鄂尔多斯盆地东南部山西组沉积特征

根据薄片观察及粒度分析、野外露头及岩心观察,分析鄂尔多斯盆地东南部山西组的岩石学特征、水动力条件,以及宏观和微观沉积特征,划分岩相类型和岩相组合,建立该区三角洲前缘沉积模式。结果表明:鄂尔多斯盆地东南部山西组沉积粒度偏细,分选好,水动力条件以牵引流为主;三角洲前缘沉积特征明显,且沉积地形坡度较缓;划分7种岩相类型和3种岩相序列组合。研究区整体表现为三角洲前缘沉积特征,主要发育水下分流河道、水下分流间湾、分流河口砂坝3种微相。该结果为鄂尔多斯盆地东南部山西组天然气精细勘探开发提供参考。     

伊拉克B油田Mishrif组碳酸盐岩储层微裂缝特征

裂缝是碳酸盐岩储层中常见的储集空间类型,发育程度影响油气在开发中的渗流特征。以伊拉克东南部B油田Mishrif组海相碳酸盐岩储层为例,利用岩心观察、薄片及岩心分析资料,结合阵列声波测井、地震解释及生产动态资料,研究B油田Mishrif组储层裂缝特征,分析裂缝发育控制因素及其对注水开发的影响。结果表明:研究区Mishrif组储层以孔隙型为主,局部发育宏观与微观微裂缝,其中宏观裂缝以构造缝为主,微观裂缝包括颗粒破裂缝、溶蚀缝及压溶缝。岩心及阵列声波测井显示研究区裂缝具有一定的渗流能力。研究区微裂缝的发育受岩性、构造应力场及成岩作用的影响。对于注水开发,微裂缝的发育既可以提高生产井的产能,又能促使注入水快速突破。合理控制注水井注入量,可以延缓注入水突破时间,提高油藏开发效果。该结果对相似碳酸盐岩油藏开发具有指导意义。     

下寺湾式岩性封闭裂缝油藏的建立

在下寺湾油田裂缝高产井泉5925—3和5915井延伸线上所布置的桦3井,采到含油的张性裂缝岩心,取得丰富的油气地质信息。原油分析对比表明,相邻的两个裂缝高产井和相距较远的一个裂缝高产井,其原油都是以低碳烃为主的特低凝原油,但与紧邻的正常产量井原油同源异性。这说明本区的裂缝高产井有着相同的成藏地质过程,并且成片、成带、有规律分布,把这种油藏命名为下寺湾式岩性封闭裂缝油藏。研究这种油藏的形成及分布规律,将为鄂尔多斯盆地油气勘探打开一个新的领域。     

鄂尔多斯盆地南缘泾河油田长7段烃源岩生、排烃期与油气成藏期对比

泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南部,目前已发现的油气主要位于研究区东北部,前人研究表明原油主要来自延长组长7段油页岩,然而原油到底来自研究区还是其东北部盆地中心的烃源岩还未有定论,从而制约了泾河油田的下一步勘探。利用盆地模拟方法,模拟了研究区和盆地中心长7段烃源岩生、排烃史,确定了泾河油田不同构造部位长7段烃源岩的生、排烃时间,并结合流体包裹体技术厘定了延长组储层原油成藏期次。烃源岩生、排烃时间和储层原油成藏时间以及生、排烃量的计算结果显示,泾河油田长7段烃源岩对本区油气成藏贡献有限,而盆地中心烃源岩生、排烃时间与研究区油气成藏时间具有很好的对应关系,并且本区油气明显具有由东北部向西南部运移的特点。因此与普遍认为的延长组储层以近源短距离垂向运移为主的成藏特征不同,本区已发现油藏可能主要来源于其东北部盆地中心优势生、排烃区,沿走滑断裂带经历了一定距离的侧向运移后聚集成藏。研究结果可为下一步研究区有利运聚方向及成藏区带预测提供重要参考。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64 ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05～1.00 μm的喉道所控制,且喉道在0.10～0.50 μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。      

鄂尔多斯盆地天环拗陷南段水文地质特征与油藏富集规律

从油田水文地质的角度,在鄂尔多斯盆地天环拗陷南段开展了流体运移和油藏保存条件及富集规律的研究。受断层、古河侵蚀等作用影响,地层水从拗陷中心向两侧运移;地层水矿化度和氯离子质量浓度的分析表明：延长组地层封闭性好于延安组地层;油田水高矿化度、低还原系数区地层封闭性好,为石油勘探的有利目标。     

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组页岩气形成条件

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区页岩气资源量较大,二叠系山西组作为主要的目的层系之一.基于钻井资料和暗色泥页岩样品化验资料,从暗色泥页岩生烃条件、储层特征、含气性等方面研究研究区山西组暗色泥页岩中页岩气的形成条件.结果表明:山西组暗色泥页岩分布广泛,且厚度大,平均厚度为80m,有机碳质量分数较高(平均为2.37%),有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主,成熟度处于成熟—过成熟阶段,具有很强生烃潜力.矿物组成以石英和黏土矿物为主,黏土矿物中主要为伊蒙混层,吸附能力强.硅质、碳酸盐岩等矿物较多,岩石脆性大,造缝能力强.研究区山西组泥页岩中裂缝极为发育,储集条件优越,泥页岩段气测显示活跃,结合页岩含气层显著的测井响应,显示暗色泥页岩段含气性好,页岩气资源潜力较大.鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组具有良好的页岩气形成地质条件,厚层泥页岩分布区如下寺湾区、云岩区北部黑家堡、关庄及研究区中部延安等,是页岩气成藏的有利发育区.     

鄂尔多斯盆地南部延长组页岩微观储集空间特征

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组泥页岩为研究对象,采用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、比表面积及孔径分布分析和等温吸附实验等方法,研究页岩气储层微观储集空间的类型、成因及微观孔隙结构.结果表明:延长组泥页岩微孔隙与矿物的形成与转化存在一定联系,微孔隙中次生孔隙是不稳定矿物溶解和矿物成岩转化过程体积收缩等作用的综合结果.泥页岩孔径分布主要在10~30nm之间,孔径分布特征与页岩比表面积具有较好的对应关系.根据等温吸附—脱附曲线形态,将研究区微孔隙形态分为四类,研究区以第Ⅱ类微孔隙结构为主,页岩气的解吸效率相对较高.该研究结果为明确研究区延长组页岩微观储集空间特征及页岩气赋存机理提供指导.     

鄂尔多斯盆地西缘奥陶系古环境恢复及沉积体系分析

鄂尔多斯盆地西缘奥陶系沉积体系类型认识存在争议。基于鄂尔多斯盆地西缘与中东部地层的对接关系,以元素录井资料为主,结合野外露头剖面、钻井岩心、铸体薄片等资料,分析盆地西缘海域古环境特征及其与中东部海域的差异,揭示鄂尔多斯盆地西缘奥陶系重点层系的沉积体系类型及特征,建立古环境及沉积演化模式。结果表明：奥陶系沉积期,鄂尔多斯盆地西缘的古环境演化趋势与盆地中东部的基本一致,纵向上,自三道坎组至乌拉力克组沉积期,海平面呈振荡—上升趋势,古水体逐渐加深,古氧化还原性和古生产力逐渐增强;古气候对古盐度影响明显,其中三道坎组—桌子山组沉积期古气候为干热型,古盐度逐渐升高,克里摩里组—乌拉力克组沉积期古气候转为相对温湿型,古盐度呈下降趋势。古环境演化对沉积体系类型具有一定约束作用,三道坎组—乌拉力克组沉积区域集中发育于Y窄相带—X宽相带,三道坎组主要发育台地边缘相的浅滩和礁滩,桌子山组以台地前缘斜坡相为主,克里摩里组发育盆地边缘相—开阔陆棚相,乌拉力克组发育盆地相。该结果为鄂尔多斯盆地西缘天然气勘探提供地质依据。     

坪北油田延长组储层岩石物理相分类研究

鄂尔多斯盆地坪北油田延长组广泛发育一套低孔特低渗透储层。各小层渗透率差异性较小,均在1×10-3μm2左右,开发上却表现出了强烈的平面、纵向非均质性特征。目前行业内并没有形成成熟的方法对该类储层进一步细分来体现这种特征。基于岩心、薄片、X射线衍射、压汞等各类分析测试资料,针对研究区强非均质性特征,从储层岩石物理相的角度开展了储层分类方法的研究,得到了几项重要成果:①经典岩石物理相概念中的裂缝相描述在坪北油田受到资料情况限制较难实现,可以扩展为孔隙结构相的概念加以描述分析;②该区域特低渗透储层沉积相可分为水下分流河道、河口坝、分支间湾3种;成岩相可分为碳酸盐胶结相、强压实致密相、弱压实-弱溶蚀相、不稳定组分强溶蚀相4类;孔隙结构相可分为小孔微喉相、中孔细喉相、中孔中喉相3类;③结合沉积相、成岩相与孔隙结构相,可将研究区岩石物理相划分为4类, 对应储层级别为非-差、较差、中等、好。采用改进的岩石物理相划分方法能够有效地将低孔特低渗透油藏进一步细分,该成果对油田当前的滚动勘探油藏评价及老区细分开发调整具有较大的现实意义,同时对于相似油藏的储层分类研究提供了一种有效方法。      

鄂尔多斯盆地东南部黄洛区域延长组中下油层组物源分析

为查明黄洛区域延长组中下油层组沉积砂体的物源方向,在岩心、野外露头及分析化验资料研究的基础上,分析古水流方向,总结轻、重矿物和岩屑类型的平面展布特征,探讨研究区延长组中下油层组的古水流方向及物源方向。结果表明:鄂尔多斯盆地三叠系延长组中下油层组岩石类型主要为岩屑长石砂岩,其沉积时期古水流以南—北和东南—西北方向为主,轻、重矿物及岩屑分析显示的物源方向一致,即研究区的北部地区,由于地处沉积坳陷中心位置,具有明显的混源区物源特征,整体物源主要来自南部和东北部。该研究对分析研究区的砂体展布规律、有利区判断及下一步勘探开发具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地东南缘金锁关地区延长组构造-热演化特征

采用野外剖面勘测与磷灰石裂变径迹(AFT)分析相结合的研究方法,综合分析了鄂尔多斯盆地东南缘金锁关地区上三叠统延长组的中-新生代构造-热演化特征。金锁关-淌泥河剖面延长组总体呈现为褶皱-冲断构造变形样式,剖面北段的淌泥河处发育较为强烈的斜歪褶皱-冲断构造;该冲断构造属于瑶曲-云梦山冲断构造带的重要组成部分,且中侏罗统卷入了与延长组协同的褶皱变形,并与其上覆的下白垩统呈角度不整合接触关系,表明其构造变形时间主要发生在燕山中期的晚侏罗世。剖面上强、弱变形区段2件延长组砂岩样品的磷灰石裂变径迹(AFT)中值年龄和池年龄非常接近地分布在(105±7)Ma和(93±6)~(94±6)Ma,表明金锁关地区延长组抬升冷却至AFT封闭温度以浅的峰值年龄主要集中在100 Ma左右;砂岩样品AFT热史模拟结果进一步揭示,延长组最晚在早白垩世中期的120 Ma左右已达到最大埋深增温,之后经历了早白垩世晚期120~115 Ma的快速抬升、115~40 Ma的缓慢抬升和40~17 Ma以来的快速隆升剥露过程。      

利用Q型聚类分析研究鄂尔多斯盆地多种能源矿产间的关系

为揭示鄂尔多斯盆地多种能源矿产间的关系,根据盆地石油、油气伴生水以及煤、煤层夹矸、铀矿及围岩样品的氯仿沥青中57种元素的分析结果,进行了Q型聚类分析。结果表明:侏罗系下统延安组石油、侏罗系中统直罗组石油与三叠系延长组石油有相近的成因特征;三叠系延长组石油沥青、三叠系延长组含油砂岩沥青与侏罗系中统直罗组石油沥青具有类似的成因特征;神木侏罗系下统延安组煤沥青、东胜侏罗系中统直罗组煤沥青、铜川陈家山侏罗系下统延安组煤层石油以及铜川陈家山侏罗系下统延安组煤沥青成因特征相近;铜川陈家山侏罗系下统延安组煤层石油沥青可能与准格尔黑岱沟石炭二叠系煤沥青具有成因上的联系;侏罗系下统延安组石油沥青与放射性铀矿的形成具有密切关系;天然气的物质来源复杂,且与石油和煤的进一步演化有一定关系。鄂尔多斯盆地多种能源矿产成因较复杂、相互间关系密切,且具有多源性成藏(矿)特征。     

鄂尔多斯盆地延长组石油充注动力的包裹体热动力学模拟

基于包裹体热动力学与油气成分模型的PIT软件可利用包裹体均一温度与气液比模拟计算出捕获压力,由于不需要测定单个包裹体的成分而使得模拟过程简单且模拟结果具有一定的可靠性。利用该软件对鄂尔多斯盆地延长组烃源岩层系内裂缝脉体和砂岩储层中油包裹体的捕获压力进行了模拟计算。结果表明,延长组烃源岩与储层中包裹体的捕获压力多为异常高压,其剩余古压力一般大于3 MPa,压力系数多在1.2以上。异常高压不但是延长组长7段烃源岩排烃与石油垂向充注的主要动力,而且可能是驱动低渗透储层中石油侧向运移的重要动力。      

低渗透油田油井见水规律分析

为了解决低渗透油田不规则面积注水井网中油井见水时间的计算及其影响因素的定量表征问题,将面积注采井网单元细分为一源一汇三角形最小计算单元,运用非达西渗流流管微元法得到不同面积注采井网类型条件下的生产井见水时间计算通式.以鄂尔多斯盆地X油田为例,研究井网类型、储层非均质性和裂缝发育程度对低渗透油田油井见水时间的影响,并通过统计回归得到沿裂缝方向、裂缝半长与油井见水时间之间的经验公式.结果表明:储层非均质性和裂缝规模对油井见水时间的影响最大,井网类型对其影响程度最小;不规则井网或油井所在最小三角形井网单元差异较大时,油井见水存在一个阶梯上升规律;油井见水时间与裂缝半长呈幂指数减小关系.     

湖盆重力流沉积特征及模式:以鄂尔多斯盆地及滦平盆地为例

湖盆中心重力流砂体已经成为我国陆相盆地勘探的重要目标。通过对鄂尔多斯盆地浅水坳陷型湖盆以及滦平盆地早白垩世断陷型湖盆内部的重力流沉积体的研究,取得了以下2点主要认识:①鄂尔多斯盆地上三叠统延长组的重力流发育受到湖盆强烈坳陷作用以及湖平面下降2方面因素控制,重力流分布以大规模平铺-毯式为主,没有明显的沟道沉积,岩性偏细,流体性质以牵引流为主;②滦平盆地下白垩统西瓜组重力流发育受到控盆断层活动控制,碎屑物质迅速入湖,冲刷侵蚀作用明显,结构及成分成熟度低,流体性质主要为碎屑流。在2点认识基础之上总结了坳陷型湖盆以及断陷型湖盆两类盆地3类重力流沉积模式,丰富了陆相湖盆重力流理论体系。      

鄂尔多斯盆地大牛地气田马五6亚段喀斯特储层分布规律

鄂尔多斯盆地马五5亚段上部发育风化壳储层,马五6亚段天然气显示良好,发育喀斯特储层.利用岩心、铸体薄片及测井等资料,采用单因素分析、综合编图法,以喀斯特角砾岩划分方案为基础,进行沉积微相、岩溶角砾岩划分,研究岩溶角砾岩相的物性特征及喀斯特储层分布规律.结果表明:鄂尔多斯盆地大牛地气田马五6亚段主要发育裂纹—镶嵌角砾岩相...     

鄂尔多斯盆地南缘上奥陶统赵老峪组岩石磁学研究

利用古地磁学手段定量约束华北板块早古生代古地理位置可为原特提斯造山作用及华北板块与冈瓦纳大陆的亲缘性研究提供重要科学依据。但华北板块早古生代以来经历了多期构造运动,其西部鄂尔多斯盆地含丰富油气资源,后期构造运动和油气运移均可能导致其早古生代地层遭受重磁化影响。对鄂尔多斯盆地南缘富平地区上奥陶统赵老峪组灰岩、凝灰岩样品进行了系统岩相学、岩石磁学及逐步退磁研究,包括光学显微镜鉴定实验、扫描电镜(SEM)实验、能谱分析(EDS)实验、饱和等温剩磁(SIRM)实验、三轴等温热退磁实验、磁化率随温度变化(κ-T)实验、磁滞回线实验、一阶反转曲线(FORC)实验、系统热退磁实验以及热-交混合退磁实验,探讨了各类岩石的主要载磁矿物及其是否具备记录原生剩磁信息的潜能。结果表明：灰岩及凝灰岩样品的主要载磁矿物为磁铁矿、磁黄铁矿和(或)胶黄铁矿,部分样品还含少量赤铁矿(含杂质)和针铁矿,矿物颗粒的磁畴类型同时含有SD(单畴)和MD(多畴)两种。结合岩相学及退磁实验结果认为这些主要载磁矿物可能是与后期流体作用(有机质成熟及运移等)有关的次生矿物,其携带的剩磁信号不能直接用于约束板块早古生代古地理位置,或可用...     

鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。     

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法,分析致密砂岩的成岩作用,并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明:长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期,经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响,但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T_3—J_1末)、早成岩阶段B期(J_1末—K_1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K_1早—K_2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段,孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。