新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组云质岩地球化学特征

研究区芦草沟组云质岩主要包含泥晶白云岩、凝灰质白云岩和白云质凝灰岩等类型,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组广泛发育的云质岩进行详细的地球化学研究,分析了芦草沟组云质岩的物质来源和沉积环境。云质岩的c（Mg）/c（Ca）比值0.03~1.44,磷含量262×10^-6~17283×10^-6,Th/U比值0.58~2.00,V/（V+Ni）比值0.60~0.89,V/Cr比值1.25~6.38,Sr/Ba比值0.55~8.25,反映了云质岩形成于生物繁盛的还原性咸水湖泊环境,Mg离子主要来源于深部岩浆热液。碳、氧同位素研究反映芦草沟组主要形成于温度较高的咸水环境中,且由早至晚芦草沟组沉积期具有温度升高而盐度降低的趋势。温度的升高引起的蒸发量增大并没有带来湖水盐度的增加,这种碳酸盐碳、氧同位素反向变化关系可能由于芦草沟组沉积后期不断有外源淡水的输入造成。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点页岩油微观赋存特征及成因机制

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油是中国典型的陆相页岩油。通过场发射扫描电镜、激光共聚焦、纳米CT、核磁共振等实验技术联合对微纳米孔隙中页岩油赋存特征进行研究,结果表明甜点储层具有纳米—亚微米—微米全尺度含油特征。在微纳米尺度,油、水赋存特征表现为重质组分油附着于2~5 μm以上孔隙的孔壁及充填于2~5 μm以下的孔隙中,中质组分油赋存于2~5 μm以上孔隙的中央,孔隙水含量较少,呈孤立状赋存于2~5 μm以上孔隙的中央,并被中质组分油包裹。页岩油在微纳米孔隙中的赋存不仅受生烃超压充注控制,还受吸附作用及多期次成藏影响。孔隙表面润湿性由亲水润湿反转为亲油润湿是烃类发生吸附的主要原因,多期次成藏造成微纳米孔隙中油质差异及高的含油饱和度。早期生烃超压充注进储层的重质组分油在孔隙表面亲油润湿下吸附于孔隙表面,随着吸附层变厚,纳米级孔隙逐渐被充满,孔隙水被驱替到较大的孔隙中间;后期成熟的中质组分油以此方式进一步充注和调整。研究认为埋深较大的凹陷西部是有利勘探方向。微纳米孔隙中的重质组分油是未来页岩油提高采收率的方向。吉木萨尔页岩油微观赋存特征及成因机制可能具有普遍性,对于中国陆相页岩油的深入研究具有借鉴意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点页岩油微观赋存特征及成因机制

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油是中国典型的陆相页岩油。通过场发射扫描电镜、激光共聚焦、纳米CT、核磁共振等实验技术联合对微纳米孔隙中页岩油赋存特征进行研究,结果表明甜点储层具有纳米—亚微米—微米全尺度含油特征。在微纳米尺度,油、水赋存特征表现为重质组分油附着于2~5 μm以上孔隙的孔壁及充填于2~5 μm以下的孔隙中,中质组分油赋存于2~5 μm以上孔隙的中央,孔隙水含量较少,呈孤立状赋存于2~5 μm以上孔隙的中央,并被中质组分油包裹。页岩油在微纳米孔隙中的赋存不仅受生烃超压充注控制,还受吸附作用及多期次成藏影响。孔隙表面润湿性由亲水润湿反转为亲油润湿是烃类发生吸附的主要原因,多期次成藏造成微纳米孔隙中油质差异及高的含油饱和度。早期生烃超压充注进储层的重质组分油在孔隙表面亲油润湿下吸附于孔隙表面,随着吸附层变厚,纳米级孔隙逐渐被充满,孔隙水被驱替到较大的孔隙中间;后期成熟的中质组分油以此方式进一步充注和调整。研究认为埋深较大的凹陷西部是有利勘探方向。微纳米孔隙中的重质组分油是未来页岩油提高采收率的方向。吉木萨尔页岩油微观赋存特征及成因机制可能具有普遍性,对于中国陆相页岩油的深入研究具有借鉴意义。     

马朗凹陷二叠系芦草沟组储层敏感性分析

马朗凹陷二叠系芦草沟组以湖相沉积为主,岩石类型多,主要为碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩.粘土矿物类型有伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石和绿/蒙混层,以伊/蒙混层为主,缺乏蒙皂石.粘土矿物分布模式为不正常转化型.储层物性差,平均孔隙度为 2.1%~9.7%,渗透率一般小于 0.05×10-3μm2.孔隙类型有原生孔隙、溶蚀孔隙和裂缝,以溶蚀孔隙、晶间溶孔为主.芦草沟组具有强水敏、强速敏、强土酸敏、中等盐酸敏和中等盐敏特征.储层敏感性空间分布主要受沉积相控制.     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层沉积相分析

利用岩芯、薄片、录井和测井等资料,在识别各级次基面旋回界面类型及特征的基础上,将准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组划分为1个长期旋回,6个中期旋回,44个短期旋回,建立高分辨率层序地层对比格架。在总结地球化学、岩性、沉积构造、电性特征的基础上,综合分析古生物化石、测井等资料,以识别沉积相标志为主,进行单井、连井及平面沉积相分析。研究结果认为,吉木萨尔凹陷芦草沟组为咸化湖泊-三角洲沉积体系,岩性复杂多变,在机械、化学、生物等沉积作用共同影响下,形成由细粒碎屑岩、泥岩、碳酸盐岩构成的混积岩层。芦草沟组发育上、下两个致密油甜点体,上甜点体（SSC37-SSC42）为咸化湖相沉积,微相类型以滩坝为主;下甜点体（SSC6-SSC17）以三角洲前缘沉积为主,微相类型为席状砂、远砂坝等。利用开发试验区及水平井部署区的井多、井密的有利条件,对沉积相边界进行控制,从而实现平面微相的精细刻画,研究表明芦草沟组优质甜点以滩坝主体微相为主,主要集中发育在凹陷中心低隆起处。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩特征及其生烃机制研究

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组发育凝灰物质,凝灰物质在页岩油形成过程中具有的重要作用,其发育层段也是页岩油分布最好的层段,凝灰物质的分布及与有机质生烃关系的研究对于吉木萨尔页岩油油气成藏规律的认识和深入研究具有重要意义。本文通过对吉木萨尔芦草沟组烃源岩精细评价及沉积环境分析,与烃类活动具有成因关系的成岩矿物解剖,探讨了形成优质页岩油源岩的控制因素和生烃机制。烃源岩定性评价结果表明,泥晶白云岩是吉木萨尔凹陷芦草沟组主要生油岩,烃源岩有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主,生烃潜力较好,R_o值分布在0.6%～1.1%,C_(29)αααS/(S+R)值范围在0.3～0.5,显示烃源岩处于成熟阶段;芦草沟组烃源岩中规则甾烷C_(27)、C_(28)、C_(29)分布为C_(27)C_(28)C_(29),结合微观分析认为其生烃母质以藻类和超微生物为主,Ts/Tm值较低,分布在0.05～0.18,具有高含量的β-胡萝卜烷,反映其母质处于半咸水的弱氧化—弱还原的沉积环境之中,而这一时期火山活动提供的凝灰物质对烃源岩的生烃环境及热演化进程都有重要影响,热演化突然增大的层段与有机质成熟的"甜点段"的分布深度一致。凝灰物质与含超微生物及藻类的泥晶白云岩的混合是导致生烃和早期生烃的重要原因,两者混合的不均一性导致页岩油分布与成熟度的不均匀性。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油分子尺寸及结构特征

致密油分子尺寸及流动性的研究对致密油藏评价及开发具有重要意义.为明确吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油的分子尺寸及其对原油流动的影响,综合核磁共振、红外光谱、元素分析和相对分子质量测定等结果,计算了典型井致密油不同馏分段的分子结构参数,采用Chemoffice软件模拟了相应的分子结构.结果显示致密油组分主要集中在350~500℃馏分段,平均分子中含有多环环烷烃和多环芳烃结构,平均分子尺度为1.232~4.026 nm,表明原油分子在纳米孔喉中占有率较高,影响孔喉流动下限.      

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层介—宏孔孔隙结构特征及控制因素

吉木萨尔芦草沟组页岩油资源潜力巨大,为探究其储层介—宏孔孔隙结构特征及控制因素,以研究区芦草沟组钻井岩心为对象,利用X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试、高压压汞、氮气吸附、分形理论、相关性分析等方法,对其储层特征、孔隙结构及控制因素进行了讨论。研究发现：1）研究区芦草沟组储层是一套以长英质碳酸盐岩（A岩）、长英质黏土岩（B岩）、灰/云质细粒长英沉积岩（C岩）、混积岩（D岩）为主的低孔—特低孔、特低渗储层,主要孔隙类型为溶孔,此外还发育有剩余粒间孔、晶间孔、微裂缝;2）研究区芦草沟组储层孔隙分布复杂,孔径分布曲线呈现多峰形,介孔提供了大部分孔容和比表面积;高压压汞计算的宏孔分形维数均值和氮气吸附计算的介孔分形维数均值分别为：2.864 7、2.507 5,介孔孔隙结构复杂程度相对较低;3）有机质丰度有利于A岩、B岩和C岩宏孔孔隙结构的发育,会导致C岩介孔和D岩孔容、比表面积减小;有机质演化程度对A岩介孔、B岩和C岩介孔起到建设作用,对C岩宏孔、D岩介—宏孔有破坏做用;4）脆性矿物含量越高C岩介孔和D岩孔容比表面积越大,而A岩、B岩宏孔、C岩宏孔孔容、比表面积减小;黏土矿物对A岩介孔、C岩介孔及D岩的孔隙系统发育起到建设作用,对B岩宏孔和C岩宏孔有破坏作用。孔隙结构的发育主要受有机质（有机质丰度、有机质演化程度）和矿物组份（脆性矿物含量、黏土矿物含量）的影响,不同岩性、不同尺度的孔隙发育影响因素各有差异。

     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油系统的成藏特殊性

通过烃源岩条件、储层特征与原油类型分布及其来源、源-储配置关系的系统分析,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下段致密油系统的自生自储与层控成藏特征。结果表明,芦草沟组咸水湖相沉积中的不同岩性均有不同含量的原始有机质,其中的泥岩有机质丰度和生烃潜力最高,为主力烃源岩,母质类型具倾油特征,处于生油阶段。位于烃源岩层系内的砂岩类与碳酸盐岩类储集层主要为低孔低渗-致密背景,含油性与物性差异存在密切关系。源-储配置表现为互层和泥包砂特征,具有源、储邻近叠置分布的致密油聚集条件。芦草沟组上、下段的原油物性与地化特征存在明显差异,分别主要来自邻近层段烃源岩。综合研究认为吉木萨尔凹陷内芦草沟组具有就近运移、自生自储的层控致密油成藏模式。     

柴窝堡凹陷二叠系芦草沟组页岩气烃源岩评价

在野外露头观测及样品有机地球化学分析基础上,明确陆相盆地烃源岩评价条件和标准,对柴窝堡凹陷二叠系芦草沟组页岩有机质丰度、成熟度、有机质类型等烃源岩重要评价参数进行研究。结果表明,柴窝堡凹陷芦草沟组页岩有机质丰度较高,总体为中等-好烃源岩,热演化程度处于成熟-高成熟阶段,有机质类型主要为Ⅲ型,以生气为主。近源沉积不仅稀释了研究区芦草沟组页岩有机质含量,导致有机质降解,并造成柴窝堡凹陷与准南地区有机质类型和丰度的差异。沉积环境的不同导致柴窝堡凹陷芦草沟组页岩有机质丰度北高、南低,有机质类型北好,南差状况。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性评价及控制因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩是我国典型的湖相液态烃页岩之一,具有丰富的页岩油资源.为研究准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性及控制因素,以吉174井钻井岩心为主要研究对象,结合相邻井的岩心分析资料,通过页岩地球化学分析和物性分析评价芦草沟组页岩含油性,指出吉174井"甜点段"并分析其控制因素.结果表明:...     

湖相细粒混合沉积岩岩石类型划分:以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、物性测试等技术手段,以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密细粒沉积岩为研究对象,开展了岩相类型及特征的精细分析。研究结果表明:(1)致密细粒沉积岩矿物成分复杂、岩石组分多样,包括陆源碎屑组分、火山碎屑组分和碳酸盐组分,是一种过渡类型的混合沉积岩;(2)综合物质组分、沉积构造、有机质特征等因素,划分细粒混合沉积岩岩相类型,主要包括单一组分岩相和多组分混杂岩相两种类型,每一类岩相具有多种沉积构造,包括块状、条带-团块状和纹层状等类型;(3)研究区主要发育块状泥晶云岩相、块状粉砂质砂屑云岩相、块状凝灰质粉砂岩相、条带状含凝灰云岩相、纹层状粉砂质/泥质沉凝灰岩相和纹层状云质泥岩相等,不同岩相类型的储集物性、孔喉结构特征以及储集空间类型存在差异,其中块状凝灰质粉砂岩相、条带状含凝灰云岩相和纹层状粉砂质沉凝灰岩相为最有利岩相类型。     

吉木萨尔凹陷二叠统芦草沟组地层与沉积环境特征研究

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组是我国近些年致密油气勘探开发的热点地区之一。本文利用岩心、岩石薄片、测井和地震等资料,在识别和分析芦草沟组主要岩石类型的基础上,对芦草沟组的沉积演化特征、层序地层格架和沉积环境的变迁等方面进行了综合研究。研究表明,芦草沟组岩性主要为碎屑岩和碳酸盐岩两个大类,其中碎屑岩以泥页岩和粉（细）砂岩为主,碳酸盐岩主要为白云岩和灰岩。沉积特征表现为：下部（F 段）、中部（C+D段）和上部（A 段）的泥页岩层段,发育于湖进时期的深湖至半深湖相沉积,为烃源岩层段;下部致密储集层段（E 段）和上部致密储集层段（B 段）,发育于湖退期的浅湖相、三角洲前缘相沉积。由于后期的构造隆升,芦草沟组的沉积环境由早期的开阔湖盆逐渐向后期封闭的局限湖盆转变,沉积水体也逐渐向咸化和还原环境转变。     

致密储层石油充注成藏过程分析:以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

作为油气地质领域研究的热点和难点,单一研究手段很难理清致密油充注成藏机理和运聚成藏过程.以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油层为例,通过充注物理模拟实验与成岩-成储-成藏过程分析相结合,分析研究致密油运聚成藏过程.芦草沟组烃源岩自晚三叠世（对应的地层中Ro=0.5%）开始进入生油窗,在中侏罗世（对应的地层中Ro=0.7%）进入大量生烃阶段,至今仍处于生油阶段.烃类包裹体研究表明,吉木萨尔凹陷主要有两期成藏,一期在侏罗纪,包裹体均一温度在50~70 ℃;第二期是在白垩纪-古近纪,包裹体均一温度在120 ℃左右.吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩阶段可划分为三个阶段:①早成岩A期:晚二叠世早期（260 Ma）及之前;②早成岩B期:晚二叠世早期至晚三叠世时期（距今260~220 Ma）;③中成岩A期:晚三叠世至今（220~0 Ma）.根据成岩演化阶段与生烃成藏过程分析,结合致密储层充注模拟实验结论,认为芦草沟组致密油成岩-成储-成藏过程可分为3个阶段:（1）早期储层中-高孔渗条件下低熟油气的充注阶段（晚三叠世之前）;（2）边致密边成藏及改变岩石表面为油润湿性阶段（晚三叠世至早白垩世末期）;（3）芦草沟组致密层中成熟油的持续充注阶段（早白垩世末期至今）.吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油资源潜力大,上甜点体（B段）致密油地质资源量约为4.45×108 t,下甜点体（E段）致密油地质资源量约为7.95×108 t.      

马朗凹陷二叠系芦草沟组页岩气储层特征及评价

据马朗凹陷近几年钻井、测井、岩心及镜下图像资料,以北美及国内最新页岩气储层评价标准为依据,从泥页岩层的埋深、单层厚度、有机质类型、丰度、成熟度及测井等方面对该区烃源岩特征进行评价。马朗凹陷二叠系芦草沟组烃源岩层埋深约2 500 m,单层厚1~100 m,裂隙较发育。有机质类型以Ⅱ~Ⅰ_2为主,丰度平均值4.4%,有机质成熟度最高1.16%,处于低成熟-成熟阶段。测井曲线在烃源岩层段呈高自然伽马、高声波时差、高电阻率、低密度特征,即"三高一低"。马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩层特征与北美页岩气产量较高的Barnett和Lewis页岩,及中国四川盆地的筇竹寺组和龙马溪组页岩特征极相似,是未来页岩气勘探优选勘探区。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组泥质岩类生烃潜力差异性分析

吉木萨尔凹陷芦草沟组为吉木萨尔凹陷最主要的烃源岩,该套烃源岩岩性多样,多为过渡性岩类,为了研究不同泥质岩类生烃潜力特征的差异性,以录井岩芯为基础,将泥质岩类划分为纯泥岩、砂质泥岩、灰质泥岩和云质泥岩四类,并主要从有机地球化学的角度对四类岩性泥岩的生烃潜力特征做出评价。结果表明,纯泥岩有机质丰度较云质泥岩、灰质泥岩、砂质泥岩略高;纯泥岩有机质类型最好,其次是灰质泥岩和云质泥岩,砂质泥岩干酪根类型最差。在此基础上,结合HI分析,认为纯泥岩生烃潜力最高,其次是云质泥岩、砂质泥岩,灰质泥岩生烃潜力最差。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层成岩序列及孔隙演化

<正>近年来,在针对准噶尔盆地东部吉木萨尔二叠系梧桐沟组多口探井钻探中,发现芦草沟组油气显示活跃,并见到厚层油气显示;对显示段采取连续油管酸压,获得油流,证实了芦草沟组致密储层的含油性。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储层,成岩作用复杂,对主要岩石类型、云化、钠长石化等次生变化的认识还存在争议,对其形成机理、孔隙发育及演化特征、控制因素认识不清。芦草沟组地层岩性主要为一套沉积于咸化湖泊中,受机械沉积作用、化学沉积作用及生物沉积等作用,     

准噶尔盆地吉木萨尔地区二叠系芦草沟组油页岩地球化学特征与成矿条件

【研究目的】本文旨在通过对比准噶尔盆地吉木萨尔地区二叠系芦草沟组高品位和低品位油页岩的品质和成因差异,揭示高品位油页岩的特殊成矿条件。【研究方法】对吉木萨尔地区两个剖面采集的露头样品,进行TOC、热解、含油率、微量、稀土元素测试,从而开展高品位和低品位油页岩有机地球化学特征,微量稀土元素特征及成矿条件差异分析。【研究结果】研究区高品位油页岩有机质类型为I型;低品位油页岩有机质类型为I-II1型。高品位和低品位油页岩中B、Ba、Cr、Nb、Sr、V、Zr等微量元素含量差异明显,高品位油页岩中各稀土元素平均含量和各样品稀土元素分布区间都小于低品位油页岩,且外源元素富集程度也相对更低,显示了更少的陆源碎屑输入。微量元素比值显示,研究区油页岩形成于温暖湿润气候,淡水—半咸水,还原环境。高品位油页岩与低品位油页岩相比,形成时水体盐度值更大,有机质生产力更高。【结论】温暖湿润气候背景下,相对较少的陆源碎屑供给,减少了对有机质的稀释和氧化破坏,同时较高的水体盐度值更利于水体分层,从而形成一个长时间的还原环境,再加上更高的有机质生产力,从而形成了高品位油页岩。