东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩生烃底限及其差异探讨

随着油气勘探不断向地层深部拓展,弄清烃源岩层生烃底限对于确定含油气盆地有效勘探领域范围和评价油气资源潜力都具有十分重要的意义。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩为研究对象,根据烃源岩层生排烃机理,采用有机元素变化分析法、生烃潜力法、残留烃量法和排烃量法4类7种方法对该区烃源岩的生烃底限进行了研究。结果表明:1用不同方法确定的沙河街组烃源岩生烃底限相差不大,全区生烃底限对应的镜质体反射率值(Ro)介于3.23%~3.97%,平均为3.71%,全区生烃底限对应的深度H值介于5 244~5 525m,平均为5 433 m;2凹陷北部生烃底限Ro介于3.61%~3.97%,平均为3.81%,其生烃底限H值介于5 415~5 545m,平均为5 488 m;3凹陷南部生烃底限Ro介于3.20%~3.74%,平均为3.48%,其生烃底限H值介于5 265~5 375m,平均为5 278 m。结论认为:该区南、北地区生烃底限存在差异,北部地区生烃底限对应的热演化程度(Ro)值和深度值明显高于南部地区,这与凹陷北部沙河街组发育巨厚膏盐层有关,主要体现为南、北地区在有机质类型、地层温度和压力等方面存在着差异性。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密气成藏特征及物理模拟

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气藏资源勘探潜力巨大,但是成藏规律及运移方式较为模糊。基于构造、沉积相和砂体展布特征,临兴地区上古生界源-储组合关系可分为源内、近源和远源3种类型。利用岩石热解、热成熟度测定、岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察,物性分析以及地震和测井等资料,对烃源岩、储层、充注动力及断裂的发育进行分析。结果表明：临兴地区发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3套烃源岩,干酪根类型为Ⅲ和Ⅱ₂型,有机质丰度较高,普遍进入成熟-高成熟阶段,生气潜力较大;储层岩石类型以成熟度中等的长石岩屑砂岩为主,非均质性强,孔喉类型多样,包括原生粒间孔、溶解粒间孔、溶解粒内孔、晶间孔和微裂缝。物性以低孔-低渗为主,平均孔隙度为6.81%,平均渗透率为0.610×10^-3 μm²,属于典型致密储层;地层超压普遍发育,气体膨胀力是源内、近源组合成藏的关键动力;断裂十分发育,既可为天然气垂向充注至远源组合提供运移通道,又能改善储层品质,提高天然气横向运移能力。在此基础上,对建立起的成藏模式进行物理模拟实验,发现储层非均质性及断裂的发育是影响气水关系的主要因素,源内组合处于成藏优势区,可作为后期勘探开发的重点。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区天然气成因类型及气源分析

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区致密砂岩气勘探程度低,对其天然气地球化学特征及天然气源岩的认识较为局限。通过对天然气组分和碳同位素特征分析,利用生烃动力学实验计算煤岩、碳质泥岩、暗色泥岩3类烃源岩生烃强度,结合3类烃源岩生烃潜力,建立天然气源岩生气贡献率计算模型。结果表明:临兴地区烃源岩母质类型以Ⅲ型、Ⅱ^₂型干酪根为主,有机质丰度高,全区烃源岩大都处于热演化成熟阶段;天然气碳同位素值较重,显示出煤型气特征;天然气碳同位素值在纵向运移过程中未发生分异作用,在平面比值变化上未发生倒转,表现出近源、持续充注的特点;天然气主要来源于本溪组—太原组煤岩,其生气贡献率分别为43.3%、43.8%;天然气与烃源岩具有良好的垂向关系,有效烃源岩区可在一定程度上控制临兴地区天然气有利区的勘探。     

渤海湾盆地东濮凹陷沙三段泥页岩储层孔隙微观特征及其对油气滞留的意义

结合基础地化特征,对渤海湾盆地沙三段泥页岩进行XRD全岩矿物测试、镜下薄片鉴定和扫描电镜观察、低温氮气吸附实验,分析泥页岩储层孔隙空间的微观结构特征,并在此基础上研究沙三段泥页岩储集空间发育的影响因素,阐述孔隙发育对泥页岩油气富集的意义。结果表明：东濮凹陷沙三段泥页岩可划分为粉砂质泥页岩、灰质泥页岩和膏质泥页岩,其地化特征非均质性很强,显示出油气在沙三段泥页岩中的富集特征十分复杂。沙三段泥页岩中发育有粒间孔隙、粒内孔隙、有机孔及裂缝,不同岩性中的主要孔隙类型及孔隙分布存在差异。低压氮气吸附实验显示出沙三段泥页岩孔径分布体系可分为微孔主导、大孔主导和多孔径共控3种孔隙结构。沉积作用及成岩作用对沙三段泥页岩孔隙网络的发育均有影响,沉积环境为不同类型孔隙在各个岩性中的发育奠定基础,成岩作用在泥页岩埋藏过程中对孔隙网络起改造作用,大孔隙和微裂缝为液态烃及游离气的主要富集场所,微孔及介孔能够为吸附气提供吸附位,溶解气对于页岩油的开发具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区二叠系致密储层成岩作用与孔隙度演化

鄂尔多斯盆地东缘康宁地区具有广阔的天然气勘探前景,是我国致密气勘探开发的重点区域之一。为研究其储层成岩作用及致密化机理,开展了铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、X射线衍射测试、粒度分析等研究,对二叠系致密储层的岩石成分、孔隙类型和成岩演化等进行了深入探讨。结果表明：①岩石类型以细-中粒长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,石英体积分数平均49%,岩屑体积分数平均36%,长石体积分数平均15%;②储层物性以低孔-特低渗型为主,平均孔隙度为7%,平均渗透率为0.46 mD,为典型致密储层;孔径小,喉道细,分选差,以次生溶蚀孔隙为主;③二叠系砂岩经历了压实作用、胶结作用、溶蚀-交代作用,成岩阶段为中成岩A-B期。④压实作用是导致储层致密的主要因素,使得初始孔隙度减少了16.39%,碳酸盐胶结作用和黏土矿物的充填作用次之,使孔隙度减少了约12.30%,后期溶蚀作用使孔隙度增加了6.01%,这一结论与现今实测平均孔隙度平均值7.46%较为吻合。上述研究成果对研究区致密气藏勘探中寻找次生溶蚀"甜点"具有一定的参考价值。     

东濮凹陷濮卫地区沙三段储层孔隙定量演化

东濮凹陷濮卫地区沙三段是重点勘探目标之一,沙三段发育常规储层及致密储层,如何有效进行孔隙度预测、分析储层致密演化是目前的重要难点。在分析研究区储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、成岩作用特征基础上,以现今孔隙度为约束,并结合埋藏史建立了以时间、深度为参数的孔隙度模型。该模型将成岩作用分为4段,即浅部压实作用、压实胶结作用、溶蚀作用及溶蚀作用结束以后的压实胶结作用,可以模拟出地史过程中储层孔隙演化。该模型经过实例验证取得了较好的结果,符合实际地质情况且精度较高,可以推广到相同沉积相带储层孔隙演化模拟,为濮卫地区油气勘探工作提供指导。