鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析

分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明:彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组次生孔隙形成机制

次生孔隙是鄂尔多斯盆地三叠系延长组砂岩储层的重要储集空间,其中长石溶孔为最主要的次生孔隙类型,其次为岩屑溶孔、晶间孔及沸石溶孔。基于铸体薄片研究,结合扫描电镜分析、阴极发光分析、物性分析以及碳氧同位素分析,自生高岭石和长石含量、长石溶蚀形成的次生孔隙、岩石物性、碳氧同位素组成变化特征研究表明,印支期不整合面之下的延长组上部地层（如长1、长2油层组）次生孔隙的形成机制受控于区域性的大气水溶解作用,而远离不整合面的延长组下部地层（如长8油层组）次生孔隙的形成则更多地受到埋藏成岩过程中与长7烃源岩有关的有机酸的影响,尤其是靠近长7生烃中心区域的长8油层组受到有机酸的影响最为强烈。因此,在进行鄂尔多斯盆地延长组碎屑岩储层质量预测时应针对不同地区不同油层组的次生孔隙形成机制建立相应的预测模式。      

鄂尔多斯盆地镇原地区延长组长8段致密砂岩油藏差异油气充注历史

受多种成藏要素控制,鄂尔多斯盆地镇原地区延长组长8段致密砂岩油藏在研究区不同地区油藏面貌和勘探成果均存在较大差异。运用流体包裹体系统分析的技术和方法,从微观上探究了镇原地区长8油层组油气充注历史,并结合宏观上油气成藏条件特征,综合分析了研究区长8段致密砂岩油藏差异油气充注历史。研究结果表明,镇原地区东部长8段油充注较为活跃,油充注成藏主要发生在早白垩世早期(133~124 Ma)、早白垩世中期(115 Ma)以及晚白垩世早期(95 Ma);镇原地区西部长8段油充注较弱,气充注成藏主要发生在晚白垩世早期(96 Ma)。镇原地区长8段致密砂岩油藏东、西部成藏差异性主要受距盆地生烃中心距离、储层成岩作用以及构造调整作用等多种因素的共同影响。      

鄂尔多斯盆地林镇地区延长组长2沉积微相与油气分布

鄂尔多斯盆地林镇地区处于伊陕斜坡西南部,在长2沉积期研究区内发育辫状河三角洲前缘亚相沉积,沉积微相主要
为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝,物源主要来自北东和南西两个方向。林镇地区长2油藏的分布与沉积相关
系密切,油藏主要分布于水下分流河道末端和河口坝的混合区,以及水下分流河道的侧缘,另外在远砂坝区也有少量油藏分布。
区内长2期的辫状河三角洲前缘亚相沉积环境控制了长2储集层岩性的横向变化,同时区内长2地层普遍发育低幅度鼻状构造隆
起,因此在构造圈闭条件和岩性圈闭条件共同作用下形成构造─岩性复合油藏。      

鄂尔多斯盆地地层埋藏演化与油气成藏分析

地层埋藏状况对有机质生烃及油藏保存具有重要的控制作用.通过对鄂尔多斯盆地晚三叠世以来地层埋藏史和有机质热演化生烃史的恢复,对比盆地不同地区之间地层剥蚀和埋藏特点,探讨地层埋藏演化特征对油气成藏的影响,分析地层埋藏对有机质生烃及油藏保存条件的影响.结果表明:在鄂尔多斯盆地晚三叠世以来经历的4期(T3、J1、J2、K1)沉降—抬升循环演化过程中,不同地区的沉积埋藏深度和埋藏速率存在明显差异.一方面导致各地区间长7烃源岩进入生烃的时间提前或滞后.北部古峰庄地区和中部白豹地区在J2期已进入早期生烃,姬塬和镇北地区在J3期进入早期生烃,而南部西峰、洛川地区和东部陕北地区早期生烃的时间是K1早中期.进入大量生烃阶段的时间基本都在K1期.另一方面导致地区间成藏封存条件的变化.在北部和中南部地区,地层埋藏深度大,沉积速率高,形成很好的封闭条件.各生烃阶段,特别是早期生成油气也可很好地保存而成藏.     

模糊数学法在储层评价中的应用——以鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4+5油层组为例

运用模糊数学综合评判法,确定储层评判对象因素集,通过对鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4 5储集层研究,认为孔隙度、渗透率、排驱压力、分选系数、孔喉均值是储层评判对象因素集.经过储层评判对象因素集逐步回归分析,建立Ⅰ～Ⅳ类储层分类评价标准,其中Ⅰ～Ⅲ类为有效储层,Ⅳ类为非储集层.最后用Q型聚类统计对储层分析,表明白于山地区长4 5储集层属于Ⅱ类,即中等储层.     

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组有利储层分布及控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组为低孔低渗储层。通过对铸体薄片、砂岩物性及扫描电镜等资料的研究,分析了储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征、成岩作用的特点及对储层的控制作用。研究表明,姬塬油田长6油层组主要是岩屑长石砂岩和长石砂岩,通过对长6油层组各个小段的物性统计分析发现,长621油层亚段的储集物性最好,显示出强的非均质性,主要的孔隙类型为残余原生粒间孔和溶蚀粒间孔。沉积作用中的沉积相分布是控制储层物性的基础,好储层一般分布在主水下分流河道和河口坝砂体中,长6油层组既经受了建设性成岩作用的改造(绿泥石薄膜的形成、溶蚀作用及破裂作用等),也经历了破坏性成岩作用的改造(压实作用、胶结作用)。在了解研究区各个时期成岩作用改造程度的基础上确定了姬塬油田有利储层的分布,优选出7个Ⅰ类和7个Ⅱ类有利目标区。      

鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组储层流动单元研究

在高分辨率层序分析的基础上,利用孔隙度、含油饱和度、流动系数3个参数,将流动单元划分为E、G、P 3类,采用序贯高斯模拟方法建立了流动单元的三维模型;分析了流动单元的垂向叠置样式与侧向分割特征,探讨了流动单元的成因类型与主控因素。认为:①G类流动单元为骨架流动单元,其平面分布受沉积微相控制,E、G类流动单元沿水下分流河道中心分布,P类流动单元分布在水下分流河道的边缘;②隔层为水下分流间湾微相泥岩,界面类型为沉积界面;岩性夹层为砂体内部发育泥质条带或泥砾,物性夹层是由成岩作用形成的非渗透岩层;③中期旋回中上部的SSC1~SSC2短期旋回主要发育单一型流动单元,流动单元在侧向上直接与非渗流层(隔层)接触,流动单元与隔挡层之间存在明显的界面;④中期旋回中下部的SSC3~SSC5短期旋回主要发育复合型流动单元,流动单元之间在侧向上没有明显的分隔界面,只是侧向相邻流动单元的渗流条件不同。      

鄂尔多斯盆地子长地区延长组深水砂岩露头精细解剖

鄂尔多斯盆地子长地区广泛出露延长组长1油层组深湖相浊积砂岩,在露头观测的基础上对其进行了构型单元分析。研究区长1油层组内可见7种岩相类型,分别为块状砂岩相(Sm)、具撕裂屑块状砂岩相(Smt)、平行层理砂岩相(Sh)、沙纹交错层理粉砂岩相(Fr)、同生变形构造粉砂岩相(Fd)、水平层理粉砂岩相(Fl)与块状泥岩相(Fm);识别出水道(CH)、堤岸(LV)和朵体(LB)3种不同类型的构型单元。根据水道构型单元垂向上的岩相组合和空间分布特点,将水道分为4类,对应于浊积扇体的不同部位:在上扇区域,主要发育Ⅰ类水道(Smt-Fm-Sm),砂体横向延伸有限;在中扇区域,主要发育Ⅱ类水道(Sm-Sh-Fr-Fl-Fm)与Ⅲ类水道(Sm-Fr-Fl-Fm),这两类砂体延伸性较好,是子长地区长1油层组深水砂体的主要组成部分;在下扇区域,发育Ⅳ类水道(Sm-Fl-Fm)。根据水道类型的差别探索提出子长地区长1油层组深水砂体沉积模式。     

鄂尔多斯盆地南部直罗油田长8油层油气沸腾包裹体群研究

运用激光拉曼光谱、包裹体充填度测定等方法对鄂尔多斯盆地直罗油田富南3井、6井长8油层裂缝岩芯充填物中包裹体群进行分析,发现富南3井、6井与英旺油田英16井长8油层中油气沸腾包裹体群完全相同,密集分布的气泡不停晃动,证实油气沸腾包裹体群不是孤立的、偶然的地质现象。富南3井、6井和英16井长8油层裂缝岩芯的原始裂缝性质为滑动-剪切裂缝和剪切裂缝,在区域构造的作用下,反复发生拉张-挤压交替活动;在拉张发生的瞬间,与裂缝沟通的油层里的原油发生减压沸腾,原油中的轻质馏分和其他流体进入裂缝空间;在随后的挤压发生时,裂缝基本封闭,一部分流体返回原来的油层,一部分被挤到别的裂隙空间形成新的油藏;残留在裂缝里的碳酸钙,在较高的地层压力下逐渐结晶,并把残留的轻质馏分包裹,形成油气包裹体;这些油气包裹体形成压力较高,又包裹着成分类似液化气的轻质馏分,在常温常压下就处于沸腾状态;这样的过程反复进行,在裂缝充填物中形成了沿着晶体生长线以及成片、成带分布的油气沸腾包裹体群。上述油气沸腾包裹体群的形成过程就是油气的地震泵运移机制,丰富了油气运移地震泵地质模型。     

大路沟地区三叠系延长组长6储层特征及影响因素

通过露头、岩心、测井分析测试资料,对大路沟地区长6油层组储层岩石学、孔隙结构和储集物性等特征进行研究.结果表明:该区延长组长6油层组为典型的低孔、低渗储层;储集砂体为成分成熟度低而结构成熟度高的长石砂岩;储层孔隙类型为原生粒间孔、粒内溶蚀孔、铸模孔或残余铸模孔;孔隙结构具有小孔隙、微细喉道的特点;储层性质明显受原始陆源组分、沉积相和成岩作用的相互影响;原始陆源组分的结构和含量对储层物性有直接影响;沉积相是基础,砂体厚度大、粒度较粗的水下分流河道的储集物性明显优于其他微相砂体;成岩作用对储层物性优劣起主导作用,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差,溶蚀作用使储层得到改善.     

鄂尔多斯盆地西缘麻黄山地区延8储层特征

通过对延8储层铸体薄片、扫描电镜、孔渗测定、压汞资料等分析,延8储层具有以下特征:研究区北边富长石、南边富石英,具有不同的物源;砂岩粒度以中粒为主,细粒和粗粒次之;主要的储集空间为粒间孔和粒内溶孔;由于大量的长石、岩屑被溶,孔隙度、渗透率不呈正态分布,均偏大,溶蚀作用形成的大量微孔造成高束缚水饱和度,产纯油或含水率极低;砂体厚度、岩石相和成岩作用共同控制着储集层的物性。结果表明,位于河道中部弱胶结的中砂岩具有良好的储集性能。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段孔隙度演化定量模拟

在对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段砂岩储层特征、主控因素及地层埋藏史和成岩史研究的基础上,结合石油地质理论,应用数理统计方法,以现今孔隙度为约束条件,将孔隙度演化分为孔隙度减小和孔隙度增大2个过程,分别建立研究区长8段砂岩储层从埋藏初始至现今的孔隙度随埋藏深度和地史时间变化的演化模型。结果表明:孔隙度定量演化模型为一个四段式分段函数。机械压实阶段为孔隙度减小模型,是以埋深为自变量的连续函数;压实和胶结作用阶段为孔隙度减小模型,是对埋深和埋藏时间的连续函数;次生增孔是由于地层酸性流体的溶蚀作用而产生的,主要发生在70℃～110℃的温度窗口内,因此溶蚀阶段为孔隙度增大模型,是对埋深和埋藏时间的复合函数;溶蚀阶段结束后,地层孔隙度处于压实和保持阶段,该阶段为孔隙度减小模型,是对埋深、埋藏时间及增孔量的叠加复合函数。最后进行实例验证,发现在研究区建立的砂岩孔隙度定量演化模型符合地质实际,可以推广应用到研究区任一地层孔隙度计算,为孔隙度预测提供定量计算方法。     

镇泾油田长8与长6油层组产能影响因素分析

通过岩芯观察描述、铸体薄片鉴定、毛细管压力分析以及扫描电镜等分析测试手段,结合测井解释成果,分析了镇泾油田长6与长8油层组油井产能的差异及其影响因素。结果表明:沉积相带、储层微观特征、裂缝发育程度、封盖条件以及储层伤害等是决定镇泾油田油井产量的关键因素。因此,在镇泾油田长8和长6油层组开发过程中,应根据不同沉积相带及其储层特征的差异,从改进油井施工工艺等方面入手,调整开发方案,改善储层的渗流能力,从而提高油井的产能。     

鄂尔多斯盆地子北地区长6段油藏成藏条件及主控因素

分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征,从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨,并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明:子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系,主要受沉积微相及储层物性控制;长6段油气主要储存在长61、62、63段河道砂体内,油藏类型主要为岩性圈闭;长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布;长6段油层中,油气包裹体均一温度分布呈双峰状,主要在100℃~110℃和130℃~140℃;利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断,长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组,形成长6段油藏。     

鄂尔多斯盆地瓦窑堡油田中山川区长2油层组储层特征

在长2储层岩性特征、沉积特征研究的基础上,以压汞实验、薄片鉴定、物性测试、扫描电镜等方法为实验手段,对储层岩石学特征、孔隙结构、物性特征及其影响因素进行分析研究.结果表明,长2储层主要以浅灰色、灰绿色块状细砂岩为主,孔隙类型都以残余粒间孔为主,次为粒间溶孔,其余为粒内溶孔、填隙物内溶孔及晶间微孔,少量的铸模孔、云母溶缝、微裂缝.其储层的孔喉分布类型主要有单峰正偏态细孔喉型、多峰分散型和单峰负偏态微孔喉型3种.影响本区储层孔隙类型的因素为沉积相、成岩作用、裂缝改造,其中沉积相及成岩作用是主要因素.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层微观孔隙结构及控制因素

基于铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、恒速压汞等测试数据,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层及微观孔隙结构特征
进行了研究。结果表明,研究区储层主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,孔隙类型多样,主要为粒间孔和长石溶孔。恒速压汞测
试结果表明:平均喉道半径、有效喉道体积、平均孔隙半径、有效孔隙体积、孔喉比等恒速压汞相关特征参数与样品孔隙度、渗透率
之间存在一定的相关性。样品的渗透率越大,其平均喉道半径、主流喉道半径就越大,而孔喉比值越低。储层喉道是控制渗透率
的根本因素。储层孔隙发育主要受沉积相带和成岩作用控制,沉积相带的不同导致成分成熟度和结构成熟度的不同,从而影响储
层孔隙的不同;压实作用和碳酸盐胶结使孔隙减少,而溶蚀作用则起到一定的增孔作用。