仅为世界人均水平的1／15。所发现气田的储量偏小，世界级大气田更少。主要含气盆地气田的储量丰度偏低(鄂尔多斯盆地虽已发现数个世界级大气田，但是这些气田的储量丰度都很低，平均仅0．68×108m3／km2)，深度偏大(在中西部含气区，主要气层埋深大于3000m)。在中国最主要的含气区——中部气区，气层以低孔、低渗致密储层及超致密储层为主。对中国天然气资源量的预测，有近40％的天然气赋存于致密及超致密储层之中。虽然中国天然气以晚期、超晚期成藏为主，但多数盆地天然气从生成至成藏历程较长，成藏的地质条件比较复杂，现有的勘探理论技术尚不能完全适应我国天然气勘探发展的需求。探明的天然气储量有近75％分布在中部及西部，在经济发达的东部地区不足10％，天然气资源也主要分布在中西部及近海地区，远离经济发达的东部地区，勘探开发的成本相对较高，制约了对天然气资源的利用。虽然天然气的产量在逐年增长，但与国民经济的高速发展不相适应，在一次性能源结构中的比例没有明显地增长。因此，我国天然气工业的发展任重而道远，还需要进一步深入地研究我国天然气地质的特征，并要进一步加快天然气勘探开发与利用的速度。力争到2020年，在实现小康规划时，天然气产量在一次性能源结构中的比例能够达到6％—8％，天然气工业才能在改善我国能源结构中起到一定的作用。

※原文见《石油与天然气地质》2005.5

（江新摘编）

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20世纪90年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图 1 ）。 图1中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C） 致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1?宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于透率小于 10%,渗O.ImD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 2?微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米 与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图 1-1。

非常规油气储层孔隙微观结构复杂，孔喉多小于 1 pm 。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳, 2015) 500 pm 毫米尺度 微岸尺度 訥米尺度

论运动训练中的主控因素分析

论运动训练中的主控因素分析 发表时间：2015-04-02T14:27:32.783Z 来源：《教育学文摘》2015年2月总第146期供稿作者：张凯[导读] 在运动训练中存在着许多实际问题，包含着许多变量，或者说运动训练结果的成败取决于许多条件。 ◆张凯山东省实验中学体育组250109 一、前言 在运动训练中存在着许多实际问题，包含着许多变量，或者说运动训练结果的成败取决于许多条件，这些变量或条件组成了一个复杂的系统。为了更好地对该系统进行控制，就要用较少个数的变量来代替较多的变量，这些较少个数的变量我们称之为系统的主控因素或主成分，而主控因素能够较好地反映系统的主要信息。 二、运动训练中的主控因素分析 1.用于运动训练中的主控因素分析步骤主控因素分析包括以下七个步骤：一是依据研究目的确定研究对象及指标体系。二是测试采集原始数据。 三是建立原始数据矩阵，如有n个样本，P个指标x1,x2…,原始阵为（xij）n×p。然后计算各指标的x的平均数、标准差和协方差，求出方差-协方差矩阵或相关系数矩阵。 四是求方差-协方差矩阵或相关系数矩阵特征值与相应的单位特征向量。五是计算贡献率与累计贡献率。六是正交旋转，选取前k个主控因素。七是分析主控因素各变量载荷，结合专业为主控因素命名。 2.运动训练中主控因素分析的几何解释如影响某一运动项目特征系统中有2个变量x1与x2，有n个观测点，主控因素的基本思想在于寻求拟合于n个观测点第一条最佳拟合直线，之后再寻找第二条拟合直线。所谓最佳拟合直线是指n个观测点至直线的垂直距离的平方和最小。 3.运动训练中的主控因素分析实例如何确定女子短跑运动员的哪项体型特征对该运动项目影响最大？可以应用主控因素分析法，测量24名优秀女子田径短跑运动员的体型特征——下肢长、臂长、足长的数据，试求这三项指标的主控因素（测量结果如表1）。表1：24名女子短跑运动员的体型

断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究

断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究不同类型断块油藏地质特征存在明显差异。Ⅰ类边底水断块天然能量充足，内部断层少， 储层物性相对较好；Ⅱ类简单断块单个油藏含油面积大（大于0.5 km2），构造较简单，储 层发育较稳定，能够形成完善的注采井网；Ⅲ类复杂断块单个油藏含油面积较小（0.1＜ S≤0.5km2），断层较发育，油层分布零散，注采井网不完善；Ⅳ类极复杂断块单个油藏含油 面积极小（S≤0.1km2），低序级断层十分发育，油层分布极零散，注采井网完善难度大。 目前断块油藏按照开发方式及含油面积能否形成注采井网划分为Ⅰ类边底水断块、Ⅱ类 简单断块、Ⅲ类复杂断块及Ⅳ类极复杂断块四种次级油藏类型。断块油藏相对于整装油藏有 其特殊性，断块油藏类型众多，在开发实践中，由于背斜、岩性断块构造相对简单，多采用 面积注采井网，开启型断块油藏一般天然能量较充足，注采系统方面的问题相对较少。而对 于半封闭、封闭型复杂断块油藏来说，开发效果的好坏主要取决于注水开发效果。但此类断 块油藏一般含油面积小，形状不规则，所以井网布置一般无规律性，注采结构不合理，注采 比低，这就使水驱控制储量及储量动用程度受到了限制，容易形成死油区，还会出现地层能 量下降、边底水突进等问题。本文明晰了此类断块油藏平面水驱控制的主要因素，研究合理 注采井网模式，指导了断块油藏合理开发与高效调整。 1 半封闭断块油藏平面水驱控制因素 （1）断块油藏地层倾角越大，上倾方向驱油时，重力作用抑制了水的流量，相同条件下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，开发效果越好，平面水驱波及系数越高。（2）复 杂断块含油面积越大，储量规模越大，可部署井数多，从简单的一注一采到建立相对完善注 采关系，开发效果也是越来越好。（3）断块油藏从断块形态看，相同井网形式下，几何形 态不同，平面波及及开发效果差异明显，三角形井网对三角形断块匹配好，对梯形断块匹配差。（4）复杂断块受边水条件影响，边水能量越大，水线推进越均衡，水驱波及高，采收 率高，相同开发方式下，与满块含油断块相比，一定的边水能量可以提高边部及井间波及系数。（5）复杂断块断层夹角多，这种边角效应影响也很明显，断层夹角越小，夹角处难动 用的面积与储量越大。且随着油井距断层距离的增大而增大。这些影响因素的影响程度大小 是怎样的，我们进一步利用数值模拟与正交试验分析结合，分析了影响因素的敏感性。通过 标准回归、得到因素的影响权重，排序表明，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。复杂断块单元多、自然断块数量大，差异大，有必要研究其合理井网，提 高水驱控制程度，在主控因素分析基础上，进一步开展复杂断块油藏合理注采技术研究。 2.半封闭断块油藏合理注采研究 中小断块油藏由于含油面积小，可部署的注采井井数较少，井网调整难度大，因此井网 部署要结合油藏实际形状；由于形状对中小断块油藏井网部署影响很大，在考虑油藏形状时 需要考虑更多更具体的几何形状，这样得出的结论对中小断块油藏注采井部署就更具有指导 意义。（1）对于有弱边水的三角形复杂断块油藏，边缘注水开发可以有效的提高水驱控制 与动用，对于边水条件下，一般地层倾角大，高部位油层多，常用的顶部采油方式最大程度 提高储量动用，边缘部位注水可以有效提高波及。边部注水和转注后的井网形式以交错排状 井网较为适宜，井的个数按金字塔式分布，井在边水处注水或转注。（2）对于有弱边水的 四边形复杂断块油藏，边部注水和转注后的井网形式以不规则三角形井网较为适宜，井在边 水处注水或转注。（3）对于有弱边水的条带形复杂断块油藏，顶部采油，边水处注水或转 注注水开发可有效提高水驱控制与动用。（4）对于有弱边水的半圆形油藏，边部注水和转 注后的井网形式以环状交错井网较为适宜，井在边水处注水或转注；这种井网能够发挥径向 辐射的优势，井网密度在油藏内部稠些，在边水附近稀些，既能在一定程度上抑制边水的侵入，而且在没有注水井的地方还能有效利用边水的作用驱油。（5）对于封闭的复杂小断块，四边形断块来说，采用断层夹角处采油，边角部注水的开发效果均好于使用其他注水方式的 井网形式。对于三角形复杂断块，研究结果表明，采用边角部注水的开发效果最好，对比注 水井位于油藏内部的的井网形式，边角部注水井网及注水井排距油水边界一定距离时开发效

克拉玛依油田克下组砾岩油藏主控因素分析

克拉玛依油田克下组砾岩油藏主控因素分析 利用录井、岩心、薄片、物性数据等资料，配以薄片鉴定、扫描电镜、压汞分析等现代测试分析手段，对克拉玛依油田六中区克下组砾岩储层特征及影响因素进行分析。储层的发育分布主要受沉积和成岩作用两大因素的控制，建设性的溶解作用是次生孔隙发育的关键因素，构造作用对储层影响较弱。 标签：砾岩油藏储层特征因素分析 准噶尔盆地西北缘是准噶尔盆地最重要的油气聚集带，勘探程度较高，出油点多，但规模不大，效率低是该区主要的特点，这与地质情况复杂，储层非均质性强等有关[1]。本文以准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田六中区下克拉玛依组为对象，分析其储层岩石学特征、储集空间特征、储层物性特征等，系统总结了其储层发育的影响因素，对砾岩油藏后期二次开发整体工作的进展具有重要意义[2]。 1区域地质概况 克拉玛依油田被断裂分为一到九区和若干个断块。六中区位于克拉玛依油田中部，东部紧邻六东区、九区，南与七区相邻，西北部与一区、三区相接，北部临近扎伊尔山。在构造上，该区位于克-乌断裂带上盘，西南与七区以克-乌断裂带分隔，东部与九区相邻，西北部与一区、三区紧邻。依据断裂发育情况，六区被分为西、中、东三个区。其中，六中区东北部以白碱滩北断裂为界，西南部与七区和克—乌断裂为界，是一个被断块夹持的背斜油藏，面积约为2.88 km2。按不同埋深、构造单元、油粘度以及开采范围，将六中区分为七个井区，自西往东分别为127井区、大面积区、小面积区、六中北井区、六中中井区、J151区和六中东井区。 2储层发育影响因素分析 2.1沉积作用 沉积相是储层发育分布的主要影响因素，这是因为沉积相对于储层的岩性、物性、非均质性等均具有重要影响。 2.1.1沉积相对岩性的影响 冲积扇沉积体系中，储层的岩性与沉积环境以及物源关系密切。扇顶亚相的砾岩厚度达，分选差，砾石粒径大，泥质含量低；扇中亚相的砾岩厚度比扇根亚相小，分选较好，砾石粒径小，泥质含量上升。该区中砾岩类主要发育于扇顶亚相中水动力最强的主槽和侧缘槽；细砾岩类主要出现于扇顶亚相的主槽和侧缘槽以及扇中亚相辫流带中，水动力与中砾岩类相比稍弱；泥质砾岩类主要发育于扇顶亚相靠近扇中亚相的附近的槽滩以及漫洪带，水动力较强；中-粗砂岩主要发

中央电视台新台址脚手架施工方案剖析讲解

目录 1.编制依据 (3) 2.工程概况 (3) 2.1建筑概况 (3) 2.2脚手架概况 (4) 3.施工部署 (4) 3.1总体部署 (4) 3.2总体设计 (4) 4.施工准备 (5) 4.1技术准备 (5) 4.2材料准备 (5) 5.外防护架构造及组成 (6) 5.1各部位做法 (6) 5.2各部件施工要求 (11) 6.施工方法 (18) 6.1工艺流程 (18) 6.2搭设要点 (18) 6.脚手架搭设质量要求 (21) 6.1保证项目 (21)

6.2允许偏差 (21) 7. 结构内部防护设计与施工 (22) 7.1“结构四口”防护： (22) 7.2电梯井筒内防护： (25) 8脚手架技术安全措施 (25) 8.1搭设及使用过程安全管理 (25) 8.2防护架施工安全注意事项 (26) 9.计算书 (28) 9.1验算搭设高度 (29) 9.2防护架整体稳定性验算 (30) 9.3悬挑架验算 (30)

1.编制依据 1.1中央电视台新台址建设工程B标段施工图纸 1.2《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规程》（JGJ130-2001）1.3《建筑施工高处作业安全技术规范》（JGJ80-91） 1.4《建筑施工安全检查标准》（JGJ59-99） 1.5《建筑施工手册》（第四版） 2.工程概况 2.1建筑概况 中央电视台新台址建设工程B标段地上结构由裙楼和塔楼两部分组成，为框架剪力墙结构。裙楼包含八个单体结构，各单体位置相对独立，外型不规则，不包括屋面网架的结构最大标高为24.9M。塔楼部分为超高层建筑，共30层，不包括屋面网架的结构最大标高为138M，四层以下高度20M。各部分的结构高度见图1.1。

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚成藏研究进展

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚成藏研究进展 Research progress on hydrocarbon migration and accumulation of marine carbonate rocks in Tarim Basin 2018年1月

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气运聚史恢复研究进展 摘要：为了加深对塔里木盆地的海相碳酸盐岩油气藏运聚成藏的认识，本文从塔里木盆地的基本地质概况以及构造演化情况出发，系统性地认识塔里木盆地寒武-奥陶系海相碳酸盐岩。先简述了塔里木盆地的构造演化情况，了解塔里木盆地的构造演化情况，重点介绍寒武-下奥陶系海相地层的构造演化特征以及分布情况；其次概述了塔里木盆地的海相碳酸盐岩油藏形成条件及分类特征，然后描述了油气富集规律及主控因素，最后综述了油气运移聚集史的研究进展。 关键词：塔里木盆地；海相碳酸盐岩；运移聚集；成藏；构造演化；研究进展

1 前言 塔里木盆地位于中国新疆南部（图1），是我国面积最大、含油气资源丰富的大型内陆叠合盆地。盆地处于天山、昆仑山和阿尔金山之间。南北最宽处520千米，东西最长1400千米，面积约40多万平方千米。海拔高度在800-1300米之间，地势西高东低。盆地的油气勘探先后在塔北、塔中、巴楚、库车等地的油气勘探获得了重大突破，发现了国内最大的海相碳酸盐岩油田、最大的海相砂岩油田和最大的陆相高气田。盆地中含油气层分布在寒武系、奥陶系、石炭系生物碎屑灰岩段、石炭系—二叠系小海子组、古近系库姆格列木组和卡拉塔尔组等6个层系, 有效勘探面积超过20.1×104 km2, 总资源量超过40×108 t。近年来，对塔里木盆地的海相油气勘探关注度越来越高，特别是对下古生界海相碳酸盐岩油气聚集规律的研究成为当前高度关注的领域。盆地内的轮南、塔河、塔中等下古生界油气田的发现预示了海相碳酸盐岩油气勘探的巨大前景[1]。 图1.塔里木盆地地形图 Fig.1 Topographic map of the Tarim Basin 海相碳酸盐岩是塔里木盆地最主要的油气勘探目标之一[2]。塔里木的碳酸盐岩主要发育于震旦系、寒武系和奥陶系，另在石炭系、二叠系、古近系的部分层段也有分布, 累计厚度达2000～5000米, 分布面积约35×104km2。而盆地的海相碳酸盐岩主要发育于寒武、奥陶系，厚达5～7km，海相油气田主要分布在古

鄂尔多斯盆地盘古梁西长6段储层主控因素分析

第21卷第4期2009年12月 岩性油气藏 LITHOLOGIC RESERVOIRS Vol.21No.4Dec.2009 收稿日期：2009-07-27；修回日期：2009-08-23 作者简介：牛小兵，1978年生，男，工程师，西北大学在读硕士研究生，主要从事油藏评价部署及地质综合研究工作。地址：（710018）陕西省西 安市未央区长庆兴隆园小区勘探开发研究院油藏评价室。电话：（029）86598504。E -mail ：nxb_cq@https://www.sodocs.net/doc/0f7253593.html, 鄂尔多斯盆地盘古梁西长6段储层主控因素分析 牛小兵1，2，朱玉双1，梁晓伟2，辛红刚2，刘小静2 （1.西北大学地质系；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院） 摘 要：盘古梁西长6段油藏是陕北近年来提交探明储量和开发建产的重要区域。文中对盘古梁西长6 段油层组储层岩石学特征、孔渗特征、微观孔隙结构特征及类型进行了深入分析，结果表明：该区长6段储层属三角洲前缘亚相沉积，储层具有成分成熟度偏低、结构成熟度中等的特点，储集空间主要为残余粒间孔和粒间、粒内溶孔及长石溶蚀形成的铸模孔；影响储层储集性能的主控因素较多，包括沉积微相、成岩作用、非均质性等多个方面；对储层发育影响最大的成岩期主要位于中成岩A 期—中成岩B 期；绿泥石膜残余粒间孔相、长石溶蚀相和浊沸石溶蚀相是最有利储层发育的成岩相带；通过微观非均质性研究，可区分出5种驱油类型。 关键词：储层特征；主控因素；成岩作用；微观非均质性；油水驱替模型；盘古梁西中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1673-8926（2009）04-0047-06 0引言 盘古梁西位于鄂尔多斯盆地 中西部，区域构造属伊陕斜坡西部。该区上三叠统延长组长6段油层组为一套湖泊相三角洲陆相碎屑岩沉积体系，砂体延伸受东北方向物源控制［1，2］。近年来，随 着勘探评价程度的不断加深，在提交长6段油藏探明储量的同时，通过不断加深储层综合研究，寻找影响储层发育的主控因素，进一步提高对油藏的认识，对于确定下一步有利勘探评价目标及提高后期储层改造效果均具有重要的意义。 1储层岩石学特征 对铸体薄片等资料的分析可知，盘古梁西长6 段油层组储集岩以灰色、灰绿色、深灰色长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主（图1）。砂岩碎屑组分包括石英、钾长石、斜长石、云母等矿物碎屑及火山岩、石英岩、燧石岩和泥质岩等岩屑组分。石英含量一般为25％～40％，长石含量一般为40％～55％，云母及岩屑含量一般为15％～35％。颗粒的粒径为0.1～ 0.3mm ，以细粒和中粒为主。磨圆度以次棱—次圆 状为主，分选较好，接触关系以线状为主，凹凸状接触也较常见。总体上看，长6段油层组储集砂岩成分成熟度普遍较低，碎屑颗粒中长石含量较高，而结构成熟度中等且杂基含量较低，属净砂岩范畴，表明该地区沉积物经过了较远距离的搬运和较强烈的湖水动力改造［3，4］。 图1盘古梁西长6段储层砂岩碎屑成分投点图 Fig.1The cross plot of detrital compositions of Chang 6reservoir in West Panguliang area Q 9010 75 25 50 50 F 255075 100 R 长 石 砂 岩 岩岩 岩 岩 岩 砂砂砂 长长 石石 岩屑屑 屑

曲堤油田中南部油气藏类型及成藏主控因素

收稿日期：20140815；改回日期：20141126 基金项目：华北油田2011年校企合作科研项目“留西留北构造带上第三系油藏沉积相研究”（HBYT -CY3-2011-JS -345） 作者简介：国景星（1963-），男，教授，1986年毕业于华东石油学院石油地质专业，2002年毕业于中国矿业大学（徐州）矿产普查与勘探专业，获博士学位，现从事油气储层地质学、油气田开发地质学的研究与教学工作。DOI ：10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.002 曲堤油田中南部油气藏类型及成藏主控因素 国景星1，郭卫萍1，修春红2，贺岁锋1 （1.中国石油大学，山东 青岛 266555；2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000） 摘要：曲堤油田中南部油气分布及油藏特征复杂。为进一步摸清油气分布规律，深化油气勘 探，针对馆三段、沙三段、沙四上亚段和沙四下亚段等4套含油层系，运用油气藏精细解剖技 术，识别出断层、岩性、复合等多种类型油气藏。宏观上，区域构造背景、油源断裂及区域性盖 层控制曲堤油田的油气成藏；微观上，低级序断层、沉积微相、不整合及微构造控制区块内的油 气分布。由断层、不整合面、砂体组成的阶梯状输导成藏模式为研究区主要成藏模式。 关键词：油气藏类型；主控因素；成藏模式；曲堤油田；曲9-111断块 中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1006-6535（2015）01-0008-04 引 言 曲堤油田处于勘探开发的中后期，复杂油气藏 将是今后油气勘探的重要领域。许多学者从多个方 面对临南地区的油气成藏特征进行了研究［1-9］。在 前人研究的基础上，通过对构造背景、断裂特征、沉 积、储层等方面的研究，运用油气藏精细解剖技术对 曲堤油田中南部曲9-111断块油气藏类型及成藏主 控因素进行分析。对老油气田进一步滚动勘探及新 区勘探，都具有重要的参考价值及指导意义。 1 地质背景 曲堤油田位于山东省济阳县唐庙乡境内。区 域构造位于惠民凹陷临南斜坡构造带上，受中古生 界基底隆起控制，第三系地层形成向北、西、东三面 降低，向南抬高的鼻状构造。北以夏口断层与临南 洼陷相邻，南以曲堤断层为界接济阳地堑，南高北 低，总面积约为200km 2； 曲9-111断块位于曲堤鼻状构造的南部，北为曲9断块， 西南为曲8断块，面积约为10km 2， 整体上为受曲9断层和曲堤断层控制的反向断阶带（图1）。 由于东营运动活动强烈，研究区东营组、沙一 段、沙二段地层完全剥蚀，馆陶组以角度不整合直 接覆盖于沙三段和沙四上亚段之上，古近系倾角较 大（0~15?），倾向北北西。该区主要有4套含油层系，即馆陶组、沙三段、沙四上亚段和沙四下亚段。沙三段和沙四段主要发育扇三角洲相，馆陶组以河流相沉积为主，沉积物源具有继承性发育特征，主 要来自南部与东南部方向。图1 曲堤油田曲9-111断块构造位置

央视新台址建设工程安全施工方案

央视新台址建设工程B标段安全施工方案 一、编制依据 1.中华人民共和国行业标准 2.建设工程施工现场管理规定 3.《建筑机械使用安全技术规程》 4.《施工现场临时用电安全技术规程》 二、建筑施工安全管理 1. 建立健全项目经理部各级管理人员安全生产岗位责任制。安全生产岗位责任落实到人，并以签字接收为准。 ２．建立健全项目经理部各职能部门的安全生产责任制，此责任制挂在各职能部门办公室墙上。 3．分包单位签定承包合同时,必须在合同内明确安全责任，并与项目经理部签定安全协议书；分包单位必须服从项目经理部关于安全生产的指挥，执行项目经理部有关安全生产的规章制度。 4. 所有分项工程施工前，技术员在技术交底中明确安全技术措施;施工人员必须针对分项工程的特点,做详细的书面安全交底。 5. 新工人入场施工前，安全员必须组织入场安全教育;特种作业人员必须经过培训、考核,取得岗位证书方可上岗。 6. 坚持每周一次对职工队伍进行安全生产教育,安全员组织，当月安全值班领导参加。 三、施工总平面布置的安全技术要求 （一)塔式起重机的布置及安全注意事项

1. 塔基坚实可靠，并设排水沟。 2. 采用两台塔吊施工时，每台塔吊的回转半径及服务范围应能保证交叉作业的安全。 3．塔吊一侧必须按规定挂安全网。 (二）运输道路的布置 1．双行道的最小宽度不应小于6m,路面应平整、夯实。 2. 道路应靠近建筑物、材料场等易发生火灾的地方，以便车辆能直接开到消防栓处。 3. 尽量将道路布置成环路。 (三）施工现场供电设施的布置 1. 在建工程不得在高、低压线路下方施工；高、低压线路下方不得搭设作业棚、建造生活设施或堆放构件、架具、材料及其它杂物等。 2. 变压器应布置在现场边缘高压线接入处,四周设有高度大于１.7ｍ的铁丝网防护栏,并设有明显标志。 3. 供电线路跨过材料、构件堆场时，应有足够的安全架空距离。 （四)消防设备的布置 1. 施工现场要有足够的消防水源,消防干管管径不少于10０mm,在施高层建筑要安装高压水泵，竖管随施工层延伸。 2. 消火栓应布置于明显使用的地点，间距大于10０m，距拟建房屋不大于5m，距路边不大于2ｍ,周围3ｍ之内禁止堆物。 3. 施工现场应配备足够的灭火器,木工棚、油料库、危险品仓库应配备足够数量、种类的灭火器,仓库或堆料场内应分组布置不同种类的灭火器,每组灭火器不应少于四个,每组灭火器之间的距离不应大于3０m。

研究生油藏描述考试试题及答案A

(A卷) 一名词解释 储层表征（Reservoir Characterization)：定量地确定储层的性质、识别地质信息及空间变化的过程（https://www.sodocs.net/doc/0f7253593.html,ke, 1986)。 油藏地质模型是将油藏各种地质特征在三维空间的变化及分布定量表述出来 的地质模型。 储层静态模型：针对某一具体油田（或开发区）的一个（或）一套储层，将 其储层特征在三维空间上的变化和分布如实地加以描述而建立的地质模型。 储层参数分布模型，储层参数（孔隙度、渗透率、泥质含量等）在三维空间 变化和分布的表征模型。 确定性建模：对井间未知区给出确定性的预测结果，即试图从已知确定性资料 的控制点如井点出发，推测出点间确定的、唯一的、真实的储层参数。 胶结率定量表示胶结作用对砂体孔隙性的影响，反映了胶结作用降低砂体原始 孔隙体积的百分数，亦即反映了胶结作用的强度。 胶结率=胶结物含量/原始孔隙体积*100% 油层组：为岩性、电性和物性、地震反射结构特征相同或相似的砂层组的组合， 是一相对的“不等时同亚相”沉积复合体。 储能参数（h.φ.So） 二简答题 1．开发早期阶段的油藏描述的内容是什么？ 开发早期油藏描述内容为：（1）油层精细划分与对比。（2）研究小层岩石相与沉积微相，描述砂体几何形态、连续性、连通性，建立小层沉积模型。（3）关键井研究及多井评价（4）油藏渗流地质特征研究。（5）流体性质及非均质特征描述。（6）建立油藏分级静态模型。主要是油藏规模、层组规模、小层规模和单砂体规模油藏地质模型。（7）已开发探明储量计算及油藏质量综合评价。（8）油田开发效果分析及提出改善开发效果措施。 2．简述油藏规模的储层模型特征 是对一套油藏的整体表征，主要用于油藏整体模拟，是决定开发战略、划分开发层系及开采方式的重要依据。这种模型重点表征的是各砂体及其间的宏观非均质特征，特别是储层的连通性及层间非均质性，这是驱油效率的主控因素，因而模型包括以下四个主要内容： （1）各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性、平面延展性及三维分布特征；

中央电视台新台址建设工程CCTV主楼 施工质量情况介绍

中央电视台新台址建设工程CCTV主楼 施工质量情况介绍 一、工程概况 1、工程名称：中央电视台新台址建设工程CCTV主楼 2、工程类别：公共建筑工程 3、工程主要使用功能：办公楼 4、工程规模： 工程总建筑面积472998m2，地下部分建筑面积138198m2,地上部分（由裙楼、两座塔楼及悬臂结构组成）建筑面积334800m2。其中裙楼9层，塔楼一52层，塔楼二44层，悬臂部分11层。建筑总高度234m。耐火等级一级。 工程采用桩筏基础，承压桩直径Φ1200、Φ800 ，抗拔桩Φ600。抗拔桩桩长13.5m-17.5m，承压桩22.5m-32.6m。主楼塔楼区筏板厚度为4.5m、6.0m 和7.0m，最厚达10.9m。 地下部分为钢筋混凝土框-剪结构，地上部分为钢结构。混凝土强度等级C40~C60 。地下室防水密实混凝土C40，抗渗等级S8。结构安全等级一级，抗震设防烈度8度。框架梁、柱、剪力墙抗震等级：塔楼及裙房，一级；基座B01以下三级，B01以上一级。 钢结构主要由外框筒、核心筒、内部结构组成。外框筒由水平边梁、外柱及斜支撑组成，为整个建筑提供竖向受力和整体刚度。外筒柱采用钢柱、型钢混凝土C60钢纤维组合柱。 建筑外立面主要采用单元式玻璃幕墙系统。建筑装饰美观大方，室内墙面采用天然石材、锈面钢板、折弯钢板等，地面为石材、橡胶地板、木地板等，

顶棚为石膏板、石材、铝格栅、穿孔铝板等。 机电系统：机电系统主要包括给排水、通风与空调、电气、消防、智能建筑、电梯六大系统工程的供应及安装。 本工程总承包合同额46.5亿元。 5、工程开工日期：2005年4月28日 6、工程竣工日期：2012年5月16日 7、工程验收日期：消防于2012年4月20日通过验收；人防于2012年4月 27日通过验收；室内环境于2012年3月6日通过验收；规划于2012年1月13日通过验收；饮用水水质于2012年4月5日通过验收；节能于2012年1月16日通过验收；防雷装置于2011年11月4日通过验收。 8、全面验收单位： 建设单位：中央电视台新台址建设工程办公室；监理单位：北京远达国际工程管理咨询有限公司；设计单位：华东建筑设计研究院有限公司；勘察单位：北京市勘察设计研究院有限公司；质量监督单位：北京市建设工程安全质量监督总站；施工总承包单位：中国建筑股份有限公司(原中国建筑工程总公司)。 消防验收单位：北京市公安局消防局；人防工程验收单位：北京市民防局；室内环境验收单位：北京筑之杰建筑工程检测有限责任公司；规划工程验收单位：北京市规划委员会。饮用水水质验收单位：Pony Testing International Group；节能验收单位：北京市住房和城乡建设委员会；防雷装置验收单位：北京市朝阳区气象局。 9、工程质量自评等级：合格 10、工程质量核定等级及核定单位：合格，核定单位：北京市建设工程安全

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发得地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸,非常规油气得勘探与研究日益受到重视。20 世纪９0年代以来,中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念、油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展得新趋向(图1)、 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图(据邹才能等,２01３C) 致密油就是一种重要得非常规资源,就是指夹在或紧邻优质生油系得致密储层中,未经过大规模长距离运移而形成得石油聚集,就是与生油岩系共生或紧邻得石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异,导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异,本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析、 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主,微观孔喉结构复杂,决定了其低孔低渗得储集特征,控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

(一)储层质量 １、宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主,导致其储层致密物性较差,一般孔隙度小于10%,渗透率小于０。1ｍD,而常规砂岩储层物性相对较好,如表１-１、 致密砂岩油藏储层总体致密就是其与常规油气储层得最大区别。 表１－1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 致密储层常规储层 ?纳米级孔喉系统导致储集 层致密、物性差,一般孔隙 度小于1０％, ?渗透率小于０.1mD ?孔隙度 特高孔隙度≥30％ 高孔隙度３0％～２5% 中孔隙度２5％~１5% 低孔隙度１5%~１0% ?渗透率 特高渗≥2000mD、高渗2０00～５00mＤ 中渗500~5０mＤ、低渗50～10mＤ 特低渗小于1０mD 2。微观 (1)孔隙结构 孔隙结构:岩石中所具有得孔隙与喉道得几何形状、大小、分布及其相互连通得关系。微米与纳米尺度就是通过扫描电镜与微—纳米CT扫描可以识别得微观孔隙形态与空间特征,如图1-1、 图1—1 微观孔隙形态与空间特征(据于清艳,2０1５)

朱久文：中国中央电视台总编室工作人员职责及考核办法

关于总编室工作人员职责及考核办法 一.总则 总编室是在公司直接领导的技术职能部门，担负着公司《新健康特刊》、《建材与装饰特刊》和《招商》的排版、广告设计和管理公司网络的任务。总编室的宗旨是真正在报纸版面设计和广告设计上发挥作用，设计既能真正反映本报的办报宗旨和广告客户要求，很好地为内容服务，同时又照顾到受众的需求，反映地域的特点，有审美性，有特色性，真正提高“第一眼效应”，增强报纸的竞争力，因此一个好的版面就需要使所在报纸的版面责编与美编的良好的沟通。 总编室的全体工作人员不仅要树立全新的为第一线服务意识，还要不断地提升服务技能和敬业精神，只有这样才能更好地、如期地完成公司交给的工作任务。 总编室的考核总的是对部门工作人员的品德、工作绩效、能力和态度进行综合的检查和评定，以确定其工作成绩和潜力的管理方法。其实质是为人力资源管理部门提供总编室工作人员的日常工作信息，为工作人员的报酬、晋升、调配、培训、激励和辞退等工作提供切实可行的依据，也使工作人员及时了解公司与自己有关的各项政策情况，了解自己在公司的发展前程，对自己工作技能、工作业绩和工作态度有一个参照物和一个工作行为准则。因此特制定办法如下： 二．岗位描述： （一）主任： 1．具有一定的领导能力、组织能力。 作为公司一个重要技术职能部门的领导，应该具有领导和组织部门员工参与公司各项活动的能力，具有领导和组织部门员工完成总编室既定的广告设计、报纸排版和印刷的工作任务能力，使自己的部门成为工作高效、快捷团队。 2．具有一定的沟通能力，部门协调能力。 应该具有公司相关精神的上传下达的能力，具有与公司其他员工和部门员工良好的沟通能力，具有与公司其他编辑部协调工作的能力，使自己的部门成为工作和谐、团结的团队。 3．具有高度的责任意识。 （1）广告设计的创新和报纸的版面形式对于我们报纸的生存与发展至关重要，因此要在广告设计和报纸版面设计上花大力气，使形式更好地表现内容，做到形式与内容最完美的结合。 （2）减少报纸的内容的差错和保证报纸的印刷质量，使自己的部门成为忠于职守、工作严谨的团队。

水溶气运移成藏物理模拟实验技术

文章编号:167221926(2004)0120032205 收稿日期:2003209224;修回日期:20032112201 基金项目:国家“973”项目“天然气动态形成过程和富集度研究” (编号:2001CB 30913)资助1作者简介:刘朝露(19682),男,江西莲花人,硕士研究生,主要从事天然气地球化学研究. 水溶气运移成藏物理模拟实验技术 刘朝露1,李　剑2,方家虎1,胡国艺2,严启团2,李志生2,马成华2,孙庆武2 (1.中国矿业大学(北京),北京　100083;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊　065007) 摘　要:通过自行设计的天然气运移成藏物理模拟仪,对实际岩芯样品进行了高压水溶气运移成藏的物理模拟实验,目的是研究水溶作用对天然气运移指标产生的影响以及水溶气甲烷和乙烷碳氢同位素、C 2+ 总烃、i C 4 n C 4等8项地球化学参数的变化。实验结果表明:随着运移距离的增加,水溶气中的非烃CO 2含量普遍增大,烃类气体“甲烷化”趋势明显,C 2+以上的含量随碳数升高而降低(至C 5含量基本可以忽略不计),轻烃组分中的苯和甲苯含量由低(气源)到高(运移距离近)再变低(运移距离远),甲烷碳和氢同位素变化幅度均不大(仍具有略偏正的特征)。认为这些地球化学参数的变化特征对水溶气气藏的识别和油气运移的研究均具有重要的参考价值。关键词:水溶气;运移成藏;物理模拟 中图分类号:T E 12211 文献标识码:A 0　前言 早在20世纪60年代,国外已有不少学者测定了烃类气体在水中的溶解度[1,2],并提出水溶气藏形成的可能性[2]。70年代,P rice [3]提出了可以用烃类在水中的溶解度研究石油初次运移,同时,在意大利、匈牙利、菲律宾、尼泊尔、伊朗和日本等国家相继发现了水溶性天然气藏并生产了水溶性天然气[1];这些发现更增加了人们对天然气溶解实验研究的兴趣[4,5]。目前,这些成果已应用于天然气的运移与聚集的定量研究[6～8]。 与国外相比,我国对水溶气运移成藏的研究起步较晚。我国学者孙永祥[9]多次探讨了地下水对气藏形成的影响,郝石生[10]等研究了天然气在地层水中溶解度的变化特征,付晓泰等[11]提出了气体在地层水中的两种主要溶解机理。上述研究工作主要是在不同的温压条件下探讨地层水对天然气溶解的一些物理参数,解决了水溶气量的问题,而对天然气以水溶相运移而形成的水溶气藏的一些地球化学参数的变化特征,如水溶气的组分组成及其碳氢同位素和轻烃特征的研究却进行得较少。本文通过自行设计的天然气运移成藏物理模拟仪来对际岩芯进行高 压水溶气运移成藏物理模拟实验,目的是研究水溶气在运移成藏过程中的组分组成及其碳氢同位素和轻烃等一些地球化学参数的变化特征。这些参数特征对天然气的运聚以及水溶气藏的寻找和识别均具有重要的参考价值。 1　水溶相天然气释放的地质条件 付晓泰等[11]通过实验研究认为,天然气在地层水中的溶解主要存在两种机理:一种是天然气分子与水分子作用形成水合分子;另一种是天然气分子填充在水分子的间隙中。无论是哪一种机理,天然气的溶解度都会受到温度和压力变化的影响。压力增大,天然气在地层水中的总溶解度增大,反之,则减小。温度对其影响相对较为复杂,当温度小于80℃左右时,天然气溶解度随温度升高而减小;当温度大于80℃左右时,天然气溶解度随温度升高而逐渐增大。矿化度也对天然气溶解度有一定的影响:矿化度越高,溶解度越小;反之,矿化度越低,溶解度越大。但矿化度对天然气在地层水中的溶解度较温度和压力的影响要小得多。 由上述分析可以看出,地层水中天然气的溶解度与其所处温度、压力和矿化度存在密切关系。Ko 2 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb .　2004

中央电视台新大楼的寓意

中央电视台新大楼的寓意 当新央视大楼在种种议论声中动工时，是善于调侃的北京市民用一种平易近人的民间词汇——“大裤衩”，将这座特立独行的实验式建筑广泛传播；然后，它又以一条“大楼失火”的标准社会新闻返回大众视野。而最近，它又火了。 设计师库哈斯近期出版的一本名为《Content》的著作，真正当着全中国建筑设计师的面，脱下了“大裤衩”。此消息一出，在中国建筑界引起强烈愤慨，纷纷谴责库哈斯的行为。——居然和中国开了如此大的玩笑！ 价值15亿的建造成本下，在100多米的高空展开的“悬挑设计游戏”、两条直楼呈6度的斜角向外张开一直向上延展——其实，我们的央视“大裤衩”不仅是“世界上最奇特的建筑”（美国《时代》周刊对其评价时的称号），业界的不少建筑设计师更清楚它的色情寓意：主楼是一个女性的臀部朝外趴着，副楼就是与之对应的男根……其实，建筑玩色情波普也是一种艺术，艺术从来百无禁忌。只是，它公然被付诸于一个如此重要的标志性建筑之上、还获得了相关专家评审团的一致通过并受好评，最后终于落成在伟大的首都。 有建筑业内人士就在网上评论道：“库哈斯在CCTV大楼建成以后，意犹未尽，为了证明自己如何高明，如何骗过了13亿中国人，忍不住自己泄露了天机。《Content》书中登出了几幅画面，读者自己看看，用不了解释什么了。原来被本人仅认为是游戏而大大低估了的悬挑，竟然真的蕴有深刻的“内涵”——主楼是一位双膝跪地的裸女，屁股对着观众，辅楼则作阳具状！ 哇！我们曾经看到的央视总部三维动画，却是一个渐近渐大扑面而来的屁股啊！我以前怎么也想不通的为什么悬出部悬得越远也越高？为什么两条直楼要呈6度的斜角向外张开，也都找到了答案，原来却是屁股与央视总部的“异质同构”在作怪。 老库终于按奈不住自己的戏谑，用一种赤裸裸的表达方式阐述了之前三缄其口、故作神秘的设计灵感。这一说出口，却不晓得是给了当下的建筑界、政界还是公众一种难以言说的尴尬，此刻，你又不得不感慨人民的智慧 央视新楼被指有“寓意” 作者：海都网文章来源：海峡都市报社

环县地区长3油藏成藏主控因素研究

环县地区长3油藏成藏主控因素研究 【摘要】本文通过对环县地区长3层的沉积微相、储层、物性、含油性分析，从生、储、盖、圈、保等方面系统研究了长3成藏的主控因素。表明延长统深水相泥岩提供有利的生油条件、三角洲沉积河道砂体提供有利的储集条件、局部发育的鼻状小构造起到圈闭作用、上倾方向的泥岩或岩性致密带起到遮挡作用，不同岩石类型、沉积微相、成岩作用影响着储层性能，古剥蚀区的存在对油气的封盖起到破坏作用，研究成果对后期滚动建产具有重要的指导意义。 【关键词】环县地区；沉积微相；储层；成藏主控因素 环县地区位于鄂尔多斯盆地陕北构造斜坡带西部。多年来，该区域地层剥蚀程度较深，大面积长3地层剥蚀，部分井区剥蚀至长6，造成长3地层对比难度大、油藏试油出水原因、成藏主控因素认识不清。近年随着勘探程度的加大，在H32、L185、M31等井发现了长3油流井，显示出研究区有一定的油气勘探前景。笔者在前人研究成果的基础上，通过沉积微相、储层、盖层等对环县地区长3油藏成藏主控因素进行探讨，旨在为后期滚动建产提供借鉴。 1 沉积微相及特征[1-2] 结合区域沉积背景，通过对环县地区长3的岩矿特征、沉积构造、测井曲线、岩芯观察、薄片鉴定等分析，识别出研究区长3主要为扇三角洲平原及前缘亚相沉积，并进一步划分为：分流河道、水下分流河道，分流间洼地、分流间湾四种沉积微相。主要发育分流河道砂体、洼地或间湾泥岩，河道砂体主要由细粒砂岩组成，沉积物粒度细、厚度薄，泥质沉积物较发育。三角洲由多期砂体与泥岩叠置而成，具有多河道、宽而浅，河水能量弱，垂向加积慢、侧向迁移快等特点，曲线表现为低幅度的箱形特征，河道变化快、稳定性差，发育分流间洼地、分流间湾。其沉积演化过程可分为三期，区内发育自4-7条西向东古河流，河道的不断分叉和交汇使砂体在平面上连片性较好，河流最宽处达到15Km，主河道砂厚5-20m，主要分布在10-15m，河道侧翼多为泥岩。 2 砂体展布及储集砂岩特征 2.1 砂体展布 环县地区长3砂体展布呈自西向东，基本和水下多分流河道的延展方向一致。受沉积环境控制，砂岩的分布特点具有平面上呈相间带状或片状展布的非均质性特征。长3三小期砂体平面分布稳定、继承性较强，河道多为3-5km，单砂体厚3-8m。剖面上多呈顶平底凸或顶凸底平的透镜体状。 2.2 储集砂岩特征 统计环县地区225块37口井长3的薄片资料结果表明，砂岩以中-细粒长石岩屑砂岩为主，石英的含量为43.2%～46.7%，长石含量为14.2%～16.8% ，岩屑含量为20.6～27.1%；总体上具有高石英、低长石、高岩屑的特征。填隙物含量为11%～13%，以水云母、白云石、硅质为主，水云母平均含量为3.4%；白云石为3.2%；硅质为3.5%。胶结以孔隙式为主，颗粒磨圆相对较差，为次棱状，分选中等，为点-线状接触。 3 储层物性及含油性 3.1 孔渗特征 统计环县地区225块37口井长3层岩心分析数据表明，平均孔隙度10.8%，渗透率0.8×10-3μm2，主要分布在8.2%-12.5%、0.14-2.1×10-3μm2；其中17口低