塔里木盆地北部奥陶系海相碳酸盐岩断溶体油藏成因类型及特征再认识

前人提出的“断溶体”油藏概念,现已成为海相碳酸盐岩油气藏勘探开发的新目标、新类型。但断溶体油藏与传统的风化壳型喀斯特油藏有显著差别,断溶体储集体类型、结构特点也存在差异。研究断溶体溶蚀作用和构造破裂作用的差异性,将断溶体划分为过溶蚀残留型、破碎+强溶蚀型和强破碎+弱溶蚀型3种类型。研究表明不同成因类型的断溶体油藏,其溶蚀程度、缝洞规模、累产油量、地层能量和缝洞间连通性差异明显。过溶蚀残留型油藏的分布受风化壳不整合面及断裂带的纵向溶蚀作用控制。破碎+强溶蚀型及强破碎+弱溶蚀型油藏的形成和分布与不整合面的发育和构造位置关系不大,主要受溶蚀断裂带“破碎+溶蚀程度”控制,在溶蚀断裂带核部发育规模较大的洞穴,向两侧逐步发育裂缝-孔洞型、裂缝型储层。

塔里木盆地麦盖提斜坡罗探1井奥陶系断控岩溶新类型油气藏勘探突破及意义

塔里木盆地麦盖提斜坡罗探1井在奥陶系碳酸盐岩获得勘探新突破,是麦盖提斜坡奥陶系断控岩溶新类型油气藏的首次勘探突破,标志着斜坡区发现一个重要的战略接替领域。结合区域钻井、测井、地震等资料,开展罗探1等井分析化验资料的综合分析,对麦盖提斜坡奥陶系碳酸盐岩的成藏条件进行再认识。麦盖提斜坡奥陶系碳酸盐岩断控岩溶储层的形成主要与走滑断裂活动相关,是麦盖提斜坡三类主要成储模式之一;麦盖提斜坡目前已发现油气均来自寒武系玉尔吐斯组烃源岩,基底古构造控制了下寒武统的沉积和烃源岩的分布;斜坡区存在加里东期、海西期—印支期和喜马拉雅期3期油气充注成藏过程,烃源岩、古构造演化及通源断裂控制油气复式聚集成藏,断裂活动期次、断穿层系决定了油气富集层系与油气藏性质。麦盖提斜坡奥陶系走滑断裂十分发育,延伸距离累计可达1000km以上,控制了断控岩溶储层和油气藏的分布,平面上具有明显的分区特征,资源规模大、可部署性强,展示出巨大的勘探潜力,是塔西南地区规模油气勘探发现和战略接替的重要现实领域。

塔河油田良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统发育特征

为了明确塔河油田上奥陶统良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统的样式和结构,利用古地貌恢复、古水系刻画、测井地层对比、构造断裂解析、地震属性刻画等方法,进行了塔河油田11区的古水文地貌恢复、岩溶层组格架构建、岩溶洞穴识别和成因模式分析。结果表明:塔河油田南部加里东运动中期Ⅱ幕古地貌西北高、东南低,发育北北西—南南东向树枝状地表深切沟谷,良里塔格组发育近水平状分布、闭合管道结构及溶蚀强度较高的迷宫型岩溶洞穴系统;良里塔格组岩溶洞穴系统与澳大利亚Judbarra地区Bullita洞穴系统成因相似,属于典型的表生岩溶扩散下渗型迷宫型岩溶洞穴系统;上奥陶统恰尔巴克组泥岩段为隔水层,控制了良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统的侧向溶蚀作用;沟通地表水系的断裂为岩溶水主要下渗溶蚀通道,随着区域基准面下降,岩溶水沿断裂下渗进入中奥陶统,中奥陶统一间房组形成断溶体。塔河油田加里东运动中期Ⅱ幕表生岩溶“双层”迷宫型岩溶洞穴系统的认识对上奥陶统油藏开发具有重要意义。

渤海湾盆地内黄隆起东斜坡奥陶系岩溶热储地热资源评价

渤海湾盆地内黄隆起东斜坡断裂构造发育,地热资源丰富,其奥陶系优质岩溶热储分布与城市供暖匹配良好,开展研究区地热资源精细评价对本区岩溶热储的整体开发具有指导意义。本文基于前人研究成果,综合钻井数据与物探等资料,开展岩溶热储空间展布、地温、物性和水化学方面的研究,建立地热田形成的概念模型,并精细评价地热资源量。结果表明,研究区奥陶系岩溶热储平面上分带,呈北东向展布,热储顶面埋深为800~3000 m,具有核部浅、两侧翼部深的特点;纵向上分层,单井含水层为19~43层,累计含水层厚度26.3~137.2 m,主要分布于奥陶系下马家沟组、上马家沟组和峰峰组,其中峰峰组为主力产水层。热储平均孔隙度为3.52%~15.45%,井口水温48~75℃,单井水量55~160 m~3/h,水化学类型为SO_(4)·Cl-Ca·Na型,矿化度1830~3560 mg/L。利用热储体积法平面上将研究区分为4个评价单元,垂向上分为5个层段,评价出南乐—濮阳段地热资源总量321亿GJ,可采资源量48.2亿GJ,折合标煤1.65亿t,年可采资源量可满足供暖面积5794万m^(2),是目前已开发面积393万m^(2)的近15倍,开发潜力巨大。

中央古隆起对富县地区马五段储层发育的控制

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳气藏自1989年陕参1井发现以后,马家沟组五段风化壳气藏勘探取得了丰硕成果。中央古隆起对富县地区马家沟组沉积和储层的影响,未进行详细的研究,制约了该地区下古生界的油气勘探。通过对富县地区奥陶系马家沟组地层特征、沉积微相、岩溶发育规律的研究,明确了中央古隆起对研究区地层沉积的控制作用以及对岩相、沉积微相展布的影响。研究表明:中央古隆起对富县地区奥陶系马家沟组地层沉积具有继承性,整体厚度表现为北厚南薄、东厚西薄。通过沉积微相特征的研究,古隆起的边缘地区水动力较强,发育呈席状的台内滩、潮缘滩。奥陶系风化壳与中央古隆起的形态、结构、演化与保存密切相关,中央古隆起的形成与演化制约了奥陶系岩溶体系的发育与保存。

鄂尔多斯盆地南缘奥陶系顶部碳酸盐岩风化壳特征及其成因机制

在加里东期构造作用下,鄂尔多斯盆地中晚奥陶世整体抬升,直至晚石炭世再次接受沉积,期间经历了近1.5×108年的风化剥蚀,发育对天然气聚集具有重要意义的奥陶系碳酸盐岩风化壳。文中选取鄂尔多斯盆地南缘1口典型井,依据矿物成分、主微量元素和测井响应特征分析该套风化壳的垂向结构、风化蚀变程度和古气候环境,进而复原其形成过程并探讨相关保存机制。研究结果表明:(1)风化壳自上而下可分为风化残积层、强风化带、弱风化带和基岩层,整体风化程度较强,各层段的测井响应特征均十分显著。(2)在该风化壳剖面中,TiO_(2)、Al_(2)O_(3)和Fe_(2)O_(3)富集,SiO_(2)轻微亏损,Ca、Mg和Na较强亏损。(3)根据古纬度数据,结合相关地球化学指标,认为鄂尔多斯盆地南缘晚古生代发育海陆过渡相沉积,风化壳形成时的年平均气温为28.15℃,处于潮湿—半干旱的环境,属热带—亚热带气候。(4)风化壳各层段裂缝普遍发育,表明鄂尔多斯盆地南部地区存在岩溶裂缝-洞穴系统,虽后期因地貌高差影响导致风化壳各结构层厚度不一,但在地势较为平缓地区,风化壳结构层的保存机率更大,因而是后期风化壳气藏勘探的有利场所。上述结果可为今后鄂尔多斯盆地马家沟组岩溶风化壳型油气藏和本溪组含铝岩系的勘探提供一定的借鉴。

深部开采底板奥灰突水水害防治的实践

针对虎龙沟煤业煤矿开采时底板奥灰水突水危害,提出了钻探揭露、注浆改造的治理方案。根据奥灰水突水特点,以及空洞和裂隙受注介质的特点,设计奥灰含水层为注浆目标层,注浆时首先用比重1.5的稠浆低压充填,再用比重1.2的稀浆高压补充。通过工程应用,发现工作面奥灰平均单位吸水率由0.003L/min.m.m降至0.0009L/min.m.m,突水区域出水量减少74%。

葛泉矿北翼奥陶系灰岩水文地质特征分析

为保持矿井可持续发展,了解下组煤资源特征,对影响下组煤开采的最强潜在充水水源的奥陶系灰岩含水层进行了研究。本次研究奥灰顶界面下100 m的水文地质情况,通过钻探、抽水试验、采样化验等手段,查明奥陶系灰岩含水层具有明显的不均一性和垂直分带性,奥灰含水层岩溶发育形态一般,局部良好,富水性为中等强,水质类型以HCO 3-Ca、HCO 3-Ca·Mg型为主,为将来下组煤资源的开采提供水文地质依据。

岩溶陷落柱水文地质条件分析及防治水对策

三维地震显示鲁西南某煤矿存在4个疑似陷落柱的异常区,通过地面钻探验证了1^(#)、2^(#)异常区为岩溶陷落柱,基本查明岩溶陷落柱的空间形态及发育高度,岩溶陷落柱富水性差,陷落柱内破碎混杂的岩块已重新固结成岩。岩溶陷落柱总体为不透水岩层,不排除采动后构造活化,奥灰水沿陷落柱导入井下。为确保安全开采,采掘过程中应留设陷落柱保护煤柱,采用不同方法计算了3_(上)采煤工作面与陷落柱间的安全保护煤柱,提出了陷落柱影响区采掘活动的防治水措施,确保矿井安全生产。

岩溶热储古岩溶发育机制与地热水富集模式

明晰岩溶储层古岩溶发育机制、形成演化及发育特征对揭示地热资源赋存特征与富集规律具有重要意义。以济南北地热田为例,在厘清奥陶纪马家沟群地层层序及沉积相特征基础上,通过地表岩溶、钻孔揭露地下岩溶发育特征及富水性分布规律的分析,研究岩溶热储古岩溶作用类型及发育机制,重塑济南北地热田岩溶发育与演化过程并阐明强岩溶发育与地热水富集模式。结果表明:同生岩溶、古风化壳岩溶、埋藏岩溶等三级岩溶发育过程驱动控制区域岩溶的分布层位及发育程度,构造岩溶驱动控制裂隙岩溶发育强度,重力势能驱动控制地热水循环深度和岩溶发育深度;奥陶系顶板以下320 m深度范围内,层间岩溶与构造岩溶复合处、层间岩溶与侵入岩体接触带是强岩溶发育带和地热水富集带。

Hydro-geochemistry evolution in Ordovician limestone water induced by mountainous coal mining: A case study from North China

This research aimed to investigate the changing mechanism of hydro-geochemistry in Ordovician limestone karst(OL) water induced by mountainous coal mining activities. Thus, the hydrogeochemistry evolution of OL water over 40 years within a typical northern mountainous coal mine named Fengfeng Mine was studied by using Piper diagram, Gibbs scheme, ions correlation and Principal component analysis(PCA) methods. Results showed that, except for HCO3^-, the ions of Ca^2+, Mg^2+, SO4^2-,Na^++K^+, Cl^- and total dissolution solids(TDS) values all increased by years as mining continues. Different hydro-geochemical characteristics in different periods can reflect different water-rock interactions.Accordingly, sulfates dissolution gradually took place of carbonates in water-rock interaction. Especially,OL water-rock interactions in different periods were all affected by rock weathering and evaporationconcentration together. At last, evaporationconcentration co-effect dominated the hydrogeochemistry evolution slowly, along with significant cations exchange over years.

塔河油田海西运动早期岩溶水系统划分及特征

塔里木盆地塔河油田中—下奥陶统海西运动早期地表及地下岩溶形态多样,地下岩溶缝洞系统中油气资源丰富。根据高精度地震资料及钻井资料,统一地下及地表水系统,构建了塔河油田中—下奥陶统海西运动早期岩溶水系统。研究结果表明:塔河油田中—下奥陶统在海西运动早期发育4个岩溶台地,总体呈东高西低阶梯分布,岩溶水差异化排泄和溶蚀作用造成各岩溶台地发育峡谷、伏流、深切曲流、宽谷等不同水文地貌形态;岩溶水系统的边界主要为地表分水岭、排泄基准面、地层岩性组合、断裂和弱溶蚀带;塔河油田岩溶水系统划分为4个相对独立的二级岩溶水系统,分别为高原峡谷水系统、伏流峡谷水系统、深切曲流水系统和宽谷水系统;岩溶水系统层级结构的划分为深化塔河油田岩溶缝洞系统和岩溶缝洞单元认识提供地质依据。

塔河油田层控岩溶型储集体发育特征及典型岩溶模式探讨

塔河油田开发实践揭示储集体空间连通程度决定了油井产能。识别、描述顺层岩溶储集体的发育特征,阐述该类岩溶垂向分带性和岩溶机制对于塔河全区油气勘探开发意义重大。本文基于野外露头、岩心/岩石薄片、钻/测井和三维地震等资料,以岩溶水循环理论为指导,结合地震属性提取技术,初步将塔河地区层控岩溶定义为受有利相带、初始层、次级界面和层内断裂等几个因素单独或者联合控制,形成了一套呈层状展布且岩性、物性以及油气生产等方面均有别于上下地层的储集体的一种溶蚀作用。明确了层序界面、断裂和沉积环境共同作用控制了层控岩溶型储集体的发育,并总结了岩溶峡谷区向斜汇流型和局部宽缓平台区单支水系渗流型两种岩溶模式。这两类模式体现了塔河油田不同构造背景、水系条件和断裂规模等储层控制因素的差异性,对于合理辨析层控岩溶在储层形成过程中所发挥的作用至关重要。

鄂尔多斯盆地乌审旗古隆起对岩溶气藏的控制机理

随着鄂尔多斯盆地北部中国石化大牛地区块一系列深井的钻探成功,发现乌审旗古隆起对奥陶系马家沟组的成藏起着重要的控制作用。在充分利用盆地北部钻井、地震和分析化验资料的基础上,研究乌审旗古隆起的形成与演化对下古生界成储和成藏的控制作用。结果表明:①乌审旗古隆起形成于新元古代,一直持续活动到奥陶纪末,具有“水上、水下交替发育”的特点,可分为5个演化阶段;②乌审旗古隆起在早古生代的持续活动造成了其东侧断裂系统发育,这些断裂为加里东期—海西期马家沟组岩溶作用提供了通道,形成深层岩溶储层;③乌审旗古隆起上沉积水体较浅,利于微生物岩的形成和准同生白云石化,可以形成白云岩孔隙型储层;④乌审旗古隆起东侧的断裂是成藏期天然气运移的主要通道,断裂沟通了多套储层,具有“三向供烃、断裂控储、立体成藏”的特征。该研究为鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系的立体勘探提供了一种新模式。

塔河油田岩溶峡谷区伏流坍塌型古暗河缝洞系统

为研究塔河油田中—下奥陶统古岩溶发育特征,通过恢复海西运动早期古地貌和古水系,划分了岩溶峡谷区洞穴类型,构建了塔河油田岩溶峡谷区伏流坍塌型缝洞成因演化模式。研究结果表明:研究区发育海西运动早期古岩溶作用,岩溶古地貌总体北东高南西低,微地貌以低幅度溶丘、溶峰和洼地的组合为主,古水系主要为峡谷明流、伏流、暗河与干谷的组合;主干水系具有南段深切曲流峡谷、中段峡谷和北段伏流-天窗的分段结构,分支水系为树枝状暗河网络;伏流坍塌型地下河洞穴可识别,划分为暗河型、伏流型、顺河潜流型和穿洞型4种类型;研究区古暗河系统发育演化可分自由曲流型、伏流-深切曲流型和坍塌天窗伏流型。

塔河油田奥陶系古岩溶洞穴充填物时代鉴别特征及其储集意义

洞穴充填物的充填时代分析能够帮助认识洞穴的形成过程、充填结构序列和储集空间发育规律。塔河油田奥陶系岩溶洞穴受到物理充填作用的显著影响,其充填物的时代鉴别特征及其对储集空间发育的影响缺乏系统的分析。基于塔河油田奥陶系地质背景、岩心、测井、测年及产能资料的分析,认为:(1)灰绿色层理构造钙质砂岩和泥质粉砂岩为搬运充填成因,与裂缝共生的灰绿色泥质粉砂岩为渗流充填成因,它们的充填时代为海西早期,杂色砾岩的砾石成分复杂,磨圆分选较好,颗粒支撑,也为搬运充填成因,但充填时代为加里东晚期;(2)角砾岩的角砾成分一致,磨圆分选差且被灰绿色渗流泥充填,为海西早期洞穴掩埋时垮塌充填的结果,无渗流泥充填的角砾岩,裂纹化且多含方解石或沥青,多发育在洞穴顶部,为深埋藏阶段垮塌作用的结果;(3)岩溶洞穴缝洞储集体控制因素十分复杂,洞穴掩埋期的搬运、渗流与垮塌作用多产生泥质充填,储集性差;深埋藏期垮塌作用,产生次级裂缝且无泥质充填,储集性好,洞穴顶部及上部为有利储层发育位置。本研究为岩溶洞穴形成过程和油气藏高效开发提供有价值的参考。

塔北地区奥陶系地下河溶洞充填规律与储集性能

基于野外露头、油田钻井、测井及地震资料,从溶洞充填物类型及旋回组合分析入手,开展古岩溶地下河溶洞充填序列及规律研究,同时探讨其油气地质意义。研究结果表明,塔河油田奥陶系岩溶地下河溶洞充填率达89.9%,且以沉积砂泥岩和垮塌角砾岩充填为主,发育下粗上细多个组合旋回,构成多旋回沉积充填组合和多旋回垮塌-沉积充填组合2种类型。前者分布于岩溶斜坡下游地貌平坦区,放空漏失井比例小、低产井比例高;后者分布于地貌落差较大的岩溶斜坡上游区,放空漏失井比例大,出现大量高产井。分析认为,地下河迂回曲折的空间结构及其径流强搬运能力,使大量岩溶碎屑物质充填其中,导致其超高充填率;潜水面季节性升降使其充填物具旋回性及可对比性,加之水流冲蚀和构造活动,导致溶洞多期垮塌,构成了上游区多旋回垮塌-沉积充填组合,未充填空间发育;地下相对封闭的碳酸钙过饱和环境,使其充填物钙质胶结严重,孔隙度降低;未充填空间将是油气挖潜的重点靶区。

顺北地区流体活动对储层形成的控制作用

近年来顺北地区油气勘探取得重大突破。根据岩心观察、成像测井等资料,顺北地区奥陶系储层主要发育断溶体,储集空间以构造裂缝为主,并伴有溶蚀孔洞的发育。其中,裂缝以单一高角度斜交裂缝和平行裂缝为主,裂缝宽度和孔隙度都不高,主要发育微细裂缝。利用流体包裹体测试、碳氧同位素分析对流体性质进行研究,结果表明,作用于顺北地区奥陶系储层的流体主要有5幕,存在3种流体端元,分别是大气淡水、上升热液流体以及同生海水与2种热液流体的混合流体。结合地震资料分析,5幕流体主要经历了2种流体-岩石相互作用体制:大气淡水-同生海水重力流演化和深部上升热液作用,而断溶体的形成正是在走滑断裂构造活动的基础上,早成岩岩溶作用叠加深成岩岩溶作用的结果。

潘二矿奥陶系岩溶地下水数值模拟及疏放性分析

奥灰岩溶水是淮南煤田目前A组煤层开采水害威胁主要突水水源,预测和超前防治对于A组煤层安全开采具有十分重要现实意义。采用地下水系统分析、统计分析及数值模拟方法,对潘二矿“5.25”奥灰突水前后岩溶地下水动态进行系统分析,建立了数值模型,对比了防治方案,结果表明:奥灰水与太灰水之间水力联系程度存在较大差异性,其中与C_(3)III组含水层间水力联系密切,而与上部C_(3)I、C_(3)II组联系较弱;模拟结果间接反映了奥灰浅部裂隙、溶隙、岩溶塌陷较为发育,而深部岩溶发育相对较差;在防治方案上,将疏水降压与区域治理相结合是最佳方案,研究成果为矿井及类似矿山岩溶水害防治提供一定参考。

带压开采煤层底板奥灰岩溶水害区域超前治理技术与应用

鉴于澄合二矿31501工作面底板隔水层薄,煤层回采受到底板奥灰岩溶水害威胁,带压开采存在突水风险,为保证煤矿安全开采,提出采用地面多分支水平井注浆的方式改造加固底板含水层。基于此,对地面多分支水平井注浆治理奥灰岩溶水害的关键技术进行了研究,分析了实现煤层带压开采的注浆治理层位,利用公式计算出奥灰顶界面下含水层的改造厚度,介绍了相关的施工工艺。经地面钻孔注浆后,取得了良好的治理效果,奥灰顶界面下20 m含水层富水性显著降低,富水异常区明显减少。