延长探区下古生界马家沟组储层流体包裹体特征

流体包裹体研究在划分油气运移充注期次、确定油气藏形成时间等方面均有重要的应用价值.通过镜下观察流体包裹体的特征,划分类型,描述其特征,对与烃类共生的盐水包裹体进行均一化温度测试,并结合其他相关地质资料,认为延长探区马家沟组储层流体包裹体的均一温度集中分布在85~115℃范围内,包裹体捕获时的埋藏深度为2500~2800 m.结合盆地的埋藏史推测天然气成藏时间为晚三叠-早侏罗世.     

陇东地区盒8段流体包裹体特征及成藏期次研究

文章对鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界盒8段流体包裹体的赋存矿物类型、形态、均一温度、成分等参数进行研究,结合盆地埋藏史探讨研究区储层内流体包裹体捕获事件及烃类充注史。实验表明,包裹体赋存于3种矿物类型,有三种形态,研究区包裹体均一温度位于90~170℃,峰值在100~130℃,测定其组分为CH_4和CO_2。陇东地区在晚侏罗世—早白垩世主要经过3次流体包裹体捕获事件。综合均一温度及埋藏史,认为该研究区主要有一期天然气充注,充注成藏时期主要是J3-K1,即晚侏罗世—早白垩世。     

三塘湖盆地流体包裹体研究及其应用

通过镜下观察,并对流体包裹体岩相学特征、不同包裹体组合特征和显微测温等方面进行分析,可以确定不同产状内包裹体形成的先后关系,同时依据烃类包裹体特征可以分析储层的烃类组成、烃类充注史、古流体压力和古流体势。根据三塘湖盆地包裹体岩相学特征、组合类型以及与烃类包裹体伴生盐水包裹体的均一温度,不同微裂隙内的包裹体按照其产状可分为两类:网状微裂隙内捕获的包裹体和单向微裂隙内捕获的包裹体。根据不同产状内的包裹体特征,分析得出它们是由不同流体来源在不同时期捕获的。根据古地温演化趋势图,通过测温数据推算三塘湖盆地条湖凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚侏罗世,马朗凹陷内大量烃类包裹体被捕获的时间在晚白垩世。在计算包裹体流体势基础上做出古流体势图,显示各凹陷的北部较利于油气聚集,预测位于油气运聚路线上的马中构造带是有利油气聚集区。     

中扬子北缘京山二叠系古油藏特征及石油地质意义

通过详细的野外地质调查和有机地球化学、流体包裹体、(U-Th)/He、裂变径迹及盆地模拟等测试分析手段,深入系统地探讨了中扬子北缘京山雁门口二叠系古油藏源岩、原油有机地球化学特征及古油藏形成-改造过程。研究结果表明：区内二叠系烃源岩有机质丰度高、类型好,属于优质烃源岩;区内油气显示主要为黄绿色或褐黄色轻质油苗,产状以晶洞型、裂缝型和缝洞型为主;源岩和原油的有机质主要来源于海相还原环境,推测原油可能主要来源于二叠系烃源岩,为自生自储;古油藏油气显示保存至今的最主要因素可能是保存条件或封闭条件较好。通过流体包裹体和地层埋藏史分析认为,区内二叠系烃源岩生油时间主要在早三叠世初期;而在晚三叠世-晚侏罗世(203~159 Ma)有一期或多期与油气运移有关的热流体活动,同时也是古油藏形成的关键期。裂变径迹和(U-Th)/He热年代学证据则显示古油藏形成后主要经历3期构造叠加改造(晚侏罗-早白垩世的强烈构造抬升-冷却、晚白垩世-古近纪早期的缓慢抬升-冷却及古近纪中后期以来的相对强烈的抬升-冷却),其中晚侏罗世-早白垩世的构造抬升剥蚀-冷却事件可能是古油藏被改造,乃至完全破坏的主要因素。通过对该古油藏系统分析认为,在中扬子燕山期构造活动较弱地区,二叠系裂缝、晶洞发育带内上古生界海相油气勘探潜力较大。     

昌都盆地古油藏的流体包裹体证据

青藏高原隆升与油气保存是当今油气勘探理论与实践面临挑战课题之一。本文利用在昌都盆地采集的51块储层岩石样品,运用流体包裹体系统分析的技术和方法,不仅揭示了工区中生界三叠系和侏罗系在早侏罗世—早白垩世的前陆盆地发育阶段发生4期油气充注,形成了古油藏,而且这些古油藏在新生代的走滑拉分盆地发育阶段遭到破坏而演化成沥青砂岩。同时,在古生界—中生界储层检测到大量纯气相包裹体,并且与高温盐水包裹体共生,暗示工区晚期存在天然气运聚过程。由此认为,昌都盆地以寻找天然气为主;在盆地南部的芒康深凹陷中生界可能是天然气勘探的有利地区。     

包裹体测温技术在高邮凹陷北斜坡戴南组油气成藏期中的应用

为确定高邮凹陷北斜坡戴南组油藏的成藏期次,采用流体包裹体测温技术,对研究区3口井的流体包裹体特征和均一温度进行了分析。结果表明,该区戴南组储层流体包裹体分为盐水包裹体和有机包裹体;均一温度呈1期连续分布,主峰温在90～100℃。根据包裹体均一温度、地层埋藏史和热史,推测该区戴南组油气成藏时对应的地质年代约为垛二段沉积末期。结合圈闭发育史和烃源岩生排烃史等分析,最终确定研究区戴南组为1期成藏,时间为垛二段沉积末期。     

张家界大坪镇灯影组古油藏特征及天然气勘探意义

野外调查揭示大坪镇灯影组古油藏为裂缝型古油藏,受到滑脱构造控制,裂缝主要分布在灯影组上部;沥青大量充填在裂缝中心,少量沿缝合线分布,或浸染白云岩。通过分析,沥青的δ13 Corg、V/(V+Ni)平均值分别为—33.27‰、0.89,与牛蹄塘组烃源岩非常接近,因此大坪古油藏的油源可能是寒武系牛蹄塘组斜坡相区和盆地相区烃源岩。古油藏裂隙石英脉/方解石脉流体包裹体均一温度和拉曼光谱成分指示了中侏罗世以来古油藏裂缝形成、油气充注、以及因大气水下渗遭受破坏的过程。分析认为大坪古油藏北侧桑植—石门复向斜地区震旦系灯影组埋深近4km,油气保存条件相对较好,且滑脱带上下岩性差异会造成灯影组裂隙发育,对储层有明显的改善作用,具有形成次生气藏的可能性。     

鄂尔多斯盆地南部奥陶系气藏成藏期次

利用地质冷热台和激光拉曼光谱仪,对鄂尔多斯盆地南部奥陶系储层流体包裹体显微荧光特征、均一化温度及包裹体成分进行分析测试,确定奥陶系气藏天然气充注时间及成藏期次。结果表明,研究区储层流体包裹体主要包括含盐水气态烃包裹体和纯气态烃包裹体两种类型。据包裹体均一化温度、包裹体气相成分分析结果,结合地区埋藏史,确定该区有两期天然气充注,对应地质时期分别为晚三叠世早期至早侏罗世末期和早白垩世末期至今,其中第二期为主要天然气成藏期。     

甲烷包裹体恢复古地层压力方法研究

正流体包裹体记录了丰富的地层流体、地层温度和地层压力等信息,是研究地层流体和地层温压演化最为直接的证据,利用流体包裹体分析数据重建沉积盆地地层压力演化过程是研究古油气藏压力的重要手段。甲烷作为油气生成、运移和成藏过程中常见的流体,在油气储层中形成的甲烷包裹体以及富甲烷气包裹体分布广泛,是恢复古地层压力的一种重要手段,本次以鄂西地区五峰组—龙马溪组     

八角场气田煤型气藏的成藏过程研究

通过对八角场气田煤系地层研究发现,岩石中的有机包裹体大部分都充填在石英颗粒内的溶蚀孔或溶蚀缝中,石英次生加大边极少见,构造裂缝中没有包裹体。有机包裹体大小一般小于5μm,而且大多低于3μm,其丰度一般低于5%,主要为气态烃+盐水溶液二相和气态烃相。包裹体均一温度主峰在100~120℃。自生伊利石形成年龄分布为111~118Ma。香四段气藏的油气注入过程开始于中侏罗世晚期—晚侏罗世早期,早白垩世形成了大量包裹体,晚白垩世—喜山期包裹体的形成逐渐停止,自生伊利石停止生长。根据流体包裹体均一温度及自生伊利石年龄的分布,晚白垩世—喜山期为气藏形成的主要时期。      

鄂尔多斯盆地南缘延安地区中深层地热能特征研究

近年来水热型、浅层地热能发展产生的缺点问题日益突出,以取热不取水为原则,中深层U型水平对接换热技术成为新的技术方向。通过对鄂尔多斯盆地南缘延安地区地层岩性、地温梯度特征、热储层特征等特征研究,分析了研究区中深层地热资源潜力,研究结果表明鄂尔多斯盆地南缘奥陶系马家沟组为良好的热传导型热储,深部地温梯度为3.05℃/100m。当马家沟组深度在3157m时,对应温度达到110.67℃。测井及注水试验结果表明,奥陶系马家沟组为极弱含水层,几乎没有流体,属于良好的干热岩型地热资源,具有较高的开采价值。充分确定了该区地热地质条件良好、地热资源潜力巨大。为合理、高效开发利用该区地热资源提供了科学依据,对进一步开发利用该区的地热能具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地南部奥陶系马家沟组五段白云岩埋藏溶蚀作用研究

为了解鄂尔多斯盆地南部奥陶系马家沟组五段白云岩储集层不同类型埋藏溶蚀作用的作用过程及其对物性的影响,依据岩心和镜下观察,结合包裹体温度、微量元素和稀土元素数据分析,将马五段埋藏溶蚀作用分为有机酸流体埋藏溶蚀作用、热液埋藏溶蚀作用和TSR作用,其中有机酸流体溶蚀作用会导致层状溶孔、沥青薄膜和圆环的形成,而热液溶蚀作用会导致无组构无选择性溶孔、块状和脉状黄铁矿充填、热液矿物(组合)充填的出现。研究区马五段埋藏溶蚀作用发生模式为: (1)中侏罗世直罗期,低温热液埋藏溶蚀作用发生;(2)中侏罗世末期,伴随第1次烃类充注,有机酸流体埋藏溶蚀作用开始;(3)早白垩世东胜期,中—高温热液埋藏溶蚀作用发生;(4)早白垩世末期,伴随着第2次更大规模的烃类注入,TSR作用发生。对比发现,有机酸和热液溶蚀作用均对储集层有建设性作用,但热液比有机酸流体可以更有效地提高储集层物性。     

Dissolution characteristics of deep?buried dolostone in the Member 5 of Ordovician Majiagou Formation in southern Ordos Basin

The different types of deep-buried dissolution process in the Member 5 of Ordovician Majiagou Formation in the southern Ordos Basin and its influence on the reservoir properties are studied in this paper. It shows that three types of mechanisms include organic acid fluid, hydrothermal fluid and TSR are identified through studies of core observation, thin section analysis, inclusion temperature, trace elements and rare earth elements. It is found that the dissolution of organic acid fluid causes the stratified dissolution pores, film-like asphaltene and ring-like asphaltene, while hydrothermal fluid causes the non-selective dissolution pores without petrofabric, veins of pyrites, massive pyrites and the association of hypothermal minerals. Four occurrence models of dissolution include, (1) the deep-buried dissolution of low-temperature hydrothermal fluid occurs in Zhiluo Period of Middle Jurassic; (2) the deep-buried dissolution of organic acid fluid started from the late Middle Jurassic followed by the first hydrocarbon injection; (3) the deep-buried dissolution of middle-high temperature hydrothermal fluid occurred in the Dongsheng Period of Early Cretaceous; (4) TSR occurred at the end of Early Cretaceous with the second larger hydrocarbon injection. Both organic acid fluid and hydrothermal fluid can improve the porosity and permeability of reservoir, but the hydrothermal fluid is more effective than that of organic acid fluid.     

流体包裹体在庆深气田火山岩气藏研究中的应用

松辽盆地北部庆深气田储层火山岩的流体包裹体均一温度为97.1～156.7℃。根据成分的不同可将本区的次生包裹体分为盐水包裹体和含烃盐水包裹体,其中含烃盐水包裹体所占的比例要远小于盐水包裹体。在徐家围子断陷区营城组火山岩储层中检测到6期活动热流体和4期天然气充注,其中含烃盐水包裹体记录了4期天然气向储层的充注过程,其对应的均一温度分别为97.1～114.1℃、121.4～128.3℃、130.5～138.2℃和140.6～156.7℃。结合本区的埋藏史分析,认为4期天然气充注成藏中第三期是形成大规模天然气藏的主期,即泉头组沉积末期至青山口组沉积中晚期。     

Oil Source and Entrapment Epoch of the Ordovician Oil Reservoir in the Kongxi Burial-Hill Zone, Huanghua Depression, North China

An oil flow obtained from the Middle Ordovician Fengfeng Formation carbonate reservoir in the well KG-3, Kongxi burial-hill zone in 1993 marked a breakthrough in petroleum exploration of the high-mature Lower Palaeozoic strata, North China. Both the Lower member of the Fengfeng Formation and the Second Member of the Upper Majiagou Formation in the Middle Ordovician are supposed to be the main source beds. Oil generation peaks range from 1.0% to 1.6% in Ro, showing a "lag effect" of oil generation in high-mature carbonate source rocks under multicyclic tectonic movement conditions. The Kongxi burial-hill zone adjoins a potential Ordovician source kitchen. The KG-3 Ordovician burial-hill reservoir has undergone two oil filling events, i.e., an early event in the Late Carboniferous-Permian and a more significant late event in the early Eogene.     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组沉积相演化模式研究

通过野外露头、岩心和薄片观察,结合测井资料,综合古气候、古沉积格局分析,系统地总结了鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组沉积微相类型,并建立了沉积相演化模式。研究表明:(1)鄂尔多斯盆地中东部马家沟期具有"隆洼相间型"和"平底锅型"两种古沉积格局并存的特征;(2)主要发育9种微相类型,根据不同海平面高度的沉积微相平面组合类型,可将一个完整的海侵—海退旋回细分为海侵初期、中期和末期,海退初期、中期和末期等6个演化阶段;(3)古气候、古沉积格局和海平面升降变化共同控制了马家沟组生储盖分布,指出位于海侵期的东部隆起带及邻近区域发育的颗粒滩和白云岩坪,具有良好的成藏条件,有望成为一个碳酸盐岩勘探新领域。     

深部热流体活动对储层成岩作用及孔隙演化的影响:以莺歌海盆地LDX区中新统黄流组为例

为了解莺歌海盆地深部热流体主要类型,研究热流体特征,判断热流体活动范围,分析热流体对储层成岩-孔隙演化的影响,通过铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、物性、电子探针、包裹体均一温度、稳定同位素等分析测试手段,结合前人研究成果,对盆内LDX区中新统黄流组储层进行分析。结果表明,受构造热事件影响及深大断裂控制,在超压驱动下,热流体活动范围主要为3 900 m以下的黄流组中下部,以CO₂热流体为主,H₂S热流体次之。热流体影响下储层具有自生黏土矿物转化速率加快、镜质体反射率突变、地层水矿化度降低、包裹体均一温度大于正常地层最高温度、热液成因矿物发育等特点。将黄流组储层分为超压储层(黄流组中上部)及热超压储层(黄流组中下部)两类。其中,超压储层成岩作用阶段达中成岩A₂亚期,压实及溶蚀作用较弱,胶结作用较强,孔隙演化经历了压实减孔、压实与胶结减孔、胶结减孔与有机酸溶蚀增孔3个过程,孔隙度从38.8%减少到现今的7.6%;热超压储层成岩作用阶段达中成岩B期,压实及溶蚀作用较强,胶结作用较弱,孔隙演化经历了压实减孔、压实与胶结减孔、胶结减孔与有机酸溶蚀增孔、胶结减孔与有机酸及无机酸溶蚀增孔4个过程,孔隙度从38.1%减少到现今的9.2%。有利储层主要发育在黄流组中下部黄二段的热超压储层中。     

太原盆地岩溶热储地热资源评价

太原盆地断裂构造发育,地热资源丰富,是我国具有代表性的中低温地热田,故太原盆地地热资源的整体评价对其大规模的开发利用具有重要意义。以太原盆地构造演化分析、地震和电法等剖面解释、最新钻井测井解释成果为研究基础,以盆地二级构造单元为划分依据,采用“热储体积法”将太原盆地划分为8个地热田并作为评价单元。针对8个评价单元的寒武-奥陶系碳酸盐岩岩溶热储进行了精细评价。综合评价得出太原盆地碳酸盐岩岩溶热储具有热储盖层稳定、埋深浅、储集层段多、储量大等特点。表现为岩溶热储上覆盖层厚度400~2 000 m,储集层从老至新依次发育了奥陶系峰峰组、上马家沟组、下马家沟组、亮甲山组和寒武系凤山组、长山组6套主力含水层段。地温梯度一般为3~4 ℃/100 m之间,热储温度为30~80 ℃。在此基础上,根据地热田热储面积和厚度、热储温度、孔隙度、比热容和密度等参数,计算西温庄地热田地热资源量,得出太原盆地可采资源量13.84×10⁸ GJ,折合标煤4 721.9×10⁴ t,初步摸清了太原盆地的地热资源分布规律以及资源量。     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系顶盐溶作用及其储集孔隙成因

盐溶作用使碳酸盐岩孔隙性增加,同时在古代碳酸岩中由于渗－潜流水对已成孔隙产生沉淀,在滞流区又可形成致密性岩性遮挡。石盐结晶发生在沉积期,是被溶蚀的沉积易溶母质。盐溶孔的大量发育形成于后表生成岩期。天然气产量和岩石的物性取决于盐溶孔的开启程度。充填程度差异在区域上可导致储层孔隙空间的差异性和非均质性,正是由于岩石的这一自身“亏空”和“补偿”形成了区域上成岩圈闭或岩性遮挡。     

储层致密化与油气充注的关系:以三肇凹陷白垩系扶余油层为例

为了明确松辽盆地三肇凹陷扶余油层储层致密化与油气充注相关性,利用微米CT、流体包裹体显微分析、盆地模拟等方法,研究了该储层微观孔喉特征,且定量分析了其成藏期。根据储层孔隙演化信息分析了研究区储层致密化过程和油气成藏的关系。结果发现:三肇凹陷扶余致密储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔喉特征表现为窄喉道、宽孔隙、孔喉配置差、微细喉道总体积大等特征。压实作用和胶结作用为储层致密化重要成因,储层致密时间应该在嫩江组末之前。流体包裹体分析结果表明三肇凹陷扶余储层油充注分为早期和晚期,相应的充注时间分别距今77~74 Ma、67~65 Ma,分别对应于嫩江组沉积期和明水组沉积末期。综合对比扶余油层油气成藏历史和储层孔隙演化特征,认为原油充注发生储层致密化之后,即先致密后成藏。