鄂尔多斯盆地延长组湖相页岩油赋存状态评价与定量表征

鄂尔多斯盆地长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但泥页岩层系是否具有勘探潜力,页理型页岩油的烃类赋存状态与表征方法仍然不够明确。通过对比页岩层产出的页岩油与滞留烃性质发现,鄂尔多斯盆地延长组长7页岩层产出的页岩油具有中轻质烃类组分（n{\mathrm{C}}_{{\mathrm{25}}^{-}}）显著优势、沥青质组分很低的特征,属于轻质油,而滞留烃中大分子化合物含量较高。各项分析测试与试验研究表明,油质组分与沥青质相容性差,两者赋存状态差异明显,沥青质组分主要被干酪根所吸附,油质组分主要以游离态赋存于孔裂隙中。长7段富有机质泥页岩中较高的沥青质含量不会明显影响页岩油的可流动性。同时建立的“泥页岩中分离提取游离烃的方法”,可作为页岩含油性快速评价的实用技术,定量表征结果表明长7 泥页岩中游离烃含量较高,平均在5 mg/g左右,页理型页岩油勘探潜力很大。     

多元逐步回归法在致密砂岩储层矿物与孔隙度关系分析中的应用

矿物类型及含量是影响储层致密的关键因素,为定量表征二者与储层孔隙度间的相关关系,以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层为例,利用多元逐步回归分析方法建立了长8储层矿物含量与孔隙度之间的多元回归方程模型：y=\mathrm{18.500}-\mathrm{0.126}{x}_{{}^{\mathrm{3}}}-\mathrm{1.017}{x}_{{}^{\mathrm{4}}}-\mathrm{0.577}{x}_{{}^{\mathrm{7}}}-\mathrm{0.674}{x}_{{}^{\mathrm{8}}}（孔隙度大小=18.500-0.126×岩屑含量-1.017×绿泥石含量-0.577×硅质胶结物含量-0.674×铁方解石含量）。通过该多元回归模型得到的预测孔隙度与实测孔隙度拟合性好,地质解释合理并与储层特征契合。综合认为,基于储层各矿物类型及含量的多元逐步回归法可以较为准确地预测储层孔隙度的大小,尤其在受多类型矿物影响的致密储层储集性能研究中存在一定的优越性。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长73亚段泥页岩地球化学特征及页岩油地质意义

基于鄂尔多斯盆地志丹地区长7₃亚段泥页岩岩心资料,通过有机碳、岩石热解、生物标志化合物、微量元素、有机质族组分等实验测试分析,运用多种有机地球化学参数,综合判识了研究区长7₃亚段泥页岩形成环境、母质类型、成熟度以及含油性。研究表明,志丹地区长7₃亚段泥页岩沉积环境为弱氧化-还原环境,母质具有水生生物和高等植物的混源特征;长7₃亚段泥页岩的TOC平均值为4.65%,生烃潜量（S₁+S₂）平均值为20.86 mg/g,热解T_max平均值为447 ℃,泥页岩的成熟度较高;长7段泥页岩氯仿沥青“A”族组成中烃类组分含量高（平均为52%）、沥青质含量低（平均为3.48%）、饱/芳平均值大（为4.2）;长7₃亚段泥页岩样品中饱和烃碳数分布在nC₁₃—nC₃₃之间,主峰碳以nC₁₅、nC₁₆为主,偏向低分子量烷烃,\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{-}}/\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{22}}^{+}}平均值为1.34,体现出烷烃具有短链优势;长7段泥页岩沉积厚度较大、有机质含量高、含油性好,是该地区页岩油潜在的接替目标,未来具有重要的勘探意义。     

深层砂砾岩中的深部热流体作用及其地质意义

以渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带东段民丰—盐家地区古近系沙河街组四段（沙四段）深层砂砾岩为例,通过岩心和扫描电镜观察、薄片鉴定、流体包裹体、粘土矿物X射线衍射、镜质体反射率、岩心物性和烃源岩热解参数分析等方法,结合构造演化和岩浆活动背景、地层埋藏史和油气成藏史等研究成果,明确深层砂砾岩中的深部热流体作用标记和时间,并初步探讨其地质意义。结果表明：研究区沙四段砂砾岩中存在爆裂角砾、立方体黄铁矿等和伊/蒙混层-铁白云石-磷灰石、伊/蒙混层-磷灰石-黄铁矿、绿泥石-磷灰石-黄铁矿、磷灰石-黄铁矿等反映深部热流体作用的岩石学特征和矿物（组合）;粘土矿物的垂向演化过程中出现伊/蒙混层比值异常增大、高岭石含量短暂激增的现象;在埋深3 400～4 800 m处游离烃含量（S₁）和裂解烃含量（S₂）异常高,埋深5 500 m处S₁和S₂较低,而热解峰温（T_max）异常高,在埋深4 269～4 800 m处的石英裂缝内有异常高温包裹体;天然气稳定碳同位素中δ¹³ C{}_{\mathrm{C}{\mathrm{O}}_{\mathrm{2}}}值大于 -8 ‰,具有无机成因特征,且具有与深部富CO₂热流体作用相关的NaHCO₃型地层水。以上现象均反映出民丰—盐家地区沙四段砂砾岩在馆陶组-明化镇组沉积时期经历了富CO₂幔源成因的深部流体活动。深部热流体进入砂砾岩储层后对物性起到双重改造作用：引发破裂和促进溶蚀从而改善储层物性;沉淀自生矿物堵塞孔隙,阻碍流体运移,损害储层物性。此外,深部热流体参与沙四下亚段烃源岩热演化及油气生成过程,对烃源岩排烃和原油裂解具有潜在影响。     

鄂尔多斯盆地长7段有机地球化学参数对致密油动用效果的响应

致密油层压裂效果及油气动用情况的评价指标和判识手段一般具有地区适用性。选取热解参数S ₁/S _T、PI值与饱和烃分子组成参数 \sum {\mathrm{C}}_{{\mathrm{20}}^{-}} / \sum {\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{+}} 、∑三环/∑五环、Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈对水平井开发目标层位长7₂亚段及相邻层位长7₁亚段和长7₃亚段进行比对,分析其实施压裂后致密油的动用效果。结果显示,参数 \sum {\mathrm{C}}_{{\mathrm{20}}^{-}} / \sum {\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{+}} 、∑三环/∑五环的比值存在明显分异;Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈参数也敏感地反映了原油直链和支链烷烃分子的差异渗流特征,表现为分子结构简单的轻组分相对含量在目标层位中明显降低。综合各有机地球化学指标特征,认为目标层位长7₂亚段的致密油受到优先动用,但采出程度不大。研究结果为鄂尔多斯盆地致密储层油气动用层位的精细判识提供了有效的敏感参数。     

鄂尔多斯盆地热动力演化史及其对油气成藏与富集的控制作用

鄂尔多斯盆地热演化史及热岩石圈厚度恢复表明,中生代晚期早白垩世存在构造热事件及深部热岩石圈减薄的动力学过程,盆地南部岩石圈厚度薄,热流值及地温梯度高。不同层位烃源岩在盆地南部热演化程度高,热异常明显。烃源岩热模拟实验以及盆地深部热动力演化史研究表明,早白垩世热事件及形成的热异常使烃源岩生烃量明显增加,是盆地油气富集的重要原因之一。不同层位烃源岩在早白垩世大规模生油、生气及成藏,主要受早白垩世岩石圈减薄的深部热动力学过程及构造热事件控制。古生界和中生界不同层位的油气田分布主要受烃源岩、热演化程度及储层控制。从烃源岩发育层系及热演化程度来看,盆地南部延长组7段致密油、页岩油热演化程度高,分布面积广,勘探潜力巨大;石炭系-二叠系煤系烃源岩全盆地大面积分布,天然气勘探前景广阔;深层下古生界奥陶系碳酸盐岩层系具有形成大气田的条件,需要进一步明确烃源岩生烃潜力;深层中-新元古界值得进一步勘探,关键是明确规模断陷分布及烃源岩的生烃规模。     

鄂尔多斯盆地中生界成藏组合划分与分布评价

对鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组成藏组合进行了系统的划分。在划分过程中,主要根据成藏组合的定义,并充分考虑目的层的:①烃源岩分布和砂体分布;②构造、古构造分布、主要断裂分布及油气运移疏导系统空间分布;③所在成藏组合主要烃源岩分布;④所在成藏组合盖层分布,特别是区域性盖层分布。另外,还考虑目前认识的构造圈闭及可能的其他圈闭分布情况,并分析含油气系统的保存情况。盆地中生界延长组划分为6个成藏组合:长₁₀-长₇下部成藏组合、长₇-长₅中部成藏组合、长₇-长₄₊₅中部成藏组合、长₄₊₅-长₃上部成藏组合、长₄₊₅-长₂上部成藏组合和长₄-长₁上部成藏组合。通过对各组合的生、储、盖层分析,认为中生界成藏组合主要分布在伊-陕斜坡西北部、东南部、西南部和天环坳陷南部。     

鄂尔多斯盆地中生代热异常及烃源岩热演化特征

在合理设定热模拟边界条件前提下，模拟分析鄂尔多斯盆地热演化过程，结果表明：在中、晚侏罗世，盆地大部分地区中生界地热梯度为4．3～4．6℃／100m，但在庆阳、西峰及其西南部分地区达到5．7℃／100m。结合热流与地壳厚度关系及地震、重力、磁法方面证据，认为造成鄂尔多斯盆地中生代地温异常的最可能的热事件模式是全盆范围的地壳减薄与局部地区隐伏岩浆体加热的叠加。在热异常背景下，三叠系延长组烃源岩层在侏罗纪埋深达到1600m便可成熟排烃，大规模生烃期在早白垩世。较长的排烃期与埋藏过程中构造的调整是造成油气多期充注的主要原因。图5表2参21     

鄂尔多斯盆地中生界页岩气成藏地质条件

为了寻找常规油气的接替能源,增加鄂尔多斯盆地油气资源的地质储量,促进国内非常规油气资源的勘探开发,根据国内外现有的页岩气勘探开发理论和实践,对中生界延长组长7段泥页岩层的沉积环境、经历的构造运动、分布范围、厚度、埋深、有机质的类型和丰度、成熟度及生烃强度等各项成藏地质、地化要素进行了分析。研究认为鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段泥页岩层具备良好的页岩气成藏地质条件,盆地南部吴起一永宁一下寺湾一直罗一线地区是中生界地层页岩气勘探开发的有利区块。     

鄂尔多斯盆地平凉—演武地区三叠系延长组油气成藏模式及勘探前景

随着鄂尔多斯盆地勘探程度深入,盆地外围新区逐渐成为下一步重点勘探目标。通过研究鄂尔多斯盆地天环坳陷南段平凉—演武地区延长组的烃源和储集条件,以及开展油源对比、油气成藏期和成藏特征等分析,探讨了研究区的油气富集特征及成藏模式。研究结果表明：平凉—演武地区延长组7油层组(长7油层组)泥页岩的厚度为5～20 m,并向西北部殷家城—小岔—彭阳一带减薄,其有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主、成熟度总体偏低(镜质体反射率平均为0.65%)、总有机碳含量(平均为2.37%)与生烃能力明显低于盆地中部对应层系;研究区的油气藏以长7油层组泥岩为界,可划分出“上生下储”和“下生上储”两套成藏组合,油气藏的主要充注期在早白垩世;平凉—演武地区的油源主要来自盆地中部长7油层组的优质烃源岩,油藏类型以构造和构造-岩性油藏为主,整体表现为“源上、源下立体多层,断裂、砂体多元输导,构造-岩性复合控藏”的特征。平凉—演武地区具备油气富集成藏的有利条件,且随着三维地震和储层改造技术进步,油气勘探潜力大,是鄂尔多斯盆地西缘增储上产的重要接替区。     

一种评价页岩油含油性的测井方法

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部,是中国陆相页岩油的典型代表区域。凹陷内芦草沟组发育上、下2套页岩油“甜点”段,储层岩性和孔隙结构复杂、物性较差,利用测井方法进行储层含油性评价难度较大。为准确评价储层含油性,有效识别流体性质,综合利用密闭取心饱和度分析结果和总有机碳含量与油的碳含量之间的约束关系,改进了利用核磁共振测井计算含油饱和度的T_{\mathrm{2}}截止值确定方法,在此基础上计算含油饱和度及储层可采性指数,并深入分析了含油饱和度、储层可采性指数的关系及含油性评价效果。实际应用结果表明,该方法对于准确评价混积岩型页岩油的含油性具有重要实用价值。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透储层致密史与油藏成藏史

针对鄂尔多斯盆地湖盆中部三叠系延长组超低渗透岩性油藏形成机理,在包裹体宿主矿物成岩序列和均一温度分析基础上,明确了钠长石中的烃类包裹体形成于晚侏罗世早期的早期充注过程中,石英加大边中包裹体形成于早白垩世生排烃高峰期,含铁碳酸盐中的烃类包裹体形成于早白垩世末抬升降温过程中的早期阶段,为晚期充注的产物。同时结合现今储层孔隙发育特征,探讨生排烃高峰期储层古孔隙度和古渗透率,提出生排烃高峰期延长组超低渗透储层尚未形成,含铁碳酸盐胶结是造成储层致密的决定性因素。     

鄂尔多斯盆地中生界页岩气成藏地质条件

为了寻找常规油气的接替能源,增加鄂尔多斯盆地油气资源的地质储量,促进国内非常规油气资源的勘探开发,根据国内外现有的页岩气勘探开发理论和实践,对中生界延长组长7段泥页岩层的沉积环境、经历的构造运动、分布范围、厚度、埋深、有机质的类型和丰度、成熟度及生烃强度等各项成藏地质、地化要素进行了分析。研究认为鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段泥页岩层具备良好的页岩气成藏地质条件,盆地南部吴起—永宁—下寺湾—直罗—线地区是中生界地层页岩气勘探开发的有利区块。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件研究程度较低,致密油勘探未取得大的突破。为了评价盆地东南部延长组致密油的勘探前景,通过对沉积、储层、盖层、油气运移等方面的研究,深入分析了盆地东南部延长组致密油成藏条件。研究结果表明盆地东南部延长组长7段优质烃源岩大面积分布,延长组储层致密,源储配置好,具有形成致密油的良好地质条件。长6、长7、长8油层组是鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油主力勘探层系。延长组致密油藏的形成和富集主要受沉积微相、优质储层的控制。通过包裹体测温、盆地热史、伊利石测年、饱和压力等多种方法确定的致密油藏主成藏期为早白垩世,致密油成藏期受中生代晚期构造热事件的控制,具有晚期成藏的特点。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩及生排烃研究

通过烃源岩地球化学数据分析、测井有机碳计算、生烃潜力法及生排烃史模拟,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩的分布、生排烃史及排烃强度。长7段有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩（含油页岩）厚度主要为20~90 m,平均有机碳含量主要介于2%~9%,其有效烃源岩分布以w（TOC）=1.0%和R_o=0.7%为界限,具有大面积广覆式分布的特征;长7段有效烃源岩在侏罗纪末期开始成熟生烃,主要在早白垩世早期（140~130 Ma,R_o≈0.7%）开始排烃,至早白垩世末期（100 Ma）达到生排烃高峰（R_o≈1.0%）,最大产油率接近400 mg/g,排油率达308 mg/g,晚白垩世以来的区域性构造抬升使得生烃停止;长7段有效烃源岩排烃强度主要分布于（10~250）×104 t/km2,具有强排烃特征,以长6—长8段致密油为主的延长组油藏主要分布于排烃强度大于20×104 t/km2的地区,油气具有近源短距离富集的特点。      

四川盆地北部上三叠统须家河组煤系烃源岩生烃史

为准确认识四川盆地北部上三叠统须家河组天然气成藏过程,基于近年来煤系烃源岩生排烃特征研究的最新进展和盆地模拟技术,对该区煤系烃源岩埋藏热演化史、生烃史进行了系统研究。首先,分别建立了盆地的地质、热力学和生烃动力学模型,其次,选取古水深、沉积水界面温度、古热流值作为模拟参数,对该区17口钻井进行了模拟。结果表明：①须家河组烃源岩生气时段发生在快速沉降阶段,总体表现为快速生气的特点,元坝地区的生气时间略早于通南巴地区;②须家河组烃源岩在中侏罗世中期Ro达到0.6%,开始生气,中侏罗世晚期-晚侏罗世Ro达到0.7%,开始大量生气,晚侏罗世-早白垩世Ro达到1.0%,进入生气高峰期;③随着埋深进一步增大（在早白垩世末期达到最大埋深）,烃源岩进入高-过成熟阶段,至晚白垩世盆地整体大幅度抬升,地温降低,逐渐停止生烃。     

阆中地区须家河组烃源岩动态演化模拟

随着川北元坝地区须家河组天然气勘探取得重大突破,相邻的阆中地区须家河组的油气资源潜力开始受到重视。由于前期针对研究区须家河组烃源岩生、排烃演化以及生、排烃量等方面的研究较少,制约了须家河组油气资源潜力评价。文章从研究区的基础地质特征入手,运用三维盆地模拟技术开展烃源岩生、排烃演化史研究,并最终落实资源潜力。研究表明:须家河组烃源岩具有分布广泛、厚度大、处于生烃中心、有机质丰度高、热演化程度高等特点;该组烃源岩从中侏罗世晚期开始大量生烃,到早白垩世末期生烃结束,生、排烃期与构造形成期之间匹配关系良好,有利于油气的近源成藏;该组烃源岩生、排烃能力强,单位面积累计生、排烃量分别达94.25×108m3/km2和90.18×108m3/km2,资源潜力大,须三、须四段油气勘探前景良好。     

吐哈盆地塔尔朗组沉积特征及烃源岩潜力分析

针对吐哈盆地二叠系盆地性质不清,沉积环境、烃源岩潜力不明的问题,综合利用钻井、野外露头等资料,运用岩性组合特征、测井曲线、岩石元素、油气地球化学等方法,对研究区二叠系盆地性质、沉积特征及烃源岩潜力进行分析。研究结果表明,吐哈盆地二叠系为裂谷盆地,划分为裂谷初始期（P₁y-P₂d）、裂谷鼎盛期（P₂t）、裂谷萎缩期（P₃w）3个阶段,塔尔朗组处于裂谷鼎盛期,是烃源岩的主要发育层系,具有广盆一体化沉积、现今残留分布的特点。沉积类型以滨浅湖、半深湖-深湖亚相为主,该套烃源岩具有厚度大、成熟度好、分布广的特点,具有较大的勘探潜力。该研究对区带优选及勘探部署具有一定的指导意义。     

南海东北部中生代残留盆地油气勘探现状与油气地质问题

南海东北部中生代残留盆地叠置于新生代盆地之下，其成盆背景复杂、后期改造强烈，且经历了多期、多阶段生排烃过程和油气聚散、破坏、再聚集成藏过程，故烃源岩生烃潜力和储层、圈闭保存条件，是决定该中生代残留盆地油气能否成藏、是否具有油气资源前景的关键，因此，对于中生代残留盆地的油气地质研究思路及油气勘探技术方法，应不同于新生代盆地的传统方法，应采用多种地质、地球化学研究方法，来恢复残留盆地构造演化历史及地层剥蚀厚度，建立地层沉积充填埋藏史、热演化史及生排烃史，借助接近地质条件下生烃动力学模拟实验手段，分析确定中生界烃源岩产烃率、生烃量及生烃强度，评价生烃潜力，并结合区域地质背景及油气地质条件，对其油气资源前景进行预测，只有这样方可取得良好的研究效果。     

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