鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏储层包裹体中气体成分及同位素研究

包裹体中气体成分与碳同位素是天然气成藏研究中最可靠的地球化学参数之一.鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏储层包裹体中的气体成分和碳同位素分析结果表明:气藏砂岩储层中的绝大多数包裹体是原生包裹体;次生包裹体中的有机气体成分及碳同位素与储层中气体成分及碳同位素差别不大,表明气藏形成后次生变化很小.包裹体中与气层中气体碳同位素存在微小差异的原因有两点:一是由于井中的气体是由某一深度段内多个互不连同砂体中的气体混合而成,而包裹体中的气体为某一个深度点的气体;另一个主要原因是包裹体捕获的是源岩相对早期生成的气体,而气藏中的气体为源岩各阶段生成气体的混合;指出利用储层中二氧化碳包裹体来恢复成藏古温度和古压力是不可靠的.     

鄂尔多斯盆地米脂气田天然气逸散: 流体包裹体证据

鄂尔多斯盆地米脂气田南侧断裂带充填的方解石脉富含天然气包裹体.应用流体包裹体测试、稳定同位素分析和热释光年龄测定等手段,研究了方解石脉和天然气包裹体成因特征及其形成时间.分析表明,天然气包裹体形成温度在130～140℃之间,盐度为5.5(质量百分比)NaCl～6.0(质量百分比)NaCl,表明天然气包裹体属于盆地内热成因烃类流体.热爆法分析方解石脉包裹体烃类气体含量最高达2.4219m3/t,C1/ΣCi比值最高为91%.激光拉曼光谱分析的单个包裹体中烃类气体最高含量为91.6%.方解石脉δ13CPDB为-5.75‰～-15.23‰,δ18OSMOW为21.33‰～21.67‰,表明断裂带中含天然气包裹体方解石脉属于淡水成因方解石.天然气包裹体δ13C1PDB为-21.36‰～-29.06‰,δDSMOW为-70.89‰～-111.03‰,其与米脂气田同属于煤成天然气.含天然气包裹体的方解石脉热释光年龄为32.4±34.2万年.综合研究认为,晚期断裂构造活动对天然气成藏具有重要影响,米脂气田南侧断裂带方解石脉天然气包裹体是米脂气藏受喜马拉雅构造活动影响,天然气沿断裂发生逸散的证据.     

应用包裹体信息探讨鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的成藏后的气藏改造作用

流体包裹体成分代表了古代流体的成分和性质,通过对比鄂尔多斯盆地二叠系包裹体气体、煤成气及现今天然气藏中气体的组分及碳同位素,探讨了初次运移、成藏过程中及成藏后的次生变化对气体组分及碳同位素组成的影响.结果表明:气体在从煤系源岩运移到砂岩储层的初次运移过程中,气体的组分发生了明显的分馏,甲烷碳同位素比值未受明显影响;上古生界天然气在储层运移过程中发生了运移和扩散分馏;在天然气藏形成后的漫长历史过程中受各种次生作用的影响较小,天然气的组分和碳同位素组成均未发生明显变化.     

鄂尔多斯盆地上、下古生界和中生界天然气地球化学特征及成因类型对比

鄂尔多斯盆地位于中国中部,是中国第二大沉积盆地,天然气类型多样、分布广泛,在上、下古生界都有找到千亿立方米以上的大气田,中生界也找到一些气藏.通过对上、下古生界和中生界200多个气样的组分及碳同位素的对比分析,对不同层位天然气的类型进行研究,并分析其气源.上古生界天然气烷烃碳同位素值较重,显示煤成气的特征;各气田天然气发生单项性碳同位素倒转,这主要是同源不同期煤成气混合的结果.下古生界天然气δ13C1值重,δ13C2和δ13C3值较轻,属于煤成气为主油型气为辅的混合气;有多项性碳同位素倒转,更有少见的δ13C1>δ13C2,这是由于高(过)成熟阶段的煤成气和油型气混合造成的.中生界天然气碳同位素值较轻,显示油型伴生气的特征;少数气样发生δ13C3>δ13C4倒转是由于细菌氧化作用和不同期次油型气混合所致;丁烷碳同位素出现δ13iC4>δ13nC4,与上古生界相反,这可能是与干酪根类型不同有关.通过δ13C1-Ro的判别以及奥陶系碳酸盐岩有机碳含量低,否定了奥陶系碳酸盐岩是下古生界油型气的主要来源,认为下古生界油型气主要来自上古生界海相石灰岩,可能有少量奥陶系碳酸盐岩的贡献.     

鄂尔多斯盆地西南部地区上古生界砂体地震预测及勘探新突破

鄂尔多斯盆地西南部地区天然气勘探程度较低,2004年ZT1井在山西组山1段试气荻工业气流,揭示上古生界具备良好的勘探前景.上古生界天然气成藏特征研究表明,二叠系发育西南物源石英砂岩储集体,主要含气层系是山西组山1段、石盒子组盒8段,砂体厚度相对较薄,埋深超过4000m.区内储层普遍致密,局部发育相对高渗层段,与煤系烃源岩配置良好,是形成致密砂岩气藏的有利区带.本文应用地震勘探攻关成果,建立主力砂体地震响应模式,进一步落实了山1、盒8砂体的展布,结合探井钻探效果,优选了有利钻探目标.在试气方法上引入体积压裂理念,QT1井试气获工业气流,勘探取得新突破.对研究区天然气成藏条件的分析、主力砂体地震预测模式及试气工艺等成功经验的总结,对该区天然气勘探的深入开展具有重要的指导意义.     

莺歌海盆地流体压力自振荡与天然气幕式成藏的耦合特征

莺歌海盆地受多幕沉降和多期热事件的背景控制 ,其地层流体压力演化也具有振荡性演化特征 .古流体压力模拟和各种“热”指标、流体包裹体和甲烷碳同位素组成综合分析表明 ,在中央流体底辟带因异常超压封存箱破裂 ,不仅在中浅层形成了大规模的油气聚集 ,而且因古压力的自波振荡 ,在中深层也可能发育早期天然气成藏空间     

低渗致密储层物性对含油性的控制作用浅析——以鄂尔多斯盆地西南缘为例

鄂尔多斯盆地长8段潜力巨大,但含油性差异较大.通过对盆地西南缘环西—彭阳地区长8低渗致密储层含油性与物性关系的研究,并结合烃源岩和充注成藏动力对储层含油性及充注程度影响的分析,探讨了低渗致密油含油饱和度的控制因素.结果表明,西南缘环西—彭阳地区长8段整体上物性较差,但好于盆内主体区块.孔隙结构比较复杂,束缚水饱和度多大于50%.长8储层普遍具有含油性,含油性向下逐渐变差.整体含油显示级别和含油饱和度均显著低于湖盆内部.含油饱和度与储层孔隙度、渗透率之间关系复杂,本区储层物性对含油性没有明显的控制作用.长8储层非均质性较强,一定程度上影响充注均衡度.区内砂体的含油气性与烃源岩品质对应较好,剩余压力高值区含油饱和度较高,同时石油充注动力与初期产油量具有良好的正相关性.     

致密砂岩气藏储层成岩流体演化与致密成因机理——-以四川盆地上三叠统须家河组为例

四川盆地上三叠统须家河组储层在岩石学上表现为低成分成熟度、低胶结物含量和结构成熟度中等的“两低一中”特征,总体储层物性较差,属低孔低渗和特低孔特低渗储层,局部发育有少量中孔低渗储层．根据各成岩矿物共生组合关系,可以确定成岩矿物由早到晚形成的相对顺序：早期方解石（泥晶菱铁矿）-石英Ⅰ期加大-绿泥石薄膜-长石、岩屑溶解-绿泥石孔隙衬边-石英Ⅱ期加大（加大、剩余粒间孔、粒间溶孔充填石英）-溶蚀作用-石英Ⅲ期加大（粒间溶孔、粒内溶孔中充填石英）-连晶（含铁）方解石-白云石-铁（方解石）白云石-后期溶蚀作用-石英、方解石脉形成．机械压实作用是使本区岩石固结成岩最主要的因素,石英Ⅱ,Ⅲ期加大作用是使本层砂岩致密化的另一个重要原因．长期封闭条件下成岩流体只对长石和部分岩屑进行溶解,而粒间的胶结物如石英、碳酸盐则未发生溶解,使已致密化的须家河组砂岩孔隙度改变不大,这是须家河组砂岩最终保持致密化的又一个原因．有机质大规模生烃发生在第Ⅱ期石英加大后,烃类选择性进入相对有利的储层中形成致密砂岩烃类气藏．     

基于成因分析下的侏罗系低阻油层常规测井识别方法——以鄂尔多斯盆地合道地区为例

鄂尔多斯盆地西南部侏罗系低阻油层的广泛分布,油、水层测井识别存在困难,在一定程度上制约了该地区勘探、开发的高效推进.本次研究针对该地区低阻油层成因进行了分析,并在明确主控因素的基础上提出了相适应的油、水层识别方法,旨在为该地区勘探、开发提供技术保障.本文从合道地区侏罗系基础地质规律出发,充分利用试油结论、试采动态、地层水分析等资料,对该地区低阻油层成因进行分析.认为造成该区域普遍发育低阻油层的主要控制因素为高地层水矿化度,束缚水饱和度、鼻隆构造幅度属于次要因素,其差异也在一定程度上影响了储层视电阻率.对于整体区域而言,受控于基础地质特征的诸多差异,利用储层声波时差与视电阻率交会图等常规图版,已无法对油、水层进行有效识别.结合低阻油层成因,在整体区域范围内,利用地层水矿化度与储层视电阻率建立交会图,油、水层识别精度得到提升.考虑到钻井液侵入作用进一步降低了测井对比度,引入视电阻增大率与地层水矿化度构建油、水层识别图版,识别精度进一步提高.通过具体区块实例验证,该方法对于低阻油层具有良好的识别效果.此外,该方法能够反应出储层视电阻增大率随地层水矿化度的变化规律,在满足油、水层定量识别精度要...     

基于优化熵权的储层非均质性定量表征新方法研究——以鄂尔多斯盆地志丹油区F井区长611储层为例

储层非均质性综合指数计算能够为非均质性定量表征提供重要的参数依据,对预测油田开发有利区以及寻找剩余油有重要意义．为了进一步提高计算储层非均质性综合指数的准确性,本文提出在原熵权法算法基础上,引入相关系数,计算指标参数间的冲突性,然后根据冲突性大小重新分配参数权重,对熵权法计算的权重优化,进而计算储层非均质性综合指数．最后,以鄂尔多斯盆地志丹油区F井区长6₁¹小层储层非均质性研究为例,应用该方法对非均质性主控因素分析以及储层非均质性定量表征．结果发现,该方法实现了研究区长6₁¹小层储层非均质性类型的定量划分,且实际地质应用效果良好．表明基于优化熵权的储层非均质性定量表征新方法适用于不同层次规模的非均质性影响因素研究,具有计算简洁、适用范围广、客观性强等显著优势,通过对多项指标参数合理赋权,能够有效避免对同一非均质影响因素的过度刻画,从而对储层非均质性综合指数的准确计算,实现对储层非均质性的定量表征．     

基于多矿物模型的致密砂岩脆性指数常规测井评价方法——以鄂尔多斯盆地桐川地区长7段为例

脆性指数是致密砂岩储层评价的重要参数,利用常规测井资料计算脆性指数,对致密砂岩油、气资源的勘探、开发具有重要意义．因此,本文以鄂尔多斯盆地桐川地区长7段为例,开展致密砂岩储层脆性指数常规测井评价方法研究．首先,利用全岩矿物X射线衍射分析、阵列声波测井资料,定量计算了脆性指数;第二,构建岩石矿物组分模型,利用常规测井曲线,通过最优化求解方法,预测了脆性指数;第三,在验证了预测结果的准确性后,将基于多矿物模型的脆性指数计算方法在研究区内推广、应用,并精细刻画脆性指数平面分布规律．研究表明：基于岩石矿物组分和声波特性的脆性指数计算结果具有较高的一致性,利于方法的结合和计算结果的相互验证;研究区内脆性指数与常规测井参数具有一定的相关性,但未达到参数间数学关系定量拟合的要求;以基于声波特性计算的脆性指数为参考值,通过多矿物模型并利用常规测井资料的计算结果具有较高的准确性;研究区东部脆性指数高于西部,相应的工业油流井点也主要分布在东部．本文提出的脆性指数常规测井评价方法,可在无岩心测试、特殊测井资料的条件下计算岩石脆性指数,为致密砂岩油、气资源勘探、开发丰富了技术手段．     

基于PSO-SVM的测井岩性识别方法研究——以南图尔盖盆地K油田古生界(Pz)储层为例

南图尔盖盆地K油田古生界(Pz)岩性多样、孔隙结构复杂,针对常规岩性解释方法对该储层岩性识别准确度未达到预期效果,严重制约了测井储层解释等问题,提出基于粒子群算法优化支持向量机(PSO-SVM)的岩性识别方法.通过岩心资料分析不同岩性的测井响应特征,建立测井相识别图版.选择对研究区岩性敏感的自然伽马、阵列感应电阻率、声波、中子、密度与光电吸收截面指数等七条测井曲线参数作为输入特征值,以粒子群算法优选合适的支持向量机参数(惩罚因子和核函数参数)对研究区4口取心井进行样本学习,建立基于PSO-SVM的岩性识别模型,其识别准确率达到了97%.相对于传统SVM算法,PSO-SVM岩性识别模型预测结果的速度更快,精度更高.通过将该模型应用于取心井与试油井,在正确识别岩性的同时,有效提高了测井储层解释的准确性.结果表明,在K油田复杂岩性识别中应用PSO-SVM方法,可为提高测井储层解释的准确性提供较可靠的岩性依据.     

浊积岩储层孔隙结构分类及其测井响应特征——以鄂尔多斯盆地黄陵油田长6储层为例

为判定不同测井系列评价划分储层孔隙结构的能力强弱,进而利用测井资料划分储层孔隙结构类型,筛选储层"甜点"的目的,应用岩芯压汞、物性资料,将鄂尔多斯盆地黄陵油田长6浊积岩储层孔隙结构划分为4种类型.基于此,建立4种孔隙结构样品的岩性、孔隙度与电阻率测井系列响应交汇图,分析不同测井系列识别不同孔隙结构的能力强弱.结果表明,岩性测井系列中,针对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构储层,其对应自然伽马分布范围及变化幅度差异明显,反映其识别不同类型孔隙结构最为敏感;钍含量、钾含量及光电吸收截面指数对不同孔隙结构分辨力较强,能够识别四种孔隙结构类型;但铀含量测井对不同孔隙结构分辨力整体较差,自然电位测井识别Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构能力较弱.孔隙度测井系列中,声波时差、密度、中子测井识别不同孔隙结构能力相当,鉴于经济实用角度评价,可加强声波时差资料的有效挖掘和应用.电阻率测井系列中,鉴于研究区长6储层致密、孔隙结构复杂及储层油水混储等因素影响,双感应和阵列感应测井难以解释不同孔隙结构储层流体性质及含油性判定.经黄陵油田145口井应用检验,自然伽马、钍含量、钾含量及声波时差等敏感测井系列不仅反映浊积岩储层岩性、物性及含油...     

华北新生代断陷盆地边缘的山麓断裂与盆缘主干断裂的比较分析——以内蒙古临河断陷盆地为例

华北西部许多第四系隐伏的断陷盆地,经人工地震探测发现在盆地边缘存在生长性主干大断裂。于大断裂附近隆起的山麓露头区,有时出露新活动断裂,二者性质似乎"相同"、产状近于平行。隐伏的主干大断裂发育的最晚时代(时代上限)与山麓活动断裂的形成时代接近,因此被认为是同一断裂系,其差异仅仅是出露与隐伏的不同。为此以内蒙古临河断陷盆地为例进行了实地野外观察与地震反射剖面解释,认为隐伏的主干断裂是自下向上发育的生长断裂,是地壳运动的产物,而山麓露头的活动断裂则是自上向下滑落,断裂的形成倾向于(主要)是重力因素。二者本质上毫无关系,不是一个断裂系,不能依据山麓活动断裂的特征来推导隐伏断裂的性状与活动性。     

中国东部陆相盆地的层次结构、油气成藏体系与隐蔽油气藏特征——以济阳坳陷为例

从盆地构成的层次结构及油气藏特点出发,提出了基于陆相盆地的层次结构的油气成藏体系概念及划分方法,将济阳坳陷油气成藏体系划分为四级三类.四级:油气成藏体系组合、油气成藏体系、油气成藏组合和油气藏,三类:它源型前古近系基底潜山型油气成藏体系组合、自源型古近系中深层油气成藏体系组合、它源型新近系浅层油气成藏体系组合.阐述了各油气成藏体系组合及其内部单元的油气藏分布特点.     

基于沉积压实模型的压力演化特征数值模拟——以1148井为例

压力是天然气水合物资源量评价的重要参数.常规基于速度分析的压力预测方法过多依赖于经验公式,精度较低、地质意义不明确,难以满足资源量评价的需求.为了获取更可靠的含水合物沉积层压力分布及演化特征信息,本研究采用基于地质模型的流体压力模拟方法对区域压力场进行研究.基于沉积压实模型的流体压力模拟方法由于将地质信息与地震数据有机结合起来,因而不但能够获取现今压力场的状态,而且能够对压力场的演化特征进行分析.通过结合南海1148站位资料,模拟得到了研究区浅层的孔隙度、超压及流体压力数据,通过与实际数据对比,进行误差分析,获取的模拟数据与实际数据误差较小,验证了该方法的准确性和有效性.模拟结果表明,沉积速率和渗透系数对模拟结果影响较大,沉积速率增加,孔隙度增加,超压增加,有效应力减小,渗透系数增加,孔隙度降低,超压降低,有效应力增加,计算误差很可能是二者共同引起的.该方法可以为现有的水合物资源评价技术体系提供有力支撑.     

断陷盆地潜山构造带油气复式成藏特征及油气藏系列——以辽河西部凹陷兴隆台构造带为例

潜山构造带是中国东部断陷盆地中一种油气非常富集的构造单元.辽河西部凹陷兴隆台构造带是一个典型的潜山带.兴隆台潜山构造是断块作用下的潜山.受台安-大洼断裂周期活动的影响,兴隆台构造带断裂发育,多期断层纵横交织,成为油气运移的重要通道,油气通过断层呈阶梯式运移,在潜山内部和上覆的第三系不同层段中形成一系列不同类型油气藏,构成复式油气聚集带.兴隆台复式油气聚集带具有多油源供给、多期次充注、不同油源混合等特征.油气运聚具有"多源(多方向)多时期供烃、多渠道输导多层系聚集、多成因圈闭多期次成藏"的复式运聚特点;构成"潜山内幕裂缝型油气藏和潜山浅表层不整合遮挡油气藏"与"披覆断块型和砂岩上倾尖灭型油气藏"的油气藏分布系列.     

飑线对定点地形变观测的影响特征与机理——以陕西关中盆地为例

2013年7月31日～8月1日陕西关中盆地爆发了一次强飑线灾害性天气过程,为揭示此次飑线生命史期间对定点地形变观测的影响特征与机理,本文结合多普勒天气雷达和气象资料,系统分析了关中盆地内4个地形变观测数据。结果表明:(1)飑线过境时的短时气压突变是造成定点地形变的主要原因,引起最大的地倾斜和地应变分别达9.70×10~(-3″)和21.02×10~(-9);(2)气压变幅与地形变的弹性响应量具有较好的线性关系,二者持续时间较一致,为2～4h,其中,钻孔体应变的动态气压系数达4.04×10~(-9)/h Pa;(3)宝鸡、乾陵和华阴台对飑线的响应能力较好,西安台则较差;(4)除水管仪外,垂直摆、洞体应变和钻孔体应变等对飑线的响应均较为灵敏。上述结果有助于合理识别和科学推定飑线所导致定点地形变异常变化的物理本质,进而减少实际业务中的误判;同时,还能为定点地形变观测台站的科学选址、仪器的优化布设及不同空间尺度大气负荷模型的实证等提供重要的参考依据。     

利用热-孔隙流体耦合有限元数值模拟研究干热岩开发温度下降过程——以青海共和盆地恰卜恰地区干热岩开发为例

水力压裂是干热岩(HDR)开发最常用到的压裂方式, 水力压裂形成的裂缝网络为增强地热系统的运行(EGS)提供了高渗透率的人工储层.本文在系统总结前人关于共和盆地水力压裂实验、数值模拟资料和现场水力压裂监测结果的基础上, 引入了离散裂缝网络(DFN), 利用多物理场模拟软件COMSOL Multiphysics建立了共和盆地恰卜恰地区干热岩开采过程中的二维裂缝-基质热-孔隙流体耦合模型, 并讨论了裂缝开度和基质渗透率对干热岩开采温度下降过程的影响.结果表明, 裂缝网络是流体运移的主要通道.温度下降和早期压力变化范围沿着裂缝延伸, 并向周围被裂缝分割的基质扩展.裂缝开度和基质渗透率是影响干热岩地热开采过程中温度下降的重要因素.当裂缝开度越大时, 流体运移范围就越大, 储层温度和产出水温下降就越快, 储层下降范围就越广, 热突破时间和运行寿命就越短.当基质渗透率越大时, 越有利于流体进入基质进行热量交换, 越容易从干热岩中提取热量, 产出水温下降越快, 运行寿命越短.