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。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系古风化壳储集层的分形及灰色系统评价

应用表征孔缝储集性的定量参数———分维数,将奥陶系古风化壳马五1—马五4储集层裂缝分为7种组构类型,孔洞分为8种组构类型,计算了各组构类型的分维数。计算结果表明,裂缝组构类型中的网状缝、孔洞组构类型中的溶蚀孔洞的分维数最高,对油气储集最有利。从分维数平面分布特征来看,盆地中部地区裂缝、孔洞分维数均比东部高,在中部和东部之间存在一个南北向的分维数低值区,为区域岩性致密带。把分维数作为储集层评价的主要参数,结合渗透率、白云石和方解石饱和指数等资料,应用灰色系统判别决策方法,对鄂尔多斯盆地中东部古风化壳气藏的主要产层———马五31储集层进行了分区预测评价,认为陕9—陕117井区、陕100—陕109井区为有利储集层发育区,陕188—陕50井区、大保当地区为较有利储集层发育区。图2表4参4(马振芳摘)

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马五_5亚段白云岩成因

鄂尔多斯盆地中部的长庆气田奥陶系马家沟组主要产气层均为白云岩。该地区马家沟组马五５亚段在区域上普遍为厚层泥晶灰岩，白云岩夹于灰岩中，呈透镜状，分布具有穿层及分带性，从南向北分布层位逐渐升高。通过对其白云岩的岩石学特征、微量元素、碳同位素、氧同位素等研究，认为白云岩的形成与混合水白云化作用有关。白云岩储集层以微晶白云岩、粉晶白云岩为主，主要储集类型为裂缝孔隙型，具有较好的储集条件。预测盆地北部乌审旗—什汗木利地区，马五５亚段沉积期水体浅，利于大气淡水混入，有可能形成多个白云岩透镜体，是下步勘探值得重视的地区。图１表１参２（梁大新摘）

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏研究

鄂尔多斯盆地存在前缘坳陷和大型斜坡组成的深盆地结构。上古生界发育海陆交互相和陆相砂泥岩生储组合，大型三角洲体系形成了广泛发育的致密砂岩储集层。煤系地层形成了深盆气藏的主要气源岩，范围广、丰度高的煤系有机质除东北部处于低成熟外，盆地中普遍进入成熟─高成熟演化阶段。深盆气的生成─运移─聚集从三叠纪持续到晚白垩世，其后进入保存期。上古生界形成了一个几乎覆盖全区的特大型深盆气藏，地层压力以异常低压为主，气水分布明显呈现南气北水下气上水的特征，气层分布不受构造控制，预测地质储量为１． ４７ × １０１２～ １０． ５ × １０１２ｍ３。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶部古风化壳特征及其与天然气富集的关系

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶部古风化壳具有６种识别标志：①长期沉积间断，奥陶系与石炭系之间为假整合接触；②古侵蚀面之上发育铁、铝质泥岩，古侵蚀面之下发育大气淡水溶蚀带；③发育水平岩溶带和岩溶角砾岩；④缝洞充填物中见石炭系孢粉化石及煤屑、砂质；⑤古侵蚀面上、下的泥质岩成分有较大差别，侵蚀面之上的主要为高岭石，侵蚀面之下的主要为伊利石；⑥古侵蚀面之下的测井曲线特征为低伽马、低时差、中高电阻率、中高密度值，古侵蚀面之上则与之相反。古风化壳自上而下可划分为氧化作用带和溶蚀作用带。古风化壳的展布特征为：①穿层分布；②厚度自西向东逐渐减薄；③铁铝质泥岩的分布受古岩溶地貌的控制；④主要发育在白云岩分布区。古风化壳与天然气成藏有着密切的联系：①多类型岩性组合是天然气成藏的必要条件；②铁铝岩类缺失带的两侧是天然气富集的有利地区。已在研究区的古风化壳上找到了我国陆上目前最大的天然气田———长庆气田。图３ 表１ （ 马振芳摘）

双金刚烷指标作为下古生界高、过成熟阶段碳酸盐岩成熟度衡量标尺的讨论

在鄂尔多斯盆地中部气田下奥陶统马五段３口井（陕参１井、陕４２井和陕１７井）２０个碳酸盐岩气源岩样品沥青“Ａ”和沥青“Ｃ”抽提物饱和烃馏分中均检测出了双金刚烷类化合物。研究发现在３．１０～３．８０ｋｍ埋深范围内，绝大多数沥青“Ａ”和沥青“Ｃ”样品的双金刚烷指标变化范围分别为５５％～６５％和４０％～５５％；在Ｒｏ值为１．９％～３．９％的变化范围内，８０％左右的沥青“Ａ”和沥青“Ｃ”样品的双金刚烷指标变化范围也分别为５５％～６５％和４０％～５５％。由于处于过成熟阶段（Ｒｏ值大于２．０％）的马五段的双金刚烷指标变化范围窄，故双金刚烷指标与岩石样品Ｒｏ值及埋深不具线性变化关系。图４表２参１（邓春萍摘）

陕北斜坡延长统低渗储集层成岩相研究

鄂尔多斯盆地三叠系延长统储集层具有低渗、特低渗性质 ,强烈的成岩胶结作用是形成低渗的主要原因。不同的沉积微相其胶结类型不同 ,从而导致酸性水溶蚀次生孔隙所发育的程度迥异。通过沉积微相分析、以及大量岩石显微薄片的观察 ,对盆地东北部志靖三角洲长 6储集层的成岩相总结为 8种类型 ,并分析了 3种沉积充填类型 (序列 )与成岩相的关系。第Ⅰ种充填类型为叠置水下分流河道 ,主要发育绿泥石 浊沸石胶结相 ,在叠置水下分流河道靠近湖盆一侧 ,主要发育浊沸石 长石溶蚀相 ;第Ⅱ种充填类型为孤立水下分流河道 ,主要发育绿泥石 方解石胶结相 ;第Ⅲ种充填类型为水下分流河道间洼地微相 ,主要发育钙质 泥质胶结相。在上述分析的基础上 ,对长 6 1 2和长6 2 1两个重点含油层位储集层进行了成岩相的平面预测 ,指出志靖、安塞三角洲有利沉积相带及有利成岩相应向湖区延伸。图 4参

高阻抗砂岩气藏的AVO分析

鄂尔多斯盆地上古生界二叠系山西组含气砂岩主要属湖相三角洲平原分流河道沉积 ,是具有低孔隙率、低渗透率和高阻抗特征的一种岩性气藏。在岩性解释上 ,很难区分含气砂岩和致密砂岩。引入 AVO分析方法后 ,利用不同岩性泊松比差异所形成的 AVO特征响应 ,可以有效地区分地震高阻抗层的岩性及含气性 ,避免了地震岩性解释上的陷阱。在长庆榆林区山 2高阻抗砂岩气藏的勘探开发中 ,应用高保真 CDP道集资料进行 AVO分析 ,提高了钻井成功率 ,取得了较好的应用效果。

鄂尔多斯盆地东南部中生界油气成藏条件分析

在对鄂尔多斯盆地东南部构造、沉积演化及地层特征认识的基础上，分析了该地区油气成藏的主要地质条件，认为三叠系延长组三角洲砂体是该地区油气聚集的主要场所，局部也可能发育延安组河道砂岩油气藏，由差异压实作用形成的低幅度鼻褶构造是油气富集成藏的关键因素，延长组上覆地层遭受剥蚀的程度决定了油气藏保存条件的好坏。该地区的油气分布呈“东西分带、南北分区”的格局，依据各区、带的主要特点分别提出了下步的勘探方向。

鄂尔多斯盆地东部大型煤层气气田形成条件及勘探目标

鄂尔多斯盆地是世界十大聚煤盆地之一，石炭二叠系和侏罗系煤系分布面积达２４×１０４ｋｍ２，煤层气资源十分丰富。该盆地东部石炭二叠系的山西组和太原组含煤面积为３．３×１０４ｋｍ２，煤层气远景资源量约２．４×１０１２ｍ３，具有形成大型煤层气气田的有利条件。根据该区大量热模拟资料，其煤层生成的气量远超过自身吸附能力；煤中气孔特别发育且次生构造张裂隙发育，煤层储集物性好；煤层顶、底板均为稳定分布且厚而致密的灰岩、泥岩，多处于承压水封闭区，区域性封盖条件好。参考国外煤层气勘探选区标准，认为该区的中部地区（绥德—吴堡）是煤层气勘探最有利目标区。在绥德—吴堡地区完成的煤层气资料评价井（吴试１井）钻探证实，鄂尔多斯盆地东部地区有望发现大型煤层气气田。图３（王孝陵摘）

鄂尔多斯盆地下古生界热史与油气生成动力学研究

作为典型的壳内克拉通盆地，鄂尔多斯盆地具独特的古热流演化史和油气生成动力学特征。以下古生界奥陶系烃源岩为主要研究对象，利用地球动力学—地球化学结合法反演恢复其热流演化史，在成熟史研究的基础上对下奥陶统马家沟组烃源岩的成烃史进行了定量模拟，并对所得结果进行了分析、对比、讨论。研究表明，该盆地奥陶系的古热流演化在整体较低热流值的背景下可划分出白垩纪前较高热流值和白垩纪后较低热流值两大阶段；奥陶系烃源岩有机质热演化整体都已进入高成熟—过成熟阶段，烃类相态以天然气为主；马家沟组烃源岩生烃特别是生气总量巨大，具良好的油气勘探前景。

长庆气田难采储量动用程度评价

储量评价是气田开发设计的基础 ,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益 ,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强 ,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上 ,建立了长庆气田马五1 气藏产层分类标准 ,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类 ,在综合考虑孔隙结构、测井解释、试气以及DDL—Ⅲ、PLT分层测试等成果的基础上 ,视Ⅲ类产层储量为难采储量 ,Ⅰ +Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ +Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大 ,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田 1 4口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究 ,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法 ,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价 ,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。

鄂尔多斯盆地地表烃类的遥感探测研究

利用遥感技术进行了鄂尔多斯盆地地表烃类的遥感探测研究。分析了鄂尔多斯盆地由于烃类微渗漏造成的“褪红”、粘土矿化、碳酸盐化及热惯量和地温异常等地表异常标志的成分特征与光谱响应。发现油区土壤具有典型“褪红”蚀变、粘土矿化与碳酸盐化的成分特征，“褪红”蚀变可造成油区土壤ＴＭ１／３ 和ＴＭ２／３ 的增高，粘土矿化和碳酸盐化可造成油区土壤ＴＭ５／７ 增高。利用比值主成分分析方法从ＴＭ 图象中提取出本区烃类综合蚀变信息。指出了乌审旗—榆林北、伊金霍旗—准格尔—神木、靖边—横山—乌审旗—盐池和环县—吴旗—延安等四个异常区。这些地表烃类异常区（ 带） 与已知油气田和现有勘探结果具有较高的空间吻合率。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系不整合面成藏组合及其分布规律

将鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶不整合面成藏组合划分为不整合面上部成藏亚组合与不整合面下部成藏亚组合，下部成藏亚组合进一步细分为马五１１—马五１３成藏子组合、马五１４成藏子组合和马五５成藏子组合。从储集岩、烃源岩、盖层、圈闭以及运聚等方面分别阐述了诸成藏子组合的特征，并建立其成藏模式。这些成藏组合的展布受沉积相带和成岩作用控制；成藏组合中的烃类纵向分布主要与铁铝质泥岩展布有关；古地貌与岩性带控制着马五１１—马五１３成藏子组合的横向展布；奥陶系古风化壳气藏主要分布于马五盐岩尖灭线与本溪组尖灭线之间；上、下古生界生烃中心叠合区附近是寻找有利成藏组合的主要方向。图３参１（梁大新摘）

鄂尔多斯盆地榆林区山西组砂岩气藏岩性地震勘探

鄂尔多斯盆地长庆气田榆林区（陕１４１井区）的主要产气层是上古生界下二叠统山西组，１９９６年起地震工作提前介入该区的天然气勘探及井位部署。从高分辨率采集地震资料入手，重点采取了人机交互折射波静校正和分频处理等６项特色技术，利用测井约束地震高分辨率反演和高阻抗砂岩储层ＡＶＯ分析等９项储层横向预测技术，创立了一套有效的山西组砂岩储层厚度解释及天然气检测技术，对山２段砂岩储层提供探井井位１４口，预测成功率达８５．７％。由此，盆地上古生界天然气勘探接连获得重要发现和重大进展，１９９７年榆林区提交了相对独立的近千亿立方米的天然气探明和控制储量。

鄂尔多斯盆地北部天然气成藏控制因素

鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。

连续油管喷砂射孔环空压裂工艺在大牛地气田的应用

随着大牛地气田水平井增产的需要,大牛地气田多、薄层的动用,压裂两层以上的工作量较大,加之加砂规模较大,对机械分压工具的要求较高,但在现场存在部分分压工具分压完毕后未能打开下层排液通道而造成压裂后的下层无法排液和试气,并且部分分层压裂工具无法正常取出,须大修作业等。为此,提出根据大牛地气田实际情况,使用连续油管采用专用的喷砂射孔工具对压裂层段进行喷砂射孔,而后进行环空压裂,压裂后进行填砂隔离已压裂层段,上提连续油管到第二压裂段进行同样的操作直至全部压开设计层段,并在现场成功进行了2口井6层的连续油管喷砂射孔环空压裂的探索应用,这对解决大牛地气田多层段的有效改造提供了新的技术手段。

鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩储层深埋次生孔隙研究

鄂尔多斯盆地下奥陶统碳酸盐岩储层是成岩期白云岩化，表生期古岩溶和后生期深埋溶解作用叠加改造的结果．深理溶解作用既可通过扩大改造光期孔洞缝形成溶蚀扩大孔隙体系，亦可通过溶蚀碳酸盐产生新增孔隙体系，从而大大提高了碳酸盐储层储集条件．根据孔隙结构特征，区内碳酸监岩储层深埋次生孔隙可划分为１７种类型，它们是富含有机酸、ＣＯ２和Ｈ２Ｓ的具有化学侵蚀性的酸性地下成岩流体与碳酸盐之间相互作用的产物．无论在沉积学还是沉积地球化学方面。

国外深度酸化工艺技术思路探讨

通过与美国HALLIBURTON公司和英国PRODRILL公司在陕甘宁盆地中部气田6口气井的深度酸化技术合作,总结和分析了两公司多级注入闭合酸化工艺技术的共同特点和差异,结合中部地区的储层特征,借鉴国外的先进技术和经验对该地区的深度酸化提出了新的认识。

鄂尔多斯盆地中部古风化壳气藏成藏条件研究

鄂尔多斯盆地中部奥陶系古风化壳气藏有其特定的成藏组合。上、下古生界两套烃源岩提供了丰富的混源气，其上古生界烃源岩提供的气源较下古生界丰富；含膏云坪沉积微相带是本区有利储集体的发育区带，古岩溶斜坡区是有效溶蚀孔洞的主要分布区带，二者在空间上的吻合，形成了大面积稳定展布的溶蚀孔洞储集体，为气藏的形成准备了主要的储集空间；直接盖层石炭系本溪组和间接盖层上古生界发育的多套封盖层的合理配置，是形成奥陶系古风化壳气藏较理想生储盖组合的充分条件；古侵蚀沟槽与成岩作用致密带组成区域性大型古地貌—岩性圈闭；大型古潜台是天然气运聚的有利区带，它控制了气藏的形态和分布范围。