长庆油田环西-彭阳探区长8油层自生热压裂工艺研究与应用

长庆油田环西-彭阳探区长8层常规压裂改造效果差,室内研究发现关键原因是原油“冷伤害”。自生热压裂工艺是解决该问题的有效手段。对比分析目前几种自生热压裂工艺的优缺点,提出了一种改进的自生热压裂液体系,该体系的关键是稠化剂——超支化聚合物,该聚合物可以在高矿化度盐水和酸性条件下形成胶体。经实验评价,该体系可使压裂液升温幅度达55.2℃,最高携砂砂比35%,破胶性能良好,破胶液对支撑裂缝及地层基质伤害率较低,具有良好的耐温耐剪切性能,对管柱腐蚀较弱,体系反应释放出的气体可明显提高地层压力,提高返排率。2020年自生热压裂工艺在长庆油田环西-彭阳探区已实施6井次,与常规压裂工艺相比,试油产量由平均3.5 t/d上升至13.27 t/d,产液量由平均20.44 t/d上升至21.86 t/d,试油成功率由21.7%上升至50%,效果显著,为长庆油田环西-彭阳探区长8层的进一步开发提供了有力的技术支撑。

鄂尔多斯盆地中东部太原组石灰岩天然气勘探新突破及勘探方向

近年来,鄂尔多斯盆地中东部下二叠统太原组石灰岩天然气勘探先后有2口水平井测试获得高产气流,展示了该新领域良好的天然气勘探前景,但由于储层致密且相关勘探配套技术支撑不够,制约了该区天然气的勘探。为此,基于钻井岩心、微观薄片和地球化学特征等资料,系统研究了太原组石灰岩的烃源岩条件、储层特征、输导体系以及保存条件等天然气成藏地质条件,建立了太原组石灰岩天然气成藏模式,攻关形成了致密石灰岩微断层与流体地震预测、缝网体积压裂改造等关键配套技术,并预测了天然气勘探有利区带。研究结果表明:①太原组石灰岩天然气藏为源内气藏,上古生界石炭系—二叠系煤层和暗色泥岩是主要烃源岩;②受沉积微相控制,该区发育生屑滩和生物丘相2类石灰岩储层,其中生屑滩相石灰岩储层岩性为生屑石灰岩,储集空间类型主要为残余生屑体腔(溶)孔、晶间微孔,平均孔隙度为2.4%,生物丘相石灰岩储层岩性主要为藻黏结石灰岩,储集空间类型为残余生屑体腔(溶)孔和藻格架(溶)孔,平均孔隙度为2.2%;③断层和裂缝是煤系烃源岩油气向太原组石灰岩储层运移的通道,山西组二段泥岩是良好的盖层,太原组石灰岩天然气藏是具有“三明治”结构的源内气藏特征;④针对石灰岩储层致密、微断层及流体识别难度大、酸化效果不理想等问题,攻关形成了“导向滤波+人工智能+关键地震信息融合”相结合的微断层刻画技术、基于概率神经网络的含气饱和度地震定量预测技术以及“先成缝后成网”的缝网体积压裂改造技术。结论认为,乌审旗—横山—靖边和榆林—米脂—清涧是太原组石灰岩天然气勘探有利区,有利区面积约1.5×10^(4) km^(2),该领域的深化勘探有助于推动整个华北地块太原组石灰岩气藏的勘探进程。

鄂尔多斯盆地中元古界长城系地质特征与勘探前景

中元古代长城系是鄂尔多斯盆地第一套沉积盖层,分布范围广,研究与勘探程度较低。利用野外露头、风险探井PT1井等钻井成果及三维地震等资料,开展了长城系地层对比与展布、沉积和烃源岩特征等系统分析。鄂尔多斯盆地长城系自下而上主要发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组5段层组;在不同裂陷槽具有不同的展布特征,在晋陕裂陷槽,长城系发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组;定边裂陷槽发育熊耳群、白草坪组和北大尖组;贺兰裂陷槽仅发育北大尖组。长城系以半深海—浅海—滨岸—三角洲沉积体系为主,期间发育潮坪沉积。熊耳裂谷及盆地次级裂陷槽的多口探井均在崔庄组发现有效的烃源岩,有机碳含量最高为1.52%,R_(o)平均为2.32%,具有规模生烃的成藏潜力;盆地热演化模拟表明,崔庄组烃源岩于二叠世中期R_(o)达到0.5%时进入成熟阶段,早白垩世晚期R_(o)达到2.0%时进入生干气阶段。综合研究认为,鄂尔多斯盆地长城系烃源岩与储层源储配置良好,可以形成自生自储的天然气藏,优选定边裂陷槽、晋陕裂陷槽两个勘探目标,为盆地深层天然气“向源”勘探提供了方向。

鄂尔多斯盆地中东部地区石炭系本溪组煤岩气储层特征

近年来,鄂尔多斯盆地多口风险探井在石炭系本溪组煤岩中获得工业气流,展示出该盆地煤岩气良好的勘探前景,但关于该盆地煤岩气储层特征的研究较少,煤岩气储层分布规律认识不清,制约了下一步勘探部署。为此,以本溪组8号煤为例,综合岩心、扫描电镜及物性等分析化验资料,对盆地深层煤岩的宏观煤岩类型、显微组分、煤质特征、孔-裂隙发育特征、物性特征和甲烷吸附能力等储层特征开展了系统研究,建立煤岩气储层评价标准,并预测了煤岩气的有利分布区。研究结果表明:①8号煤以原生结构的光亮煤、半亮煤为主,显微组分中镜质组含量高,灰分平均值为17.77%,镜质体最大反射率为1.08%~2.23%,以肥煤-贫煤为主。②8号煤储集类型以胞腔孔、气孔和裂隙为主,其中裂隙包括宏观割理和微裂隙;孔裂隙体积分布以“U”字形结构为主,微孔贡献最大,其次为微裂隙;比表面积分布呈“L”字形,呈现出微孔单峰。③8号煤氦气法孔隙度平均值为6.25%,渗透率平均值为4.21 mD,煤岩在地层状态下具有良好的渗透性。④8号煤空气干燥基兰氏体积为7.79~26.08 m^(3)/t,平均值为18.60 m^(3)/t,兰氏压力为2.03~4.17 MPa,平均值为3.12 MPa,煤岩吸附能力与灰分含量呈负相关性,与成熟度呈正相关性。结论认为,鄂尔多斯盆地本溪组8号煤发育2类有利区,其中横山-米脂-绥德一带为Ⅰ类有利区,面积约11200 km^(2);乌审旗西和榆林北为Ⅱ类有利区,面积约13300 km^(2),2类有利区资源量超过4.5×10^(12) m^(3),可形成煤岩气规模增储上产的现实领域。

鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马四段白云岩储层特征及主控因素

米探1井等多口探井在鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马四段白云岩中获得高产天然气流,展示出该区域马四段具有良好的勘探前景。然而对盆地东北部马四段是否发育规模白云岩储层还存在争议,白云岩储层分布不清制约了下一步勘探部署。基于岩心、薄片、场发射扫描电镜及地球化学特征等资料,对盆地东北部奥陶系马四段白云岩储层特征及其发育控制因素开展了系统研究,并预测了盆地东北部奥陶系马四段白云岩储层分布。研究结果表明:(1)盆地东北部奥陶系马四段白云岩发育潮坪型白云岩储层、丘滩型白云岩储层和生物扰动型白云岩储层,3类白云岩储层储集空间主要为晶间孔,含少量微裂缝,平均孔隙度分别为4.77%、5.12%和2.52%。(2)白云岩储层的形成与丘滩体、生物扰动作用和白云石化作用相关。白云石化作用是潮坪型白云岩储层晶间孔形成的关键,丘滩体和白云石化作用控制了丘滩型白云岩储层发育,生物扰动作用和白云石化作用控制了生物扰动型白云岩储层发育。(3)盆地东北部神木—靖边地区在奥陶纪马四期位于低隆起带上,有利于丘滩体发育和生物扰动作用、白云石化作用的发生,形成的白云岩储层可为天然气富集提供规模储集空间。

河套盆地临河坳陷石油地质特征及勘探前景

河套盆地历经40余年勘探,近期获得重大突破,松5井在古近系临河组试油获得62.6m3/d工业油流。通过临河坳陷石油地质特征综合研究认为:狼山断裂、杭五断裂、黄河断裂控制了坳陷沉积演化与生烃中心,该坳陷经历了早白垩世拗陷期、新生代断陷期2个沉积演化阶段。发育白垩系固阳组、古近系临河组2套咸水湖相烃源岩,有机质丰度高,以Ⅱ1型及Ⅰ型为主,生烃潜力大,因埋深变化大,低成熟到高、过成熟阶段均有分布。主要发育固阳组、临河组碎屑岩储集层,埋深小于5 000 m的储集层物性较好,在吉西凸起带基岩风化裂隙也有一定的储集能力。勘探发现断块型、断背斜型、基岩裂缝型油藏,为低成熟—成熟原油,来自固阳组及临河组生油岩。研究表明临河坳陷油气资源丰富、勘探潜力大,固阳组及临河组是主要勘探目的层,杭五断裂带、吉西凸起带、北部深凹陷区是有利勘探地区。

鄂尔多斯盆地天然气勘探新进展、前景展望和对策措施

鄂尔多斯盆地一直是中国油气勘探开发的重点地区之一,发现了一批重要的油气田。随着勘探程度提高,勘探对象转向致密、深层及盆地周边等成藏条件复杂区,寻找新的整装规模储量难度不断增大。通过系统总结近年来长庆油田公司在致密砂岩气和海相碳酸盐岩天然气等领域取得的新认识和新进展,分析了盆地不同类型气藏的主要地质特征和控制因素,结合油气资源分布状况和新发现气藏基本特征,科学地提出了油田公司“两步走”的发展战略,并指出了碳酸盐岩天然气、致密砂岩气以及除致密砂岩气以外的非常规天然气未来的勘探接替领域。同时针对勘探开发过程中面临的问题,紧密结合生产实践,系统制定了相应的工作对策。通过强化地质研究、积极转变工作思路,加大技术攻关.推进勘探开发一体化、地质工程一体化进程,以实现天然气的规模有效勘探开发,为其他类似盆地勘探和开发提供经验和借鉴。

鄂尔多斯盆地延长组7段Ⅱ类页岩油风险勘探突破及其意义

2019年长庆油田分公司针对鄂尔多斯盆地延长组73段(长73段)厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型的页岩油(Ⅱ类页岩油),部署城页1井和城页2井两口水平井开展风险勘探攻关试验,两口水平井试油分获121.38t/d和108.38t/d的高产油流,有力推动了Ⅱ类页岩油的勘探进程。重点利用城页1、城页2两口水平井及城页1井导眼井的岩心、薄片、测井及地球化学资料,对长73段Ⅱ类页岩油储层储集条件及资源潜力进行研究。研究表明,两口水平井水平段储层类型主要为厚层泥页岩夹多层薄层粉—细砂岩,单砂体的垂向单层厚度主要为1~5m、水平段砂体横向延伸长度主要分布在25~50m、侧向宽度主要为100~300m,单砂体规模较小。储层储集空间类型有粒间孔、溶蚀孔、粒内孔、晶间孔、有机质孔及裂缝等,其中粒间孔孔隙半径集中分布在0.1~3μm,最大可达21μm,导眼段和水平井段的储层中高导缝、裂缝发育且呈东西向展布。砂岩储层的孔隙度主要为6%~12%,渗透率一般小于0.3mD;泥页岩储层储集性能差,孔隙度一般小于2%,渗透率小于0.01mD。综合利用岩石热解法、石油醚抽提法、二氯甲烷萃取法等方法,对城80区块220km2范围内长73段泥页岩及砂岩可动烃页岩油资源量进行评价,初步评价结果约为(0.692~0.783)×10^8t。鄂尔多斯盆地长73段Ⅱ类页岩油分布面积约为1.5×10^4km^2,综合评价长73段Ⅱ类页岩油远景资源量达33×10^8t。

鄂尔多斯盆地西峰油田压裂液对储层伤害的微观机理研究

为了搞清压裂液引起低渗储层伤害的主要因素,优化压裂液体系,以最有效手段减小或消除这些伤害,采用真实砂岩模型进行了压裂液伤害机理的实验,并对照储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析,对压裂液伤害储层的微观机理进行了分析研究。结果表明,压裂液引起的水锁伤害率为46.6%,储层压力系数低和压裂液引起残渣对储层伤害率为25.7%,对裂缝伤害率为60%。通过筛选合适的表面活性剂,改变岩石润湿性,来降低压裂液的水锁伤害;开发和研究低残渣压裂液体系,来降低压裂液残渣伤害,提高储层向裂缝渗流能力。这为开发适用于低渗油田的新型低伤害压裂液体系及相关技术提供了理论支持。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下沉积特征与有利储集相带

基于古地理格局研究新进展,综合野外露头、钻井岩心、微观薄片和物性数据等资料,对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下沉积特征及有利储集相带展布规律进行研究。结果表明:(1)奥陶系盐下主要发育局限台地和蒸发台地2类沉积相,局限台地发育云坪、丘滩、云质潟湖和灰质潟湖等4类微相,蒸发台地发育泥云坪、含膏云坪、膏云坪和膏盐潟湖等4类微相;(2)受古气候、海平面升降变化和“三隆三坳”古地理格局控制,奥陶系盐下岩相古地理总体呈现出“隆控丘滩-坪、坳控潟湖”的平面展布特征;(3)台内丘滩储集性能好,是奥陶系盐下白云岩储层发育的有利储集相带。指出苏里格—城川、乌审旗—志丹和神木—米脂地区是奥陶系盐下有利储层发育区,是天然气勘探的重要方向。

鄂尔多斯盆地南部延长组沉积特性与物源探讨

为了恢复鄂尔多斯盆地南部地区延长组的岩相古地理 ,寻找砂岩有利岩性储层区带 ,通过研究区内延长组沉积背景和长4 +5—长2 油层组的地球化学、岩石组分、沉积构造和层序演化规律等沉积特性 ,划分了三角洲沉积体系中的沉积相带类型及分布规律 ,指出了三角洲水下分流河道、河口坝相砂岩是有利的储集体 ,探讨了三角洲沉积体系有北东、北东东和西南三个主要物源方向以及发育机理 ,并对三个不同物源方向上形成的沉积砂岩的岩性组分、砂体分布等不同特征进行了对比和区别 .

中晚三叠世鄂尔多斯盆地两期沉降及其形成机制

基于近年来新补充的大量深井资料,深入开展中晚三叠世鄂尔多斯盆地沉降作用研究,提出该沉积期鄂尔多斯盆地经历了两期重要沉降事件,并对两期沉降作用下的地层发育特征、岩性组合、汇水区分布、沉积演化等进行系统对比分析。认为两期沉降作用均是印支期秦岭构造活动在其北侧克拉通边缘的响应;延长组10段沉降幅度大,碎屑供给多,沉积速率快,以较粗碎屑充填为主,快速沉降伴随快速堆积,地层自东北向西南呈楔形增厚,沉降中心位于盆地西南环县—镇原—庆阳—正宁一带,地层厚800~1 300 m,沉降中心与沉积中心偏离,发育多个汇水区,此时尚未形成统一湖盆;延长组7段沉积期,在构造沉降与卡尼期暴雨事件共同作用下,形成了大面积深水坳陷,沉积速率慢,沉降中心与沉积中心基本重合,均位于麻黄山—华池—黄陵一带,沉降中心深水沉积厚120~320 m,以细粒沉积为主;两期沉降机制存在差异,早期沉降与秦岭地区中三叠世勉略洋向北俯冲相关,在挤压背景下强烈拗陷,晚期沉降为晚三叠世后碰撞弱伸展动力环境下的结果。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段优质白云岩储层发育特征及成因机制

鄂尔多斯盆地米探1井在奥陶系马家沟组四段(以下简称马四段)白云岩获得天然气勘探新发现,展示出马四段良好的天然气勘探前景,但马四段白云岩储层发育特征及其分布规律不清,制约了该层系下一步的天然气勘探部署。为此,基于岩心、薄片、工业CT、U-Pb定年、物性分析及地球化学特征等资料,系统研究了马四段白云岩储层发育特征及成因机制,并预测了该盆地白云岩储层分布和天然气有利勘探区带。研究结果表明:(1)马四段主要发育丘滩相白云岩储层和斑状白云岩储层,其中丘滩相白云岩储层岩性为砂砾屑白云岩、细—中晶白云岩、粉—细晶白云岩和叠层石白云岩,斑状白云岩储层岩性为斑状粉—细晶白云岩、斑状粉晶白云岩和斑状灰质白云岩。(2)丘滩相白云岩储层储集空间主要为晶间(溶)孔,含少量溶蚀孔洞、残余粒间孔和微裂缝,平均孔隙度为5.06%;斑状白云岩储层储集空间以晶间孔为主,含少量晶间溶孔和微裂缝,平均孔隙度为2.46%。(3)丘滩相白云岩储层发育主要受微生物丘和颗粒滩控制,并经历了准同生白云石化作用和埋藏白云石化作用的改造,斑状白云岩储层发育主要受生物扰动作用、准同生白云石化作用和埋藏白云石化作用控制。(4)构造古地理格局和海平面升降变化共同控制了丘滩体发育、生物扰动作用程度和白云石化流体的形成。结论认为,马四段优质白云岩储层主要沿中央古隆起和神木—志丹低隆起规模分布,其中神木—志丹低隆起马四段白云岩储层位于岩性相变带上,其储盖配置关系好,是天然气富集区,预测有利区储层面积18 000 km^(2)。

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下储层中固体沥青的发现及其对天然气成藏的启示

近期,鄂尔多斯盆地奥陶系盐下地层取得了天然气重大勘探突破和新进展,已成为天然气勘探的重点新领域。但是,该领域天然气成因、资源潜力等关键成藏问题尚不清楚。为此,以鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组五段7亚段—马家沟组四段(以下简称马五7亚段—马四段)为研究对象,通过岩心与显微镜观察,发现盐下储层中存在固体沥青,并明确了沥青的产状和地球化学特征,最后结合天然气地球化学分析,探讨了盐下地层中天然气(以下简称盐下天然气)的成因和资源潜力。研究结果表明:(1)奥陶系盐下储层中存在大量固体沥青,透射光显微镜观察沥青呈花状、片状、团块状、薄膜状或条带状赋存于白云岩和石灰岩的孔、缝、缝合线和沥青包裹体内,固体沥青的质量百分数介于0.07%~0.55%(平均值为0.17%),等效镜质体反射率介于1.75%~1.97%,碳同位素值介于-28.4‰~-27.7‰;(2)盐下天然气干燥系数介于0.95~1.00,为典型的干气,天然气的甲烷、乙烷和丙烷碳同位素值分别介于-44.8‰~-32.4‰、-31.1‰~-22.6‰和-28.8‰~-19.7‰,具有甲烷碳同位素偏轻、乙烷与丙烷碳同位素偏重的异常特征;(3)奥陶系盐下储层中的固体沥青和天然气均为石油热裂解成因,石油来自于马家沟组或更古老的地层,石油裂解发生在早白垩世中—晚期;(4)盐下天然气遭受了不同程度的硫酸盐热化学还原作用的改造,其中乌审旗地区改造程度较强,天然气中H2S含量高,最高可达13.31%。结论认为,马五7亚段—马四段天然气预测储量约为1.00×1012 m3,该盆地奥陶系盐下天然气勘探潜力巨大。

鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩-膏盐岩共生体系沉积微相与沉积模式

碳酸盐岩-膏盐岩共生体系是化学沉积分异作用形成的岩石共生组合,对其进行微相分析和沉积模式构建,有利于揭示蒸发环境下的沉积学信息,对油气勘探具有指导意义。依据鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组大量钻井、岩心资料,开展岩石宏观、微观观察,识别沉积微相,分析沉积序列,构建沉积模式。结果表明:马家沟组碳酸盐岩-膏盐岩共生体系可划分出10类微相(MFT1-MFT10):盐岩、膏岩、含膏云岩、纹层状微粉晶云岩、颗粒云岩、粉—细晶白云岩、微生物云岩、生物扰动(灰)云岩、纹层状微晶灰岩、微晶颗粒灰岩;共生体系发育4类微相组合:(1)潮间上带—潮上带白云岩-含膏云岩-泥云岩组合;(2)潮间下带膏岩-藻云岩-白云岩组合;(3)潮下带纹层状灰岩-搅动灰岩-扰动灰岩组合;(4)潟湖内层状膏岩-团块状膏岩-盐岩组合。马家沟组为浅盆蒸发成盐,低海平面蒸发成盐,高海平面发育碳酸盐岩,海平面反复波动形成巨厚碳酸盐岩—膏盐岩共生组合。

庆阳深层煤成气大气田发现与地质认识

鄂尔多斯盆地西南部陇东地区经历了50年油气勘探,发现了庆阳深层煤成气大气田。通过野外地质露头、岩心观察,普通、铸体以及阴极薄片鉴定,Ro等地球化学指标、碳同位素组成、电子显微镜等配套测试分析,开展了伊陕斜坡不同埋深气藏的成烃、成储和成藏特征对比研究。庆阳深层气藏平均埋深超过4200 m,含气层位为下二叠统山西组山1段,其具有低孔、低渗、低压和低丰度“四低”特征。高热演化薄层煤源岩生烃可以形成大气田,深埋藏、高热演化晚成岩阶段仍可发育溶孔、粒间孔、晶间孔组合的优质砂岩储集层,裂缝提高了储集层渗流能力。天然气干燥系数高和负碳同位素组成系列是深层煤成气典型的地球化学特征。创新了勘探开发一体化方法,形成了“骨架直井解剖砂体、水平井集中开发”庆阳气田的经济有效开发模式。庆阳大气田的发现与成功勘探,为盆地西南部形成千亿立方米规模天然气田提供了地质依据和技术支撑,这对中国广泛分布的深层高热演化煤成气勘探也具有重要指导意义。

鄂尔多斯盆地西南缘蓟县系沉积环境与生烃潜力

鄂尔多斯盆地及邻区中元古代整体处于地壳伸展的构造背景,沉积了巨厚的中元古界蓟县系海相地层。为落实该盆地西南缘蓟县系油气的勘探潜力,对该区蓟县系的地层特征、沉积特征、岩石地球化学和有机地球化学特征进行了分析。结果表明:该区蓟县系形成于碳酸盐潮坪沉积环境,风暴沉积序列广泛发育;该区具有大陆边缘性质,蓟县系硅质岩为生物成因背景。结论认为,从蓟县系可能烃源岩的有机质丰度、类型及有机质成熟度等方面来评价了其生烃潜力,认为其生烃能力较差。

鄂尔多斯盆地及周缘地区上二叠统沉积特征

基于野外地质露头观察、岩心描述、薄片鉴定和地球化学等分析测试资料的综合分析,对鄂尔多斯盆地及周缘地区上二叠统石千峰组沉积岩石类型、沉积构造、沉积相类型及沉积体系空间展布等方面开展研究。结果表明,石千峰组主要发育冲积平原、三角洲平原、三角洲前缘、浅湖和南部海陆过渡的潟湖、沙坝等沉积环境,石千峰期,古气候干燥炎热,沉积古地形相对平缓,物源供给充足,形成了一套紫红色、棕红色泥岩和浅灰色中粗粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、长石砂岩为主的地层。盆地北部三角洲规模大,以辫状河道发育沉积特征为主,砂体厚度大、横向分布稳定,而盆地南部三角洲规模相对较小。石千峰期,海水可能多次入侵盆地南部麟游-韩城-乡宁一带,发育海相夹层和沙坝沉积,一定程度上影响了南部的沉积环境和砂体展布。

鄂尔多斯盆地中生界断裂及对油藏的控制研究

针对鄂尔多斯盆地西北部盐池县古峰庄地区断裂系统复杂和油藏分布不明确的问题,利用三维地震和平衡剖面恢复技术,精细识别断裂分布,刻画断面形态,恢复断层的启闭性,明确了断裂的形成期次和有利成藏条件。古峰庄地区发育3组断裂:印支期断裂多为正断层,呈雁列式NWW向展布,在早白垩世开启,具有沟通油源、高效输导油气的作用;燕山期断裂在工区西部发育,呈近NS向,多为逆冲断层,构造变形强烈,不利于油藏保存;喜马拉雅期断裂为NEE向,平行分布于工区,多为正断层,在成藏后形成,调整或破坏原生油藏。断裂发育区的成藏条件为:通源断裂在成藏期开启;圈闭在成藏期和现今条件好,且位于断层面凸面脊附近(源上成藏)或凹面脊附近(源下成藏)。研究成果对于断裂系统发育区油气勘探具有一定的指导意义。

针对目标的非地震解释技术在鄂尔多斯盆地西缘的应用

鄂尔多斯盆地西缘地质条件复杂,依靠现有的地震资料对地下复杂构造的解释和深部地层展布的预测成杲与实钻结果不符,为此,提出了针对目标的非地震解释技术思路,即在非地震常规处理的基础上,围绕地质需求进行针对性的处理与解释。针对走滑断裂体系发育的特点,采用重磁异常增强和体显示技术突出弱异常,再按不同方位进行照明分析,提取能够反映走滑断裂的非地震异常信息,结果可用于解释走滑断裂平面分布特征;围绕地震反射层“层断轴不断”的现象,即同一个反射层却是不同层位的反映,采用时频电磁解释性处理技术对目标层精细反演并联合地震进行地层属性的识别,多种信息综合分析后的结果使层位的归属更加准确;围绕深部地层地震反射成像困难的情况,对下古生界综合应用重力—地震联合剥层等多种技术进行处理,结果可用于深部长城系烃源岩的预测。