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.     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界地层压力与天然气分布

 鄂尔多斯盆地东南部上古生界近几年勘探成果备受瞩目,但针对本地区地层压力及与天然气分布关系的研究较少。本文通过293 口井实测的压力数据和154 口井的测井数据分析发现,二叠系上石盒子组-太原组泥岩普遍存在“欠压实”特征,4 个目标层位在压力剖面上分异明显,可划分为石炭系本溪组常压系统和二叠系山2 段-盒8 段负压系统。现今地层压力分布总体上具有东北高西南低的特点,二叠系压力分布与沉积相分布具有较好的一致性。“欠压实”泥岩层控制气藏纵向上的分布。二叠系气藏主要分布在负压地层中的“低压”部位,而石炭系本溪组气藏则主要分布在常压地层中的“高压”区域。发现地层压力与气藏分布关系对于本地区天然气勘探其有重要指导意义。     

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。     

鄂尔多斯盆地西部上古生界山西组成岩作用

结合铸体薄片鉴定、X衍射、镜质体反射率、扫描电镜等资料,对鄂尔多斯盆地西部上古生界山西组的岩石学特征、储层特征、成岩作用以及成岩阶段进行研究。研究结果表明:该区砂岩主要为岩屑砂岩,储层为特低孔特低渗储层,成岩作用主要有压实、胶结、溶蚀和破裂作用,储层目前为晚期成岩阶段的B期—C期。     

鄂尔多斯盆地北部晚古生代物源体系及聚砂规律

为了认识沉积充填与大面积成藏的关系,根据大量的野外露头和钻井资料,对鄂尔多斯盆地北部上古生界的物源体系和砂体发育特征进行研究。结果表明:本溪—太原期的陆表海阶段物源供给有限,小型潮控三角洲与大面积潮坪交错发育;山西—下石盒子期为陆内坳陷盆地形成发展期,物源供给充分,大型浅水三角洲在宽缓的斜坡上大面积聚砂;上石盒子期盆地进入成熟稳定阶段,坡降进一步降低,发育聚泥为主的网状河三角洲;在宽缓的古地貌背景下多河道浅水三角洲的频繁进退和侧向迁移,使多物源供砂、多水系输砂和缓斜坡聚砂组成的"源-输-汇"三元耦合聚砂系统形成了大面积立体网毯状砂体,为岩性-地层圈闭小而多、大面积分布奠定了基础,成就了鄂尔多斯盆地上古生界"满盆生气、到处含气、岩性控气"的富气规律。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界气藏成藏史

应用生烃时限分析、储层流体包裹体以及储层自生伊利石K-Ar定年等成藏年代学方法,精细描述鄂尔多斯盆地东部上古生界不同含气组合气藏的成藏期次和成藏时间,实现了区内由传统的定性到定量或半定量研究的转变.研究表明:上古生界不同含气组合气藏从南到北、从下至上成藏时间依次变晚.中、下部含气组合主要两期充注,分别为200.0～175.0Ma和160.0～120.0Ma,后一期为天然气的主力充注期,成藏关键时刻为135.0Ma.上部含气组合属于次生气藏,为一期充注,主要成藏时间略晚,为150.0～97.5Ma,其与晚侏罗世—早白垩世构造运动密切相关.     

鄂尔多斯盆地东部子洲地区上古生界海相沉积特征研究

采用野外观察与室内研究相结合的方法研究子洲地区上古生界海相沉积体系,进而为寻找有利砂体及高产天然气聚集区提供依据.依据研究结果,认为子洲地区上古生界主要发育障壁海岸及浅海陆棚2种沉积体系;在古地理演化过程中,本溪组发育障壁岛-泻湖相;太原组在研究区东部及西南部形成浅海陆棚沉积,在中部和西北部形成潮坪沉积.砂坪及障壁岛虽然分布局限,但发育的砂体物性较好,可以作为天然气储层.     

鄂尔多斯盆地东北部上古生界煤系地层成煤特征分析

依据基准面旋回的原理,应用露头、钻(测)井资料,研究了鄂尔多斯盆地东北部上古生界煤层的空间变化和平面分布规律。结果表明:受古地形和古气候的影响,在构造转换间歇期的不同沉积环境中,受基准面旋回和相分异作用控制,研究区煤层多形成于短期基准面上升的晚期,并以障壁海岸沉积的煤层分布广,厚度大;三角洲沉积体系中,煤层多发育在三角洲平原沼泽中;而辫状河道沉积体系中,受河道对下伏地层的冲刷迁移影响,煤层则出现分叉、变薄或尖灭,多不能形成规模煤层。     

鄂尔多斯盆地北部晚古生代沉积-构造格局及物源分析

综合研究鄂尔多斯盆地北部晚古生代发育背景、地层展布及岩性特征和沉积-构造格局,认为晚古生代沉积-构造格局主要受控于北缘兴蒙海槽演化,逐渐由东—西向转变为北东—南西向.结合前人对盆地北部晚古生代物源的研究成果,根据现今盆地北部构造特征,利用钻井和野外露头资料,对研究区晚古生代物源分布情况作了进一步探讨,初步建立起物源演化关系模式.研究表明:晚石炭世本溪期—早二叠世太原期,伊盟古隆起作为盆地北部物源而遭受剥蚀且具有一定的阻隔作用,使得阴山古陆可能并未向盆地北部提供物源;早二叠世山西期—晚二叠世石千峰期,伴随着伊盟古隆起地区开始接受沉积,阴山古陆成为盆地北部和北缘大青山地区的共同物源.     

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。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界页岩气勘探潜力分析

以北美页岩气勘探开发研究经验为基础,对鄂尔多斯盆地东部页岩气资源进行了评价,研究了石炭—二叠系页岩气的成藏条件和页岩气的资源潜力.认为石炭—二叠系烃源岩以暗色泥页岩为主,有机质丰富,厚度稳定,分布面积较大,成熟度较高,为页岩气藏的形成提供了良好的地质条件.     

苏里格气田南区上古气藏低阻气层形成机理

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田南区上古气藏低孔低渗岩性气藏气、水分异差,低阻气层较为发育且气层识别难度大的问题,探讨造成气层低阻的原因,为低阻气层的识别提供依据。作者综合利用岩心、薄片、扫描电镜、地层水、测井和试气等资料,结合构造特征和沉积背景,重点分析了有可能影响该区地层电阻率的不动水饱和度、黏土矿物、粒度、孔隙结构、地层水矿化度和泥浆侵入等因素。结果表明,低阻气层的形成是多种因素综合影响的结果,其中微细晶间孔隙发育、孔喉结构复杂造成的高不动水饱和度是气层低阻的主控因素;低幅度构造下气水分异差、高矿化度、黏土矿物和泥浆侵入对电阻率的降低也有不可忽视的影响。该区低阻气层的识别与评价过程中要充分考虑储层微细晶间孔发育程度及孔隙结构复杂程度,以提高低阻气层的辨识率。     

鄂尔多斯盆地东南部上古生界储集砂岩的成岩作用

研究鄂尔多斯盆地东南部上古生界砂岩储层特征,以及不同的成岩作用类型与储集性能的关系。通过分析取芯井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、能谱分析数据,发现储集砂岩中发育有粒内溶孔、粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、溶缝等多种孔缝类型,其中最主要的是粒内溶孔和粒间溶孔;主要成岩作用类型有压实作用、溶蚀作用、碳酸盐矿物、硅质矿物和黏土矿物的形成作用。结合不同砂岩组分与孔隙面孔率的相关性,得到如下结论:(1)压实作用是导致砂岩孔隙度较差的重要原因;(2)增加砂岩整体孔隙度最重要的是溶蚀作用;(3)碳酸盐矿物的形成会导致砂岩孔隙度减小;(4)硅质矿物会一定程度减少砂岩粒间孔;(5)高岭石的形成对增加岩石整体孔隙作用有限,水云母和绿泥石对溶孔和晶间孔的形成不利。     

鄂尔多斯盆地镇北地区长3油层组物源及沉积体系

对鄂尔多斯盆地镇北地区上三叠统延长组长3油层组砂岩开展了碎屑组分、岩屑类型、重矿物组分等分析,结果表明：研究区西部富含长石、沉积岩碎屑和石榴子石,南部富含岩屑（特别是火山岩碎屑）和电气石,东北部富含石英、变质岩碎屑和锆石。碎屑组分的 Dickin-son 三角图解显示,南部物源区构造背景主要为再旋回造山带,西部除再旋回造山带外,还有来自基底隆起的物源。西部可能为近物源、坡度较大、沉积物成熟度较低的陡坡型辫状河三角洲,南部可能为远物源、坡度较小、沉积物成熟度较高的缓坡型辫状河三角洲,二者大致呈南西－北东向展布,交汇于镇167－庆25－镇268－镇255－西85井一线以东。     

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。     

Kinetic modeling the effects of primary migration, diffusion and waterwashing on Upper Paleozoic coal-derived gas at the center of Ordos Basin

Gold reactor pyrolysis system is used to model the gas formation from the Upper Paleozoic coal measures and the results show coal-derived gas characterized with δ13C1 of-33.46‰, δ13C2 of-23.1‰, dryness(C1/C1-4) 85.6%. And then, effects of the post-genetic processes on coal- derived gas are analyzed in turn: (i) About 27% coal-derived gases constituted with more methane are calculated to be lost during diffusion. The residual in reservoir are characterized with almost the same compositions as the original, which suggests faint influence by diffusion (the residual, δ13C1 of -32.78‰, δ13C2 of-23.1‰, C1/C1-4 83%); (ii) Water washing made about 8% coal-formed gases lost and their components and stable carbon isotopes are stable; (iii) In the final, it is speculated that primary migration makes much more wet gas (C2-4) leave in coal measures. The variance of gas dryness induced by this factor is estimated to be about 10%.