鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源

随着鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探工作的不断深入,中央古隆起东侧奥陶系马家沟组五段5亚段-马家沟组五段10亚段中组合天然气勘探取得了重要进展,但目前有关天然气成因与来源的研究还很薄弱。根据天然气地球化学特征、古油藏发育特征等分析结果,并结合天然气成藏地质背景,厘定了鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气的成因与来源。研究表明,鄂尔多斯盆地奥陶系中组合天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩烃源岩生成的油型气的混合气,并以上古生界煤型气为主。现今气藏天然气组分中甲烷主要来自上古生界煤系烃源岩,上组合以及中组合少部分天然气的乙烷较多来自下古生界油型气,中组合大部分天然气乙烷及重烃仍来自上古生界煤系烃源岩。     

鄂尔多斯盆地靖西中部地区天然气富集差异及有利勘探方向预测

随着鄂尔多斯盆地靖边气田扩边勘探的深入,在靖西地区奥陶系中组合白云岩储层中已发现多个含气区,但各含气区天然气的富集程度差异明显,尤其以靖西中部最为明显,有关这种富集差异的原因尚未开展深入研究。为此,借助钻井岩心、测井及储层物性等地质资料,从天然气充注能力、输导通道连通性、储层发育特征等方面对比分析了靖西中部地区苏127、苏203及桃15等3个区块天然气成藏特征的差异,从而探讨了靖西中部地区天然气富集差异原因,并对有利勘探方向进行了预测。结果表明,靖西中部地区苏127区块—苏203区块—桃15区块天然气富集的差异主要由下列因素造成:供烃窗口处的天然气充注能力决定了天然气富集程度;中组合储层输导通道的连通性影响了天然气聚集成藏的位置;储层的物性控制了天然气聚集成藏的规模。综合分析认为,苏127区块北部—苏203区块—桃15区块南部的马五5亚段—马五6亚段为有利勘探区;马五7亚段—马五10亚段勘探潜力相对较差。     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马家沟组中组合天然气成藏规律

奥陶系马家沟组中组合(马家沟组五段5亚段—10亚段)是鄂尔多斯盆地天然气勘探研究的重点层位。利用钻井、测井、地震、试气及化验分析等资料,分析奥陶系马家沟组中组合天然气藏特征,探讨天然气成因与来源,从烃源岩条件、储层条件、圈闭条件和构造条件等方面深入研究了马家沟组中组合天然气成藏规律。研究表明,奥陶系马家沟组中组合天然气干燥系数均大于0.985,属于干气藏,气藏类型为岩性气藏和地层—岩性气藏,前者具有大面积分布特点,后者发育于剥蚀面附近;天然气主要来源于上古生界煤系烃源岩,下古生界碳酸盐岩类总有机碳含量主体为0.1%～0.2%,能够提供部分天然气;天然气藏的形成与分布受到烃源岩条件、输导体系、封盖条件、圈闭条件和构造条件共同控制,天然气主要富集在剥蚀面附近,运移输导体系控制着天然气富集的层位和范围,封闭条件及圈闭类型控制着天然气藏形成与分布,构造演化特征控制天然气运聚特征。     

致密碳酸盐岩储集层特征与天然气勘探潜力——以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部奥陶系马家沟组为例

基于钻井、试气、分析化验等资料的综合分析,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部奥陶系马家沟组马五_(1+2)亚段致密碳酸盐岩储集层特征及其成因进行研究,并对天然气勘探潜力进行分析。研究提出致密碳酸盐岩储集层为孔隙度小于2%、渗透率小于0.1×10~(-3)mm~2的储集体。伊陕斜坡东部马五_(1+2)亚段致密碳酸盐岩储集层以含膏泥粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及岩溶角砾白云岩为主,孔隙类型以裂缝-溶孔、裂缝-晶间孔为主,非均质性强,储集层呈薄层大面积展布。奥陶系顶部不整合面构造调整导致的储集层"造孔"与"填孔"作用,以及埋藏期溶蚀增孔与沉积充填减孔共同作用是储集层大面积致密化的主要原因。薄层白云岩致密储集层与上覆广覆式上古生界煤系烃源岩紧邻形成大面积致密碳酸盐岩气成藏组合,含气普遍,气藏埋深浅(1 900~2 500 m),与上古生界致密砂岩气组成立体含气模式,因此鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部勘探开发潜力大。     

鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马家沟组成藏主控因素分析

鄂尔多斯盆地下古生界气藏类型多样,发育有上组合风化壳型气藏和中组合白云岩晶间孔型气藏,具有良好的勘探前景。但是对于盆地东北部研究区的储层发育和油气运移聚集成藏规律认识较少。在前人研究基础上,结合已有勘探成果成藏规律分析,着重分析其成藏主控因素和成藏模式。研究结果表明:研究区成藏主控因素为良好的"源—储"输导体系和储层,储层发育主要为马五_1~3和马五_4~1风化壳溶孔型储层以及马五_5、马五_7、马五_9亚段白云岩晶间孔型储层;不同类型储层的发育分布控制着不同油气藏的形成。首次系统分析了该区域的成藏主控因素。该研究对于预测东北部研究区天然气聚集成藏的有利区域作进一步理论指导,为今后该区域油气勘探提供理论支撑。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合内幕气源特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组按照勘探程度划分为上、中、下3个组合，分别为马家沟组五段1-4小层（上组合）、马家沟组五段5-10小层（中组合）和马家沟组四段-马家沟组一段（下组合）。为探索中组合内幕天然气气源特征，开展了天然气组分、同位素、流体包裹体、天然气成因识别及烃源岩评价等研究工作，并与研究区上古生界及奥陶系风化壳的天然气开展比较分析。研究结果表明：①奥陶系中组合内幕天然气在组分特征、同位素特征等方面与上古生界石炭系-二叠系及风化壳天然气存在差异；利用天然气组分数据，结合前人实验图版判识，认为奥陶系中组合内幕天然气中存在原油裂解气。②奥陶系中组合内幕发育沥青，是内幕烃源岩生成液态烃热裂解产物。③受潮坪环境沉积体系控制，中组合典型烃源岩层段（马家沟组五段6小层）可以划分为泥云坪环带、含膏盐缓坡、膏盐岩洼地3个相带。④马家沟组五段6小层烃源岩主要分布在泥云坪环带，累积厚度可达8~20 m，有机碳含量最高达1.75%，R_o为1.9%~2.7%，处于热裂解生气阶段，具备规模供烃潜力。⑤泥云坪环带和含膏盐缓坡是有利勘探方向，乌审旗东部、靖边西北部和吴起-志丹地区是3个有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地古生界煤成气勘探进展

基于鄂尔多斯盆地天然气勘探实践,根据煤成气勘探现状,分析煤成气成藏控制因素,总结煤成气勘探进展。鄂尔多斯盆地已探明煤成气地质储量5.24×1012 m3,发现煤成气气田12个,主要分布于上古生界石炭-二叠系碎屑岩和下古生界奥陶系碳酸盐岩储集层中。上古生界形成致密砂岩气藏,广覆式生烃的煤系烃源岩和大面积分布的砂岩储集层相互叠置,储集层先致密后成藏,天然气近距离运移、大面积成藏,发现了苏里格气田,探明地质储量3.49×1012m3,落实了盆地东部和陇东地区两大储量接替区。下古生界形成海相碳酸盐岩气藏,上覆煤系烃源岩生成的天然气向下运移聚集成藏,奥陶系风化壳岩溶和白云岩储集层为天然气富集主要场所,发现了靖边气田,探明地质储量7 000×108 m3,同时发现多个含气富集区。图9表2参34     

渤海湾盆地东濮凹陷天然气成藏条件与富集规律

渤海湾盆地东濮凹陷具有下第三系和上古生界2套烃源岩,生烃中心控制着气藏分布,构造特征控制着天然气的聚集,盐岩、厚层泥岩盖层有利于天然气藏的保存,生、储、盖组合关系决定了天然气纵向上的分段性。深层高异常压力和次生孔隙发育带是天然气富集高产的重要条件。东濮凹陷天然气分为上古生界煤成气和下第三系凝析气2种成藏模式,具有晚期成藏和幕式成藏的特点。东濮凹陷目前天然气剩余资源量较大,是中国东部重要的天然气勘探开发阵地,下一步应以下第三系凝析气藏和上古生界煤成气藏作为勘探的重点。      

中国古老海相碳酸盐岩油气成藏组合的评价方法及其应用

中国古老海相碳酸盐岩油气成藏地质条件复杂,在其有利区带的评价优选过程中,目前尚存在只重视勘探目标（圈闭或储集体）,而忽视其他成藏要素（如烃源岩）的问题,导致一些勘探实践的失败。为此,在系统梳理塔里木、四川等盆地深层海相碳酸盐岩油气成藏地质条件的基础上,提出将成藏组合作为中国古老海相碳酸盐岩油气勘探中的重要评价单元,重点开展烃源条件、储集条件及源-储配置关系研究的观点。根据源-储配置关系,将古老海相碳酸盐岩成藏组合分为同构造期成藏组合及跨构造期成藏组合两大类型;储集体类型是海相碳酸盐岩成藏组合评价中最为重要的评价参数,也是进一步划分成藏组合类型的重要依据。对于以地层-岩性圈闭为主体的碳酸盐岩油气成藏组合,建议采用“储层层位+储集体类型”对其命名,实用性更强。最后,以鄂尔多斯盆地奥陶系为实例,阐述了古老海相碳酸盐岩油气成藏组合的特征,并指出该区奥陶系马家沟组可分为4个成藏组合,其中马五₅-马五₁₀亚段的成藏组合条件最为优越,天然气勘探潜力大,是值得加强勘探的重点目标。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合白云岩储层及圈闭成藏特征

鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探长期以来以奥陶系顶部的古风化壳地层圈闭气藏为目标,近期通过对白云岩成藏机制的深化研究,在古隆起东侧发现了奥陶系中组合新型岩性气藏,其储层主要发育于马家沟组五段5亚段（简称马五₅）白云岩中,储层特征明显不同于奥陶系顶部的风化壳储层。受沉积环境控制,中组合马五₅白云岩呈SN向带状展布,其中靖边西白云岩带由于临近古隆起,水动力条件强,滩相沉积发育,后期经白云石化后形成的白云岩具有“分布面积广、厚度大、岩性纯,南北向连片展布”的特点,且晶间孔发育,为有利的储层。加里东末期,由于盆地整体抬升造成古隆起东侧中组合地层遭受剥蚀,从而与上古生界煤系烃源岩接触,构成良好的源-储配置关系。受岩性相变控制,中组合马五₅滩相白云岩在空间上形成岩性圈闭,有利于油气聚集成藏。     

侧向供烃成藏——鄂尔多斯盆地奥陶系膏盐岩下天然气成藏新认识

鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系发育巨厚的膏盐岩地层,其中尤以下奥陶统马家沟组马五6亚段膏盐岩分布范围为最广,具有良好的区域封盖条件。近期钻探及研究证实,该盆地东部奥陶系盐下的自身海相烃源层生烃能力总体较差,在米脂盐洼中心的盐下难以形成"自生自储型"工业气藏。但针对盐洼西侧的膏盐岩下油气成藏条件的进一步研究结果则表明:邻近古隆起东侧地区马五7—马五10亚段与上古生界煤系烃源岩直接接触,形成"供烃窗口";燕山运动使得盆地本部构造反转,东高西低的构造格局有利于上古生界煤系烃源岩生成的天然气经由"供烃窗口"进入膏盐岩下白云岩储集体后,会进一步沿着马五7—马五10亚段白云岩输导层向东侧上倾高部位运移;膏盐岩下白云岩中岩性相变带的存在也为天然气区域性的聚集提供了有利遮挡条件。结论认为,位于盐洼西侧的盆地中部地区奥陶系膏盐岩下具有上古生界煤系烃源岩侧向供烃成藏的潜力,有望开启该盆地奥陶系膏盐岩下天然气勘探的新局面。     

鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田马家沟组不同性质断裂对表生岩溶的控制作用

鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田马家沟组岩溶储层遭受基底复活断裂及多期走滑断裂的影响,由于断裂断距小、类型多、成因复杂,目前对断裂发育特征及其与表生期岩溶关系的认识较为有限。综合利用岩心、薄片、露头、钻测井、地球化学和高精度地震资料,分析了大牛地气田马家沟组断裂的宏微观特征、期次及分布规律,并结合岩溶发育特征,讨论了马家沟组不同性质、不同规模断裂对表生期岩溶的控制作用,得出以下主要认识：(1)研究区马家沟组发育与表生期匹配的基底复活断裂和小规模层间走滑断裂,平面上西侧断裂级别较东侧大,以改造基底正断层形成的“S”型逆冲断裂为主,东侧呈雁列式排布的北西—南东向层间走滑断裂发育程度高;(2)基底复活断裂和层间走滑断裂沟通了深部马五6亚段至马一段的岩溶作用,断裂的沟通导致古岩溶在垂向分带的基础上叠加了分区差异性,基底复活断裂发育的区域岩溶作用强,影响层位深;(3)马五6亚段以上层位为典型风化壳岩溶,以下层位岩溶作用明显受“断裂+易溶岩相”控制,断裂沟通含膏云岩、白云岩等易溶岩相,使得岩溶范围在空间上相互叠置。研究结果为理解鄂尔多斯盆地东北部马家沟组风化壳之下更深层位岩溶发育规律提供了新视角,也为...     

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鄂尔多斯盆地中部气区上古生界煤系气源岩生气强度大 ,大部分地区生气强度大于 40× 1 0 8m3/km2 ;丰富的气源和良好的储盖条件表明中部气区具备形成大型上古生界气藏的条件。气藏的分布受气源、砂体分布、盖层的质量和分布所控制。上古生界天然气藏的形成可分为两个阶段 :第一阶段是三叠纪—早白垩世 ,天然气向北、北东方向大规模运移 ;第二阶段是早白垩世后 ,天然气难以大规模运移 ,上古生界气源岩生成天然气主要就近聚集成藏 ,局部鼻隆构造起到了使天然气相对富集的作用。中部气区上古生界气藏的形成主要与第二阶段天然气的生成、运移和保存有关。今后该区天然气勘探的主攻方向应是中部气区上古生界气藏。     

四川盆地龙岗气田雷四~3亚段风化壳气藏特征及其主控因素

龙岗气田雷四3亚段气藏是四川盆地中三叠统雷口坡组新发现的与印支期剥蚀和岩溶作用有关的气藏,弄清该气藏的特征及控制因素,将极大地拓展四川盆地雷口坡组的勘探领域。为此,基于区域地层对比、小层划分、沉积相、储层特征及气藏特征等综合研究成果,分析得出以下结论性认识:1雷四3亚段的储层发育于其顶部a小段,风化剥蚀作用控制了a小段储层的分布及溶蚀孔洞的发育;2a小段储层岩性以泥、粉晶角砾云岩为主,次为泥粉晶针孔云岩,物性为低—特低孔隙度、特低渗透率,孔隙类型主要为基质孔隙、裂缝和溶蚀洞穴,台内滩沉积微相控制了储层的发育;3在大型地层尖灭的背景下,受构造、断层和岩性变化的影响,发育地层—构造、岩性—构造等多种圈闭类型;4气藏烃源以上三叠统须家河组为主,生储盖组合以侧生侧储和上生下储为主,次为下生上储,其气水关系复杂,存在多个水动力系统;5雷四3亚段a小段尖灭带附近的次级岩溶斜坡是寻找工业气井的最有利区。     

鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系烃源岩评价及成藏模式

基于鄂尔多斯盆地古隆起西侧奥陶系有效烃源岩评价,证实了在该地区斜坡低部位发育有源自奥陶系内部烃源岩的气藏新类型。根据11口钻井347块烃源岩样品分析,中上奥陶统台地边缘斜坡相带发育良好烃源岩。乌拉力克组和克里磨里组烃源岩有机质TOC含量高,泥灰岩TOC含量平均值分别为0.33%和0.39%,泥质岩类TOC含量平均值分别为0.51%和0.65%,有效烃源岩累计厚度分别在12~40 m和7~14 m,局部烃源岩厚层发育区,生气强度达（14.0~15.5）×10⁸ m³/km²,证实具有较好的生烃潜力。研究区奥陶系气藏主要经历两期成藏过程：早期为中侏罗世,奥陶系烃源岩生烃形成古油藏,晚期为晚侏罗世—早白垩世,古油藏裂解形成油型气。晚期气烃包裹体甲烷碳同位素平均值在-38.84‰,证实晚期具有油型气充注特征。古隆起西侧斜坡高部位普遍发育煤成气气藏,在克里磨里组斜坡低部位大量发育碎屑钙质角砾岩,与上覆中上奥陶统有效烃源岩近距离接触,侧向上远离奥陶系顶面风化壳,能够形成自生自储型气藏类型,如余探1井气藏。台缘斜坡带低部位发育的岩溶缝洞体,是寻找该类气藏的有利勘探目标区。     

一种新的非常规天然气藏类型——川中地区雷三2亚段蒸发潟湖源储一体碳酸盐岩气藏

川中地区雷三²亚段含有机质碳酸盐岩与膏盐岩互层沉积,已有钻井在含有机质碳酸盐岩中常见气侵显示,新钻井简阳1井、青探1井及充探1井获工业气流,展示出良好的勘探前景。为深化对川中地区雷三²亚段大面积连续分布、普遍含气的含有机质碳酸盐岩的认识,从沉积环境、生烃潜力、岩石孔隙类型等方面开展了系统研究。结果表明：①川中地区雷三²亚段蒸发潟湖相含有机质碳酸盐岩具有中等偏好的生烃能力,大面积连续分布,又是一套以微孔微缝为主的低孔低渗储层;②川中地区雷三²亚段含有机质灰岩顶板是厚5~80 m膏盐岩直接盖层,底板是厚层膏盐岩,形成大面积连续分布的非常规气藏。     

哈萨克斯坦Marsel探区叠复连续气田形成、分布与探测及资源储量评价

Marsel探区位于哈萨克斯坦境内的楚-萨雷苏盆地,面积1.85×10⁴km²,主要发育泥盆系、石炭系、二叠系地层。前苏联时期经35年勘探发现天然气储量137×10⁸m³;加拿大Condor公司开展5年勘探发现天然气储量60×10⁸m³;中科华康石油公司获得探矿权后,委托中国石油大学(北京)和中国地质大学(北京)相关力量进行了为期近3年的研究。应用叠复连续油气藏成因模式,结合对已有资料的重新处理与解释,研究了地层展布特征、构造演化特征、生储盖组合特征和油气运聚特征,预测出探区内存在一个广泛连续分布、面积超过2 500 km²的含气区。通过77口探井的钻探结果分析、相关测井资料中含气层重新解释、地震资料中各目的层含气性特殊处理和追踪、与国内外叠覆连续气藏产状特征比较,检测到Marsel探区内南哈气田的存在并厘定了含气边界、含气范围和含气层有效厚度分布。基于国际PRMS系统评价出南哈气田可采天然气资源储量最佳估值达18 049×10⁸m³,国际评价公司(GCA)审定当前条件下已达到天然气3C级别可采资源储量为5 159×10⁸m³。南哈气田位于中亚腹地的哈萨克斯坦境内,距中国已建成的第3条输气管线不到150 km,其发现将启迪在中亚仍至世界其他地区发现更多类似的非常规叠复连续的油气资源,为建设新丝绸之路经济带作出重要贡献。     

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有“两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注”的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。     

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鄂尔多斯盆地苏里格气田是迄今发现的我国最大的天然气田 ,其主要产气层段是上古生界下二叠统下石盒子组底部附近盒8段的砂岩储集层 ,钻探结果表明 ,该区是一个大面积含气同时具有明显非均质性的砂岩复合气藏。单井产气量 (无阻流量 )最小为 2× 10 4 m3 /d ,最大可达 12 0× 10 4 m3 /d ,变化非常大 ,因此 ,在储层厚度预测的基础上 ,定性或半定量预测砂岩储层的含气性 ,对于有效提高探井成功率十分重要和必要。本文在测井及地质资料综合分析的基础上 ,通过对已知井作正演模拟 ,总结其井旁地震道振幅随偏移距的变化规律 ,并利用岩性物理测定结果进行烃类检测反演 ,将本区含气砂岩组合正确归类。在苏里格气田的评价勘探中 ,把AVO技术作为该区进行钻前目标含气性预测的主要手段 ,取得了很好的应用效果。