鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探启示

回顾了鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探三个阶段(盆地边缘勘探、小气田发现、大气田发现)的历程和四个方面(勘探层系、储层类型、勘探地域、圈闭类型)的勘探战略重点转移，归纳了鄂尔多斯上古生界砂岩气藏的特点：满盆生气，煤层为主；到处有气，一大四低(面积大、低孔、低渗、低压、低储量丰度)；边水内气，岩性控制。阐述了从鄂尔多斯天然气勘探中所获得的几点启示。     

鄂尔多斯盆地东南部古生界天然气勘探前景

目前,鄂尔多斯盆地中北部已发现多个天然气田,为寻找新的勘探接替区域,从储集条件、烃源岩条件、封盖条件、圈闭类型、天然气运聚成藏过程和保存条件等方面入手,对鄂尔多斯盆地东南部古生界天然气的富集与成藏条件进行了全面分析,探讨了其天然气勘探前景,指出了有利勘探目标,并提出了具体的勘探部署意见。结果表明:研究区紧邻上古生界生烃中心,发育优质煤系烃源岩,生烃潜力大,气源充足,具备形成大型天然气藏的物质基础;区内奥陶系马家沟组发育有蒸发潮坪相沉积,位于北部古潜台的向南延伸带上,是下古生界天然气的有利勘探目标;南部山西组和下石盒子组发育三角洲沉积体系砂体,是有利的上古生界天然气富集区;研究区古生界发育各种隐蔽性非构造型圈闭,天然气运聚成藏过程非常有利,封盖和保存条件也很好。因此,研究区古生界具有广阔的天然气勘探前景。     

鄂尔多斯盆地上古生界非常规天然气综合勘探前景

在充分调研国内外页岩气研究方法及早期页岩气研究成果的基础上,综合利用钻(测)井资料及样品分析测试资料,分析了鄂尔多斯盆地上古生界页岩气成藏地质特征。研究结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界富有机质泥页岩、砂岩及煤层交互发育,泥页岩单层厚度小,但层数多,累积厚度大,有机质干酪根类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主,有机质成熟度高,保存条件好,形成页岩气资源潜力巨大;泥页岩全岩矿物中石英、长石含量较高,泥页岩层脆性大,压裂后容易形成裂缝,有利于页岩气开发;页岩气资源有利区域与致密砂岩、煤层厚度叠合图显示,盆地内非常规天然气资源丰富,垂向分布相对集中,有利于未来非常规天然气集中高效开发。该研究成果为非常规天然气深入勘探开发提供了有益借鉴。     

鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探启示

回顾了鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探三个阶段(盆地边缘勘探、小气田发现、大气田发现)的历程和四个方面(勘探层系、储层类型、勘探地域、圈闭类型)的勘探战略重点转移，归纳了鄂尔多斯上古生界砂岩气藏的特点：满盆生气，煤层为主；到处有气，一大四低(面积大、低孔、低渗、低压、低储量丰度)；边水内气，岩性控制。阐述了从鄂尔多斯天然气勘探中所获得的几点启示。     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩具有广覆式生烃特征;储集层在宏观上受沉积相带的控制,微观上受同沉积火山物质的影响;油气成藏经历了从异常高压向异常低压的演化,异常高压控制着油气的初次运移方向。根据包裹体均一温度及成份分析,油气成藏过程主要经历了常温常压、异常高温高压、次异常高温次高压和常温低压4个阶段。在此基础上,根据岩性圈闭与烃源岩的关系,将上古生界的成藏组合划分为源储互层式、近源式和远源式3种组合类型。     

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     

中国东部主要盆地天然气成藏模式与勘探方向

中国东部的渤海湾盆地及松辽盆地以产油为主，但天然气分布广泛，中小型气藏较多，天然气成藏机制复杂。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气的地球化学研究

鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气的地球化学参数显示出煤成气的特征为高一较高的甲烷化系数、低一较低的C2 组分含量、低凝析油含量、烃类组分均相对富同位素^13C、轻烃(C6～C7)中高环烷烃含量等，其源岩无疑是石炭-二叠系(C2b-P1s)海陆交互相腐殖型母质为主的煤系气源岩。天然气地球化学参数中的甲烷化系数在平面上和纵向上的变化趋势与气层组的热演化程度存在着良好的相关性，反映出上古生界低渗透储层天然气的“广覆式生(供)气、持续运聚成藏”特征，天然气的主要成藏时期与气源岩的大量生、排烃时期(J2-K1)相匹配。局部地区的石千峰组发育晚期(K1抬升后)形成的天然气藏。气源岩母质的非均质性、成熟度的差异、运移与成藏特征等多因素叠加作用是引起天然气地球化学参数的变化在总体上的规律性与局部的复杂性共存的主要原因。     

鄂尔多斯盆地上古生界山西组页岩气成藏条件及勘探潜力

为了研究鄂尔多斯盆地上古生界页岩气的勘探潜力,对鄂尔多斯盆地二叠系山西组富有机质泥页岩样品有机地球化学、物性特征及等温吸附等方面测试获得的参数进行了数理统计和测井响应特征分析。研究发现：有效泥页岩单层厚度变化较大,最厚可达15 m以上,盆地主体部位w(TOC)一般大于1.0%,有机质类型主要为Ⅱ₂型及Ⅲ型,镜质体反射率平均为1.66%,属于成熟-高成熟阶段,有利于有机质热解生气,具备页岩气成藏的基本地质条件。黏土矿物主要以伊利石（44.9%）和高岭石（33.6%）为主,泥页岩孔隙度平均为3.98%,渗透率平均为0.133×10^-3 μm²。泥页岩吸附含气量平均为1.94 m³/t。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质丰度、有机质类型、热演化程度以及含气量等因素,预测鄂尔多斯盆地山西组页岩气有利区主要位于天环坳陷西北角、陕北斜坡带东北角及盆地中南部等区域。     

鄂尔多斯盆地古生界气源对比新探索

利用热模拟／在线同位素质谱和热模型／报相色谱分析技术对鄂尔多斯盆地古生界气源岩和天然气烃且分组成和苯、甲苯碳同位素比值（＆＾１３Ｃ）进行了测定。分析结果表明下古生界灰岩中的Ⅰ型和Ⅱ型有机质在高演化阶段生成的轻烃产物中同样具有芳烃含量高的特征,轻烃中苯与甲七δ＾１３Ｃ值变化主要有机质类型有关,鄂尔多斯盆地下古生界气源岩糖烃中苯与甲苯δ＾１３Ｃ值约－２７‰,上古生界约－２２‰,上、下古生界气源岩中苯与     

塔里木盆地天然气成藏特征及勘探前景

塔里木盆地存在库车一塔北、塔东以及巴楚一塔西南三大天然气富集区。前陆区和台盆区典型大中型气藏的成藏模式有三种；超高压强充注煤成气成藏模式、早油晓气常压煤成气成藏模式、海相油裂解气晚期成藏模式。以实例阐述了这三种模式的战藏特征。目前所发现的天然气田(藏)总体上主要受有效气源灶、优质区域盖层、局部构造样式、断裂带的分布、后期构造活动的强烈程度等多重因素控制；气源灶特征决定了塔里木盆地全盆富气。盆地天然气资源极其丰富，目前地质储量的探明率仅占9％。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组天然气成藏特征及勘探潜力

通过对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组沉积特征及源储配置关系的研究,分析了古隆起的演化对储层发育及天然气聚集的宏观控制作用,提出储层旋回性的发育及其与上古生界煤系烃源岩较好的源储配置关系,是形成多层系含气并在奥陶系顶部风化壳大面积天然气聚集的主要原因,同时认为下古生界海相烃源岩仍然具有一定的生烃能力,强调了奥陶系生成的天然气垂向或侧向运移对马家沟组中下组合成藏的重要性,预测中下组合中的构造-岩性复合圈闭勘探潜力大,是近期盆地下古生界海相碳酸盐岩勘探的重要方向和接替领域。     

鄂尔多斯盆地上古生界储层中包裹体最小捕获压力的PVTsim模拟

应用传统的方法求取包裹体的捕获压力存在许多问题。近几个发展起来的PVTsim软件已广泛应用于计算机含油气盆地中液态烃包裹体的捕获压力，然而利用该软件缺乏液态烃包裹体的天然气藏储层中包裹体的捕获压力的文章尚未见报道。在对鄂尔多斯盆地上古生界储层砂岩中次生盐水包裹体进行有关测定和分析的基础上，利用PVTsim软件对该类包裹体捕获压力进行了模拟计算。结果表明，包裹体的最小捕获压力为16－21MPa，并有从南向北逐渐减小的趋势，而且包裹体的捕获压力远小于深盆气藏形成时的静水压力，这一特征与深盆气藏形成的地质地球化学条件相一致。     

鄂尔多斯地区西部和南部奥陶纪海槽边缘沉积特征与天然气成藏潜力分析

鄂尔多斯地区自中—晚元古代至早古生代继承性地发育区域性海相沉积,大体经历了中—晚元古代大陆裂谷及拗拉槽、寒武纪陆表海台地、奥陶纪局限海台地及构造转换等三个主要演化阶段。分析认为,奥陶纪在盆地西部和南部存在对天然气成藏较为有利的海槽/台地边缘沉积相带。中—上奥陶统平凉组—背锅山组是盆地西部和南部下古生界天然气成藏的主要烃源层;奥陶系礁滩体岩性圈闭是最主要的圈闭类型。盆地西部的天环北段和南部的麟游北为两个近期天然气勘探的有利目标。     

鄂尔多斯盆地上古生界高分辨率层序地层分析

按基准面旋回原理，将鄂尔多斯盆地上古生界本溪组（C2b)、太原组（P1t）、山西组(P1s)和下石盒子组（P1xs)划分为3个超长期、8个长期、19个中期和62个短期旋回层序：较为详细地介绍了各级别层序的结构类型、叠加样式和沉积演化序列；建立以长期旋回层序为年代地层框架，中期旋回层序为等时地层对比单元的层序的地层格架；并讨论高分辨率层序地层与天然气藏的关系。     

鄂尔多斯盆地上古生界灰岩烃源岩生烃潜力评价

对于鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相灰岩能否生烃及生烃潜力有多大,目前研究较少.通过岩石热解、总有机碳测定、干酪根碳同位素及有机显微组分的测定实验,同时结合镜质体反射率的测定,综合评价了灰岩烃源岩,并分析了其生排烃特征.结果显示:从有机质丰度角度,本溪组为差的烃源岩,山西组为差-一般的烃源岩、太原组为一般-好的烃源岩;从有机质类型角度,本溪组为Ⅲ型,山西组以Ⅲ型为主同时混有少量Ⅱ₂型,太原组为Ⅱ₂-Ⅲ型;从有机质成熟度角度,本溪组处于成熟-高成熟阶段,太原组及山西组均处于高成熟阶段.根据排烃门限理论,认为R_o为1.6%时,天然气大量生成.考虑到灰岩烃源岩的特殊性、成熟度及其排烃特征,综合认为太原组灰岩可以成为天然气的有效烃源岩.      

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏富集特点及勘探潜力

三叠系延长组是鄂尔多斯盆地的主力含油层系，自上而下共分五段10个油层组，主力油层组为长6层、长8层。可划分为东北部的三角洲沉积体系域和西南部的水下沉积体系域，它们均由若干个三角洲沉积体系组成。沉积相类型划分为湖泊相、三角洲相、河流相以及冲积-洪积扇四大类，并进一步划分出8种亚相和lO种徽相。廷长组中、下段半深湖-深湖相暗色泥岩、油页岩为主要烃源岩。尤其是长7层；储层物性在纵向上廷长组上部优于下部，在平面上盆地东北部优于西南部。早白垩世为主要生排油时期，晚白垩世之后进入二次运移改造阶段。地层超压是石油二次运移的重要动力；叠置砂体及断裂构造是二次运移的主要通道。沉积相带控制下的地层岩性变化所形成的岩性圈闭是延长组油田主要圈闭类型，其他的还有构造-岩性圈闭、成岩圈闭等。有利生油岩发育区是控制油田分布的重要因素，延长组生烃中心的长轴NW-SE向延伸，在其东北及西南两侧石油聚集强度最大。大型湖泊三角洲分流河道、三角洲前缘河口坝砂体是石油勘探的主要目标。     

鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩生烃潜力探讨

下古生界高成熟－过成熟碳酸盐岩的生烃潜力一直是困扰我国海相地层油气评价和勘探的重要问题，至今尚未得到很好的解决。本采用有机岩石学和有机地球化学方法，系统剖析了鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩的基本特征及其生烃潜力。结果表明，鄂尔多斯盆地中部地区发育下古生界海相碳酸盐岩，烃源岩厚度较大，有机质丰度较低，有机质类型主要为I型和Ⅱ型，有机质热演化已达到过成熟阶段，这套烃源岩是该区重要的有效气源岩，具有较好的生烃潜力，可为中部大气田提供良好的气源条件。     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏流体动力学特征及成藏过程分析

鄂尔多斯盆地上古生界气田是一个在向西低角度倾斜背景下形成的深盆气田。在深盆气田的形成过程中,部分天然气伴随离心流漏失。天然气往储层上翘一侧有侧漏是深盆气藏的重要特征之一。在鄂尔多斯盆地,由于储层十分致密,地下水的流动补给十分缓慢,随着天然气的不断漏失,逐渐形成低压。另外,天然气的运移速度十分缓慢也有利于深盆气藏的保存。