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。     

辽河盆地煤系地层中特高含量的二萜类及其地质意义

从辽河盆地东部凹陷下第三系沙三段煤系烃源岩中检出了特高含量的海松烷,脱氢松香烷等三环二萜烷和扁枝烷等四环二萜烷类化合物,此外还检测到了奥利烯、乌散烯等罕见的三萜类。上述三类化合物尽管出现在同一套地层中,但它们的主要来源并不完全相同,其中三环二萜和四环二萜类分别以裸子植物和蕨类植物为主要来源,而五环三萜类则主要来源于被子植物。说明辽河盆地下第三系沙三段煤系地层中母质输入的多样性和复杂性。     

鄂尔多斯盆地北部泊尔江海子断裂对上古生界天然气成藏的控制

为了揭示泊尔江海子断裂对鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气成藏的控制作用,应用地震和钻井资料,在断裂活动性分析的基础上,根据断层泥比率和断层连通概率法对泊尔江海子断裂的侧向和垂向封闭性进行半定量评价,探讨断裂和天然气富集区的关系。结果表明：泊尔江海子断裂呈现3次明显的活动高峰期,分别为加里东期-早海西期的断裂形成期、印支期-早燕山期的挤压逆断裂活动期、中晚燕山期的走滑撕裂活动期,而中晚燕山期的走滑撕裂控制了上古生界天然气主要成藏期。断裂的封闭性具有“横向分段、纵向分层”的特点;横向上,以断层泥比率(SGR)等于0.3为界将泊尔江海子断裂分为侧向优势输导区和侧向封闭区;纵向上,在石千峰组和上石盒子组断裂启闭系数基本都小于1.0,断裂垂向封闭,在下石盒子组和山西组断裂启闭系数主要集中在4.0~10.0,断裂垂向开启。在断裂侧向优势输导区,断裂南部主力烃源区生成的天然气,经断裂发生垂向和侧向运移,易在断裂北部地区富集成藏;在侧向封闭区,则易在断裂南部地区富集成藏。     

下扬子无为盆地异常高压富氦天然气的发现及其成藏地质条件

在无为盆地WWY1井三叠系周冲村组首次发现了异常高压富氦天然气显示,对其中2个气样的气体组分分析发现,He的体积分数分别为4.51%和4.56%,远高于0.1%的氦气工业利用标准;³He/⁴He值分别为5.50×10^-8和6.40×10^-8,幔源氦占比仅仅为0.32%和0.40%,应属典型的壳源氦。同时依据δ¹³C_CH4、δ¹³C_CO2、CO₂含量及N₂含量综合分析认为该天然气为有机成因,其烃源岩类型与研究区广泛发育的二叠系烃源岩相吻合。通过区域地质资料和深部地球物理资料分析认为其氦源极可能来源于古—中元古代基底花岗岩。长江深断裂带可作为联通深部地壳与浅部地层的重要通道,对于氦气扩散外移起到了关键作用。当富氦流体运移至浅部遇到天然气等载体气气藏时,流体的氦浓度迅速降低,氦气大量脱溶进入载体气气藏形成富氦天然气藏,活动的断裂系统...     

莺歌海盆地DF1-1底辟断裂系统及其对天然气成藏的控制

莺歌海盆地的巨厚充填，高地温梯度及大规模的超压流体活动等特殊的地质背景，造就了DF1－1底辟构造的独特性，其内天然气的总体特征与底辟区的断裂系统存在着密切的联系。底辟区内的超压流体活动使其上覆地层产生众多的断裂和裂缝。这些垂向上的断裂和裂隙既构成了异常压力体系能量释放的主要通道。同时也形成了天然气运多的垂向输导体系。在断裂开启过程中上升的活动流体主要取决于断裂下延的深度及断裂上延所连通的中深一浅层的渗透性砂体，因此由断裂与砂体的相互配置所构成的输导体系在DF1－1气田的成藏中起着重要的作用。根据DF1－1的成藏特点，强调断裂系统与天然气运聚的相互促进关系，建立了断裂系统与天然气成藏关系模式。     

琼东南盆地深水区源—储共控的天然气成藏模式

琼东南盆地深水区天然气成藏过程复杂。通过开展区域构造—沉积演化、烃源岩—储层识别评价及油气运聚等多方法的综合性研究,明确了中央拗陷天然气来源、优势成藏组合及区带。研究表明,崖城组三角洲的发育规模及古地貌控制了煤系和陆源海相烃源岩的分布,形成了生气为主、油气兼生的渐新统陆源海相烃源岩;受早渐新世三角州分布、中中新世以来沉积充填速率及水深变化的控制,预测中央坳陷南斜坡及松南低凸起区优质烃源岩规模更大,且储层在相同的海拔深度条件下,相比北部陡坡带势能较低,油气输导能力更佳。深水区崖城组优质海相烃源岩、大型三角州砂岩输导体及低流体势区的耦合分布控制了天然气初次运移的优势方向,中央坳陷南部斜坡及低凸起是下一步大中型气田的突破方向。     

俄罗斯东萨哈林—鄂霍茨克盆地油气地质特征及勘探方向

以石油地质理论为基础,应用含油气系统评价方法,分析了俄罗斯东萨哈林—鄂霍茨克盆地的构造沉积演化特征和油气地质条件。盆地主要经历了裂谷期、转换拉伸期和反转期三个构造演化阶段。转换拉伸期形成了上渐新统达耶组—胡林组泥页岩、下中新统威宁组—达吉组煤系地层和中—上中新统奥科贝凯组—努托瓦组下段泥页岩等3套海相优质烃源岩,同时发育了钻井已证实的3套有利储盖组合。储层以海相三角洲砂岩为主,储集物性好。反转期构造运动使得盆地发育了构造、构造-地层等多种类型的圈闭。盆地生储盖组合和油气的生成、运移、聚集形成了较好的匹配格局,成藏条件优越。目前已发现的油气田主要分布在盆地西部地区,指出盆地东部海上的奥道普金凸起、南奥道普金凸起、柴沃坳陷内凸起带以及陆上的奥哈凸起、塔姆列夫凸起为盆地的有利勘探方向。     

沁水盆地南部煤中矿物赋存特征及其对煤储层物性的影响

煤中矿物可以影响煤储层物性,进而影响煤层气的开发。运用光学显微镜和扫描电镜研究沁水盆地南部煤中矿物的种类、含量和赋存特征。基于煤储层的平衡水等温吸附实验和压汞实验,研究了沁南地区煤中矿物对煤储层吸附性能和孔渗性能的影响。结果表明,柿庄北区块3号和15号煤平均矿物含量分别为10.68%和12.81%,且15号煤硫化物含量较高。扫描电镜下可观察到充填煤储层胞腔孔、粒间孔隙和微裂隙的方解石、黄铁矿、高岭石和石英。孔隙度和渗透率以及兰氏体积和煤中大中孔比例均随灰分产率的增加而减小,表明煤中矿物的存在会降低煤储层的吸附性能和孔渗性能,煤储层中矿物充填主要影响煤的大中孔和裂隙,影响煤层气在割理和裂隙中的渗流,导致孔隙度和渗透率下降,而少量粘土矿物充填微孔可导致煤的吸附性能下降。     

煤系地层中砂岩火山尘填隙物的成岩作用特征——以鄂尔多斯盆地天然气储层为例

在晚石炭世—早二叠世,鄂尔多斯盆地泥炭沼泽环境下发育的富含火山尘填隙物砂岩是煤成气的主要储集层。研究表明,该类砂岩的原杂基主要由同沉积期初步水化作用的火山尘构成;在煤系地层水环境下,火山尘经过初步水化作用后并不能形成沸石族矿物,主要形成了铝硅酸盐和硅酸盐的微细混合物;在埋藏过程中,砂岩火山尘填隙物的水岩反应受到煤系地层水介质性质及其活动性影响,主要发生脱水收缩作用、溶解作用、蚀变作用、碳酸盐交代作用和重结晶作用;火山尘填隙物的成岩作用在局部范围内可改善天然气储层,但也增强了储层的非均质性。     

莺歌海盆地乐东斜坡区乐东A构造储层超压形成机制及其对天然气成藏的启示

莺歌海盆地乐东斜坡区乐东A构造深层超压天然气资源丰富,查明超压形成机制对于认识乐东斜坡区天然气运移成藏过程和地层压力准确预测至关重要。根据超压测井响应、数值模拟及天然气成藏条件解剖讨论了乐东A构造储层超压成因机制,分析了储层强超压形成与天然气成藏的关系。结果表明：乐东A构造中新统储层普遍发育超压,压力系数最大可达2.27,接近地层破裂压力梯度,纵向上压力系数发生突变。富泥地层快速埋藏导致的机械压实不均衡作用可使压力系数达到1.5～1.6左右。强超压（压力系数>1.6）表现出明显的卸载响应特征,表明储层压力远高于原位泥岩压力。储层中卸载型超压主要是由三亚组超压沿断层垂向传递作用引起的。储层强超压的形成与天然气运移成藏过程密切相关,深层成熟—高成熟的三亚组烃源岩提供了强超压传递的流体来源,烃源岩与储层之间发育的隐伏断层/微裂隙系统为天然气垂向运移及超压垂向传递提供了有利通道,天然气晚期充注有利于透镜状砂体中传递超压的保存。研究认识将为钻前压力预测和安全钻井设计提供有效参考,并为莺歌海盆地非底辟区高温高压天然气成藏过程提供新的见解。     

Geological controls on the formation and distribution of gas in British coal measure strata

The methane, ethane, higher alkanes and nitrogen found in British coal seams are residual products of coalification occasionally complemented by petroleum-derived hydrocarbons. Carbon dioxide, a minor constituent of coal seam gas, may have been introduced during the phase of cleat mineralisation following uplift. Helium and argon are considered to be radiogenic in origin.Variations in seam methane content with depth, geographic location and rank can be interpreted in terms of the coalification and erosion history of a coalfield. However, the limitations inherent in an analysis in which coal rank is represented by a single parameter must be recognised.There are indications that the methane content of a seam is not likely to exceed the methane sorption capacity of the coal determined at a temperature commensurate with that obtaining at the maximum burial depth.Research in the East Midlands coalfield suggests that structurally controlled migration of coalification gas was contemporaneous with folding. During the Permo-Carboniferous erosion period gas was lost from outcropping seams. Subsequently, the bulk permeability of the seams must have been reduced, perhaps as a result of cleat mineralisation, because no re-distribution of methane appears to have occurred in response to later (Tertiary) deformation and gas contents of seams at incrop below the base of the Permo-Triassic have remained zero.Data on the effects of faulting on seam gas contents are few but the expectation is that faults, of appropriate age and orientation, whilst inhibiting in-seam migration may, in some instances have aided cross-measures movement of gas. Elevated seam ethane and propane contents are frequently encountered in seams disturbed by oil-bearing faults.     

沁水盆地中—南部煤储层渗透率主控因素分析

通过对沁水盆地中-南部井下煤层宏观裂隙的观测和统计, 将其按大小和形态特征划分为四级, 并在扫描电镜下对显微裂隙进行了系统描述和测量。在分析渗透率与地应力 (埋深) 、裂隙、储层压力和水文地质条件等相互关系的基础上, 指出影响本区煤储层渗透率的主控因素是地应力 (埋深), 在埋深相似的条件下, 其他因素对参透率起着更重要的作用。     

沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩气储层特征

页岩储层特征是进行页岩气储集能力评价的基础内容。为探究高演化阶段煤系页岩气储层性质和优选有利储层,运用岩石热解、X射线衍射、扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和CO₂气体吸附多种实验方法,对沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩岩心样品进行储层特征研究。结果表明：沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩,有机碳含量较高(TOC平均为4.9%),处于过成熟阶段(R_ran平均为2.32%),黏土矿物质量分数较高(平均为50.0%),具有低孔低渗的特征(孔隙率平均为6.61%,渗透率平均为0.006 3×10^–3μm²),孔隙类型以粒间孔、粒内孔和微裂缝为主,微米–纳米级孔隙为页岩气的赋存提供了储集空间;孔隙总孔容为0.025 5~0.051 7 mL/g,平均0.038 9 mL/g,总比表面积为12.64~40.98 m²/g,平均28.43 m²/g,微孔(<2 nm)、介孔(2~50 nm)的孔容与比表面积呈良好的正相关性,宏孔(>50 nm)孔容与比表面积则相关性不明显,表明微孔和介孔是阳泉区块煤系页岩气储集的主要载体。总体来说,阳泉区块上古生界煤系页岩具有较好的页岩气储集性能,但页岩储层可压裂性较差,影响页岩气的开发。     

沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征

以国家科技重大专项《山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程》成果为依据,以以往的地质勘查及研究成果为参考,对沁水盆地南部柿庄南区块煤层气地质特征进行分析。分析认为南部柿庄南区块构造简单,煤变质程度高、煤层厚度大、埋深适中而且分布稳定,有利于煤层气生成,煤层吸附能力较强,储层渗透率较好,煤层气保存条件好,是沁南煤层气勘探开发最有利区块之一。开发利用该区块煤层气资源,可有效改善地区能源结构、加快区域经济发展,降低后期煤炭开发风险,具有非常可观的社会及经济效益。     

沁水盆地石炭-二叠纪含煤岩系高分辨率层序地层及聚煤模适

晋东南沁水盆地的煤层气储层主要是石炭-二叠系煤层,其厚度变化明显受控于当时的沉积环境及层序地层格架.本文对该盆地含煤岩系的太原组和山西组进行了高分辨率层序地层分析,并探讨了主采煤层15号和3号煤层在层序地层格架下的分布模式.以区域性分布的与下切谷砂岩共生的间断面、不整合面、海侵方向转换面、下切谷砂岩底面、由深变浅-再由浅变深的沉积相转换面以及共生的古土壤层为界,将含煤岩系划分为3个三级复合层序和9个四级层序.15号厚煤层和3号厚煤层位于三级海侵(泛)面附近,前者形成于障壁一渴湖及滨外陆棚沉积环境,较低的泥岩堆积速率与较慢的可容空间增长速率相平衡;后者形成于三角洲平原分流间湾环境,较高的泥炭堆积速率与较高的可容空间的增长速率相平衡.太原组的以"根土岩-煤层-海相石灰岩"旋回为代表的四级层序中的煤层可能形成于"海相灰岩层滞后时段",即从海平面抬升到陆棚之上到碳酸盐岩真正沉积下来之前的时段,因为缓慢的海平面抬升速率与泥炭堆积速率保持较长时间的平衡,从而聚集了厚层的泥炭/煤层.     

沁水盆地石炭——二叠纪含煤岩系高分辨率层序地层及聚煤模式

晋东南沁水盆地的煤层气储层主要是石炭-二叠系煤层,其厚度变化明显受控于当时的沉积环境及层序地层格架。本文对该盆地含煤岩系的太原组和山西组进行了高分辨率层序地层分析,并探讨了主采煤层15号和3号煤层在层序地层格架下的分布模式。以区域性分布的与下切谷砂岩共生的间断面、不整合面、海侵方向转换面、下切谷砂岩底面、由深变浅-再由浅变深的沉积相转换面以及共生的古土壤层为界,将含煤岩系划分为3个三级复合层序和9个四级层序。15号厚煤层和3号厚煤层位于三级海侵(泛)面附近,前者形成于障壁——潟湖及滨外陆棚沉积环境,较低的泥岩堆积速率与较慢的可容空间增长速率相平衡;后者形成于三角洲平原分流间湾环境,较高的泥炭堆积速率与较高的可容空间的增长速率相平衡。太原组的以“根土岩——煤层——海相石灰岩”旋回为代表的四级层序中的煤层可能形成于“海相灰岩层滞后时段”,即从海平面抬升到陆棚之上到碳酸盐岩真正沉积下来之前的时段,因为缓慢的海平面抬升速率与泥炭堆积速率保持较长时间的平衡,从而聚集了厚层的泥炭/煤层。     

沁水盆地南部变质变形煤储层特征及煤层气富集区划分

沁水盆地南部周缘被挤压性断裂褶皱带所围限,区内缓坡带形成煤层气富集区。受中新生代区域构造—热演化影响,盆地内煤储层在深成变质作用基础上叠加了不同程度的构造动力变质作用和岩浆热变质作用,产生了不同程度的变质和变形,导致其在变质变形程度、含气性及渗透性等煤储层物性方面具有不同的特征,有明显的区域分异,形成展布方向与盆地复向斜主轴方向及燕山期岩浆侵入方向一致的3个北东—北北东向的煤层气富集区块：枣园—潘庄区块（TREND1）、寺底—成庄区块（TREND2）和郑庄区块(TREND3)。其含气量和渗透率具有明显的东西展布、南北分带的特征。从东向西TREND1、TREND2和TREND3富集的高渗条件依次降低。从南向北TREND1又可以细分为潘庄区块（1A）、枣园区块和胡底—蒲池区块（1B）以及樊庄区块（1C）。其中1A富集的高渗条件最好, 1B次之, 1C再次。     

晋东南沁水盆地石炭纪和二叠纪岩相古地理及聚煤作用研究

晋东南沁水盆地是目前我国进行煤层气勘探开发的主要地区之一，煤层气储层主要分布在石炭系和二叠系，其厚度明显受沉积古地理控制。本文通过对露头及钻井剖面的岩石学和沉积相研究,对该区主要含煤岩系-山西组和太原组进行了岩相古地理和煤储层聚集控制因素分析。太原组以石灰岩、铝土质泥岩、粉砂岩、粉砂质泥岩及砂岩为主，厚度44.90～193.48 m，含多层可采煤层，总厚度0～16.89 m，平均7.19 m。在太原组沉积期，研究区北部发育下三角洲平原相，煤层相对较厚，中部和南部为泻湖相，煤层相对较薄，东南角主要为滨外碳酸盐陆棚相，在晋城一带障壁砂坝相分布区，煤层亦较厚；山西组以砂岩、粉砂岩、泥岩为主，石灰岩仅在局部地区见到，该组厚18.60～213.25 m，含可采煤层1～2层，总厚度0～10.0 m，平均4.20 m，在山西组沉积期，北部以下三角洲平原分流河道相为主，中部和南部以分流间湾相为主，东南部则以河口砂坝相为主，厚煤带都位于中部和南部的三角洲分流间湾地区。总之，太原组富煤地带多与砂岩富集带相吻合，位于北部下三角洲平原和南部障壁砂坝地区，而山西组厚煤带大都位于南部三角洲分流间湾地区。     

沁水盆地煤层气提高钻井效率的技术措施

沁水盆地煤层气项目是全国已探明的大型整装煤层气田。由于煤层气低产出的特点,决定了煤层气施工将要围绕低成本、高效率运作方式进行钻井施工作业。对沁水盆地煤层气钻井的影响因素进行了分析,并结合工程实例论述了如何利用直螺杆与PDC钻头的复合钻进,钻铤与扶正器复合稳斜钻进等技术创新措施及煤层钻进时井内不垮塌和井斜不增加等技术手段,解决如何提高煤层气施工的钻井效率等问题,为今后在该地区的煤层气钻井施工提供有效的借鉴作用。     

沁水盆地南部变质变形煤储层特征层气富集区划分

沁水盆地南部周缘被挤压性断裂褶皱带所围限,区内缓坡带形成煤层气富集区.受中新生代区域构造—热演化影响,盆地内煤储层在深成变质作用基础上叠加了不同程度的构造动力变质作用和岩浆热变质作用,产生了不同程度的变质和变形,导致其在变质变形程度、含气性及渗透性等煤储层物性方面具有不同的特征,有明显的区域分异,形成展布方向与盆地复向...