LU508629B1

LU508629B1 - Ein verfahren zur untersuchung der kopplungsbeziehung zwischen verdichtung und kohlenwasserstoffbildung in einem dichten sandsteinreservoir

Info

Publication number: LU508629B1
Application number: LU508629A
Authority: LU
Inventors: Liangbiao Lin; Jianchao Zheng
Original assignee: Univ Chengdu Technology
Priority date: 2024-02-27
Filing date: 2024-10-21
Publication date: 2025-04-25
Also published as: CN118030051A; CN118030051B

Abstract

Die vorliegende Erfindung stellt ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir bereit, das zum Gebiet der Kohlenwasserstoffbildungstechnologie gehört und die folgenden Schritte umfasst: Beschaffung von geologischen Daten des Untersuchungsgebiets, Entnahme von Proben des Reservoirs und des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins, Erstellung einer stratigraphischen Verschüttungsgeschichte und Zeichnen einer Reservoirverschüttungstiefenkurve. Berechnen der ursprünglichen Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität jeder Formation, Zeichnen einer Karte der thermischen Entwicklungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation, einer Karte der Kohlenwasserstofferzeugungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation, Zeichnen einer Karte der Reservoir-Bettungstiefe-Paläogeothermie-Temperatur-Porositäts-Permeabilitäts-Kurve und Korrigieren der Porositätskurve entsprechend der gesteinsbildenden Porosität in verschiedenen geologischen Perioden. In Kombination mit den korrigierten Kurven wird das Verdichtungsintervall umfassend bestimmt, um die früheste Periode der Verdichtung, den Zeitpunkt und die Periode der Öl- und Gasfüllung, die Hauptperiode der Öl- und Gasbildung und die späteste Periode der Öl- und Gasfüllung zu ermitteln, um so die Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Öl- und Gasbildung in dichten Sandsteinlagerstätten abzuleiten; Die vorliegende Erfindung berücksichtigt Veränderungen in der Porosität und Permeabilität und kombiniert eine Vielzahl von geologischen Faktoren, um die Bestimmung vorzunehmen, was eher dem konventionellen Verständnis und der objektiven Bewertung der Geologie entspricht.

Description

Ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und LU508629

Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir

Technischer Bereich

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf das technische Gebiet der Ol- und Gasbildung und -lagerstitte, insbesondere auf ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoftbildung in einem dichten Sandsteinreservoir.

Technologie im Hintergrund

Die Kopplungsbeziehung zwischen der Verdichtung des Tight-Sandstone-Reservoirs und der

Kohlenwasserstoffbildung bildet eine wichtige Grundlage für die Erdöl- und Erdgasexploration in

Tight-Sandstone, die den Prozess der Bildung des Kohlenwasserstoffreservoirs nachvollziehen und die wichtigsten Kontrollfaktoren der Kohlenwasserstoffbildung klären kann. Da das Tight-

Sandstone-Reservoir aufgrund des Einflusses der mineralischen Zusammensetzung und der

Diagenese im Allgemeinen dicht ist, wird die Ol- und Gasfüllungsperiode durch den Einfluss der

Reservoirverdichtung gesteuert. Die Kopplungsbeziehung zwischen der Verdichtung von dichten

Sandsteinlagerstitten und der Ol- und Gasbildung und -speicherung umfasst hauptsächlich drei

Arten von Beziehungen, nämlich die „Verdichtung vor der Speicherung“, die „Verdichtung vor der

Speicherung und die „Verdichtung während der Speicherung“. Gegenwärtig wird bei der

Erkundung davon ausgegangen, dass der Typ „erst in die Lagerstitte und dann verdichten“ hauptsächlich auf die lithologische Erkundung ausgerichtet ist, während der Typ „erst verdichten und dann in die Lagerstätte“ hauptsächlich auf die tektonisch-fraktionelle Erkundung ausgerichtet ist. Der Typ „Verdichtung bei gleichzeitiger Lagerstattenbildung™ liegt zwischen diesen beiden Typen. Daher kann die Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen der

Verdichtung von dichten Sandsteinlagerstitten und der Ol- und Gasbildung und -speicherung dazu beitragen, die günstigen Hauptkontrollfaktoren der Bildung und Speicherung zu klären, das geologische Verständnis weiter zu vertiefen und eine Grundlage für die Formulierung der nächsten

Explorationsrichtung und -ziele zu schaffen.

Die derzeitige Forschung zur Lagerstättenverdichtung konzentriert sich auf die Entwicklung der Porosität der Lagerstätte, während die Entwicklung der Permeabilität im Laufe der geologischen Geschichte noch nicht untersucht und charakterisiert wurde. In der Zwischenzeit hängt die Untersuchung der Lagerstättenverdichtung von der Anzahl der verfügbaren Bohrproben und der Repräsentativität der Proben ab. Die Untersuchung der Lagerstättenbildungszeit basiert hauptsächlich auf der qualitativen Methode der thermischen Entwicklungsgeschichte des Beckens, der Methode zur Erzeugung und Entwässerung von Kohlenwasserstoff-Quellgestein, der

Fallengenese-Methode, der Flüssigkeitseinschluss-Methode und der K-Ar-Isotopen-

Datierungsmethode für authigenes Illit. Diese Methoden sind hauptsächlich qualitativ oder halbquantitativ, und jede hat ihre eigenen Grenzen. So kann authigener Illit beispielsweise nur den spitesten Zeitpunkt der Lagerstättenbildung anzeigen, da die geologische Uhr durch die Ol- und

Gasinjektion zurückgesetzt wird.

Da die derzeitige Forschungsmethode zur Beziehung zwischen der Verdichtung von dichten

Sandsteinlagerstitten und der Ol- und Gasbildung mit großer Unsicherheit behaftet ist, wird nur eine grobe Zeitspanne ermittelt, und die Beziehung zwischen beiden in der geologischen

Geschichte kann nicht genau beurteilt werden, was zu unklaren Explorationszielen und einer geringen Erfolgsquote bei der Exploration fithrt. Daher wird in diesem Papier ein Verfahren zur

Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir vorgeschlagen.

Inhalt der Erfindung LU508629

Vor diesem Hintergrund schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten

Sandsteinreservoir vor, das die Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und

Kohlenwasserstoffbildung in einem Tight-Sandstone-Reservoir objektiver und genauer charakterisieren kann.

Die technische Lôsung der vorliegenden Erfindung zur Lôsung des obigen Problems 1st ein

Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und

Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir, das die folgenden Schritte umfasst:

Schritt S1: Beschaffung regionaler geologischer Hintergrunddaten und Durchführung von

Gesteinsprobenuntersuchungen und -analysen der definierten Reservoir- und Kohlenwasserstoff-

Quellgesteinsschichten, wobei die regionalen geologischen Hintergrunddaten regionale tektonisch-sedimentäre Daten, seismisch interpretierte Schichtungsdaten, stratigraphische

Bohrschichtungsdaten, stratigraphische Stripping-Volumendaten, Logging-Lithologiedaten,

Logging-Porositätsdaten und Bohrkerndaten umfassen;

Die beschriebenen Methoden zur Prüfung und Analyse von Gesteinsproben umfassen die

Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, die Analyse der Gesteinspyrolyse und die

Analyse des Kaseinreflexionsvermogens für Kohlenwasserstoffformationen. Sowie lagerstättenspezifische Dünnschliff-Analysen, normale Dünnschliff-Analysen, PartikelgrôBen-

Analysen, Permeabilitäts-Analysen, Petrographie-Analysen von Flüssigkeitseinschlüssen,

Temperatur- und Salzgehalt-Analysen von Flüssigkeitseinschlüssen, Fluoreszenz-Analysen von

Flüssigkeitseinschlüssen, Laser-Raman-Analysen von Flüssigkeitseinschlüssen, K-Ar-Isotopen-

Datierungen von authigenem Illit und Rhenium-Osmium-Isotopen-Datierungen von Asphalt-

Rohstoff;

Schritt S2: Erstellen einer stratigraphischen Verschüttungsgeschichte, Bestimmen eines

Kohlenwasserstoff-Quellgesteins und einer Verschüttungsgeschichte der Lagerstätte und Zeichnen einer Kurve der Verschüttungstiefe der Lagerstätte;

Schritt S3: Bestimmen der lithologischen Anteile der verschiedenen Schichten in der definierten Lagerstätte, Berechnen der gemischten lithologischen Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität und Festlegen der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität jeder Schicht;

Schritt S4: Verwendung der stratigraphischen Schichtinformationen der gebohrten

Bohrlôcher in Schritt S1 und der Ergebnisse der Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, der Ergebnisse der Gesteinspyrolyseanalyse und der Ergebnisse der Kaseinreflexionsanalyse der

Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation in Kombination mit der gemischten lithologischen

Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität, die in Schritt S3 erhalten wurden, um eine

Karte der thermischen Entwicklungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation zu zeichnen, die eine stratigraphische Verschüttungsgeschichte sowie eine Karte der

Kohlenwasserstofferzeugungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation enthält;

Schritt S5: entsprechend den Analyseergebnissen in Schritt S4, Hinzufügen einer paläogeothermischen Entwicklungskurve des Reservoirs, einer Porositätsentwicklungskurve des

Reservoirs und einer Permeabilitätsentwicklungskurve des Reservoirs zu der Kurve der

Reservoirtiefe und Zeichnen, um eine Kurve der Reservoirtiefe-Paläogeothermie-Porositäts-

Permeabilität zu erhalten. Entsprechend der Veränderung der gesteinsbildenden Porosität in verschiedenen geologischen Perioden, die in den relevanten Informationen des regionalen geologischen Hintergrunds enthalten sind, wird die geänderte Lagerstättentiefe/508629 paleogeochemische Temperatur-Porositäts-Permeabilitäts-Kurve korrigiert, und die geänderte

Lagerstättentiefe-paleogeochemische Temperatur-Porositäts-Permeabilitäts-Kurve wird erhalten;

Schritt S6: Bestimmen des Lagerstättenverdichtungsintervalls auf der Grundlage des korrigierten Lagerstättentiefe-Paläo-Temperatur-Porositäts-Permeabilitäts-Kurvendiagramms und

Zeichnen eines umfassenden Diagramms der Lagerstättentiefe-Paläo-Temperatur-Porositäts-

Permeabilität-Lagerstättenverdichtung und ferner Bestimmen der frühesten Zeit des Auftretens der

Lagerstättenverdichtung;

Schritt S7: Kombination der Ergebnisse der Analyse des Flüssigkeitseinschlusses in Schritt

SI, Bestimmung des Zeitpunkts und des Zeitraums der Öl- und Gasbefüllung auf einer umfassenden Karte der Tiefe der Vergrabung des Reservoirs, der paläogeographischen Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Verdichtung des Reservoirs;

Schritt S8: Kombinieren der Ergebnisse der Asphalt-Rohöl-Rhenium-Osmium-Isotopen-

Datierungsanalyse in Schritt S1, Bestimmen der Hauptperiode der Kohlenwasserstoffbildung auf einer umfassenden Karte der Lagerstättentiefe, der paläogeochemischen Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Lagerstättenverdichtung;

Schritt S9: Kombinieren der Ergebnisse der K-Ar-Isotopen-Datierungsanalyse des authigenen Illits in Schritt S1, Bestimmen des jüngsten Kohlenwasserstoff-Füllungszeitraums auf einer umfassenden Karte von Lagerstättentiefe - paläogeochemische Temperatur - Porosität -

Permeabilitit - Lagerstättenverdichtung;

Schritt S10: Kombinieren der Kohlenwasserstoff-Geschichtskarte der Kohlenwasserstoff-

Quellgesteinschicht, der integrierten Karte der Reservoir-Vergrabungstiefe - paläogeochemische

Temperatur - Porosität - Permeabilität - Reservoir-Verdichtung sowie der Haupt-Öl- und

Gasbildungsperiode und der letzten Öl- und Gasfüllungsperiode, die Kohlenwasserstoffbildungs-

FEreigniskarte wird gezeichnet, um die Beziehung zwischen der Verdichtung der dichten

Sandsteinreservoirs und der Öl- und Gasbildung abzuleiten.

Die spezifischen Auswirkungen der vorliegenden Erfindung sind: 1. Die vorliegende Erfindung für dichten Sandstein Reservoir Verdichtung Aspekt, nicht nur als die Porosität ändern, zur gleichen Zeit als die Permeabilität ändern, mehr im Einklang mit dem

Reservoir Verdichtung des konventionellen Verständnisses und objektive Bewertung. 2. Im Vergleich zu früheren Methoden, die vorliegende Erfindung basiert auf den grundlegenden physikalischen Eigenschaften des Gesteins, die Vermeidung des Problems, dass die thermische Leitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität sind grobe aufgrund von zu wenigen

Proben oder unzureichende Probe Repräsentativität, die zu dem Problem der geringen Popularität führt. 3. Die vorliegende Erfindung verwendet eine Kombination von Fluid-Einschlüsse für die

Analyse, die Vermeidung der Probleme mit Öl und Gas Füllung, aber nicht finden, wirksame Fluid-

Einschlüsse, sowie das Problem der Vielzahl von Lösungen in der Analyse von einem einzigen

Fluid-Einschluss. Kombiniert mit dem authigenen Illit K-Ar-Datierung, um die neuesten Öl-und

Gas-Fillung Zeitraum, der Rhenium-Osmium-Isotop-Datierung von Asphalt oder Rohöl in der

Lagerstätte Kaverne, um der wichtigste Zeitraum der Bildung, die Kohlenwasserstoff-Quellgestein

Kohlenwasserstoff, um die früheste Zeit der Generation von Öl und Gas, und umfassend zu bestimmen, die Zeit der Öl-und Gasbildung, so dass der Prozess der Öl-und Gasbildung ist mehr quantitative.

Beschreibung der beigefügten Zeichnungen

Um die technischen Lösungen der Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung besser A 508629 veranschaulichen, werden die begleitenden Zeichnungen, die bei den Ausführungsformen verwendet werden, im Folgenden kurz beschrieben.

Bild 1 zeigt ein allgemeines Flussdiagramm der vorliegenden Erfindung;

Bild 2 zeigt ein Diagramm eines Tiefenprofils eines Reservoirs im Rahmen der vorliegenden

Erfindung;

Bild 3 zeigt ein Diagramm der thermischen Entwicklungsgeschichte des

Kohlenwasserstoffreservoirs in der vorliegenden Erfindung;

Bild 4 zeigt ein Diagramm der Geschichte der Kohlenwasserstoffproduktion der

Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformation in der vorliegenden Erfindung;

Bild 5 zeigt ein Diagramm der Kurven für die Vergrabungstiefe des Reservoirs -

Paläogeothermie - Porosität - Permeabilität im Rahmen der vorliegenden Erfindung;

Bild 6 zeigt ein Diagramm der korrigierten Reservoir-Bettungstiefe-Paläogeothermie-

Porositäts-Permeabilitäts-Kurve in der vorliegenden Erfindung;

Bild 7 zeigt eine kombinierte Kurve aus Lagerstättentiefe, Paläobodentemperatur, Porosität,

Permeabilität und Lagerstättenverdichtung im Rahmen der vorliegenden Erfindung;

Bild 8 zeigt ein mikroskopisches Beobachtungsdiagramm der Kombination von

Fluideinschlüssen in der vorliegenden Erfindung;

Bild 9 zeigt ein Fluoreszenzbeobachtungsdiagramm der Fluideinschlusskombination in der vorliegenden Erfindung;

Bild 10 zeigt ein Diagramm der Ergebnisse der Laser-Raman-Analyse der

Flüssigkeitseinschlüsse in der vorliegenden Erfindung;

Bild 11 zeigt ein Diagramm der Kohlenwasserstoffbildungsereignisse in der vorliegenden

Erfindung.

Detaillierte Beschreibung

Um dem Fachmann ein besseres Verständnis der vorliegenden Erfindung zu ermöglichen, wird die vorliegende Erfindung nachstehend in Verbindung mit Ausführungsbeispielen und den beigefügten Zeichnungen näher beschrieben, wobei die Ausführungsbeispiele der vorliegenden

Erfindung jedoch nicht darauf beschränkt sind.

Ausführungsform

Als Beispiel wird der untere Teil der Shujiahe-Formation in einer Region des Sichuan-

Beckens herangezogen:

Die grundlegenden Schritte sind in Bild 1 dargestellt.

Schritt S1: Erfassung regionaler geologischer Hintergrunddaten und Durchführung von

Gesteinsprobentests und -analysen für das definierte Reservoir und die Kohlenwasserstoff-

Quellgesteinschicht, wobei die regionalen geologischen Hintergrunddaten regionale tektonisch- sedimentäre Daten, seismische Interpretationsschichtdaten, stratigraphische Bohrschichtdaten, stratigraphische Abtragsvolumendaten, Lithologiedaten aus dem Bohrloch, Porositätsdaten aus dem Bohrloch und Bohrkerndaten umfassen;

Zu den besagten Gesteinsprobentests und Analysemethoden gehören die Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, die Gesteinspyrolyse-Analyse und die Kasein-

Reflexionsanalyse für Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformationen sowie die Guss-Dünnschliff-

Analyse, die normale Dünnschliff-Analyse, die Korngrößenanalyse, die Permeabilitätsanalyse und die Fluideinschluss-Petrographie-Analyse für Lagerstätten, Thermometrie und Salzgehaltsanalyse von Flüssigkeitseinschlüssen, Fluoreszenzanalyse von Flüssigkeitseinschlüssen, Laser-Raman-

Analyse von Flüssigkeitseinschlüssen, K-Ar-Isotopen-Datierung von authigenem Illit, Rheniurh}/508629

Osmium-Isotopen-Datierung von Bitumen-Rohôl;

Schritt S2: Ermitteln der stratigraphischen Verschüttungsgeschichte, Bestimmen des

Kohlenwasserstoff-Quellgesteins und der Verschüttungsgeschichte der Lagerstätte und Zeichnen 5 der Kurve für die Verschüttungstiefe der Lagerstätte, wie in Bild 2 dargestellt;

Erstellen der sedimentären Verschüttungsgeschichte auf der Grundlage der regionalen tektonisch-sedimentären Daten, der Daten der seismischen Interpretation der Schichten, der Daten der stratigraphischen Schichtung der Bohrungen und der Daten des stratigraphischen

Abtragsvolumens in Schritt S1.

Die Sujiahe-Formation ist in insgesamt sechs kleine Schichten unterteilt, von unten nach oben in einen Abschnitt bis zu sechs Abschnitten der Sujiahe-Formation. Das Kohlenwasserstoff-

Quellgestein ist hauptsächlich Schlammschiefer im ersten Abschnitt der Shujiahe-Formation (im

Folgenden als Shujiahe-Abschnitt bezeichnet) mit einem durchschnittlichen Gesamtgehalt an organischem Kohlenstoff von 3,54 %. Das Zielreservoir wird vom zweiten Abschnitt der Su Jia

He-Formation (im Folgenden als zweiter Abschnitt der Su-Formation bezeichnet) dominiert, der eine durchschnittliche Log-Porosität von 7,01 % und eine durchschnittliche Permeabilität von weniger als 0,1 Millidarcy aufweist. Die spätjurassische Su Jia He-Formation 1st auf einer Länge von 200 Metern, die spätjurassische Penglai-Formation auf einer Länge von 800 Metern aufgeschlossen, und die Stratigraphie von der Kreidezeit bis zur Gegenwart fehlt mit einer

Aufschlussméchtigkeit von 1.200 Metern.

Schritt S3: Bestimmung des lithologischen Anteils der verschiedenen Schichten, Berechnung der gemischten lithologischen Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität und

Ermittlung der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität jeder Schicht;

Nach Schritt S1 Bohrung stratigraphischen Schichtung Daten, die Aufnahme gut Lithologie

Daten, gegossen Dünnschicht-Analyse, gewöhnliche Dünnschicht-Analyse, mit dem Prozentsatz

Summierung Methode, um die Lithologie Anteil der verschiedenen Schichten zu bestimmen, wo die Lithologie Klassifizierung ist vor allem in Schiefer Typ, Tonstein Typ, Sandstein Typ,

Grauwacke Typ und Kohle, insgesamt fünf Arten unterteilt. [...] Anschließend wurden mit Hilfe der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität der einzelnen Lithologie in der

PetroMod-Software die prozentuale Summationsmethode zur Berechnung der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität der gemischten Lithologie verwendet, und die

Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität der einzelnen Schichten wurden ermittelt:

Tabelle 1 Wärmeleitfähigkeit und anfängliche Porosität von Mischlithologien

Stratigraphisches : art © : Schlammste : ancsicl ase! | © : I) | Porositat

System (yy at A 0% Ce eee ed : ; : | 00 10 : Penglai- | ; i ; | : 48.

Oberer : Stadt- : - 56.32 : 43.68 - : - : 2.54 2.36 | 00 : = Obere :

Vitter | Shaximia | 032 69.21 { 30.48 - | - 235 | 222 | 00 [

1 Untere BEE Lusose29

Shaximia 1285 4764 4953-250 234 6

Lianggao- | : : : | : 50 i Berg- | 1491 i 30.70 : 4386 i 10.53 i- ; 2.29 2215 00 ;

Abschnitt | | : : : | sy

Ma'ansha - 8929 1011 | 2-2 2216 208 oo

Untere 1 _—_— _—_ _ -_

TU Tempel 9524 - 1-1 406-093 118 o

NN

; : Perlenste | : ; ; : : | | 51. i mpel 71.3 i - i 28.57 | - i - 2.78 257° 00 ;

N

: { sechster | ; ; ; : : ; ; i ‘ dr | 870 i - ; 76.09 © - 137 ; 2.37 : 245 00 i { Shujiahe- | ; i ; ; ; ; | i

Fünfter | | a A 1 Abschnitt 8 | 8 LL 3 ; |; der | 43.44 : - ; 4977: - 679. 1.85 : 194 00 8 ; 2 : ; ; ; ; : 00 : Shujiahe- | | } : : 7 Vierter A om 1 Abschnitt 8 | / 1 a ‘| dr 7.69 | - E93 BEST 315 00 { Shujiahe- | ; i ; ; ; ; | i

Obertr Formation | ee das | dritter ; : :

Abschnitt | | | | 11 I. der ; i : : ; 164.

Shujiabe- | 7746 - 173 5200-24 145 00 : Formation | : ; : : : : ; i

Cderse | 18 - 98171-18935 00 i Erster | : | : : | :

Abschnitt | | | ne se] ; der i 50.89 : - ; 4766 i 120 | 025 2.69 259 €

È .. ; i i i È ; ; : 00 : : ; Shujiahe- | | i : ; : | '

In diesem Fall lautet der mathematische Ausdruck für die Methode der prozentualen

Summierung wie folgt:

Die Formel für die gemischte Lithologie ist in Gleichung (1) dargestellt: (logo 75 MSSCHEMschiehe =l, na +l, n+l. -n. +la-na+tlene (1) 100% = na +n, +n. +n4 +n,

In Gl. (1): las lp» Les las le entsprechen den 5 Arten von Schiefer, Tonstein, Sandstein,

Grauwacke und Kohle in einer einzelnen Schicht, dimensionslos; nas ny. Nes ng. Ne entsprechen den 5 Arten von Schiefer, Tonstein, Sandstein, Grauwacke und Kohle in einer einzelnen Schicht, relativer Prozentsatz, %, jeweils. In ähnlicher Weise wird der relatik4/508629

Prozentsatz der gemischten Lithologien in einer einzelnen Schicht in % berechnet.

Um die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität der gemischten Lithologie zu berechnen, müssen nur l,. Ip, Les la, le in der obigen Formel durch die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität von Schiefer, Tonstein, Sandstein, Grauwacke bzw. Kohle ersetzt und dann berechnet werden.

Schritt S4: Unter Verwendung der stratigrafischen Bohrschichtdaten aus Schritt S1 und der

Ergebnisse der Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, der Gesteinspyrolyse und der

Kaseinreflexionsanalyse der Kohlenwasserstoffformation, kombiniert mit der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität der gemischten Lithologie aus Schritt S3, wird die stratigrafische thermische Entwicklungsgeschichte der Kohlenwasserstoffe mit der PetroMod-Software aufgezeichnet;

Die Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, die Analyse der Gesteinspyrolyse und die Analyse der Kaseinreflexion wurden auf der Grundlage der stratigraphischen

Schichtungsinformationen der Bohrlöcher in Schritt S1 durchgeführt, und die gemischt- lithologische Wärmeleitfähigkeit wurde auf der Grundlage der berechneten Wärmeleitfähigkeit in

Schritt S3 berechnet. Erstellen Sie die stratigraphische Verschüttungsgeschichte, die stratigraphische thermische Entwicklungsgeschichte des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins, die

Kohlenwasserstoff-Produktionsgeschichte des Quellgesteins, die paldogeothermische

Entwicklungsgeschichte des Zielreservoirs, die Entwicklungsgeschichte der Porosität des

Zielreservoirs und die Entwicklungsgeschichte der Permeabilität des Zielreservoirs mit der

PetroMod-Software und zeichnen Sie eine Karte der stratigraphischen thermischen

Entwicklungsgeschichte des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins, die die stratigraphische

Verschüttungsgeschichte enthält, wie in Bild 3 dargestellt. Die englischen Symbole in Bild 3 gehören zum Teil zu den geologischen Periodenbezeichnungen, die routinemifBig im Feld angenommen werden, und ihre Entsprechung ist wie folgt: T-Trias, J-Jura, K-Kreide, P-Tertiär, N-

Neu-Tertiär, T1-das die frühe Trias repräsentiert, T2-das die mittlere Trias repräsentiert und T3-das die späte Trias repräsentiert. Die tiefgestellten Zahlen in absteigender Reihenfolge bezeichnen

Unterperioden innerhalb dieser geologischen Periode, die in der Fachwelt bekannt sind und entsprechend der chronologischen Reihenfolge unterteilt sind, z. B. steht Kı für die frühe

Kreidezeit und Ko für die späte Kreidezeit.

Darüber hinaus wurde die Kohlenwasserstoffgeschichte des Kohlenwasserstoff-

Quellgesteins, einschlieBlich der Kohlenwasserstoffkurve des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins in einem Abschnitt, wie in Bild 4 gezeigt, aufgezeichnet.

Wie aus Bild 3 hervorgeht, traten die Kohlenwasserstoff-Quellgesteine des Su-Abschnitts am

Ende des mittleren Jura (164 Ma) in das Stadium niedriger Reife, zu Beginn des späten Jura (157

Ma) in das Stadium hoher Reife, am Ende des späten Jura (149 Ma) in das Stadium hoher Reife und in der Mitte der frühen Kreidezeit (133 Ma) in das Stadium der Feuchtigkeitsbildung ein.

Danach stagnierte die thermische Entwicklung aufgrund der tektonischen Hebung.

Wie aus Bild 4 hervorgeht, gliedert sich der Kohlenwasserstoff-Gipfel der

Kohlenwasserstoff-Quellgesteine im Su-Abschnitt in zwei Phasen: Die erste Phase ist der Spätjura (156 Ma ~ 145 Ma), in die flüssigen und gasförmigen Kohlenwasserstoffe dominieren, und die zweite Phase ist relativ schwach, nämlich die frühe bis mittlere Frühkreide (146 Ma ~ 65 Ma), in die gasförmigen Kohlenwasserstoffe dominieren.

Schritt S5: Basierend auf den Analyseergebnissen in Schritt S4, fügen Sie die

Entwicklungskurve der paläogeothermischen Temperatur des Reservoirs, die Entwicklungskurt&}508629 der Porosität und die Entwicklungskurve der Permeabilität des Reservoirs zur Kurve der

Reservoir-Bettungstiefe hinzu und zeichnen Sie die Kurve der Kurve der Reservoir-Bettungstiefe, der paläogeothermischen Temperatur, der Porosität und der Permeabilität, wie in Bild 5 gezeigt.

Die Entwicklungskurve der Paläo-Temperatur des Reservoirs, die Entwicklungskurve der

Porosität des Reservoirs und die Entwicklungskurve der Permeabilität des Reservoirs basieren auf der gemischten lithologischen Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität in Schritt S3, die mit der PetroMod-Software ermittelt wurden. Entsprechend der Veränderung der diagenetischen Porosität in verschiedenen geologischen Perioden, die in den relevanten

Informationen des regionalen geologischen Hintergrunds enthalten sind, wurde die Kurve der

Kurve für die Bestattungstiefe und die paläogeochemische Temperatur-Porositäts-Permeabilität korrigiert, und die korrigierte Kurve der Kurve für die Bestattungstiefe und die paläogeochemische

Temperatur-Porositäts-Permeabilität wurde erhalten, wie in Bild 6 dargestellt.

Anhand der Ergebnisse der PartikelgrôBenanalyse, der gewôhnlichen Dünnschichtanalyse und der Gussdünnschichtanalyse in Schritt S1 wurden die Porositätsänderungen des Zielreservoirs in verschiedenen geologischen Perioden und unter verschiedenen diagenetischen Effekten statistisch berechnet, wie in Tabelle 2 dargestellt, und die Porositätsentwicklungskurve des

Reservoirs in Bild 5 wurde korrigiert, und man erhielt Bild 6. … Tabelle 2 Statistische Porositätsveränderungen durch die Methode der Blattpunktzählung

Pri Gesteinsbildende Wirkung ; : mar : ; ; : : : : : : : Porenver : Porenver : Porenverkl : Porenver : : . ; : Bodente : e : : . BO : . : Por :

Ende des: cori a : : : : : : : frühen ondes 10 nn 8 8 nn orogenen | FON dss | 60 275. 0 0 0 0 275 . i fünften : 00 : : : : : :

A-Stadiums : Li ; : : :

Abschnitt | 0 | | 0

Ende des : Ende der : | | : | : frühen frühjurass | 16 | : : : : | : orogenen : ischen | 00 9 21 25 3 25 1 08 05 208

Ende der : 11 : : : ; ngsstadiu : : : : ; : : : mittleren : : 32 : : : © mder . 140 124. 6 : 3.5 ; 1.5 : 1 : 12,4 : orogenen : . : 00 : : : : : Penglai : : : : :

A-Phase : . : : : : | : ; : Township : : : : ; : : :

B-Phase : : : : : :

Dent Sie eee he ee

Schritt S6: Bestimmen des Intervalls der Lagerstättenverdichtung und des frühesten

Zeitpunkts des Auftretens der Lagerstättenverdichtung auf der Grundlage des korrigierten Graphen von Lagerstättentiefe - paläogeozäner Temperatur - Porosität - Permeabilität, und Aufzeichnen eines zusammengesetzten Graphen von Lagerstättentiefe - paläogeozäner Temperatur - Porosität -

Permeabilität - Lagerstattenverdichtung.

Wobei das Verfahren zur Bestimmung des Intervalls der Lagerstättenverdichtung und des frühesten Zeitpunkts des Auftretens der Lagerstättenverdichtung darin besteht, ein gemeinsames

Intervall mit einer Porosität von weniger als 10 % und einer Permeabilität von weniger als 0,1 millidarcy als das Intervall der Lagerstättenverdichtung in Bild 6 auszuwählen und ferner eine kombinierte Lagerstättenbestattungstiefe-Paläogeozän-Temperatur-Porosität-Permeabilität-

Lagerstättenverdichtungskarte zu zeichnen, wie in Bild 7 gezeigt. Der früheste Zeitpunkt, der dem

Intervall der Lagerstättenverdichtung entspricht, wurde als der früheste Zeitpunkt des Auftretens der Lagerstättenverdichtung in Abb. 7 ausgewählt.

Wie in Bild 7 gezeigt, ist der früheste Zeitpunkt der Verdichtung des Reservoirs im zweiten

Abschnitt des Whiskers in der späten Kreidezeit, vor 92 Ma.

Schritt S7: Kombinieren Sie die Ergebnisse der Analyse des Flüssigkeitseinschlusses in

Schritt S1, um den Zeitpunkt und den Zeitraum der Öl- und Gasinjektion auf der integrierten Karte der Reservoirtiefe, der Paläo-Temperatur, der Porosität, der Durchlässigkeit und der

Reservoirverdichtung zu bestimmen;

Basierend auf den Ergebnissen der petrographischen Analyse der Flüssigkeitseinschlüsse in der Lagerstätte, der Analyse der Temperatur und des Salzgehalts der Flüssigkeitseinschlüsse, der

Fluoreszenzanalyse der Flüssigkeitseinschlüsse und der Laser-Raman-Analyse der

Flüssigkeitseinschlüsse in S1 werden der Zeitpunkt und der Zeitraum der Öl- und Gasbefüllung bestimmt, und die zusammengesetzte Karte der Lagerstättentiefe, der paläogeochemischen

Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Lagerstättenverdichtung wird auf der

Grundlage der einheitlichen Temperatur der Flüssigkeitseinschlüsse vermerkt.

Zur Bestimmung der Fluidzusammensetzung, der Temperatur und des Salzgehalts des

Reservoirs zu verschiedenen Zeiten der Öl- und Gasbefüllung wird die Kombination der

Fluideinschlüsse auf der Grundlage der Ergebnisse der petrographischen Analyse der

Fluideinschlüsse in Schritt S1 unterteilt. Basierend auf den Ergebnissen der Analyse der

Temperatur und des Salzgehalts der Fluideinschlüsse, der Fluoreszenzanalyse der Fluideinschlüsse und der Laser-Raman-Analyse der Kombination der Fluideinschlüsse, die aus der Unterteilung erhalten wurden, werden die Fluidzusammensetzung, die Temperatur und der Salzgehalt des

Reservoirs zu verschiedenen Zeiten der Öl- und Gasinjektion bestimmt, deren Einzelheiten in Bild 8 zu sehen sind. Nach der petrographischen Analyse der Fluideinschlüsse in der Lagerstätte des zweiten Abschnitts von Su wurden drei Kombinationen von Fluideinschlüssen klassifiziert, und die Fluideinschlüsse in den verschiedenen Kombinationen von Fluideinschlüssen wurden einer

Temperatur- und Salzgehaltsanalyse unterzogen, und die Ergebnisse sind in Tabelle 3 dargestellt:

Tabelle 3 Ergebnisse der mikroskopischen Temperaturmessung und der Analyse des

Salzgehalts von Fluideinschlüssen

Zusam LU508629 menstel

Pegel Ort . cee Wirt lung der | Artdes | Homogene | Gefriertem

Tiefe punkt ; der a ; Salzgehalt smin . | flüssige | Finschlus | Temperatur peratur (m) num Vertei (wt%) eral 1 n ses °C) (°C) mer n he Einschl usse

Flüssigke itsreiche

Gas-

Heile .

Flüssigke [144 | 60 | sm

Quar | nde . 3668.81 1 its- z Frakt ;

Zweiphas ur en- 138 -34 5.55

Soleeinsc hlüsse

Flüssigke itsreiche

Gas-

Heile 2.

Quar | nde . z T .

Ka Zweiphas en- 7 Soleeinsc 128 -3.4 5.55 hlüsse

Flüssigke 10.99 sich 1265

Flüssigke

Quar | nde . 3671.99 3 its- z Frakt ;

Zweiphas ur 120 -9.7 13.66 en-

Soleeinsc hlüsse

Die Fluideinschlüsse wurden dann einer Fluoreszenzanalyse (siehe Bild 9) bzw. einer Laser-

Raman-Analyse (siehe Bild 10) unterzogen.

Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperaturen der einzelnen Flüssigkeitseinschlüsse in der

Flüssigkeitseinschluss-Assemblage in zwei Intervalle unterteilt sind, die in Kombination mit Bild 5 7 zu sehen sind und die Erfahrung von mindestens zwei Phasen der Öl- und Gasfüllung darstellen.

Der Salzgehalt der Finschlüsse Nr. 1 und Nr. 2 ist niedriger und repräsentiert die frühen und mittleren Phasen der Diagenese, während der Salzgehalt der Einschlüsse Nr. 3 hôher ist und die mittleren und späten Phasen der Diagenese repräsentiert. Aus den Bildern 8 und 9 geht hervor, dass die Kombination der Flüssigkeitseinschlüsse Nr. 1 und Nr. 2 ein Fluoreszenzphänomen aufweist, während der Flüssigkeitseinschluss Nr. 3 kein Fluoreszenzphänomen aufweist. Die

Fluoreszenz in der Kombination der Flüssigkeitseinschlüsse Nr. 1 und Nr. 2 hat ein blau-weiBes

Licht, was darauf hindeutet, dass es sich um reife flüssige Kohlenwasserstoffe handelt, und dt4/508629

Gaszusammensetzung in der Kombination der Flüssigkeitseinschlüsse Nr. 3 wird durch Laser-

Raman-Spektroskopie als reines Methan analysiert. Die Flüssigkeitseinschlüsse in der

Kombination der Flüssigkeitseinschlüsse Nr. 1 und Nr. 2 sind das Ergebnis der ersten flüssigen

Kohlenwasserstofffüllung, und die Flüssigkeitseinschlüsse in der Kombination der

Flüssigkeitseinschlüsse Nr. 3 sind das Ergebnis der zweiten gasformigen

Kohlenwasserstofffüllung. In Kombination mit den Temperaturmessdaten der drei

Fluideinschlusskombinationen werden die entsprechenden Temperaturpunkte auf der paläogeothermischen Entwicklungskurve des Reservoirs im zweiten Abschnitt des Sudo in Schritt

S4 gefunden, und die Öl- und Gaseinfüllungsperioden werden in Bild 7 markiert.

Schritt S8: Kombinieren der Ergebnisse der Rhenium-Osmium-Isotopen-Datierungsanalyse von Asphalt-Rohôl in Schritt S1, Bestimmen des Hauptbildungszeitraums der Kohlenwasserstoffe auf einer umfassenden Karte der Tiefe der Lagerstätte, der Temperatur, der Porosität, der

Permeabilität und der Lagerstättenverdichtung;

Das in Schritt S8 beschriebene Verfahren zur Bestimmung der Hauptperiode der

Kohlenwasserstoffbildung besteht darin, die in Schritt S1 beschriebenen Ergebnisse der Rhenium-

Osmium-Isotopen-Datierungsanalyse des Bitumens oder Rohôls mit der

Kohlenwasserstofferzeugungskurve des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins in dem in Schritt S4 gezeichneten Diagramm der Kohlenwasserstofferzeugungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-

Quellgesteinsformation zu kombinieren, um zu bestimmen, ob sie mit der Spitze der

Kohlenwasserstofferzeugung übereinstimmt, und wenn dies der Fall ist, dann die Hauptperiode der Kohlenwasserstoffbildung zu bestimmen. Das spezifische Verfahren besteht darin, das in die sich entwickelnden Kavernen des Reservoirs im zweiten Abschnitt von Su eingefüllte Bitumen auszuwählen und dann eine Rhenium-Osmium-Isotopen-Datierung durchzuführen, um den

Hauptkohlenwasserstoffbildungszeitraum zu bestimmen. Das Ergebnis der Rhenium-Osmium-

Isotopen-Datierung ist 150Ma~135Ma, und sein Alter wird auf Bild 7 bestimmt, was mit der ersten

Stufe des Kohlenwasserstoff-Peaks im Kohlenwasserstoff-Quellgestein des ersten Abschnitts in

Schritt S4 übereinstimmt und den Haupt-Kohlenwasserstoff-Bildungszeitraum bestimmt.

Schritt S9: Kombinieren der Ergebnisse der K-Ar-Isotopen-Datierungsanalyse des authigenen Illits in Schritt S1, Bestimmen des letzten Kohlenwasserstoff-Injektionszeitraums auf der integrierten Karte der Reservoirtiefe, der Paläo-Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Reservoir-Verdichtung, d.h. Suchen nach dem Intervall, das den Ergebnissen der K-Ar-

Isotopen-Datierungsanalyse des authigenen Illits in Bild 7 als letzter Kohlenwasserstoff-

Injektionszeitraum entspricht.

Schritt S10: Kombinieren Sie das Kohlenwasserstoff-Geschichtsdiagramm der

Kohlenwasserstoff-Quellgesteinschicht, das integrierte Diagramm von Reservoir-Bettungstiefe-

Paläogeothermie-Porosität-Durchlässigkeit-Reservoir-Verdichtung und den Haupt-

Kohlenwasserstoff-Bildungszeitraum und den letzten Kohlenwasserstoff-Füllungszeitraum, um das Kohlenwasserstoff-Bildungs-Freignisdiagramm zu zeichnen und die Beziehung zwischen der

Verdichtung von dichten Sandstein-Reservoiren und der Kohlenwasserstoff-Bildung abzuleiten, wie in Bild 11 gezeigt.

Wie in Bild 11 gezeigt, haben die thermische Entwicklung der Kohlenwasserstoffbildung, die

Kohlenwasserstoffgeschichte des Kohlenwasserstoffausgangsgesteins, der Zeitraum der Öl- und

Gasbefüllung und der Zeitraum der Hauptformation des Reservoirs eine gute zeitliche

Übereinstimmung, während die Verdichtungszeit des Reservoirs nach einer großen Menge an Öl-

und Gasbefüllung auftritt, so dass man davon ausgeht, dass es sich um den Typ ab508629

Reservoirbildung vor der Verdichtung handelt.

Im Rahmen der vorliegenden Erfindung werden zunächst die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität einer einzelnen Lithologie und dann die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität einer gemischten Lithologie durch die prozentuale Summationsmethode bestimmt. Ferner werden die stratigraphische Verschüttungsgeschichte, die thermische

Entwicklungsgeschichte des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins, die Kohlenwasserstoffgeschichte der Kohlenwasserstofferzeugung des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins, die Paldo-

Temperaturentwicklungsgeschichte des Zielreservoirs, die Porositätsentwicklungsgeschichte des

Zielreservoirs und die Permeabilitätsentwicklungsgeschichte des Zielreservoirs mit Hilfe der

PetroMod-Software bestimmt. Anschließend wurde das Porositéits-Durchléssigkeits-

Entwicklungsdiagramm erstellt, um den Zeitpunkt der Lagerstättenverdichtung zu bestimmen.

Anschließend wurden der Zeitpunkt und die Dauer der Kohlenwasserstofffüllung des Reservoirs durch eine kombinierte Fluoreszenzanalyse von Flüssigkeitseinschlüssen, Temperatur- und

Salzgehaltsmessungen sowie eine Laser-Raman-Spektroskopie-Analyse bestimmt. In

Kombination mit der K-Ar-Isotopen-Datierung von authigenem Illit und der Rhenium-Osmium-

Isotopen-Datierung von mit Asphalt gefüllten Hohlräumen konnten wir die Verweildauer und den spätesten Füllungszeitpunkt der Kohlenwasserstoffe bestimmen und schließlich die

Kopplungsbeziehung zwischen Lagerstättenverdichtung und Kohlenwasserstoffbildung im dichten Sandstein quantitativ ermitteln. Die Methode überwindet die Dehnbarkeit und die Vielzahl der Probendaten und hat eine genauere und objektivere Wirkung.

Das Vorstehende ist nur eine bessere spezifische Ausführungsform der vorliegenden

Erfindung, aber der Schutzumfang der vorliegenden Erfindung ist nicht darauf beschränkt, und alle Änderungen oder Substitutionen, die von jedem Fachmann innerhalb des durch die

Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung offenbarten technischen Umfangs ohne weiteres erdacht werden können, sollten vom Schutzumfang der vorliegenden Erfindung erfasst werden.

Daher sollte der Schutzumfang der vorliegenden Erfindung dem Schutzumfang der Ansprüche unterliegen.

Claims

Ansprüche LU508629

1. Ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir, dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: Schritt S1: Erhalten regionaler geologischer Hintergrunddaten und Durchführen von Gesteinsprobentests und -analysen des definierten Reservoirs und der Kohlenwasserstoff- Quellgesteinschicht, wobei die regionalen geologischen Hintergrunddaten regionale tektonisch- sedimentäre Daten, seismische Interpretationsschichtdaten, stratigraphische Bohrschichtendaten, stratigraphische Stripping-Volumendaten, Aufzeichnungsbohrloch-Lithologiedaten, Logging- Porositätsdaten und Bohrkerndaten umfassen; Zu den besagten Gesteinsprobentests und Analysemethoden gehören die Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, die Gesteinspyrolyse-Analyse und die Kasein- Reflexionsanalyse für Kohlenwasserstoff-Quellgesteinsformationen sowie die Guss-Dünnschliff- Analyse, die normale Dünnschliff-Analyse, die Korngrößenanalyse, die Permeabilitätsanalyse und die Fluideinschluss-Petrographie-Analyse für Reservoirs, Analyse von Temperatur und Salzgehalt von Flüssigkeitseinschlüssen, Fluoreszenzanalyse von Flüssigkeitseinschlüssen, Laser-Raman- Analyse von Flüssigkeitseinschlüssen, K-Ar-Isotopen-Datierung von authigenem Illit und Rhenium-Osmium-Isotopen-Datierung von Bitumen-Rohöl; Schritt S2: Erstellung einer stratigraphischen Verschüttungsgeschichte, Bestimmung des Kohlenwasserstoff-Quellgesteins und der Verschüttungsgeschichte der Lagerstätte sowie Erstellung einer Kurve der Verschüttungstiefe der Lagerstätte; Schritt S3: Bestimmung des lithologischen Anteils der verschiedenen Schichten in der definierten Lagerstätte, Berechnung der gemischten lithologischen Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität und Ermittlung der Wärmeleitfähigkeit und der ursprünglichen Porosität jeder Schicht; Schritt S4: Verwendung der Informationen über die stratigraphische Schichtung in Schritt S1 und der Ergebnisse der Analyse des gesamten organischen Kohlenstoffs, der Ergebnisse der Gesteinspyrolyseanalyse und der Ergebnisse der Kaseinreflexionsanalyse der Kohlenwasserstoff- Quellgesteinschicht. Kombinieren Sie die gemischte lithologische Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität, die Sie in Schritt S3 erhalten haben, um eine Karte der thermischen Entwicklungsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinschicht zu zeichnen, die die stratigraphische Verschüttungsgeschichte enthält, sowie eine Karte der Kohlenwasserstoff- Produktionsgeschichte der Kohlenwasserstoff-Quellgesteinschicht; Schritt S5: Basierend auf den Analyseergebnissen in Schritt S4 fügen wir eine Entwicklungskurve für die Paläogeothermie des Reservoirs, eine Entwicklungskurve für die Porosität des Reservoirs und eine Entwicklungskurve für die Permeabilität des Reservoirs zur Kurve für die Tiefe des Reservoirs, die Paläogeothermie, die Porosität und die Permeabilität hinzu und erhalten die Kurve für die Tiefe des Reservoirs, die Paläogeothermie, die Porosität und die Permeabilität. Entsprechend der Veränderung der Porosität des Gesteins in den verschiedenen geologischen Perioden, die in den relevanten Informationen des regionalen geologischen Hintergrunds enthalten sind, korrigierten wir die Kurve der Lagerstättentiefe, der Paläo- Temperatur, der Porosität und der Durchlässigkeit und erhielten die korrigierte Kurve der Lagerstättentiefe, der Paläo-Temperatur, der Porosität und der Durchlässigkeit; Schritt S6: Bestimmen des Lagerstättenverdichtungsintervalls auf der Grundlage des korrigierten Graphen aus Lagerstättentiefe, paläogeochemischer Temperatur, Porosität udd/508629 Permeabilität, und Zeichnen eines kombinierten Graphen aus Lagerstättentiefe, paläogeochemischer Temperatur, Porosität und Permeabilität sowie Lagerstättenverdichtung, um den frühesten Zeitpunkt des Auftretens der Lagerstättenverdichtung zu bestimmen; Schritt S7: Kombination der Ergebnisse der Analyse des Flüssigkeitseinschlusses in Schritt S1, Bestimmung des Zeitpunkts und des Zeitraums der Ol- und Gasbefüllung auf einer umfassenden Karte der Tiefe der Vergrabung des Reservoirs, der paläogeographischen Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Verdichtung des Reservoirs; Schritt S8: Kombinieren der Ergebnisse der Asphalt-Rohôël-Rhenium-Osmium-Isotopen- Datierungsanalyse in Schritt S1, Bestimmen der Hauptperiode der Kohlenwasserstoffbildung auf einer umfassenden Karte der Lagerstättentiefe, der paläogeochemischen Temperatur, der Porosität, der Permeabilität und der Lagerstättenverdichtung; Schritt S9: Kombinieren der Ergebnisse der K-Ar-Isotopen-Datierungsanalyse des authigenen Illits in Schritt S1, Bestimmen des jüngsten Kohlenwasserstoff-Füllungszeitraums auf einer umfassenden Karte von Lagerstättentiefe - paläogeochemische Temperatur - Porosität - Permeabilität - Lagerstättenverdichtung; Schritt S10: Kombinieren der Kohlenwasserstoff-Geschichtskarte der Kohlenwasserstoff- Quellgesteinschicht, der integrierten Karte der Reservoir-Vergrabungstiefe - paläogeochemische Temperatur - Porosität - Permeabilität - Reservoir-Verdichtung sowie der Haupt-Ol- und Gasbildungsperiode und der letzten Öl- und Gasfüllungsperiode, die Kohlenwasserstoffbildungs- Ereigniskarte wird gezeichnet, um die Beziehung zwischen der Verdichtung der dichten Sandsteinreservoirs und der Öl- und Gasbildung abzuleiten.

2. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: das Verfahren zum Erstellen einer — stratigraphischen Verschüttungsgeschichte in Schritt S2 darin besteht, eine stratigraphische Verschiittungsgeschichte auf der Grundlage von regionalen tektonisch-sedimentären Daten, seismisch interpretierten stratigraphischen Daten, stratigraphischen Bohrdaten und stratigraphischen Abtragsvolumen- Daten in Schritt S1 zu erstellen.

3. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Lithologietypen der verschiedenen in Schritt S3 erwähnten Formationen den Schiefertyp, den Schlammsteintyp, den Sandsteintyp, den Grauwackentyp und Kohle umfassen.

4. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass: das Verfahren zum Bestimmen des prozentualen Anteils der Lithologie der verschiedenen Formationen in Schritt S3 darin besteht, den prozentualen Anteil der Lithologie der verschiedenen Formationen auf der Grundlage der stratigraphischen Bohrschichtdaten, der Lithologiedaten des Aufzeichnungsbohrlochs und der Ergebnisse der Gussdünnschliffanalyse und der Ergebnisse der gewôhnlichen Dünnschliffanalyse in Schritt S1 zu bestimmen. AnschlieBend wird die Software PetroMod verwendet, um die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität der gemischten Lithologie durch die prozentuale Summationsmethode zu berechnen, wobei die Wärmeleitfähigkeit und die ursprüngliche Porosität jeder der fünf Lithologien Schiefer, Tonstein, Sandstein, Grauwacke und Kohle verwendet werden.

5. Ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung ud/508629 Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: der Schritt SS auf der Grundlage der Ergebnisse der PartikelgrôBenanalyse, der Ergebnisse der gewöhnlichen Dinnschliffanalyse und der Ergebnisse der Gussdünnschliffanalyse in Bezug auf das Korrekturverfahren des Graphen der Lagerstättentiefe- Paläogeokline-Porositäts-Permeabilitätskurve durchgeführt wird.

6. Ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: das Verfahren zum Bestimmen des Intervalls der Lagerstättenverdichtung und des frühesten Zeitpunkts des Auftretens der Lagerstättenverdichtung in Schritt S6 ist. Auf der korrigierten Lagerstättentiefe-Paläogeothermie-Porositäts-Permeabilitäts-Kurve wird ein gemeinsames Intervall mit einer Porosität von weniger als 10 % und einer Permeabilität von weniger als 0,1 Millidarcy als das Lagerstättenverdichtungsintervall ausgewählt. Auf dieser Grundlage wurde eine umfassende Karte der Lagerstättentiefe, Paläotemperatur, Porosität, Permeabilität und Lagerstättenverdichtung gezeichnet, und der früheste Zeitpunkt, der dem Intervall der Lagerstättenverdichtung entspricht, wurde als frühester Zeitpunkt des Auftretens der Lagerstättenverdichtung auf der umfassenden Karte der Lagerstättentiefe, Paläotemperatur, Porosität, Permeabilität und Lagerstättenverdichtung ausgewählt.

7. Ein Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoftbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: das in Schritt S7 beschriebene Verfahren zur Bestimmung des Zeitpunkts und der Dauer der Kohlenwasserstoffbefüllung darin besteht, die Fluidzusammensetzung, die Temperatur und den Salzgehalt des Reservoirs in verschiedenen Zeiträumen der Kohlenwasserstoffbefüllung zu bestimmen. Und die Bestimmungsergebnisse werden mit der Bestimmung des Zeitpunkts und des Zeitraums der Öl- und Gasfüllung auf der Paläo-Temperatur-, Porositäts-, Permeabilitätsentwicklungskurve, dem Zeitraum der Ol- und Gasfüllung und der Paläo-Temperaturentwicklungskurve des Zielreservoirs in dem Diagramm des Verdichtungsintervalls, das in Schritt S4 aufgezeichnet wurde, kombiniert, um den Zeitpunkt und den Zeitraum der Öl- und Gasfüllung weiter zu bestimmen.

8. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass: die Art und Weise des Bestimmens der Fluidzusammensetzung, der Temperatur und des Salzgehalts der Lagerstätte zu verschiedenen Zeiten der Öl- und Gasbefüllung, wie in Schritt S7 beschrieben, darin besteht, eine Fluideinschlusskombination auf der Grundlage der Ergebnisse der petrographischen Analyse der Fluideinschlüsse in Schritt S1 zu teilen. Und auf der Grundlage der Ergebnisse der Analyse der Temperatur und des Salzgehalts der Fluideinschlüsse, der Ergebnisse der Fluoreszenzanalyse der Fluideinschlüsse und der Ergebnisse der Laser-Raman-Analyse der resultierenden Kombinationen von Fluideinschlüssen werden die Fluidzusammensetzung, die Temperatur und der Salzgehalt zum Zeitpunkt der Öl- und Gasinjektion zu verschiedenen Zeitpunkten in der Lagerstätte bestimmt.

9. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: das Verfahren zum Bestimmen der Hauptperiode der Kohlenwasserstoffbildung, wie in Schritt S8 beschrieben, darin besteht, das Intervall zu suchen, das den Ergebnissen der Rhenium-Osmium-Isotopen-Datierungsanalyse von Asphalt oder Rohöl auf einer umfassenden Karte der Lagerstättentiefe - paläogeochemische Temperatur - Porosität-VS08629 Permeabilität - Lagerstättenverdichtung als Hauptperiode der Kohlenwasserstoffbildung entspricht.

10. Fin Verfahren zur Untersuchung der Kopplungsbeziehung zwischen Verdichtung und Kohlenwasserstoffbildung in einem dichten Sandsteinreservoir nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass: Das in Schritt S9 beschriebene Verfahren zur Bestimmung der jüngsten Öl- und Gasfüllungsperiode darin besteht, das Intervall, das den Ergebnissen der K-Ar-Isotopen- Datierungsanalyse von authigenem Illit entspricht, als jüngste Öl- und Gasfüllungsperiode auf einer umfassenden Karte von Lagerstättentiefe - paläogeozäner Temperatur - Porosität - Permeabilität - Lagerstättenverdichtung zu finden.