鄂尔多斯盆地侏罗系古地貌油田形成条件与分析规律

本文从盆地演化、油源条件、储集类型、古地貌特征、构造因素,保存条件等方面对侏罗系古地貌油田的形成条件进行了分析总结。对油藏类型及油藏与古地貌的组合模式作了划分、归纳,明确了不同的古地貌单元具有不同的油藏组合。最后指出了鄂尔多斯盆地南部侏罗系古地貌油藏的三个有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地东部大型煤层气气田形成条件及勘探目标

鄂尔多斯盆地是世界十大聚煤盆地之一，石炭二叠系和侏罗系煤系分布面积达２４×１０４ｋｍ２，煤层气资源十分丰富。该盆地东部石炭二叠系的山西组和太原组含煤面积为３．３×１０４ｋｍ２，煤层气远景资源量约２．４×１０１２ｍ３，具有形成大型煤层气气田的有利条件。根据该区大量热模拟资料，其煤层生成的气量远超过自身吸附能力；煤中气孔特别发育且次生构造张裂隙发育，煤层储集物性好；煤层顶、底板均为稳定分布且厚而致密的灰岩、泥岩，多处于承压水封闭区，区域性封盖条件好。参考国外煤层气勘探选区标准，认为该区的中部地区（绥德—吴堡）是煤层气勘探最有利目标区。在绥德—吴堡地区完成的煤层气资料评价井（吴试１井）钻探证实，鄂尔多斯盆地东部地区有望发现大型煤层气气田。图３（王孝陵摘）     

渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地成藏条件对比

对比渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地上古生界的油气成藏条件，二者在上古生界烃源岩厚度、有机质类型等方面差别不大，只是渤海湾盆地存在二次生烃，而鄂尔多斯盆地由于有机质演化程度较高，只有一次生烃；二者的上古生界储集层都属于低孔低渗类型，盖层对生成的油气都能起到很好的封盖作用，认为二者成藏模式十分相似。鄂尔多斯盆地的油气主要储集于岩性圈闭中，上古生界岩性油气藏在渤海湾盆地未来的勘探中值得关注。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气成藏地质模型

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有20余年历史,近年来在保德、柳林等区块规模化开发迅速发展,但总体上全区产业化发展并不均衡。除工程因素外,对煤层气地质条件的认识仍然存在分歧,煤层气成藏地质模型可以为勘探选区提供借鉴。通过对鄂尔多斯盆地东缘构造格架、地层层序、水动力条件及气体成因的研究,构建了研究区北段单斜式低煤级煤层气成藏地质模型、中段基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型、南段边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型,典型代表区域分别在府谷、吴堡—柳林和韩城。其中,单斜式低煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气相对富集于地下水滞留区上部;在基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气高渗富集区位于拉张型鼻状隆起带;在边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型中,气体富集于挤压型构造转折端。研究结果表明:吴堡—柳林基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型各成藏要素匹配良好,气体储集和渗流条件最好,建议作为优先开发区域;府谷单斜式低煤级的含气性相对差,渗透率高;韩城地区尽管气体保存条件好,但边浅部受边缘逆冲推覆构造的影响,煤体结构破坏严重,煤层气可采性差。     

鄂尔多斯三交地区煤层气勘探开发新认识

在总结三交地区前期工作的基础上,结合当前煤层气勘探开发的最新进展,对三交地区煤层气勘探开发潜力进行了深入分析.研究认为该区煤层气资源丰富,勘探潜力巨大,具有构造稳定简单,埋藏适中,煤层厚度较大,含气量较高,水文条件较好的特点;纵向上,根据沉积环境、煤岩煤质、储层物性和含气性等地质条件,可划分为山西组3/4/5号煤层气藏...     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。     

鄂尔多斯盆地延长组长7页岩油存在的可能性分析

页岩油目前主要通过油页岩干馏热解产生,对于自然界页岩油形成条件研究较少。页岩油作为一种非常规油气资源,资源量丰富,资源潜力巨大,已成为常规油气资源的重要补充能源。鄂尔多斯盆地延长组长7期处于湖盆发展的全盛期,大范围的深湖-半深湖沉积相发育,泥页岩分布广泛,并且泥页岩厚度较大、有机碳含量较高、有机质成熟度较高,页岩中层理裂缝发育,油页岩含油率高,为页岩油藏的形成提供了良好的生储盖及圈闭条件,这就为页岩油藏存在的可能性提供了依据。     

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气成藏演化规律与勘探开发实践

中国深部煤层气(埋深>1 500 m)资源丰富,具有吸附气与游离气共存的赋存特征,其赋存状态、成藏特征和开发规律与中—浅部煤层气存在显著差异,成藏演化规律尚不清晰制约了其高效勘探与开发。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深部8号煤层为例,通过精细刻画深部煤层气的成藏特征,模拟深部煤层的埋藏演化史、热演化史、生烃演化史,完善了深部煤层气的富集成藏规律和成藏模式,并提出了针对性勘探开发对策。研究结果表明,大宁—吉县区块深部8号煤层全区发育、有机质热演化程度高、干酪根类型为Ⅲ型、生烃潜力大,总生烃强度为(20.2～34.7)×10⁸m³/km²;深部煤储层发育割理、裂隙、组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔等储集空间,为深部游离态煤层气提供了良好的储集条件;构造-岩性-水动力耦合封闭利于深部煤层气保存。研究区深部煤层的成藏演化可以划分为初始生烃阶段(阶段Ⅰ,306～251 Ma)、第1次热成因生烃阶段(阶段Ⅱ,251～203 Ma)、有机质热演化作用减缓阶段(阶段Ⅲ,203～145 Ma)、生烃高峰阶段(阶段Ⅳ,145～1...     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气形成的气源条件研究

鄂尔多斯盆地石炭－二叠系海陆交互相含煤岩系是一套良好的气源岩，具有分布面积大、厚度中等、有机质丰度较高、有机母质类型以主要生气的腐植型为主、热演化程度较高、生气量大、“广布型”生气、生气强度中等、平均生气速率较慢、生气高峰期地质时代老等特点。这套气源岩的热演化生气可划分为两个阶段，即气源岩持续深埋的大量生气阶段（Ｊ－Ｋ１）和盆地抬升的缓慢生气阶段（Ｋ１末至现今）。其中，大量生气阶段无疑是上古生界天     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气控制因素探讨

根据煤层气含量，鄂尔多斯盆地东缘可划分为北部低含气量区，中部高含气量区和南部中含气量区。影响煤层气含 的主要地质因素为煤层埋藏深度，煤的变质程度、地质构造、煤层厚度，顶底板岩性及岩浆活动等。中部高含气量区是最有利的煤层气勘探目标区。     

辽河盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价

辽河盆地是我国煤、油、气共生盆地之一，开展该盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价，对于优选煤层气有利探区，实现该区煤层气与常规油气共采具有重要意义。从气源条件、储集条件和保存条件3个方面，分析了东部凹陷深部煤层气的成藏条件，并对其进行综合评价，结果表明东部凹陷具有煤层分布面积广、厚度大、变质程度低、含气量低、含气饱和度高、埋藏较深、煤层气地质储量丰富及保存条件良好等特点，认为该区煤层气成藏条件较好，能够实现与常规油气共采，具有很好的勘探开发前景。     

盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价

辽河盆地是我国煤、油、气共生盆地之一,开展该盆地东部凹陷深部煤层气成藏条件评价,对于优选煤层气有利探区,实现该区煤层气与常规油气共采具有重要意义.从气源条件、储集条件和保存条件3个方面,分析了东部凹陷深部煤层气的成藏条件,并对其进行综合评价,结果表明东部凹陷具有煤层分布面积广、厚度大、变质程度低、含气量低、含气饱和度高、埋藏较深、煤层气地质储量丰富及保存条件良好等特点,认为该区煤层气成藏条件较好,能够实现与常规油气共采,具有很好的勘探开发前景.     

鄂尔多斯盆地东部上古生界煤岩储集性能评价

从煤岩的储层特征,吸附性和渗透性三方面对鄂尔多斯盆地东部石炭－二叠系煤层储集进行综合评价。结果表明：孔隙为煤层气的主要储集空间,且以气孔和植物组织孔占优势,孔隙体积百分比中大孔和微孔达８０％－９０％。煤岩有效孔隙度很低,因而决定;了裂隙为煤层气的主要运移通道,主干裂隙走向受古应力场的控制,与主应力方向相一致,裂隙发育程度从北向南具有明显的分带性。     

鄂尔多斯盆地彭阳油田侏罗系延安组油藏成藏规律

鄂尔多斯盆地彭阳油田主要勘探开发层位延安组平面展布特征变化较大,影响了对其油藏成藏规律的认识。在研究区延安组基本成藏条件研究的基础上,总结了延安组油藏成藏规律。延安组油藏原油主要来自延长组长6、长7段炭质泥岩或油页岩;生烃期晚于圈闭形成期,有利于油气聚集;油气在早白垩世末期通过断层、裂缝与延长组顶部不整合输导进入延安组成藏。构造是控制延安组油藏成藏的最重要因素,其次为砂体分布与保存条件;北东向砂体与东西向斜坡配置形成构造-岩性油藏,局部砂体向上超覆尖灭形成地层超覆油藏;研究区北、东部保存条件好,其内部的低幅度背斜、鼻状构造处于最有利成藏位置。     

吐哈盆地侏罗系煤系地层烃源岩的测井研究

以吐哈盆地侏罗系煤系实际测井资料为基础，，对烃源是井曲线响应之间的关系分析的结果表明，烃源岩的测井曲线特征比较明显，便于识别。     

鄂尔多斯盆地大油气田形成的主要地质规律

鄂尔多斯盆地是我国第二大盆地,也是我国陆上油气勘探最早的盆地,该盆地已发现的油气储量中,95％是地层,岩性等隐蔽型油气藏的储量,根据长期勘探实践总结出该盆地大油气田形成的主要地质规律为：91）生烃凹陷控制大油气田的分布;（2）沉积间断形成的两个假整合面是油气运移的主要通道;（3）古湖岸线附近的大型三角洲前缘带是三叠系油气田分布区;（4）古河道（古水系）两侧斜坡带是寻找侏罗系油气藏的有利场所;（5）古中央隆起带是古生界大气田形成的区域构造背景,古鼻隆与渗透性砂岩叠合区是大气田富集区,该盆地今后油气勘探要重视高新技术的发展,充分发挥高分辨率地震的作用,大力发展水平井,斜井,丛式井,强化酸化,压裂等高新技术的应用,要分小层编制三叠纪,侏罗纪岩相古地理图,研究古湖岸线,古河道的变迁,掌握油气田分布规律,以提高勘探效益。     

鄂尔多斯盆地深部煤层气吸附能力的影响因素及规律

煤层气等温吸附实验结果表明,煤层对甲烷的吸附能力主要受储层压力、温度的双重影响,过去的研究主要关注煤层气吸附量随埋深（压力）的增大而增大的变化趋势,而对深埋带来的温度升高导致煤层气吸附量减少则关注不够。为此,以鄂尔多斯盆地某深部煤层为例,进行煤层气高温、高压吸附实验,以研究其吸附量随埋深的变化趋势,从而指导煤层气资源评价与目标优选。结果表明：①等压条件下,煤层的甲烷吸附量随温度增高呈线性降低,高温、高压阶段温度增加引起的吸附量降低更为显著;②受温度和压力的综合作用,在较低温度、压力条件下压力对煤层吸附能力的影响大于温度的影响,在较高温度、压力条件下温度对煤吸附能力的影响大于压力的影响;③深部煤层气的吸附量随埋深增加呈快速增大、缓慢增大、逐步减小的变化趋势,最大吸附量深度为900～1 600 m。该认识有别于过去认为随深度增大煤层吸附量持续升高的传统观点。     

辽河盆地西部凹陷稠油形成条件分析

通过对辽河断陷盆地西部凹陷构造演化与沉积作用研究及生油岩地化条件分析认为。湖盆形成时的扩张和高位期延续时间长、沉降速度快、水域宽广、湖水深、沉积物欠补偿、微生物发育。形成了西部凹陷巨厚的生油建造，为油气的生成提供了丰富的物质条件；沙四段强还原碱性湖泊沉积环境下生成的生油岩具有较高的原生沥青含量和低熟油生成能力；低矿化度的地层水及浅层油藏内微生物的降解作用促使原油稠化。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发

通过储集层岩性分析、流体包裹体测试、模拟实验等手段,结合地球化学、地震、测井、试油相关资料,详细研究鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏的有利地质条件及致密气藏基本特征,总结致密气勘探开发的关键技术。广覆式生烃和持续性充注的气源条件、大面积分布的三角洲相砂岩储集层与近距离运聚的成藏模式等地质要素的有效配置、共同作用,形成了鄂尔多斯盆地上古生界大型致密气藏。鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏含气层组多、面积大,存在多个压力系统,储集层非均质性强,具有先致密后成藏的特点,储量丰度低。全数字地震薄储集层预测技术、致密气层测井精细评价技术与开发集成配套技术为致密气的进一步勘探开发提供了技术保障。