鄂尔多斯盆地西北部上古生界碎屑岩储层的孔隙结构特征初探

碎屑岩储层的孔隙特征是油气勘探开发中最重要的研究课题之一 ,次生孔隙发育的特殊性更增加了研究难度。本文从微观上对鄂尔多斯盆地西北部地区上古生界碎屑岩盒 8、山 1储层的孔隙类型、孔隙组合、孔隙结构等方面进行了深入的分析 ,对于孔隙分布、孔隙成因进行了有益的探讨 ,提出次生孔隙是主要孔隙类型 ,次生孔隙发育区也是天然气的高产富集区。

鄂尔多斯盆地南部晚古生代沉积特征与天然气勘探潜力

鄂尔多斯盆地南部地区是目前天然气勘探和研究程度较低的地区。在详细研究野外露头与钻井剖面的基础上,通过岩石学、沉积学分析以及古构造恢复等研究,阐明了晚古生代鄂尔多斯盆地南部地区有4个主要物源方向。指出该区太原组是一套以潮坪—潟湖—障壁岛—碳酸盐台地沉积为主的障壁海岸沉积,山西组沉积以曲流河、三角洲相为特征,下石盒子组发育辫状河、三角洲和湖泊相。鄂尔多斯盆地南部上古生界具有良好的烃源条件以及储盖组合,勘探潜力巨大。

鄂尔多斯盆地北部伊盟地区山西组碎屑岩储层特征分析

伊盟地区早二叠世早期山西组发育的冲积扇的扇中砂、砾质辫状河道砂体、曲流点坝及三角洲平原分流河道砂体是本区的主要储集砂体。砂岩主要为富杂基、富岩屑的石英砂岩及岩屑砂岩。储层总体上具有低孔低渗、非均质性强、次生孔隙占主导地位的特点，并按照曲流点砂坝、分流河道、砂、砾质辞状河道沉积的次序储层物性依次变差。依据孔喉分布特点将山西组碎屑岩储层归为为四种类型：中孔低渗型、低孔低渗型、致密型和超致密型，它们的物性依次由好变坏。其中中孔低渗型储层以溶蚀孔和残余粒间扎为主，多发育于南部三角洲平原分流河道砂体及北部的曲流点坝中，为伊盟地区的主要储集层；低孔低渗型储层以晶间孔为主，多发育于冲积扇扇中砂、砾质辫状河道砂体中，在有局部构造存在的条件下可能形成构造背景下的岩性气成；致密型储层以微孔、微缝为主，仅局部地区见油气显示；超致密型储层，基本上无勘探意义。

流体包裹体中气体碳同位素测定新方法及其应用

采用热爆裂法和真空球磨法提取流体包裹体中CO2 和CH4 等多种气体 ,以灵敏度较高的DeltaS仪器测定其碳同位素值。由于热爆裂法产生CO影响CH4 碳同位素测定 ,而真空球磨法不会改变气体的性质 ,因此 ,真空球磨法提取的气体反映真实古流体的性质 ,测定的碳同位素值比较可靠。采用该种方法对鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系储层方解石脉中包裹体的烃类气体进行了碳同位素测定 ,结果表明 ,烃类气体δ13C1分布在- 2 .673 ～ - 4.3 60 ,δ13C2 分布在 - 2 .2 5 3 ～ - 2 .5 80 ,δ13C3分布 - 2 .141 ～ - 2 .62 6 ,其组成具有上古生界天然气的特征 ,并与下古生界天然气差别较大 ;推测鄂尔多斯盆地中部气田下古生界天然气成藏期有两期 。

鄂尔多斯盆地西部奥陶系天然气成藏条件与勘探潜力

鄂尔多斯西部奥陶系平凉组烃源岩有机质丰度较高,类型主要为Ⅰ型,成熟度处于高—过成熟阶段,生气潜力大,总生气量约为151×1012m3,天然气资源量丰富,约为9362×108m3。西缘逆冲带下部奥陶系烃源岩具有快速生气的特征,有利于天然气成藏。该区奥陶系发育马四白云岩体和克里摩里组风化壳两套优质的碳酸盐岩储层,直接盖层和上倾方向的石炭系下部泥质岩盖层封闭能力强,表明该区天然气成藏条件优越,具备形成大中型气田的地质条件。根据生储盖组合关系等,认为鄂托克旗—定边地区和天池—布里克地区是下步天然气勘探的有利地区。

浅议我国西北低煤阶含煤盆地煤层气的勘探对策

通过国内外实例 ,分析含气量和含气饱和度在煤层气勘探评价中的作用 ,认为在低煤阶含煤盆地中进行煤层气勘探很有前景。美国的粉河、尤因塔盆地和我国的铁法盆地的煤阶都为低煤阶 ,含气量也不高 ,但都获得了商业气流 ,勘探见到了成效。其主要原因在于它们都具有较高的含气饱和度 ,加之煤层巨厚和渗透率较高 ,这些有利因素弥补了其它方面的不利。在我国的煤炭和煤层气资源分布中 ,西北地区低煤阶煤占了相当的比例 ,结合实例和分析西北低煤阶盆地的特点后认为 :在西北含煤盆地进行煤层气勘探必须重视生物成因气的研究 ,加强盆地的水动力因素及保存条件的研究。图 3表 1参

煤层含气量的测定及影响因素

煤层含气量是确定煤层气有无开采价值的决定性参数。含气量包括现场解吸气量、残余气量和逸散气量。本文重点介绍：现场及室内煤层吸附气量的测定方法；USBM法、Smith-William法和曲线拟合法求取逸散气量：及分析影响含气量的因素。

低渗透储层成因机理及优质储层形成与分布

对几个典型的岩性油气藏中低孔隙度低渗透率储层的形成原因,及优质储层的形成与分布规律研究发现,沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素,它决定了后期成岩作用的类型和强度,成岩早期强烈的压实作用和胶结作用对形成低孔隙度、低渗透率储层起了决定性作用;优质储层的形成与分布主要受层序界面、有利沉积相带、有机酸性水的溶蚀作用等因素的控制。一般来说,优质储层纵向上主要分布在三级层序的中下部、平面上主要分布在三角洲平原或前缘多期分流河道叠置的部位。它们在有机酸性水形成时期保留了较多的原生孔隙,酸性水容易进入孔隙及溶解其中易溶的碎屑颗粒和胶结物,并产生大量次生溶蚀孔隙,从而形成优质储层。

砂岩中的凝灰质填隙物分异特征及其对油气储集空间影响——以鄂尔多斯盆地西北部二叠系为例

运用铸体薄片、扫描电镜、能谱分析及溶蚀实验等多种测试手段对鄂尔多斯盆地西北部二叠系砂岩填隙物进行了成份和成岩演化分析,认为砂岩中的填隙物主要为凝灰质填隙物,而不是普通意义上的粘土矿物。在有残余粒间孔隙或裂缝沟通的较开放性水环境里,凝灰质填隙物蚀变程度强,Si、Al、K、Na及Ca等离子因活性不同而发生分异,蚀变为“脏”高岭石及硅质团块等产物;封闭环境下,凝灰质填隙物保存完好,偏光显微镜下显示出似非晶态波状消光,活性强的K、Na元素含量仍然很高。凝灰质填隙物分异过程中,可以产生一定数量的溶蚀孔隙及晶间孔隙,砂岩储集性能得到了明显改善。对声波时差异常带砂岩进行大量的铸体薄片观察,证实了本区砂岩粒间溶蚀孔隙发育,凝灰质填隙物发生了强烈溶蚀。综合分析26口井的资料,发现垂向上凝灰质填隙物溶蚀强度呈箱型展布,箱内“脏”高岭石及溶蚀孔隙发育,箱顶部凝灰质填隙物含量高,保存好,并缺少“脏”高岭石团块出现。

川中乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏条件分析

认为四川盆地中部乐山—龙女寺古隆起震旦系含油气系统属多源多期成藏的复合含油气系统 ,烃源主要来自下寒武统筇竹寺组底部腐泥型暗色泥岩 ,其次为震旦系灯影组三段暗色藻白云岩和页岩 ;最有利的储盖组合是以灯影组四段、三段为储集层和以下寒武统黑色页岩为盖层的组合 ,其次是灯影组三段中部的白云岩段储盖组合。灯三段烃源岩在奥陶纪末—志留纪进入大量生烃期 ,生成的液态烃在古隆起顶部形成古油藏 ,志留纪末的抬升终止了第一期成烃作用 ,晚二叠世以来进入二次生烃期 ;三叠纪—中侏罗世 ,筇竹寺组烃源岩进入主要生烃期 ,在古隆起顶部灯影组风化壳形成古油气藏 ;晚侏罗世—早白垩世 ,筇竹寺组烃源岩处于生气高峰期 ,古油气藏的液态烃热裂解成气态烃 ,这些气态烃聚集形成现今的气藏。乐山—龙女寺古隆起震旦系储盖和保存条件较好 ,高石梯—磨溪潜伏构造带及华蓥山构造带是有利勘探区。图 4表 2参

鄂尔多斯盆地上古生界克拉通坳陷盆地煤成气成藏机制

克拉通坳陷型含煤盆地具有构造稳定、沉积速率低、煤层分布广、温度场和压力场渐变式演化以及构造变形微弱等特点。以鄂尔多斯盆地上古生界为例,采用德国IES公司含油气系统PetroMod模拟软件,对煤成气成藏过程进行了模拟。坳陷型含煤盆地煤成气藏的成藏特性表现为:岩性气藏为主;气源灶呈“广覆式”分布;以近距离垂向运移为主、侧向运移为辅;叠置的砂体和裂缝发育带构成优势运移通道。

鄂尔多斯盆地东部上古生界石英砂岩储层成岩及孔隙演化

在详细观察描述岩芯的基础上,对铸体薄片进行了系统研究,并结合扫描电镜、电子探针、能谱、X-衍射、阴极发光和稳定同位素分析,认为溶蚀作用、凝灰质的蚀变作用、高岭石化作用和微裂隙化作用等对本区储层发育起建设性作用;相反,机械压实作用、化学压溶作用、S iO2的胶结作用、碳酸盐矿物充填与交作用代、碎屑粘土化作用等使储层进一步致密化。

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳古油藏的确定及其意义

岩心观察与岩石薄片分析表明，鄂尔多斯盆地中央隆起带奥陶系风化壳储层沥青含量丰富，其光性特征显示为石油裂解的残余物，是古油藏存在的直接证据，沥青热演化程度高，如旬探1井的沥青反射率为2．35％-3．15％，换算成镜质华反射率为1．85％-2．35％。根据沥青充填特征、面积系数，并结合电测资料确定的古油层的厚度一般为10—22m。TOC、有机地球化学和岩相分析表明，西缘坳陷平凉组自东而西逐渐增厚的泥页岩含有机质丰富，以咸水低等生物的有机质为特征，是中央隆起带古油藏的可靠烃源岩。成藏史分析表明，J2～K1期的埋深加大和古地温升高，导致古油藏石油裂解转化为古气藏；K2-E时期，燕山运动致使鄂尔多斯盆地构造反转，陕北斜坡形成，古油藏被破坏，一部分油气向浅部运移散失，一部分向陕北斜坡高部位运移，可能是盆地中部大气田的主要气源之一。

鄂尔多斯盆地南部二叠系山西组及下石盒子组盒8段沉积相

鄂尔多斯盆地南部指环县—延安—蒲县以南、西安以北地区,其山西组和下石盒子组盒8段是重要含气层。通过古水流方向、超稳定重矿物含量和长石含量分析以及古水系恢复,认为山西期和下石盒子期的鄂尔多斯盆地南部发育6个古水系,对应于6个长石含量分区和6个沉积相区。分别为石板沟—环县分区,平凉分区,淳化—耀县分区,韩城—澄城分区,大宁—Pul井分区和华池—永宁分区。在此基础上重点分析了沉积相分布规律,认为山2期发育小型三角洲沉积,主要分布在西南部平凉、南部淳化—耀县和韩城—澄城一带:山1期三角洲沉积分布范围比山2期明显扩大,北部延安—大宁发育三角洲前缘,湖泊相分布范围缩小。盒8期主要发育辫状河三角洲相,分布范围十分广泛,湖泊仅分布在镇原—环县—华池—正宁一带和大宁—Jil井一线。实践证明有效地区分不同的古水系,有利于沉积相带展布规律的预测。

鄂尔多斯东部下二叠统山西组2段储层评价及勘探前景

针对鄂尔多斯东部下二叠统山西组2段低渗透油气藏的特点,通过高分辨率层序地层的划分对比,将研究区山2段划分为3个长期旋回。结合425块薄片观察、扫描电镜、阴极发光等储层微观特征分析研究,认为山2段是一套在岸线背景下具有强侵蚀作用的远源砂质辫状河沉积,受物源分异和水动力条件控制,榆林、神木、府谷3条河流的沉积储集特征差异明显,榆林河河道砂体为一套具有石英含量高、杂基和软岩屑含量较低、几乎不含长石的石英砂岩,储层的储集空间主要是以粒间孔为主的复合型孔隙,具有良好的储集性;神木和府谷河河道砂体与之相反,为石英含量低、杂基和软岩屑含量高、普遍含少量长石的岩屑石英砂岩,储层储集性差,仅见少量粒内溶孔。成岩演化分析认为山2段储层进入晚成岩B期,此期压实、压溶作用已非常强烈,榆林地区由于烃类的早期充注才使大量原生孔隙得以保存。通过对山2段储层沉积成岩演化分析,总结了石英砂岩与岩屑石英砂岩沉积储层特征的差异,预测出鄂尔多斯东部下步勘探方向即以榆林气田为代表的榆林河沉积区山2段高渗透石英砂岩发育的河道砂体。

苏里格气田天然气运移和气源分析

通过分析鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气组分、稳定同位素和稀有气体同位素组成指出,该气田天然气以烃类气体为主,气体碳同位素组成偏重;天然气源岩形成于淡水—半咸水沉积环境;天然气主要来源于石炭—二叠系煤系烃源岩;天然气碳同位素(1δ3C1,1δ3C2)具有从西南向东北方向变重和3H e/4H e值呈略增加的趋势;反映了天然气具有从东北向西南运移的趋势。根据天然气中40A r/36A r值,计算了石炭—二叠系源岩中K含量的变化范围,初步确定了煤岩生成天然气的贡献率在65%以上,为主要生气源岩。

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳混源气成藏分析

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳具有同时捕集上古生界煤成气和下古生界油型气的地质条件，为煤成气和油型气混源成藏。为了确定中部气田混源气的混合比例，并探讨其成藏特征，将上古生界煤成气和下古生界油型气作为2个端元，利用甲烷、乙烷碳同位素组成和体积分数与母质成熟度的经验关系式，建立了两源混合比例动态判定模型。由该模型可知，不同井中两端元气的混合比例相差很大，煤成气和油型气比率分别为22％～84％和16％～78％。这一结果表明，奥陶系风化壳气藏是由多个相互分隔的小气藏组成的；上古生界煤成气进入风化壳的方式，早期以整体顶渗为主，后期转为从侵蚀沟侧向侵入。

天然气微生物勘探指示菌的筛选

微生物勘探中 ,指示菌对勘探效果有着重大影响。文章对已知有气藏区块和无气藏区块对照研究 ,通过土壤微生物生态调查和指示菌筛选实验 ,确定甲烷氧化菌和 5种土壤主要细菌生物量为天然气微生物勘探指示菌。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气优质储层形成机理探讨

鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏总体呈大面积、低丰度的特点，在这种背景上仍存在高产、储量丰度较大与气层分布稳定的富集区块，本文称为“甜点”。以0．5×10^-3μm^2渗透率为下限值的相对高渗储层是天然气富集与高产的关键因素。在岩心观察、包裹体分析以及大量钻井资料研究基础工作之上，提出了优质储层形成的四种机理：

地球化学动态示踪油气成藏过程初探——以库车坳陷大宛齐构造为例

塔里木盆地库车坳陷大宛齐油气藏中38Ar的富集与缺氧流体及挥发分沿大断裂运移有关,吐孜玛扎断裂是流体活动形成的38Ar运移至油气藏的主要通道;而大北油气藏低的38Ar丰度显示了气源就近成藏的特征。大宛齐油气田为原生油气藏,并非后期气侵作用形成。油气藏形成后期,因圈闭封闭能力弱造成气体轻组分沿破裂部分散逸,形成现今饱和程度较低的凝析气藏。大宛齐油气田为下生上储型成藏,三叠系和侏罗系为其主生油层系。在大宛齐油气田的形成过程中,烃类先沿吐孜玛扎断层运移,再从北向南进入大宛齐构造。大宛齐油气藏中的液态烃为中生界淡水湖相沉积有机质在成熟-高成熟演化阶段的产物。大宛齐油气田经历了早期与晚期两个充注过程,晚期充注的高-过成熟天然气密度较小因而主要聚集在上方,早期形成的相对高密度的天然气主要聚集在下方。