鄂尔多斯盆地长8、长6天然裂缝差异性研究及其对开发的影响

通过野外露头、岩心观察、成像测井以及压裂施工曲线等资料的对比,认为鄂尔多斯盆地长8、长6特低渗储层天然裂缝发育程度差异较大,裂缝分布规律性明显.西南物源储层天然裂缝没有东北物源和湖盆中心储层天然裂缝发育.结合微地震监测资料,研究了天然裂缝发育程度对压裂缝控制作用,在天然裂缝发育区,由于人工压裂缝可能沿天然裂缝延伸,形成较大的有效渗流面积,因此,油田开发井网部署不仅要研究最大主应力方向,而且还要研究天然裂缝的发育程度,天然裂缝发育区适当放大井排距下仍能建立有效压力驱替系统,提高单井控制储量,降低水淹风险,这对指导特低渗油田注水开发具有重要的意义.     

鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩储层裂缝压力敏感性及其开发意义

为了分析特低渗透砂岩储层高角度裂缝的压力敏感性特征,对鄂尔多斯盆地陇东地区延长组特低渗透砂岩储层基质岩样、含天然裂缝岩样和含人造裂缝岩样进行了对比实验。实验结果表明,特低渗透砂岩储层裂缝的压力敏感性十分明显,在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性,含裂缝时为强压力敏感性。裂缝的开度越大,渗透率越高,其压力敏感性越强,裂缝渗透率的恢复程度越小。裂缝的压力敏感性特征对特低渗透砂岩油藏开发具有十分重要的意义。     

地应力在油气勘探开发中的应用

随着油气勘探开发技术的日趋成熟以及对地应力研究认识的逐渐深入,人们发现在油气勘探开发过程中众多的问题都与地应力有着密切的关系,油气勘探开发对地应力研究的需求也越来越大,但地应力在油气勘探开发过程中的应用仍不够广泛和深入。该文通过介绍地应力的研究现状以及在油田勘探开发中的应用,主要阐述了地应力在油田勘探开发过程中对注采井网部署、压裂设计优化、油气富集区域预测等方面的影响,以此说明地应力在油田勘探开发过程中的重要性。     

鄂尔多斯盆地南泥湾地区古构造应力场模拟与裂缝储层有利区分析

依据钻孔岩心裂缝特征统计成果,在对鄂尔多斯盆地南泥湾地区长4+5油层组声发射地应力测量、岩石力学参数和单轴抗拉强度测试的基础上,采用有限元法对裂缝形成期的古构造应力场进行模拟.结果表明,研究区内长4+5区域性剪破裂裂缝发育区和次发育区主要位于研究区西部和东部等区域,主要发育方向为NEE-近EW向与NWW向,局部地区方向...     

鄂尔多斯盆地油气勘探开发的 实践与可持续发展

鄂尔多斯盆地是我国近10年来石油天然气产量增长最快的盆地,目前已经成为我国第二大油气生产盆地和第一大天然气产区。概述了鄂尔多斯盆地油气勘探开发的历史,总结了盆地发展形成的重要认识、主要技术、开发管理模式、油气产量和取得的经济社会效益,从发展规划、油气资源、非常规油气资源和其他资源方面探讨了盆地发展前景,并对盆地可持续发展提出了建议。     

鄂尔多斯盆地油气勘探开发的实践与可持续发展

鄂尔多斯盆地是我国近十年来石油天然气产量增长最快的盆地,目前已经稳居我国油气盆地的第二位,也已跨入我国天然第一大产区的行列,本文通过对鄂尔多斯盆地的油气勘探历史进行了总结,是人们能够更好地对鄂尔多斯盆地尽心了解,同时鄂尔多斯盆地的勘探技术,开发的管理模式对我国开发其他盆地油气田也树立了很好的标杆作用,从而也能更好地规划我国盆地油气行业的发展。     

鄂尔多斯盆地延长组油气初次运移特征

以泥岩压实、埋藏史及生烃特征为主要依据，分析了鄂尔多斯盆地三迭系延长组长７油层组烃源岩油气初次运移的动力、产生深度、运移时间、运移方向及途径。结果表明，本区油气初次运移的主要动力是长７油层组广大范围发育的泥岩欠压实现象所产生的高过剩压力，烃源岩门限深度及异常压实起始深度决定了本区烃源岩初次运移的深度，油气初次运移的时期主要发生于Ｋ１２时期和Ｋ１３时期，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的运移途径之一，烃源岩侧向发生相变的地带往往也可以形成比较良好的排烃条件     

鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层的砂岩成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等分析,对西峰油田长8储层砂体的岩石学特征、成岩作用进行研究.研究表明:该区长8储层砂体成分主要以长石岩屑砂岩为主.储层砂岩的成岩处于晚成岩A期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的两个重要成岩作用,而溶蚀作用,特别是长石的溶蚀是储层物性变好的重要成岩控制因素.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组裂缝特征及成因

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8、长6及长4+5油层组属于典型的低孔、低渗型砂岩储层,广泛发育的裂缝系统对储层物性改善和油气运聚成藏具有重要控制作用.综合应用野外剖面和钻井岩心,结合测井及镜下鉴定资料对该地区裂缝发育特征及其成因进行综合研究,结果表明:姬塬地区各油层组发育早期东西向和北西-南东向共轭剪切裂缝为主,...     

鄂尔多斯盆地乌审旗上古生界砂岩地震预测

针对鄂尔多斯盆地乌审旗区主要是含气砂岩与泥岩,其波阻抗差较小,气层厚度较薄的特点,应用并发展了一套储层地震预测技术,包括地震波形分类技术、地震波阻抗反演技术和储层含气性地震预测。经对19口井的钻前预测,砂岩预测符合率达84％,物性及含气性预测符合率达79％,发现了1 000×108m储量的乌审旗气田。     

New evidence for the origin of natural gas in Ordos Basin from hydrocarbons of oil water

The chief aim of the present work is to investigate the controversy origin of natural gas in the Ordos Basin by using the hydrocarbons of oil water. New evidence has been found: There is relatively high content of light hydrocarbons and low content of heavy components in the hydrocarbons fraction of oil water in the middle gas field of the Majiagou Formation, Ordovician reservoir. The hydrocarbons of oil water in Well Shan 12 and Well Shan 78 have relatively high abundance of tricyclic terpane. Tricyclic terpane/hopane of the two samples are 1.48 and 0.36, respectively. They also show that pregnane and hompregnane are in relatively high abundance with lower hopane/sterane ratio. Pr/Ph is less than 2.0. These characteristics reflected the source input of marine carbonate sedimentary environment. In contrast, the hydrocarbon of Well Shan 81 is lack of tricyclic terpane series and pregnane. It has a high hopane/sterane ratio and Pr/Ph is 3.27. These parameters are typical character of terrestrial organic matter. Furthermore, the hydrocarbons of oil water in Well Shan 37 and Well Shan 34 is between the two typical situations. They have little content of tricyclic terpanes. They may be derived from a mixing source of marine carbonate and terrestrial organic matter input. Similarly, the maturity parameters approve this suggestion. The samples of Well Shan 12 and Well Shan 78 which derived from marine carbonate have relatively high maturity and samples derived from terrestrial organic matter have lower maturity. The maturity of the hydrocarbons of mixing source is between these two situations. The suggestion coincides with the geological background and source rocks distribution.     

鄂尔多斯盆地二叠系天然气储层特征及有利区预测

鄂尔多斯盆地内蕴藏有丰富的天然气资源,是我国重要的能源基地之一.其中,二叠系山西组和下石盒子组为最主要的产气层,储集了该区70%以上的天然气探明储量.二叠系主要的含气层段为山西组的山1段、山2段和下石盒子盒8段,为一套陆相的河流-三角洲沉积,山2段发育曲流河、曲流三角洲沉积,山1段发育辫状河、曲流河、辫状三角洲和曲流三角洲沉积,盒8段发育冲积扇、辫状河、辫状三角洲沉积.储层总体上具有低孔低渗特征,储集空间类型有粒间孔、粒内溶孔、高岭石晶间孔、微裂缝.对山西组和下石盒子组沉积特征、岩石物性资料统计分析并对其主要控制因素进行了研究,认为储层物性主要受控于沉积相、压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中沉积相是最主要的控制因素.根据对该区二叠系岩相古地理的研究和各气田物性统计分析,将该区储层划分为好(Ⅰ)、较好(Ⅱ)、一般(Ⅲ)3类,其中Ⅰ类和Ⅱ类储层区是气藏发育区,也是进一步勘探的首选区域.     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏为致密砂岩气藏。通过对盆地上古生界烃源岩、储集层、储层致密和成藏时间以及天然气运聚的分析,详细研究盆地上古生界致密砂岩气藏的成藏特征。本溪组-山西组煤层是主要的烃源岩,烃源岩有机质丰度高,干烙根为Ⅲ型干烙根,有机质成熟度高,以高-过成熟为主,为盆地天然气成藏提供充足的物质基础。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩为主,孔隙度主要分布在4%~8%,渗透率在0.1×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2,为低孔低渗致密砂岩储层。储层具有"小孔隙、细喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差"的特点。致密气藏是先致密后成藏,储层在早-中侏罗世储层演化为致密砂岩储层;而后在晚侏罗世-早白垩世天然气大量充注形成气藏。天然气在气体膨胀力的作用下沿着微裂缝近距离运移聚集形成大面积连片分布的致密砂岩气藏。     

鄂尔多斯盆地上古生界东、西部岩性-地层气藏的差异性

鄂尔多斯盆地上古生界具有"满盆生气、到处含气、岩性控气"的特点。通过东、西部气藏的对比研究认为:煤系地层广覆式生烃、浅水三角洲大面积聚砂和湖侵作用铸造区域性盖层三大因素为形成大面积岩性-地层气藏奠定了基础。东部以原生孔为主的山2段、太2段相对低孔高渗型储层主要受潮汐和河流共同作用形成的高能聚砂环境控制;西部以溶蚀孔+原生孔组合为特征的盒8段、山1段相对高孔低渗型储层主要受富石英物源区和建设性成岩作用的控制。提出富石英物源区、毗邻岸线的高能相带和由网状输导体系控制的建设性成岩相区的确定对鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探具有重要意义。     

鄂尔多斯东南部三山子组储层特征研究

通过对鄂尔多斯东南部寒武系三山子组的薄片资料进行分析,结合岩心观察和野外剖面资料,发现三山子组的储层岩性主要为颗粒灰岩、颗粒白云岩、砂（砾）屑白云岩等;储集空间主要为晶间孔、粒间孔和构造裂缝等;物性方面三山子组储集岩的物性较差,属于低孔-低渗储层,局部地区发现有中孔、中－高渗段储层;储层发育主要受到中央古隆起和沉积环境,白云石化作用、岩溶（溶蚀）作用、压实―压溶作用和胶结作用等成岩作用和构造作用所控制。     

鄂尔多斯盆地上里塬地区延长组长7油层组储层特征

以物性分析、铸体薄片分析及压汞分析等实验室数据为基础,对鄂尔多斯盆地上里塬地区下三叠统延长组长7油层组致密油储层特征进行了系统研究,结果表明长7油层组储层主要为浊流沉积所形成的浊积砂岩,岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩,填隙物含量高;储集砂岩经历了压实、压溶、绿泥石膜、溶解和破裂等成岩改造,微裂缝较发育。储集砂体孔隙结构表现为:孔隙半径平均为40.84μm,喉道宽度平均为13.22μm,具有中孔细喉特点。以上特点导致研究区储层具有储量规模大、定向井开发单产低、体积压裂能有效提高水平井单井产量的特征。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界煤成气及其砂岩气藏成藏模式

鄂尔多斯盆地北部上古生界地层中广泛发育的煤层是大型气田形成的物质基础,煤层埋深为2.2~2.8 km,厚度为22~49 m,镜质体反射率为0.6%~2.5%,属长焰煤—贫煤;煤层是良好的烃源岩,其平均生烃强度为23.52×108m3/km2.煤层、砂岩储层和顶部上石盒子区域性泥岩盖层的良好空间配置是上古生界煤成气砂岩气藏形成的关键.描述了该地区上古生界砂岩和泥岩中2种高角度裂缝特征,指出了裂缝的形成时期及其在煤成气成藏中的运移通道作用.最后将该地区煤成气藏近源型成藏模式细分为近源-源内聚集型和近源-裂缝运移型.     

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩成岩作用与成储关系研究

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩气藏具备良好的勘探前景。但在强烈的成岩作用改造下,临兴-神府地区上古生界砂岩储层非均质性强,严重制约了勘探效果。本研究根据铸体薄片和扫描电镜数据,对研究区致密砂岩储层的成岩作用开展了系统研究;基于岩芯孔渗测试,高压压汞测试,表征了研究区致密砂岩的微观孔隙结构;结合探井产气特征,依据水膜厚度法、充注动力法、试气产能法及浮力平衡法确定了研究区致密砂岩储层的理论下限、成藏下限、有效渗流下限和致密上限。结果表明：研究区致密砂岩储层现今正处于中成岩A-B演化阶段,压实和各类胶结作用的差异发育是导致储层非均质强的原因。根据致密储层成岩改造之间的差异划分出五种成岩相：绿泥石包裹相、溶蚀相、石英胶结相、混合胶结相及致密相。根据成储界线划分出：常规储层、Ⅰ级致密储层、Ⅱ级致密储层、Ⅲ级致密储层。常规储层与Ⅰ级致密储层之间对应致密上限,常规储层主要包括以绿泥石包裹相和溶蚀相,Ⅰ级致密储层以溶蚀相为主,混合胶结相次之;Ⅱ级致密储层和Ⅲ级致密储层之间对应有效渗流下限,Ⅱ级致密储层以溶蚀相和混合胶结相为主,Ⅲ级致密储层以混合胶结相和致密相为主。其中常规储层和Ⅰ级致密储层是最具潜力的勘探目标。