延长天然气探区构造及流体运聚对成藏的控制

目的研究鄂尔多斯盆地南部延长探区天然气气藏特征、(古)构造及(古)流体演化特征,探索该区域天然气成藏的控制因素。方法 (古)构造及(古)流体(演化)恢复及成藏控制因素综合分析法。结果 (古)构造或(古)流体运聚特征控制着盆地南部,三叠纪至晚白垩纪地层抬升剥蚀后,延长天然气探区发育有继承性构造高部位,该构造高部位是有利成藏区之一;在构造低部位,流体运聚的持续指向区是另一类型天然气有利成藏区。结论探区具有两类典型规模气藏,即宽缓背斜构造特征控制下的构造气藏和流体运聚特征控制下的岩性气藏。相对较好的储层条件、宽缓背斜构造以及流体(天然气)的继承性运聚条件3方面因素是该区宽缓背斜构造气藏形成的控制因素,而良好的储层条件、流体运聚特征两方面因素是该区岩性气藏形成的控制因素。     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区山西组泥页岩生气特征

鄂尔多斯盆地山西组页岩气有较好的资源潜力,但其生气机理研究薄弱,为研究其泥页岩生烃过程及机理,文中采用高压釜-封闭式金管的生烃热模拟实验,分别对山西组山1和山2烃源岩生烃过程和生烃量分析,结果发现:2个层位中甲烷和非烃类气体具有相似产出特征,两者产率随着成熟度升高而增加,且低升温速率下产率更高;重烃气C2-5和液态烃两者产率随着成熟度升高都表现出"先升后降"型抛物线特征,山1和山2等2个页岩样品总热解气量分别为444.94 mg/g TOC和343.66 mg/g TOC,总热解气产率中,烃类气体(C1-5)产率分别为98.69 mg/g TOC和126.44 mg/g TOC,非烃类气体(H2,CO2和H2S)产率分别为346.25 mg/g TOC和175.79mg/g TOC.山1和山2泥页岩生烃过程历经三段式的演化模式,至146 Ma(晚侏罗世末),Ro达到0.78%,甲烷累积产率分别达到7.28 m L/g TOC,7.41 m L/g TOC.至距今96 Ma(早白垩世末)地层温度达到最大值201.82℃,Ro达到2.15%,泥页岩甲烷瞬时产率达到最大值,分别为3.21,3.80 m L/g TOC·Ma,达到高峰。从晚白垩世开始至55 Ma(始新世早期),Ro保持在2.31%,生气停止,山1泥页岩甲烷累积产率保持在103.8 m L/g TOC,山2泥页岩甲烷累积产率保持在113.6 m L/g TOC.对比发现,山2泥页岩的气态烃和液态烃产率均远远高于山1泥页岩,且山1泥页岩烃类气体含量始终低于40%,证实该地区山西组泥页岩具有较好的生气潜力,其中山2生气能力较大。     

恒速压汞技术在定边长7致密砂岩储层微观孔喉空间表征中的应用

为了对定边油区长7致密砂岩储层微观孔喉空间进行深入的表征,并分析其孔喉空间与储集层物性的关系,应用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等技术对其进行分析研究。结果表明,研究区长7致密砂岩储集层孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、粒内溶孔、微孔隙、微裂隙。储集层孔隙半径分布范围65~240μm,差异不明显,峰值在115μm左右;孔隙半径和储集层物性的相关性不显著;单位体积岩样有效孔隙体积较大时,储集层物性较好,储集能力较强。随着渗透率的不同而储集层喉道半径分布差异较大,当渗透率小于0.50×10~(-3)μm~2时,喉道半径分布范围更窄,喉道半径小于0.9μm的居多,小喉道占主导地位,变化更敏感;当储集层渗透率增加时,喉道半径分布范围逐步增宽,大喉道的占比逐渐增加,对渗透率的贡献增强,小喉道的占比逐渐减小,对渗透率的贡献减弱;喉道半径与物性的相关性较好,是储集层物性的关键因素。储集层孔喉半径比为10~1250,分布范围较宽,对储层的开采产生不利的影响。     

鄂尔多斯盆地南部延长组长7段致密油成藏条件与富集主控因素

为评价鄂尔多斯盆地南部延长组长7段致密油的勘探前景,以地化分析测试、场发射扫描电镜、平衡深度法等研究手段,通过对烃源岩、储层、油气运移等方面的研究,深入探究该区长7段致密油各项成藏条件并进行潜力评价。结果表明,该区长7段优质烃源岩分布稳定,生油能力强,且上下邻近砂岩发育,具有良好的源储配置条件;该区致密油藏在早白垩世大规模形成,属于晚期成藏;在形成和聚集过程中主要受沉积微相和物性条件控制;根据评价结果可知,长71亚段油层组I类,Ⅱ类有利区发育较多。研究后认为,长7段致密油藏富集的主控因素有:源储配置是致密油形成的关键因素,各类孔隙发育是致密油富集的重要前提,顶部盖层和侧向遮挡是致密油保存的必要条件。