鄂尔多斯盆地中东部奥陶系古风化壳储集层的分形及灰色系统评价

应用表征孔缝储集性的定量参数———分维数,将奥陶系古风化壳马五1—马五4储集层裂缝分为7种组构类型,孔洞分为8种组构类型,计算了各组构类型的分维数。计算结果表明,裂缝组构类型中的网状缝、孔洞组构类型中的溶蚀孔洞的分维数最高,对油气储集最有利。从分维数平面分布特征来看,盆地中部地区裂缝、孔洞分维数均比东部高,在中部和东部之间存在一个南北向的分维数低值区,为区域岩性致密带。把分维数作为储集层评价的主要参数,结合渗透率、白云石和方解石饱和指数等资料,应用灰色系统判别决策方法,对鄂尔多斯盆地中东部古风化壳气藏的主要产层———马五31储集层进行了分区预测评价,认为陕9—陕117井区、陕100—陕109井区为有利储集层发育区,陕188—陕50井区、大保当地区为较有利储集层发育区。图2表4参4(马振芳摘)     

鄂尔多斯盆地奥陶系古岩溶地貌及天然气富集特征

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系风化壳古岩溶地貌形态对天然气储集起着控制作用,划分为岩溶高地、岩溶台地、岩溶盆地3种二级和9种次一级(三级)类型。岩溶台地的岩溶作用最强烈,是天然气富集的最有利地区;岩溶高地中的平台、岩溶台地中的缓丘、岩溶盆地中的残丘层状岩溶比较发育,主力气层保存完整,是天然气富集的有利地区;岩溶高地与岩溶台地接触部位,为水动力转换带,天然气比较富集。沟槽两侧上方的斜坡地带是高产气井的有利分布区。     

鄂尔多斯盆地中东部前石炭纪古岩溶地貌与天然气富集研究

加里东构造运动期，在鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶面形成广阔的岩溶化准平原地貌，属典型的老年期岩溶地貌。自西向东划分为古岩溶高地、古岩溶斜坡、古岩溶盆地、。在古岩溶斜坡、古岩溶盆地内又可进一步分别划分为古残丘、古台地、古沟槽、古谷地等次级古地貌单元。古岩溶斜坡是天然气聚集的有利区带；古岩溶叙坡的上古台地是天然气富集的最有利地区；古台地与古沟槽之间的过渡带是高产气井的主要分布区块。     

鄂尔多斯盆地奥陶系天然气成藏特征及气藏分布规律

以鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶古地貌气藏为例,通过深入分析奥陶系天然气成藏地质背景、烃源岩地化指标、储层物性及孔隙结构、封盖条件及储盖组合、圈闭类型及天然气运聚特征,系统归纳了天然气成藏模式,并且在此基础上,将气藏的形成演化概括为储集体、圈闭体及运聚场的形成和气藏调整定型等4个阶段。认为鄂尔多斯盆地奥陶系天然气的富集与气藏的分布,不仅与上述成藏地质要素相联系,而且受岩溶古地貌、构造枢纽带及成烃中心控制。同时指出,加里东旋回是气藏形成的基础,燕山旋回是气藏形成的主要阶段,古风化壳是天然气富集的主要场所。     

鄂尔多斯盆地中部古风化壳储层特征

介绍了鄂尔多斯盆地中部古风化壳的发育特征、储层特征,影响风化壳储层的主要因素,风化壳的成因及孔隙演化。对此类储层作了评价,阐述了找气远景。     

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气源及其成藏规律

为了分析鄂尔多斯盆地西北部奥陶系已发现气藏的气源,探讨该区奥陶系天然气藏的分布规律,综合利用地球化学实验分析与石油地质综合研究,对研究区天然气组分进行了分析。研究表明,研究区奥陶系天然气干燥系数在0.958～0.986。气源分析认为,奥陶系天然气主要为来自石炭系-二叠系煤系烃源岩生成的煤成气,但不排除有奥陶系海相气源的少量混入。奥陶系烃源岩分析结果亦支持这一结论。研究区奥陶系泥岩和碳酸盐岩的有机质丰度普遍不高。其中,泥岩有机碳含量以乌拉力克组为最高,平均为0.54％;其次是克里摩里组泥岩,平均0.52％;拉什仲组泥岩最低,平均为0.43％;灰岩有机碳含量3个组的平均值分别为0.35％,0.31％和0.25％。综合分析表明,鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气藏的形成和分布主要受构造、储层、盖层、优质烃源岩及天然气运移通道5大因素控制,天然气主要富集在以下5要素的耦合处：斜坡高部位、溶蚀缝洞储层发育带、乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区、优质烃源岩有利区及上古生界天然气“倒灌”运移通道发育区。     

鄂尔多斯盆地西缘北段奥陶系天然气成藏模式

为助推天然气高效勘探,本文针对鄂尔多斯盆地西缘北段奥陶系成藏地质条件开展研究。在揭示了地层构造、沉积演化等基础地质特征的基础上,利用烃源岩地球化学测试等资料梳理了成藏地质条件,并根据生、储、盖配置关系提出了相应的成藏模式。奥陶系烃源岩以泥质岩型为主,白云岩、石灰岩、页岩均可作为储集层。天然气成藏模式主要可划分为：深海平原页岩源内自生自储式、大陆斜坡浊积灰岩源内自生自储式、碳酸盐台地灰岩近源上生下储式、碳酸盐台地白云岩远源上生下储式。根据完钻井资料,研究区内成藏模式以深海平原页岩源内自生自储式为主,是下步天然气勘探的重点目标。     

鄂尔多斯盆地中东部上古生界天然气地球化学特征

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地,天然气勘探前景广阔.该盆地中东部上古生界天然气中烃类组分以高CH.含量(>85%)为特征,C 2含量小于10%,干燥系数(C1/Cn)多大于90%,反映了以"干气"为主、"湿气"为辅的特征.非烃组分主要是CO2和N2,微含H2、He等.上古生界天然气的δ13C1值一般大于-36‰,大部分在-35‰～-30‰之间,δ12C2多在-27‰～-22‰之间,δ12C3多为-27‰～-21‰,δ12C4为-26‰～-20‰,δDCH12C4值为-185‰～-162‰,与下古生界天然气有差异.研究认为,鄂尔多斯盆地中东部上古生界天然气主要属于煤成气.     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系不整合面成藏组合及其分布规律

将鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶不整合面成藏组合划分为不整合面上部成藏亚组合与不整合面下部成藏亚组合，下部成藏亚组合进一步细分为马五１１—马五１３成藏子组合、马五１４成藏子组合和马五５成藏子组合。从储集岩、烃源岩、盖层、圈闭以及运聚等方面分别阐述了诸成藏子组合的特征，并建立其成藏模式。这些成藏组合的展布受沉积相带和成岩作用控制；成藏组合中的烃类纵向分布主要与铁铝质泥岩展布有关；古地貌与岩性带控制着马五１１—马五１３成藏子组合的横向展布；奥陶系古风化壳气藏主要分布于马五盐岩尖灭线与本溪组尖灭线之间；上、下古生界生烃中心叠合区附近是寻找有利成藏组合的主要方向。图３参１（梁大新摘）     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马五5亚段白云岩成因

鄂尔多斯盆地中部的长庆气田奥陶系马家沟组主要产气层均为白云岩。该地区马家沟组马五５亚段在区域上普遍为厚层泥晶灰岩，白云岩夹于灰岩中，呈透镜状，分布具有穿层及分带性，从南向北分布层位逐渐升高。通过对其白云岩的岩石学特征、微量元素、碳同位素、氧同位素等研究，认为白云岩的形成与混合水白云化作用有关。白云岩储集层以微晶白云岩、粉晶白云岩为主，主要储集类型为裂缝孔隙型，具有较好的储集条件。预测盆地北部乌审旗—什汗木利地区，马五５亚段沉积期水体浅，利于大气淡水混入，有可能形成多个白云岩透镜体，是下步勘探值得重视的地区。图１表１参２（梁大新摘）     

长庆气田奥陶系风化壳气藏中油型气成分的来源

鄂尔多斯盆地石炭系海相烃源岩与下奥陶统碳酸盐岩的对比结果表明,石炭系海相烃源岩虽然不如下奥陶统碳酸盐岩厚,但其生烃能力远高于后者,与奥陶系风化壳储集层的配置情况也好于后者,并且产物也具油型特征,表明奥陶系风化壳气藏的油型气成分来自石炭系海相烃源岩;奥陶系风化壳气藏的天然气是以上古生界煤成气为主、上古生界石炭系油型气为辅的混合气。这一观点既能够很好地解释鄂尔多斯盆地中部古生界自上而下气藏序列天然气成分及碳同位素组成的差异,还可以更好地说明为何风化壳气藏天然气以煤成气为主。     

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳古油藏的确定及其意义

岩心观察与岩石薄片分析表明,鄂尔多斯盆地中央隆起带奥陶系风化壳储层沥青含量丰富,其光性特征显示为石油裂解的残余物,是古油藏存在的直接证据,沥青热演化程度高,如旬探1井的沥青反射率为2.35%～3.15%,换算成镜质华反射率为1.85%～2.35%.根据沥青充填特征、面积系数,并结合电测资料确定的古油层的厚度一般为10～22 m.TOC、有机地球化学和岩相分析表明,西缘坳陷平凉组自东而西逐渐增厚的泥页岩含有机质丰富,以咸水低等生物的有机质为特征,是中央隆起带古油藏的可靠烃源岩.成藏史分析表明,J₂-K₁期的埋深加大和古地温升高,导致古油藏石油裂解转化为古气藏;K₂-E时期,燕山运动致使鄂尔多斯盆地构造反转,陕北斜坡形成,古油藏被破坏,一部分油气向浅部运移散失,一部分向陕北斜坡高部位运移,可能是盆地中部大气田的主要气源之一.     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移聚集特征

鄂尔多斯盆地上古生界主要发育煤系气源岩和海相碳酸盐岩气源岩,在晚三叠世进入生气门限,早中侏罗世进入排气门限,晚侏罗世─早白垩世末达到生排气高峰期。上古生界最大埋深时古异常超压对天然气的运移富集起着重要作用,是微裂缝排气的主要动力。由于排气较晚,天然气的初次运移主要为扩散排气和微裂缝排气。二次运移期间,在上古生界石盒子组出现较大面积的异常高压,形成了阻止天然气向上穿层运移扩散的压力封闭;而部分地区上古生界内部的异常高压为上古天然气向下穿层运移进入奥陶系提供了动力。分析区域构造演化和古流体势分布对天然气运移的综合控制作用后认为,地史期紧邻生气中心、处于构造高部位上的相对低势区及低压区为天然气聚集成藏的最有利地区,这一认识已被勘探实践所证实。     

陕甘宁盆地中部大气田古岩溶储层特征与含气性

陕甘宁盆地中部气田的主要储气层段为奥系马五段的古岩溶层。该区有两个岩溶旋回期，相应形成折两个岩溶层：第Ｉ岩溶层（即马五＾１１￣３储渗体）分布在靖边古潜台的高部位，是陕甘宁盆地中部大气田的主力气层；第Ⅱ岩溶层（即马五＾４１顶部储渗体）主要分布在城川岩溶平台和靖边古潜台内的侵蚀谷（窗）附近，为局部发育的储气层。     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏研究

鄂尔多斯盆地存在前缘坳陷和大型斜坡组成的深盆地结构。上古生界发育海陆交互相和陆相砂泥岩生储组合,大型三角洲体系形成了广泛发育的致密砂岩储集层。煤系地层形成了深盆气藏的主要气源岩,范围广、丰度高的煤系有机质除东北部处于低成熟外,盆地中普遍进入成熟─高成熟演化阶段。深盆气的生成─运移─聚集从三叠纪持续到晚白垩世,其后进入保存期。上古生界形成了一个几乎覆盖全区的特大型深盆气藏,地层压力以异常低压为主,气水分布明显呈现南气北水下气上水的特征,气层分布不受构造控制,预测地质储量为１． ４７ × １０１２～ １０． ５ × １０１２ｍ３。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下储层预测

鄂尔多斯盆地奥陶系的膏盐岩沉积面积达5×104km2,天然气的勘探程度很低。为此,利用测井技术和地震反演技术对盐下储层进行了预测。首先,通过对盐下沉积特征的综合分析,对盐下储集层段的发育层位和主要储集岩类型进行了描述;然后,采用ELAN测井技术对盐下储层的物性进行了分析,认为盐下储层的物性在普遍较差的背景上存在相对发育的层段和区带;最后,利用全局优化多道地震反演技术,对岩下储层进行了预测,认为盐下存在的局部隆起是圈闭和储层发育的有利区带。     

鄂尔多斯盆地中央隆起带奥陶系风化壳古油藏与靖边大气田关系

大量岩石薄片分析表明,中央隆起带淳探1井、富探1井和陕54井区奥陶系风化壳储层中存在次生充填状沥青或炭屑,其成熟度高（RO≈2.0%）,光性和生物标志物特征显示为石油裂解的残余物,是古油藏（田）的证据。古油藏位于靖边大气田的下倾方向,其西侧和南侧地层下倾方向的中奥陶统平凉组笔石页岩有机质含量丰富,可能是古油藏的烃源岩。J₂-K₁期的埋深加大和古地温升高,导致古油藏石油裂解形成古气藏;K₂-E期燕山和喜马拉雅运动形成陕北斜坡,中央隆起带天然气向斜坡高部位运移,受岩性封堵形成靖边气田。