鄂尔多斯盆地上古生界低压异常研究中应注意的几个问题

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、压力成因的研究,结合上古生界不同岩性的组合关系分析,认为上古生界非烃源岩与烃源岩、砂岩和泥岩的地层压力成因有明显区别。非烃源岩系统泥岩的异常高压主要由“非均衡压实”作用产生;而生气作用是烃源岩增压的关键因素,同时也是上古生界天然气运移、成藏的主要动力源;砂岩与泥岩弹塑性有明显差别,构造抬升剥蚀成为砂岩降压的主要机理,而对泥岩影响有限,石千峰-上石盒子组非烃源岩目前仍具明显非均衡压实特征,多处于高压异常,而储层表现为低—正常压力,目前上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力系统。上古生界压力的形成与演化历史表明,对于上古生界用流体势的高低来研究互不连通砂体之间的区域运移可能并不适宜。利用Berg临界烃类柱高度的公式计算,上古生界储层能引起天然气运移需要的最小连续气柱高度在22.07 m～67.36 m,远大于砂岩的单层厚度(5 m～15 m)。从天然气的生产能力、天然气聚集、成藏角度分析,山2段毛管中值压力平均值小于6.21MPa、砂岩厚度大于4 m以上的优质储层,才具有聚集、成藏和产出天然气能力,而排驱压力大、孔隙结构差、厚度小的砂岩,由于成藏动力小于成藏阻力,难于形成具规模的气层。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏成藏机理之辩析

通过对鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成基本条件、气水分布规律和成藏动力学特征研究分析.并与北美典型深盆气进行对比发现,如果仅从气源丰富、储层致密、异常压力、大面积舍气等气藏表现特征观察,上古生界气藏与典型深盆气藏极为相似.但从各区气藏形成条件来看,上古生界烃源岩生气速率慢,持续地供气条件较差;气藏上倾方向多因物性或岩性封挡,主要表现为非均质储层条件下的岩性和构造一岩性气藏类型;舍气范围内的同一气层连通性较差,气水分布受区域构造控制,局部明显存在边底水,也没有整体活塞式气驱水作用形成的区域性气水界面.成藏动力学机理反映,上古生界储层毛细管阻力过大,天然气二次运移的浮力不够,主要是就近运移聚集成藏,没有大规模运移的迹象,难以实现整体活塞式气驱水运移.所以用深盆气藏成藏机理还不能合理解释鄂尔多斯盆地上古生界气藏成因.综合分析认为,持续供气能力不够、储层连通性差是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的主要原因.     

临兴地区致密砂岩气藏形成机理与成藏模式

本文以鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气成藏机理与成藏模式为研究目标,通过测井资料解释、流体包裹体测定和古流体压力恢复等方法,总结了气藏类型与分布特征,分析了其成藏期次、运移动力和输导体系,阐明了形成机理与成藏模式。研究表明,临兴地区上古生界主要含气层位为太原组、山西组和下石盒子组,气藏分布受生储盖组合、构造部位和储层物性控制。临兴地区上古生界主要有2期成藏,中侏罗世为第1期,天然气以CO2为主、含少量气态烃,储层中流体剩余压力较低,裂缝多未切穿石英颗粒,天然气运移速率较低,汇聚成藏规模小;早白垩世为第2期成藏,天然气以甲烷为主、含少量重烃和液态烃,储层中剩余压力较高,裂缝普遍发育并切穿石英颗粒,与断层结合形成了三维网状输导空间网络,流体运移速率大,运移距离长,汇聚面积大,形成了一系列大型气藏,是临兴地区上古生界最主要的成藏期。靠近紫金山岩体的地层,在晚侏罗世到早白垩世期间遭受高压流体的侵入,形成一个以岩体为中心向外逐渐减弱的成藏作用带。临兴地区致密砂岩天然气成藏模式可总结为:“两期成藏、晚期为主;早期非烃,晚期甲烷;超压为主、浮力次之;孔缝为主、断裂为辅;岩性占优、构造偏少”。     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气的运移与聚集

通过对上古生界烃源岩天然排气史、天然气运移方向和沉积相带搌布等综合分析,可将上古生蜀天然气的运移聚集分为三叠纪－早白垩世利白垩世后两个阶段。在三叠纪－早白垩世阶段,天然气运移方向主要是向北,而在早白垩世后阶段,天然气主要是就近运移聚集而成藏,这一阶段是鄂尔多斯盆地上古生蜀天色乞重要的运移与聚集期,故上古生界煤成气藏的成藏期较晚。鄂尔多斯盆地北部和中部的靖边古三角洲是天然气聚集的有利地区,具有较好的     

陕北斜坡上古生界构造裂缝及其天然气成藏意义

鄂尔多斯盆地陕北斜坡上古生界气藏发育多套储层,中上部储层（石盒子组及石千峰组）与烃源岩（山西组下部及本溪组煤系地层）之间发育280~350 m致密砂泥岩隔层,由于盆地断裂构造不发育,天然气运移通道及成藏模式成为该区气藏研究的焦点。在岩心观察、微裂缝研究、测井解释、岩心孔隙度-渗透率实验研究的基础上,结合成岩作用及裂缝形成时间分析,对研究区上古生界隔层裂缝分布与中上部气藏之间的匹配关系进行了系统研究。结果表明:研究区上古生界主要发育剪性裂缝,裂缝形成于晚侏罗世－早白垩世,裂缝的形成在改善储层渗透性的同时,为天然气的纵向运移提供了必要的运移通道。综合分析认为：研究区上古生界隔层裂缝与中上部气藏在时空上具有良好的耦合关系,形成了基于裂缝运移及砂岩储存的石盒子组与石千峰组“岩性-裂缝型”气藏。     

苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气成藏条件及过程分析

致密砂岩气成藏过程复杂,而有利的成藏要素是连续型致密砂岩气大规模运聚成藏的基本条件,因此明确成藏条件及成藏过程对致密砂岩气理论研究及勘探实践都具有重要意义。利用烃源岩地球化学数据、地层测试数据、综合测井数据等资料并结合前人研究,对苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气藏形成的主要因素(烃源岩、储集层、盖层、构造运动)进行了分析,总结了研究区连续型致密砂岩气的有利成藏条件并剖析了其成藏过程。研究表明:烃源岩广覆式生烃,源储紧邻,大面积分布的致密储层,有效的区域盖层及相对稳定的构造环境是苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气成藏的可靠保证;研究区致密气砂岩成藏孔隙度下限约为2%;苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气藏形成过程可以分为4个演化阶段:早侏罗世前的连续型致密砂岩气藏孕育阶段,即致密储层形成阶段;中侏罗世天然气开始大规模持续充注,为连续型致密砂岩气藏发展阶段;早白垩世气藏规模达到最大,为连续型致密砂岩气藏成型阶段;晚白垩世到现今为气藏萎缩阶段。     

鄂尔多斯盆地临兴A地区下石盒子组致密砂岩气成藏条件

为了给致密砂岩气藏的勘探实践提供指导,基于大量地球化学数据、储层分析测试实验,讨论了临兴A地区下石盒子组致密砂岩气藏形成的烃源条件、储集条件、保存条件及构造条件。结果表明:临兴A地区下石盒子组具有形成大规模连续致密砂岩气藏的良好成藏条件,广泛分布的烃源岩以Ⅱ2型、Ⅲ型有机质为主,具有厚度大、有机质丰度高、成熟度高、生烃能力强的特点;下石盒子组连片发育的致密砂岩储层非均质性较强,在整体致密的背景下发育局部相对高孔高渗带;上石盒子组泥岩及下部烃源岩分别构成区域盖层及气藏的底封条件,有利于气藏的保存;紫金山岩体的活动通过加速烃源岩排烃并形成作为天然气运移通道的裂缝,有利于气藏的发育;烃源岩在晚侏罗世-早白垩世达到生排烃高峰,储层致密化发生在晚三叠世-中侏罗世,储层致密化时间早于天然气充注时间,致密砂岩储层垂向上与烃源岩紧邻,天然气在烃源岩中大量生成后通过生烃增压产生的气体膨胀力作用进入临近的致密储层并在毛细管阻力的作用下滞留在储层中。     

塔里木盆地天然气运聚系统与运聚模式

对塔里木盆地东部地层压力结构和天然气性质差异的研究表明,塔里木盆地东部具有多个独立的天然气运聚系统。这些运聚系统具有流体封存箱的特征。天然气只能在运聚系统内部进行短距离的运移,不能进行大规模侧向运移。因此天然气藏的形成具有近源的特点。由于不同运聚系统特征的差异,塔里木盆地大致有三种天然气运聚模式。     

川西坳陷中段原、次生气藏天然气特征及运移机制探讨

天然气的烃类组分、氮气和二氧化碳含量、干燥系数大小均是较好的天然气运移地球化学指标,其纵向变化规律显示天然气纵向运移特征.通过川西坳陷中段千余个天然气地球化学参数的系统分析,对川西坳陷中段原、次生气藏天然气特征及运移机制进行探讨.川西坳陷中段天然气随着运移距离的增加氮气含量逐渐增大(0～9.63%),二氧化碳含量逐渐减小(1.94%～0);次生气藏天然气沿着运移方向甲烷含量(83.48%～99.86%)、干燥系数(0.83%～1.0O%)逐渐增大;而原生气藏天然气的变化趋势正好相反,甲烷含量(99.93%～85.06%)、干燥系数(1.00%～0.85%)逐渐减小.地层压力和区域构造应力场是川西坳陷中段天然气运移的主要驱动力.川西坳陷中段侏罗系次生气藏和三叠系原生气藏运移方式有着明显区别:上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气窜层渗流运移而来,断裂是其最重要的运移通道;中侏罗统部分气藏由须家河组气源沿高速运移通道运移而来,而部分气藏是通过下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏;须四段天然气以扩散运移方式为主,反应该层段天然气成藏时储层已相对致密;须二段天然气则以渗流方式为主,断裂在其中起到了重要的作用.     

基于流体包裹体的储层微裂缝研究——以陕北斜坡上古生界为例

储层裂缝研究是低渗致密岩性油气藏研究的关键。低孔低渗储层中裂缝的发育不仅成为油气运移通道,更是储存空间,为研究研究区储层裂缝在天然气成藏过程中的作用及意义,文章从鄂尔多斯盆地构造背景出发,通过显微构造研究、成岩作用研究及储层微裂缝中的流体包裹体测温研究,认为研究区上古生界储层微裂缝发育时间晚于压溶作用发生时间,而早于储层最大埋深时间即排烃高峰期。储层微裂缝的发育为上古生界气藏的成藏提供了必要的运移通道。     

金湖凹陷泰州组成藏条件研究

随着金湖凹陷古近系勘探程度的提高和勘探难度的加大,具有良好成藏条件的泰州组油气勘探工作也日益引起重视。本文从油源、储层、盖层及构造等方面对金湖凹陷泰州组成藏条件进行了研究分析,认为油源条件是泰州组能否成藏的关键,通过对金湖凹陷泰州组四个有利区带的详细分析,认为铜城断裂带泰州组成藏条件最为有利。     

恩平凹陷南部隆起带油气成藏模式

南部隆起带是恩平凹陷的主要成藏带。利用基础资料, 系统分析了南部隆起带油气成藏的条件与特征, 总结了南部隆起带油气成藏的模式。恩平凹陷南部隆起带油气主要来自北侧EP17洼始新统文昌组中深湖相烃源岩, 南部隆起带之下缺失文昌组沉积, 存在油气的有利仓储区, 油气通过沟通有利仓储区的断裂运移, 主要有仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断块油气藏、仓上-上盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-它源自圈背斜油气藏以及仓上-下盘诱导裂缝带垂向输导-连通砂体侧向输导-滑动破碎带侧向封堵-断鼻油气藏3种成藏模式。      

准噶尔盆地车排子凸起西翼断裂特征及其控藏作用

通过对地震和测井资料的分析,认为车排子凸起西翼存在深浅两套断裂系统,大致以古近系顶部不整合为界,深层断裂系统发育逆断层,浅层断裂系统发育正断层,且断裂形成分为3个期次,深层断裂影响浅层断裂的发育,控制了中生界的沉积.断槽内侏罗系砂体和断裂是油气运移的重要通道.通过对断裂封闭性的分析,认为车排子凸起西翼的浅层正断层在沙一段主要起输导作用,在沙二段对油气起遮挡作用,深层逆断层在侏罗系主要起输导作用.根据对断裂控藏作用的分析,认为车排子凸起西翼不同位置断裂的控藏作用具有差异性,断裂控制了圈闭的有效性,同时为油气运移提供通道,沟通深、浅层油气,控制了油气的分布.根据断裂封闭性分析结果,结合油气显示和断裂控藏作用,认为车排子凸起西翼油气运移存在3个方向.     

冀中坳陷深层油气成藏潜力与勘探方向

现有资料表明,构造演化、原型盆地叠合改造过程是冀中坳陷深层油气成藏的基本条件和主控因素; 有效烃源岩和油气保存条件是评价和预测不同类型油气成藏区带的两个关键因素; “古生界自生自储型”与“新生古储潜山型”是冀中坳陷深部油气勘探的两个重要领域,具有巨大的油气潜力。      

山东济阳坳陷二氧化碳气成藏模式分析

山东济阳坳陷CO2气藏类型众多,成藏模式存在多样性。根据CO2气藏组分含量和同位素的分析结果,发现济阳坳陷CO2气藏以幔源成因为主,岩浆气源体是最重要的CO2气源体,火山岩体、火山通道和岩浆气源体附近的断裂对CO2气的运移成藏起关键作用。通过卸压条件下CO2的运移、CO2在断裂(裂缝)中的运移、CO2在孔隙—裂缝双重介质中的运移、CO2在砂质沉积物中的运移等一系列实验模拟,研究岩浆释出CO2气的运移成藏过程。结合已知气藏的运移成藏地质过程,建立济阳坳陷CO2气藏的3种地质模式,即侵入体—断裂—储集层转折成藏模式、侵入体—储集层直接成藏模式和埋藏火山通道—储集层直接成藏模式,为济阳坳陷CO2气成藏研究及其综合勘探奠定基础。     

二连盆地群低煤阶煤层气成藏模式——以霍林河盆地为例

为了建立断陷盆地的低煤阶煤层气成藏模式,从二连盆地群的霍林河盆地地质条件与煤层气地质特征入手,探讨该类盆地煤层气富集规律。研究结果显示:霍林河盆地煤层厚度可达80 m,煤层含气量为1.6~5.62 m3/t,瓦斯风化带深度为450~500 m;煤层的分布特征受同沉积构造与沉积环境控制,盆地内部小型凹陷与隆起决定着煤层的发育位置和煤层埋藏深度,基底的整体抬升确定了瓦斯风化带的位置;翁能花向斜与西南部向斜处,煤层厚度和埋藏深度均较大,煤层顶底板岩性为泥岩,其受到后期构造影响小,是煤层气成藏的有利地带。      

松辽盆地十屋断陷反转构造与油气聚集

晚期强烈构造反转是十屋断陷构造发育的一个重要特色。本文以高分辨率三维地震资料为基础,结合相干技术和三维可视化技术等先进地震资料处理和解释技术,对研究区反转构造进行了精细构造解释和研究。将研究区反转构造划分为四个反转构造带,在对反转构造样式再认识的基础上在十屋乃至松辽地区新发现了欺压式断层和截断型反转构造两种反转构造样式。进而将反转构造样式除坳陷层滑脱褶皱外,依据反转过程中形成的逆断层与早期伸展断层的组合关系归纳为五种类型:复活型、前展型、后展型、欺压型、截断型。并对反转构造与油气聚集之间的关系作了深入探讨,研究认为区内反转构造具有十分有利的成藏条件且四个反转构造带具有不同的圈闭类型和油气聚集特点。初步建立了十屋断陷基于反转构造的油气成藏模式,为进一步油气勘探提供了依据。     

试论煤层气藏概念与成藏要素

通过对前人煤层气藏概念的调研和对煤层气性质及成藏要素的研究, 认为: 煤层气藏是在压力封闭作用下, 吸附煤层气达到相当数量的煤岩体或煤层, 是煤层气聚集和煤层气勘探开发的基本地质单元。煤层气藏的成藏要素主要包括煤层条件、压力封闭和保存条件。煤层条件是煤层气藏形成的物质基础, 压力封闭是煤层气藏的必要条件, 保存条件是煤层气藏从形成到现今能够存在的前提。      

内蒙古查干凹陷火山岩油藏成藏模式

火山岩油藏是查干凹陷进行油气勘探的现实目标。建立火山岩油藏成藏模式,对预测火山岩油气藏的分布和目标选择具有重要的现实意义。查干凹陷火山岩油藏的主力烃源岩为下白垩统巴音戈壁组二段;储集空间是原生孔隙和原生裂缝,局部为由于后期溶蚀作用产生的溶蚀孔隙和构造作用形成的构造裂缝;苏红图二段的棕红色泥岩是主力盖层。根据查干凹陷火山岩油气成藏条件及其控制因素的研究,总结出查干凹陷火山岩油藏具有2种成藏模式,即岩性成藏模式和构造－岩性成藏模式,其中构造－岩性成藏模式是主要的成藏类型。     

华北地区上古生界二次生烃及成藏条件特征

华北地区是我国东部的主要含油气区,其上古生界烃源岩主要以煤系和暗色泥岩为主。由于石炭—二叠系烃源岩埋藏深,热演化程度高,且古生代以来构造条件复杂,为上古生界烃源岩的二次生烃提供了条件。一次生烃多数发生在印支期,而二次生烃发生在燕山期和喜马拉雅期。烃源岩主要分布于本溪组、太原组和山西组中,且南北厚、中间薄,据参数分析属于中等—好烃源岩。其储层分布于下古生界的白云岩和上古生界的碎屑岩中,原生孔隙不发育,储集空间以次生孔隙为主。物性差,为低孔低渗储层。峰峰组碳酸盐岩、本溪组铝土岩及铝土质泥岩及上覆煤系地层、石千峰组及下三叠统紫红色泥岩及粉砂质泥岩是华北地区的有效盖层,与储集层匹配形成多套储盖组合。圈闭以断背斜、断鼻和断块为主,大部分圈闭形成于主要生烃期之前,是有效圈闭。通过成藏条件分析认为,华北地区的成藏主控因素是生排烃史和构造发育史的匹配以及成藏后的保存条件,因此将来应主要寻找那些二次生烃区的古构造或喜马拉雅期形成的新构造。