辽东地区上古生界层序地层格架及生储盖特征

辽东地区上古生界石炭系-二叠系发育较齐全.在区域构造沉积演化、岩石组合特征、沉积相分析等研究基础上,运用层序地层学理论和方法,对辽东地区上古生界进行层序地层研究.将石炭系本溪组-二叠系蛤蟆山组划分为1个超层序、6个层序,分别发育于陆表海、滨岸、三角洲及河流沉积背景下.通过建立区域层序地层格架,探讨在层序地层格架内以体系域为单位的生储盖组合发育特征,认为上古生界区域性烃源岩和盖层主要形成于凝缩段和水进体系域上部、高位体系域下部,有利储层主要发育在低位体系域和水进体系域,纵向上构成2种类型5套生储盖组合,其中山西组“自生自储型”为上古生界致密砂岩气最有利的组合类型.

低丰度致密砂岩天然气分布特征及充注过程半定量评价——以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏为天然气运移路径上的滞留气藏,气藏充注程度低、丰度低、产气量低、气水关系复杂,天然气是否有效充注、充注程度如何均不明确。为此,以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩气藏为例,基于岩心、测井、地震、生产动态等资料,厘清了天然气分布特征,并综合烃源岩、砂体以及断裂分布空间组合关系,确定了天然气充注方式,再根据充注点、充注动力和阻力,确定了优势充注路径,最后开展了不同充注路径下的气水分布评价。研究结果表明:(1)上古生界致密砂岩气层主要为下二叠统太原组2段第2层(太2-2层)、第3层(太2-3层)与中二叠统下石盒子组1段,同时存在气层、气水同层以及水层,气水关系复杂,气井产量差异大,存在局部高产气井;(2)致密砂岩气藏天然气充注点可分为源储邻近充注点、近源充注点以及远源充注点3类,天然气充注方式可分为砂体源内充注、砂体叠置纵横扩散充注、储集体内断裂沟通跨砂体充注以及复合充注4类;(3)建立了天然气充注路径评价参数充注动力(P_(M))和充注阻力(P_(D)),P_(M)越小,充注动力越强,P_(D)越小,充注阻力越小,P_(M)大且P_(D)小,则充注动力损失小,从充注点到井点的充注动力最强、阻力最小,为天然气优势充注路径;(4)确定了4大类11小类气水分布类型和4类充注方式下气水分布规律,其中研究区西部源内充注、近源充注、断砂有利配置充注均可形成较高丰度的天然气富集,东西部远源充注和断砂较有利配置充注可形成较低丰度的天然气富集。结论认为,该研究成果不仅可以为该区目的层寻找充注程度更高的天然气富集区提供依据,也能够在低丰度气藏区的天然气充注优势区进行有效评价,较传统方法更加精细,更适合单个气藏的精细评价。

木垒凹陷上古生界烃源岩评价

本文主要通过对区块内已钻井的录井资料进行收集,采集样品并进行录井实验研究,利用研究数据综合评价区块内上古生界地层烃源岩特征。通过对这项内容的综合研究,为下一步区块内的油气勘探提供详实有利的依据。随着该项目的开展可以为准噶尔盆地东缘区块油气运聚成藏规律的研究,为区块和圈闭的评价与优选及油气勘探部署提供充足的地质依据。

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩成岩作用与成储关系研究

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩气藏具备良好的勘探前景。但在强烈的成岩作用改造下,临兴-神府地区上古生界砂岩储层非均质性强,严重制约了勘探效果。根据铸体薄片和扫描电镜数据,对研究区致密砂岩储层的成岩作用开展了系统研究;基于岩芯孔渗测试,高压压汞测试,表征了研究区致密砂岩的微观孔隙结构;结合探井产气特征,依据水膜厚度法、充注动力法、试气产能法及浮力平衡法确定了研究区致密砂岩储层的理论下限、成藏下限、有效渗流下限和致密上限。结果表明:研究区致密砂岩储层现今正处于中成岩A-B演化阶段,压实和各类胶结作用的差异发育是导致储层非均质强的原因。根据致密储层成岩改造的差异划分出5种成岩相:绿泥石包裹相、溶蚀相、石英胶结相、混合胶结相及致密相。根据成储界线划分出:常规储层、Ⅰ级致密储层、Ⅱ级致密储层、Ⅲ级致密储层。常规储层与Ⅰ级致密储层对应致密上限,常规储层主要包括以绿泥石包裹相和溶蚀相,Ⅰ级致密储层以溶蚀相为主,混合胶结相次之;Ⅱ级致密储层和Ⅲ级致密储层对应有效渗流下限,Ⅱ级致密储层以溶蚀相和混合胶结相为主,Ⅲ级致密储层以混合胶结相和致密相为主。其中常规储层和Ⅰ级致密储层是最具潜力的勘探目标。

神木北地区上古生界断裂构造分析及其影响

神木北地区位于鄂尔多斯盆地的东北部,富集油气资源,其在上古生界太原组、山西组和石盒子组上发育小型正断层、逆断层、个别切割能力较强的走滑断层及高角度裂缝,由构造作用产生的断层、裂缝及后期由烃源岩内部异常高压使泥岩破裂所形成的裂缝都影响油气运移和油气田分布。该文利用地震资料、钻井资料、测井资料和成像资料结合人工地震合成记录标定法、野外露头调查法等对地震资料处理、解释和结合野外露头调查法、岩心观察法,镜下薄片鉴定法和成像测井方法等识别裂缝构造、发育类型和发育基本规律,上述方法对神木北地区的油气资源勘探,具有重要的研究意义和具体的应用价值。

鄂尔多斯盆地延长探区上古生界剥蚀厚度恢复

剥蚀厚度恢复是进行盆地地质建模、埋藏演化、油气成藏等定量分析的基础。本文在钻井、录井和测井资料基础上,优选地层趋势对比法为主、泥岩压实曲线外推法为辅的剥蚀量恢复方法,对剖面进行了剥蚀量恢复。研究表明,晚三叠纪和侏罗世,延长组顶部遭受剥蚀的强度较弱,整体上呈现出东厚西薄的特征,剥蚀厚度介于0~300 m。晚白垩世延长组在黄陵-富县-子长一线以东遭受剥蚀,厚度普遍在500 m以上,延安/富县组剥蚀范围向西扩大,剥蚀厚度介于0~400 m,直罗/安定组在延762-延1773-延268-延1092-延893-延908-延1410以东发生剥蚀,剥蚀厚度在0~300 m之间。下白垩系普遍遭受了剥蚀,剥蚀厚度在650~2000 m分布,在平面上具有西部厚度低和东部厚度高的特点,在靖边、子长、子洲等地区剥蚀厚度最大,可以达到1 500 m以上。

鄂尔多斯盆地神府区块上古生界致密砂岩储层特征

为了阐明鄂尔多斯盆地神府区块上古生界各组致密砂岩的储层物性特征,本次研究利用实验测试结果、扫描镜照片等相关地质资料对研究区目标层储层的岩性、孔隙类型及结构、孔隙度及渗透率特征开展分析。研究结果表明:(1)神府区块上古生界储层填隙物以泥质为主,其相对含量变化较大,砂岩储层粒度以中、粗砂为主,粗砂和细砂次之,少量极细粉砂、黏土;储层碎屑颗粒的磨圆以次圆—次棱角状和次棱角—次圆状为主;神府区块上古生界储层泥质含量自上而下逐渐减少,溶蚀作用增强,石英的次生加大边现象也随之增加。(2)神府区块上古生界储层孔隙以次生孔隙为主,多为溶蚀颗粒孔、溶蚀粒间孔、胶结物溶孔以及少量的原生粒间孔、残余粒间孔,还存在少量微裂缝;石千峰组和本溪组孔隙结构相对于神府地区其他组较好。(3)神府区块上古生界储层的孔隙度小于4%,渗透率低于0.2 mD时,孔渗之间的偏离指数正相关性。本次的研究结果可为鄂尔多斯盆地神府区块后续的勘探工作提供理论指导和数据支持。

鄂尔多斯盆地上古生界标志层特征及形成机制

根据大量的钻探、测井、露头数据,对鄂尔多斯盆地上古生界标志层的岩电特征、层序地层意义及形成的沉积环境进行研究。结果表明:研究区主要发育灰岩、砂岩、泥岩及煤层标志层,依据层序界面的特点将研究区上古生界划分为5个二级层序、12个三级层序,其中SQ1—SQ5属于海相地层层序,SQ6—SQ12为陆相层序。鄂尔多斯盆地上古生界总体上经历了海相—海陆过渡相—陆相的沉积演化过程,标志层受沉积相横向变化的影响,主要形成于三角洲、辫状河三角洲、河流、湖泊、障壁海岸以及浅海陆棚沉积体系。在划分地层及地层对比过程中,可通过控制标志层、对比相邻井、参考厚度变化等,合理、准确地划分地层。

X区块上古生界致密砂岩储层孔隙结构及流体流动性实验研究

孔隙结构和流体流动性评价是深层致密砂岩有效勘探的热点。本文以鄂尔多斯盆地东缘X区块上古生界为例,系统研究了深层致密砂岩气藏的微孔结构、流体流动性及其影响因素。结果表明,石千峰组砂岩大部分处于早期成岩阶段。在此期间,由于成岩流体中的K+/H+较高,与高岭石或钾长石的反应有利于在该阶段生成伊利石。上石盒子组砂岩多处于早成岩B至中成岩A阶段,其中H+含量逐渐增加,K+/H+降低,限制了伊利石的形成。大多数下部砂岩储层处于中B至晚期A阶段。由于高岭石和伊蒙混层的转变,伊利石大量形成。在本溪组的强酸环境中,H+与钾长石反应生成大量高岭石。致密储层孔隙度和渗透率之间的相关性良好。粒间(溶孔)型、粒间+粒内溶孔型、溶孔+晶间孔型和晶间孔型,束缚水饱和度与孔隙度呈负相关,孔隙度越大,流体流动性越强。

镰刀湾地区上古生界致密气储集砂岩孔隙差异特征及其控藏规律

致密砂岩的孔隙演化过程影响致密天然气的富集及分布,是当前部署致密气储集砂体开发工作的研究重点。以镰刀湾地区上古生界盒8-山2段致密气储集砂岩为研究对象,通过气测孔渗、高压压汞数据结合岩石薄片及扫描电镜等显微观测,分析其物性特征,定性和定量表征孔隙特征,并探讨盒8-山2段孔隙差异特征的成因及其对致密气富集的影响。研究表明:镰刀湾地区上古生界盒8-山2段致密气储集砂岩为低孔-特低孔、低渗-特低渗储层。强压实作用和胶结作用分别是导致盒8-山2段砂岩气储集砂岩孔隙低孔化、特低孔化的主控因素,溶蚀作用是低孔型储集砂岩部分发育的主控因素;早期差异性胶结作用是储集砂岩孔隙差异演化的主要因素,也导致差异性溶蚀作用和晚期胶结作用的发生。胶结物含量高的储集砂岩含气性更好,其中无阻天然气主要赋存在晶间孔中,而更多的致密砂岩气主要赋存在胶结物溶蚀孔中。

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气成藏条件

利用含油气系统的概念与方法研究伊盟隆起上古生界天然气成藏要素及成藏作用,总结其成藏模式。伊盟隆起上古生界天然气主要来自隆起南部及乌审旗地区的太原组和山西组烃源岩;山西组和下石盒子组冲积扇相辫状水道砂体、河流相河道砂坝砂体及三角洲平原亚相分流河道砂体为最有利储集层;上石盒子组和石千峰组厚层泥岩构成区域性盖层,另有众多局部盖层;生、储、盖层具有良好的组合关系,形成自生自储式(隆起南部)和下生上储式(隆起南部、北部)生储盖组合。天然气主要通过优势输导砂体、不整合面、断层和裂缝组成的输导体系向北部运移;隆起北部地区以局部构造圈闭、远源成藏为主,而南部地区以岩性圈闭、近源成藏为主。

鄂尔多斯盆地东部上古生界致密岩性气藏成藏模式

鄂尔多斯盆地东部上古生界气藏为典型的致密砂岩岩性气藏,其特点是气源充足、多层系含气、致密砂岩储集层发育、盖层封闭条件相对较好。根据鄂尔多斯盆地东部气藏形成特征,以成藏期次为主线,以致密岩性圈闭为重点,综合考虑成藏主控因素,分别对早侏罗世末期、晚侏罗世中晚期、早白垩世末期、早白垩世末期至今4个具有代表性的阶段进行了成藏模式分析,认为晚侏罗世中晚期及早白垩世末期是盆地东部天然气成藏的关键时期。受致密岩性圈闭气藏储集层物性差的影响,输导层不同决定了天然气二次运移的方式不同,本溪组、太原组、山西组、下石盒子组形成的天然气气藏在平面上连片性好,而石千峰组及上石盒子组天然气在输导层发育的地方常形成"小而肥"的次生气藏。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界具有含气丰富和低孔、低渗、低压的特征。通过储集层流体包裹体均一温度、包裹体激光拉曼光谱、沥青分布与成因、岩石薄片等分析,结合天然气组分、C5—C8轻烃、单体碳同位素实验数据,分析了鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏基本特征和成藏过程,总结了高效储集层的主控因素,划分出3种上古生界天然气成藏组合,即源内成藏组合(山2段—太原组)、源顶成藏组合(山1段—盒8段)、源外成藏组合(石千峰组)。并应用上述方法剖析了不同类型气藏天然气成藏过程及成藏主控因素。

苏里格气田上古生界储层流体包裹体特征及成藏期次划分

苏里格气田是目前中国天然气探明地质储量最多的大型整装气田,也是未来中国最重要的天然气主产区之一。为确定苏里格气田上古生界天然气藏的天然气充注时间和成藏期次,利用LINKAM THMS600型冷热台和LABHR-VIS LABRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪,采用较先进的包裹体测试技术及分析方法,对该气田上古生界储层流体包裹体样品进行了测试分析。结果表明,苏里格气田上古生界储层流体包裹体主要包括富CO2包裹体、富CH4包裹体和富高饱和烃包裹体3种类型。流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为90-120℃和140-150℃。这表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期。利用包裹体测试资料,结合埋藏史综合分析表明：早侏罗世晚期—晚侏罗世晚期（距今190-154Ma）和早白垩世（距今137-96Ma）是苏里格气田上古生界天然气藏的主要成藏期。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移聚集特征

鄂尔多斯盆地上古生界主要发育煤系气源岩和海相碳酸盐岩气源岩，在晚三叠世进入生气门限，早中侏罗世进入排气门限，晚侏罗世─早白垩世末达到生排气高峰期。上古生界最大埋深时古异常超压对天然气的运移富集起着重要作用，是微裂缝排气的主要动力。由于排气较晚，天然气的初次运移主要为扩散排气和微裂缝排气。二次运移期间，在上古生界石盒子组出现较大面积的异常高压，形成了阻止天然气向上穿层运移扩散的压力封闭；而部分地区上古生界内部的异常高压为上古天然气向下穿层运移进入奥陶系提供了动力。分析区域构造演化和古流体势分布对天然气运移的综合控制作用后认为，地史期紧邻生气中心、处于构造高部位上的相对低势区及低压区为天然气聚集成藏的最有利地区，这一认识已被勘探实践所证实。

鄂尔多斯盆地东南部上古生界海陆过渡相页岩储集性与含气性

鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相页岩是重要的页岩气富集层系,但是含气性及其控制因素研究薄弱,制约了对该地区页岩气的勘探和研究。论文通过对鄂尔多斯东南部本溪和山西组大量页岩样品开展有机地球化学、矿物组成、页岩孔隙及分布的研究,评价了海陆过渡相页岩的储集性;通过含气量现场解吸和等温吸附实验,分析了页岩含气特征和影响因素。结论认为研究区海陆过渡相页岩有机质丰度高（TOC含量0.5%~11%）,主要发育III型干酪根,有机质成熟度较高（1.0%~3.0%Ro）;矿物组成以富黏土页岩为特征,黏土矿物含量可高达60%以上。总孔隙度分布在2%~8%,部分样品微裂缝发育。孔隙类型以平行板状的狭缝型孔隙介孔为主,在岩石孔隙比表面积和孔体积的贡献占90%以上;TOC含量与孔隙比表面积及孔隙总体积具有密切的相关性,有机质孔隙对岩石总孔隙构成具有重要贡献。现场解吸含气量为0.591~4.05m3/t,兰氏体积从0.05m3/t到14m3/t都有分布,页岩实测含气量与气体吸附能力差异大。TOC含量是控制海陆过渡相页岩含气量和含气能力的重要因素,富黏土矿物的吸附作用可使样品含气能力显著增加。

基底断裂"隐性活动"对鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的作用

鄂尔多斯盆地北东向基底断裂中、新生代"隐性"活动对上古生界天然气富集高产和成藏有明显控制作用。采用渗透率异常频率分析方法,预测了盆地中东部地区上古生界裂缝的分布,并建立了裂缝发育与基底断裂之间的成因关系,指出基底断裂后期活动不仅对盆地上古生界致密储集层的裂缝发育有控制作用,而且对天然气成藏有促进作用。应该重视盆地北东向基底断裂发育区次生天然气藏的勘探。

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。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移特征及成藏过程分析

运用石油地质动态分析及综合研究方法,以鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、古压力恢复、包裹体、成岩作用资料为基础,对上古生界天然气运移的地质背景、天然气运移特征进行详细分析,对储层致密化、古高压异常对天然气运移、成藏的影响等方面进行研究,认为上古生界砂岩致密化发生于中三叠世—晚三叠世,早于大规模油气运移时期,天然气呈连续相运移需要的临界气柱高度远大于砂岩的单层厚度,受压力封存箱的封闭以及封存箱内不均匀分布的高压泥质岩阻隔,天然气难以沿构造上倾方向作大规模运移,主要为就近垂向运移聚集成藏;成藏特征研究显示,只有毛管中值压力平均值小于6.21 MPa、厚度大于4 m以上的优质储层段能够允许天然气成藏,而且气水分布主要受构造部位、储层非均质控制。故此,上古生界气藏主要为致密储层条件下的岩性和构造-岩性气藏类型;根据各时期、各地区、各层段不同的天然气运移、成藏特征,将上古生界压力封存箱划分为非烃源岩和烃源岩两个成藏子系统,前者具自生自储、短距离运移、早期(J2—K1)源内成藏特点,形成原生气藏,而后者属近-远距离运移、晚期(K1—K2,K2末—Q)源外成藏特点。

鄂尔多斯盆地高桥地区上古生界致密砂岩储层非均质性特征

为深入研究致密砂岩储层的非均质性,利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对鄂尔多斯盆地高桥地区上古生界致密砂岩储层的非均质性进行了深入分析。结果表明,研究区山西组-下石盒子组储集砂体的非均质性与沉积作用关系密切,垂向加积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为规律不明显的正韵律或突变正韵律;侧积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为强烈的正韵律;前积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为规律明显的反韵律。漫流沉积作用导致储集砂体物性在垂向上表现为变化不大或略微反韵律。从层内非均质性上看,盒8段和山西组储层均具有较强的非均质性。其中山2段的储层非均质性较山1段的强,盒8下的储层非均质性较盒8上的强。4个亚层中属盒8上的均质性最好。从层间非均质性上看:不同层位差异较大。从平面非均质性上看,高桥地区盒8段和山西组储层在平面上不同地区表现出较强的非均质性。