鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的地质特征

总结了天然气成藏的地质特征,目的是预测盆地内有利的天然气勘探区块。综合采用野外露头观察、钻井岩芯观察和室内分析研究等方法。研究表明,盆地晚古生代多种沉积体系发育,奠定了气藏的物质基础;沉积层序的演化控制了气源岩、储集层和盖层的发育及其空间组合;持续供气的气源岩、大范围分布的致密砂岩储集层、多因素封盖、就近成藏和成藏期晚等因素的综合作用有利于鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的形成和保存。指出盆地内5个有利的天然气勘探区块。     

鄂尔多斯盆地宜川地区上古生界烃源岩评价

依据氢指数（HI）、降解率（PC/TOC）等两个方面的地球化学指标,按照煤系地层烃源岩有机质类型划分标准,对研究区的山西-太原组烃源层的有机质类型作剖析,进行上古生界烃源岩系统评价。研究认为,本溪组烃源岩主要是泥岩,有机质丰度平均2.51%,泥岩干酪根母质类型主体属腐殖型干酪根,即Ⅲ型干酪根;太原组暗色泥岩有机质丰度平均2.26%,煤层比较发育,有机质丰度平均81.66%;山西组的泥岩比较发育,泥岩有机质丰度平均2.26%,煤层有机质丰度平均72.66%。本区上古生界干酪根显微组分都以镜质组为主,显示干酪根母质为腐殖型,即Ⅲ型干酪根,热成熟度演化较高,Ro都大于2.5%,Tmax为490℃以上,表明泥岩已达到过成熟阶段,本区暗色泥岩及煤层属中等—好气源岩,此次烃源岩的认识对该区下一步的勘探提供重要的依据。     

鄂尔多斯北部杭锦旗探区上古生界烃源岩评价

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗探区上古生界烃源岩问题争议大。通过有机地球化学分析、盆地模拟等方法手段对研究区上古生界烃源岩展开研究。结果表明,上古生界发育石炭系、二叠系两套烃源岩,煤层是最好的烃源岩,泥岩为差烃源岩。煤层有机碳的质量分数最高,平均值为61.32%;有机质类型好,以Ⅲ型干酪根为主,属于生气型源岩;有机质成熟度为0.8%~1.3%,已经进入生气高峰阶段。烃源岩生气强度为(0.1~1.3)×109m3/km2,具备为研究区天然气成藏提供物质基础的条件。盆地模拟结果表明山西组总生气量大于太原组,是主要的烃源岩层系。烃源岩从侏罗纪末进入大规模生烃阶段,生烃高峰为早白垩世。研究区石炭系和二叠系煤层是上古生界天然气成藏的主要气源岩,天然气组分中甲烷含量变化、天然气侧向运移距离等证据进一步佐证了上述观点,突出了研究区上古生界烃源岩的原地性特征。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界天然气富集高产特征

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界石炭系、二叠系中发育6套含气层,其中最具经济价值的天然气高产层主要发育于下石盒子组上部盒2 3段。其岩相主要为三角洲平原内辫状河-曲流河沉积体系中的块状砾岩相、含砾粗砂岩相,砂岩的储层物性与粒度呈正相关关系。这种高产气层具有特征的电性反应,表现为自然伽马值低、自然电位显著负异常、电阻率高;物性方面,孔隙度>8%、渗透率>0.8 mD,pc50<2 MPa,r50>0.4μm。储集砂岩常侧向相变大或尖灭于泥岩之中,上覆巨厚的区域性泥岩盖层,形成良好的侧向遮挡与纵向封盖,为天然气富集创造了条件。     

鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩评价

鄂尔多斯盆地东南部奥陶系地层烃源岩厚度大,类型多种多样,成熟度高,为了客观认识鄂尔多斯盆地东南部奥陶系地层烃源岩有机质丰度和生烃潜力,通过有机岩石学和有机地球化学相互结合综合分析的方法开展对鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系烃源岩评价研究。结果表明:鄂尔多斯盆地东南部奥陶系发育泥质烃源岩和碳酸盐岩烃源岩,其主要分布在南缘古坳陷和陕北古坳陷;烃源岩残余有机碳平均值0.30%~3.12%;有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ_1型;烃源岩热演化程度达到高成熟-过成熟阶段;奥陶系烃源岩在三叠系朱(T_3y末)进入生气高峰,至侏罗系末(J末)属持续埋藏生气阶段,从晚白垩世开始抬升隆起,生气强度逐渐降低。综合区域地质分析认为,渭北隆起北部与伊陕斜坡南部过渡带在晚古生代沉积后,奥陶系烃源岩埋深一般大于2500 m,生气时间长,有利于天然气形成,是有利的勘探目标区。     

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。     

志丹-甘泉地区古生界天然气烃源岩特征及其综合评价

为了明确志丹—甘泉地区烃源岩发育特征,本文通过对20多口探井的烃源岩测井识别及4口单井评价资料,绘制出烃源岩厚度平面图,分析了潜在烃源岩的展布特征,同时参考国内外烃源岩评价标准并结合烃源岩地球化学特征,最终对古生界天然气烃源岩进行综合评价。研究结果表明:鄂尔多斯盆地主要发育下古奥陶系碳酸盐岩和上古生界石炭—二叠系煤系两套烃源岩。有机质类型大都以富镜质组、富腐泥组,贫壳质组(二富一贫)特点。北部以高等植物来源的镜质组为主,南部则以藻类及其它低等生物来源的腐泥组为主;上古富镜质组,下古则富腐泥组。综合分析认为:两套烃源岩有机质含量偏低,但是有机质类型、成熟度较高,具备一定的生气潜能。单井与区域、烃源岩评价与试气结果存在一定的差异性,其原因可能与目前评价标准、取样代表性、测试技术有关。     

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。     

鄂尔多斯盆地中东部地区上古生界天然气储藏系统形成特征

对鄂尔多斯盆地中东部地区上古界的气源进行了对比，分析了该区域的地质条件。鄂尔多斯盆地中东部地区上古生界为独立的天然气系统，上古生界气藏形成受多种因素的控制。该区天然气藏主要为岩性气藏，其分布受沉积特征控制，其中本溪组山２段气藏由储集体决定；山１段盒７段气藏受盖层质量控制；盒６段上石盒子组气藏较少。其原因在于其中的泥岩受异常高压的阻止作用，也因为层位较高，从气源岩到达的气量较少。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界天然气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地东南部已有少数探井在上古生界见到工业气流。研究表明:本区发育下古生界海相、上古生界海陆有两套烃源岩,其分布广,生烃能力强,资源丰富,二叠系下石盒子组及山西组碎屑砂岩发育,为良好储集层,上石盒子组为湖相泥岩与上倾方向致密泥岩提供了良好的直接盖层及侧向封堵条件,勘探前景良好。     

鄂尔多斯盆地东缘上古生界页岩特征及含气量

鄂尔多斯盆地上古生界石炭—二叠系海陆过渡相泥页岩发育,前人对盆地内上古生界泥页岩已做了多项研究,而盆地东缘钻井资料较少,研究程度较低。为了弄清盆地东缘泥页岩的特征及含气性,通过野外实测剖面台头剖面的沉积、地化、岩性、物性等参数并结合等温吸附、核磁共振实验结果,对盆地东缘泥页岩进行分析。研究认为:盆地东缘上古生界以太原组发育的泥页岩最佳,厚度25 m左右,有机质丰度较高,处于产气态烃阶段,泥页岩中非膨胀性黏土含量较高,裂缝/微裂缝发育程度较均匀;同时提出了应用深度和有机碳含量计算吸附气量的公式并通过计算有效孔隙度提高了计算游离气量的精度。经鄂尔多斯盆内钻井榆88井的相关数据验证,文中方法所计算的含气量更符合实际情况,且简单实用。     

鄂尔多斯盆地东缘上古生界泥页岩储层定量表征

 页岩气主要以游离态和吸附态两种形式赋存在泥页岩中,泥页岩中的微孔隙和微裂缝是页岩气的主要储集空间和渗流通道,孔裂隙的发育程度关系到泥页岩中含气量的多少。结合场发射扫描电镜、氩离子抛光和核磁共振等技术,对鄂尔多斯盆地东缘台头剖面上古生界泥页岩中微孔隙和微裂缝的形态进行分析,并对微米级孔隙、纳米级孔隙、裂缝的大小和发育程度进行定量分析。分析认为:台头剖面泥页岩中微米级孔隙孔径平均值分布范围为1.32~5.58 μm,平均面孔率分布范围为19.48%~23.66%,有机质纳米级孔隙平均孔径分布范围为56.51~80.75 nm,平均面孔率分布范围为7.45%~9.66%,裂缝百分数分布于0.69%~5.13%,有效孔隙度为0.25%~1.33%,占总孔隙的16%~46%。综合分析认为台头剖面山西组泥页岩储层最佳,山西组泥页岩埋深较浅,微米级孔隙发育,裂缝百分数和可动流体百分数分别为2.18%、10.82%,有效孔隙度均值为0.76%,占总孔隙的16%~41%。     

鄂尔多斯盆地腹部下古生界天然气赋存系统研究

运用深盆气圈闭的基本原理，综合分析了鄂尔多斯盆地下古生界天然气赋存的基本地质因素，论证并提出了盆地腹部下古生界深盆气圈闭的新认识，并依据盆地地质构造特征将其进一步划分为：西部前渊拗陷型和中东部复式向斜型两大深盆气赋存系统．     

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏气井产能评价

鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带北东部的石炭系太原组和二叠系山西组、下石盒子组海相砂岩气藏是目前的勘探开发热点.因储层成岩过程中的强烈压实和胶结作用形成了一套以少量残余粒间孔、弱溶蚀和强蚀变所产生的微孔和超微孔为主的小孔径细喉道裂缝不发育的储渗空间;物性极差,平均孔隙度6.89%,平均渗透率为0.7×10-3 μm2;孔隙结构差,毛管压力曲线表现出高排驱压力两套储集空间的双台阶型特征,有效孔隙体积为15%至60%;综合判别储层平均含水饱和度为45%;模拟单井工业产气标准的生产压差为9～12 MPa;65%的井层生产测试无阻流量小于2×104 m3/d;地层能量低,气层压力系数为0.6～0.95,平均为8.为一致密低孔、渗,低产能异常低压气藏,多数气井达不到工业产能.     

富县地区上古生界砂岩成岩作用研究

目的探讨砂岩成岩作用阶段划分、成岩作用类型及其对储层的影响。方法根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和X衍射对储层进行综合分析和研究。结果鄂尔多斯盆地富县地区石盒子组砂岩储集层处于中成岩A期阶段,山西组—马家沟组储集层已处于中成岩B期—晚成岩阶段。本区砂岩储集层在埋藏成岩过程中发生的成岩作用主要为压实作用、胶结作用、破裂作用和溶蚀作用。结论压实作用和胶结作用强烈地破坏了砂岩的原生孔隙结构,溶蚀作用和破裂作用则有效地改善了砂岩的孔隙结构。     

鄂东神府地区山西组古沉积环境及沉积特征分析

将沉积地球化学与沉积学结合,对神府地区山西组沉积环境及沉积特征进行全面研究。地化资料分析表明,神府地区山西组沉积期水体为弱还原-弱氧化的淡水环境,古气候温暖湿润;重矿物资料和地化资料综合显示神府地区山西组物源方向为北东向,母岩性质主要为碱性玄武岩和花岗岩,物源区为盆地北部阴山古陆;进一步结合岩心、测井及实验资料,确定研究区山西组为曲流河三角洲前缘亚相沉积,发育分流河道,分流间湾、水下天然堤微相。     

鄂尔多斯盆地上古生界流体包裹体特征及研究

为了确定鄂尔多斯盆地上古生界天然气的成藏时间,采用了流体包裹体测温技术方法。通过对大量流体包裹体特征的观察研究,发现研究区上古生界流体包裹体的类型主要为盐水包裹体、烃类包裹体和CO2包裹体。流体包裹体均一温度、冰点、盐度的测试结果表明研究区上古生界天然气充注与成藏期次主要有2期,分别介于150～142Ma、123-120Ma左右。第三温度区间流体包裹体的含量明显高于其它区间,表明其对应的第二期烃类物质运移是本区天然气最重要的成藏期。     

准噶尔盆地南缘四棵树凹陷上三叠统烃源岩评价

四棵树凹陷是准噶尔盆地南缘油气勘探的重要现实领域,已发现独山子和卡因迪克油田,具有较大资源基础和较好成藏条件。基于岩心和露头暗色泥岩地球化学和成藏条件综合分析,对比乌伦古坳陷,综合评价四棵树凹陷上三叠统烃源岩认为:(1)三叠系为上三叠统黄山街组—郝家沟组,暗色泥岩、砂质泥岩沉积为主,烃源岩主要分布在中上段(泥岩厚度一般为100~150 m,分布面积3 500 km~2);(2)有机质丰度较高(TOC值一般为1%~3%),具生烃物质基础;(3)有机质以高等植物输入占明显优势,主要为Ⅱ2—Ⅲ型;(4)热演化程度较高,Ro值大于0.7%的烃源岩分布面积约1 800 km~2,具规模生烃条件;(5)烃源岩埋深大、分布面积广,Ro值大于0.7%且地层厚度大于100 m的烃源岩分布面积约1 400 km~2,具规模资源潜力;(6)下步勘探应聚焦凹陷东侧上三叠统—下侏罗统高成熟生烃中心区,搜索落实有利圈闭。研究结果对于提升四棵树凹陷的资源地位、深化四棵树凹陷成藏认识、明确本区勘探方向具有重要参考价值。     

鄂尔多斯塔巴庙地区上古气藏特征及成藏机理

根据塔巴庙地区上古生界砂体分布特征,区域性裂缝的纵向分布特征,烃源岩、储层、盖层组合特征,纵向上各层的地层压力分布、天然气成分特征等,对盒2～3段、山1～2段、太2段气藏特征及成藏机理进行了分析.认为在油气成藏中区域性裂缝起了关键的通道作用.下伏太原组、山西组烃源岩生成的天然气向上运移,造成了盒2～3段气藏的压力系数高和天然气轻烃(CH4)含量高的特征.在此基础上提出了天然气成藏概念模式.指出山1～2段、太2段气藏属于经过再次运移"破坏"后的"残余气藏",盒2～3段气藏属于裂缝形成后下伏天然气再次运移聚集形成的"次生气藏".