鄂尔多斯塔巴庙地区上古生界天然气成藏机理分析

以鄂尔多斯塔巴庙地区上古生界气藏的天然气组分特征、气藏产层现今压力特征和区域性裂缝特征研究为基础,对气藏的成藏过程进行了分析。据二次运移特征把成藏分为两个阶段:一是天然气首先主要富集于盒1段及其以下层段中,形成高温高压的太原组、山西组和盒1段等早期气藏;二是区域抬升剥蚀后,下伏天然气沿后期产生的大量高角度裂缝再运移进入浅部的盒2~3段中形成压力系数高和轻烃含量高的晚期气藏。具有物性封闭和超压封闭双重作用的上石盒子组泥质岩区域盖层和天然气运聚动平衡,使大量天然气得以保存至今。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗探区上古生界天然气成藏机理

多类型天然气共生现象在越来越多的盆地中被发现,并已引起广大学者的注意。但是我国对于多类型天然气共生研究重视不够,更多地集中于单一类型天然气研究。以鄂北杭锦旗探区为例,展开多类型天然气研究。研究表明杭锦旗探区上古生界具备发育多类型天然气藏的地质条件,煤层气、根缘气(深盆气)、常规气共同发育。3种不同类型天然气在成藏机理上具有递变关系,从吸附机理过渡至活塞式、置换式运聚机理,在空间上依次形成了煤层气藏、根缘气藏(深盆气藏)及常规气藏,构成了杭锦旗探区上古生界天然气成藏机理序列。从实际勘探角度而言,仅根缘气藏(深盆气藏)和常规气藏具有工业勘探价值。     

鄂南富县地区上古生界天然气成藏特征分析

通过对富县地区上古生界的构造、烃源岩、储集岩、盖层等方面的详细分析,认为上古生界具有良好的成藏条件,圈闭类型为岩性圈闭。依据烃源岩与岩性圈闭的关系,将上古生界成藏组合划分为源内型和近源型两类,结合前人研究成果,建立了上古生界天然气的成藏模式。成藏研究表明,富县地区岩性气藏分布主要受烃源岩和储集岩分布控制,富县地区东北部是烃源岩和多层系叠合砂体发育区,是勘探评价的有利目标。     

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。     

天然气运聚成藏过程模拟研究现状

天然气运聚成藏过程模拟研究的发展与盆地模拟技术、含油气系统理论、油气成藏机理、成藏动力学、天然气聚散动平衡等研究的发展密切相关。结合中国大型气田的成藏特征，总结出前陆挤压多期充注、克拉通台地欠压缓慢聚气、克拉通挤压长期充注、裂陷张扭晚期充注、富盐盆地生物气高效充注等5种主要天然气运聚成藏模式。根据成藏规律、物理模拟实验、数学模拟等方面的研究现状和存在的问题，提出今后天然气运聚过程模拟研究应以时间要素研究为前提、以空间要素研究为基础、以动力要素研究为核心的研究方向     

鄂尔多斯盆地东南缘上古生界天然气成藏特征

在总结前人关于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征的基础上,总结了致密砂岩气特有的成藏特征,明确了其成藏的主控因素。结果表明:1盆地东南缘沉积环境有利、生储盖组合良好,具备成藏的基本条件;2致密砂岩气甜点区与下部山西组煤层气富集高产区相重合;3致密砂岩储层物性和保存条件是成藏的主控因素,前者决定了在相同充注强度下能否成为有效储层,后者决定了早期形成的气藏能否保存至今。鄂东盆地东南缘致密砂岩气成藏特征及主控因素的研究,为该地区下一步天然气的整体勘探开发奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗东部地区上古生界天然气成藏模式

为了弄清鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成藏模式,用以指导该区的油气勘探,从烃源岩分布、天然气运移及圈闭分布特征等角度展开深度剖析,总结了该区的油气成藏模式。结果表明：该区烃源岩呈南厚北薄的展布特征,泊尔江海子断裂以南地区烃源岩成熟度高于断裂以北地区;区内构造圈闭主要分布在泊尔江海子断裂北部地区（什股壕地区）;泊尔江海子断裂以南地区天然气密度大于北部地区,整体呈现由南向北逐渐降低的趋势,而天然气干燥系数则整体由南向北逐渐增大,反映了缺少烃源岩的什股壕地区天然气主要由泊尔江海子断裂以南地区运移而来;泊尔江海子断裂以南地区发育优质的烃源岩,天然气高密度、低干燥系数的分布特征表明了该区域天然气为原地聚集;阿镇地区断裂及伴生构造圈闭成为该区油气运移的通道和聚集场所,十里加汗地区普遍不发育断裂,在砂岩储层物性的控制作用下,形成了近源天然气藏;杭锦旗东部地区上古生界天然气成藏模式划分为3类,即横向远距离运移异地成藏模式、垂向近距离运移原地成藏模式和准连续致密砂岩气成藏模式。该研究成果为杭锦旗地区下一步勘探指明了方向。     

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。     

陕北地区上古生界天然气成藏特征及其控制因素分析

勘探成果表明鄂尔多斯盆地陕北地区上古生界各层段均发现气层或含气显示层,具备了天然气成藏的基本地质条件。为研究控制上古生界天然气富集成藏的主要因素,指出有利勘探区域,对目的层沉积层序、沉积相特征、烃源岩特征和生烃能力以及储集层地质特征进行了深入研究并开展了天然气成藏控制因素分析。研究认为控制上古生界天然气富集成藏的主要因素是:烃源岩的展布范围和生烃能力、有利沉积相砂体的分布格局、现今低隆起构造高部位及其所形成的岩性圈闭或岩性-构造圈闭、生排烃时间和流体运聚指向区域。诸多油气聚集成藏地质条件的合理配置,构成了该区气藏发育区并控制了气藏的分布。同时,还指出延川西部、甘泉东部、延川地区、马家砭地区为天然气藏的有利聚集区域。     

鄂北上古生界天然气成藏地质特征

勘探和研究表明在鄂尔多斯盆地北部上古生界 ,大、中型砂岩岩性圈闭是天然气赋存的主要场所 ,由于构造作用较弱 ,沉积作用严格控制了圈闭的形成与分布。与生气中心叠合的砂体发育带构成了天然气成藏的最佳生储盖组合 ,气藏展布范围主要与二叠系山西组、下石盒子组等不同时期河道砂体的发育范围有关。盆地北部的伊金霍洛旗 -红石桥砂体带、杭锦旗 -鄂托克旗砂体带、布伦庙砂体带皆具备良好的富集条件 ,仍将是今后三大勘探目标区。因此 ,近期的勘探思路应当是在选择有利相带主体部位的基础上 ,进一步寻找与微相、岩性有关的高质量储集岩发育带     

鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带气藏类型

鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带下二叠统山西组和下石盒子组发育岩性气藏和背斜气藏,为深入研究该区成藏规律和提高水平井的实施效果,对气藏的几何形态及其类型详细研究很有必要。利用钻井和地震资料,结合气、水层解释和测试成果,解剖了典型气藏的平面和剖面几何形态,分析了相关圈闭遮挡因素,将研究区气藏分为5种类型。纵向上,下石盒子组2段和3段主要发育岩性气藏,盒1段主要发育背斜气藏,山西组主要发育地层超覆气藏和构造-岩性复合气藏。平面上,区带西部斜坡区主要发育岩性气藏和地层超覆气藏,东部隆起区主要发育背斜气藏和构造-岩性复合气藏。研究区层间断层比较发育,除发育有小型断块气藏外,一些岩性气藏和背斜气藏被层间小断层切割,几何形态有所改变,利用三维地震资料可以精细地确认研究区气藏的几何形态。     

鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏天然气运移机制

基于鄂尔多斯盆地上古生界主要产气层段天然气地球化学特征和运移基本地质条件的分析,对上古生界准连续型致密砂岩大气田的天然气运移特征进行了研究。研究表明,鄂尔多斯盆地上古生界准连续型致密砂岩大气田天然气组分和碳同位素组成在平面上的变化主要受烃源岩热成熟度控制,纵向上受到烃源岩热成熟度和天然气运移分馏作用的共同影响。结合运移动力和输导条件进一步分析认为,上古生界致密砂岩大气田主要为初次运移直接成藏和短距离二次运移近源成藏。运移的动力主要为异常高压和气体分子浓度差产生的扩散作用力,浮力作用弱或无。运移方式主要为异常高压驱动下的幕式涌流和扩散作用引起的扩散流。其中,位于生烃体系内的太原组、山2段主要为异常高压驱动下的幕式涌流运移;生烃体系外的山1段、盒8段及以上层段扩散作用引起的扩散流运移对于天然气的成藏具有重要贡献,苏里格气田天然气组分和碳同位素纵向上的规律变化就是其直接反映。     

鄂尔多斯盆地白河区早中侏罗世沉积相及其与油气运聚的关系

白河区延安组地层平缓,构造不发育,油藏分布范围小,但产量高,针对这一特点,对研究区早中侏罗世的沉积相及其与油气运聚的关系进行了探讨。利用岩性和测井曲线特征,对沉积相、微相类型进行了识别与划分,认为白河区富县组、延10油层组为辫状河沉积体,发育河道砂坝、心滩、河漫滩和河漫沼泽等沉积微相;延9油层组为三角洲平原沉积体系,发育分流河道和分流间湾等沉积微相。同时以延长组长1、长2残余地层厚度的分布,恢复了前侏罗系的古地貌特征。研究表明,富县组的巨厚砂层是下部过剩压力的泄压口,是下部油气向延安组地层运移的通道;延10、延9油藏主要受沉积相带的控制,河道砂体为油气富集的有利沉积相带,三角洲平原煤系沼泽为其良好的盖层。     

和田河气田天然气运聚效率及源区探讨

和田河气田天然气主要源自寒武系烃源岩早期所生液态烃的二次裂解。针对其天然气成因类型,设计开展了源岩热解生烃和原油裂解成气模拟实验,在此基础上建立并标定了有机质生烃及原油裂解成甲烷过程中碳同位素分馏的化学动力学模型,进而在和田河气田的潜在源区进行了地质应用。结果表明,和田河气田两个潜在源区均有短期内大量生气的特征,这有利于减小成藏过程中天然气的散失量。但是,巴楚凸起生气期较早,且所生油气先后经历了两次构造运动破坏;而麦盖提斜坡先北倾后南倾的构造格局演化既使西南坳陷烃源岩早期处于构造上倾部位,生气较晚,又使其所生烃类早期在构造相对稳定的西南古斜坡的构造高部位成藏,而不是在其下倾方向的玛扎塔格断垒构造带聚集,避免了和田河地区的两次构造运动破坏。因此,和田河气田天然气应主要源于西南坳陷。     

小洼地区古潜山裂缝特征及油气成藏模式

辽河盆地中部小洼地区古潜山裂缝系统主要由中生代台安-大洼断层左行走滑活动形成,新生代强烈伸展对裂缝产生叠加改造作用,改善了裂缝储集性能。岩心薄片鉴定表明古潜山岩性主要为混合花岗岩,潜山裂缝发育较规则、连通性较好、开度大,裂缝倾角多在60°~85°,以高角度缝为主,油气显示良好。油气成藏研究表明,小洼古潜山靠近生油洼陷,油气供给充足,存在断层运移、顶部不整合面运移、内部裂缝运移等多种油气运移通道及多套储集体系,具有较大的油气成藏潜力。     

致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

致密砂岩气资源量潜力巨大,已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。根据成藏期储层物性控制成藏机理,可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3种类型。致密深盆气藏具有近源运聚、持续充注、非达西渗流的特征,成藏动力主要是超压压差和源储压差,含气性受充注压力、储层物性、非均质性和渗透率级变系数的共同控制,特殊的"动力圈闭"成藏机制决定了其成藏过程的多阶段性及复杂的气水分布关系。致密砂岩气大规模富集成藏需要具备大面积高丰度的烃源岩、与源岩紧密接触的大面积非均质致密储层、区域性盖层及平缓的构造背景4个条件。     

琼东南盆地天然气成藏特征及地震识别技术

琼东南盆地是南海北部大陆边缘的新生代伸展盆地,面积3×104km2。气源岩主要分布在中央坳陷带断陷期层序中(包括煤系和海相泥岩),具有早、晚两期生烃且以晚期为主的特征。天然气运聚成藏模式主要有3种:沿斜坡带侧向运聚成藏、沿断裂带垂向运聚成藏和强超压区盖层破裂式运聚成藏。圈闭形成有3期,早期(始新世—渐新世)形成的构造圈闭主要是与断层相关的背斜构造,中期(中新世)形成的构造圈闭主要是披覆背斜,晚期(上新世—全新世)形成的主要是挤压背斜。岩性圈闭和地层圈闭的形成与海平面变化和褶皱运动有关。早、中期形成的圈闭与晚期生排烃匹配较好。天然气勘探方向以凸起和低凸起边缘的构造为主,超压囊上部的岩性圈闭也是重要的勘探领域。近两年来,通过对琼东南盆地岩石物理参数进行统计分析和对地震资料作相对保幅处理,建立了盆地岩性、含气性与纵波阻抗、vp/vs(或泊松比)等地震岩石物理参数与地震响应的关系,在此基础上建立了琼东南盆地天然气地震识别技术体系和流程,为该盆地天然气层预测提供了有效的技术手段。     

油气运聚单元石油运聚系数的预测模型

根据松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔和吐哈等盆地21个运聚单元的解剖结果，研究了运聚单元石油运聚系数与主要地质参数之间的关系，认为石油的运聚系数主要与有效烃源岩的年龄和成熟度、圈闭的发育程度以及上覆地层的区域不整合个数有关。采用回归分析的方法建立了石油运聚系数与上述地质因素的统计关系，这一定量的统计模型可以用于运聚单元石油运聚系数的定量预测，减少资源量计算中人为因素的影响，使资源评价结果更加客观。图3表1参15     

姬塬地区长9 油层组油气运移规律及模式探讨

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9 油层组展示了较好的勘探前景,但对其成藏机制方面的研究却相对 薄弱,成为制约勘探的难题。该文应用油藏地球化学、成藏地质学和沉积学等研究手段和方法,探讨了油 气来源、运移、运移动力、运聚方式等问题。结果表明：姬塬地区长9 油层组原油来源于上部长7 油层组 的优质烃源岩;长7 烃源岩生烃增压产生的异常高压、长7 与长9 油层组过剩压力差是长7 烃类向长9 储层运移的主要动力;纵向叠置、横向上连片的砂体和区域性构造活动形成的裂缝为沟通长7 优质烃源 岩和长9 油层组储层的优势运移通道。     

辽东湾地区锦州25-1油田油气成藏特点和运聚模拟研究

在对构造演化、成藏要素、油源对比、成藏期次分析的基础上,结合Trinity油气运移成藏模拟分析软件对锦州25-1油田的油气运聚模拟研究,分析了形成锦州25-1油田的成藏主控因素,建立了其成藏模式,指出了该地区有利勘探方向。模拟分析结果表明,锦州25-1构造是辽西凹陷沙三段烃源岩生成油气运聚的有利指向区,而优良成藏要素的优势时空配置则是形成锦州25-1油田的关键因素。其成藏模式为:辽西凹陷沙三段烃源岩在东下段时期进入了大量生排烃期,生成的油气为一期充注,充注时间发生在东营组末期,沿东下段时期强烈构造运动伴生的断裂系统、沙二段广泛发育的砂体、沙二段与沙三段之间大型不整合面以及古构造脊所构成的疏导体系运移至沙二段圈闭成藏,而沙三段砂体则可以近源优势成藏。辽西凹陷西斜坡、凹中隆以及古构造脊是今后较为有利的勘探区域。