第30卷第1期石油实验地质2008年2月PETROLEUMGEOLOGY&EXPERIMENT
Vol.30,No.1
Feb.,2008
文章编号:1001-6112(2008)01-0086-08
中伊朗盆地地层条件下裂缝性储层
岩石力学性质实验分析
夏在连,刘树根,时华星,周文,朱强,
111
徐国强,徐国盛,雍自权
(1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610059;2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司,山东东营257001)
摘要:对中伊朗盆地Arn-2井和Fkh-1井2300~3300m的库姆组灰岩在模拟地层条件下(包括围压、温度、孔隙饱和流体和取样方向)的岩石力学性质进行了测定。所测岩石的压缩变形特征按应力应变曲线形态可分为2种类型:弹性变形和弹塑性变形。绝大多数样品表现为脆性,破坏前的总轴向应变一般不超过3%,大多为1%左右。所有岩心样品由于其埋藏深度差异较大,力学参数的变化范围也较宽。所有样品的抗压强度介于46.52~288.31MPa;杨氏模量介于11.00~286.53GPa。Fkh-1井库姆组E段抗压强度、杨氏模量和泊松比均大于Arn-2井库姆组E段。同时Fkh-1井库姆组内抗压强度A段大于C段大于E段,反映了岩石抗压强度随深度增大而变大。地层条件下流体对Fkh-1井岩石力学性质的影响主要是岩石饱油抗压强度大于饱水抗压强度,岩石饱油杨氏模量大于饱水杨氏模量。当样品中存在薄弱面时,会显著地降低岩石的抗压强度和杨氏模量;多数样品平行层理方向的抗压强度和杨氏模量与垂直层理方向的抗压强度和杨氏模量不等。关键词:杨氏模量;抗压强度;岩石力学性质;地层条件;中伊朗盆地;伊朗中图分类号:TE135.3文献标识码:A
1
1
2
2
2
EXPERIMENTALANALYSISOFTHEROCKMECHANICAL
PROPERTIESOFTHEFRACTUREDRESERVOIRUNDERFORMATIONCONDITIONSINTHECENTRALIRANBASIN
XiaZailian1,LiuShugen1,ShiHuaxing2,ZhouWen2,ZhuQiang2,XuGuoqiang1,XuGuosheng1,YongZiquan1
(1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China;2.ShengliOilfieldBranch
Company,SINOPEC,Dongying,Shandong257001,China)
Abstract:TherockmechanicalpropertiesofthelimestonesamplesfromtheQumFormationbetween2300mto3300minWellArn-2andWellFkh-1,thecentralIranBasinhavebeenstudiedunderthesimulatedformationconditions(includingtheconfiningpressure,thetemperature,thetypeofthepore-saturatingfluid,andthedirectionofsampling).Theresultsindicatethatthecompressionaldeformationcharacteristicsoftherocksamplescanbeclassifiedinto2typesaccordingtotheshapeofthestress-straincurves:elasticdeformationandelastic-plasticdeformation.Almostallsamplesshowbrittlefailureundertheformationconditions,withthetotalaxialpre-failurestrainbeingnormallylessthan3%,andbeingmostlyabout1%.Thechangescopeofthemechanicalparametersofallsamplesarebroadduetothegreatdifferencesintheburialdepth;thecompressivestrengthis46.52to288.31MPa;andtherangeofYoungsmodulusis11.00to286.53GPa.Thecompressivestrenghty,theYoungsmodulusandthePoissonsratioofMemberEoftheQumFormationinWellFkh-1areallgreaterthanthoseof
收稿日期:2006-12-18;修订日期:2007-12-05。
作者简介:夏在连,(1978),男,博士生,主要从事石油地质研究。E-mail:Xiazail781106@163.com。基金项目:国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2005CB422106)。第1期夏在连等.中伊朗盆地地层条件下裂缝性储层岩石力学性质实验分析
87
MemberEoftheQumFormationinWellArn-2.WhilewithintheQumFormationinWellFkh-1,thecompressivestrengthisgreaterinMemberAthanthatinMemberCthanthatinMemberE,indicatingthatthecompressivestrengthincreaseswithdepth.TheeffectofthefluidonthemechanicalpropertiesinWellFkh-1isasfollows:thecompressivestrengthandtheYoung'smodulusoftheoi-lsaturatedrocksaregreaterthanthecompressivestrengthandtheYoungsmodulusofthewater-simulatedrocksrespec-tively.Whentheweakplanespre-existintherocks,thecompressivestrengthandtheYoungsmodulusremarkablydecrease.Formostsamples,thecompressivestrengthandtheYoungsmodulusinthed-irectionparalleltothebeddingplanearedifferenttothoseperpendiculartothebeddingplane.
Keywords:Youngsmodulus;compressivestrength;rockmechanicalproperty;formationcondition;thecentralIranBasin;Iran
中伊朗盆地是典型的弧背前陆盆地[1,2]。长期以来,中伊朗盆地作为贫油区块被忽视,因而勘探程度较低。中国石化集团公司于2001年进入中伊朗盆地卡山区块进行勘探开发。经过5年多的勘探和研究,对卡山区块的构造[3~5]、沉积[6]和烃源岩[7,8]有了较全面的认识,而对于储层的研究仍然较少。中伊朗盆地油气勘探的主要目的层为渐新统库姆组,库姆组又是典型的裂缝孔隙型储层。因此,对于储层裂缝的识别和预测是此地区勘探重点之一。
在控制裂缝发育的众多因素中,构造应力场和地层条件下的岩石力学性质显得尤为重要。能够表征岩石基本力学性质的常用参数有抗压强度、杨氏模量和泊松比等。前人的大量研究结果说明,影响岩石力学性质的因素很多,例如岩石类型、围压、温度、孔隙压力、孔隙介质、应变率和应力状态等[10~13]。因此,在常规测试条件下获得的岩石力学参数与真实地层条件下的岩石力学参数存在差别。我们对卡山区块Arn-2和Fkh-1井岩心(Arn-1井未取心)进行了模拟地层条件下的岩石力学性质测试,为裂缝性储层的发育分布和预测提供了科学的基础依据。
[9]
1.2测试设备
实验由成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室完成,实验采用的测试仪器为美国MTS研制的MTS岩石物理参数测试系统。该系统能够在模拟地层条件(温度:常温~20;围压:0~140MPa;孔压:0~70MPa;轴向力:0~1600kN)下同时测试岩石的力学参数、物性参数以及超声波速度[14]。本实验所用的是岩石力学试验子系统,岩石的轴向和横向变形由高精度引伸计测量。
1.3地层条件的模拟
实验测试岩石力学参数要真实代表地层条件下的岩石力学参数,必须首先尽可能模拟地层条件下的温度、地层压力及样品的孔隙介质。1.3.1地层温度的模拟
一般地层温度随埋藏深度的增加呈线性增加,即:
T=T0+T(H-h)
式中:T为深度H处的地温,;T0为恒温带温度(按大气的常年平均温度),;T为地温梯度,/m;H为上覆地层厚度,m;h为恒温带深度,m。1.3.2地层应力条件的模拟
地层中岩石的轴压(垂向应力)由下面公式计算得出。
v=gH
式中:v为地层中岩石的轴压,MPa;为上覆地层平均密度,g/cm3;g为重力加速度,m/s2;H为上覆地层厚度,m。
地层中岩石的围压(水平应力)由下面公式计算得出。
H=[/(1-)](v-P)+P+T
式中:H为围压(水平应力),MPa;v为轴压(垂向应力),MPa;T为构造应力,MPa;为岩石泊松比;为Biot系数;P为孔隙压力,MPa。
1测试样品、测试设备及测试结果
1.1测试样品基本信息
本次实验中用于地层条件下声、力学参数测试的样品均采自Arn-2井和Fkh-1井,计采集8块岩心样品(Arn-1井没有取心资料,Arn-3井取样时在钻),每块岩心按平行层理和垂直层理取样,共取样36个(表1)。取样层位主要为库姆组A,C和E段,目前埋藏深度为2300~3300m,岩性主要为生物屑灰岩;孔、渗性均较差,平均渗透率分布在(0.7722~428.4)10-6m2,孔隙度介于0.8%~4.2%范围内。88石油实验地质第30卷
表1中伊朗盆地岩石力学测试样品基本信息
Table1BasicinformationoftherocksamplestestedformechanicalparametersfromthecentralIranBasin
井号
层位
井段中值/
m
样品岩性
样品密度/(gcm-3)
地温梯度/(hm-1)
测试编号取样方向1)饱和流体LT1G1
库姆组E段
红藻海绵珊瑚礁灰岩
LT1G2
2.45
3.01
LT1G3LP1G1LP1G2LP1G3LT2G1
库姆组E段
具溶孔亮晶生物屑灰岩
LT2G2
2.45
3.01
LT2G3LP2G1LP2G2LP2G3
Fkh-1
库姆组E段
2378.71
含砂含泥泥晶灰岩
LT3G1
3.31
3.86
LP3G1LP3G2LT4G1
库姆组E段
含生物屑含砂微晶灰岩
LT4G2
2.60
3.86
LT4G3LP4G1LP4G2LP4G3LT5G1
库姆组E段库姆组C段库姆组A段库姆组E段
含砂含生物屑泥晶灰岩
LT5G2
2.60
3.86
LT5G3LP5G1LP5G2LP5G3
微晶有孔虫海百合灰岩泥晶含砂有孔虫灰岩
LT6G1
2.63
3.86
LT6G2LP6G1LP6G2LT7G1
2.63
3.86
LT7G2LP7G1LP7G2
微晶含砂生物屑灰岩
气油水水油气气水油水气油气水油水油气水油气水油气水油气水油水油水油水油
温度/95.025.095.095.025.095.095.095.025.095.095.025.092.092.025.0101.025.0100.0101.025.0100.0104.025.0104.0104.025.0104.0115.025.0115.025.0126.025.0126.025.0
围压/MPa30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.028.028.028.038.338.338.338.338.338.339.439.439.439.439.439.444.344.344.344.348.748.748.748.7
Arn-23166.24
Arn-23170.90
Fkh-12618.20
Fkh-12692.46
Fkh-12971.67
Fkh-13264.75
Fkh-12602.442.603.86L8YG3油25.038.0
1) !代表垂直层理或平行井轴, 代表平行层理或垂直井轴,孔压0MPa。
1.3.3相关参数的选取
Fkh-1井地温梯度为3.86/hm;Arn-2井地温梯度为3.01/hm。上覆地层的平均密度按2口井不同取心段分别测试得出。1.4实验过程和测试结果
样品统一钻取成直径25mm、高50mm的圆柱体试件。样品加工后经自然干燥,部分样品做了饱油、饱水处理。将热缩套密封的岩样试件置于高温高压三轴室内,并在样品上安装测量纵向和横向变形的高精度引伸计。先对岩样施加围压(静水压力)和孔压至设定值,再加温至设定温度。围压和温度稳定后,以等轴向位移速率施加轴向应力(差应力),直到试样破坏
[15,16]
。根据记录的轴向应力、轴向变
形及横向变形数据,即可获得岩石在压缩过程中的应力应变特征以及相应温压条件下的岩石静力学参数。实验中分别对垂直层理、平行层理方向所取样品在饱和水、饱和油和干燥3种模拟地层条件下的岩石静力学性质进行了测试,测试结果见表2。第1期夏在连等.中伊朗盆地地层条件下裂缝性储层岩石力学性质实验分析
表2中伊朗盆地库姆组样品地层条件下岩石力学参数测试结果Table2MechanicalparametersoftherocksamplesfromtheQumFormation
inthecentralIranBasintestedundertheformationconditions
测试编号LT1G1LT1G2LT1G3LP1G1LP1G2LP1G3LT2G1LT2G2LT2G3LP2G1LP2G2LP2G3LT3G1LP3G1LP3G2LT4G1LT4G2LT4G3LP4G1LP4G2LP4G3LT5G1LT5G2LT5G3LP5G1LP5G2LP5G3LT6G1LT6G2LP6G1LP6G2LT7G1LT7G2LP7G1LP7G2L8YG3
测试温度/95.025.095.095.025.095.095.095.025.095.095.025.092.092.025.0101.025.0100.0101.025.0100.0104.025.0104.0104.025.0104.0115.025.0115.025.0126.025.0126.025.025.0
围压/MPa30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.028.028.028.038.338.338.338.338.338.339.439.439.439.439.439.444.344.344.344.348.748.748.748.738.0
饱和流体气油水水油气气水油水气油气水油水油气水油气水油气水油气水油水油水油水油油
破坏前轴向总应变,%0.970.931.230.684.820.260.810.201.870.870.772.020.820.660.861.410.740.790.040.580.560.810.780.540.610.510.681.470.672.131.060.250.561.060.663.49
破坏前环向总应变,%0.370.340.500.342.530.060.300.190.880.290.251.110.190.330.280.400.370.280.560.380.270.350.340.270.320.240.221.342.181.870.390.530.350.220.243.06
抗压强度/MPa162.79167.31201.13128.60102.1086.45127.3253.71127.08128.44113.69173.32160.1146.52201.00152.60187.38208.39228.39185.20243.17132.64172.24205.35175.72238.90220.00205.20288.31127.02171.6697.90245.13216.87248.32244.11
杨氏模量/GPa32.1933.5428.1240.9413.8248.8933.6339.3335.7333.9536.4628.5623.2313.1335.2024.9639.6941.23286.5339.3859.6542.5426.3054.2741.6755.9348.4433.4351.5729.0225.6630.6147.4336.2255.9211.00
泊松比0.2450.1920.2970.3401.1730.1950.1940.4850.1610.2000.3910.2250.1590.5380.2860.3600.3390.2693.6340.2950.3070.3060.4120.3680.3450.3930.2680.4842.0930.7000.1940.8460.2770.3090.2830.637
剪切模量/GPa12.9314.0710.8415.283.1820.4614.0813.2415.3914.1613.1111.6610.024.2713.699.1814.8216.2530.9215.2022.8216.299.3119.8415.4920.0819.1011.268.348.5410.758.2918.5713.8321.793.36
89
压缩模量/GPa21.0418.1523.0942.65-3.4226.7218.32437.0017.5718.8055.7517.3111.35-57.5927.4129.7141.0929.75-15.2432.0251.5136.5549.8168.5244.8187.1234.80348.23-5.40-24.1813.98-14.7435.4531.6142.95-13.38
2岩石的压缩变形特征
根据岩石压缩实验结果,从开始加载到破裂,岩石的变形一般可以分成几个阶段:开始时为直线阶段,弹性变形,最高点为屈服应力。过了屈服应力,应力应变曲线变弯,斜率变小,如继续压缩变形,应力需要提高,为强化(又称为硬化)阶段。当应力达到压缩实验过程的峰值,即强度极限(抗压强度)90石油实验地质第30卷
时,岩石破裂开始,失却承载能力,形成应力下降,为软化阶段[10]。弹性变形阶段的斜率为杨氏模量。
对各种岩石进行单向压缩实验,在发生破裂之前,按应力应变曲线特征,可分为6种类型。石灰岩和白云岩的应力应变曲线通常具有非常接近直线的变形特点,主要为弹性变形。研究区样品在地层条件下的总体压缩变形特征如图1所示。除了Fkh-1井L8YG3样品的轴向应变大于3%,其余样品主要集中在1.5%以内,主要表现为具有较高的抗压强度和杨氏模量。按应力应变曲线形态可分为2种类型:弹性变形和弹塑性变形。2.1弹性变形
应力应变曲线呈近似直线,岩石变形主要为弹性变形,塑性变形很小或几乎没有,屈服点难以识别,屈服应力与强度极限近于重合(图2a)。具有这种变形特征的样品主要为处于Fkh-1井浅部的样品(表1)。
2.2弹塑性变形
应力应变曲线由近似直线的弹性变形阶段和破坏前较小的塑性变形阶段组成,部分样品在破坏后显示出较大的残余应变,多数岩石的屈服点不易确定,曲线呈连续过渡特征(图2b)。一般岩石强度较低,主要为Arn-2井样品。
尽管存在上述2种不同类型的岩石变形特征,但绝大多数样品在本次实验的测试条件下表现为脆性,破坏前的总轴向应变一般不超过3%,大多数为1%左右,仅L8YG3测试样品高于3%。按
图2中伊朗盆地库姆组岩石应力应变曲线Fig.2Stress-straincurvesoftherocksamples
fromtheQumFormationinthecentralIranBasin
[10]
照破裂前的总应变量小于3%为脆性、大于5%为韧性、介于3%至5%为过渡性的原则,研究区储层岩石在地层条件下均表现为脆性。这为构造裂缝的形成提供了前提条件。
[11]
3力学参数特征
研究区样品由于其埋藏深度差异较大,力学参数的变化范围也较宽(表2)。所有样品的抗压强度变化于46.52~288.31MPa,均值为171.502MPa;杨氏模量变化于11.00~286.53GPa,均值为43.28GPa;泊松比变化于0.159~3.634,均值为0.642。其中Arn-2井库姆组E段抗压强度变化于53.7~201.1MPa,均值为131MPa;杨氏模量变化于13.80~48.9GPa,均值为33.8GPa;泊松
图1中伊朗盆地库姆组所有样品的应力应变曲线
Fig.1Stress-straincurvesofallsamplesfromtheQumFormationincentralIranBasin比变化于0.161~1.173,均值为0.342。Fkh-1井库姆组E段抗压强度变化于46.5~243.2MPa,均值为183.8MPa;杨氏模量变化在13.10~第1期夏在连等.中伊朗盆地地层条件下裂缝性储层岩石力学性质实验分析
91
[10~13]
286.50GPa,均值为55.5GPa;泊松比变化于0.159~3.634,均值为0.552。Fkh-1井库姆组C段抗压强度变化在127~288.3MPa,均值为198.1MPa;杨氏模量变化在25.7~51.6GPa,均值为34.9GPa;泊松比变化于0.194~2.093,均值为0.868。Fkh-1井库姆组A段抗压强度变化于97.9~248.3MPa,均值为202.1MPa;杨氏模量变化于30.6~55.9GPa,均值为42.5GPa;泊松比变化于0.277~0.846,均值为0.429。可以看出,Fkh-1井库姆组E段抗压强度、杨氏模量和泊松比均大于Arn-2井库姆组E段。同时,Fkh-1井库姆组内无论是干燥情况下还是饱水情况下,地层温压条件下A段抗压强度均值明显大于C段,而E段样品具有最低的抗压强度(图3),反映了岩石抗压强度随深度增大而变大。从储层裂缝发育角度考虑,在相同应力场中,库姆组E段比库姆组C段和库姆组A段更易形成裂缝。国内胜利潜山奥陶系灰岩、白云岩的岩石力学参数测试结果为:抗压强度变化于46.9~354.7MPa,均值为206.8MPa;杨氏模量变化于4.16~103.04GPa,均值为55.28GPa;泊松比变化于0.026~0.31,均值为0.205。可以看出,相对于胜利潜山奥陶系样品,中伊朗盆地埋深较浅,时代新,其抗压强度、杨氏模量普遍低于胜利潜山奥陶系样品。
载荷作用时间以及作用性质等。要研究这些
复杂因素对岩石力学性质的影响,在实验室只能根据地质现象选择其中一些因素来进行探讨,通过分析研究,认识哪些是主要因素,哪些是次要因素。岩石的矿物成分和组构(结构和构造)对岩石力学特性影响较大,岩石的组成和组构不同,其力学特性也明显不同
[17~19]
。关于温度、围压对岩石力学
性质的影响,国内外学者已进行过大量卓有成效的
实验,目前已取得的认识主要有:随温度升高,岩石强度和杨氏模量均降低[10,13,20];随围压增加,岩石强度、杨氏模量和泊松比都相应提高。
对于一定埋藏条件下的油气储层岩石,其力学性质除主要受控于岩石的组成、结构、孔隙数量及其分布等内在因素外,还不同程度地受其所处的地层条件的影响。这里主要讨论地层条件对力学性质的影响。这些地层条件包括孔隙饱和介质、样品试件先存薄弱面以及层状岩石样品的方向等。4.1流体对力学性质的影响
由于取样方向、孔隙饱和介质及测试温度的不同,即使是同一时代相邻井且岩性差异不大的样品其力学参数也可能存在较大差别(表1)。图3是Fkh-1井样品不同孔隙介质力学参数比较。在E段上部2378m抗压强度较低,饱油大于包气大于饱水,分布范围较宽,介于50~200MPa;在2600~2700m井深的E段其抗压强度高于浅部,分布范围较紧凑,介于150~220MPa,饱水低于饱油;而A段和C段的抗压强度分布范围较宽,介于100~270MPa,饱水低于饱油。因此,从图3
[10,13]
4力学性质影响因素讨论
影响岩石力学性质的因素很多,诸如岩石类型、组成成分、组构、围压、温度、应变速度、含水率、
图3中伊朗盆地Fkh-1井库姆组样品不同孔隙介质力学参数比较
Fig.3ComparisonofthemechanicalparemetersoftherocksamplesfromWellFkh-1saturatedwith
differentkindsofliquidinthecentralIranBasin92石油实验地质第30卷
很少,即同一样品在不同方向上的力学参数差异较大。从岩石的微观结构分析角度看,要是由于层状沉积岩在这2个方向上的结构和构造差异、矿物颗粒的取向性差异以及岩石中孔隙和裂缝的数量及分布的非均匀性,造成了岩石力学参数的上述差异或各向异性。这说明库姆组储层的非均质性很强。另外,从实验角度看,实验样品数量有限或试件尺寸相对于层理尺度太小等均可能造成上述现象。
可以看出,岩石饱油抗压强度大于饱水抗压强度;岩石饱油杨氏模量大于饱水杨氏模量。4.2岩石构造对岩石力学性质的影响
岩石作为一种天然材料,其内部总是存在各种成因的缺陷或薄弱面。这些薄弱面可以是先期裂缝、层面或层理面、成分界面等。当样品中含有这些结构上的薄弱面时,它们会显著地减弱岩石抵抗外力作用的能力,即降低岩石的抗压强度和杨氏模量[17],如LP1G3,LP3G1和LP6G1测试样品(图4)。
4.3层理对岩石力学性质的影响
为了解岩石纵横方向上的非均质性,对同一深度样品分别测试了平行层理和垂直层理2个方向的力学性质。测试结果得出:多数样品平行层理与垂直层理的抗压强度和杨氏模量及泊松比之比远远大于或小于1(图5),落在其相等线上的样品数
5结论
1)在模拟地层条件下进行的Arn-2井和Fkh-1井岩心样品力学参数测试表明,绝大多数样品在本次实验的测试条件下表现为脆性,破坏前的总轴向应变一般不超过3%,大多数为1%左右。这为构造裂缝的形成提供了前提条件。
2)地层条件下Fkh-1井库姆组C段具有最高的抗压强度,最高达288.3MPa,其次为A段,最高达248.3MPa;同时Fkh-1井库姆组E段抗压强度大于Arn-2井库姆组E段。
3)地层条件下流体对Fkh-1井岩石力学性质的影响主要是岩石饱油抗压强度大于饱水抗压强度,岩石饱油杨氏模量大于饱水杨氏模量。4)岩石先存薄弱面能显著降低岩石抗压强度和杨氏模量。
5)多数样品平行层理方向的抗压强度和杨氏模量与垂直层理方向的抗压强度和杨氏模量不等,说明岩石的非均质性很强。
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图4中伊朗盆地库姆组样品(存在薄弱面)
的应力应变曲线
Fig.4Stress-straincurvesoftherocksamples(withpre-existingweakplanes)fromthecentralIranBasin
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图5中伊朗盆地平行层理方向和垂直层理方向样品力学参数比较
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