基于井震结合–层序界面逐级约束的小层划分与对比:以杭锦旗十里加汗太原组—下石盒子组为例

为了实现鄂尔多斯盆地北部杭锦旗十里加汗太原组—下石盒子组小层精细对比,通过详细的岩心观察,岩心–测井–地震紧密结合,利用岩心标定测井曲线,总结不同级次标志层序界面特征,利用逐级标志层序约束,井震结合进行高频层序划分,结合开发实际,进行小层划分对比。结果表明,研究区太原组—下石盒子组地层厚度在230 m左右,自下而上,由海陆过渡环境的潮坪相—三角洲相沉积,逐渐演变为山西组的辫状河三角洲相沉积,至下石盒子组则主要发育辫状河沉积。依据层序界面类型,将目的层识别出Ⅱ级界面1个,Ⅲ级界面3个,Ⅳ级界面4个。将Ⅱ-Ⅳ级层序界面按照岩心–测井曲线–地震响应特征的难易识别程度,划分了4个级次,进一步通过岩心–测井详细标定,识别V级界面25个。在地震剖面约束和沉积认识指导下,开展不同级别标志界面井间对比,进而逐级约束,实现高频层序对比,结合现场开发实际,将目的层划分为13个小层,各小层厚度较为稳定,主要反映了平原三角洲—辫状河沉积特征。高频层序一定程度上控制着沉积储层的发育与分布。通过井震结合、逐级约束的方法,可提高小层划分对比的准确度和精细度,为该区进一步的气藏地质研究与评价提供基础。

杭锦旗地区钻井废水回用技术研究

为满足杭锦旗地区严格的环保要求,降低钻井成本,提高勘探与开发效益,对该区块钻井废水进行了分析,明确了废水不能回用原因。根据离子化学沉淀和颗粒絮凝机理,制定“提高pH值-氧化-离子捕捉-絮凝”废水处理方案,据此进行了废水回用实验研究。实验表明,处理后的废水回用到钻井液后,对钻井液性能影响不大。该技术在现场进行了应用,废水处理后回用效果好,达到了降本增效的良好效果。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区天然气地球化学特征及气源探讨

为明确鄂尔多斯盆地杭锦旗地区不同区带天然气特征及来源上的差异,通过天然气气体组分分析和碳同位素分析等手段,对杭锦旗地区3个主要勘探区带天然气地球化学组成特征进行了详细的对比剖析,并结合各区带天然气在成藏过程中的差异,对其来源进行了分析探讨。研究区天然气烃类气体含量较高(以甲烷为主),干燥系数多低于0.95,整体呈现出湿气特征,非烃类气体主要为二氧化碳和氮气,含量较低;天然气碳同位素δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)和δ^(13)C_(3)组成表现为正碳序列分布,但不同区带天然气碳同位素组成之间存在着差异,其中什股壕区带天然气δ^(13)C_(1)值最重,而新召区带天然气δ^(13)C_(2)和δ^(13)C_(3)值要明显重于其他2个区带。成因分析结果表明,研究区3个区带天然气均为有机成因气,呈现出煤型气(腐殖型气)的特征,主体为干酪根初次裂解气,且其气源岩处于高成熟—过成熟热演化阶段。结合气源对比结果与地质背景,推测新召区带天然气主要由下伏山西组烃源岩供烃,独贵加汗和什股壕区带天然气则来源于断裂南部太原组和山西组烃源岩的共同贡献,但前者太原组烃源岩贡献比例相对更高。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区断控气藏差异

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区泊尔江海子断裂南北地区工业气流井分布与烃源岩演化程度不匹配,且该断裂南北地区天然气成藏期次存在差异。本文在烃源岩演化史和断裂发育史的基础上,结合天然气组分碳同位素、天然气干燥系数、流体包裹体特征以及断层在不同方向上的封闭性,对断裂南北地区天然气的来源、成藏期次、成藏时间以及运移通道进行对比。结果表明:天然气组分碳同位素符合“正碳同位素序列”特征,即δ^(13)C_(1)<δ^(13)C_(2)<δ^(13)C_(3),表明研究区的天然气是单一来源;断裂南部天然气干燥系数分布在0.85~0.96,平均值为0.91,断裂北部天然气干燥系数分布在0.95~0.97;断裂南部地区下石盒子组储层中与天然气共生的盐水包裹体主频温度主要分布区间为95~115℃与125~135℃,断裂北部地区下石盒子组储层中与天然气共生的盐水包裹体均一温度主要分布在75~155℃之间;结合研究区埋藏史得出断裂南部地区天然气为两期成藏,成藏时间分别是晚侏罗世—早白垩世(155~142 Ma)和早白垩世末(116~110 Ma),北部地区天然气为一期成藏,成藏时间为早白垩世末(128~117 Ma)。泊尔江海子断裂自古生代以来发生了多期活动,其在燕山期的活动是造成断裂南北地区天然气分布、热演化程度、成藏期次差异的主要原因。

杭锦旗地区二叠系储层油气成藏期次及流体势特征

杭锦旗地区是鄂尔多斯盆地北部重要的含油气区,油气成藏期次及流体势研究有利于探究油气充注的世代以及流体势的分布特征,并进一步判定成藏期油气的运移方向。本文以什股壕区块和十里加汗区块5口井的二叠系下石盒子组盒一段储层砂岩为研究对象,基于流体包裹体分析厘定油气成藏期次,并结合流体势理论计算研究区关键成藏期的流体势并揭示油气的运移方向。研究结果显示:什股壕区块盒一段储层油气的成藏时间为132~102 Ma;十里加汗区块盒一段储层油气的成藏时间为132~101 Ma。杭锦旗北部的什股壕盒一段储层油气的流体势为18 128~22 872 J/kg;杭锦旗南部的十里加汗区块盒一段储层油气的流体势为22 975~27 153 J/kg。本文认为研究区二叠系盒一段储层油气成藏时间在早白垩世,十里加汗区块整体的流体势要高于什股壕区块,油气具备由南部向北部运移的趋势。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区井漏地质机理分析

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区钻井过程中频繁出现井漏现象,为了研究搞清楚井漏产生的地质机理,采用杭锦旗地区的钻井、录井、测井等资料,开展了研究区井漏高发层位、区域、漏失特征等因素的分析。分析研究结果表明:研究区井漏区域主要位于刘家沟组泥岩、下石盒子组储层以及元古界顶部风化壳,漏失机理主要为刘家沟组泥岩本身易破碎,承压能力差,漏失层位主要受断层、褶皱以及风化壳产生的裂缝控制;下石盒子组储层受断层影响,发育高角度裂缝;元古界顶部风化壳附近裂缝发育。基于井漏发生的地质机理提出了以下几种预警方法:井漏大数据分析法、复杂构造识别法、储层改造分析法,对于预防井漏有积极作用。

鄂尔多斯盆地北部中元古界潜山圈闭特征与成藏模式

鄂尔多斯盆地深层发育长城纪裂陷槽,但相关的圈闭类型和成藏条件不清。近期,在盆地北部杭锦旗地区发现了长城系砂岩潜山气藏,揭示该领域具有较好的勘探前景。通过最新的三维地震和钻井资料综合分析,结合区域构造演化阶段和典型气藏解剖,本次研究针对中元古界潜山圈闭的分布、类型及天然气成藏模式展开。结果表明:(1)研究区长城纪发育三个NW向裂陷槽,其中的独贵、蒋家梁裂陷槽受基底断裂反转活动影响,隆升剥蚀,形成低幅度的潜山隆起带;(2)残丘、隐丘及断丘型圈闭沿潜山隆起带呈带状分布,其中断丘型圈闭的闭合幅度最高;(3)潜山圈闭的成藏模式可分“上生下储”、“源储侧接”及“源外运移”等三种类型;(4)天然气藏分布受四个因素控制,其中烃源岩分布制约潜山气藏的分布范围;圈闭类型控制气藏规模与富集程度;断-缝发育程度控制储层物性及含气性;而侧向输导控制源外圈闭的成藏效率。因此,邻近煤系烃源岩的断丘型、残丘型圈闭将是研究区中元古界潜山勘探的首要目标。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区山西组-太原组烃源岩地球化学特征对比研究及意义

以鄂尔多斯盆地杭锦旗地区山西组太原组煤系烃源岩为研究对象,通过总有机碳测定、岩石热解分析、碳同位素测定及GC-MS分析等多种技术手段对两套烃源岩的地球化学特征进行了系统研究。结果表明,研究区山西组太原组烃源岩有机质含量均较高,有机质类型以Ⅲ型为主,生烃潜力好。其中山西组烃源岩整体生烃潜力较太原组强,而太原组烃源岩成熟度则较山西组高。通过将两套烃源岩生物标志化合物特征进行对比分析发现,山西组烃源岩具有高姥植比,高(C_(19)三环萜烷+C_(20)三环萜烷)/C_(21)三环萜烷值,高C_(24)四环萜烷、C_(29)规则甾烷、氧芴相对含量和低伽马蜡烷相对丰度的特征,反映其可能形成于氧化偏氧化的淡水环境,有机质来源以高等陆生植物为主;太原组烃源岩则具有低姥植比,低(C_(19)三环萜烷+C_(20)三环萜烷)/C_(21)三环萜烷值,低C_(24)四环萜烷、C_(29)规则甾烷相对含量,低伽马蜡烷相对丰度和高硫芴相对含量的特征,说明其形成环境可能为相对偏还原的淡水环境,有机质来源中低等水生生物的贡献较多。基于两套烃源岩生物标志化合物组成特征上的差异,选取合适的生标参数建立了相应的有机地化判识指标将两套烃源岩区分开,这对研究区后续的油源对比及油气勘探工作有着较为重要的意义。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征

核磁共振(NMR)及CT扫描技术对致密砂岩储层评价正发挥越来越重要的作用。以杭锦旗地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层为例,基于NMR及CT扫描系统探讨了致密砂岩中不同类型孔隙的响应特征及流体识别能力。结果表明,测试样品的孔隙度主要分布在1.7%~10%,气测渗透率主要分布在0.1×10^(-3)~1.4×10^(-3)μm^(2),T_(2)弛豫时间截止值主要分布在1~14 ms,平均值为6.11 ms,属于典型的低孔、低渗型致密砂岩储层。根据离心前饱和分量T_(2)弛豫时间曲线,盒1段储层孔隙类型为双峰型(左峰为主,右峰不明显),包括3个亚类:微孔-小孔型、小孔-中孔型、微孔-小孔-中孔型,所对应的T_(2)弛豫时间区间分别为0.1~10,1~100,0.1~100 ms。三维CT扫描结果显示,小孔-中孔型储层的物性特征最好,其次为微孔-小孔-中孔型储层,而微孔-小孔型储层的物性相对较差。T_(2)截止值与样品可动流体含量负相关。盒1段可动流体孔隙度与渗透率具有良好的正相关性,反映可动流体含量受储层渗透率与喉道显著影响。盒1段致密砂岩储层中可动水饱和度主要分布在4%~9%,平均值为5.8%。开发实践显示,盒1段原始可动水饱和度较低,具有较大开发潜力,从侧面证实了NMP和CT扫描技术结果的准确性。

杭锦旗地区致密气藏石英砂替代陶粒可行性实验研究

为了满足鄂尔多斯盆地杭锦旗地区低成本压裂改造的需要,根据杭锦旗地区不同区块闭合压力特点,开展了不同岩板对长期导流能力的影响、不同粒径对长期导流能力的影响、石英砂铺砂浓度的界定以及石英砂替代陶粒导流能力分析等实验研究工作。结果表明:1)在相同的闭合压力加载条件下,长期导流能力大小与石英砂所占支撑剂比例呈负相关;2)随着闭合压力加载时间的延长,支撑剂破碎和嵌入程度逐渐严重,30 h以后,人工裂缝导流能力损失明显;3)石英砂与陶粒的混合比例为2∶8,3∶7和4∶6时,其导流能力均满足闭合压力为35~50 MPa的要求,能够实现用石英砂替代陶粒而达到降低压裂成本的目的。以上成果认识,对杭锦旗地区石英砂替代陶粒压裂改造及实现低成本战略具有一定指导意义。

杭锦旗地区J72井区致密砂岩储层岩电特征研究

杭锦旗地区含气丰度低,岩性复杂,储层非均质性强。当前,J72井区储层岩电特征需更近一步认识。通过收集J72井区九口单井的测井解释成果以及测井数据,根据测井曲线划分层段(泥岩、砂岩、煤层),建立岩电关系。确定目的层段(致密砂岩),观测目的层段的GR(自然伽马),DEN(补偿密度)、AC(声波时差)、POR(孔隙度)、SH(泥质含量)、Sw(含水饱和度)等测井曲线参数以及测井响应特征。对J72井区多井曲线交会分析,确定目的层段的声速、密度、自然伽马等参数,最终构建目的层段储层电性特征。

鄂尔多斯北部杭锦旗探区上古生界烃源岩评价

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗探区上古生界烃源岩问题争议大。通过有机地球化学分析、盆地模拟等方法手段对研究区上古生界烃源岩展开研究。结果表明，上古生界发育石炭系、二叠系两套烃源岩，煤层是最好的烃源岩，泥岩为差烃源岩。煤层有机碳的质量分数最高，平均值为61．32％；有机质类型好，以Ⅲ型干酪根为主，属于生气型源岩；有机质成熟度为0．8％～1．3％，已经进入生气高峰阶段。烃源岩生气强度为（0．1～1．3）×10^9m^3／km^2，具备为研究区天然气成藏提供物质基础的条件。盆地模拟结果表明山西组总生气量大于太原组，是主要的烃源岩层系。烃源岩从侏罗纪末进入大规模生烃阶段，生烃高峰为早自垩世。研究区石炭系和二叠系煤层是上古生界天然气成藏的主要气源岩，天然气组分中甲烷含量变化、天然气侧向运移距离等证据进一步佐证了上述观点，突出了研究区上古生界烃源岩的原地性特征。

鄂尔多斯盆地北缘石炭系-二叠系大型气田形成条件

鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区的天然气勘探经历了40年的历史。近10年来,通过在该区进行系统的天然气成藏条件调查与研究,建立了以大型岩性圈闭为主要评价目标的勘探思路,并通过展开勘探取得重大突破,在石炭系-二叠系致密低渗碎屑岩含气层系获得地质储量已超7 000×108m3。综合研究认为,发育在石炭系-二叠系下部海-陆过渡层序中的层状"广布式"近源成藏系统是该区大型气田形成的基本条件。该成藏系统具有大型化的成藏要素:大面积分布的上石炭统煤系源岩、大面积下二叠统河道砂岩储集体、大面积源-储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程及上二叠统大面积区域封盖层。大面积含气、低丰度储量及以岩性气藏为主是杭锦旗地区上古生界气藏的一大特征。在储层普遍致密低渗背景下,寻找富集高产区带、实现有效勘探开发将是面临的挑战。

杭锦旗地区上古生界层序及沉积体系发育特征

目的建立杭锦旗地区太原组—下石盒子组层序地层格架,明确沉积体系的发育特征。方法以岩心和测井资料为基础,通过层序界面的识别进行层序划分。结果杭锦旗地区晚古生代可划分为早、中及晚3个沉积演化阶段,分别对应LSC1-LSC3,LSC4-LSC5,LSC6长期旋回,主要发育障壁海岸沉积体系、扇三角洲沉积体系、冲积扇沉积体系和河流沉积体系。结论层序控制着沉积体系类型及特征,气藏主要分布在LSC4-LSC5的低位体系域的上部和水进体系域的下部。

鄂尔多斯盆地东胜气田氦气分布规律及特大型富氦气田的发现

近年来,随着鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区东胜气田勘探开发进程的逐步推进,发现在该地区天然气中普遍伴生具有工业价值的氦气。通过对东胜气田166口井天然气样品分析发现,氦气含量为0.045%~0.487%,达到含氦-富氦气田标准。气田中部独贵加汗区带及北部什股壕区带2个基底断裂发育区氦气含量较高,平均含量大于0.1%,具有较大的氦气勘探开发潜力。纵向上从下(盒1段)到上(盒3段)氦气含量依次降低,盒1段和盒2段氦气含量较高,均大于0.1%,为主要的氦气勘探开发层系。根据氦气同位素组成发现,东胜气田氦气为典型的壳源成因,主要来源于基底的太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系,氦气分布受基底岩相和深大断裂双重控制,高值区主要沿泊尔江海子等通基底断裂两侧分布,在二级断裂的通氦源断裂与四级断裂的输导体系交汇处和太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系基底发育区富集。通过对东胜气田重点天然气井中短期内氦气含量随气井生产动态的变化特征研究,发现天然气在较长的开发时期内氦气含量保持稳定;按照体积法计算,其氦气探明储量为2.444×10^(8)m^(3),三级储量为8.304×10^(8)m^(3),是目前我国第一大特大型含氦—富氦气田,资源潜力巨大。建议选取东胜气田作为氦气资源开发利用的先导试验区,加快论证建设氦气战略储备基地的可行性;同时加强主要含油气盆地天然气中氦气成藏规律、资源潜力评价以及氦气等伴生资源的综合利用研究,指导氦气资源勘探开发和综合利用。

鄂尔多斯盆地北部泊尔江海子断裂对上古生界天然气成藏的控制

为了揭示泊尔江海子断裂对鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气成藏的控制作用,应用地震和钻井资料,在断裂活动性分析的基础上,根据断层泥比率和断层连通概率法对泊尔江海子断裂的侧向和垂向封闭性进行半定量评价,探讨断裂和天然气富集区的关系。结果表明：泊尔江海子断裂呈现3次明显的活动高峰期,分别为加里东期—早海西期的断裂形成期、印支期—早燕山期的挤压逆断裂活动期、中晚燕山期的走滑撕裂活动期,而中晚燕山期的走滑撕裂控制了上古生界天然气主要成藏期。断裂的封闭性具有＂横向分段、纵向分层＂的特点;横向上,以断层泥比率（SGR）等于0.3为界将泊尔江海子断裂分为侧向优势输导区和侧向封闭区;纵向上,在石千峰组和上石盒子组断裂启闭系数基本都小于1.0,断裂垂向封闭,在下石盒子组和山西组断裂启闭系数主要集中在4.0~10.0,断裂垂向开启。在断裂侧向优势输导区,断裂南部主力烃源区生成的天然气,经断裂发生垂向和侧向运移,易在断裂北部地区富集成藏;在侧向封闭区,则易在断裂南部地区富集成藏。

鄂北杭锦旗地区下石盒子组储层物性特征及评价

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部伊盟隆起杭锦旗断阶带上,下石盒子组为辫状河和河流相沉积。通过薄片观察、岩心物性分析和压汞曲线实验,对岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行了分析。结果表明:下石盒子组砂岩储层孔隙类型,主要有剩余原生粒间孔、次生孔隙和高岭石晶间隙;裂缝不发育;孔隙结构可分为细喉微孔型、粗喉大孔型和细喉中孔型三类,其中以细喉中孔型为主。储层为中低孔、低渗储层,盒3段物性最好。利用径向基神经网络解释的孔隙度参数在岩心实验校正后进行储层平面分布评价,结果表明:锦2、锦6～锦7井区是下石盒子组有利发育带。

鄂北杭锦旗探区上古生界天然气成藏类型

通过对杭锦旗探区泊尔江海子断裂南北两侧气水分布与典型气藏(井)解剖,发现杭锦旗探区上古生界断裂两侧气水分布明显不同,断裂以北,天然气主要聚集于构造高点,地层水分布于构造下倾部位;断裂以南,气水层分布复杂,具有致密砂岩底部含气特点,局部低幅度构造具有正常的上气下水分布特征.断裂两侧上古生界烃源岩、储集层、源储关系、气水分布及产能等成藏条件与特征具有明显的区别,其中断裂南侧成藏特征与国外发育根缘气的盆地(地区)具有很好地相似性.根据致密砂岩底部含气特征指出,杭锦旗探区上古生界太原组、山西组及盒1段等层系发育根缘气,其主要分布于伊8-锦8-伊22-锦10-锦6-伊19井一线以南地区,具体层系略有区别,该线以北为气水过渡带,气藏类型过渡为常规气藏.研究结果表明,杭锦旗探区上古生界断裂北侧应以寻找常规气藏为主,断裂以南则以寻找根缘气藏为主.

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块油气水分布及主控因素分析

通过对鄂尔多斯盆地北部杭锦旗区块油气水层测井响应特征的研究,建立油气水层的测井识别标志。在应用多组逐步判别分析方法对油气水层进行划分的基础上,对单井油气水层的纵、横向分布特征以及横向展布规律进行研究,指出有利的油气富集区,得出储集层的岩性、生储盖的组合配置关系、局部构造的发育情况以及断层分布是影响研究区内油气水层分布的主要控制因素。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区关键构造期与二叠系致密气成藏响应

关键构造期是大型叠合盆地中表征构造作用与油气成藏之间成因联系和因果关系(成藏响应)的关键时间点,是分析油气成藏演化和油气聚集规律的重要“窗口”。基于鄂尔多斯盆地构造演化史,通过磷灰石裂变径迹等热年代学指标的约束,分析了鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区中生代以来构造演化及变形序列,厘定了该区J_(3)-K_(1)、K_(2)-E_(1)两个关键构造期,并结合石炭系—二叠系成烃—成藏史,认为J_(3)-K_(1)是杭锦旗地区现今“北东高、南西低”NE向构造格局的定型期,对应于烃源岩大量生排烃和砂岩致密化期,主要形成三眼井—乌兰吉林庙—泊尔江海子断层南部(简称南部)的石炭系太原组、二叠系山西组及石盒子组盒一段岩性气藏;K_(2)-E_(1)是主干断裂活化、北部NE向构造圈闭和NW向断裂形成期,导致南部先期岩性气藏调整和北部构造或构造—岩性气藏的形成;主干断裂两侧成藏差异明显,南部成藏早于北部,南部以岩性气藏为主,北部以构造—岩性气藏为主,南部含气层系以深层为主,北部深浅层均有,古近纪北部的隆升导致天然气散失。关键成藏期和关键改造期在空间和时间上转化,通过对成藏要素的差异化改造最终控制天然气的富集和贫化。