鄂尔多斯盆地东南部古岩溶特征及对气藏的控制

鄂尔多斯盆地古岩溶主要发育在奥陶系马家沟组碳酸盐岩地层中,盆地东南部古岩溶普遍发育.根据马家沟组碳酸盐岩地层残余厚度,古岩溶地貌划分为岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地3种类型.据据岩心观察和薄片鉴定、岩心分析,岩溶斜坡孔隙裂缝发育,并有着良好的油气显示.     

鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区马家沟组古岩溶储层特征及形成机理

鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区具备良好勘探潜力,研究其储层主控因素及形成机理对黄龙气田勘探工作具有重要指导意义。以岩芯观察、铸体薄片鉴定、阴极发光及地球化学测试分析为基础,结合钻井、测井资料,研究宜川—黄龙地区马家沟组古岩溶储层基础特征、储层主控因素及形成机理。结果表明:研究区主要发育含膏粉晶云岩、粉晶砂屑云岩及粉—细晶云岩;石膏铸模孔、晶间孔(溶孔)、溶孔及溶缝是最主要的储集空间;储层孔隙度以0.1%～5.0%为主,渗透率以(0.002～0.100)×10^-3 μm²为主,具有低孔低渗—特低孔特低渗特点;有利储层分布受多种地质作用共同影响,含硬石膏结核云坪、白云岩坪及颗粒滩是优质储层发育的物质基础,储层平面分布受控于古岩溶地貌,而垂向分布受控于岩溶旋回,有利储层分布于表生期岩溶垂直渗流带,晚成岩期次生灰化及3期不同组合类型充填作用使有效孔隙锐减,是该区储层物性较差的直接原因。     

皖北奥陶系古岩溶宏微观特征及岩溶相模式

皖北两个奥陶纪剖面岩溶岩的宏微观特征的详细研究表明，三种类型古岩溶的岩溶岩在剖面上均呈现出一定的组合变化规律，即表现出相应的岩溶相模式：沉积岩溶自上而下为角砾状云岩、豹斑状岩及膏模孔云岩组成的三段式结构；内化壳岩溶自上而下为溶蚀填积岩、水平洞穴沉积岩及膏溶角夺组成的三段式结构；埋藏岩溶为孔洞状云岩和交代淀积岩组成的双带结构。     

鄂尔多斯盆地小南沟区长61储层特征及控制因素分析

通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对小南沟区延长组主要产油层组长61储集层的岩石学特征、物性特征及孔隙类型等进行了研究,分析了储层特征及其影响储层储集性能的主要控制因素。结果表明,三角洲前缘亚相沉积的长61储集层具有结构成熟度高而成分成熟度低的岩石学特征,主要孔隙类型为原生粒间孔和次生孔隙,沉积环境、成岩作用是影响该区储集层物性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地东南部长7油层组沉积相研究

为了明确鄂尔多斯盆地东南部长7油层组沉积体系类型和沉积相展布特征,总结其沉积演化规律,以沉积学的基本原理和方法为指导,综合运用地球化学、盆地分析等理论和方法,通过野外露头、钻井、测井等资料的综合分析,认为鄂尔多斯盆地东南部长7油层组主要发育三角洲和湖泊沉积体系,可进一步划分为3类亚相,其中以三角洲前缘和深湖2种亚相为主．     

鄂尔多斯盆地前寒武纪末期古地貌恢复及其对烃源岩的控制作用

鄂尔多斯盆地前寒武纪末期古地貌控制着后期沉积体系的空间配置与古地理展布。通过野外剖面、岩芯分析、测井数据等建立鄂尔多斯盆地寒武系层序地层格架; 选取寒武纪SS1最大海泛面(徐庄组沉积晚期地层)为标志层,通过残余厚度印模法,并结合古地质图分析,对研究区前寒武纪进行古地貌恢复,明确了前寒武纪沉积背景、构造格局及物源方向。总体上,前寒武纪鄂尔多斯盆地南、北濒临秦祁海和兴蒙海,东、西被贺兰和晋豫陕坳拉槽所夹持,古地貌东北高、西南低,受秦祁海影响最大,可将其划分为3个古构造地貌单元:高地剥蚀区、受古构造控制形成的坳陷区以及处于剥蚀与沉积过渡地带的斜坡阶地区。通过研究前寒武纪末期古地貌与寒武纪早期烃源岩分布认为,拉张活动背景下的坳陷带以及斜坡带是鄂尔多斯盆地寒武纪早期烃源岩发育的有利区块,前寒武纪古地貌格局影响了寒武纪早期烃源岩发育与分布。恢复古地貌形态对于揭示物源供给,研究沉积物搬运、平面和纵向展布特征,探究沉积、沉降中心的迁移规律,以及进一步揭示生储盖组合和分布具有重大意义。     

鄂尔多斯盆地洪德地区侏罗系古地貌恢复与油气成藏特征

古地貌对侏罗系油藏的形成起到至关重要的作用,以环江油田西部的洪德地区为例,利用该地区大量钻完井、测井、试井及最新三维地震资料,采用印膜法对该区前侏罗纪古地貌原型形态进行了恢复.研究区古地貌单元被划分为古河谷、古阶地、斜坡、河间丘、低残丘等5种类型.油藏主要分布在斜坡带、低残丘等高地区域,这些区域地层水环境相对闭塞,地层...     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层特征及油藏控制因素

通过常规物性、岩石及铸体薄片、重矿物、X射线衍射、扫描电镜等多项测试方法,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长2储层特征及油藏控制因素进行分析.该储集层砂岩类型以长石砂岩为主,岩屑长石砂岩次之,储层物性相对较好.区内油藏类型可分为构造-岩性油藏和岩性-地层油藏,东西向展布的鼻隆构造与三角洲平原分流间洼地泥岩遮挡是主要的油藏控制因素.     

鄂尔多斯盆地小南沟区长6^1储层特征及控制因素分析

通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对小南沟区延长组主要产油层组长6^1储集层的岩石学特征、物性特征及孔隙类型等进行了研究,分析了储层特征及其影响储层储集性能的主要控制因素。结果表明,三角洲前缘亚相沉积的长6^1储集层具有结构成熟度高而成分成熟度低的岩石学特征．主要孔隙类型为原生粒间孔和次生孔隙,沉积环境、成岩作用是影响该区储集层物性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地南部环形影像特征及地质意义

为了研究鄂尔多斯盆地中-新生代时期的演化,采用遥感技术与地球物理资料综合分析方法,对 CBERS和ETM+卫星影像的处理,在鄂尔多斯盆地南部发现直径大于300km的环形构造,环形中心位于甘肃 省东部的东华池附近。该环形构造内西部为西峰油田,中东部有古生界—中生界大型煤田,东南和西北部都有 铀矿的发现,4种能源矿产(石油、天然气、煤和铀)居于环中。地球物理和地震资料综合分析证明,该环形构造 为一相对独立的块体,其活动既有升降,又有旋转,受深部控制,主要是中—新生代造山作用(印支运动、燕山运 动和喜山运动)联合作用的结果,对多能源矿产同盆共存具有重要的控制作用。     

古岩溶的形成条件及其特征

岩溶是大气淡水溶解作用形成的自然构造，古岩溶是地质历史时间产生的岩溶。岩溶的形成需要两个基本条件：（１）相对于围岩来说，流体是未饱和的；（２）不饱和碳酸盐的流体能有效地将溶解产物搬运至离反应的地方。在岩溶地区以潜水面为标准，把岩溶作用带分为渗流带和潜流带。     

鄂尔多斯盆地西部马家沟期层序岩相古地理

针对鄂尔多斯盆地西部下奥陶统马家沟组Osq7、Osq8和Osq9层序,以体系域作为成图单元,采用体系域压缩法进行层序岩相古地理编图实践,研究鄂尔多斯盆地西部早奥陶世马家沟期层序岩相古地理的特征及演化.研究表明:下奥陶统地层主要由巨厚的海相碳酸盐岩和蒸发岩组成,可划分为19个三级层序,其中的马家沟组包含了8个三级层序,而且大多数属于Ⅱ型层序,主要由陆架边缘-陆架内低位、海侵、高位体系域构成.陆架边缘-陆架内低位域以中央古隆起出露海面成为规模较大的古陆为特色;海侵域以发育碳酸盐台地相以及出现碳酸盐陆棚、斜坡、海槽相为特征;高位域以云坪扩大、碳酸盐台地增生以及台内浅滩出现为典型特征.在盆地西部中央古隆起、贺兰拗拉槽等组成的古构造格局以及海平面升降变化的控制下,该区早奥陶世马家沟期层序岩相古地理总体上呈现出自西向东依次为海槽、斜坡、陆棚、台地/古陆、陆架内盆地边缘等错落有序的相带展布格局.     

鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气藏测井产能评价

随着油气资源勘探与开发的深入,对致密砂岩气藏的研究显得十分重要,同时其产能评价也成为一个难点,简单的利用测井曲线对气藏进行产能评价已不能准确评价气藏产能。利用自然伽马、深侧向电阻率、声波时差和补偿中子测井值重构评价气藏产能参数,将气层分为3类,并利用无阻流量与重构参数建立鄂尔多斯盆地大牛地气田产能评价模型,对模型进行检验,获得了良好的评价效果。     

鄂尔多斯盆地延长油气初次运移特征

以泥岩压实、埋藏史及生烃特征为主要依据，分析了鄂尔多斯贫地三迭系延长组长，油层组烃源岩油气初次运移的动力、产生深度、运移时间、运移方向及途径。结果表明，本区油了初次运移的主要动力是长７油层组广大范围发育的泥岩欠压实现象所产生的高过剩压力，烃源岩六限深度及异常压实起始深度决定了本工源岩初次运移的深度，油气初次运移时期主要发生于中２时期和Ｋ１３时期，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的     

鄂尔多斯盆地高自然伽马异常特征

为了加深对盆地深部和浅部高自然伽马异常特征综合分析研究,揭示高自然伽马异常地质成因,从而 促进盆地多种能源矿产协同开发研究,针对收集大量的地球物理测井资料、地质资料及其他相关成果,绘制并分 析了相关成果图。研究中遵循从单孔测井曲线特征分析到典型剖面研究,并按层对高自然伽马的平面分布特征 进行分析研究。化验测试结果和自然伽马能谱测井成果研究表明,在本区,自然伽马异常增大主要是由于铀的 活化和聚集,导致铀元素增加而引起。相关研究表明,盆地深部和浅部的铀异常具有一定的关系,盆地历经的沉 积环境变迁是铀元素富集的主导因素。     

阿克库勒凸起奥陶系古岩溶特征研究

阿克库勒凸起奥陶系古岩溶主要经历加里东期,海西早、晚期和印支期。在古岩溶发育的古构造背景及此4期演化的基础上,重点研究加里东中期和海西早期古岩溶特征,进而分析影响该区古岩溶发育的主要因素。     

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组页岩气形成条件

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区页岩气资源量较大,二叠系山西组作为主要的目的层系之一.基于钻井资料和暗色泥页岩样品化验资料,从暗色泥页岩生烃条件、储层特征、含气性等方面研究研究区山西组暗色泥页岩中页岩气的形成条件.结果表明:山西组暗色泥页岩分布广泛,且厚度大,平均厚度为80m,有机碳质量分数较高(平均为2.37%),有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主,成熟度处于成熟—过成熟阶段,具有很强生烃潜力.矿物组成以石英和黏土矿物为主,黏土矿物中主要为伊蒙混层,吸附能力强.硅质、碳酸盐岩等矿物较多,岩石脆性大,造缝能力强.研究区山西组泥页岩中裂缝极为发育,储集条件优越,泥页岩段气测显示活跃,结合页岩含气层显著的测井响应,显示暗色泥页岩段含气性好,页岩气资源潜力较大.鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组具有良好的页岩气形成地质条件,厚层泥页岩分布区如下寺湾区、云岩区北部黑家堡、关庄及研究区中部延安等,是页岩气成藏的有利发育区.     

皖北奥陶系古岩溶分期分类及岩溶岩特征

研究表明，皖北奥陶系古岩溶可划分为沉积岩溶作用期，风化壳岩溶作用期，理藏岩溶作用期，构造岩溶作用期和二次埋藏岩溶作用期，其岩溶类型主要有沉积岩溶，风化壳岩溶，埋藏岩溶或压释水岩溶和构造岩溶或热水岩溶四种类型，其岩溶岩包括岩溶沉积岩和岩溶改造两个大类，并可进一步划分出８个亚类和５个子亚类。     

鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区马五13储层特征及控制因素

研究鄂尔多斯盆地靖边气田统五井区主力产层马五1^3的储层特征及主控因素。该区五1^3沉积于潮上带和潮间带上部,岩性为膏核、膏模细粉晶云岩及泥-细粉晶云岩,储集空间为膏模膏核溶蚀孔洞、晶间溶孔、晶间孔、溶蚀缝,主控因素为成岩作用、小幅度构造、古沟槽。靖边气田整体为低孔低渗气田,综合各项物性参数评价该储层为Ⅱ类储层。     

鄂尔多斯盆地东部石盒子组盒8段储层特征及控制因素研究

通过物性分析、铸体薄片、恒压压汞、恒速压汞等技术对鄂尔多斯盆地东部石盒子组盒8段储层样品经行分析,认为鄂尔多斯盆地东部石盒子组盒8段储层普遍为低渗透砂岩并具有孔喉较小、分选性较差和细歪度的特点,但同时恒速压汞实验表明大喉道对渗透率贡献大,是提高储层渗流能力的关键.另一方面通过对沉积微相、水动力条件、储层碎屑组分以及成岩溶蚀作用进行系统研究,认为强水动力砂体发育带的心滩微相是相对高渗储层发育的沉积微相,溶蚀作用是相对高渗储层形成的关键.在相对高渗储层形成过程中沉积作用和成岩作用是相辅相成的,强水动力粗粒心滩沉积有利于溶蚀作用的发生,溶蚀作用的发生又促进强水动力心滩沉积向相对高渗储层的转化.