鄂尔多斯盆地长7页岩油与北美地区典型页岩油地质特征对比

为研究鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发潜力,基于X射线衍射、场发射扫描电镜氩离子抛光、高压压汞、气体等温吸附等测试结果,与北美地区典型页岩油从地质背景、烃源岩特征、矿物组分和储集空间类型4个方面进行了对比。结果表明,长7页岩油与北美地区典型页岩油处于稳定的沉积环境中,有利于页岩油成藏。长7烃源岩有机质类型和成熟度与北美相似,TOC含量达到2%~18%,甚至高于鹰滩组页岩油,生油潜力大。长7页岩油脆性矿物总量达到69.73%,仅比北美页岩油低1.27%,可压性强。长7页岩油较北美典型页岩油而言,物性较差,孔隙度和渗透率分别为0.5%~2.1%和（0.000 4~0.03）×10^-3 μm²。北美典型页岩油微裂缝和有机质孔发育良好,而长7页岩油有机质孔多呈孤立状分布,储集空间以粒间孔、粒内孔和微裂缝为主。可见,长7页岩油与北美地区典型页岩油成藏规律及矿物组分相似,但长7页岩油物性差,储集空间细小,因此在具有较大资源潜力的同时亦具有较高的开发难度。     

鄂尔多斯盆地长7页岩油藏水平井生产制度

为合理制定长7页岩油藏水平井的生产制度,保障长7页岩油藏的单井产量,基于鄂尔多斯盆地长7页岩油藏开发的理论研究与生产资料,通过计算水平井体积压裂后人工裂缝缝内压力传播距离与时间的关系,以传播到边界的压力不随时间变化的原则确定合理闷井时间为40 d;高含水排液阶段结束的标志是采出水矿化度分析值与原始地层水相近或水平井压裂液置换率大于60%;通过定量分析水平井单段及百米水平段生产规律,建立动态关系式,确定各阶段合理的产液量。     

鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发新进展及前景展望

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域,是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践,鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：(1)夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上,进一步实现了规模效益开发,建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。(2)纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型,通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等,明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段;针对甜点段,应用M—N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释,通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通,形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术,风险勘探获重大突破,首次提交预测储量2.05×10⁸t。(3)页理型页岩油可分为两类,中高成熟度页岩可采用水平井攻关,较高的TOC(4%～14%)和高S₁含量是控制甜点目标的关键参数;中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多...     

元素录井技术在鄂尔多斯盆地长7页岩油岩性识别中的应用

随着鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探获得重大突破,录井面临“岩性识别、储层分类、压裂选层”等诸多技术壁垒和挑战。如何准确地识别岩性是正确选择施工参数、确保钻井安全、提高油气勘探效率的重要保证。针对这些生产实际中存在的问题,元素录井技术能够提供定量化的数据快速准确识别岩性、辅助导向及压裂选层,是目前其他录井手段无法替代的。通过对长7页岩油全取心段的202个样本元素数据进行分析,优选特征元素,构建了元素曲线交会、特征图谱、SPSS软件判别分析3种识别岩性的方法。在长7页岩油应用直井17口、水平井35口,剖面符合率达90%以上,充分发挥了录井特色技术的优势,满足了现场生产需求。同时为水平井地质导向及有效储层钻遇率的提升提供了技术支撑。     

鄂尔多斯盆地甘泉地区长7页岩油储层非均质性及其控油规律

为揭示鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部甘泉地区长7油层组页岩油储层的宏观非均质性及其对石油分布的控制作用,通过隔夹层识别统计、渗透率统计及劳伦兹曲线构建等方法,定量表征并比较了长7₁、长7₂油层亚组的宏观非均质性,利用相关分析和多因素叠合的方法,分析了宏观非均质性对石油分布的影响。研究结果表明：研究区长7₁、长7₂页岩油储层平均发育夹层数分别为3.8、5.1层,砂体渗透率以复合韵律为主,且非均质性强;平均发育隔层数分别为3.4、2.8层,单隔层的平均厚度分别为6.0、4.9 m;长7₁较长7₂表现为稍弱的层内非均质性和较强的层间非均质性。页岩油砂岩储层的韵律性对含油饱和度有明显的影响,厚度大于10.0 m的隔层对油气有明显的封盖作用,“物性”隔夹层则构成油气聚集的侧向遮挡。长7₁油层亚组较长7₂油层亚组隔层更为发育,而长7₂油层亚组油气更富集。平面上,油气富集区分布呈条带状,多位于砂体厚度大且连续...     

鄂尔多斯盆地长7段多类型页岩油特征及勘探潜力

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)沉积期为湖盆发育鼎盛阶段,发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系.多年来,针对这套烃源岩层系的地质特征与勘探开发潜力,开展了一系列理论研究与技术攻关,结果表明:长7段主要发育夹层型和页岩型2类页岩油,其中夹层型页岩油可进一步细分为重力流夹层型和三角洲前缘夹层型,页岩型页...     

鄂尔多斯盆地页岩油开发井网优化技术及实践——以庆城油田为例

鄂尔多斯盆地庆城页岩油纵向油层多期叠置,横向非均质性强、变化快,开发井网优化难度大。针对庆城页岩油地质特征,为实现储量动用程度最大化,综合利用矿场实践、油藏工程和数值模拟等方法对水平段方位、长度、井距和立体开发井网合理隔层开展了系统研究。研究结果表明：水平井的方位主体采用与最大主应力方向垂直的方案,但在靶前区、地面受限区要综合考虑砂体展布方向、地下储量动用程度和地面井场位置,水平段布井方位可以适当偏转;优化水平段长度主体为1 500 m,受砂体延伸长度短影响的水平段长度为600～800 m;优化单井控制储量为(25～30)×10⁴t,主体井距为500 m,不同油层厚度部署区有所差异;纵向上隔层厚度大于10 m的油层段开展立体开发。基于以上研究,形成了页岩油多层系立体式布井模式。研究成果支撑庆城油田页岩油单井EUR达到(2.6～2.8)×10⁴t,产油量达到165×10⁴t/a,实现了规模效益开发。     

低熟湖相页岩内运移固体有机质和有机质孔特征——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩为例

富有机质页岩中的有机质孔是页岩储层中重要的孔隙类型,有机质孔的数量、孔径大小和分布特征对页岩油气的吸附和储集能力、储层渗透性、页岩油气赋存状态和含量均具有重要的影响。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜分析等技术分析了鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩中的固体有机质和不同有机质中有机质孔的发育特征。结果表明,延长组长7油层组页岩的成熟度较低（R_o为0.62%~0.85%）,固体有机质中的有机质孔比较发育,有机质孔的分布和发育程度具有明显的非均一性。运移固体有机质常充填于粒间孔、黄铁矿集合体粒内孔、溶蚀孔中,运移固体有机质中有机质孔较发育,孔径相对较大,孔隙数量多,而近似平行层理定向富集的干酪根中有机质孔数量相对较少或不发育。有机质孔的孔径主要介于6~60 nm、占总数的84.9%,多数有机质孔的孔径小于30 nm,孔径大于100 nm的孔隙仅占总数的6.1%,最大孔径可达1 μm以上,不同样品的有机质孔孔径分布特征存在一定的差异。固体有机质的类型及其与无机矿物间的关系对页岩中有机质孔的发育程度具有重要的影响,运移固体有机质含量越高,有机质孔越发育。     

页岩油地质工程一体化关键技术研究与应用——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积,储层的分布在垂向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,同时又受到天然裂缝的影响.针对该区页岩油开发中存在的井位部署、高效钻井和科学压裂等技术难题,提出了一套地质工程一体化解决方案.在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力...     

湖相泥岩、页岩的沉积环境和特征对比——以鄂尔多斯盆地延长组7段为例

泥质岩可分为泥岩和页岩两大类,二者在成因机制、有机质含量及赋存状态、矿物组成等方面存在显著差异。开展湖相泥岩、页岩的分布特征研究以及其差异特征的对比,有助于建立富有机质页岩的沉积模式。鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）沉积时期为湖盆发展的鼎盛时期,湖盆中心沉积了大套的泥岩和页岩。该文应用典型剖面分析、岩心-薄片观察、地球化学分析等手段揭示了长7段泥岩和页岩在分布特征、地球化学特征、岩石组分、组构、主微量元素等五方面的差异。①分布特征：泥岩和页岩互补分布,泥岩主要发育在三角洲前缘、深湖-浊积岩相和半深湖相,页岩主要沉积于深湖相;②组构特征：页岩有页理,有机质顺层分布,泥岩无页理,有机质分散分布;③岩石组分：页岩更富集黄铁矿,是泥岩的11倍,泥岩的白云岩、菱铁矿含量更高;④有机地球化学指标：页岩TOC平均含量为6.6%,是泥岩的3倍,S₁值平均含量为3.1 mg/g,是泥岩的2.5倍;⑤主微量元素：页岩中U,Th,Mo,Co,Ni等微量元素显著高于泥岩且U/Th,V/Cr和P/Al的比值较高,泥岩中Ti/Al和K/Al比值更高。综合分析,鄂尔多斯盆地长7泥岩和页岩的形成主要受沉积相带、湖水深度和湖盆生产力控制。页岩沉积时,水体生产力更高,离物源更远,水体更为缺氧。     

页岩油微观赋存特征及其主控因素——以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为例

以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为研究对象,综合利用轻烃（C₆H₁₄和C₇H₁₆）吸附、N₂和CO₂吸附、岩石热解、有机地球化学、X射线衍射（XRD）等实验手段以及Dent吸附热力学模型与Horvarth-Kawazoe （HK）、Barrett-Joyner-Halenda （BJH）孔隙结构理论解释模型,系统开展了页岩油的微观赋存特征及其主控因素研究,建立了页岩油吸附能力预测的数学模型和赋存状态演化模型。研究结果表明：基于液态烃蒸气等温吸附实验和孔隙结构理论解释模型,可揭示一定范围孔隙中（孔径小于125 nm）页岩油的微观赋存特征。页岩中的吸附油是具有一定厚度的吸附油膜,其平均厚度随孔径增加呈Langmuir型吸附曲线增长。页岩油主要赋存于孔径小于25 nm的介孔中。当孔径小于3 nm时,孔隙内以赋存吸附油为主;当孔径大于3 nm时,孔隙内主要为游离油。页岩中的游离油量与孔缝空间、含油饱和度呈正相关关系。吸附油量与脆性矿物含量、宏孔结构参数无相关性,与总有机碳（TOC）含量、黏土矿物含量、微孔和介孔的比表面积与孔体积、轻烃类型以及压力呈正相关关系,与埋深和成熟度呈先增加后降低的变化关系,且有机质是页岩中吸附油的主控因素。镜质体反射率为0.75%是页岩油赋存状态和可动性转变的成熟度界限,而镜质体反射率为0.85%~0.90%则是页岩"含油性高、可动性好"的最佳成熟度窗口下限。在延安地区,1 000~1 200 m以深是延长组7段3亚段陆相页岩油勘探开发的有利层段。     

古环境与有机质富集控制因素研究——以鄂尔多斯盆地南缘长7油层组为例

长7油层组富有机质页岩在鄂尔多斯盆地南缘广泛分布,但其形成古环境和控制因素存在争议。对鄂尔多斯盆地铜川地区瑶页1井长7油层组开展高密度元素扫描和有机地球化学分析,重建长7页岩沉积期古环境,揭示富有机质页岩形成的控制因素。结果表明,古生产力由下而上呈现逐渐降低的趋势;长7沉积期水体微咸并逐渐淡化;水体有由富氧到贫氧再到富氧的变化规律。富有机质页岩热解、有机碳的测试显示干酪根类型包括Ⅱ₁,Ⅱ₂,Ⅲ,有机质的质量分数为0.44%~26.90%,纵向上有机质特征差异性较大。综合页岩的有机质特征和各项古环境参数,精细分油层组研究认为有机质丰度主要受到水体还原程度的控制,而有机质类型则与古生产力相关,火山灰对古生产力提高有积极作用。     

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。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策：①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m³/d;焖井时间为10~13 d （1 000 m³注水量）;开井后水平井百米日产液量为1.5 m³/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610 t,取得了较好的实施效果。     

陆相页岩气的储集空间特征及赋存过程——以鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带延长探区延长组长7段为例

页岩的储集空间不但影响页岩气的储量,还影响页岩气井的产能。研究页岩气的赋存空间及赋存过程有助于确定勘探靶位。综合利用野外露头、岩心观察、薄片分析及扫描电镜等多种手段,研究了鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带延长探区延长组长7段页岩的储集空间类型及其特征。在此基础上,通过解吸模拟实验进行页岩气气体特征分析,最终重建页岩气的赋存过程。结果表明,延长探区长7段页岩发育原生粒间孔、次生溶蚀孔、有机质生烃孔、构造张裂缝及层间页理缝等多种孔、缝类型。在解吸过程中,分子直径较小的甲烷气最容易解吸,含¹³C的甲烷分子则相对解吸困难。在生气初期,长7段页岩生成的少量重烃气主要吸附于有机质表面及微孔中;在生气期,页岩优先吸附重烃气和具¹³C的甲烷气;当满足页岩的吸附和溶解等残留需要后,气体以游离态赋存。     

致密油储层微观孔隙结构定量表征——以鄂尔多斯盆地新安边油田长7储层为例

鄂尔多斯盆地新安边油田长7致密油储层具有较好的开发潜力,由于微观孔隙结构研究的薄弱制约了致密油勘探开发进程,对后期开采具有较大影响。该文采用扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、微纳米CT扫描等技术,对新安边油田长7致密油储层的储集空间特征及微观孔隙结构参数进行定量表征。结果表明,长7致密油储层孔隙类型主要分为三类：粒间孔、溶孔、微裂缝。研究区发育大量纳米级孔喉,其对储层的储集及渗流能力具有较大贡献。依据不同样品的排驱压力划分：排驱压力小于1 MPa时,微米尺度孔隙丰富且连通性好,孔喉形态多为粗大管状、条带状,喉道半径主要集中在100~380 nm;排驱压力介于1~3 MPa之间,局部孔隙连通性好,纳米尺度孔喉多发育于粒内溶孔,孔喉形态表现为管束状、球状,喉道半径主要分布于75~250 nm;排驱压力大于3 MPa时,大量孤立的小球状孔喉聚集,垂向连通性差,仅局部微裂缝发育区提供储集空间,喉道半径主要集中为15~75 nm。     

鄂尔多斯盆地延长组7油层组湖盆远端重力流沉积与深水油气勘探——以城页水平井区长73小层为例

鄂尔多斯盆地长7₃小层远端重力流沉积体是盆地深水油气勘探的重要目标,但对其沉积规模、空间展布规律认识不清,导致水平井的砂体钻遇率低、勘探风险高。利用城页1井导眼井、城页1水平井和城页2水平井的岩心、钻井、录井及测井资料,对城页水平井区长7₃小层远端重力流的沉积类型、分布特征、砂体结构、沉积过程以及沉积模式进行研究。长7₃小层深水沉积体系发育滑动-滑塌、砂质碎屑流、浊流和深湖相泥质4种沉积类型。砂体以断续分布的砂质碎屑流舌状体为主,单期厚度为0.6~2.5 m。砂体在顺物源方向（NE向）厚度稳定、延续性好,长度可达800 m;在垂直物源方向（NW向）上延续长度多小于150 m,并发生突然尖灭。湖盆西南缘三角洲前缘沉积物的失稳滑脱和搬运形成了城页水平井区的重力流沉积,滑脱体搬运过程中主要经历滑动、滑塌、砂质碎屑流和浊流4个阶段,砂质碎屑流分离体远距离搬运,在湖盆中央整体凝结,形成远端重力流砂体,滑动-滑塌与浊流沉积是砂质碎屑流分离体与湖底、湖水作用的产物。湖盆远端重力流砂体结构受控于三角洲前缘重力流事件的发生频率与单期规模,孤立型砂体形成于发生频率低且单期规模较大的重力流事件;连续叠加型砂体形成于发生频率高但单期规模较小的重力流事件;间隔叠加型重力流砂体为前两者的过渡沉积。湖盆远端砂质碎屑流砂体和深湖相黑色页岩是城页水平井区长7₃小层深水油气勘探的有利对象,沿B522井、C81井和C121井NE向展布的长7₃小层细砂岩发育带是勘探"甜点"区,长7₃小层下砂层组是"甜点"层段,顺物源方向为有利的水平钻井方向。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

在总结注水诱导裂缝概念的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征及形成机理,提出了识别注水诱导裂缝方法,最后利用该方法对鄂尔多斯盆地安塞油田W地区长6油藏A0井组的注水诱导裂缝进行了识别。注水诱导裂缝为张性裂缝,其规模大、延伸长,渗透率高,纵向上不受单层控制,延伸方位一般与现今地应力的最大水平主应力或者油藏主渗流裂缝方向一致,并随着低渗透油藏注水的推进发生动态变化。长期注水开发过程中,若油井逐渐表现出方向性水淹且含水率变化曲线呈现出阶梯状上升,试井解释具有裂缝渗流特征,同时水淹井对应的注水井吸水剖面逐渐表现为指状吸水且注水指示曲线出现拐点,示踪剂或水驱前缘监测油水井之间表现出良好的连通关系,则可判定在油水井之间形成了注水诱导裂缝。