鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系长7段烃源岩特征及控藏作用

鄂尔多斯盆地三叠系长7段是页岩油的重点研究领域。通过总有机碳测定、氯仿抽提、岩石热解、XRD全岩矿物分析、扫描电镜观察等,对鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系长7段烃源岩特征进行了分析,并利用多元回归线性法建立了有机碳与测井曲线的三维电测模型,明确了烃源岩的空间展布特征及其的控藏作用。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系长7_(1)、长7_(2)和长7_3小层泥页岩样品TOC平均值分别为5.01%,6.04%和6.76%,氯仿沥青“A”的平均值分别为0.63%,0.67%和0.73%,整体有机质类型以Ⅱ_(1)型和Ⅱ_(2)型为主,处于成熟—高成熟阶段,含油性与可动性均较好,达到较好—极好烃源岩级别。(2)研究区泥页岩样品主要由石英长石与黏土矿物组成,孔隙类型主要为原生粒间孔、晶间孔及有机质收缩缝,但各样品的孔径分布不同。(3)研究区烃源岩TOC下限为1.50%,庆城地区附近长7_(2)小层、庆城与环县地区附近长7_(3)小层为主要有效烃源岩发育区。(4)有效烃源岩的TOC含量及其空间展布特征影响了页岩油藏的含油性,其中TOC含量直接决定了产油量的高低。距离生烃中心越近越有利于油气聚集。

川中地区震旦系灯影组-寒武系龙王庙组储层焦沥青赋存特征与成因机制

川中地区震旦系灯影组—下寒武统龙王庙组储层内存在明显的热液活动痕迹,焦沥青也表现出热液蚀变的特征,然而很少有研究去探讨热液活动与天然气成藏演化的关系,导致现今对灯影组油气成藏演化史的认识还存在明显不足。然而,热液对灯影组油气成藏的影响不可忽略,要正确认识灯影组天然气的成藏演化过程并识别勘探有利区,还需要对热液裂解气聚集成藏方面进行更深入的研究。基于对焦沥青的充填特征、光学纹理及结构特征的详细研究,结合热液矿物捕获的流体包裹体地球化学的研究方法,探讨了灯影组—龙王庙组储层内焦沥青的成因,分析了热液活动与原油裂解之间的关系。川中地区灯影组—龙王庙组焦沥青形成于热液活动期间,具有与中间相相同的光学各向异性特征。焦沥青可以划分为4种类型:细粒镶嵌型、中粒镶嵌型、粗粒镶嵌型及流线型,其形成温度过300℃,远超地层最大埋深温度,显示出热液成因的特征。热液活动发生于晚二叠世,与峨眉山地幔柱活动相关,热液流体温度超过300℃,导致了灯影组—龙王庙组储层内的原油裂解。研究发现热液活动将灯影组—龙王庙组古油藏内原油裂解的时间提前到了晚二叠世,打破了灯影组—龙王庙组现有的成藏模式,有助于对天然气成藏演化过程的重新认识和聚集有利区的识别。

原油物性演化规律新发现及其对页岩油勘探的启示

针对烃源岩生成的原油物性随热演化如何变化的问题,本文基于对准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组和吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组下段源储紧邻自生自储页岩油物性、地化特征、成藏特征及原油物性与烃源岩热演化关系的分析,综合烃源岩生烃热模拟实验结果与国内外相关文献资料,首次确认了咸化湖相烃源岩生成的原油物性与烃源岩热演化程度之间的变化规律。认为页岩油源岩生成的原油密度和黏度具有随热演化程度增强先增加而后降低的规律,其中生油高峰附近生成的原油非烃相对含量、密度和黏度最高。该认识不仅是对已有的石油地质学中原油物性随热演化规律认识的进一步厘定和修正,而且对页岩油甜点段、甜点区的选择以及页岩油原位转化等都有极为重要和现实的指导作用。

“三维四位”专业课程育人模式——以中国石油大学(北京)资源勘查工程专业为例

专业课程是高校“立德树人”的主战场。以中国石油大学(北京)资源勘查工程专业为例,通过价值引领、需求驱动和多元融合三个维度,实现家国情怀、高阶思维、关键能力、核心知识四个方面的课程教学育人目标,创立了“三维四位”专业课程育人模式。该课程育人模式的应用实践极大地促进了人才培养、教师团队建设、课程资源建设、专业和学科发展,并推广应用到全国油气地质教育领域,取得了显著成效。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段高伽马砂岩测井识别及其展布特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段泥页岩层系内发育大量的砂岩夹层,这些砂岩夹层常伴有自然伽马值异常高的现象,部分砂岩的自然伽马值可高达330.5 API,在测井剖面上极易与泥页岩混淆。为识别高伽马砂岩,按照粒度和结构特征将该区延长组长7段碎屑岩划分为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和页岩,并应用常规测井数据运算组合成2个新参数——参数A和参数B,参数A和参数B组成的交汇图版以及自然伽马测井曲线,可有效区分识别出长7段中的正常砂岩和高伽马砂岩。长7段高伽马砂岩的累计厚度平面展布图表明,高伽马砂岩主要位于研究区的西南部;高伽马砂岩由湖盆边缘向湖盆中心呈指状发散展布的特征指示,其形成可能与长7段沉积期间的火山喷发有关。

基于氮气吸附实验与分形FHH模型分析页岩孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地华池地区长7段为例

孔隙结构是页岩储层研究的重点,对页岩油的赋存具有重要影响。选取鄂尔多斯盆地华池地区延长组7段的10块泥页岩岩心样品,通过扫描电镜观察及低温氮气吸附实验,结合分形FHH模型,计算分形维数,对研究区泥页岩的孔隙结构进行定量化表征,并在此基础上探讨分形维数与孔隙结构参数、含油性参数的关系,确定长7段泥页岩孔隙发育的主要影响因素。华池地区长7段泥页岩有机质丰度高,属于好—极好烃源岩,含油性与可动性较好,多达到中含油级别,主要由石英与黏土矿物组成;储集空间以粒间孔、粒内孔及少量有机质孔为主,孔隙形态有两类,分别为平行板状狭缝形+单边狭缝形及墨水瓶形+平行板状狭缝形,孔径以微孔和中孔为主,宏孔发育较少。多数样品具有分形特征,表征小孔隙的分形维数D_(1)介于2.264 7~2.714 9之间,表征大孔隙的分形维数D_(2)介于2.373 3~2.777之间。其中,D_(2)同比表面积、孔体积、平均孔径及S_(1)的相关性较好,可以表征孔隙结构发育特征和页岩的含油性;而D_(1)仅可表征页岩油的可动性。泥页岩的孔隙发育主要受控于有机碳及石英含量,与长石含量有一定的关系,黏土矿物含量不是主要的影响因素。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段富有机质页岩中藻类化石的发现及地质意义

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段富有机质页岩是该盆地中生界含油系统的主力烃源岩,其有机质丰度高,类型好,具有巨大的生烃潜力。该套烃源岩中有机质的富集很大程度上取决于长7期的高古生产力及其提供的充足的有机质。长7期藻类勃发的存在已被多数学者所接受,但是目前还缺乏直观、有力的证据。笔者等通过薄片和扫描电镜观察、能谱分析,在长7段的脉状黄铁矿附近和碳酸盐结核中发现了属种单一、分布丰度高的藻类化石,它们呈现出近似球状的轮廓,在中部分布着一条裂缝。这些藻类化石的发现具有重要的地质意义,它为长7期的藻类勃发提供了很好的证据,也为该时期热液活动的重要作用提供了有力的支撑。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7_(3)亚段页岩纹层发育特征及类型划分

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7_(3)亚段沉积的富有机质泥页岩中,频繁发育的纹层导致页岩层系非均质性强,进而对泥页岩的储集特征及含油性造成影响。本文基于典型的纹层页岩样品,利用游标卡尺对岩心上的纹层进行定量测量,结合显微镜下薄片鉴定、总有机碳测定、X射线衍射矿物分析及岩石热解实验,对长7_(3)亚段页岩纹层的发育特征、纹层类型划分及纹层在单井上的纵向展布规律进行了研究。研究结果表明,宏观岩心上发育的纹层单层厚度一般分布在0.4~5.0 mm,纹地比(纹层总厚度/统计段岩心长度)介于5.7%~16.8%,纹层发育频率非均质性强。显微镜下依据纹层沉积构造的形态划分为6类,分别为3种具有连续形态沉积特征的平直型纹层、波纹型纹层、粒序型纹层及3种非连续形态沉积特征的透镜状纹层、斑状纹层、弱纹层,不同形态纹层页岩的矿物组成及有机质丰度差异明显。依据纹层内部的微观物质组成将其类型主要划分为有机质纹层、长英质纹层及凝灰质纹层;按照不同纹层垂向的叠置规律,将纹层组合划分为均质泥岩、长英质纹层型页岩与凝灰质纹层型页岩。单井上,纹层分布具有非均质性,不同纹层的发育频率与黏土矿物含量、TOC及OSI的变化呈一定的规律性变化。

天然气成藏过程有效性的主控因素与评价方法

天然气的成藏过程是指天然气从源岩排出后的运移、聚集和散失过程,这一过程的有效性可以用气藏成藏保存阶段单位圈闭面积内的充注速率与散失速率的差值,即天然气净聚集速率定量表征。根据净聚集速率的高低,可将天然气成藏过程的有效性划分为高效、中效和低效3个级别。根据对典型气藏的解剖和大量气田的统计,天然气成藏过程的有效性主要受气藏成藏期源储剩余压力差、输导体系的类型和输导效率、盖层的厚度和排替压力3方面因素的控制。在我国含油气盆地的地质条件下,中、高效成藏过程的的主要地质条件是天然气成藏期的源储剩余压力差大于25MPa,具有汇聚型输导体系,气藏盖层厚度大于40m和排替压力大于15MPa。利用上述指标可以对盆地范围内天然气成藏过程的有效性进行定量或半定量评价和预测高效气藏的分布。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组原油地球化学特征及成因类型划分

利用原油与岩样抽提物的族组成分离与定量分析、饱和烃色谱—色质、芳烃色谱—色质等分析测试资料,系统分析了陇东地区延长组原油的地球化学特征,并研究了原油的成因类型。研究表明,陇东地区延长组原油均为正常油,组分以饱和烃馏分为主;原油的母质来源为低等水生生物与陆源高等植物的双重贡献;形成环境为淡水—微咸水的水体环境、弱氧化—还原的沉积环境;原油为成熟油,属于烃源岩生烃高峰时期的产物。根据C30重排藿烷的相对含量,可将原油划分为3类,第Ⅰ类原油C30重排藿烷含量最低,第Ⅱ类原油C30重排藿烷含量中等,第Ⅲ类原油C30重排藿烷含量最高。其中第Ⅰ类原油最多,来自于长7油页岩,该类原油分布广泛,白豹、西峰、合水、华庆以及姬塬地区均以该类原油为主;第Ⅱ、Ⅲ类原油样品较少,与暗色泥岩关系密切,零星分布于镇北以北,西峰以东地区。

天然气在岩石中扩散系数的新认识

分析国内外对天然气在岩石中扩散系数的测定方法及结果,结合鄂尔多斯盆地上古生界岩石中甲烷扩散系数的测定,厘清天然气在岩石中扩散系数的含义及其在天然气扩散模拟中的应用方法,并分析扩散系数的影响因素。目前测定天然气在岩石中扩散系数的实验方法可分为游离烃浓度法、水溶烃浓度法和时滞法,这3种实验方法测定的扩散系数具有不同的扩散浓度含义和不同的影响因素,游离烃浓度法测定的扩散系数比水溶烃浓度法测定的扩散系数小约1～2个数量级,比时滞法测定的扩散系数小约2～3个数量级,在天然气扩散量计算过程中扩散量计算的浓度含义应与扩散系数测定的浓度含义保持一致。天然气在岩石中的扩散系数与岩石孔隙度呈线性正相关,与温度的关系满足动力学方程,随压力增加呈对数减小。

焉耆盆地油气成藏期次研究

通过对焉耆盆地烃源岩的生烃史、油气成熟度、流体包裹体均一温度和储集层自生伊利石同位素年代学的研究 ,综合分析盆地的成藏期次。焉耆盆地八道湾组烃源岩的两次主要生、排烃作用发生在侏罗纪末期和早第三纪 ,白垩纪为生烃停止期 ;三工河组砂岩溶蚀孔隙中的流体包裹体形成温度主要为 10 1～ 13 0℃ ,与侏罗纪晚期三工河组储集层温度相当 ,表明这些包裹体主要是侏罗纪晚期以压溶和溶蚀作用为主的晚成岩作用阶段形成的。储集层自生伊利石的K/Ar同位素年龄分布主要为 170～ 14 0Ma和 12 0～ 10 0Ma ,第一期反映侏罗纪晚期的成藏作用 ,第二期与白垩纪油气藏的破坏作用有关。三工河组原油、八道湾组原油的αααC2 9甾烷 2 0S/ (2 0S + 2 0R)比值平均为 0 .49和 0 .45 ,C2 9甾烷 ββ/ (αα + ββ)比值平均为 0 .46和 0 .40 ,表明原油生成和成藏时烃源岩的Ro 值约为 0 .7%～ 1.0 % ,与生烃凹陷八道湾组烃源岩在侏罗纪末的成熟度相当 ;天然气甲烷碳同位素值为 -5 1.80‰～ -4 1.5 3‰ ,成熟度比原油更低 ,形成时间更早。综合分析认为 ,焉耆盆地曾发生两期成藏作用 ,第一期是侏罗系埋深最大的侏罗纪晚期 ,为主要成藏期 ;第二期是侏罗系二次埋藏的第三纪。图 4参

焉耆盆地侏罗系油气系统特征与演化

焉耆盆地是我国西部的一个小型盆地 ,下侏罗统八道湾组煤系地层为主要烃源岩 ,中下侏罗统为主要储集层。盆地曾经历了早、中侏罗世的强烈沉降、晚侏罗世至白垩纪的强烈抬升和第三纪的再次沉降。因此 ,造就了侏罗纪末期和第三纪两次主要的成藏期。侏罗系油气系统经历了三个主要的演化阶段 ,即侏罗纪末原生油气系统形成阶段、白垩纪油气系统调整破坏阶段和第三纪油气系统调整再生阶段。侏罗纪末期是盆地主要成藏期 ,当时古油田的分布主要受流体势的控制 ,由于白垩纪的调整和破坏 ,到第三纪油气发生了再次充注 ,但油气系统的南北分异使盆地北部油气资源丰富 ,且以背斜油气藏为主 ;

油气运聚单元石油运聚系数的预测模型

根据松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔和吐哈等盆地21个运聚单元的解剖结果,研究了运聚单元石油运聚系数与主要地质参数之间的关系,认为石油的运聚系数主要与有效烃源岩的年龄和成熟度、圈闭的发育程度以及上覆地层的区域不整合个数有关。采用回归分析的方法建立了石油运聚系数与上述地质因素的统计关系,这一定量的统计模型可以用于运聚单元石油运聚系数的定量预测,减少资源量计算中人为因素的影响,使资源评价结果更加客观。

海相碳酸盐岩层系油气资源类比评价方法与参数体系——以塔里木盆地奥陶系为例

海相碳酸盐岩层系油气资源丰富。由于油气成藏与分布的特殊性,碎屑岩层系中建立的油气资源类比评价方法与参数体系不适用于碳酸盐岩层系。围绕有效储层这一控制碳酸盐岩层系油气资源分布主要因素,以塔里木盆地塔中、塔北隆起奥陶系为解剖对象,建立了有效储层体积丰度法和有效储层面积丰度法2种适应海相碳酸盐岩层系油气资源评价类比方法;开展了资源评价的参数统计,建立评价关键参数分布模型。通过对64项地质要素的解剖,确定了21项适用于海相碳酸盐岩层系油气资源评价的类比参数,并以此建立了塔里木盆地海相碳酸盐岩层系3种典型有效储层的类比参数体系及参数取值标准,为碳酸盐岩层系油气资源的类比评价奠定了基础。

断裂带作为油气散失通道的输导能力

通过断裂散失的油气量主要与断裂带的输导能力、实际进入断裂带的油气量、断裂通道的长度、散失时间和储层分流系数等参数有关。断裂带输导能力的主要因素是断裂带的宽度和储层渗透率。利用断裂散失模型计算了不同规模的断裂带作为油气散失通道的输导能力。计算结果表明 ,大型断裂带输导油气的能力远大于储层输导油气的能力。断裂活动期进入“通天”大断裂带的油气主要趋于散失 ;小断裂由于储层的分流作用 ,即使在活动期 ,它作为油气散失通道的作用也是有限的 ,其油气的散失量可以忽略不计。

黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征

对歧口凹陷单井压实曲线的分析表明 ,歧口凹陷的压力体系在纵向上可以划分为 3个压力系统 ,即静水压力带、上超压带和下超压带。静水压力带的底界深度为 2 0 0 0m左右。上超压带主要分布在盆地中心部位 ,深度范围较窄 ,仅几百米 ,超压幅度不高 ,压力系数相对较低 ,一般为 1 .3～ 1 .4。下超压带分布在整个凹陷范围内 ,起始深度为 2 0 0 0～ 3 0 0 0m ,在凹陷中心较深 ,边缘较浅 ;下超压带超压值高 ,压力系数大 ,可达 1 .5～ 1 .6。在层位上 ,沙一中、上亚段地层压力系数最大 ,沙一下亚段次之 ,沙二段和沙三段压力系数较低 ,各层位的压力系数平面分布趋势基本一致 ,均表现为从凹陷中心 (海岸线位置 )向西南方向压力系数逐渐降低 ,最后变为正常的静水压力。异常压力的分布主要受深度和层位的控制 ,并与成岩作用有密切关系。图 3参 1

油气运聚单元分析:油气勘探评价的有效途径

油气运聚单元是盆地中被油气运移分割槽所围限的具有相似油气运移和聚集特征的独立和完整的三维石油地质单元。油气运聚单元主要根据盆地油气运移聚集特征来划分 ,油气运聚单元的边界是流体势高势面所确定的油气运移分割槽或在油气运移过程中起分割作用的其它地质体 ,如大断裂等。油气运聚单元的分析内容主要包括有效烃源岩的规模及其演化历史、油气输导体系类型和分布、圈闭的类型及其有效性以及运移聚集特征 ,它们是决定运聚单元油气资源丰度的主要因素。油气运聚单元分析可以比油气系统分析对勘探目标做出更直接的评价 。

塔里木盆地天然气运聚系统与运聚模式

对塔里木盆地东部地层压力结构和天然气性质差异的研究表明，塔里木盆地东部具有多个独立的天然气运聚系统。这些运聚系统具有流体封存箱的特征。天然气只能在运聚系统内部进行短距离的运移，不能进行大规模侧向运移。因此天然气藏的形成具有近源的特点。由于不同运聚系统特征的差异，塔里木盆地大致有三种天然气运聚模式。

剩余压力差在超压盆地天然气高效成藏中的意义

油气形成过程中的成藏动力可以由剩余压力差和浮力两部分共同表述。常压盆地中,浮力为主要成藏动力;超压盆地中,剩余压力差与浮力的和可以代表石油运移过程中的成藏动力、也可以反映天然气运移过程中的最小成藏动力。不同成藏过程中剩余压力差和浮力在整个成藏动力中的相对贡献表明,无论在垂向运移过程还是侧向运移过程,剩余压力差在天然气藏成藏动力中发挥了主导作用,是天然气藏形成的主要成藏动力。结合我国60余个气藏实例解剖发现,剩余压力差控制了天然气的成藏效率,低剩余压力差部位无法形成中、高效气藏,高剩余压力差是形成高效气藏的必要条件。