鄂尔多斯盆地致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组中与烃源岩互层或紧邻的致密砂岩储层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于该致密砂岩储层中的石油资源是典型的致密油。截至2014年,探明了中国第一个亿吨级大型致密油田——新安边油田,建成了3个致密油藏水平井技术示范区和3个规模开发试验区。研究认为,优质烃源岩广覆式分布、细粒级砂体大面积展布、储层2~8μm的小孔隙极发育、充注成藏动力强等有利的成藏条件及四者间的有效组合是形成鄂尔多斯盆地致密油规模富集的关键;长7致密砂岩储层工程品质好、原油油质好且溶解气含量高、油层中性—弱亲水润湿性,有利于致密油的采出;盆地致密油勘探潜力巨大,初步评价长7致密油资源量达20×108t,是油田可持续稳产的重要资源保障。     

鄂尔多斯盆地致密油的定义

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注,但目前对致密油的定义还存在诸多分歧。基于鄂尔多斯盆地延长组致密油特征分析,从致密储层物性、可动流体等方面对致密油定义进行深入研究,综合勘探开发成果确定延长组致密油渗透率界限,进而探讨致密油的定义标准。研究结果表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7、长8及长9油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。综合分析测井、物性、可动流体、主流喉道半径、启动压力梯度、原油粘度、压力系数以及试油试采等资料,提出利用致密油储层六参数法对鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准进行调整,将延长组致密油渗透率界定为小于0.5×10-3 μm2,主要包括致密砂岩油和页岩油。其他盆地或油田应结合实际地质特征及勘探开发实践对致密油进行定义。     

鄂尔多斯盆地马岭地区上三叠统长7油层组油气富集规律

鄂尔多斯盆地马岭地区长7油层组具有良好的油气资源潜力,但随着油气勘探开发的深入,其勘探难度越来越大。致密砂岩型岩性油气藏的成藏富集机理是制约鄂尔多斯盆地延长组长7油层组深入勘探的核心问题。为了更好地指导油气勘探工作,从烃源岩、沉积相、储集层及构造特征等方面入手,总结了该区长7油层组油气藏分布特征和规律,并分析了油气富集成藏的主控因素。结果表明:马岭地区长7油层组主要为岩性油气藏,深湖浊积岩为主要沉积类型,油气富集主要受烃源岩、沉积相及储层等因素的控制。     

吴起王洼子地区长9致密砂岩油藏成藏条件及勘探突破

近年来,鄂尔多斯盆地石油勘探在延长组下组合长9油层组获得了新发现,但对该致密油藏的研究仍处于起步阶段,认识的不足严重制约了致密油藏勘探开发。根据钻井、测井及分析测试资料,对王洼子地区长9致密砂岩油藏成藏条件进行了分析,探讨了油藏富集规律及其勘探潜力。研究表明,该区长9油层组具有较好的成藏条件,长91和长93已见多口高产井,石油勘探已有较大的突破。烃源岩、沉积微相、优质砂体、鼻状隆起等几个因素的优化匹配是长9致密砂岩油藏勘探能够取得突破的关键。据综合分析,洼4井区及洼14—洼11井区成藏条件较好,为下一步的有利勘探区。     

鄂尔多斯盆地华庆地区致密砂岩油藏成藏条件研究

针对鄂尔多斯盆地华庆地区长₆油层组砂岩非均质性强、物性差,严重制约勘探与开发的问题,综合运用石油地质学、沉积岩石学、成藏动力学等理论,通过钻井、录井、测井资料,结合多种测试分析数据,对研究区长₆油层组致密砂岩油藏成藏条件进行深入研究。研究结果表明,华庆地区B257井区长₆致密砂岩油藏成藏主要受优质的烃源岩、良好的储层与油藏特征共同控制。最终依据油层组的沉积背景、构造条件、储层条件、烃源岩条件和生产情况确定了2个有利勘探区域。研究结果为华庆地区B257井区长₆油层组致密砂岩油藏的勘探与开发指明了方向。     

鄂尔多斯盆地甘泉南部地区延长组长7致密油富集主控因素

针对鄂尔多斯盆地延长组长 7 油层组（简称长 7 ）致密油富集主控因素研究程度低、认识不一致等问题,在调研致密砂岩油形成的主要控制因素及与油分布关系的基础上,利用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长 7 致密油富集主控因素进行了总结。 结果表明：烃源岩、源储配置关系、沉积相、物性条件等均为鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长 7 致密油富集的主控因素;广泛发育的长 7 ₃ 油层亚组（简称长 7 ₃ ）优质油源岩是长 7 中上部致密油形成的有利条件,控制着各层致密油发育的总厚度和分布范围;长 7 良好的源储配置关系为长 7 ₃ 生成的油能及时排出奠定了基础;优势相区控制着长 7 致密油的分布范围;致密砂、泥岩体遮挡下的相对高孔、高渗砂体控制着长 7 致密油的聚集部位。 该研究成果可为鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油乃至延长组其他类似特征致密油勘探起到一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地热动力演化史及其对油气成藏与富集的控制作用

鄂尔多斯盆地热演化史及热岩石圈厚度恢复表明,中生代晚期早白垩世存在构造热事件及深部热岩石圈减薄的动力学过程,盆地南部岩石圈厚度薄,热流值及地温梯度高。不同层位烃源岩在盆地南部热演化程度高,热异常明显。烃源岩热模拟实验以及盆地深部热动力演化史研究表明,早白垩世热事件及形成的热异常使烃源岩生烃量明显增加,是盆地油气富集的重要原因之一。不同层位烃源岩在早白垩世大规模生油、生气及成藏,主要受早白垩世岩石圈减薄的深部热动力学过程及构造热事件控制。古生界和中生界不同层位的油气田分布主要受烃源岩、热演化程度及储层控制。从烃源岩发育层系及热演化程度来看,盆地南部延长组7段致密油、页岩油热演化程度高,分布面积广,勘探潜力巨大;石炭系-二叠系煤系烃源岩全盆地大面积分布,天然气勘探前景广阔;深层下古生界奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大气田的条件,需要进一步明确烃源岩生烃潜力;深层中-新元古界值得进一步勘探,关键是明确规模断陷分布及烃源岩的生烃规模。     

鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区三叠系延长组7油层组致密油富集主控因素

根据野外露头、岩心、测井、录井与分析化验等资料,结合试油、试采等动态数据,多角度深入探讨了鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区三叠系延长组第7油层组（简称长7油层组）致密油富集成藏的主控因素。结果显示,广泛发育的长7油层组优质烃源岩厚度大,有机质丰富,类型优越,成熟度适宜,为致密油提供了丰富的油源,控制了长7油层组致密油含油边界。长7¹与长7²亚油组与下部烃源岩构成下源上储、源储紧邻的成藏组合。储层优质成岩相控制着致密油富集的区带。致密储层内存在多期原油充注,早期原油充注使储层岩石颗粒润湿性由亲水变为混合润湿,形成原油运移聚集的优势通道,控制了主力成藏期原油运聚的路径和范围,一定程度上限制了长7致密油成藏范围。不同尺度隔夹层将储层分隔为“网状”结构,结构非均质性强,导致了砂岩中差异化的流体流动以及复杂的油水关系。同时,致密层遮挡也对致密油富集成藏起到了一定控制作用。上述因素共同造成了致密油成藏范围局限,油藏内油水关系复杂,油井与水井共存。     

鄂尔多斯盆地古生界气藏成藏模式及优势储层预测

鄂尔多斯盆地延长气田天然气勘探起步较晚,古生界气藏隐蔽性较强,勘探难度较大.为探究该地区气藏成藏模式,以沉积学原理为基础,从地层分布、构造特征、沉积相、储层主控因素等方面研究了延长气田南部地区古生界天然气成藏特征及富集规律.研究表明:延长气田相对优质储层是天然气成藏与富集的关键,储层规模决定气藏规模;优质储层发育主要受...     

下寺湾油田长8段致密砂岩油藏成藏条件及有利发育区预测

下寺湾油田在延长组下组合长8段致密砂岩油藏的勘探中有了新发现,但长8段致密砂岩油藏的研究程度相对较低,致密砂岩油藏的勘探未取得突破性的进展,为了进一步探明延长组长8段致密砂岩油藏的开发前景,根据岩心、钻井、测井及分析测试资料,深入分析了长8段致密砂岩油藏成藏条件。结果表明,研究区长8段致密砂岩油藏具有较好的成藏条件,油藏的形成和富集主要受沉积微相、烃源岩和优质储层的控制。综合分析认为,LP163-LP177井区和X41-X45井区成藏条件较好,可作为下一步的有利勘探开发区域。     

致密油储层微观特征及其形成机理——以鄂尔多斯盆地长6-长7段为例

鄂尔多斯盆地陇东地区长（延长组）6段和长7段富含大量致密油,但由于对其微观特征与成因缺乏深入了解,阻碍了该区致密油的有效开采。为此,根据岩石孔隙铸体薄片、场发射扫描电镜等技术,对研究区长6段和长7段致密油储层微观特征及其成因进行了深入研究。结果表明：研究区致密油储层形成于三角洲前缘远端远砂坝-席状砂及半深湖-深湖重力流沉积环境,岩石粒度细（主要为极细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩）、杂基含量高（8%~10%）,几种储集岩的孔隙均极不发育,面孔率低,平均1.8%,孔径小（平均30 μm）,喉道细（平均0.08 μm）,平均孔隙度9%,渗透率基本上都低于0.3×10^-3 μm²,物性差。孔隙类型主要为粒间杂基微孔、长石及岩屑溶孔、胶结物晶间微孔。不同岩石类型其微观特征存在差异。沉积环境决定了其粒度细、粘土杂基高,细粒高粘土杂基岩石抗压性差,强烈的压实作用导致大量的原生孔隙损失,孔喉变得更加细小;孔喉细小的岩石由于孔隙中各种流体离子的半渗透膜效应引起强烈的碳酸盐和粘土矿物胶结,尤其是伊利石搭桥状和丝网状胶结,使岩石孔隙度渗透率进一步变差,后期酸性流体也难以进入发生溶蚀作用;云母与水云母杂基及碳酸盐胶结物对石英的强烈交代导致岩石抗压性变差以及固体体积增加,最终导致岩石的致密化。     

低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存状态与油源关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

明确低渗透储层孔隙分布及不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键。应用核磁共振测试技术对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究,发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙,具大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析,明确了近源油藏储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征,且微孔至纳米孔隙含油饱满;远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中,纳米孔隙不含油。延长组7段(长7)生烃增压产生的异常压力,控制石油在具多尺度孔隙的低渗透致密砂岩储层中差异性赋存,这为认识盆地致密油分布规律提供了理论依据。由此指出长7烃源岩分布区的长8油层组上部、长7油层组和长6油层组下部致密砂岩是今后致密油研究和勘探开发的主要目标。     

吐哈盆地台北凹陷吉7H井侏罗系致密砂岩油气藏勘探发现与启示

吐哈盆地致密砂岩气资源丰富,前期勘探仅在台北凹陷周缘正向构造带发现巴喀、温吉桑和米登等小型油气藏.在对烃源岩、沉积体系、储层条件及源储盖组合特征综合分析基础上,构建了台北凹陷源内致密砂岩油气成藏模式.研究认为,台北凹陷水西沟群纵向发育八道湾组煤岩、三工河组泥岩及西山窑组二段煤岩3套两类优质烃源岩,有机质丰度高、类型好,...     

红井子地区长 9 油层组成藏模式及主控因素分析

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层沉积厚度大、油气资源丰富,是该盆地油气勘探重要的目的层之 一。 通过对红井子地区长 9 油藏地质背景和油藏特征的研究,综合分析了沉积相、砂体展布、油气输导通 道及运移路径等。 结果表明：该地区长 9 油层组为典型的浅水三角洲沉积体系,整体以长 7 油层组生烃 有机质油源为主;长 7 烃源岩生成的油气以流体过剩压力为主要驱动力,从孔隙和裂缝运移至长 9 油层 组顶部构造并成藏;油源、通道和压差是控制该油层组油气成藏的主要因素     

鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征

采用地质与地球化学相结合的研究方法,通过致密油分布、物理性质、油源地球化学特征、储层特征及非均质性、圈闭条件及油水分布特征综合分析长7致密油成藏条件、主控因素与成藏特征。结果表明:长7致密油藏具备形成准连续型油气聚集的成藏地质条件和特征;长7油层组中发育优质烃源岩,主要以长7³中的张家滩页岩为最优,烃源岩分布范围控制了致密油成藏外边界,烃源岩厚度大于20 m地区为最有利成藏区;长7致密油成藏具有良好的生、储、盖组合配置,重力流砂体主要呈透镜状或条带状分布于泥岩或油源岩中,具有优先捕集油气的优势;长7致密油成藏对圈闭要求相对较低,其遮挡条件主要为岩性、物性及成岩边界,动力圈闭也是重要的圈闭类型。长7致密油富集与局部构造背景没有直接的关系,而主要取决于储集层展布及物性;高强度生、排烃及强充注造成长7储层原始含油饱和度较高;受原始物质组成及成岩强度的影响,长7储层非均质性很强,致使油、气、水在致密储层中分异差,油、水分布复杂。     

鄂尔多斯盆地准连续型低渗透-致密砂岩大油田成藏模式

文中将致密油藏定义为储层致密、只有经过大型压裂改造等特殊措施才可以获得经济产量的烃源岩外油藏,其绝对渗透率约小于2×10^-3 μm²,孔隙度约小于12%。以往普遍认为,致密油藏属于连续型油气聚集,为非常规油气之一类。研究表明,鄂尔多斯盆地伊陕斜坡三叠系延长组中、下组合主要为致密和近致密砂岩油藏,其成藏模式既非以往认为的典型的常规岩性油藏,又非典型的连续型非常规油藏,而是介于常规与非常规油藏或连续与不连续型油气聚集之间的一种过渡类型,文中称之为准连续型油藏或油气聚集。它主要具有以下成藏特征:①油藏大面积准连续分布,无明确边界;②大面积生烃,高强度充注;③储层物性差,非均质性强;④圈闭介于常规圈闭与无圈闭之间,为非常规圈闭;⑤油、水分异差,无明显边、底水;⑥油藏压力系统复杂,且多具负压异常;⑦油气运移聚集主要为非浮力驱动,近距离运移成藏;⑧油藏形成和分布主要受烃源和储层控制,构造影响小;⑨保存条件好,油藏变化小;⑩资源丰富,勘探开发潜力大。准连续型致密砂岩油藏成藏模式的提出,预示着这类油藏具有较大的勘探潜力,但传统的地质研究和勘探思路需要作出相应的调整。     

陆相湖盆致密油储集砂体成因及发育模式

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组6油层组（长6油层组）是盆地内致密油富集层段之一,致密油储集砂体特征及成因研究对于盆地内致密油的进一步勘探、开发具有重要的指导意义。以前人研究成果为基础,通过对华池—庆阳地区长6油层组岩心进行详细观察、分析,明确致密油储集砂体的类型及特征,深入分析长6油层组各种类型储集砂体之间的叠置关系。结果表明：鄂尔多斯盆地长6油层组致密油储集砂体主要包括4种类型,即三角洲前缘储集砂体、震积岩储集砂体、碎屑流沉积储集砂体和浊流沉积储集砂体;不同储集砂体类型在垂向上构成4种叠置关系类型,即震积岩储集砂体与三角洲前缘储集砂体叠置、震积岩储集砂体与碎屑流储集砂体叠置、碎屑流储集砂体与浊流储集砂体叠置以及震积岩储集砂体、碎屑流储集砂体与浊流储集砂体叠置。从三角洲前缘到湖盆中心,不同位置由于所处的古地貌背景和环境条件存在差异,导致不同成因类型砂体垂向相互叠置。通过对叠置关系进行分析,构建了基于区域沉积格局的长6油层组致密油储集砂体成因模式。     

鄂尔多斯盆地南部地区上三叠统延长组6段地层水成因及其油气意义

鄂尔多斯盆地南部地区延长组6段（长6段）地层水化学分析结果表明，地层水总矿化度较高，离子以Cl^-、（Na⁺+K⁺）和Ca²⁺占绝对优势，水型主要为CaCl₂型。总矿化度主要受Cl^-和（Na⁺+K⁺）控制，纵向上，其随深度的增加具有递增趋势，反映深部地层水逐渐浓缩，环境封闭性增强。平面上总矿化度与砂体厚度具有较好的一致性，沉积相控制了总矿化度的分布。南部地区长6段地层水具有较小的钠氯系数、镁钙系数、脱硫系数和阳离子交换系数，较大的变质系数，表明长6段地层水整体位于交替停滞带，为封闭缺氧的还原环境，有利于油气聚集和保存。分析表明，南部地区长6段地层水为与地表水隔绝的深层封闭水，总矿化度及Ca²⁺浓度均与孔隙度具有一定正相关关系，结合区域热演化史，综合表明长6段地层水成因与成岩作用和有机质的热演化等有密切联系，其是经过较强浓缩变质作用并受油气等有机流体影响的原始沉积成因水。综上所述，长6段油气伴生地层水反映的盆地南部油气藏处于稳定封闭的环境下，油气勘探前景良好。