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%。     

富有机质泥页岩有机质孔隙研究进展

泥页岩有机质孔隙是页岩气储层的主要孔隙类型,是页岩气的富集关键因素之一。近年来对有机质孔隙成因、控制因素及页岩气储层的储渗性能研究取得了较大的进展,研究表明:有机质孔隙的成因包括干酪根生烃形成的孔隙与沥青裂解形成的孔隙2种类型。根据有机质孔隙大小,可分为大孔、中孔(介孔)与微孔。页岩气以吸附态赋存在微孔、介孔中,以游离态保存在大孔中。吸附态主要发生在孔径10nm的孔隙中,大孔中游离态烃以非达西渗流方式流动。有机质的成熟度处于0.9%~3.6%、腐泥组与镜质组显微组分、有机碳质量分数2.0%是有机质孔隙发育的有利条件;压实程度较高、较高的流体压力、脆性矿物含量高的泥页岩是有机质孔隙保存的有利条件。     

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。     

富有机质泥页岩中干酪根的提取及其应用？

干酪根是富有机质泥页岩中有机质的主要成分,干酪根的提取和应用研究对页岩气的形成与富集具有一定意义。对比研究三种干酪根提取方法,在充分考虑外部实验条件下,采用了手工分离法提取干酪根并用于后续研究。选择滇东北下志留统龙马溪组泥页岩样品,提取干酪根并进行扫描电镜对比实验。结果表明研究区富有机质泥页岩中黏土矿物主要以伊利石、伊蒙混层、高岭石,非黏土矿物以石英为主,有机质以干酪根为主且含有丰富的纳米级有机质孔。有机质提纯后,黏土矿物含量减少,但仍有残余高岭石和伊利石,有机质的主要存在形式为有机质黏土复合体,有机质孔呈不规则多角形。     

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.     

鄂尔多斯盆地中生界及上古生界页岩孔隙类型及特征研究

利用场发射扫描电镜对鄂尔多斯盆地中生界和上古生界的泥页岩孔隙特征进行观察,发现3种孔隙类型:①粒间孔,以黏土矿物间孔隙为主;②粒内孔,包括黏土矿物间孔隙、黄铁矿晶间孔和溶蚀孔;③裂缝,包括微裂缝和宏观裂缝。粒间孔和粒内孔是有效的页岩气储集空间,大量的微米—纳米级微裂缝是页岩气渗流的主要通道。由于热演化程度和干酪根类型的影响,有机质孔发育较少。     

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。     

鄂尔多斯盆地西缘北段上古生界储集层研究

在鄂尔多斯盆地西缘北段上古生界储层地质研究的基础上,通过大量实验分析研究,揭示了本区储集层的孔隙结构特征,划分出高孔渗粗喉型、高孔渗中细喉—中孔渗中细喉型、中孔中低渗细喉型、中低孔低渗细微喉型和中低孔低渗微喉型5个主要孔隙结构类型。认为：溶解、机械压实、压溶、构造应力及重力、沉积物成分、自生矿物是影响孔隙发育的6种主要因素;储层孔渗性的好坏主要受溶孔含量高低的控制;最有利的储集区为桌子山地区,次为盆地内缘部托克旗以北广大地区;最好的储集层为太原组,次为山西组、下石盒子组及上万盒子组下部。     

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.     

鄂尔多斯盆地北部上古生界储层物性影响因素

鄂尔多斯盆地北部上古生界储层主要为山西组和下石盒子组砂岩,其储集物性差,主要为致密储层,次为低渗透储层.平面上,由南向北,距物源愈近,砂岩粒度越粗,杂基含量越低,成岩压实作用和晚成岩期胶结作用越弱,物性条件逐渐变好.纵向上,随地层变新,其沉积相从三角洲前缘亚相至三角洲平原亚相再到河流相,物性呈变好趋势.因此,鄂尔多斯盆地北部上古生界储层物性北好南差的特征,主要是由于沉积相和成岩作用差异所致.     

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。     

鄂尔多斯盆地西缘北部上古生界沉积体系特征及古地理演化

通过大量的野外露头勘察、钻井岩心观察以及镜下薄片鉴定等方法,对盆地西缘上古生界的沉积体系特征及不同时期的古地理环境演化进行深入研究。结果表明,研究区主要以河流沉积、湖泊沉积、三角洲沉积和障壁海岸沉积体系为主。羊虎沟期,区内主要以潟湖沉积为主,可见条带状分布的潮道沉积,障壁砂坝沉积规模较小,东北部出现扇三角洲沉积;太原期,潟湖沉积范围相对缩小,中部地区自北向南演变为三角洲平原和三角洲前缘沉积,东北部扇三角洲沉积范围进一步扩大;山西期,整体表现为中部自北向南依次发育曲流河、三角洲平原和三角洲前缘沉积,而西部和东部发育浅湖沉积;下石盒子期,北部物源供应充足,研究区自北向南依次发育辫状河沉积、辫状河三角洲平原和辫状河三角洲前缘沉积,而研究区西北部及东南部的浅湖沉积范围均有所收缩;上石盒子期,北部物源供应相对减弱,北部演变为曲流河沉积,向南依次发育三角洲平原和三角洲前缘沉积,南部浅湖沉积范围整体向北部扩张,同时西南部也出现浅湖沉积;石千峰期,研究区北部沉积范围往南收缩,古地理格局整体表现为中部河流三角洲沉积,而西部、东南部和东部地区以浅湖沉积为主。     

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。