| 摘要 | 第4-5页 |
| ABSTRACT | 第5页 |
| 创新点摘要 | 第6-9页 |
| 前言 | 第9-12页 |
| 0.1 研究目的及研究意义 | 第9页 |
| 0.2 国内外研究现状 | 第9-10页 |
| 0.3 研究内容 | 第10-12页 |
| 第一章 区域地质概况 | 第12-16页 |
| 1.1 区域构造背景 | 第12-14页 |
| 1.1.1 区域构造发育背景 | 第12-13页 |
| 1.1.2 研究区构造特征 | 第13-14页 |
| 1.2 层序划分 | 第14-16页 |
| 第二章 天然气富集规律 | 第16-29页 |
| 2.1 烃源岩发育特征 | 第16-20页 |
| 2.1.1 万昌组泥岩生烃潜力分析 | 第16-18页 |
| 2.1.2 双阳组泥岩烃源岩特征 | 第18-19页 |
| 2.1.3 奢岭组泥岩烃源岩特征 | 第19页 |
| 2.1.4 永吉组泥岩烃源岩特征 | 第19-20页 |
| 2.2 储层发育特征 | 第20页 |
| 2.3 盖层发育特征 | 第20-21页 |
| 2.4 生储盖组合形式 | 第21-22页 |
| 2.5 成藏规律 | 第22-23页 |
| 2.5.1 充足的油气源是油气成藏的物质基础 | 第22页 |
| 2.5.2 良好的油气运移通道是成藏的必要条件 | 第22页 |
| 2.5.3 一定规模的储集空间和配套的储盖组合是油气成藏的保证 | 第22页 |
| 2.5.4 成藏模式 | 第22-23页 |
| 2.6 昌36区块精细解剖 | 第23-29页 |
| 2.6.1 有利的构造位置是形成气藏的主要因素 | 第24-25页 |
| 2.6.2 沟通烃源的断层是气藏成藏关键 | 第25页 |
| 2.6.3 合理的砂地比是形成气藏的重要因素 | 第25页 |
| 2.6.4 气水关系明确,主要受到构造控制 | 第25-29页 |
| 第三章 产气井生产动态特征研究 | 第29-44页 |
| 3.1 生产动态特征分类 | 第29页 |
| 3.2 不同类型生产动态井分析 | 第29-44页 |
| 3.2.1 第一类生产曲线动态特征分析 | 第29-34页 |
| 3.2.2 第二类生产曲线动态特征分析 | 第34-38页 |
| 3.2.3 第三类生产曲线动态特征分析 | 第38-41页 |
| 3.2.4 第四类生产曲线动态特征分析 | 第41-44页 |
| 第四章 气井出水原因及治理措施研究 | 第44-59页 |
| 4.1 气井出水类型判别 | 第44-45页 |
| 4.2 气井出水原因分析 | 第45-51页 |
| 4.2.1 典型单井出水原因分析 | 第45-51页 |
| 4.2.2 出水原因小结 | 第51页 |
| 4.3 治理措施研究 | 第51-59页 |
| 4.3.1 有水气藏治水现状 | 第51-58页 |
| 4.3.2 梁家构造带治水措施研究 | 第58-59页 |
| 第五章 老井潜力研究 | 第59-70页 |
| 5.1 研究区油气预测方法确定 | 第59-63页 |
| 5.1.1 测井数据处理 | 第59-60页 |
| 5.1.2 油气识别模板 | 第60-63页 |
| 5.2 油气综合识别及挖潜方向 | 第63-66页 |
| 5.3 气层识别对比及挖潜方向 | 第66-70页 |
| 第六章 天然气开发潜力研究 | 第70-84页 |
| 6.1 储量估算 | 第70-74页 |
| 6.1.1 储量计算公式 | 第70页 |
| 6.1.2 储量计算单元 | 第70页 |
| 6.1.3 储量计算参数 | 第70页 |
| 6.1.4 储量计算结果 | 第70-74页 |
| 6.2 动态储量评价 | 第74-78页 |
| 6.2.1 已采井单井单层储量及控制半径评价 | 第74-77页 |
| 6.2.2 在产井单井控制储量分析 | 第77-78页 |
| 6.2.3 天然气开采潜力分析 | 第78页 |
| 6.3 井位建议 | 第78-84页 |
| 6.3.1 老井复查试气 | 第78-81页 |
| 6.3.2 新钻井建议 | 第81-84页 |
| 结论 | 第84-86页 |
| 参考文献 | 第86-89页 |
| 致谢 | 第89-90页 |
| 详细论文摘要 | 第90-99页 |