鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组流体包裹体特征及油气成藏期次

为研究鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组长2和长6储层砂岩中流体包裹体特征及油气成藏期次,开展了荧光显微镜鉴定和冷热台测温等实验分析,并应用包裹体均一温度与埋藏史和热演化史相结合,判断目的层的油气充注时间。结果表明：①研究区流体包裹体主要包括盐水包裹体和含液态烃包裹体;②长6流体包裹体均一温度为100~120℃,长2流体包裹体均一温度为90~110℃,流体包裹体捕获时地层处于中成岩A期,盐度小于10.5‰,属于中等盐度;③长2和长6均发生过一期油气充注,为早白垩世。长2油气充注时间为距今115~100 Ma,长6油气充注时间为距今120~105 Ma。该研究成果证实了鄂尔多斯盆地丰富川地区延长组为连续充注型油气藏。     

鄂尔多斯盆地西南部上古生界流体包裹体特征及其意义

通过单偏光、荧光显微镜观察和显微冷热台测温等方法,对鄂尔多斯盆地西南部16口井24块上古生界砂岩样品进行全面的流体包裹体分析,归纳山西组和盒8段内主要含气层段流体包裹体岩相学特征,将不同包裹体组合内与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、冰点温度等参数对比分析,结合研究区埋藏史推测致密砂岩储层内天然气的充注期次。测试结果显示与气态烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度范围为100～170℃,均一温度和冰点温度均未显示明显间断,表明储层内天然气运移是在中侏罗世-早白垩世内(200～100Ma)持续进行;愈合微裂隙内高气液比气态烃包裹体的气相组分以 CH4 为主,与其伴生盐水包裹体均一温度介于140～170℃之间,表明储层内天然气大量富集期为早白垩世(155～100Ma);流体包裹体组合、均一温度及其地球化学组分测试结果综合分析认为,鄂尔多斯盆地西南部上古生界天然气运移富集是一个相对漫长且连续的过程,并以早白垩世为主要充注期。     

鄂尔多斯盆地西北部延长组下部幕式成藏特征

鄂尔多斯盆地延长组长7段优质烃源岩在大量生烃时产生较强的异常高压,在盆地西北部长7段与下部长8段地层之间存在10 MPa以上的过剩压力差,这成为石油向下运移的主要动力。岩心、薄片和成像测井资料表明,超压导致源岩及其下部地层发生流体压裂,流体以混相通过裂隙快速排出。在长7段烃源岩和长8段、长9段储层中发现的沸腾油气包裹体,是油气幕式排烃、幕式充注的直接证据。包裹体均一温度表明,鄂尔多斯盆地西北部主要发生了两次大规模的幕式充注过程,主要成藏时期为早白垩世早期—早白垩世中期。     

鄂尔多斯盆地西南缘三叠系延长组流体包裹体特征及对油气充注调整的指示

随着鄂尔多斯盆地西南缘彭阳地区三叠系延长组长8段油藏的发现,证实该区具有较大勘探潜力,但整体研究程度薄弱,其油水关系异常复杂、油气充注规律不明确。油气充注过程中形成的流体包裹体可为研究油气充注过程提供依据,通过系统的流体包裹体显微鉴定、均一温度测试和热动力学模拟等包裹体分析手段,结合颗粒荧光定量测试技术,探讨了盆缘长8段油气充注—调整的过程并比较了盆内外成藏差异性。结果表明:研究区油气包裹体较为发育,原油成熟度不高,含油显示级别和今古含油饱和度均低于湖盆内部,整体充注强度较低。油气较大规模充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期,有限源储压差为研究区近源短距离运移提供了动力;但成藏动力不及盆内主体区块,限制了边缘地区油气富集饱满程度。同时,颗粒荧光定量分析（QGF）和颗粒萃取物荧光定量分析（QGF-E）得出的数据变化趋势不一致,指示了研究区古油水界面的位置变化或油藏遭受调整的特征。盆地西南缘断裂附近后期构造运动对油气藏的调整/破坏影响大,由此进一步减弱长8段油藏充注规模。深化研究盆缘油气的充注成藏规律和演化过程,对于认识不同构造背景下的低渗致密砂岩油气勘探潜力具有较强指导意义。     

鄂尔多斯盆地延长组长7致密储层流体包裹体特征与成藏期次

鄂尔多斯盆地延长组长7储层流体包裹体类型丰富,包括盐水包裹体、含烃盐水包裹体、液烃包裹体、气液烃包裹体和气烃包裹体。根据油气包裹体宿主矿物成岩的形成时间序列和均一温度分析认为,长7储层主要有2期包裹体。第一期主要赋存于石英颗粒次生加大边内侧及未切及加大边的裂隙中,与其共生的盐水包裹体均一温度峰值为120～140℃;第二期包裹体均沿切穿石英(或长石颗粒)的晚期微裂隙成线/带状分布,与其共生的盐水包裹体均一温度峰值为90～110℃。结合盆地埋藏史和热史分析认为,长7致密油藏主要经历了2次流体充注,主成藏期为早白垩世晚期,即在早白垩世末盆地开始大范围抬升以前油藏就已形成。      

鄂尔多斯盆地定边地区中生界油藏包裹体特征及地质意义

通过红外光谱、荧光光谱及均一温度等包裹体测试结果,对鄂尔多斯盆地定边地区中生界储层的流体包裹体特征做了系统分析,进而确定该区目的层的成藏期次。研究表明,中生界储层含烃包裹体主要发育液态烃、含气液态烃2类。根据岩相学特征将烃类包裹体分为2期,均一温度峰值区间延安组为60~70℃和90~100℃、延长组为80~90℃和100~120℃,表明研究区主要发生过2期原油运移、充注过程。石油包裹体荧光光谱及红外光谱测试分析结果也表明储层经历了2期不同成熟度烃类充注,早期充注成熟度较低的原油,荧光光谱主峰波长段λ_max为495 nm,荧光颜色为黄绿色、绿色;晚期充注的原油成熟度较高,λ_max为470 nm,烃类包裹体主要发蓝绿色、蓝白色荧光。结合埋藏热演化史确定2期原油充注时间分别对应于侏罗纪晚期-早白垩世早期及早白垩世中晚期。     

利用流体包裹体分析和计算油气的充注史和古流体势——以鄂尔多斯盆地榆林地区上古生界为例

通过包裹体测温、荧光光谱分析及流体势分析,结合区域地质资料,认为鄂尔多斯盆地榆林地区上古生界油气具有多期连续性充注特征.从晚三叠世中期到早白垩世末期,油气不断注入,烃类组分随埋深由低成熟到高成熟,虽可划分为6期,但应为连续充注的一期成藏,其中早侏罗世中期-中侏罗世末期和中侏罗世末期-早白垩世末期是两个大规模天然气充注时期.用VTFLINC PVT模拟软件计算包裹体流体势结果显示,榆32井是长期的低势区,榆43-8井和榆25井等流体势较高.     

延安以南地区奥陶系碳酸盐岩储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义

为明确鄂尔多斯东南部延安以南地区奥陶系储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义,对其流体包裹体的岩相学、均一温度和盐度及组分特征进行综合分析,并结合研究区埋藏-热演化史,探讨储层烃类充注史。根据流体包裹体室温下的相态特征、组分和烃类分布产状,可将研究区碳酸盐岩储层流体包裹体分为盐水包裹体、气态烃包裹体、液态烃包裹体、沥青包裹体及含烃气-液两相盐水包裹体5类,局部还存在残余游离液态烃和运移沥青等未形成流体包裹体的烃类物质。研究表明,研究区流体包裹体及烃类物质主要分布在充填于储层孔隙、溶洞、裂缝中的方解石、石英等自生矿物内,均一温度随盐度升高逐渐递增,所捕获的流体包裹体主要为烃源岩在高成熟阶段的产物。奥陶系碳酸盐岩储层曾在中侏罗世末期和早白垩世末期发生过2期油气充注,且以早白垩世末期为主。     

苏里格大气田上古生界储层流体包裹体特征及天然气成藏意义

油气储层流体包裹体包含着油气成藏时丰富的微观地质信息。采用LABHR2VIS LA-BRAM HR800型显微激光拉曼光谱仪和LINKAM THMS 600型冷热台,对鄂尔多斯盆地苏里格大气田上古生界储层流体包裹体样品进行测试分析。结果表明,苏里格大气田上古生界储层流体包裹体分布有低饱和烃类包裹体、沥青质烃类包裹体、饱和烃包裹体、CH4包裹体、CO2包裹体和纯盐水包裹体6种类型,其中含CH4包裹体、CO2包裹体和含烃包裹体较为丰富,占到50%以上。通过对流体包裹体的激光拉曼分析和均一温度测试结果分析,反映苏里格大气田成藏时曾有丰富的不同成分组成的烃类流体充注,与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度分布范围为100～180℃,主峰温度在140～150℃之间。依据包裹体均一温度的实测结果,结合沉积埋藏史和古地温史,推算出苏里格气田上古生界天然气主要充注成藏期为晚侏罗世—早白垩世（150～100Ma）。     

鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系包裹体特征及油气充注史

鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系碳酸盐岩储层油气成藏期次尚不明确。选取研究区内5口典型井8块下古生界储层碳酸盐岩样品,进行流体包裹体岩相学分析、显微测温及激光拉曼光谱分析,结合典型井埋藏史—热史恢复,确定了鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系油气成藏期次。结果表明,鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系碳酸盐岩储层中流体包裹体可分为2期：第Ⅰ期包裹体主要以液态烃类包裹体及其伴生的大量盐水包裹体为主,荧光显示为黄色,主要呈串珠状分布在溶孔填充方解石和早期裂缝填充方解石中,其伴生盐水包裹体均一温度的峰值介于120～130℃之间;第Ⅱ期包裹体主要发育气态烃类包裹体及其伴生的大量盐水包裹体和少量沥青包裹体,呈带状分布在晚期裂缝填充方解石中,无明显荧光显示,其伴生盐水包裹体均一温度的峰值介于150～170℃之间。研究区下古生界奥陶系储层经历了2期烃类充注过程：第一期发生在早侏罗世晚期,为大量油气充注时期;第二期充注发生在早白垩世早期、中期,为大量天然气充注时期。     

鄂尔多斯盆地西部古峰庄地区三叠系延长组长7—长9段裂缝特征及油气意义

天然裂缝对鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透油藏的勘探开发具有重要的作用。盆地古峰庄地区延长组油气资源丰富,具有良好的勘探前景,但有关裂缝研究成果较少,对其分布规律和活动时期认识不清。通过古峰庄地区延长组长7—长9段岩心、成像测井、碳—氧同位素、流体包裹体、岩石声发射及构造应力和断裂活动分析,对其天然裂缝的特征、形成期次及成因进行研究,并探讨了裂缝对油气成藏的作用。古峰庄地区长7—长9段天然裂缝较发育,尤以长7段最发育;以高角度和垂直裂缝为主,走向以NEE向为主,NE向次之,少量NW和NWW向;裂缝以未充填和方解石半充填为主,有效性较好;裂缝面较平直,可见油侵、油迹、油斑等明显的油气运移痕迹。长7、长8、长9段氧同位素均值分别为-15.8‰,-17.5‰,-18.7‰,裂缝的形成深度分别为1 675,2 338,2 785 m;由流体包裹体均一温度峰值90～100℃,120～130℃,换算得裂缝形成深度范围在1 750～2 000 m, 2 500～2 750 m。该区长7—长9段裂缝活动具有多期性,可划分为印支期、燕山期和喜马拉雅期,燕山期和喜马拉雅期为主要活动时期。不同时期发育的有效性...     

鄂尔多斯盆地延长组长7和长8油层组流体过剩压力特征与油气运移研究

为了揭示鄂尔多斯盆地中生界延长组岩性油藏的成藏动力特征及油气运移规律,利用测井声波资料计算延长组各油层组的过剩压力值,分析延长组泥岩压实特征与流体过剩压力的分布特征,并以长8油藏为例探讨长7油层组和长8油层组之间的油气运移聚集规律。结果表明:延长组下部广泛发育稳定的欠压实带,长7油层组过剩压力值普遍较高,主要分布在8～14MPa之间,最高可达到18MPa;长8油层组过剩压力相对较低,只在局部地区达10MPa以上。泥岩厚度和性质是影响过剩压力分布的重要原因,高泥岩厚度分布区与过剩压力的高值区相吻合。长7油层组与长8油层组之间存在着较大的过剩压力差,该过剩压力差是油气纵向运移的主要驱动力;在横向上过剩压力低值区为油气运聚成藏的有利区。     

鄂尔多斯盆地安塞地区长9 油层组流体包裹体特征与成藏时间

为了确定安塞地区延长组长9 油层组的石油充注成藏时间,对该区储层样品进行了包裹体镜下 显微观察、荧光分析及石英次生加大边中伴生盐水包裹体显微测温,并结合长9 油层组埋藏-热演化史 模拟,确定了该区油气运移成藏的时间。结果表明：安塞地区长9 油层组主要发育盐水包裹体和含液态 烃包裹体,大多分布在石英次生加大边和溶蚀微裂隙中,包裹体形态以近圆形和不规则形为主,大小一 般为2～6 μm,其均一温度呈明显的单峰分布,主要为100～110 ℃。长9 油层组主要发生过一期油气 充注,对应的地质历史时间为早白垩世中晚期（100～120 Ma）。     

鄂尔多斯盆地冯地坑—洪德地区长6油层组成岩作用研究

长6油层组是鄂尔多斯盆地冯地坑—洪德地区的重要勘探目的层。因该油层组具有粒度细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性较差的岩石学特征,所以,研究对其储层物性有控制作用的成岩作用具有极其重要的意义。结合单偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射分析及流体包裹体均一温度测试等资料,对研究区长6油层组的成岩作用进行了系统研究,结果表明：该油层组主要成岩作用有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用,且成岩演化主要处于中成岩阶段A期。在成岩作用研究基础上,综合黏土矿物成分、胶结物及孔隙的发育状况,把长6油层组划分为5个成岩相：高岭石胶结相、绿泥石胶结相、铁方解石胶结相、绿泥石薄膜＋长石溶蚀相以及长石溶蚀相。其中,绿泥石薄膜＋长石溶蚀相和长石溶蚀相为最有利储集相带。     

姬塬油田麻黄山地区长4+5和长6储集层敏感性差异评价

为避免储集层敏感性伤害,提高油田采收率,进行姬塬油田麻黄山地区长4+5和长6储集层的敏感性差异研究。在对研究区岩石学特征、物性特征和孔喉结构特征研究的基础上,用岩心开展敏感性实验,对研究区长4+5和长6储集层的敏感性进行评价,并分析造成长4+5和长6储集层敏感性差异的原因。结果表明,姬塬油田麻黄山地区长4+5和长6储集层以岩屑长石砂岩为主;长4+5和长6储集层的平均孔隙度分别为10.6%和9.4%,平均渗透率分别为0.65 mD和0.25 mD,平均面孔率分别为6.84%和3.67%;研究区长4+5和长6储集层总体上均具有弱速敏、弱水敏、弱盐敏、强酸敏和强碱敏的特点;由于长4+5储集层长石和石英含量较高,高岭石含量较低,其碱敏性和水敏性较长6储集层强;长6储集层则因为黏土矿物含量较高,其盐敏性和酸敏性较长4+5储集层强。在后续的储集层改造中,应严格控制注入地层流体的pH值。     

运用流体包裹体资料探讨鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油藏史

鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长9油层组是该区油藏发育的重点层位。在区域地质研究的基础上,通过流体包裹体偏光-荧光观察、均一温度测试、荧光光谱及红外光谱等分析方法,结合埋藏热演化史资料,确定了姬塬地区长9油藏的充注期次。分析表明,长9储层烃类包裹体物理相态主要为发绿色、黄绿色荧光的液态烃、含气烃的液态烃两类。与其共生的盐水包裹体均一温度分布连续,具有明显的单峰分布特征,对应温度为100～120 ℃,盐度分布也较集中,峰值区间NaCl浓度为3%~5%,表明发生过一期连续、流体性质和交换作用变化不大的烃类运移、充注过程。同样,石油包裹体荧光光谱及红外光谱特征及参数统计结果也佐证了姬塬地区长9储层经历了一期烃类充注,充注的有机质成熟度较高,烃类包裹体荧光光谱主峰波长、形态相似,波峰近似,λ_max为495 nm,对应绿色、黄绿色荧光区。结合研究区埋藏史、地热史综合分析得出,姬塬地区长9原油充注过程发生距今120～130 Ma,即早白垩世中、晚期为主要的油气成藏期。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8 油层组岩性油藏成藏机理研究

致密砂岩型岩性油藏的成藏机理是制约鄂尔多斯盆地延长组深入勘探的核心问题。综合利用储层岩石学、油气/油藏地球化学及盆地数值模拟领域中先进的技术与研究方法,从有效烃源岩出发,以压力场演化及其控制的流体动力学和运动学过程为核心,探讨了姬塬地区延长组长8 油层组岩性油藏的成藏机理。结果表明,长8 油层组原油主要来源于长7 段及长8 段的生烃有机质,油藏存在2 期充注过程,以早白垩世晚期（105～95 Ma）充注为主。210 Ma 以来,压力场经历了早期升高→中期迅速升高→后期降低的演化过程。早白垩世大量生烃及中晚燕山期构造挤压是超压发育的主要成因机制,受强超压控制,长8油层组岩性油藏呈现近源充注、隐性输导、快速聚集的成藏模式。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层溶蚀作用及其对储层孔隙的定量影响

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层中长石含量较高,且普遍存在长石溶蚀现象,对致密储层物性的改善具有重要意义。在对长8致密储层特征的研究基础上,利用高温高压流体—岩石相互作用模拟实验,并结合偏光显微镜、扫描电镜（SEM）和X-射线衍射（XRD）等分析技术,模拟研究区长8储层岩石样品与有机酸的相互作用,分析了溶蚀作用类型及其特征,并解释了相关溶蚀作用机理,定量计算了溶蚀作用对储层孔隙度的影响。为使模拟实验更接近实际地质情况,流体采用0.15mol/L、pH=2.65的乙酸溶液,模拟温度为87~103℃,模拟压力为24.70~30.18MPa。研究表明：长8储层主要岩石孔隙类型为原生粒间孔和长石溶蚀孔,其中长石溶蚀孔较发育,占总孔隙的39%左右,计算得其视溶蚀率为37.8%~50.0%,呈中等溶蚀程度;长石类和碳酸盐类矿物在酸性条件下均能发生不同程度的溶蚀,碳酸盐类矿物的相对溶蚀率整体大于长石类矿物的相对溶蚀率;在95℃左右时矿物的溶蚀作用最为明显,依据地温梯度计算其对应的埋藏深度约为2 370~2 710m,该深度可能是长8储层中有利储层的主要分布区域;溶蚀作用导致长8致密储层的孔隙度增加约3.57%~3.69%,其平均孔隙度增加3.63%,溶蚀作用是研究区长8储层孔隙度增加的关键成岩作用类型,是储层“甜点”发育的主要控制因素。