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。     

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。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组多烃源层生排烃定量及成藏贡献厘定

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层,目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层,但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段,依据大量基础地质资料和勘探成果,建立地质体模型和热史模型,开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间,仍具有较大生烃潜力,具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t,主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世,占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注,早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征,盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式,助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。     

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。     

德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征及测井识别

为明确德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征,以薄片、x衍射分析、物性等资料为基础,开展了凝灰岩储层微观特征研究。结合测井曲线,利用GR-DEN、AC-DEN和R_t-AC曲线交会图版将凝灰岩储层从围岩中区分开来。研究结果表明：沙一段储集空间的岩石类型为晶屑凝灰岩、玻屑晶屑凝灰岩和凝灰质砂岩。凝灰岩中的主要矿物为石英和长石,储集空间类型为以长石溶蚀孔为主的次生孔隙。凝灰岩储层具有中低孔、超低渗微细喉道的特征,微小的孔喉和以伊蒙混层为主的强水敏黏土矿物导致渗透率极低。由测井曲线交会图版可知,凝灰岩储层具有低的DEN,相对高的GR与AC和较低的R_t的特征。该研究对研究区凝灰岩油气藏的勘探具有指导意义。     

鄂西鹤峰区块大隆组含页岩气地层潜力评价

针对鄂西地区二叠系含有机质页岩地层研究较少的实际,对该区二叠系大隆组地层特征进行研究。首先对大隆组分布面积、厚度展布及地层特征进行了详细描述,并采集露头样品进行了地球化学、储层物性及含气量测试分析,最后对大隆组页岩气资源潜力进行了评价。研究表明：大隆组分布面积较小,厚度稳定,以黑色炭质及炭硅质岩为主,主要沉积于水体较深的浅海外陆棚相沉积环境;大隆组TOC平均值为6.03%,R_o平均值为2.29%,达到过成熟阶段,有机质类型为腐泥腐殖型和腐殖型;大隆组主要矿物为石英和黏土矿物,脆性矿物含量高;岩石孔隙度为1.45%～4.26%,属于低孔-特低孔储层;渗透率为0.00017×10^-3～0.00385×10^-3μm²,属于特低渗储层。样品等温吸附测试含气量平均值为3.76m³/t,页岩气潜在资源量为1654.8´10⁸m³。大隆组含页岩气地层研究可为鄂西二叠系页岩气的后续勘探开发提供依据。     

页岩含气量测井评价方法研究

针对现有页岩含气量计算模型关键参数计算困难、误差较大,部分参数需要通过大量的实验来获取,成本较高等问题,以长宁地区下志留系龙马溪组为例,以兰格缪尔等温吸附为理论依据,利用等温吸附实验数据和大量测井数据,通过优选拟合回归的方法计算页岩含气量关键参数,由此建立了基于常规测井资料的页岩含气量计算新模型。结果表明：兰格缪尔等温吸附方程关键参数V_P、V_L可利用TOC进行计算;SGR、DEN测井曲线计算的TOC比传统ΔlogR法计算结果相对误差降低14.00%;阿尔齐法和西门度法受异常电阻率低值影响,计算的含气饱和度偏低,SGR-DEN法计算的含气饱和度更加准确。新模型只需通过常规测井曲线即可计算页岩含气量,为页岩气水平井地质导向钻井和储层评价提供了可靠依据。     

准噶尔盆地二叠系页岩气储层特征及潜力区优选

为探讨准噶尔盆地二叠系泥页岩分布、页岩气储层特征及潜力区优选,通过常规油气井岩性识别、样品实验数据和文献资料,分析了研究区页岩储层的分布面积、埋深、累计厚度、脆性矿物含量、孔隙度、渗透率、TOC、R_o、生气强度等参数。结合页岩气储层评价的最新观点,以国内外页岩气商业开发成功案例区的相关数据为对比依据,识别出盆地西北部玛湖凹陷至盆1井西凹陷一带和东南部的阜康凹陷-北三台斜坡一带为2个优势区块。根据研究区页岩气实际储层特征,综合考虑“木桶短板效应、补偿效应、风险最小化、利益最大化”有利区选择原则,最终将玛湖凹陷至盆1井西凹陷评价为首选有利区,阜康凹陷-北三台斜坡一带评价为次有利区。该研究对准噶尔盆地二叠系页岩气的后续勘探开发有一定指导意义。     

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。     

多属性融合在陵水凹陷烃源岩研究中的应用

针对深水区钻井资料少,中深层地震资料品质差,常规手段无法有效进行烃源岩总有机碳含量（TOC）预测的问题,利用 法求取测井TOC曲线,运用相关性分析进行地震属性优选,运用多元线性回归和概率类神经网络2种方法进行多属性融合预测TOC。以陵水凹陷为例建立了一套适用于深水区少井条件下的多属性融合预测烃源岩TOC的技术流程。研究结果表明概率类神经网络融合方法预测TOC的相关性达到90%,与多元线性回归融合方法相比具有明显的优越性。该研究对深水区少井条件下的烃源岩预测具有一定的借鉴意义。