设为首页 | 加入收藏
文献检索:
  • 四川盆地西北部晚震旦世—早古生代构造演化与天然气勘探 免费阅读 下载全文
  • 基于四川盆地西北部周缘野外露头、钻井与地震资料综合分析,系统论述该区晚震旦世—早古生代构造演化特征,分析其油气地质意义,指出近期有利勘探方向。晚震旦世—早古生代该区主要经历3期构造演化:1晚震旦世—早寒武世早期,受区域拉张作用影响,形成近南北向展布两期陆内裂陷和灯影组两期台缘;2早寒武世中期—中奥陶世,受西北部碧口古陆多期隆升作用影响,该区发生强烈剥蚀,西北部强于东南部;3晚奥陶世—志留纪末,受广西运动挤压作用影响,该区再次发生强烈剥蚀,西南部强于东北部。晚震旦世—早寒武世早期,陆内裂陷的形成控制了灯影组两期台缘丘滩相储集层与下寒武统优质烃源岩的发育;早寒武世中期,碧口古陆的隆升控制了孔明洞组颗粒滩相储集层围绕古陆周缘的分布。研究区纵向上应选择灯四段与孔明洞组作为主要勘探目的层,平面上九龙山构造圈闭与油气运聚期相匹配,是近期最为有利勘探区带。图11参39
  • 松辽盆地深层地质结构及致密砂砾岩气勘探 免费阅读 下载全文
  • 基于全盆地野外露头、钻井、地震资料及地球化学分析数据,研究了松辽盆地深层地质结构特征、断陷基本地质规律、沙河子组致密气成藏地质条件及下步勘探方向。通过系统对比分析,明确盆地深层地质结构表现为下断上坳的双层结构,断陷期以断裂或地层超覆与隆(凸)起为界、由隆(凸)起相互间隔的断陷独立发育。与断陷形成演化相关的断裂可分为区域深大断裂、基底控陷断裂和洼内次级断裂3类,阐明了3类断裂在断陷群形成演化中的作用。结合区域构造和盆地演化特征分析,明确致密砂砾岩气、火山岩和基岩潜山等3大勘探领域,沙河子组致密砂砾岩气是目前最具勘探前景的战略新领域。在沙河子组基本石油地质特征分析基础上,提出砂砾岩是沙河子组碎屑岩储集层优势岩类,母岩成分、沉积结构、沉积相带及成岩作用是砂砾岩有利储集层主控因素。沙河子组气藏属典型自生自储型,发育岩性和构造两种气藏类型,陡缓两带有利沉积相带控制储集层展布、岩性圈闭形成及气藏规模,断陷内部次级断裂控制构造圈闭的形成及天然气的富集。通过综合评价优选出7个沙河子组致密砂砾岩气勘探最为现实的断陷。图8参18
  • 细粒相沉积地质特征与致密油勘探——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例 免费阅读 下载全文
  • 以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段湖盆中部细粒相区600多米连续整体取心、上万块次系统分析联测及配套测录井资料为基础,运用传统石油地质学、沉积岩石学及致密油气形成新理论新方法,对孔二段细粒相区沉积特征进行了研究。结果表明,沧东凹陷孔二段是孔店组最大湖泛期的沉积,半深湖一深湖亚相细粒沉积分布较广,主要发育细粒长英沉积岩类、细粒混合沉积岩类及白云岩类,而黏土岩类不发育,细粒岩类具有“岩石成分多,优势矿物少;碎屑矿物多,黏土矿物少;方沸石多,黄铁矿少;脆性矿物多,石英含量少;岩石类型多,油页岩少;致密储集层多,无裂缝的少;优质烃源岩多,非烃源岩少;高频旋回多,单一沉积少”等特点。这些认识更新了以往关于陆相闭塞湖盆中部仅以“泥页岩”烃源岩沉积为主的观点。在地质认识指导及配套工程工艺技术的支撑下多口探井获工业油流,展示了陆相湖盆细粒相区致密油勘探的良好前景。图9参19
  • 渤海南部莱西构造带新近系油气优势输导体系 免费阅读 下载全文
  • 利用地球化学、地层压力分析等手段,深入研究渤海南部莱西构造带新近系输导体系的特征、分布、时空配置关系及其有效性,进一步揭示莱西构造带油气成藏规律。分析莱西构造带新近系:断裂体系、输导层与盖层,油气输导格架3要素研究其特征与空间匹配关系并进行静态评价,发现除前人总结的馆陶组一明下段v油层组外,明下段I-III油层组也是新近系油气运移优势输导层。在调节断层分割与泥岩盖层分隔下,两个优势输导层重组并构成了菜西构造带新近系“千层糕”式油气输导格架。结合含氮化合物浓度、地层压力、荧光录井与砂体刻画对油气输导路径进行动态追踪与运移通道刻画,证实“T0^3-T0^2-T0^1泥岩盖层组”分隔新近系油气输导格架为上、下两套油气输导体系,后者输导通道以馆陶组一明下段V油层组块状砂砾岩体为主,前者主要由明下段I-III油层组相互叠置连通的南北向河道型砂体构成,油气沿两个优势通道以横向输导为主,并伴有差异成藏现象。图10表3参19
  • 四川盆地及周边上奥陶统五峰组观音桥段岩相特征及对页岩气选区意义 免费阅读 下载全文
  • 以钻井和露头资料为基础,依据岩石矿物、地球化学和测井数据,对四川盆地及周边上奥陶统五峰组观音桥段地层分布和岩相特征开展研究。观音桥段地层分布总体受海平面变化控制,与上下围岩接触关系区域变化大,在盆地内呈整合接触,在盆地外存在整合接触区和缺失区;在盆地内一般为深水硅质页岩相和钙质硅质页岩相,岩性与上下围岩基本相似,在盆地外主体为浅水泥灰岩相或缺失区,且在盆地外泥灰岩相整合接触区,岩性与围岩差异大。研究证实:观音桥段岩相是判断五峰组-龙马溪组页岩气储集层质量优劣的重要标志,对页岩气选区具有重要地质意义;川南-川东-川东北坳陷区为优质储集层发育区和页岩气勘探开发的有利区,观音桥段缺失区为“甜点”层缺失和页岩气勘探风险区,观音桥段泥灰岩相区的储集层质量和勘探前景则界于前两者之间。图5表2参24
  • 四川盆地高石梯-磨溪地区灯影组热液白云石化作用 免费阅读 下载全文
  • 基于四川盆地高石梯-磨溪地区基本地质条件、白云岩矿物组合及地球化学特征,研究该区震旦系灯影组热液白云石化作用形成条件、存在证据、具体改造方式及作用时期。高石梯-磨溪地区是四川盆地灯影组气藏的重要勘探目标,区域地质上具备发生构造控制热液白云石化作用的基本条件:①拉张性基底断裂活动;②深埋藏热液储库;③上覆地层的覆盖和封堵。通过对区内灯影组岩心样品开展岩相学研究和地球化学(微量元素,碳、氧、锶同位素,包裹体均一化温度等)测试分析,据密西西比谷型(MVT)矿物组合和地球化学特征,认为区内灯影组白云岩地层内存在构造控制热液白云石化作用。区内热液白云石化作用主要是指热液流体对基质白云岩的改造,包括3种具体改造方式:①溶蚀与充填作用;②重结晶和新生变形作用;③水力压裂作用。热液白云石化作用推测存在多期,即晚震旦世-早寒武世、晚泥盆世和晚二叠世。图12表4参27
  • 致密油储集层岩性岩相测井识别方法——以鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段为例 免费阅读 下载全文
  • 基于岩心的观察结果,综合利用构造分析、沉积微相分析和岩性分析等多种分析化验和测井资料,对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段致密油储集层岩性岩相特征进行精细描述和归纳总结,建立岩性岩相类型的测井识别标准。研究区长7段致密油储集层可划分为砂质碎屑流细砂岩相、浊积粉细砂岩相、滑塌细砂岩相、半深湖一深湖泥岩相和油页岩相5种岩性岩相类型。利用电测井和成像测井等多种手段和方法对长7段致密油储集层的岩性岩相进行测井定性和定量表征,通过分析成像测井和常规测井资料,归纳总结不同岩性岩相的测井响应特征,结合砂体结构表征参数对其进行定量表征,建立各岩性岩相的测井识别标准。对各井实际测井资料进行处理,实现了单井纵向和平面岩性岩相的识别与划分,岩性岩相识别结果与试油结论和物性分析匹配良好。深入分析岩性岩相是进行致密油储集层综合评价和“甜点”预测的重要方法。图7表2参15
  • 加拿大魁北克省奥陶系Utica页岩岩石物理特性 免费阅读 下载全文
  • 利用x射线衍射(XRD)矿物分析、x射线能量色散光谱分析(EDS)、扫描电镜(SEM)、聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)等手段,对加拿大魁北克省奥陶系Utica页岩矿物成分、孔隙度、微观孔隙结构、表面润湿性等岩石物理特性进行了研究。压汞仪测试结果显示测试样品的孔隙直径在15-200nm;XRD矿物分析和EDS元素测试显示Utica页岩中的非黏土矿物以方解石和石英为主,黏土矿物以伊利石和绿泥石为主;利用SEM对岩心表面孔喉进行了观测,图像显示Utica页岩中发育多种类型的孔隙,比如粒内孔、粒间孔、有机质孔等,其中,有机物(干酪根)中的孔隙在纳米级别(10~50nm);利用FIB—SEM完成了250张扫描电镜图像,利用这些图像重建了三维层析成像模型和孔隙分布几何模型。润湿性测试结果显示,Utica岩心样品呈弱水湿一中性润湿,水力压裂过程中大部分添加剂可以将页岩表面改变成更倾向于水相润湿的状态。图13表2参17
  • 国家标准GB/T 31483-2015建立了页岩气地质评价规范 免费阅读 下载全文
  • 国家标准GB/T31483-2015《页岩气地质评价方法》发布并于2015年10月1日正式实施。该标准规定:页岩气是以游离态、吸附态为主,赋存于富有机质页岩层段中的天然气,主体上为自生自储的、大面积连续型天然气聚集。在覆压条件下,
  • 尼日利亚Ariki油田地层层序、构造格架与油气运聚 免费阅读 下载全文
  • 综合应用测井和三维地震数据,对尼日尔三角洲盆地西部浅海沉积带Ariki油田的构造格架和地层层序进行了解释,并开展了断裂控藏分析。该油田主力储集层Agbada组内识别出5个最大洪泛面和5个层序界面,构造格架受控于伸展构造活动所形成的主断层、次级断层以及滚动背斜。研究区共发育7条断层,可划分为3个主断层和4个次级断层;在油田西翼,次级断层活动形成类似地堑和地垒的构造。通过断距分析,认为在1800ms以下,主断层断距加大,主断层作为油气运移通道;在1800ms以上,主断层断距变小,可以作为油气圈闭遮挡。研究区存在四面下倾的滚动背斜和次级断层控制的三面下倾闭合圈闭等多种远景构造圈闭,有利于提升石油区带的规模勘探潜力。图8表1参10
  • 煤层气开发井网设计与优化部署 免费阅读 下载全文
  • 以鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气为例,按照开发前期井网设计、现场优化部署和动态效果跟踪3个阶段一体化的整体思路和方法,对煤层气开发井网进行优化部署和动态调整。开发前期井网设计以煤层构造、埋深、厚度、顶底板岩性、含气量、渗透率和水文地质条件等7个方面的地质条件为依据,确定开采井网应为菱形井网,井型以丛式井为主,水平井为辅;井网方位是菱形长对角线为面割理方向,短对角线为端割理方向;高渗透区井距为300~350m,低渗透区井距为350-400m。现场优化部署要充分考虑地表、地下和钻井工程条件3个因素,并遵循地上服从地下、工程服从地质的基本要求。动态效果跟踪阶段,通过对区内井间干扰和层间干扰现象的观察,重新优化部署24口生产井,调整36口生产井的开发层系,使得区块井网设计更为合理。5a的开发实践证明,三区块优化部署后的井网和开发模式基本合理。图2表5参31
  • 异常高温、高盐油藏深部调驱波及控制技术 免费阅读 下载全文
  • 为了提高高温、高盐油藏开发后期注入水波及系数和驱油效率,以尕斯库勒E3^1油藏为研究对象,开展异常高温、高盐油藏波及控制技术(SCT)研究与矿场试验。可动微凝胶体系性能评价及矿场试验结果表明,基于可动微凝胶调驱体系的SCT技术在目标油藏具有较好的热稳定性,现场实施有效期为100~120d,通过调整注入粒径、浓度,能有效提高SCT技术实施成功率。不同于聚合物驱、聚合物凝胶驱通过提高波及系数机理提高原油采收率,SCT技术能够提高波及效率和驱油效率,其驱替机理通过室内实验和现场试验得到进一步论证。目标油藏实施6个井组SCT技术后,累计增油1.03×10^4t,降水4.79×10^4m^3,投入产出比1:2.09。但当国际油价处于低位时,SCT技术在异常高温、高盐油藏开发后期应用可能会有较大风险。图9表4参31
  • 水驱开发多层油藏井间连通性反演模型 免费阅读 下载全文
  • 针对当前井间连通性模型只能预测产液动态变化、无法计算油水两相动态且不能分层进行连通性分析等局限性,建立了新的可模拟油水动态的多层油藏井间连通性模型。模型将油藏系统分层离散成一系列由井问传导率和连通体积等参数表征的井间连通单元,并以连通单元为模拟对象进行物质平衡方程计算,通过考虑定液、定压两种生产模式实现压力求解和井间流量计算,结合前缘推进理论建立了井间饱和度追踪计算方法,最终得出井点处各层的油水产出动态;以此为基础利用随机扰动近似法和投影梯度法等通过动态拟合建立了模型参数反演方法。实例应用显示,所建模型取得了较好的动态拟合和预测效果,反演后的连通模型参数与实际油藏地质特征相吻合,验证了方法的正确性;相比当前连通性方法,模型能实时获得分层井间流量分配系数、单井产液和产油劈分系数等信息,可以更准确地反映油藏平面及纵向的油水流动关系和生产措施变化,指导油田实际生产。图8参28
  • 致密储集层应力敏感性评价 免费阅读 下载全文
  • 通过对比分析表征岩石渗透率与有效应力关系的经验模型与理论模型,得到3种应力敏感系数(S、α、β)的表达式;结合实验数据和岩石微观结构特征,提出致密砂岩应力敏感性划分标准。用经验模型与理论模型分析致密砂岩和不同类型花岗岩渗透率与有效应力的实验数据,进一步明确经验模型以及应力敏感系数的物理含义,并计算岩石的3种应力敏感系数,仅s中不含不确定指数n,具有明确的物理意义。基于3种应力敏感系数特征、渗透率与有效应力关系的研究,发现可用应力敏感系数S划分储集层岩石的应力敏感性:S〉0.40为强应力敏感性;S〈0.25为弱应力敏感性;0.25≤S≤0.4为中等应力敏感性,强应力敏感性岩心更满足对数模型,弱应力敏感性岩心更满足指数模型和二项式模型,中等应力敏感性岩心满足乘幂模型。结合岩石的微观特征讨论了应力敏感性划分标准的适应性,发现强应力敏感性岩石裂缝性特征明显,而弱应力敏感性岩石具有孔隙性特征;此外,黏土胶结物的类型、岩石颗粒大小以及岩性也影响岩石的应力敏感性。图8表2参25
  • 页岩拉张型微裂缝几何特征描述及渗透率计算 免费阅读 下载全文
  • 为了研究页岩拉张型微裂缝中的渗流规律,采用巴西实验在5块Barnett页岩岩心中形成拉张型裂缝。采用三维面轮廓仪获取裂缝面形态,基于扫描原理将三维信息转换为二维信息计算迂曲度、倾角、粗糙度等特征参数,引入聚类分析方法明确各参数间距离,采用格子玻尔兹曼方法模拟开度在0.05~0.40mm范围内页岩微裂缝渗流,并结合理论分析推导微裂缝渗透率计算公式。结果表明:所选取样本迂曲度在1.10左右,倾角为0.99°~8.86°,粗糙度为0.062-0.162mm;迂曲度、粗糙度、倾角对渗透率影响不存在替代关系,必须同时考虑三者的影响;计算微裂缝渗透率比平板模型渗透率要小19%-29%,说明必须考虑裂缝粗糙度影响;经验证,推导的渗透率计算公式误差控制在4%以内,可用于拉张型微裂缝渗透率计算。图3表3参34
  • 钻孔作业中反向扩孔气动冲击器尾气携岩特性 免费阅读 下载全文
  • 建立了由反向扩孔气动冲击器排气孔到后封头的排屑流场,运用计算流体力学理论和FLUENT仿真软件研究了冲击器工作过程中尾气的携岩特性。基于冲击器的结构和工作原理,对气固两相排屑流场进行了数值仿真模拟,进而得到流场的气相特性以及岩屑颗粒运动轨迹和浓度分布规律。结果表明:冲击器排气孔尾气进入排屑流场后流速降低,流场压力由入口到出口逐渐降低;岩屑颗粒向流场底部聚集,颗粒平均浓度沿着远离入口方向变化不大,最大浓度沿着远离入口方向逐渐下降,最终趋于平稳。分析了钻进速度和尾气流量对携岩特性的影响,结果表明:随着钻进速度的增加尾气携岩能力下降,额定工作压力0.8MPa时钻进速度应小于12.6m/h;随着尾气质量流量的增加携岩能力提高,施工时应该在保证冲击器工作性能的情况下适当增加尾气质量流量。图12表1参13
  • 基于开发资料预测气藏改建储气库后井底流入动态 免费阅读 下载全文
  • 针对应用当前方法预测储气库井底流入动态误差大的问题,开展储气库渗流模拟实验,建立了考虑气藏改建储气库后渗透率变化的井底流入动态方程,并通过实例进行了验证。模拟实验结果表明,水侵储集层改建储气库后,气相渗透率与气藏开发阶段不同,受储气库运行中气水渗流关系的影响,过渡带渗透率逐步恶化,纯气区渗透率逐步改善、甚至超过气藏开发初期储集层水侵前的水平。依据实验结果,B1入描述气藏改建储气库后渗透率变化的参数,改进了传统井底流入动态方程,利用气藏开发资料预测改建储气库后井底流入动态。实例分析结果表明,改进后的井底流入动态方程考虑了渗透率的影响,预测结果与实测结果基本一致,而传统方法预测结果与实测结果有较大差别。图2表1参18
  • 基于超分子技术的高密度无黏土油基钻井液体系 免费阅读 下载全文
  • 基于超分子原理,研制了用于油基钻井液的提切剂CFZTQ-1,以此为核心开发了新型高密度无黏土油基钻井液体系,并对其进行了性能评价和现场应用。研究表明CFZTQ-1在水相中缔合形成的超分子结构显著增加了反相乳液的弹性,提切效果与助悬浮性能均优于国外几种同类提切剂,且CFZTQ-1与有机土之间存在协同增效作用,同时适用于常规含土油包水钻井液。通过对相关处理剂的优选与加量优化,确定了高密度无黏土油基钻井液体系的配方,对其进行了基本性能评价,结果表明:体系密度在2.20~2.60g/cm3,动切力在13~17Pa,且表观黏度适中,塑性黏度不高,流变性能良好;体系在240℃高温热滚后黏度涨幅不大,高温高压滤失量在10mL左右,破乳电压大于400V,性能稳定。体系现场应用效果良好。图7表6参13
  • 碳酸盐岩储集层隔夹层地质特征及成因——以伊拉克西古尔纳油田白垩系Mishrif组为例 免费阅读 下载全文
  • 通过岩心、薄片、测井等资料综合分析,研究伊拉克西古尔纳油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩内隔夹层类型、孔渗关系、测井响应特征及识别标准,并从层序地层、沉积相及成岩作用的角度分析隔夹层的成因和分布特点。研究区发育颗粒灰岩、泥粒灰岩及粒泥灰岩3种隔夹层。隔夹层一般发育在局限台地相和蒸发台地相,部分发育在开阔台地相;在海侵体系域及早期高位体系域,形成广泛发育的隔夹层,且在层序边界处形成大规模、连续分布、物性较差的隔挡层。准同生期胶结作用、埋藏压实作用、埋藏期胶结作用等成岩作用造成孔隙度不断减小,从而破坏了储集空间,导致层内夹层的形成。表生期古潜水面以下的潜流环境由于CO2的脱气作用致使CaCO2大量沉淀出来并形成方解石胶结物,形成了区域内广泛分布的泥粒、颗粒灰岩隔夹层。通过测井综合分析确定了隔夹层测井识别标准并预测了隔夹层的展布特征,隔层主要发育在CRI段、CRII段内,夹层主要集中在mB1段内。就不同类型隔夹层而言,泥粒灰岩隔夹层数量比例最大,其次为颗粒灰岩隔夹层,最后为粒泥灰岩隔夹层。图11表2参26
  • 页岩气吸附解吸效应对基质物性影响特征 免费阅读 下载全文
  • 为了研究页岩气降压开采过程中吸附气解吸作用对基质表观物性(如有效孔隙半径、有效孔隙度、表观渗透率)及气体流动机制的影响,推导了吸附解吸作用下页岩基质孔隙有效半径和表观渗透率动态模型,建立了考虑吸附解吸影响基质表观物性和气体传输机制的页岩气渗流数学模型。采用有限体积法对模型进行求解,利用实验及矿场数据验证了模型的可靠性,最后应用该模型研究了页岩气开采过程中基质物性参数、气体流动机制变化特征以及吸附效应对页岩气开发的影响规律。研究结果表明,页岩气开采过程中基质孔隙有效半径、有效孔隙度和表观渗透率逐渐变大,体积压裂改造区域流动机制由滑脱流转变为过渡流;忽略吸附层影响将导致地质储量和产气量严重高估;随着吸附层厚度增加,累计产气量变化不大,但采收率逐渐降低。图12表1参25
  • [油气勘探]
    四川盆地西北部晚震旦世—早古生代构造演化与天然气勘探(谷志东;殷积峰;姜华;张宝民;李秋芬;袁苗;翟秀芬;张黎;杨帆)
    松辽盆地深层地质结构及致密砂砾岩气勘探(赵泽辉[1,2];徐淑娟;姜晓华;林畅松;程宏岗;崔俊峰;贾丽)
    细粒相沉积地质特征与致密油勘探——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例(蒲秀刚;周立宏;韩文中[1,2];周建生;王文革;张伟;陈世悦;时战楠;柳飒)
    渤海南部莱西构造带新近系油气优势输导体系(钱赓;牛成民;杨波;涂丹凤;李果营;高文博)
    四川盆地及周边上奥陶统五峰组观音桥段岩相特征及对页岩气选区意义(王玉满;董大忠;黄金亮;李新景;王淑芳)
    四川盆地高石梯-磨溪地区灯影组热液白云石化作用(蒋裕强[1,2];陶艳忠[1,2];谷一凡[1,2];王珏博[1,2];强子同[1,2];江娜[1,2];林刚[1,2];蒋婵)
    致密油储集层岩性岩相测井识别方法——以鄂尔多斯盆地合水地区三叠系延长组7段为例(周正龙;王贵文[1,2];冉冶;赖锦;崔玉峰;赵显令)
    加拿大魁北克省奥陶系Utica页岩岩石物理特性(白宝君;孙永鹏;刘凌波)
    [简讯]
    国家标准GB/T 31483-2015建立了页岩气地质评价规范
    [油气勘探]
    尼日利亚Ariki油田地层层序、构造格架与油气运聚(AHANEKU C V;OKORO A U;ODOH B I;ANOMNEZE D O;CHIMA K I;EJEKE C F;OKOLI I N)
    [油气田开发]
    煤层气开发井网设计与优化部署(赵欣[1,2];姜波;徐强[1,2];刘杰刚;赵岳;段飘飘)
    异常高温、高盐油藏深部调驱波及控制技术(杨中建;贾锁刚;张立会;吴行才;窦红梅;郭子仪;曾立军;李宏伟;郭立强;贾志伟;方位)
    水驱开发多层油藏井间连通性反演模型(赵辉;康志江;孙海涛;张贤松;李颖)
    致密储集层应力敏感性评价(肖文联;李滔;李闽;赵金洲;郑玲丽;李铃)
    页岩拉张型微裂缝几何特征描述及渗透率计算(曲冠政[1,2];曲占庆;HAZLETT Randy Dolye;FREED David;MUSTAFAYEV Rahman)
    [石油工程]
    钻孔作业中反向扩孔气动冲击器尾气携岩特性(徐海良;李旺;赵宏强;徐绍军)
    基于开发资料预测气藏改建储气库后井底流入动态(唐立根[1,2];王皆明[1,2];丁国生[1,2];孙莎莎;赵凯[1,2];孙军昌[1,2];郭凯;白凤娟)
    基于超分子技术的高密度无黏土油基钻井液体系(蒋官澄;贺垠博;黄贤斌;邓正强;覃勇)
    [综合研究]
    碳酸盐岩储集层隔夹层地质特征及成因——以伊拉克西古尔纳油田白垩系Mishrif组为例(邓亚;郭睿;田中元;谭文豪;衣英杰;徐振永;肖聪;曹勋臣;陈良)
    [学术讨论]
    页岩气吸附解吸效应对基质物性影响特征(王敬;罗海山;刘慧卿;林杰;李立文;林文鑫)
    《石油勘探与开发》封面

    主管单位:中国石油天然气集团公司

    主办单位:中国石油天然股份有限公司勘探开发研究院

    主  编:戴金星

    地  址:北京市910信箱

    邮政编码:100083

    电  话:010-62097424 62098167

    电子邮件:[email protected]a.com.cn

    国际标准刊号:issn 1000-0747

    国内统一刊号:cn 11-2360/te

    邮发代号:82-155

    单  价:25.00

    定  价:150.00


    关于我们 | 网站声明 | 合作伙伴 | 联系方式 | IP查询
    金月芽期刊网 2017 触屏版 电脑版 京ICP备13008804号-2