基于三维地质建模的松辽盆地北部地温场模拟

松辽盆地的油气勘探开发已进入中后期,盆地内地热资源的开发利用前景也逐渐显现。然而,受到钻井测温条件的限制,松辽盆地北部的地温场研究较为薄弱。为此,应用该盆地在石油勘探开发和最新地热调查中所取得的区域地质、钻井、地球物理、岩石物性及盆地热状态等资料,建立了松辽盆地北部的三维地质模型,在热边界条件的限制下利用三维热传递方程进行了区域地温场模拟,并通过与实测钻井测温曲线的对比验证了模型的可靠性。研究结果表明：(1)松辽盆地北部以热传导为主要热传递机制,区域地温场的分布主要受到基底热流、地层热物性及盆地构造格架的控制;(2)在1 km、2 km、3 km深度界面,地温分别介于40～60℃、75～110℃、115～150℃,中央坳陷区内的局部高温区位于大庆长垣及朝阳沟阶地,盆地东部基底隆起区域表现出更高温度;(3)沿近东西向,地温场等值界面呈近层状分布,基底隆起区对应地温等值线高值区,5 km深度地温介于200～225℃;(4)模拟数据与实测数据间存在一定偏差,模型误差可能来自于局部对流活动的存在以及三维地质模型和边界条件的不精确性。结论认为,松辽盆地北部具有形成沉积盆地中低温水热型地热资源的地...     

海拉尔盆地现今地温场与油气的关系

对海拉尔盆地68口井试油测温资料及30口井连续测温资料进行了研究，分析海拉尔盆地不同构造单元地热梯度及地温平面变化，探讨现今地温场的控制因素及现今地温在油气生成中的作用。海拉尔盆地现今平均地热梯度为3.0℃／100m，大地热流值为55.00m W／m^2，现今地热梯度和大地热流值分布具有南高北低的特点。盆地现今地热梯度和大地热流值低于松辽盆地，现今地温场受地壳厚度、基底结构及盆地构造的控制。海拉尔盆地乌尔逊凹陷为持续埋藏增温型凹陷，现今地温场对有效烃源岩区的分布和油气生成具有明显的控制作用，该凹陷内沉积的铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组烃源岩现今地温为烃源岩经历的最高温度，烃源岩现今处于持续生烃阶段，而贝尔凹陷、呼和湖凹陷的古地温高于现今地温，烃源岩生烃过程受古地温控制而不是现今地温。图6表1参21     

东濮凹陷现今地温场及地热资源潜力

地热资源潜力评价需要精确的现今地温场进行约束。为了更好地明确东濮凹陷地热资源潜力，文中以已有地温场研究成果为基础，利用一维稳态热传导方程计算得到深度0～3 000 m和0～5 000 m的地温，获取了这2个深度段的地温梯度分布，并指出了东濮凹陷地热勘探有利区。研究结果表明：东濮凹陷深度0～3 000 m地温梯度为16.8～55.7℃/km，平均值为33.2°C/km；深度0～5 000 m地温梯度为16.0～54.8℃/km，平均值为32.3°C/km。同时，研究区具有隆起带地温梯度较高、凹陷区地温梯度相对较低的特征。东濮凹陷具有丰富的地热资源。其中：深度3 000 m处赋存了以中—低温型为主的地热资源；深度3 000～5 000 m主要赋存了中—高温型地热资源。文中还指出了3类地热勘探有利区：深度3 000 m处，位于中央隆起带的徐集断凸为Ⅰ类勘探有利区，桥口断凸和文留断凸评价为Ⅱ类勘探有利区；深度5 000 m处，地层温度普遍偏高，中央隆起带南部、西部斜坡带中部以及西部次凹区西南部为Ⅰ类勘探有利区，中央隆起带中部桥口断凸评价为Ⅲ类勘探有利区。     

冀中坳陷地热资源评价及开发利用

冀中坳陷地热能资源十分丰富,大量石油井钻达地热田热储层,地热田主要受坳陷内凹凸相间的地质结构控制。地层岩性、盖层厚度、水流交替、断裂传导、热储层埋深等影响地温场变化。区内赋存着元古宇—下古生界弱交替带、上古生界—古近系交替阻滞带、新近系强交替带三大地热含水系统,热储层分为孔隙型、裂缝型和裂缝—溶洞型3类,其中基岩裂缝型热储层温度高,热能量大,优选留北地热田利用废弃油井进行地热能利用实验。     

济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带与邻区黏土矿物成岩演化及古地温变化

惠民凹陷中央隆起带是胜利油田重要的油气富集带,对其成岩演化及古地温研究有助于进一步弄清该构造带的地质作用过程。选取了中央隆起带及临南洼陷带沙河街组大量样品,通过X-射线衍射、电子探针等进行黏土矿物成分分析及古地温计算,结果表明：该区沙河街组黏土矿物主要为高岭石、伊/蒙混层、伊利石和绿泥石,总体反映黏土矿物演化程度不高,盆地热演化程度较低的特点;成岩作用基本处于中成岩阶段,可进一步划分为早期和晚期2个阶段,早期主要是无序伊/蒙混层矿物(伊利石含量=38.2%~60.3%）;晚期是有序伊/蒙混层矿物(伊利石含量=60.3%~82.4%）。在中央隆起带,早期和晚期的转换深度界线大致为1 700m,而在临南洼陷带该界线大致为2 600m;中央隆起带沙二段（Es₂）矿物热演化程度明显低于洼陷带,表明中央隆起带可能在沙二段沉积期开始了快速抬升,形成了与洼陷带不同的成岩环境;洼陷带沙河街组古地温梯度为40.8℃/km,中央隆起带的古地温梯度计算结果明显异常（76.72℃/km）,表明该构造带遭受了强烈抬升与剥蚀作用,剥蚀量大约为880m。     

民和盆地上侏罗-下白垩统储层特征及影响因素

储层物性差是制约民和盆地油气勘探获得重大突破的关键。通过对上侏罗-下白垩统储层沉积相、砂体特征、岩石结构类型、物性特征及其影响因素的系统分析，认为盆地主要为低孔低渗或低孔特低渗储层，高地温场、成岩过程中的压实与胶结作用是造成盆地物性差的主要原因。古埋藏浅、次生孔隙发育、易形成裂缝的环凹陷周缘斜坡带及凹中继承性隆起带是有利的储层发育区。     

东海西湖凹陷天外天二井热史恢复

应用结合法和流体包裹体显微测温法对东海西湖凹陷浙东中央背斜带南部天外天二井的地热演化史进行了模拟恢复。结果表明,自渐新世至今,总体表现为古地温梯度呈逐渐降低的趋势,高的古地温梯度有利于烃源岩的成熟演化与烃类生成;坳陷演化阶段的古热流高于区域沉降阶段,升温速率与古热流具有较为明显的"镜像"变化关系。利用结合法与流体包裹体测温法能有效地恢复含油气盆地的热演化历史。     

琼东南盆地深水区储层分布规律

琼东南盆地深水区经历了断陷、断拗和拗陷3大构造演化和沉积充填阶段,主要发育4种沉积体系,相应地形成了4类主要储层:1)陵三段扇三角洲或滨海相砂岩储层;2)三亚、梅山组滨浅海相砂岩储层;3)三亚—莺黄组低位体储层;4)梅山组台地边缘礁滩灰岩储层。平面上,储层发育具有明显的分带性,可划分为:北部浅水陆架滨岸砂岩、三角洲砂岩储层发育带;中央坳陷低位体储层发育带;南部永乐隆起区碳酸盐岩储层发育带。深水区主要位于后2个带,每个带储层发育的控制因素不同,可以进一步划分为多个储层发育区。每个储层发育区存在多套储盖组合,每套储盖组合在多个储层区中发育。其中台地灰岩储层可能成为南部隆起区具有重要意义的勘探层系。      

莺歌海盆地地温—地压系统特征及其对天然气成藏的意义

莺歌海盆地是一个典型的高温高压新生代伸展—转换型盆地，其烃源岩热演化、天然气运聚成藏都与温压场特征密切相关。尝试运用整体、耦合的观点和地温—地压系统理论，在详细分析莺歌海盆地地温场和地压场分布特征的基础上认为，莺歌海盆地中央泥底辟带发育高压型复式地温—地压系统，而莺东斜坡带则发育单一型地温—地压系统。结合中央泥底辟带和莺东斜坡带天然气藏的分布特征，分析了不同地温—地压系统模式对天然气运聚的影响和控制作用，探讨了在不同地温—地压系统模式下天然气成藏的意义，指出了中央泥底辟带和莺东斜坡带不同的地温—地压系统模式对应的天然气运聚模式。     

吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏特征与勘探方向

为进一步明确吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏特征与勘探方向,开展了吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏类型、成藏特征、有利勘探方向评价研究。认为吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏分为背斜构造型、构造—岩性复合型和动力圈闭型3类,构造—岩性复合型致密砂岩气藏主要分布于胜北生气中心及周缘,储集砂体主要为湖底扇砂砾岩和三角洲前缘砂体,综合评价为II类储层,是勘探最有利的气藏类型。研究结果表明：①湖底扇砂砾岩、三角洲前缘细砂岩与构造匹配形成构造—岩性复合型致密砂岩气藏,砂砾岩、粗砂岩的抗压实能力优于细砂岩,粗粒度砂体的储集物性优于细粒砂体;②吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气资源量为2 400×10⁸ m³,胜北洼陷是最有利生气中心,勘探潜力大;③三工河组储层可分为4类,位于胜北生气中心的胜北洼陷南部斜坡带、胜北洼陷洼中隆起区、鄯善弧形带三工河组储层主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层,是致密砂岩气的主要勘探有利区。     

应用磷灰石裂变径迹研究大民屯凹陷的古地温

为深刻认识辽河盆地古地温特征，利用裂变径迹分析方法，对大民屯凹陷钻井岩心中19块磷灰石样品的裂变径迹年龄和长度做了测试。结果表明，随井深增加，径迹年龄和平均径迹长度有减少、变短的显著趋势，ES3^4地层磷灰石裂变径迹表观年龄比地层年龄年轻得多，说明沉积后曾长时间处于退火带中，退火带古地温为74～130℃，有效加热时间为4l～45Ma，2300～4000m深度地层处于退火过渡带。将径迹长度分布特征与地史、热史模拟结果相结合，认为该区在ES4段末经历一次短时间迅速增温后，ES3^1亚段存在一个区域抬升降温的热事件过程，其后地层稳定下降，沉降幅度小、沉积物较薄，温度增加缓慢，古地温梯度高于今地温梯度，对生、排烃较为有利。     

油田地热资源评价方法及应用

地热能的开发利用正成为中国新能源领域发展的重点。国家"十三五"（2016-2020年）地热能发展规划和一系列保障措施的出台将加快推动地热产业的发展。拥有丰富水热型地热资源的油田企业可将油田地热能用于原油集输、建筑物采暖、热洗油管等，替代燃油、燃气和燃煤。根据油田地热地质的特点，地热资源的评价可基于随机模拟法、单元容积法和类比法。通过随机模拟法和单元容积法对中国11个盆地或区块中埋深浅于4 km的水热型地热资源进行系统评价，地热资源量为31 784.45×10¹⁸J，地热水资源量为375 085.18×10⁸m³，可采地热资源量为47.68×10¹⁸J/a。中国东部地区含油气盆地的地热资源普遍具有温度高、埋深浅、开发利用经济效益好的特点。地热资源的分级评价可为有序、规模化开发利用油田地热能奠定基础。     

砂岩孔隙型地热井提高热效工艺分析

针对国内砂岩孔隙型地热井井口水温相对较低、缺乏提高热效工艺的先导试验,开展了提高热效工艺与井口水温之间的适应性研究。采用开口系统稳定流动热力学模型,分别从地热井成井施工参数和井筒隔热工艺两个方面计算了多条件下的井筒水温曲线,对比了不同工艺方法下的增温效果、成本和可操作性。研究表明:小排量抽水时,沿程热损失和上层低温高渗井段主出水,综合导致井口水温较低;大排量抽水时,井口水温随着日抽水量的增大而增大,但增温幅度减小,日抽水量大于3 500 m3/d时增温幅度非常小且趋势趋平;主出水井段越深,井口水温越高,合理设计地热井止水器和滤水管安装深度,使得底层高温热储层动用起来,可以增加井口水温8~18 ℃以上;单纯增加泵挂深度井口水温增加不大于0.2 ℃;采用氮气环空隔热、气凝胶隔热、降低水泥环导热系数和延长固井段长度,可以增加井口水温0.23~1.3 ℃,但是成本较大,实现相对困难;延长抽水钢管长度并外刷隔热涂层,井口水温增加0.6~1 ℃,预增成本相对较少,容易实现。拟合了井口水温与日抽水量之间的函数方程,该函数方程可以快速预测相似结构管柱砂岩孔隙型地热井不同排量下的井口水温。该研究结果可为砂岩孔隙型地热井井口水温预测、现场提高热效工艺方式的选择提供参考。     

塔里木盆地地温场对油气成藏过程的控制作用——以古城墟隆起为例

塔里木盆地是中国海相碳酸盐岩油气勘探的重点区域,近几年中国石油化工股份有限公司在古城墟隆起西段奥陶系天然气勘探获得较大突破,但气藏的高温高压加大了勘探开发难度,且油气性质使得富集规律更为复杂。通过对地温场、油气碳同位素特征以及油气成藏过程剖析,认为古城墟隆起的多期构造活动使得地温异常,平面上具有剥蚀-热事件的差异演化;原油海西中—晚期聚集成藏,经历高温热蚀变,原油组分碳同位素变重;天然气为高成熟度干气,具有一定的原油裂解气的特征,喜马拉雅期聚集成藏;SHN1井成藏过程表征了热液对碳酸盐岩储层的建设作用和对油气的破坏与建设双重作用,使得奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大型天然气藏的潜力。     

查干凹陷现今地温场研究及其油气地质意义

查干凹陷是银-额盆地最具油气勘探潜力的凹陷,文中应用9口井的测温资料,计算了查干凹陷的地温梯度、大地热流,分析了查干凹陷地温梯度平面分布特征。研究结果表明:查干凹陷具有稳定区域的中等地温型地温场特征,其平均地温梯度为3.36°C/100 m,平均估算大地热流为54.04 mW/m2;凹陷地温梯度的分布呈现毛敦次凸最高,东部次凹次之,西部次凹最低的特征;其分布与基底埋深相关,还与查干凹陷区巨厚沉积盖层和凹陷四周凸起之间产生的"热折射"效应作用有关。另外,查干凹陷烃源岩的成熟度受古地温影响。研究成果为查干凹陷及银-额盆地其他凹陷的烃源岩生烃评价提供了地温资料。     

珠江口盆地南部热演化事件与高地温梯度的成岩响应及其对油气勘探的启示

32.0~16.0 Ma、特别是23.8 Ma以来的构造运动导致南海扩张、岩石圈拉伸减薄,地幔物质和深部热液流体异常活跃,热流背景明显增高,这不仅制约着珠江口盆地南部的沉积环境与沉积作用,同时也对深层砂岩储层的成岩演化过程有着深远的影响。基于显微薄片、镜质组反射率、黏土矿物X射线衍射、流体包裹体、扫描电镜和同位素地球化学等分析手段,结合地温梯度、区域构造背景、储层物性以及CO₂气藏成因等研究成果,揭示了珠江口盆地南部白云凹陷受热演化事件和高地温梯度背景影响的岩石学证据和地质记录,分析了热演化事件和高地温梯度的成岩响应及其对储层成岩演化过程的影响,对比了高、低地温梯度区古近系砂岩储层的成岩作用特征和成岩-孔隙演化过程的差异。高地温梯度区储层的成岩作用与成岩-孔隙演化具有一定的特殊性,深部热流体参与了储层的成岩演化过程,表现出异常热成岩演化,热压实作用总体较强,储层的孔渗性降低明显。高地温梯度区或异常热流区的烃源岩在埋藏较浅处即可达到排烃门限,储层在浅埋藏条件下即可达到较深的成岩作用阶段,易溶矿物更易发生溶蚀而形成次生孔隙发育带。因此,对于热流背景差异明显的地区,应根据热流背景、热演化事件和热异常的不同开展储层分析,以便更准确地预测有利的储集地带和油气聚集区,规避勘探风险。     

二连盆地温压系统特征

二连盆地腾格尔组地温梯度较高,而在浅层和深层地温梯度相对偏低。平面上凹陷中心或生油洼槽区古地温梯度较低,而隆起区或斜坡区古地温梯度较高,并且古地温高于今地温,在不同凹陷地温异常发育特征各异,受地温场制约,生油门限深度从凹陷中心向边缘逐渐变浅。地层压力系数都小于1.0, 具明显的异常低压系统。在不同的凹陷异常低压出现的深度略有不同,阿南凹陷最浅,乌里雅斯太凹陷最深。各凹陷纵向上发育单一型温压系统,平面上以常温常压区分布最广。流体动力特征都决定了本地区油气的运移方向和聚集部位,油藏主要分布在能量相对较低的断阶带和构造带。     

塔里木盆地的热史

塔里木盆地的地质热历史与其构造演化史密切相关。塔里木盆地自古生代以来古地温总体呈下降趋势,其间存在两个相对较高的古地温期:一个是寒武纪-早奥陶世,另一个是石炭-二叠纪。早古生代塔里木盆地古地温梯度较高,寒武纪-早奥陶世古地温梯度为每百米3.2～3.5℃,此后地温梯度显著下降;石炭-二叠纪古地温略有上升,地温梯度为每百米3.0～3.2℃;中生代古地温梯度下降平缓,中生代末地温梯度为每百米2.5℃;新生代地温梯度持续下降,现今地温梯度为每百米2℃。由于盆地不同构造单元构造发展演化史不同,塔里木盆地各构造单元的地质热历史各具特征。沙雅隆起与卡塔克隆起以及古城墟隆起在地质历史过程中,长期处于基底隆起区,大地热流始终相对较高;而满加尔坳陷长期处于坳陷区,基底埋深大,古热流相对较低。此外,新生代期间,塔里木盆地受南北向的挤压,由于山脉的负载作用,使盆地中部岩石圈相对上拱的卡塔克隆起地温梯度变化较小或略有上升,而边缘向下挠曲的塔西南坳陷新生代期间持续的快速沉降,地温梯度下降迅速,且幅度较大。     

塔里木盆地顺北油气田地温场对奥陶系超深层油气的影响——以顺北5号走滑断裂带为例

塔里木盆地顺北油气田走滑断裂带奥陶系超深层油气资源类型、油气性质呈现规律性变化，油气分布规律主控因素不清制约了资源类型与勘探序列评价。为研究温度场对深层油气的影响，开展了顺北5号断裂带现今实测温度资料统计分析、关键成藏期热史恢复、烃源岩热演化与奥陶系油气性质和油气成熟度对应关系研究。结果表明，顺北地区现今地温场纵向上呈现由浅层向深层地温梯度逐渐降低的特征，寒武系玉尔吐斯组烃源岩的现今地温和关键成藏期古地温均呈现由北往南逐渐升高的特征。在超深层低地温梯度背景下，顺北奥陶系超深层油藏温度未达到原油大量裂解温度窗，为液态石油的保存提供了有利条件；在关键成藏期——海西晚期，本地寒武系玉尔吐斯组烃源岩由北往南热演化程度逐渐增加，在高压抑制生烃演化作用下，顺北5号断裂带北段和中段以生油阶段为主，南段开始以生凝析油气阶段为主，演化产物与现今奥陶系超深层油气藏类型、原油密度、天然气干燥系数、生产气油比、油气热演化程度平面分布特征具有较好一致性，指示地温场控制下的烃源岩热演化差异是资源类型和油气性质差异分布的主要影响因素。      

塔里木盆地顺托果勒北部地区超深层现今地温场特征

塔里木盆地顺托果勒低隆起北部(顺北地区)发育超深层轻质油藏,这与传统生烃理论认识相矛盾。为了更合理地解释顺北地区超深层油气相态的分布规律,对研究区现今温度场及油气地球化学特征开展了系统研究。顺北地区现今大地热流为32.2～42.1 mW/m²,不同埋深的同一地层温度表现出与大地热流相似的平面分布模式,由北向南逐渐增大。埋深为9 km和10 km的地层温度分别为154～208℃和164～226℃。顺北地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩现今温度为168～248℃,中奥陶统一间房组储层温度为128～178℃,烃源岩的地层温度与气油比和原油成熟度具正相关性,与原油密度和黏度呈负相关性。顺北地区深部地层温度场受控于岩石热导率与岩石圈热结构,而温度场最终控制了油气在储层中的相态展布特征。自北向南,顺北地区深部温度场逐渐增大,依次与发育的轻质油藏、挥发性油藏、凝析气藏和干气藏相匹配,该研究认识对超深层油气勘探与资源评价具有指导意义。