聊城东部地热田地质特征研究

地热资源已成为现阶段重要的绿色能源之一.研究分析山东省聊城东部地热田,为开发利用本区的地热资源提供地质资料依据.该地热田位于阳谷凸起的北部区内,面积约600 km2,地热类型属低温层控岩溶裂隙型,盖层是第四系、新近系明化镇组及石炭-二叠系,常被利用的地热有新近系馆陶组和奥陶系马家沟组两个热储层.其中:馆陶组热储层中地热水矿化度为5000mg/L左右,其可利用地热资源量为2.5331×1018 J,热水资源静储量为1.4085×1010 m3;马家沟组热储层中地热水矿化度较高,为5251.38～5292.7 mg/L,其可利用地热资源量为1.1572×1018 J,热水资源静储量为2.16×109 m3.     

饶阳凹陷古近系储层流体包裹体特征及成藏期确定

以渤海湾盆地饶阳凹陷古近系为例,利用包裹体岩相学和显微测温技术,研究古近系储层流体包裹体特征,并结合源岩热演化生烃史,综合分析研究区古近系油气成藏时间及期次。结果表明:研究区古近系储层有2期烃类包裹体,第Ⅰ期分布于碳酸盐胶结物及石英颗粒内裂纹中,发近黄色荧光,具有高盐度、高密度特征,伴生盐水包裹体均一温度主峰值为90~100℃;第Ⅱ期赋存于长石溶蚀孔缝及穿石英颗粒裂纹中,发近蓝绿色荧光,具有低盐度、低密度特征,伴生盐水包裹体均一温度主峰值为120~140℃;研究区存在古近纪东营期和新近纪馆陶末至明化镇期两期生烃,明化镇期为主要生烃期;饶阳凹陷古近系具有两期成藏过程,东营组沉积后期至抬升初期和馆陶组沉积末期至明化镇组沉积期;受控于源岩热演化生烃史,凹陷中不同地区及层系的油气成藏时期及期次存在明显差异,第一期成藏范围较局限,主要发生于生烃洼陷中心生烃层系中,第二期成藏范围广泛,为主成藏期;上部层系多为一期晚期成藏,下部层系多为两期成藏。     

聊城大学地热井成热条件及其开发利用

聊城大学地热井勘查区热源有三：正常地温传导;通过聊考深大断裂带上涌的深部热流;聊考断裂活动产生的摩擦热．新近系馆陶组中粗砂岩、粗砂岩孔隙含水层为区内的层状热储,其上巨厚的第四系和新近系明化镇组地层为良好的热储保温层．热储层地热水温度为45-53℃,通过资料分析表明,其热水可用于地热取暖、洗浴、医疗保健及温室养殖等．     

河南省开封凹陷区地热田地热资源分析

对开封凹陷区地热田地热地质构造特征、热储层特征及其埋藏条件、地热流体化学特征进行了论述,分析了地热流体流场特征及其动态,初步建立热储概念模型,并对地热流体可采量及其质量进行了评价,提出了地热资源的开发利用方向及保护措施.     

冀中坳陷霸县凹陷新近纪构造活动及其对油气成藏的控制

选取断层密度、断层落差面密度、地层厚度变化率导数及底面曲率4个评价指标对霸县凹陷在新近纪的构造活动强度进行定量表征,依据构造活动强度将霸县凹陷新近纪划分为强构造区、强弱过渡区及弱构造区:霸县凹陷北部南孟地区及西南部高家堡地区构造活动较强烈,为强构造区;凹陷东部苏桥、文安地区构造活动性次之,被划分为强弱过渡区;凹陷其他地区构造活动微弱,为弱构造区。分析构造活动强弱对油气成藏的控制,发现霸县凹陷强构造区最利于油气成藏,其次是强弱过渡构造区,亦具备油气聚集条件。霸县凹陷西南部高家堡地区、北部南孟地区及东部苏桥、文安地区油气藏富集,为霸县凹陷有利勘探区带。     

下期要目

张玉兰等　　准噶尔盆地南缘构造物理模拟实验杨伟利等　　东营凹陷沙三段沙二下亚段沉积层序及成因王永刚等　　地震属性分析技术在储层预测中的应用姜在兴等　　济阳坳陷东部晚第三纪馆陶组下段辫状三角洲沉积研究朱家俊等　　胜利油田沾车地区馆陶组地层速度特征孙梦茹等　　胜坨油田二区沉积微相与剩余油分布万从礼等　　水下火山喷溢对烃源岩形成及生烃演化的有益作用李春华等　　东营凹陷胜坨地区沙三沙四段扇体特征杨永印等　　射流低压脉冲的调制机理及调制器振动模拟谷建伟等　　复杂条件下的低渗透油田生产特征侯吉瑞等　　低碱Ａ…     

松辽盆地齐家—古龙凹陷泥页岩特征及成藏期次

研究松辽盆地齐家-古龙凹陷泥页岩特征及潜力区。利用上白垩统青山口组泥页岩地球化学指标,分析油源潜力、储集性能及含油气性,并结合沉积背景,精细分析页岩油富集机理,寻找勘探潜力区。齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩厚度大(70～120 m),有机质丰度较高,有机碳质量分数集中于2%～5%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主,处于成熟-高成熟阶段,总体上具有较好的生油能力和条件,为页岩油成藏提供了充足的油源;泥页岩储层孔隙度主要在10%～15%,储集空间整体上以粒内溶孔和微裂缝为主,是油气重要的运移通道和储存场所。齐家-古龙凹陷储层具有3期成藏,依次为嫩江组沉积末期、白垩纪末期和新近纪末。金53井区与英7井区为有利勘探区,以寻找基质型和裂缝型页岩油藏为主。     

中国东部主要沉积盆地型热储产出特征与地热开发利用建议

 通过对188口地热井的井口温度和单井产水量的统计分析,初步查明了中国东部主要沉积盆地热储的产能特征。结果表明,中国东部沉积盆地型热储总体上以温热水和热水为产出特征,单井产水量以中、高产为主,总体上热储产能以蓟县系雾迷山组和寒武系-奥陶系最大,其次为新近系明化镇组和馆陶组,其中,岩溶裂隙型热储产能变化较大,表明其具有较强的非均质性。建议东部地区积极开展多元化、梯级化地热利用;在地热开发利用过程中,如果基岩地层埋藏较浅可优先选择蓟县系雾迷山组和寒武系-奥陶系岩溶裂隙型热储作为目的层,同时应加强岩溶裂隙型热储非均质性及其与产能关系的研究;而当基岩地层埋藏较深可考虑新近系馆陶组与明化镇组砂岩孔隙型热储。     

济南北部地区地热资源形成条件研究

济南市地热资源丰富,目前正处于积极开发阶段.通过对济南地区地热资源形成的水文地质条件,热储层特征及地温场特征等进行了分析研究,并对济南地热田形成模式进行了探讨,建立了济南地区地热田热储概念模型,阐明了济南地热田形成的机理,为确定该地区地热田的边界范围、热田地质模型、地热资源的开发利用以及地热田远景规划提供了参考.     

菏泽凸起地下热水资源成矿地质条件研究

菏泽凸起位于聊考断裂带以东,地下热水资源十分丰富,区内不仅具有良好的热源、盖层和热储条件,而且导水、控热构造也较发育,该区主要包括新近系底部和奥陶系石灰岩两个热储层,热储温度介于40℃～60℃之间,属中低温地热田。该地区地热资源的形成经历了一个漫长的地质演化发展过程,其热储概念模型为圈闭式层状热储。     

渤海海域西部馆陶组沉积环境及其地质意义

利用丰富的古生物、钻井、岩心、地球化学等方面的资料,依据层序地层、古生物组合、岩电、元素变化等特征,对渤海海域西部馆陶组沉积环境进行研究。分析认为,馆陶组垂向呈现"粗—细—粗"的"三段式"沉积特征,不同层段沉积时期经历了"热—凉—热"的气候变化及"浅—深—浅"的古水体旋回。沉积环境的变化控制储层特征的差异,温凉水深的环境导致馆陶组中段储层孔喉结构复杂,束缚水含量高,蒙脱石等层状硅酸盐黏土矿物和泥质含量高,使得储层导电性和断层面侧封能力变强,是控制馆陶组低阻油层发育和垂向上油气丰度存在差异性的主要原因。     

贵阳安井-新添寨地热田初步研究

2 0 0 1年 1月在贵阳市郊新 1号井打出一口 58℃、流量 160 0m3/d的高温热矿水 ,证明贵阳市东北郊存在一热储构造面积至少 8km2 的地热田。热储构造与长期活动的地震断裂带及逆冲推覆构造有关 ,属传导对流型地热田。其主要隔热保温盖层为志留系高寨田群 (S1g)和奥陶系湄潭组 ( 0 1m)泥页岩 ,主要热储层为寒武娄山关群 (∈2 - 3ls)碳酸盐岩 ,根据地下热水水质化学成份特征及钻探资料 ,其深度为 130 0 - 2 50 0m ,地温梯度 2 4 4 - 2 84℃ /10 0m ;指出乌当背斜东翼倾伏端有另一地热田存在可能性 ;以及对地热田研究开发、保护的意见     

菏泽凸起地下热水资源成矿地质条件研究

菏泽凸起位于聊考断裂带以东，地下热水资源十分丰富．区内不仅具有良好的热源、盖层和热储条件，而又导水、控热构造也较发育．该区主要包括新近系底部和奥陶系石灰岩两个热储层，热储温度介于４０℃－６０℃之间，属中低温地热田．该地区地热资源的形成经历了一个漫长的地质演化发展过程，其热储概念模型为圈闭式层状热储．     

北塘凹陷新近系馆陶组的CO2-EATER实验研究

 地热尾水回灌率低是目前中国沉积盆地砂岩储层中-低温地热资源可持续开发利用的瓶颈。基于利用CO₂提高地热回灌率,即CO₂-EATER(CO₂-Enhanced Aquifer Thermal Energy Recovery)概念模式,以黄骅坳陷中部北塘凹陷新近系馆陶组砂岩热储层为例,利用高温高压反应釜实验模拟了反应时间为10d,温度为100℃,压力为10MPa人工注入CO₂条件下,水-岩-CO₂相互作用及其对储层水化学组分及矿物组分的改变和对孔隙度及渗透率可能的影响。结果表明,CO₂注入后,储层水的pH值从7.7下降到6.3,储层水的HCO₃^-、Ca、Mg、Na和K等组分显著增加。这是由于CO₂溶解于水,形成了酸性环境,储层中长石类矿物和方解石发生溶解而释放出金属阳离子。地层水的δ¹⁸O_H2O和δ²H_H2O分别发生了3.5‰和3‰的负漂移,表明人工CO₂的注入促进了水-岩反应。X衍射(XRD)和扫描电镜(SEM)分析结果也证实了长石类矿物的溶解,这对改善储层具有一定意义,也说明CO₂-EATER模式可能适合于北塘凹陷新近系馆陶组。     

塔东南民丰凹陷热演化史与油气关系

民丰凹陷位于塔里木盆地东南部,低程度的烃源岩热史研究制约着该区的油气资源评价和勘探。通过对研究区仅有的两口探井(民参1井、民参2井)进行热演化史模拟,探讨石炭系、侏罗系烃源岩热演化程度、过程及其与油气的关系。模拟结果表明:1受构造活动、火山活动等局部热事件影响,民丰凹陷C-P期古地温梯度为3.5℃/100m,中新生代古地温梯度为2.7~3.2℃/100m,高于盆地周缘其他地区;2民丰凹陷烃源岩在古近纪晚期—新近纪早期(41.3~21.7Ma)至中新世末期(7.0Ma)达到大量生烃条件,与新生代以来的快速沉降共同表明,民丰凹陷具有晚期成藏特征,钻井油气显示较差,可能与优质烃源岩规模小、生聚烃时间较短等因素有一定联系。     

东营凹陷沙四下亚段-孔店组储层流体包裹体特征及油气充注期次

 东营凹陷深层的沙四下亚段-孔店组是该区油气勘探的接替层系,以沙四下亚段-孔店组储层流体包裹体为研究对象,通过包裹体显微荧光观察和均一化温度测试,结合埋藏史和热史模拟,分析了研究区油气充注特征。研究结果表明,东营凹陷南坡沙四下亚段-孔店组储层经历过1 期油气充注,发生于明化镇组沉积期至现今;而北坡经历过3 期油气充注,分别发生于沙三段沉积期、馆陶组沉积期和明化镇组沉积期至今;南坡沙四下亚段-孔店组油源来自于上覆的沙三下和沙四上亚段烃源岩,北坡比南坡埋深更大,且有沙四下亚段烃源岩的贡献;不同的地质背景、油气来源及生储配置关系,导致东营凹陷南、北坡沙四下亚段-孔店组油气充注期次的显著差异。     

冀中坳陷雄县地热开采区地热资源的成因机制

雄县地热开采区是雄安新区地热资源赋存条件最好的地区之一,蕴藏着丰富的中低温地热资源。但是随着开采强度的增加,研究地热田的成因机制显得日益重要,是后期地热田资源评价工作和布置地热开采方案的重要依据。在结合前人研究成果的基础上,应用环境同位素研究地热储层流体的补给来源和热水年龄,并结合地热流体的水化学特征,初步分析了各热储层之间的联系程度和径流关系。研究表明,雄县的地热流体主要来自古大气降水,大部分是在长期的径流过程中由地热升温形成。雄县地热流体的年龄为31～36 ka。在自然条件下,新近纪地热流体与上层含水层之间的水力联系较弱,不同时期热储的地热流体之间的水力联系也较弱。通过分析雄县地热开采区地热地质构造背景、热储特征及地热形成机理,建立了热储的三维地质模型和数学数值模型,对区域内地热资源的开采和回灌进行了水热耦合模拟,计算结果与热储温度测量数据和抽水试验数据拟合较好,在得到验证模型的基础上,通过在研究区内合理井距和采灌量的最优设计,评价了研究区的地热资源储量。当开采量为120 m³/h、井距为450 m时,满足100 a内开采井水温下降小于2℃的评价标准下,年可开...     

流体包裹体分析方法在惠民凹陷油气成藏研究中的应用

对惠民凹陷沙四段10个砂岩样品中的储层烃和包裹体烃进行了分离和色质分析.结果表明:临南地区正构烷烃中姥鲛烷略占优势,阳信地区正构烷烃中植烷占优势,检测出微弱含量的γ-和β-胡萝卜烷;包裹体烃和储层烃具有明显的湖相泥岩地球化学特征,生物标志物表明烃类母质富含湖相浮游植物和陆源高等植物;临南洼陷储层烃指示原油母源为淡水-微咸水沉积环境,阳信洼陷储层烃和包裹体烃母质沉积环境为微咸水沉积环境;惠民凹陷沙四段包裹体原油大部分为成熟油,来自沙四上烃源岩,储层油是沙三下低熟烃源岩和沙四上成熟烃源岩混合油;惠民凹陷油气成藏时间有两期注入,一期为东营组沉积时期,二期为馆陶-明化镇组沉积时期.     

鲁克沁地区稀油油藏成藏过程分析

鲁克沁构造带工业稀油油流的获得,打破了鲁克沁地区只有稠油的历史,开辟了新的勘探领域。油源对比表明,鲁克沁构造带东段鲁8和鲁10井的稀油来自台南凹陷石炭系烃源岩;玉东9井稀油来自台南凹陷下侏罗统的煤系源岩。结合流体包裹体均一温度特征和埋藏史,综合分析了稀油成藏期次,认为鲁8和鲁10井的成藏期为在古近纪末-新近纪早期;推测玉东9井成藏期在新近纪早中期。其成藏过程为:古近纪末-新近纪早期,台南凹陷石炭系烃源岩生成的稀油,通过晚燕山-喜山期构造运动形成的断裂向浅层运移,进入三叠系和侏罗系储层,形成稀油油藏;新近纪中新世,台南凹陷下侏罗统煤系烃源岩成熟排烃,生成的煤系油沿三叠系顶部不整合面和断裂向上倾方向的鲁克沁构造带东段进行运移,并进入三叠系砂岩形成稀油油藏。     

准噶尔盆地陆西地区油气成藏条件与模式研究

准噶尔盆地陆西地区成藏条件分析表明,该区具有形成油气藏的良好条件。玛北、玛东和夏盐地区的油气主要来源于玛湖凹陷的风城组,陆中地区的石西、石南、陆梁油田的油气主要来源于盆1井西凹陷的下乌尔禾组及风城组;储集条件好,且夏盐地区好于玛东地区;该区主要发育不整合、岩性圈闭,圈-源匹配良好,圈闭形成于二叠纪,三叠纪中晚期和侏罗纪末~白垩纪为成藏期;输导层主要为断层、层内渗透层和不整合面;二叠系各层系顶界和三叠系顶界不整合面上油气的运移仅发生于陆西斜坡区,西山窑组顶界和侏罗系顶界不整合面上油气的运移主要发生在隆起区;陆西地区存在两种类型的成藏模式,一是三叠纪“源内-不整合-断控原生油气藏”成藏模式;二是侏罗—白垩纪“源外-不整合-断控-阶状”成藏模式。最后认为,陆西地区与不整合有关的地层油气藏有利目标区主要位于陆西斜坡区、三个泉油田与石南油田接合处及三南凹陷南段。