鄂尔多斯盆地西峰油田原油含氮化合物分布特征与油气运移

为了给鄂尔多斯盆地西峰油田进一步勘探决策提供油气运移方面的依据，根据对该油田延长组原油的中性含氮化合物研究探讨油气运移问题。结果表明，原油的中性含氮化合物在平面和剖面方向均存在着明显的运移分馏效应．但是长。油层组原油中咔唑类化合物的绝对丰度和异构体参数值变化较小，说明该油层组油气经历了短距离运移。根据含氮化合物的运移分馏特征认为，平面上长s油层组油气主要从北东方向注入并向南西运移，部分原油从南部西33井地区注入并向北部运移；纵向上长s油层组油气由上向下运移，研究区西部长8、长3和延8油层组油气则自下而上从长。油层组向延s油层组方向运移。这种油气运移方向与研究区流体压力的指向一致。依据油气运移途径推断，该区油气主要来自长7段油源层。图5表2参10     

镇北油田原油含氮化合物分布特征与油气运移

鄂尔多斯盆地镇北油田原油中含有丰富的吡咯类含氮化合物,不同层系或相同层系原油中吡咯类含氮化合物总体分布型式相似,原油中吡咯类含氮化合物以烷基咔唑为主,烷基苯并咔唑次之,未检测到二苯并咔唑。但含氮化合物绝对质量分数与相对分布差异明显,显示出明显的油气运移分馏效应。随着运移作用的加强,含氮化合物绝对浓度下降,"屏蔽"型与"暴露"型或"半屏蔽"型化合物的比值增加。根据原油中含氮化合物参数的平面分布规律可知,镇北地区原油运移方向是:镇53井区和镇221井区为自东北向西南,镇218井区为自西北向东南。     

焉耆盆地含氮化合物分布与油气运移特征

利用含氮化合物作为油气运移示踪剂,探讨了含氮化合物在焉耆盆地油气充注方向研究中的应用。盆地侏罗系油藏原油中含氮化合物存在一定的运移分馏作用,表现为自生烃中心向外,含氮化合物绝对含量由高到低,屏蔽型化合物相对富集而暴露型化合物相对减少,异构体参数[a]/[c]的相对含量则由大变小。在同一构造带中,随埋深的减小,含氮化合物同样存在着运移分馏效应。研究表明,宝浪油田油气注入方向在平面上自南向北,在纵向上自深层向浅层运移聚集。     

利用含氮化合物研究苏北盆地油气运移

讨论了利用含氮化合物研究油气运移的基本原理和方法,对苏北盆地油源进行了对比.研究结果表明,含氮化合物分布是有效的指示油气运聚方向的参数,也是重要的"油源指纹”化石.据此建立油气运移网络,可以指导勘探选区和部署.     

塔里木盆地原油中性含氮化合物的运移分馏作用

塔里木盆地原油中性含氮化合物的绝对浓度和相对比值。揭示出原油中性含氮化合物垂向上从奥陶系油藏到T1油藏存在着明显的运移分馏效应。表现为绝对浓度由大变小．屏蔽型化合物相对富集而部分屏蔽型化合物和裸露型化合物含量相对贫瘠．苯并[a]咔唑／苯并[c]咔唑的比值则由高变低。LN14井油藏原油中性含氮化合物的分布特征．不仅反映了原油中性含氮化合物在单井中的运移分馏效应十分明显．而且当来源于寒武系-奥陶系海相烃源岩的原油中混合石炭系烃源岩生成的原油时。原油中性含氮化合物的分布模式将发生变化。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8浅水三角洲沉积特征

与典型的河控三角洲不同，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8浅水型三角洲没有明显的顶积层、前积层和底积层三层结构，沉积时水体较浅（数米至十余米），煤线、植物根、虫孔等浅水环境标志广泛分布。主要发育三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相沉积，三角洲前缘亚相相带较宽，根据水深可将三角洲前缘细分为内前缘和外前缘。由于在不同前缘相带河道的稳定程度及砂体特征不同，将长8三角洲前缘砂体分为3种类型：内前缘等厚型，主要为分流河道：内外前缘过度型．砂体为分流河道和改造的席状砂；外前缘极端不等厚型，砂体横向厚度以透镜状和多层薄砂层为主．主要为受波浪改造的席状砂体。     

鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式

通过生物标志化合物对比、流体包裹体分析及盆地模拟研究,对鄂尔多斯盆地延长组长9与长10油层组的油源、成藏期次及成藏模式进行了探讨。陇东与姬塬地区长9油层组的原油分为2种类型,第Ⅰ类来源于长7烃源岩,第Ⅱ类来源于长9烃源岩;陕北地区长10油层组的原油主要来源于长9烃源岩。陇东与姬塬地区长9油藏均发生过2期油气充注,但前者在第1期(中侏罗统直罗组沉积期)就达到了油气充注的高峰期,而后者在第2期(下白垩统志丹组沉积期)才达到油气充注高峰期;陕北长10油层组也存在2期成藏,但2期油气呈连续充注,大致从中侏罗统直罗组沉积早期一直持续到下白垩统志丹组沉积中后期。长9与长10油藏有"上生下储"、"侧生旁储"及"自生自储"3种成藏模式。     

应用原油中含氮化合物分布研究江陵凹陷西部地区油气运移

近年来,由于原油中含氮化合物分离分析技术的深入发展和完善,该类化合物蕴藏的油气运移信息已成为研究油气运移方向和路径的一种新技术。通过对江陵凹陷西部地区白垩—第三系各层段原油中生物标志化合物和含氮化合物的分析研究,确定了各油田各层段的原油均为同源石油,其油源主要来自梅槐桥向斜内的新沟嘴组下段高成熟烃源岩。选用含氮化合物总量、1,8/2,7-二甲基咔唑等有效运移参数,指出了梅槐桥向斜內生成的油气向西、北、北东方向运移的路径,展示了江陵凹陷西部地区油气勘探有良好的前景。     

鄂尔多斯盆地西部延长组下组合异常压力与油气分布

利用声波时差等资料,通过平衡深度法,对鄂尔多斯盆地西部151口探井的延长组下组合异常压力分布规律进行分析,综合探讨该地区异常压力与已发现油藏的分布特征及其油气运移聚集的相互关系.研究发现,研究区长7和长8油层组均有异常压力,长7油层组较下部长8油层组普遍高出8～12 MPa的异常压力,二者之间较高的异常压力差是油气向下运移的主要动力.在长8和长7油层组异常压力差低值背景下,该区已发现的大多数油藏分布在异常压力差高值区.     

应用中性含氮化合物探讨陆梁油田油气运移

原油中含氮化合是目前研究油气运移最有效的方法之一,根据含氮化合物的绝对浓度、含氮化合物的比值研究表明:陆梁油田原油横向上自西南向北东方向运移,而垂向上原油从下而上运移。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组层序地层特征

根据Fischer图解、层序结构分析以及高分辨率层序地层理论。鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组（T3y）以长7为界，可以划分为一个二级层序（超长期旋回）和五个三级层序（长期旋回SQ1-SQ5）；根据层序特征及沉积特征将延长组划分五套成藏组合、两类复合式储层，分别为A型复合式储层和B型复合式储层；通过镇43井-庄9井重点解剖，发现延长组长8油层组符合典型的Ⅰ型层序剖面结构特征；以层序划分编制砂体厚度图，可以更加清楚地反映出砂体形态和三角洲沉积体系。综合研究结果表明．层序地层研究结果对于全面认识延长组成藏组合，预测新层系和新的勘探目标具有显著效果。该项研究具有广阔的应用前景。     

鄂尔多斯盆地镇北油田延长组低渗透储层成因及油气运移特征

低渗透储层具有孔隙结构复杂和毛细管阻力大等特点,油气在其中运移的动力、路径以及运移方向是低渗透储层油气成藏研究的关键。以鄂尔多斯盆地镇北油田为例,通过岩石显微薄片分析、扫描电镜能谱分析、原油含氮化合物油气运移示踪分析、砂岩含油饱和度变化特征等,分析了延长组低渗透储层的成因、油气运聚时期的储层物性以及油气在低渗透储层中的运移特征。结果表明,该区延长组储层受沉积和成岩作用的影响在油气大规模运移之前就已经形成低渗透储层,岩石中存在的大量软颗粒以及特殊的同生软颗粒是形成低渗透储层的根本原因;油气侧向运移距离短,裂缝、微裂缝为主要运移通道,在异常压力作用下油气具有幕式快速运移的特征。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组地震层序解释

以层序地层学理论为指导,以地震勘探资料为依据,通过地震层序解释,明确了鄂尔多斯盆地延长组层序关键界面识别标志,划分了新的层序,并建立了延长组三级层序格架.提出在延长组传统分层中存在明显穿时现象,延长组中部SQ4底界穿时最为明显,大致规律是:在湖盆中心的华池、合水地区,SQ4底界位于长7上部,向外围的北东和南西方向,SQ4底界逐渐抬升到长6_1底部.此外,还分析了新的层序划分对油气富集的控制作用.     

鄂尔多斯盆地延长组致密油特征

通过综合研究鄂尔多斯盆地延长组致密油储集层与烃源岩展布、岩石学、地球化学等资料,分析鄂尔多斯盆地延长组致密油特征,评价其勘探潜力.鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透油气资源丰富,截至目前空气渗透率小于2×10?3μm2的致密油探明地质储量约20×108 t,主要赋存于与油页岩互层共生或紧邻的延长组长6—长8油层组致密砂岩储集层中,石油未经过大规模长距离运移.其中,湖盆中部长7和长6油层组大面积分布的重力流砂岩储集层尤其致密,空气渗透率一般小于0.3×10?3μm2.延长组致密油具有多成因砂体复合叠加规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、刚性组分含量高、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征.优质烃源岩与大面积厚层储集体互层共生,以及地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成.鄂尔多斯盆地致密油资源潜力大,是近期建产的现实目标和未来勘探开发的重要领域.图6表2参37     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组地震层序地层研究

依据Cross 的高分辨率层序地层学理论, 将鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层划分为1 个二级层序, 5 个三级层序。二级层序的顶界面为侏罗系与三叠系之间的不整合面, 底界面为延长组的底, 最大湖泛面为盆地内部广泛发育的张家滩页岩。在二级层序内部, 依据沉积间断面、湖泛面、冲刷面、沉积转换面及岩性转换面, 可识别出三级层序, 并总结了层序界面在地震剖面上的特征, 依此特征对地震大剖面进行了层序解释, 分析了延长组地层纵向上的演化规律。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组输导体系定量表征

输导体系控制红河油田油气运聚成藏,为了更为有效地研究鄂尔多斯盆地输导体系,基于地质、录井、测井及地震解释,系统分析红河油田延长组输导体系“断-砂”组合的匹配性。利用泥岩涂抹因子（SGR）及断层紧闭指数（I_FT）定量分析研究区断层输导性能,断层间不同的封堵特征体现了断层输导差异性。采用有效空间系数（C_m）及砂体输导系数（K_s）,定量厘定主力输导层并分析其输导性能,砂体输导系数与油气显示的关系研究表明,K_s>2的砂体具有较好的输导性能。结合成藏关键时期及现今的油藏剖面解析,发现油气运聚区域与现今油藏分布基本吻合。研究认为,现今鄂尔多斯盆地镇泾区块红河油田储层在低孔低渗的背景下,成藏关键时期的“断-砂”输导体系是油气运聚的主要通道,部分区域存在油气沿裂缝垂向运移。     

鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组沟谷体系构造成因

鄂尔多斯盆地南部镇泾地区延长组顶部广泛发育沟谷体系,前人多认为是风化剥蚀和河流侵蚀所致。为了进一步厘清沟谷体系的发育特征、分布规律及其与区域构造的联系,基于三维地震资料对断裂的解释和前侏罗纪古地貌的恢复,刻画了延长组沟谷体系,探讨了其构造成因。结论显示,在延长组沉积晚期,受SW向区域构造挤压作用,玉都断裂发生左旋走滑,使延长组未成岩地层发生塑性变形,形成了一系列NW-SE向展布的挤压隆起与谷地;同时NW-SE向的拉张作用形成了NE-SW向的伸展谷地,最终形成了延长组晚期广泛分布的沟谷体系格局。该认识对于鄂尔多斯盆地南部延长组及其上覆的延安组的油气勘探都具有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地南部地区上三叠统延长组6段地层水成因及其油气意义

鄂尔多斯盆地南部地区延长组6段（长6段）地层水化学分析结果表明,地层水总矿化度较高,离子以Cl^-、（Na⁺+K⁺）和Ca²⁺占绝对优势,水型主要为CaCl₂型。总矿化度主要受Cl^-和（Na⁺+K⁺）控制,纵向上,其随深度的增加具有递增趋势,反映深部地层水逐渐浓缩,环境封闭性增强。平面上总矿化度与砂体厚度具有较好的一致性,沉积相控制了总矿化度的分布。南部地区长6段地层水具有较小的钠氯系数、镁钙系数、脱硫系数和阳离子交换系数,较大的变质系数,表明长6段地层水整体位于交替停滞带,为封闭缺氧的还原环境,有利于油气聚集和保存。分析表明,南部地区长6段地层水为与地表水隔绝的深层封闭水,总矿化度及Ca²⁺浓度均与孔隙度具有一定正相关关系,结合区域热演化史,综合表明长6段地层水成因与成岩作用和有机质的热演化等有密切联系,其是经过较强浓缩变质作用并受油气等有机流体影响的原始沉积成因水。综上所述,长6段油气伴生地层水反映的盆地南部油气藏处于稳定封闭的环境下,油气勘探前景良好。     

鄂尔多斯盆地延长组葡萄藻的石油地质意义

鄂尔多斯盆地西峰地区中、上三叠统延长组发现极其丰富的葡萄藻化石.葡萄藻分布的高丰度层位恰好是本地区的主要烃源岩层延长组长7,2-长7,3段.葡萄藻不仅是烃源岩中藻类体和无定形体的重要组成部分,而且其丰度与有机碳含量成正比,表明葡萄藻是鄂尔多斯盆地三叠系延长组湖相优质烃源岩形成的重要母质.延长组原油和烃源岩中均检出特征极为相似的以补身烷、高补身烷为主的两环烷烃和以3位、4位甲基取代为特征的短链一长链单甲基支链烷烃.前一系列碳数分布在C12-C16,后一系列碳数分布在C15-C34.研究表明沉积物中这些生物标志物的出现与葡萄藻母质输入有关,进一步证明鄂尔多斯盆地三叠系延长组烃源岩及原油的形成与古湖泊中葡萄藻的大量发育有密切关系.图10参35     

Oil reserves of Chang 7 Shale,Triassic Yanchang Formation,Ordos Basin

With the successful exploration of unconventional hydrocarbons such as shale oil and shale gas, scholars paid more attention to the residual hydrocarbons within the shale. However, getting the reserves of residual hydrocarbons within the shale is still a problem faced by the petroleum geologists. Shale can act as both the source rocks and the reservoir of shale hydrocarbons, and the hydrocarbons within the shale system have not been expelled except a bit of loss during the geological times. Thus, the quantity of residual oil within the shale can be regarded as the reserves of shale oil. Using the pyrolytic parameters, such as total organic carbon, free hydrocarbons, and pyrolytic hydrocarbons, the quantity of residual oil within the shale can be calculated. Chang 7 Shale in Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, was selected to establish the calculating model, and the reserves of shale oil were calculated. The results show that the reserves of shale oil are 1.11 billion tons.