鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳古地貌特征嬗变及地质意义

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳气藏的发育与前石炭纪古地貌格局密切相关,目前主要认为发育西高东低的古地貌格局,自西向东依次发育岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶盆地的古地貌单元。但随着勘探的深入,在盆地东部地区奥陶系早期认为的岩溶盆地区已经发现了大量代表了较强岩溶作用的岩溶角砾岩等地质现象,因此有必要从古地貌动态演化角度重新认识影响岩溶古地貌发育的内外因素,研究地质历史中奥陶系风化壳古地貌的性质嬗变,指导对区域储集空间发育规律的进一步研究与预测。以盆地东部奥陶系顶部风化壳古地貌恢复为目的,综合研究了古地理背景、残留地层厚度、古岩溶特征等因素。认为早期在盆地中东部存在一个大范围的岩溶古高地,形成了岩溶型储集空间,但后期盆地东部逐渐演变为古岩溶盆地,形成了现今的前石炭纪古地貌格局,并造成早期形成的溶蚀类储集空间被大量充填,整体储层较致密,但由于溶洞塌陷形成的裂缝网络沟通了白云岩晶间孔储集空间,局部仍然可以保留有较好的储层,是值得重视的勘探目标。     

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。     

鄂尔多斯盆地南部奥陶系古岩溶发育控制因素及展布

鄂尔多斯盆地南部奥陶系碳酸盐岩经历了多期次、多类型古岩溶作用和改造,古岩溶的发育主要受古构造背景、岩性组合特征以及古地质、古地貌形态的共同控制,尤以古地质和古地貌的控制作用最为重要.在"野外填图法"、"印模法"与"残厚法"研究的基础上,充分应用了地震相追踪和地震解释的成果,对鄂尔多斯盆地南部的古地质和古地貌形态进行了详...     

鄂尔多斯盆地乌审旗-靖边古隆起对奥陶系盐下沉积与储层的控制作用

基于钻井及地震地层对比剖面、系统性的寒武系厚度、寒武系各层段超覆尖灭线以及前奥陶纪古地质图等编图研究,发现鄂尔多斯盆地早古生代除了发育伊盟隆起、吕梁隆起和中央古隆起外,还发育乌审旗-靖边古隆起。乌审旗-靖边古隆起核部缺失整个寒武系,周缘寒武系由老到新依次向古隆起超覆。进一步的古构造分析表明,奥陶纪沉积期受寒武系乌审旗-靖边古隆起的继承性影响,该区仍为低幅度的水下隆起,对盆地中东部奥陶系盐下沉积与储层发育具有明显的控制作用。主要表现在3个方面：一是乌审旗-靖边古隆起东、西沉积分异明显;二是乌审旗-靖边古隆起、中央古隆起和吕梁隆起的共同障壁作用形成了盆地东部米脂盐洼;三是乌审旗-靖边古隆起上发育浅水沉积特征的丘滩体等有利储集相带,海退期则由于间歇性暴露而利于溶孔型储层的形成,是奥陶系盐下天然气勘探的有利区带。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系古沟槽三维地震识别方法

鄂尔多斯盆地东部下奥陶统风化壳为该区下古生界气藏的主力储层,勘探表明该气藏严格受古岩溶尤其是古沟槽的控制。前人用印模法识别沟槽,预测精度相对较低。采用新的三维地震古地貌研究方法,对富县区块的风化壳沟槽进行了识别。应用本方法不仅识别出了较大的主沟槽,而且还预测出了次级分支沟槽。预测结果为区内下古生界井位部署提供了依据,并提出了一套古沟槽三维地震识别的新方法。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古地貌研究

鄂尔多斯盆地中部气田位于稳定克拉通中央古隆起东北部,是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田。对其古构造、地层出露状况和沟槽特征进行了分析,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行了研究,分析了地貌单元与油气富集的关系。     

鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶古地貌气藏特征及勘探进展

依据古岩溶和碳酸盐岩成藏地质理论,系统分析了鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气成藏地质背景及非常规隐蔽性大型岩溶古地貌气藏的烃源、储层、盖层、圈闭及运聚规律等基本特征,提出了稳定地台区海相碳酸盐岩储层与圈闭是成藏要素中的关键因素。并以此为重点,深入研究了古岩溶成因和岩溶古地貌的发育特征,揭示了古风化壳孔、洞、缝网络与气藏圈闭形成的机制和分布规律。并通过古地貌模式的建立及其在实践中的应用,使奥陶系古风化壳天然气勘探不断取得了进展。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下天然气地球化学特征及其对靖边气田气源再认识

在鄂尔多斯盆地东部龙探1井盐下马五₇储层获得了低产天然气。测试资料显示,其甲烷含量为96.871％,C₂⁺重烃组分含量仅为2.396％,具高演化干气特征;非烃组分含量很低,应属储层中的正常天然气;甲烷的碳同位素组成偏轻,δ¹³C₁值为-39.26‰,代表了奥陶系原生过成熟油型气的特征;C₂⁺重烃组分的单体烃碳同位素显著偏重,分布于-19.27‰～-23.78‰之间,与高演化的煤成气相似。仅从空间配置关系判断,上古生界煤成气混入的可能性很小,因而,次生因素——TSR反应等是造成重烃组分碳同位素偏重的主要原因。以龙探1井马五₇天然气为油型气端元,甲烷碳同位素组成作为主要指标,进行靖边气田奥陶系天然气主要气源的判识,得出了靖边气田奥陶系风化壳天然气的主要气源应是上古生界煤系的认识。     

鄂尔多斯盆地环江地区前侏罗纪古地貌恢复研究

前侏罗纪古地貌控制着中下侏罗统沉积发育及油气的富集规律,精确恢复刻画古地貌形态对于侏罗系油气勘探至关重要。以鄂尔多斯盆地环江地区为例,通过大量的古地质、岩相古地理、古水流方向等方面的调查研究,明确了研究区在侏罗纪沉积前的沉积背景、构造格局及物源方向,并结合大量的测井资料及岩心资料,对研究区延10+富县组地层沉积厚度进行研究,采用沉积厚度印模法对前侏罗纪的古地貌进行了恢复。环江地区前侏罗纪古地貌呈现西高东低的形态,分为高地剥蚀区、坡地与残丘、古河谷和河间丘。研究区前侏罗纪古地貌是控制富县期、延安早期沉积相分布及油藏分布的主要因素。古地貌斜坡地带最有利于油藏的形成。     

鄂尔多斯盆地苏里格地区奥陶系古岩溶储层成岩作用

鄂尔多斯盆地苏里格地区奥陶纪主要沉积环境为水下凸起—隆间洼地和(内)陆棚盆地。奥陶系由原始沉积的碳酸盐岩和岩溶角砾岩组成。溶蚀孔是最主要的孔隙类型,裂缝是重要的储集空间;孔隙度为0.02%～16.70%,平均为2.19%;渗透率为(0.0014～706.35)×10^-3μm²,平均为 1.90×10^-3μm²。奥陶系碳酸盐沉积物(岩)经历的成岩作用有压实、白云石化、胶结、交代、溶蚀和去白云石化作用。全岩白云石样品较低的δ¹⁸O值和较高的Mn,Fe含量以及明显低的Sr含量说明白云石受到淡水淋滤和埋藏作用的影响,不低的δ¹³C值说明碳来自原始沉积物中的CaCO₃。白云石胶结物较全岩白云石具有较低的δ¹⁸O和δ¹³C值,说明白云石胶结物形成于裸露期的风化壳岩溶作用阶段。岩石经历了早期成岩作用、表生成岩作用和晚期成岩作用。低孔、低渗是该储层的特点,原因是岩溶作用强度不够和埋藏较深。     

鄂尔多斯盆地马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩分布特征

针对鄂尔多斯盆地中东部盐下奥陶系内幕天然气自生自储特征及其相应烃源岩发育不清的实际,利用地球化学与测井技术相结合的方法,分析了研究区奥陶系盐下烃源岩的分布特征。奥陶系马家沟组马五₆亚段膏岩最为发育,分布最为广泛,该膏岩层之下发现的自生自储天然气出气点表明了海相碳酸盐岩烃源岩具有一定的生排气能力。研究表明:研究区马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩有机质丰度总体偏低,测试的有机碳含量平均值约为0.2%,大部分低于0.5%;岩石热解T_ma 平均值达484℃,处于高成熟—过成熟阶段。平面分布上,盐下碳酸盐岩烃源岩有机碳含量在西部相对较高,向东逐渐降低;有机碳含量在北部相对较高,向盆地中部降低,最南部略有升高。研究区存在3个相对较好的烃源岩有利分布区。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下深层储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下深层白云岩储层近年来取得较好的勘探效果,具有一定勘探前景。综合运用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞等资料,对盆地中东部奥陶系盐下深层马家沟组马三段、马四段储层特征及其发育的主控因素展开研究。结果表明：马三段储层以海退蒸发环境的含膏云岩为主,马四段储层以海侵环境的灰质云岩、粉—细晶云岩为主;马四段、马三段主要储集空间类型分别为溶孔（溶洞）、晶间孔、晶间溶孔、微裂隙;微裂隙、膏模孔、溶孔和粒间孔;孔隙结构复杂,毛管压力曲线形态可划分为溶孔型、晶间（溶）孔型、微裂隙型和微孔型4种类型;现有资料显示马三段—马四段平均孔隙度分别为2.1%和2.3%,平均渗透率分别为0.19×10^-3 μm²和0.22×10^-3 μm²。中央古隆起、乌审旗—靖边次级古隆起以及神木—子洲低隆带控制了马三段—马四段沉积相带及有利岩相分布;沉积微相控制岩石原始沉积组构,一定程度影响储层物性,砂屑云岩、晶粒云岩及膏质云岩的储层物性通常相对较好;此外,成岩作用也是控制盐下储层发育的关键因素,多种成因机制下的白云化作用是晶间孔形成的主要方式,表生成岩环境及埋藏成岩环境下的溶蚀作用控制了次生孔隙的发育;燕山期构造活动对储层微裂隙的发育起关键作用,显著改善了储层渗透性。总之,构造背景、岩石组构、成岩作用以及裂缝作用决定了盐下深层储层的储集性能,是优质储层形成的主控因素。     

古岩溶地貌与古岩溶储层岩溶效应分析——以鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳为例

以鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳为对象,以大量地质录井及实验分析资料为依据,密切结合古岩溶储层岩性和物性分析,综合探讨了古岩溶地貌与古岩溶储层的岩溶效应特征。研究结果表明,盆地东部奥陶系风化壳储层岩石类型可归纳为白云岩类、次生灰岩类、石灰岩类、云化灰岩类等四大成因组合。古岩溶地貌不同,则与储层的岩性效应不同,石灰岩及云化灰岩类是斜坡台地及残丘和盆地残台及残丘发育的标志性岩类;白云岩及次生灰岩类则是斜坡台缘、斜坡阶坪及盆地洼地发育的基础岩类。古岩溶地貌不同,则与储层的物性效应不同,斜坡台缘效应最好,斜坡阶坪中等,斜坡台地及残丘中下,盆地残台及残丘较差,盆地洼地最差。斜坡台缘与斜坡阶坪分界为盆地东部古岩溶效应的重要转折点,居其两侧的小层渗透率随古岩溶地貌的变迁而逆向增减,发育红色和蓝色2种不同的效应模式。小层物性效应则与白云岩类和次生灰岩类的含量密切相关,其效应模式呈现出此消彼长同时又互为补充的特点。如果储层岩类组成过于单一、或者某类组分含量过低或过高,都将对古岩溶地貌发育产生重要的影响;适度比率的岩类组合或者混合岩化对古岩溶储层的物性效应更为有利。     

鄂尔多斯盆地奥陶系顶面形成演化与储集层发育

从奥陶系顶面在不同地质历史时期的演化、反转入手,探讨构造演化对鄂尔多斯盆地奥陶系不同类型储集体发育的控制作用,研究碳酸盐岩储集层形成演化机理。鄂尔多斯盆地奥陶系顶面为一重要的层序界面,其既代表了下部海相碳酸盐岩沉积建造与上部碎屑岩沉积建造之间的构造沉积转换,又代表了加里东晚期—海西早期漫长风化剥蚀造成的区域性地层沉积间断。该界面在地质历史时期经历了3次重大的构造格局演变,直接影响了奥陶系储集层的发育及后期保存。盆地东、西部奥陶系顶部岩性差异控制了发育的储集空间类型,形成了不同类型的溶蚀孔洞储集体;而后期层序界面构造倒转则造成盆地东部地区岩溶孔洞型储集空间被充填,影响了有效储集层的空间展布范围。     

鄂尔多斯盆地奥陶纪层序岩相古地理

通过大量露头与钻井沉积相观察,系统编制了三级层序地层格架下的鄂尔多斯盆地奥陶纪岩相古地理图。研究认为,早奥陶世发育近SN走向的伊盟-中央古陆将盆地分为东、西2部分碳酸盐台地沉积区,其沉积古地理分别受控于华北海及祁连海;由早奥陶世至中奥陶世盆地总体呈现出逐渐海侵及伊盟-中央古陆逐渐缩小的过程,伊盟-中央古陆在中奥陶世大部分被海水侵没并已分化为南、北相隔的2个古陆即庆阳古陆和伊盟古陆,至中奥陶世晚期即达瑞威尔期（马家沟组六段沉积期）海侵达到最大范围;晚奥陶世发生海退,造成现今鄂尔多斯盆地范围内大部分表现为古陆剥蚀区,仅在盆地西缘及南缘发育了较窄的开阔镶边台地及其斜坡相沉积,至晚奥陶世中晚期（凯特期-赫南特期）几乎全部隆升为陆。自早奥陶世晚期（弗洛期）至中奥陶世中期（达瑞威尔初期）即马家沟组一段至五段沉积期,盆地中东部发育大面积的局限蒸发环境,形成局限潟湖甚至膏盐潟湖。盆地西部与南部受贺兰拗拉槽与秦祁海槽发展演化控制,主要发育大陆边缘沉积体系,由早奥陶世-中奥陶世早期的被动陆缘碳酸盐缓坡台地向中奥陶世晚期-晚奥陶世的主动陆缘弱镶边碳酸盐台地演化。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段储层特征及主控因素

近期勘探实践表明,鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段豹斑状白云岩储层具有良好的勘探开发潜力。为此,基于钻井岩心、岩石薄片和分析化验资料,解析了该层段的储层特征及主控因素。结果表明：(1)马四段储层的储集岩类主要包括豹斑状云质灰岩、豹斑状灰质云岩、晶粒云岩和凝块云岩,储集空间类型以晶间(溶)孔为主,含少量格架孔和微裂缝。(2)研究区储集层整体表现为低孔—中低渗孔隙型储层,其中储集性能以豹斑状灰质云岩和晶粒云岩最佳且分布范围广,是区内最优质的储集岩类。而豹斑状云质灰岩发育规模较大,储集性能整体较差,凝块云岩储集性能较好,但发育频率较低。盆地中东部马四段储层发育主要受沉积微相、生物扰动、白云石化作用以及早成岩期岩溶作用综合控制：有利沉积微相是储层发育的物质基础,控制储层平面横向分布;生物扰动作用有利于白云石化作用;白云石化作用是储层形成的关键,有利于储层孔隙的保存;早成岩期岩溶作用对储层质量改善有着重要贡献。马四段有利储层纵向上主要位于高频向上变浅序列的中上部;平面上,主要集中在研究区西侧乌审旗—靖边—志丹一线以及东侧的神木、米脂两个相对独立的区域。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系古岩溶型碳酸盐岩致密储层特征、形成机理与天然气富集潜力

目前鄂尔多斯盆地东部古岩溶型碳酸盐岩储层的研究相对薄弱,因此开展奥陶系古岩溶型储层形成机理与天然气富集潜力研究可为天然气储量的发现和开发前景评价奠定基础。通过对鄂尔多斯盆地东部奥陶系岩溶储层特征、形成控制因素、天然气富集主控因素与富集潜力的评价分析,认为盆地东部碳酸盐岩风化壳储层较为发育,气源供给充足,源-运-储配置关系良好,具备天然气规模富集的条件。鄂尔多斯盆地盆地东部岩溶储层总体表现为低孔与致密的特征,将孔隙度为3%、渗透率为0.05×10^-3 μm²确定为储层物性下限标准;将孔隙直径为30 μm、喉道直径为5 μm界定为储层孔、喉尺度下限标准。有利沉积微岩相、有效岩溶作用和综合成岩作用等共同影响储层形成,半充填型硬石膏结核云岩为最重要的储层类型。研究认为天然气富集主控因素包括：①有效储层发育是天然气富集的基础物质条件;②良好的源-运-储配置关系是天然气富集的关键。总体而言,盆地东部下古碳酸盐岩岩溶储层具备较大的勘探开发潜力。     

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。