鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义

通过对鄂尔多斯盆地余探1井奥陶系天然气气源分析,来重新认识靖边气田风化壳气藏气源。余探1井奥陶系烃源岩地球化学特征及天然气碳同位素对比分析发现,中奥陶统乌拉力克组有机碳含量(TOC)在0.30%~1.16%,平均为0.51%,暗色泥岩厚度52.59 m,可以成为有效烃源岩;天然气甲烷的碳同位素组成明显偏轻,δ¹³C₁值在-39.11‰~-38.92‰,乙烷的碳同位素较偏重,δ¹³C₂在-27.26‰~-27.17‰,如果根据乙烷碳同位素来判别,应具有煤成气特征。然而,烃源岩热模拟实验计算的天然气成熟度(R_o=1.86%~1.89%)与烃源岩实测的热成熟度(R_o=1.83%~1.92%)基本一致,都具高热演化特征。从气藏储、盖配置关系上看,气藏上覆奥陶系泥岩厚度大,上古生界煤成气难以混入;天然气偏轻的甲烷碳同位素特征与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似。这些证据表明,余探1井奥陶系天然气应具有油型气的特征。以余探1井奥陶系天然气作为鄂尔多斯盆地油型气端元,对靖边气田中-北部及南部地区天然气碳同位素组成对比分析,结果表明:(1)甲烷碳同位素应作为判识鄂尔多斯盆地奥陶系天然气气源的主要指标,δ¹³C₁小于-38‰是靖边气田风化壳气藏油型气的判别标志;(2)靖边气田整体仍以高成熟混合型煤成气为主,但油型气混入比例南部地区大于中部及北部地区;(3)乙烷次生裂解作用可能是造成奥陶系油型气乙烷碳同位素偏重的主要原因。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶系古油藏油源对比与靖边气田气源

岩心观察和镜下薄片鉴定表明,鄂尔多斯盆地奥陶系孔洞缝储集体中普遍存在沥青,平面上主要分布在盆地中西部地区,剖面上主要集中在桌子山组顶-克里摩里组和乌拉力克组。成层富集的沥青揭示出研究区存在3类古油藏:克里摩里组顶部孔洞型、桌子山组顶部孔隙型和乌拉力克组裂隙型。应用生物标志化合物进行油源对比,证实古油藏的油源为盆地西南缘的平凉组海相泥页岩;结合天然气碳同位素、黄金管热模拟实验、构造沉积演化史、成藏史及地质背景研究,认为中央古隆起东西两侧奥陶系储层中天然气的气源岩为平凉组海相泥页岩;侏罗纪-早白垩世,平凉组泥页岩生成的油气向中央古隆起区带运聚形成古油藏;晚侏罗世-古近纪,古油藏裂解生成的天然气向盆地北东方向的构造高部位进行区域性运移,形成群体性潜山风化壳大气田--靖边气田。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界不同含气组合天然气地球化学特征

通过对鄂尔多斯盆地东部上古生界110个天然气样品组分及碳同位素的分析,认为下部含气组合本溪组、太原组及山西组气藏以干气为主,具有甲烷含量高、重烃低、干燥系数大、非烃略高的特点;中部含气组合盒8气藏以湿气为主,干气为辅,干燥系数具有2个主峰(0.93～0.94,0.98～0.99),重烃含量较高,非烃含量低;上部含气组合千5气藏天然气甲烷含量最高,重烃含量略低,干燥系数为0.96～0.99,非烃含量最低。不同含气组合中甲烷碳同位素值比较重,乙烷、丙烷碳同位素具有典型的煤成气的特点。烃源岩干酪根碳同位素、烃源岩及盖层中脱附烃组分均表明,气源岩具有典型的煤系烃源岩的特征,不同含气组合中的天然气来自下伏煤系气源岩。      

鄂尔多斯盆地永利探区上古生界天然气地球化学特征及气源探讨

永利探区位于鄂尔多斯盆地西缘逆冲断带的中部,是一个天然气富集区,但目前对该区烃类气体的地球化学特征和主要来源尚不清楚。为此,通过综合剖析天然气样品的组分和碳同位素特征来确定其天然气地球化学特征、成因及气源。研究结果表明：①该区上古生界天然气具有高甲烷含量、低非烃气体含量的特点;②气藏的重烃含量不高,干燥系数较高,气藏总体上偏干,中二叠统下石盒子组天然气曾经经历较明显的分馏作用;③该区天然气接近于腐殖型有机质形成的天然气（煤成气）,成熟度较低,为原生型有机成因气;④气源一方面来自于该区下部太原组和羊虎沟组低成熟-成熟阶段的、以腐殖型干酪根为主的母质烃源岩生成的天然气,另一方面也有可能接受东侧天环向斜早期的侧向供烃。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系天然气中生物标记物的特征及气源探讨

通过对鄂尔多斯盆地中部气田三十多口井奥陶系天然气生物标记物的分析与研究,获得了天然气中有关有机质类型、沉积环境及成熟度等方面的信息,并进行了天然气与源岩的成因对比。提出了以天然气中甾萜类生标判别其母质类型,以芳烃类化合物判别其成熟度,以姥/植比(Pr/Ph)和γ—蜡烷含量判识沉积环境的综合气源判识模式。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下天然气成藏特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系马家沟组发育巨厚的盐岩、膏岩沉积,封盖性能好,膏盐岩之下的碳酸盐岩一直是备受关注的重要勘探领域.在对区域构造沉积背景及沉积相带分布研究的基础上,以马家沟组马五段膏盐岩盖层之下的马四段碳酸盐岩为目标,主要开展了储层及成藏特征研究.研究认为:马四段白云岩分布主要受控于古隆起控制下的台内分异作用,...     

鄂尔多斯盆地延安地区下古生界天然气气源分析

通过对鄂尔多斯盆地延安地区下古生界气源层精细识别与地化参数分析,确定烃源岩主要发育于碳酸盐岩-膏盐岩沉积组合中。含藻类或含泥质碳酸盐岩、泥岩可形成有效烃源岩,平均TOC>2.50%,烃源岩累计厚度大于70 m。延安地区下古生界奥陶系马家沟组天然气组分分析表明,甲烷平均含量为91.61%,含少量重烃、二氧化碳、氮气、硫化氢、氢气及氦气,干燥系数大于95%,为干气气藏。δ¹³C₁为-35.6‰～-29.4‰,δ¹³C₂为-37.8‰～-29.2‰,δ¹³C₃为-33.3‰～-26.2‰,具有油型气特征,表明气源主要来自海相烃源岩。部分天然气甲烷和乙烷碳同位素系列倒转,推断天然气可能为不同层段海相烃源岩生成气或同一层段海相烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合。     

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组盐下天然气成因类型及来源

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系天然气资源丰富,随着深层天然气勘探的进一步深入,在奥陶系盐下地层也相继发现了可观的天然气资源,但盐下天然气的成因类型及来源仍有较大争议。基于天然气的组分、稳定碳同位素等资料,结合实际地质背景,对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组盐下天然气成因类型及来源进行了系统的分析。研究表明：鄂尔多斯盆地中东部马家沟组盐下天然气以干气为主,非烃含量较低,甲烷碳同位素(δ¹³C₁)值主频分布在-40‰～-32‰之间,乙烷碳同位素(δ¹³C₂)值主频分布在-40‰～-28‰之间,主要表现为腐泥型气特征。综合天然气组分、碳同位素与平面分布特征,将奥陶系盐下天然气细分为油型气、煤型气和混合气,其中油型气分布范围较广,来源于奥陶系马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩,部分天然气发生TSR反应;煤型气和混合气分布范围小,集中在靠近盐下地层尖灭线边缘部位,主要来源于上古生界烃源岩,奥陶系烃源岩也有少量贡献。     

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。     

普光气田天然气地球化学特征及气源探讨

依据10余口探井60多个气样的化学成分和碳同位素组成数据,并结合烃源岩和储层沥青资料,研究了四川盆地东北部宣汉-达县地区普光气田的天然气地球化学特征、成因及来源,结果表明：普光气田飞仙关组、长兴组天然气为高含硫化氢的干气,其化学成分表现出古油藏原油裂解气的特点;普光气田的烃类气以甲烷为主,干燥系数基本上都在0.99以上,富含非烃气体（CO₂和H₂S平均含量分别达5.32%和11.95%）;普光气田天然气甲烷碳同位素较重,在－29‰~－34‰之间（表征其高热演化性质）,乙烷δ¹³C值主要在－28‰~－33‰之间（表征其属油型气）;普光气田天然气与邻近的川东北其他气田的同层位天然气具有同源性,而与石炭系气藏天然气在化学成分、碳同位素组成上有所不同,意味着各有不同的气源;普光气田储层沥青在生物标志化合物组合和碳同位素组成上反映出其与上二叠统龙潭组泥质烃源岩具有良好的生源关系;天然气乙烷碳同位素与各层系烃源岩干酪根碳同位素值对比结果揭示普光气田天然气主要来自二叠系烃源层。     

靖边气田南部奥陶系马五1+2亚段储集层成岩演化特征

鄂尔多斯盆地奥陶系马五₁₊₂亚段天然气储量丰富,是靖边气田奥陶系油气勘探的重点层系,其储集层成因和孔隙结构复杂,受多期成岩作用的控制。基于钻井岩心、薄片和储集层物性资料,分析总结了靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段储集层成岩作用及其孔隙演化特征。研究结果表明,靖边气田南部奥陶系马五₁₊₂亚段发育一套局限—蒸发台地的白云岩储集层,以膏溶孔和溶缝为主要储集空间,整体为低孔低渗的微裂缝-孔隙型储集层。储集层在形成过程经历了多种成岩作用,包括白云石化作用、压实压溶作用、胶结充填作用、表生岩溶作用、交代作用、构造破裂作用等。其中,同生—准同生期高盐度海水环境下发生的白云石化作用及石膏沉淀,为加里东运动表生成岩期溶蚀作用和微裂缝的发育奠定了有利条件,是储集层形成的物质基础;加里东运动表生成岩期大气淡水对石膏结核的溶蚀以及微裂缝的扩溶改造大幅提升了储集层孔渗性能,是储集层形成的关键;埋藏成岩期孔隙流体的石英和方解石胶结充填使得早期孔隙有所减少,表现为破坏性成岩作用。此外,晚成岩期的构造活动也产生了少量开启微裂缝,提高了局部孔渗性能,最终形成以膏溶孔和溶缝为主的储集空间,以微（溶）裂缝为主要渗滤通道的白云岩储集层。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组古岩溶储集层特征

探讨了鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系碳酸盐岩储集层的岩石学及地球化学特征。应用显微光学方法分析了岩溶储集层的微观特征,应用同位素地球化学方法研究了储集层的成岩作用特征,应用残余厚度法和印模法开展了古岩溶地貌恢复及其对储集层发育的控制作用研究。大牛地气田奥陶系马家沟组古岩溶储集层以岩溶角砾岩和泥粉晶白云岩为主,发育溶蚀孔、洞、缝以及晶间孔隙,储集层碳、氧稳定同位素明显偏负,87Sr/86Sr值明显偏高。岩溶地貌划分为3种地貌单元,其中岩溶斜坡的溶蚀作用强烈,是储集层发育的有利部位,其上覆铝土岩为有效盖层,封盖能力较强,是天然气聚集的有利区域。研究结果表明,稳定同位素地球化学方法是研究碳酸盐岩储集层岩溶作用的有效手段,溶蚀及白云岩化作用是控制岩溶储集层发育的重要因素。     

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。     

鄂尔多斯盆地奥陶系生物礁及其天然气勘探前景

鄂尔多斯盆地西南缘中上奥陶统不仅存在着珊瑚礁、层孔虫礁和藻礁，而且发育规模较大的藻粘结岩、障积岩体,礁体的底部和礁前普遍发育颗粒滩相沉积。滩相沉积物将相对独立的各个生物礁互相连通，形成规模较大的生物礁复合体。该盆地内部的早奥陶世生物礁以层状藻礁为主，发育于吕梁隆起西侧和伊盟隆起南坡以及中央古隆起北端，表现为2种生态特征，一种为藻类垂直生长形成藻叠层石礁，另一种为藻类粘结灰泥形成球壳状藻灰泥球。生物礁的原生生物孔隙和粒间孔隙受成岩作用影响，已基本消失殆尽，但成礁岩石白云岩化比较普遍，且晶间孔和晶间溶孔发育，储集物性较好，已钻井产能较高，属于优质储层，也是鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探新领域。     

鄂尔多斯盆地苏里格庙气田上古气藏成藏机理研究

苏里格庙气田是上、下古生界2套含气层系叠合发育区，通过对其上古气藏成藏规律系统研究，得出：天然气生成、运移和保存条件较好，气源岩主要为石炭—二叠系海陆过渡相至陆相的含煤地层，所产气为高成熟裂解气；气田处于油气就近运移的指向带上，利于天然气富集；砂体的储集物性横向非均质性强，天然气聚集不严格受控于构造，形成局部透镜状盒。至山2段岩性圈闭气藏；气藏表现为负异常流体压力的特征，并具有特有的分布规律。     

鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源

随着鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探工作的不断深入,中央古隆起东侧奥陶系马家沟组五段5亚段-马家沟组五段10亚段中组合天然气勘探取得了重要进展,但目前有关天然气成因与来源的研究还很薄弱。根据天然气地球化学特征、古油藏发育特征等分析结果,并结合天然气成藏地质背景,厘定了鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气的成因与来源。研究表明,鄂尔多斯盆地奥陶系中组合天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩烃源岩生成的油型气的混合气,并以上古生界煤型气为主。现今气藏天然气组分中甲烷主要来自上古生界煤系烃源岩,上组合以及中组合少部分天然气的乙烷较多来自下古生界油型气,中组合大部分天然气乙烷及重烃仍来自上古生界煤系烃源岩。     

鄂尔多斯盆地延长天然气探区山西组山2段成岩相及优质储层研究

鄂尔多斯盆地东南部延长天然气探区下二叠统山西组山2段成岩作用复杂,主要结合普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料对山2段成岩作用进行系统研究,确定研究区储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用等多种成岩作用。根据山2段填隙物的胶结类型、颗粒的接触性质、物性数据和成岩作用特征,在研究区划分出5种成岩相:Ⅰ类,弱压实-黏土薄膜-石英弱加大胶结溶蚀相;Ⅱ类,中压实-硅质胶结溶蚀相;Ⅲ类,中压实-黏土杂基充填微孔相;Ⅳ类,强压实-硅质胶结致密相;Ⅴ类,强压实黏土充填致密相。另外结合试气资料,确定Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类这3类成岩相为储集层发育的优势成岩相带。最后根据储层岩石学特征、物性特征、沉积相以及成岩相分析优质储层发育特征,以期为有利成藏区带预测提供依据。