鄂尔多斯盆地定边—安塞地区延长组下组合储层特征

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和岩心分析等资料,对定边—安塞地区（包括定边、吴起、志丹、安塞4个地区）储层岩石学特征、物性特征及影响因素进行了分析.结果表明：吴起与安塞地区为单物源沉积,岩石类型主要为长石砂岩,定边与志丹地区为多物源沉积,岩石类型多样,主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩;储层以原生粒间孔和次生溶孔为主,具有低—特低孔隙度和低—超低渗透率特征;受沉积微相和成岩作用的影响,在平面上吴起与定边地区物性最好,志丹地区物性次之,安塞地区物性较差,纵向上长10物性最好,长9物性次之,长7和长8物性均较差.     

鄂尔多斯盆地旬邑地区延长组油源对比研究

利用烃源岩及油气样品,从碳同位素、饱和烃色谱及饱和烃、芳烃生物标志物特征等方面,开展了旬邑地区延长组的油源对比。研究表明,长6、长8、长9油层组原油在碳同位素特征、饱和烃色谱峰型、主峰碳、姥植比等反映生源类型与沉积环境的参数以及饱和烃、芳烃生物标志物特征方面表现出较好的一致性,显示原油具有同成因、成熟度相似的特征。但长9油层组原油在C27重排甾烷/规则甾烷、三环萜烷/藿烷等参数与其他原油有一定差异,分析认为该差异主要是由于来自不同沉积环境的烃源岩造成的。多生源参数综合分析显示,长6、长8、长9油层组原油与长7油层组生油岩具有较好的一致性,为区内主要烃源岩。     

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     

鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩生烃动力学研究及模拟结果分析

通过岩石热解评价仪(Rock-Eval)模拟试验对鄂尔多斯盆地南部地区延长组烃源岩样品进行了生烃动力学研究。结果表明,烃源岩裂解温度区间与样品的有机质类型有关。用平行一级模型求取了动力学参数,频率因子介于7.1×1014～1.6×1019s-1之间,活化能在190～300kJ/mol的范围内。将所求得的动力学参数外推到地质时期的升温速率下,长4+5油层组烃源岩转化率最高,为99.16%,累计生烃量为31.21mg/g;长6油层组烃源岩的转化率可达73.54%,累计生烃量为56.50mg/g;长7油层组4个油页岩的转化率较低,分别为53.17%、84.62%、28.13%和30.95%,但其累计生烃量较高,分别为36.19、73.54、22.18和29.67mg/g;长7油层组2个暗色泥岩的转化率分别为93.88%和85.08%,累计生烃量分别为13.29、10.41mg/g;长8油层组烃源岩的转化率为85.70%,累计生烃量为6.92mg/g;长9油层组烃源岩的转化率为27.87%,累计生烃量仅为0.85mg/g。     

鄂尔多斯盆地西峰地区延长组烃源岩干酪根地球化学特征

为了确定鄂尔多斯盆地西南部西峰地区延长组烃源岩有机质类型及其生烃潜力，对长8-长7段烃源岩干酪根显微组分、元素组成和碳同位素组成进行了研究。分析表明，长7段（尤其是长7^2和长7^3段）烃源岩有机质类型好，包括大量的腐泥型和腐殖-腐泥型有机质，是形成于深湖相还原环境的富有机质沉积，代表高生产率阶段藻类母质输入特征。由于湖底浊流的影响，长7^3段烃源岩混入较多的陆源高等植物母质。长8段烃源岩有机质类型较差，以混合型有机质为主，形成于靠近陆源的滨浅湖相，既有陆源高等植物母质输入，又有部分藻类母质输入，由于沉积环境的差异，部分井内样品以腐殖型有机质为主。延长组长7^2-长7^3段烃源岩具有很好的生烃潜力，是本区油藏已发现原油的可能来源。图4表2参15     

鄂尔多斯盆地杏子川油田延长组原油地球化学特征与油源探讨

陕北斜坡中部杏子川油田延长组原油物性、族组成、饱和烃气相色谱、萜甾烷生物标志化合物以及地质综合分析显示,不同层位延长组原油地球化学特征具有显著的差异。长4+5、长6原油性质基本一致,具有同源属性,其差异性可能主要与运移分馏效应以及原油成熟度有关。长9、长10原油与长4+5、长6原油性质具有明显的差异,反映了其具有不同的母源属性。Ts/Tm、C₂₉ββ/（ββ+αα）、αααC₂₉20S/（20S+20R）等反映原油成熟度的生物标志化合物显示长9、长10原油具有较高的成熟度。长9和长10原油规则甾烷含量显示具有不同的成因。地质综合分析和油源对比表明：长4+5、长6原油均来自于长7生油岩,长9原油来自于其顶部的李家畔页岩,长10原油可能主要来源于长92有效烃源岩。     

致密油“近源成藏”关键地球化学证据——以鄂尔多斯盆地延长组近源组合为例

致密油“近源成藏”的结论是依据石油在低渗储层中难以长距离侧向运移的储层特征推断得出的,一直以来缺乏地球化学方面的直接证据。基于对鄂尔多斯盆地三叠系延长组近源组合(长6段—长8₁亚段)中烃源岩特征和油源差异性的分析,探究了致密油近源成藏的地球化学依据,并解释了引起近源成藏的原因。研究区近源组合中的石油皆来自于原位长7烃源岩,即便是邻近区块的油源也存在差异,石油在致密储层中难以发生大规模的侧向运移。鄂尔多斯盆地长7段烃源岩的生物标志化合物在平面上具有显著差异,并沿沉积中心呈环带状分布。不同相带生物标志化合物组合差异导致的油源差异,是前期学者们发现致密油“近源成藏”的根本原因。致密油“近源成藏”改变了之前油源对比全盆地、同一层烃源岩一概而论的观点,对未来单一盆地中不同类型油气资源量的分区分带精细评价具有重要意义。     

志丹地区生油层评价及油源对比

通过对志丹地区生油层有机质丰度、镜质体反射率Ro、奇碳优势、异戊间二烯烷烃、全烃色谱分析等多个方面综合研究,得出该地区有多套具有生烃能力的烃源岩,成藏原油具有多个来源。从区域上看,长7烃源岩生烃潜力大,是区内主要生油层,主要由深湖-半深湖相的泥质岩组成;岩性主要为黑色、深灰色的油页岩、泥岩及页岩。该套地层区域分布稳定,在研究区厚约40 m,有机质丰度高(3%~5%),生烃母质类型较好(Ⅱ型),生油气潜力大。     

鄂尔多斯盆地中部地区三叠系延长组7段暗色泥岩烃源岩特征

鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）为典型的湖相沉积。在鄂尔多斯盆地中部地区,由于靠近湖泊的边缘,长7段泥页岩厚度偏薄,针对该地区的烃源岩研究尤其是泥岩的研究薄弱。基于15口探井开展了暗色泥岩的甄别工作并进行了采样,然后运用岩心观察、有机碳测定、岩石热解、色谱-质谱等分析手段,全面获得了暗色泥岩的烃源岩特征参数。研究表明,长7段暗色泥岩发育于弱还原-弱氧化的沉积环境。暗色泥岩的有机质丰度高,TOC平均值2.39%;有机质以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;生烃潜力好,S₁+S₂平均值7.65 mg/g;热演化适中,R_o平均值0.98%。暗色泥岩的生烃量总计7.93×10⁸ t,排烃量总计3.37×10⁸ t,残留烃量总计4.56×10⁸ t,综合排烃效率42.50%。暗色泥岩与页岩对研究区油气资源的贡献比为1：1.8。长7段暗色泥岩的生烃有机质包括陆源性输入来源和水体有机质来源。     

鄂尔多斯盆地西部环县地区三叠系延长组物源分析

鄂尔多斯盆地西缘三叠系物源认识对油气石油勘探具有重要指导作用。本文通过大量的野外、井下采样，室内分析化验对比研究，发现西部环县地区与六盘山盆地、河西走廊地区延长组有着相似的重矿物组合，砂岩骨架组分普遍有较高的石英含量，稀土、微量元素特征也较为相似，具有属同一沉积体系的特征，花岗岩类是环县三角洲沉积体系的主要物源之一。认为现今概念的鄂尔多斯盆地西部晚三叠世与六盘山盆地及走廊地区不具明显的分割性，盆地很可能向西开口延伸。     

鄂尔多斯盆地南梁西区延长组层序地层格架与生储盖组合特征

为研究鄂尔多斯盆地南梁西区上三叠统延长组层序地层格架与生储盖组合特征,采用高分辨率层序地层学的原理和方法,对该区层序界面类型、层序地层格架特征及长期基准面旋回与生储盖组合的关系进行了研究。结果表明:研究区共识别出5个三级层序界面,将延长组划分为1个超长期和4个长期旋回层序;生储盖组合特征与长期基准面旋回的关系密切,在长期基准面上升半旋回早中期和下降半旋回晚期发育的三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道砂体为优质储层,在长期基准面上升半旋回晚期和下降半旋回早中期发育的浊积岩砂体为潜在储层,在长期基准面旋回升降转换面附近发育的湖相泥页岩及炭质泥岩为良好的生油层和盖层;延长组发育上生下储、下生上储及自生自储式生储盖组合。     

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     

鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组储层成岩作用、致密历史、油水分布特征的分析,并结合充注动力与阻力的计算,探讨了储层早期致密化影响下的致密油充注特征。结果表明,延长组长6-长8段储层孔隙演化经过4个阶段,在中成岩阶段A1期基本达到致密,而此时油气大规模充注尚未开始。储层早期致密化形成的高充注阻力导致浮力难以成为驱替致密油运移的有效动力。同时,结合该区具有紧邻源岩的致密砂岩普遍含油、"甜点"富油且流体分异性差的特征,认为广泛发育的长7段烃源岩与长6和长8段储层间的剩余压力差是致密油充注的主要动力,且是导致致密砂岩含油而甜点富油的重要因素。     

鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6储层特征及其控制因素

吴起地区长6油层组是一套典型的致密油产层,查清该储层的微观特征、分析影响储层发育的控制因素,有利于阐明其对致密油富集的影响。利用薄片鉴定、孔渗测试、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等手段,研究长6储层岩石学特征、物性及孔隙特征、孔隙结构特征及储层类型,并分析成岩作用对储层发育的影响。结果表明：该地区长6油层组的岩石类型主要为长石砂岩,孔隙度为6%～12%,平均为9.45%;渗透率为0.05～0.50 mD,平均为0.34 mD。储集空间类型主要包括残余粒间孔和溶蚀孔,具有4种不同的孔隙结构,它们的孔喉分布范围和频率稍有差异,Ⅰ类样品大孔隙较多,峰值孔喉半径为3～ 5 μm,孔喉连通性好,Ⅱ,Ⅲ类样品次之,Ⅳ类样品最差。吴起地区长6油层组成岩作用阶段总体处于晚成岩A期,胶结作用主要有硅质胶结、黏土矿物胶结和碳酸盐胶结。其中绿泥石胶结更多地支撑保护了孔隙,而伊利石胶结和碳酸盐胶结填充或阻塞了孔隙。长石、岩屑等易溶颗粒以及浊沸石等填隙物发生了溶蚀作用,形成的次生溶孔显著改善了储层物性。     

鄂尔多斯盆地三叠纪疑源类及其与油源岩发育的关系

对鄂尔多斯盆地西南部陇东地区中上三叠统微体古生物进行了分析,在延长组长7段发现极其丰富的以光面球藻为主的疑源类组合。与古生代以前光面球藻来源于海生单细胞浮游藻类不同,延长组光面藻可能来源于湖相淡水宏观藻类,这些化石可能是大型红藻或绿藻类的孢子体。疑源类分布的高丰度层位长73—长72段恰好是本地区的主要油源岩层。疑源类不仅是源岩中藻类体和无定形体的主要组成部分,而且热解指数也显示出,随疑源类丰度的升高,源岩生烃能力逐渐增强。这些特征均表明疑源类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。     

鄂尔多斯盆地长91湖相优质烃源岩成藏意义

为了查明鄂尔多斯盆地长91湖相黑色泥页岩烃源岩的成藏意义,运用测井-有机地球化学综合识别方法圈定其分布范围,通过地球化学参数的对比,厘定油-源关系,评价其生排烃规模和有利成藏区带.志丹地区南部是长91优质烃源层的主要发育区带.长91优质烃源层不仅生烃能力强,而且排烃能力也较强.以志丹地区长91烃源岩具有异常高的C30-重排藿烷、异常低的C30藿烷这一显著特征为主要依据,结合其他地球化学参数进行的油源对比表明,志丹南部地区的长8-长9储集层原油与长91烃源岩具有密切的亲缘关系,而其他地区长91储集层原油与长91烃源岩的可对比性差.长91烃源岩是重要的区带性油源岩,在志丹南部地区延长组长8-长9储集层成藏中起着重要的作用.图10表2参13     

鄂尔多斯盆地延长组下组合地层水特征及其油气地质意义

鄂尔多斯盆地中生界延长组下组合长10—长8油层组油水分布关系复杂,地层水特征及其与油藏的关系缺少系统研究.为明确地层水性质及其与油藏的关系以及地层水矿化度对测井精细解释的影响,基于地层水样品筛选,通过对鄂尔多斯盆地延长组1万余个地层水水样测试数据分析,研究地层水性质及分布特征,分析地层水矿化度、特征参数等的油气地质意义...