鄂尔多斯盆地神木地区侏罗系延安组煤层微观孔隙结构特征

煤层孔隙结构对煤层气的吸附与扩散具有显著影响。通过气体吸附、核磁共振、扫描电镜等实验,对鄂尔多斯盆地神木地区侏罗系延安组煤岩开展煤层孔隙结构多尺度、多参数的联合表征研究,厘清了煤层气解吸—扩散—渗流的规律。研究结果表明:(1)神木地区延安组煤层平均孔隙度为6.89%,平均渗透率为4.82 mD,属典型的特低渗煤层,主要发育方解石、黏土矿物以及非晶质组分等,其中方解石平均质量分数为54.8%,黏土矿物平均质量分数为35.7%,非晶质平均质量分数为15.0%。(2)研究区煤层主要储集空间为狭缝形和墨水瓶形等,包括气孔、屑间孔、胞腔孔、铸模孔和少量微裂缝,孔隙以2~50 nm的介孔为主,大孔次之,微孔最少,但微孔是孔比表面积及孔容的主要贡献者,表明煤层气主要吸附在微孔中。(3)研究区煤层孔喉尺寸为纳米—微米级,对渗透率的贡献主要来自于亚微米—微米级的孔喉,其孔隙连通性好。煤样可动流体饱和度为38.72%~65.06%,退汞效率为0.84%~44.30%,均质系数为1.86~10.95,且不同深度煤层孔喉半径对渗透率的贡献存在较大差异,表明该区煤层具有较强的非均质性。

鄂尔多斯盆地黄陵—铜川地区延安组煤矿原油成因

为明确鄂尔多斯盆地东南部黄陵—铜川地区延安组煤矿原油的地球化学特征及其成因,利用气相色谱、色谱质谱和同位素质谱技术,对研究区原油、煤岩和泥岩抽提物进行了生物标志化合物组成以及正构烷烃单体碳同位素分布特征的对比研究。煤矿原油姥鲛烷和植烷均势,倍半萜含量丰富,Ts/Tm、C_(29)Ts/C_(29)降藿烷相对较高,C_(30)莫烷/C_(30)藿烷、C_(29)降藿烷/C_(30)藿烷、C_(31)升藿烷及C_(32)升藿烷的22S/(22S+22R)相对较低,ααα-20R规则甾烷呈“V”字形分布,碳同位素及正构烷烃单体碳同位素偏轻;侏罗系煤系烃源岩抽提物中Pr/Ph高,倍半萜含量较低、Ts/Tm、C_(29)Ts/C_(29)降藿烷低,C_(30)莫烷/C_(30)藿烷、C_(29)降藿烷/C_(30)藿烷、C_(31)升藿烷及C_(32)升藿烷的22S/(22S+22R)高,ααα-20R规则甾烷呈倒“L”字形分布,碳同位素及正构烷烃单体碳同位素偏重。原油特征与煤系潜在烃源岩存在明显的差异,与盆地内长7段深湖亚相烃源岩及其生成烃一致。侏罗系延安组煤处于低成熟阶段,所生成的液态烃不能完全满足自身吸附的需要,不具备排出液态烃的能力,铜川崔家沟煤矿和黄陵店头煤矿原油均来源于下伏的长7段烃源岩。

鄂尔多斯盆地盐池地区延安组孢粉组合的发现及其古气候意义

为恢复鄂尔多斯盆地盐池地区早—中侏罗世古气候,重建古环境,对宁东2井进行孢粉分析和黏土矿物测试,建立孢粉组合、孢粉谱。延安组下部为Inaperturopollenites-Psophosphaera-Protopinus组合,地质年代为早侏罗世托阿尔期晚期;延安组上部为Cyathidites-Deltoidospora-Cycadopites组合,地质年代为中侏罗世早期,下/中侏罗统界线位于钻孔2144.5~2153.0 m之间。据孢粉谱建立的古气候和古植被得出,早侏罗世托阿尔期晚期为暖温带半湿润型气候,植被类型为针叶林,中侏罗世早期总体为亚热带湿润型,植被面貌有早期的针阔叶混交林-草丛型向晚期的针叶林-稀草型转变。两组合总体上反映的早侏罗世托阿尔期晚期至中侏罗世早期湿度由半湿润向湿润转变,温度由低向高转变,孢粉谱所指示的气候变化趋势与黏土矿物指标所反映的气候变化趋势一致。气候的转变对该地区聚煤作用有着明显的促进作用。

鄂尔多斯盆地张天赐油区延安组沉积相特征及砂体叠置关系

开展小层沉积微相判别及对单砂体的精细刻画是油气藏精细开发的重要内容。基于岩心、薄片及测井等资料,对鄂尔多斯盆地张天赐油区延9油层组的岩石类型、颜色、沉积结构、沉积构造及测井相特征等沉积相标志进行了研究。研究发现,延9储层以灰色、浅灰色岩屑质长石砂岩为主,分选及磨圆均较好。研究认为,延9油层组主要为河流沉积,属网状河亚相,具体可划分为网状河道、河间洼地和决口扇沉积微相;延9油层组砂体的垂向叠置类型可归纳为独立型、叠加型、切叠型,横向叠置类型可归纳为间隔型、搭接型、切割型和取代型。

寨子河东北部油区延安组开发调整分析与研究

目前,寨子河东北部油区拥有广阔的延安组油藏,初期试采成果显著。由于对延安组地质了解不足,无法有针对性地进行注水开发。为解决这一问题,以岩石学、地层学等理论为指导,充分利用各类资料对油区油层进行小层划分。对当前油区开发状况进行详尽分析,深入剖析问题,提出的开发调整部署思路综合考虑地质和经济效益,有望在提高储层动用程度的同时实现更大范围的可采储量,确保项目效益最大化,为整个项目的成功运营和可持续发展创造有利条件,从而为未来的油田开发奠定坚实的基础。

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组延8—延10油藏富集规律

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组下段油气显示优越,是长庆油田常规油气藏稳产增产的主力层位。但研究区内延安组储层特征研究程度低,油藏富集规律不明,严重制约了油藏的勘探开发和油田增产稳产工作的推进。在前人研究的基础上,结合储层特征研究,对郝滩地区延安组的成藏控制因素进行分析,并结合现有油藏的精细解剖,探讨研究区延安组下段油藏的富集规律并解剖其成藏模式。研究结果表明,郝滩地区延8—延10储集砂岩物性高,整体为中孔、中—低渗储层,主要的储油空间为粒间孔和长石溶孔;沉积—成岩—构造耦合作用控制郝滩地区延安组下段石油富集成藏,沉积—成岩耦合共同控制延安组下段优质储层发育与分布,而局部发育小幅度构造隆起形成的圈闭有利于石油富集保存;郝滩地区延安组油藏主要为古地貌油藏和岩性—构造油藏,以斜坡古地貌成藏模式、河间丘构造—岩性成藏模式及坡咀岩性—构造成藏模式为主。

安塞油田延安组储层特征及控制因素

安塞油田是鄂尔多斯盆地较为典型的油气富集带,浅层延安组油藏埋深浅,采出程度低,开发效果不佳。结合测井资料解释与岩心物性对延安组浅层油藏特征进行分析,进一步深化储层特征认识,进行有利区评价。结果表明:分流河道是延安组的有利储集相带;延安组储层孔隙度主要分布在14%~18%,渗透率约10.0×10^(-3)~80.0×10^(-3)μm^(2)。延安组油水分布复杂,沉积环境、成岩作用与储层物性共同作用的结果,构造和沉积相共同控制砂体空间展布特征,研究结果可为浅层延安组储层勘探开发提供合理建议。

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组延8—延10储集砂岩特征及孔隙演化

砂岩的孔隙微观结构决定着储层的渗流能力,极大程度影响油气产能及其分布,是当前油气储层的研究重心.以郝滩地区延安组下段延8—延10储集砂岩为研究对象,通过铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验数据,对其孔隙结构特征进行定性和定量表征,并结合成岩序列讨论其孔隙演化过程.研究表明:郝滩地区延安组延8—延10储集砂岩主要发育残余粒间孔和长石溶孔发育,多见大-中孔、中-小喉道型孔隙结构,整体表现中孔、中低渗储层特征.强压实作用和强胶结作用是储集砂岩致密化的主要因素,分别致使孔隙度下降了13.81%~14.28%和1.14%~3.18%;铁方解石的胶结作用和交代作用、绿泥石薄膜保护残余粒间孔以及溶蚀作用形成的次生溶孔是主要的致密油储集空间,溶蚀作用使孔隙度平均增加了1.34%~3.84%.

内蒙古东胜煤田布日其井田延安组沉积特征及聚煤规律研究

基于内蒙古东胜煤田布日其井田煤炭详查工作所获得煤田钻孔、测井、二维地震等资料,应用沉积学、层序地层学、煤田地质学理论为指导,对延安组沉积特征、沉积环境和聚煤规律进行了分析评价。研究区延安组主要聚煤特征有三种类型:一岩段为湖泊滨湖、浅湖交替旋回顶部形成的沼泽相,二岩段为滨湖三角洲发育在分流河及分流间湾旋回顶部形成沼泽相,三岩段为河流冲积平原河漫滩沉积物之上形成的沼泽相。

鄂尔多斯盆地中东部延安组古环境恢复

为了明确鄂尔多斯盆地中东部中侏罗统延安组沉积时期的古环境特征,利用泥岩样品进行微量元素和稀土元素等分析测试,对测试结果进行统计分析,结合古植物和孢粉组合等特征,对盆地中东部延安期的古环境进行恢复重建。结果表明:锶、硼、相当硼、镓、锂、镍、Sr/Ba、B/Ga、Rb/K_(2)O和Th/U的数值说明延安期水体主体为淡水-半咸水环境;Fe^(2+)/Fe^(3+)、Ni/Co、V/Cr、V/(V+Ni)、U/Th、δU和Cu/Zn的数值反映延安期主要存在弱还原弱氧化-氧化的沉积条件;通过对比延安组和直罗组Sr/Cu、Mg/Ca、Rb/Sr、FeO/MnO、Al_(2)O_(3)/MgO和Sr/Ba的数值,结合古植物和孢粉组合特征,认为从早侏罗世富县期到中侏罗世延安期,再到中侏罗世直罗期,鄂尔多斯盆地中东部经历了炎热半干旱半湿润-温暖湿润-炎热半干旱半湿润的气候变化过程。研究成果对于恢复中侏罗世延安期盆地沉积格局、重建古地理及成藏研究具有重要意义。

鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系延安组古地貌特征与油气成藏规律

鄂尔多斯盆地侏罗系延安组广泛发育古地貌油藏,古地貌对该类型油藏的运聚成藏及分布具有重要影响。以印模法恢复该地区的古地貌形态,并结合试油试采资料、油藏剖面等分析古地貌对环江地区延安组下部成藏的控制作用。研究认为:环江地区主要发育古河谷、支河谷、高地、斜坡、河间丘5种古地貌单元;古地貌对研究区侏罗系下部油藏的控制作用主要体现在古地貌的起伏形态直接控制沉积相的展布,古地貌背景下的低幅度鼻隆构造是油藏的富集空间,延长组顶部的不整合面与古河道厚砂带为油气运移提供有利通道;环江地区侏罗系延10油层组发育斜坡成藏和支河谷成藏2种成藏模式。研究成果为环江地区侏罗系油气勘探提供了地质依据。

神府南区延安组含水层富水性对矿井涌水量的影响研究

针对榆神府矿区不同井田矿井涌水量差异大的问题,基于所收集区内大量的钻探、抽水试验等资料,从风化剥蚀作用、烧变作用、天窗、砂岩微观孔隙结构等入手,分析了延安组含水层富水性的影响因素。结合导水裂隙带发育高度,探讨了延安组含水层富水性对矿井涌水量的影响。结果表明:风化剥蚀作用使延安组砂岩裂隙发育、破碎严重,增强其渗透性和连通性,随着基岩风化率的增加,富水性增强;烧变作用使延安组砂岩裂隙、孔洞显著增加,随着烧变岩厚度增加,富水性增强;天窗为延安组含水层与其他含水层之间提供了水力联系通道。采煤形成的导水裂隙带导通了延安组风化段和烧变段,使矿井涌水量较大。区域上各影响因素的叠加会导致延安组含水层富水性增强,局部呈现强富水-极强富水性,导水裂隙带导通后矿井涌水量较大,威胁煤矿安全生产。进一步探讨了各涌水量较大井田延安组富水性对矿井涌水量的影响,为榆神府矿区井田安全开采和顶板水害防治提供参考。

鄂尔多斯盆地志靖地区原油地化特征及其对延安组成藏的启示

使用全烃气相色谱和饱和烃色谱质谱技术对志(丹)靖(边)地区延长组长6以浅的原油开展地化研究。结果发现,这些原油的生源指标相近,均揭示了混合有机质输入的生油母质以及弱氧化-弱还原、水体分层性差的源岩沉积环境。它们的成熟度指标也相近,揭示原油均已成熟。但是,延安组和延长组石油的正构烷烃分布特征和相分馏指标明显不同:前者C_(18)以下的正构烷烃分布凌乱并在C_(11)处出现“错位”,甲苯/正庚烷普遍小于0.2;后者正构烷烃分布相对规律,甲苯/正庚烷普遍大于0.2。在延安组内,古河道附近原油的成熟度普遍小于远离古河道的原油,原油成熟度在平面上的分布也无规律。研究认为,研究区长6以浅的原油同源同期,均来自湖盆中心的长7烃源岩。延安组石油异常的正构烷烃分布与石油沿断裂/裂缝垂向运移过程中发生的轻重组分分离、混合有关:源自长7的石油先在延长组内沿砂体发生北东向侧向运移,然后沿断裂/裂缝垂向运移注入延安组。导油断裂/裂缝的展布控制了延安组油藏的分布,是导致延安组油藏在远离古河道的区域仍然发育的原因。

鄂尔多斯盆地姬塬地区侏罗系延安组古河道砂岩储集层成岩演化及主要胶结物来源

成岩作用直接影响储集层物性演化进而控制储集层品质,厘清储集层成岩作用的相对先后顺序对油气勘探具有重要意义。通过岩心观察、普通薄片、铸体(染色)薄片、扫描电镜(SEM)、阴极发光(CL)、X衍射、流体包裹体以及碳氧同位素等多种测试手段,对鄂尔多斯盆地姬塬地区侏罗系延安组古河道砂岩成岩演化过程及其主要胶结物来源进行研究,并定量分析了胶结作用和压实作用对粒间孔隙变化的影响。结果表明:延安组古河道砂岩储集层主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩,平均孔隙度15.1%,平均渗透率19.5×10^(-3)μm^(2),属中孔低渗储集层;先后经历压实、早期胶结、中期溶蚀、晚期胶结和晚期交代等成岩作用;其中,铁方解石胶结物含量最高,高岭石分布最广泛。胶结作用是原始粒间孔隙体积减少的最主要贡献者,平均贡献量为37.5%;压实作用次之,平均贡献量为29.4%。方解石胶结物直接来源于与大气降水相关的成岩流体,白云石是早期方解石与薄煤层、泥岩热演化产物联合供源,铁方解石则直接来源于薄煤层和泥岩夹层的热演化产物。本次研究建立了姬塬地区侏罗系延安组古河道砂岩储集层的成岩演化序列,可为后续深入勘探、开发提供储集层评价基础。

鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析

为完善鄂尔多斯盆地边缘地区油源认识,研究渭北隆起区延安组降解油砂地球化学特征和油源,通过GC-MS(气相色谱—质谱分析)等测试,分析油砂的有机质成熟度、有机质来源、古沉积环境和油源方向。结果表明:渭北隆起区延安组油砂油的成分中以饱和烃为主,非烃和沥青质次之,芳香烃最少,饱芳比和饱和烃质量分数高,油砂油品质较好;油砂油进入成熟阶段,有机质来源于高等植物和藻类,形成于水体盐度低、水体缺氧的湖相沉积环境;延长组7段半深湖—深湖相沉积的泥页岩是油砂的生油岩,油砂油由镇泾地区沿南东东方向运移,水洗和生物降解作用是运移过程中影响油砂油成分变化的主要因素。该结果对鄂尔多斯盆地南缘油气勘探有指导意义。

东胜煤田西北缘延安组层序及成煤古地理特征

东胜煤田地处内蒙古自治区西南部,侏罗系延安组为重要的含煤地层,蕴藏的煤炭资源十分丰富。基于勘探区钻井岩心、测井、煤岩煤质测试分析资料,研究了东胜煤田西北缘延安组的层序地层格架和岩相古地理特征。采用含煤岩系层序地层学方法,通过识别层序界面,在研究区延安组划分出了3个三级层序,其中层序一、层序二为主要的含煤地层。采用岩相古地理方法,统计分析了研究区典型钻井延安组在不同层序的地层厚度、砂岩厚度、泥岩厚度、砂岩百分比、煤层厚度等重点数据,绘制了综合分析图件,恢复了研究区延安组岩相古地理格局。研究表明,层序一主要发育辫状河和曲流河沉积,层序二主要发育曲流河沉积。在岩相古地理分析基础上,结合研究区古植物、古气候及古构造特征,揭示了研究区聚煤规律:聚煤中心主要位于河道间河漫滩平原,湖侵体系域晚期和高位体系域晚期是主要发育时期,煤层具有层数多,厚度大并且发育稳定等特征。

东胜煤田西北缘延安组沉积特征及成煤沉积环境

基于钻井岩心、测井资料,以及煤岩煤质等实验测试资料,采用沉积学、煤地质学、层序地层学及岩相古地理学等理论方法,研究了东胜煤田西北缘延安组的沉积特征、成煤沉积环境及聚煤规律。研究区共识别出15种岩相,两种岩相组合类型。根据岩相组合所代表的沉积环境,识别出了曲流河、辫状河两种主要沉积体系,煤层主要形成于河漫的泥炭沼泽环境。通过分析研究区主采煤层显微煤岩组分特征,发现各煤层显微组分中主要为镜质组,其次是惰质组,壳质组及无机物含量最少,显微煤岩类型为微镜惰煤。通过分析煤的灰分、硫分,研究区的煤质类型以低灰煤、低硫煤为主。由镜惰比分析可以看出,研究区延安组成煤环境为潮湿—弱覆水环境和极潮湿—覆水环境。通过TPI-GI坐标图,识别出研究区存在两种煤相类型,即干燥森林沼泽相以及潮湿森林沼泽相。

东胜煤田延安组层序地层学特征及煤相演化主控因素分析

运用传统沉积学、层序地层学理论知识,通过野外实地观测和钻井资料分析,对东胜地区延安组进行了层序地层划分。识别出两个三级层序(层序Ⅰ、层序Ⅱ),三个沉积体系域(低位体系域、湖侵体系域、高位体系域)。在延安组识别出两种沉积相——曲流河和湖泊三角洲。同时对延安组的煤层进行显微组分定量统计,研究显示研究区煤相主要为潮湿森林沼泽相。研究区构造稳定,煤相的垂向演化主要受湖平面波动的影响,而湖平面的波动受气候约束,显示气候是煤相演化的主要控制因素。

甘肃陇东新庄井田延安组沉积环境分析——对鄂尔多斯盆地中侏罗世早期古地理演化的启示

研究陇东地区延安组沉积环境精细变化,对认识我国西北地区成煤环境及气候环境演变具有重要意义。通过对陇东新庄井田钻孔岩性和测井资料分析,发现延安组沉积环境总体为三角洲环境,包括河道间、沼泽、天然堤和分流河道四种微相,煤层主要形成于河道间沼泽环境;沉积微相变化反映自下而上水体由浅变深再变浅,水动力由弱变强再减弱的过程。结合区域气候构造资料,显示延安组沉积期盆地内整体气候温暖湿润,构造比较稳定,成煤阶段主要受季节性气候差异的影响。综合分析盆地内延安组一、二段岩性和沉积微相变化,该时期鄂尔多斯盆地古地理环境分为四个阶段:延安组一段早期为气候稳定的沼泽阶段;延安组一段晚期气候相对干燥,以河道间环境为主,盆地局部出现抬升高地;延安组二段早期气候炎热干燥,以分流河道环境为主;延安组二段晚期盆地气候温暖湿润,以河道间沉积环境为主。

志丹油田F146井区延安组油藏开发效果评价及治理对策

F146井区主力层位为延10边底水砂岩油藏,油藏规模小、含油砂带窄。虽未进行注水开发,但随着开发进程的推进,油藏边部部分油井含水迅速上升,目前开井仅占总井数的58%。针对以上问题,以油田开发地质学和油藏工程为理论依托,从递减规律和油井见水特征等角度入手,对研究区延10油藏开发效果进行综合评价。并提出完善注采井网、新建注水工程、控制口液强度和加强动态监测等相关措施建议。