什股壕地区上古生界天然气运聚特征与成藏机理探讨

经过对大量天然气的组分特征、同位素特征及成藏条件的研究,认为什股壕地区下石盒子组确实存在天然气的长距离侧向运移事件,同时,也存在与该区域南部泊尔江海子断裂以南相似的气藏特征,应该是长距离侧向运移+原地运移的混合气藏。天然气成藏机理应该存在地层抬升减压降温脱溶成藏与水溶气顺层侧向运移减压脱溶成藏两种形式,水溶气的脱溶成藏是什股壕地区盒2+3段大面积岩性气藏发育及天然气规模聚集的重要成藏机理,也解释了什股壕地区下石盒子组盒1气藏普遍含水且气水关系复杂的现象,以及北部烃源岩发育差、盒2+3段却能形成大规模天然气聚集的重要原因。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成藏历史分析

通过对鄂尔多斯盆地杭锦旗地区古生界断裂特征、埋藏历史、包裹体特征、生烃历史、砂岩致密化过程进行分析,认为该地区天然气成藏存在2个成藏期.第1成藏期发生在侏罗纪以前,在泊尔江海子断裂以北形成常规气藏;第2成藏期发生在早白垩世以后,在泊尔江海子断裂以南地区形成深盆气藏.杭锦旗地区储层致密化是由沉积相、岩矿成分、成岩作用等因素共同作用的结果.     

杭锦旗区块天然气类型及运聚特征

杭锦旗区块的钻井普遍有天然气产出,通过对烃源岩分布、对比天然气碳同位素以及区内构造特征研究,认为杭锦旗区块上古生界天然气8^13C1值均大于-36‰,是典型的过成熟气,区内浩绕召表现为异地天然气运移成藏的特征;而什股壕代表了原地＋异地天然气混合成藏的特征。结合地质情况及构造特征得出不整合面是天然气聚集成藏的重要运移通道。     

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界气源岩分析

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气来源问题一直存在争议。在烃源岩沉积环境、分布特征分析的基础上,讨论了烃源岩的评价方法和标准,利用有机质类型、丰度、成熟度及生烃强度,开展烃源岩评价,确定了主力气源岩层位及分布特征。结果表明：研究区气源岩主要为上古生界太原组及山西组煤系烃源岩,岩性为煤层、炭质泥岩、暗色泥岩,其中煤层为主要的烃源岩;沉积相控制源岩展布,地质历史时期泥炭坪、扇三角洲平原、冲积扇扇缘沼泽等环境煤层发育好,泥岩厚度大;煤层有机质丰度高,炭质泥岩次之,暗色泥岩最差,参照煤系源岩评价标准,区内烃源岩为较好—非常好的烃源岩;研究区镜质体反射率值分布于0.6%~1.8%之间,呈由北向南增大趋势,全区进入生气阶段,泊尔江海子断裂附近及以南进入大量生气阶段;研究区内生气强度主要介于(10~40)×10⁸ m³/km²之间,具备形成大气田的气源条件。因此,研究区天然气来源具有原地性的特征,泊尔江海子断裂南部烃源岩优于北部烃源岩。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成因及来源

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气化学组成、稳定碳氢同位素等综合分析结果表明,该区天然气以烃类气体为主,干燥系数介于0.80~0.94,表现为湿气特征;δ13C₁和δ13C₂值分别为-36.2‰~-31.7‰和-27.8‰~-23.3‰,δD_CH4值为-199‰~-172‰,烷烃气碳、氢同位素总体呈现正序特征,属于有机成因气。天然气成因鉴别和气-源对比表明,该区上古生界天然气主体属于煤成气,来自太原组-山西组煤系烃源岩,但泊尔江海子断裂南北两侧天然气的来源存在差异性,南侧十里加汗区带天然气来自原地的太原组-山西组高成熟烃源岩;而北侧什股壕区带天然气则主要由断裂以南十里加汗等地区运移而来,且后期遭受一定程度的破坏而发生逸散。      

天山南亚肯地区天然气成藏条件及成藏模式

亚肯地区是天山南天然气勘探的重点地区。该区气藏气体成分主要为凝析气,气藏分布受与断裂伴生的构造或构造带控制。成藏条件分析表明,该区油源丰富,发育多套储盖组合,多种类型圈闭发育且成排成带分布,成藏地质条件配置较好,具有形成大中型油气田的有利条件。在此基础上,提出了该区天然气成藏的2种模式:即天然气沿不整合面、断层和砂体长距离运移构造圈闭成藏模式,天然气沿砂体侧向运移地层超覆圈闭成藏模式。     

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为研究松辽盆地北部大庆长垣以西地区中浅层天然气成藏与分布的控制因素和成藏模式,通过分析其天然气慝物分布规律及成藏条件,得到该区中浅层天然气的成藏及分布除了受源岩和盖层分布及质量的制约外,还要受圈闭发育和断裂分布的控制,该区中浅层具有三种天然气成藏模式,即侧向运移构造圈闭油溶释放成藏模式,侧向运移断层遮挡油溶释放成藏模式和沿断裂垂向运移浅层断层遮挡油溶释放成藏模式。     

塔河油田西南部古生界碎屑岩地层成藏特征

近期的油气勘探作业已在塔河油田西南部石炭系巴楚组砂砾岩段（C₁b¹）、泥盆系东河砂岩段（D₃d）、下志留统（S₁k）钻遇油气层，其中T707井、S112-2井于C₁b¹，T727井、TP1井于D₃d分别获工业性油气流，充分显示出该区古生界碎屑岩地层的勘探潜力。为此，通过综合研究区域烃源岩特征与油源对比、储盖及圈闭条件、圈闭类型、运移通道和成藏期次，发现该区古生界碎屑岩地层具有油源断层与晚期构造共同控制、晚期成藏的特征，即中-上奥陶统烃源岩主要于喜山中、晚期沿“油源断层”和“疏导层”大量充注于喜山期形成的构造圈闭和构造-地层复合圈闭等油气集聚的有利场所中，喜山中、晚期为该区成藏的关键时期。成藏规律的总结与成藏模式的提出，为该区下一步的勘探提供了依据。     

鄂尔多斯杭锦旗地区上古生界储层流体包裹体特征与天然气成藏时期

杭锦旗地区是鄂尔多斯盆地天然气勘探的重点区域之一。通过杭锦旗地区流体包裹体产状特征、成分及均一温度的研究,可以确定天然气主要的成藏期次与成藏时期。研究表明,杭锦旗地区上古生界砂岩储层中的成岩流体包裹体主要分布于含砾砂岩、中细砂岩的石英加大边或愈合裂隙中,可分为两期,以气液烃包裹体、气液两相盐水包裹体为主,包裹体形态有椭圆形、次棱角形、长条形、半圆形及不规则形,气体成分主要为CO₂和CH₄。与气液烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度具有分布范围广、多峰值且十里加汗、新召和什股壕3个区带分布特征存在显著差异的特征;对包裹体均一温度在古地温场演化史上的投点结果和烃源岩热演化历史的综合分析表明：十里加汗区带主成藏期为始新世至今,新召区带主成藏期为始新世至今并可能存在早侏罗世晚期-晚侏罗世中期次成藏期,什股壕区带依据包裹体测温资料并结合天然气运移特征综合判断主成藏期为始新世至今。     

方正断陷东、西部油气成藏条件及模式的差异性

在油气藏类型及分布层位差异研究的基础上,采用油气分布与成藏条件对比分析的研究方法,对方正断陷东、西部的油气成藏条件及成藏模式的差异性进行了研究。结果表明:断裂类型及对油气成藏作用存在差异性,西部主要为早期形成的断裂,对油气成藏起遮挡作用,东部主要为长期发育断裂,对油气成藏起运移输导作用;断裂对盖层破坏程度存在着差异性,东部断裂对盖层的破坏程度较西部断裂高,东部油气分布层位多,西部油气分布层位少;油气运移方向和圈闭类型存在差异性,西部油气主要发生侧向运移,圈闭为断层遮挡、不整合遮挡和砂岩上倾尖灭圈闭,东部油气主要发生垂向运移,圈闭为断鼻圈闭;油气成藏模式明显不同,西部为油气侧向运移,在构造高部位的反向断层遮挡、不整合遮挡和砂岩上倾尖灭圈闭中聚集成藏,东部为油气垂向运移,在断层下盘断鼻圈闭中聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气成因及气源

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气的成因及来源一直存在争议。通过天然气碳同位素和轻烃综合分析,δ¹³C₂值普遍大于-25.4‰,烷烃气的碳同位素为正碳同位素系列,甲基环己烷指数（MCH）大于50%,具有煤成气的特征。伊盟隆起上古生界烃源岩以煤为主,什股壕地区煤层厚度较大,厚度为6～10 m,镜质体反射率（R_o）为0.8%～1.2%,烃源岩进入了大量生烃阶段,本区烃源岩对天然气近源成藏具有一定的贡献。伊盟隆起天然气甲烷含量平均为94.5%,高于十里加汗地区平均值91.2%;天然气δ¹³C₁值也明显高于十里加汗地区,平均数值相差3‰。由此认为天然气侧向运移过程中发生了成分色层效应和碳同位素分馏作用,伊盟隆起上古生界部分天然气可能来自泊尔江海子断裂以南地区。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田氦气成因来源及富集规律

近期勘探发现,鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田上古生界多口井天然气中氦气含量达到0.1%以上,具有较好的工业开发价值。基于天然气地球化学特征的系统分析,发现氦气含量分布介于0.045%～0.487%之间,氦气以微量组分赋存于以烃类气体为主的烃类—富氦气藏中。杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩中U、Th元素含量高于基底岩石,基底岩石中石英砂岩—石英岩U、Th元素含量稍高于片麻岩—花岗片麻岩;研究发现片麻岩—花岗片麻岩解析氦气丰度含量要高于石英砂岩—石英岩,煤系烃源岩解析氦气丰度远低于基底岩石,这主要与其生成的大规模烷烃气的稀释以及地质时代年轻有关,说明烃源岩作为潜在氦源岩所生成的氦气含量较低,无法形成具有工业价值的含氦气藏。东胜气田上古生界天然气伴生氦气³He/⁴He值介于(1.83～6.25)×10^-8之间,系统对比研究发现其来源于基底发育的太古界—中元古界变质岩—花岗岩系,氦气所赋存的天然气为典型煤型气,来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩,与伴生氦气具有不同的来源,二者具有异源同储成藏特征,伴生氦气在运移、聚集与成藏过程中与上古生...     

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。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩生烃潜力再评价

鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区上古生界是中国石化华北油气分公司天然气的重要增储上产领域。及时开展该地区上古生界煤系烃源岩的生烃潜力再评价研究，有利于为下步勘探部署提供参考。综合利用有机地球化学、有机岩石学等技术手段，结合地层孔隙热压生排烃物理模拟、TSM盆地资源评价数值模拟等新方法和勘探新资料，系统分析、对比研究区上古生界烃源岩的沉积环境、品质特征和展布特征，进而深入开展生烃潜力的再评价。杭锦旗断裂带以南地区上古生界烃源岩具有"品质好、演化程度高、厚度大"的总体特征，而断裂带以北地区则相反。基于物理模拟和数值模拟结果计算，杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩的总生气量为15.922×1012 m3，断裂带以北地区生气强度一般小于10×108 m3/km2，而断裂以南地区生气强度主要分布于（15~35）×108 m3/km2，具备形成大中型气田的物质基础。      

鄂尔多斯盆地北缘石炭系-二叠系大型气田形成条件

鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区的天然气勘探经历了40年的历史。近10年来,通过在该区进行系统的天然气成藏条件调查与研究,建立了以大型岩性圈闭为主要评价目标的勘探思路,并通过展开勘探取得重大突破,在石炭系-二叠系致密低渗碎屑岩含气层系获得地质储量已超7 000×10⁸ m³。综合研究认为,发育在石炭系-二叠系下部海-陆过渡层序中的层状“广布式”近源成藏系统是该区大型气田形成的基本条件。该成藏系统具有大型化的成藏要素：大面积分布的上石炭统煤系源岩、大面积下二叠统河道砂岩储集体、大面积源-储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程及上二叠统大面积区域封盖层。大面积含气、低丰度储量及以岩性气藏为主是杭锦旗地区上古生界气藏的一大特征。在储层普遍致密低渗背景下,寻找富集高产区带、实现有效勘探开发将是面临的挑战。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区不整合结构类型及运移特征

杭锦旗地区地处鄂尔多斯盆地北部边缘,存在上古生界-下古生界、上古生界-元古生界、上古生界-太古界3个不整合面。根据已钻井测井响应特征以及岩心观察和岩屑录井资料,对研究区不整合空间结构特征进行了详细研究,同时结合不整合面上下岩性结构的输导作用以及气藏分布等因素,分析了不整合结构类型的运移特征,指出了优势运移通道的分布区域。研究表明,杭锦旗地区存在9种不整合结构类型：砂-泥-砂、砂-泥-灰、砂-泥-变、砂-变、砂-灰、泥-泥-砂、泥-泥-灰、泥-泥-变和砂-泥-泥结构类型。同时存在3种运移通道类型：双运移通道Ⅰ型、单运移通道Ⅱ₁型和单运移通道Ⅱ₂型。双运移通道Ⅰ型是优势运移通道,主要分布在3个区域：最大区域位于中东部,其目标圈闭是断裂南侧的十里加汗东圈闭以及断裂北侧的什股壕圈闭,其次是位于西部的新召东圈闭,东部阿镇圈闭面积最小;十里加汗西圈闭双运移通道相对不发育,有利于天然气就近富集成藏。     

煤系致密砂岩气运聚动力与二维可视化物理模拟研究——以川中地区三叠系须家河组致密砂岩气为例

煤系地层致密砂岩气是中国陆相盆地主要的致密砂岩气类型,这种致密砂岩气源来自煤系烃源岩。中国煤系致密砂岩气以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。煤系烃源岩呈广覆式分布,大面积生排烃,进入大范围砂体后,天然气运移聚集过程中,砂体的非均质性控制了致密砂岩气局部富集和甜点形成。基于典型气区解剖和地质建模,开展了不同粒径砂与黏土相似材料模拟致密砂岩气运聚机理实验研究,以揭示煤系致密砂岩气充注、运移和聚集规律。实验结果表明,砂体渗透率级差控制天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度。当砂体渗透率级差值为2.8时,即砂体非均质性较弱时,砂体内天然气不能有效聚集,而是运移和散失;当砂体的非均质性增强,渗透率级差值增加到5.4时,其中的天然气开始聚集成藏;当砂体非均质性进一步增强,渗透率级差值增加到9.0以上时,砂体内天然气发生大规模的有效聚集和成藏。在气源充足的条件下,大面积非均质性砂体中,物性相对越好的局部砂体,且该局部好砂体中均质性和连通性越好,含气饱和度越高。有断层连通的情况下,砂体的成藏速率增大。致密砂岩气运聚机理研究表明,勘探中应找分流河道、岩屑溶蚀相、断层裂缝和局部构造等部位物性较好的砂体,而其外围被物性较差的砂体或泥岩围限,则有利于天然气有效聚集和保存。     

四川盆地西北部前陆盆地构造演化对古生界海相油气成藏的影响

针对四川盆地西北部古生界海相油气成藏的复杂性和平面分带性,研究梳理了古生界油气成藏特征,探讨了不同构造背景下油气聚集的差异化特征,揭示了前陆盆地构造演化对古生界海相油气成藏的影响。研究认为四川盆地西北部地区前陆盆地构造运动在纵向上促进了古生界烃源岩的热演化进入高成熟—过成熟阶段,在横向上对逆冲推覆带—坳陷带烃源岩热演化具有一定的延迟效应。前陆盆地构造深埋作用造成储层具有低孔低渗特征,挤压运动使储层孔隙度呈现逐渐降低的趋势。逆冲断裂破坏了前陆冲断带地区盖层的封盖能力,降低了圈闭的有效性,前缘隐伏带和坳陷带发育断块圈闭和构造—岩性圈闭,保存条件较好。综合分析认为逆冲推覆带受不整合面—断层疏导体系影响,古生界油气藏具有“早油晚气、后期调整、保存控藏”的特征,前缘隐伏带受渗透层—断层组合的阶梯状疏导体系控制,具有“多源充注、多期运聚、通源断裂控藏”成藏特征,而坳陷带主要受层间断裂垂向疏导体系控制,气藏具有“近源充注、持续供烃、层间断裂控藏”成藏特征。综合分析认为,前缘隐伏带是川西海相深层油气突破的有利地区。