鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气勘探领域

通过对鄂尔多斯盆地奥陶系沉积特征、烃源岩条件、储层类型及成藏主控因素的综合分析,认为奥陶系存在盆地中东部风化壳、古隆起周边白云岩体、台缘相带和盆地东部奥陶系盐下四大成藏区带。结合天然气勘探最新进展,优选出奥陶系岩溶风化壳作为勘探的现实目标;同时认为古隆起周边白云岩体、台缘相带及盆地东部奥陶系盐下等三大领域发育多类有效储层及圈闭,成藏潜力巨大,是盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的接替领域。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探领域分析

鄂尔多斯盆地的天然气勘探发展对全国天然气市场供应具有重要意义。目前该盆地探明率低，还有较大勘探潜力,其天然气储量增长将主要集中在上古生界山2段和下古生界马五段,下古生界以岩溶储层为主，建议主攻目标为靖边潜台东部及周边，2个预备地区为中央古隆起东坡和宜川-黄龙。上古生界以大面积地层岩性油气藏为主，主攻目标为统万城-镇北台-子洲-清涧和府谷-佳县地区，3个预备地区为铁克苏庙及靖边潜台西南侧的城川地区、西南（镇原）和宜川-黄龙地区。文章最后针对该盆地目前的勘探进展情况，提出了一系列的建议。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探形势与发展前景

近年来鄂尔多斯盆地天然气勘探不断取得突破与进展,继下古生界奥陶系发现第一个10¹¹m³级大气田(靖边气田)以来,在上古生界又发现了榆林、苏里格、乌审旗等多个10¹¹m³级大气田和子洲整装含气富集区,天然气勘探态势良好,累计探明储量已达1.3×10¹²m³。勘探实践和综合研究表明,该盆地后备资源充足,勘探潜力较大。其中,盆地东部多层系复合含气区、靖边古潜台周围、盆地南部、盆地西北部以及煤层气和生物气是天然气勘探发展的重要领域,未来10年可望再新增(5~10)×10¹¹m³的天然气探明储量,天然气勘探前景良好。     

从渤海湾盆地海陆对比看渤海海域天然气勘探前景

渤海湾盆地包括陆区和海域(渤海海域)两部分.油气勘探揭示,渤海湾盆地以产油为主,目前防区所发现的气藏多为小型气藏,单个气藏的储量一般低于50亿m3,并以伴生气为主,4个储量较大的气田(探明储量超过100亿m3)主要为煤型气或高一过成熟气。渤海海域在油气勘探过程中也不断有气田发现,其中JZ20—2气田已投入开发。与周缘陆区相比,海域天然气藏形成条件优越,其原因在于：(1)自渐新世以来．整个渤海湾盆地的沉积中心逐渐向海域迁移,致使海域第三系沉积巨厚（最大厚度超过万米)。（2)海域处于地幔隆起的核心地带,大地热流值较周缘陆区高;(3)海域比周缘陆区多一套东营组下段烃源岩,其生气能力较强;(4)海域盖层条件比周缘陆区好(海域第三系发育两套区域盖层)。据近期资源评价结果,海域天然气资源量为l2293亿m3,但目前探明程度很低,随着勘探程度的不断提高,相信海域将会有更多、更大的气藏被发现。     

从渤海湾盆地海陆对比看渤海海域天然气勘探前景

渤海湾盆地包括陆区和海域 (渤海海域 )两部分。油气勘探揭示 ,渤海湾盆地以产油为主 ,目前陆区所发现的气藏多为小型气藏 ,单个气藏的储量一般低于 5 0亿 m3,并以伴生气为主 ,4个储量较大的气田 (探明储量超过10 0亿 m3)主要为煤型气或高—过成熟气。渤海海域在油气勘探过程中也不断有气田发现 ,其中 JZ2 0 - 2气田已投入开发。与周缘陆区相比 ,海域天然气藏形成条件优越 ,其原因在于 :(1)自渐新世以来 ,整个渤海湾盆地的沉积中心逐渐向海域迁移 ,致使海域第三系沉积巨厚 (最大厚度超过万米 ) ;(2 )海域处于地幔隆起的核心地带 ,大地热流值较周缘陆区高 ;(3)海域比周缘陆区多一套东营组下段烃源岩 ,其生气能力较强 ;(4 )海域盖层条件比周缘陆区好 (海域第三系发育两套区域盖层 )。据近期资源评价结果 ,海域天然气资源量为 12 2 93亿 m3,但目前探明程度很低 ,随着勘探程度的不断提高 ,相信海域将会有更多、更大的气藏被发现     

鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探的进展

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、扭动明显、坳陷运移的多旋回克拉通盆地。它的早期曾经历寒武、奥陶纪的浅海台地和石炭、二叠纪的近海平原两个发展阶段,分别发育了碳酸盐岩、膏盐和碎屑岩、煤系两大沉积岩系,使古生界具备了丰富的腐泥型裂解气和煤型热解气的资源,为盆地天然气勘探的发展奠定了雄厚的物质基础。     

鄂尔多斯盆地怀远运动不整合面与深层天然气勘探领域

为了明确鄂尔多斯盆地怀远运动不整合面的油气成藏意义及勘探前景,基于前人的研究成果,通过野外露头/岩心观察、测井资料分析,结合二维、新三维地震资料解释成果,研究了该盆地不整合面的时空分布特点、结构面特征及其与油气成藏的关系。研究结果表明:(1)该不整合面主要形成于早奥陶世弗洛期,广泛存在于中下奥陶统马家沟组下伏的贾汪组底部、三山子组顶部;相关构造作用持续时间约30 Myr;(2)盆地边部不整合面之上主要发育厚度不超过1 m的底砾岩、砂岩,盆地腹部不整合面之上主要发育薄层泥岩、泥质云(灰)岩及泥灰岩;(3)不整合面具有3层结构特征,自上而下为底砾岩层、古土壤层、碳酸盐岩风化及半风化层,其中碳酸盐岩风化及半风化层厚度介于20～90 m,发育溶蚀缝洞,可形成优质储层;(4)不整合面发育一系列大型沟谷地貌,下切下奥陶统—上寒武统;(5)不整合面可作为良好的烃类运移通道,并且在鄂尔多斯盆地古隆起范围与加里东运动不整合面汇合,有利于该盆地西侧地区不同来源的烃类再次沿其向东运移并聚集成藏。结论认为,与怀远运动不整合面相关的下古生界深层有望成为鄂尔多斯盆地一个重要的天然气勘探新领域。     

鄂尔多斯盆地油气勘探的回顾与思考

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地 ,油气资源丰富 ,勘探前景广阔 ,在“西气东输” ,工程启动的今天 ,我们又面临新的机遇和挑战。笔者回顾了华北石油局在该盆地四十多年的勘探历程 ,在总结各历史阶段油气勘探成果的基础上 ,通过对盆地油气地质特征的分析 ,阐述了盆地油气勘探开发可持续发展的态势 ,指出盆地油气勘探工作要坚持勘探思路创新 ,观念创新 ,技术方法创新 ,明确油气的新突破和新发现仍是今后勘探工作的重要目标     

渤海海域天然气勘探前景

渤海海域油气勘探已进行了30多年，在天然气勘探方面，仅仅找到一些中、小型天然气田（藏），在综合分析盆地类型，天然气成因和富气凹陷形成条件的基础上，认为渤海海域是一个相对以油为主的油气区，天然气以油型气和陆源有机气为主，天然气藏可能以中、小型为主，由于目前天然气资源量探明度低，因此渤海海域仍具有一定的天然气勘探前景。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区油气地球化学特征研究

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部,从早古生代至晚古生代早期一直为隆起区,地层受古地貌的控制,横向变化大,后期受燕山期构造活动的改造,油气藏类型及成因复杂,勘探难度大。从化探烃类指标浓度及其区域变化、轻烃组成、水文地球化学特征等方面进行研究,将杭锦旗地区划分为3个烃类异常带,并结合区域石油地质条件对异常的形成进行了分析,认为该区：气源充足,具备形成大中型天然气藏的物质基础;砂岩储层普遍发育,横向分布广泛,具有良好的天然气储集条件;后期保存条件较好,南部优于北部,有益于油气藏的保存。在综合分析的基础上,进一步提出了十里加汗-伊13井、什股豪和浩绕召-赵家村-蒋家渠等为研究区下步勘探的3个有利区。     

鄂尔多斯盆地富县探区上古生界深盆气成藏条件

富县探区位于鄂尔多斯盆地的东南部，上古生界该区处于盆地南部生烃中心，气源条件较好；区内砂岩储集层较为发育，具致密、低孔低渗的特点。初步的勘探结果表明富县地区上古生界普遍含气，且具有深盆气的基本成藏特点，是天然气勘探的有利地区。     

鄂尔多斯盆地深盆气勘探实践与问题

深盆气,就圈闭类型而言,在其主体含气范围内也属隐蔽性地层-岩性圈闭,但二者的成藏机制不同,尤其在油气水分布规律上有重大差别。深盆气显著的标志是,上倾高部位含水、低部位含气,呈现“气水倒置”的展布态势;而通常的非背斜隐蔽性油气藏,则遵循上气下水的常规分布格局。深盆气理论的积极意义在于,它突破了“避开低部位出水、在高位找气”的常规勘探思路,着力于在盆地(坳陷)深处或斜坡下倾深部位找气,从而拓宽了天然气勘探的思路和领域。最近,Ben E.Law在盆地中心气(Basin-centered gas systems)一文中对全球性深盆气作了系统论述。他列出了遍布北美、南美、欧洲、亚太、南亚、中东和非洲的72个存在和可能发育深盆气的盆地或地区。其中包括中国的鄂尔多斯、四川和准噶尔等3个盆地,而且均被列为确定性高的一类。因此,总结该盆气深盆气勘探实践与问题,对进一步开展国内深盆气的研究和勘探会有积极作用。     

塔里木盆地玛扎塔格构造带奥陶系岩溶缝洞体发育特征

塔里木盆地玛扎塔格构造带奥陶系风化壳基质孔渗差,以次生缝洞体储层为主,非均质性强,缝洞体的分布特征对海相碳酸盐岩储层评价具有重要影响。通过岩心观察并结合测井资料分析,认为该区发育多期岩溶与裂缝。岩溶作用影响深度达400m,单井岩溶孔洞层为3～5层,单层厚10～50m。渗流带岩溶孔洞较发育,潜流带岩溶孔洞欠发育,岩溶强度较小,层段内岩溶孔洞断续分布。洞穴规模较小,机械充填严重。通过构造研究与古地貌恢复建立了研究区岩溶发育模式,和田河气田位于岩溶缓坡—洼地区,岩溶洞穴较少且多充填砂泥;而南部大面积风化壳是3期岩溶作用的叠加区,位于汇流溶蚀的岩溶斜坡区,有利于储层的发育与保存,是缝洞型油气藏勘探的有利方向。     

鄂尔多斯盆地中奥陶统马家沟组碳酸盐岩碳、氧稳定同位素特征

鄂尔多斯盆地中奥陶统马家沟组沉积于局限的、高盐度陆表海碳酸盐岩台地,以泥晶白云岩、泥晶石灰岩和蒸发岩为主。部分岩石经岩溶作用改造成岩溶角砾岩。马家沟组碳酸盐岩全岩或手选样品的δ¹⁸O值在-16.0‰~-1.9‰（VPDB标准,下同）之间,平均为-8.5‰;δ¹³C值在-16.1‰~4.83‰之间,平均为-0.90‰。激光显微采样样品δ¹⁸O值在-15.8‰~-0.8‰之间,平均为-7.7‰;δ¹³C值在-12.4‰~5.77‰（VPDB标准,下同）之间,平均为-0.15‰。总的来说,2种采样方法的结果没有大的差别,后者较前者能更准确地反映不同组分特征。原始沉积方解石和石灰岩δ¹⁸O最大值均为5.8‰,代表原始碳酸盐岩的δ¹⁸O值,与大多数学者的全球同位素地层学研究成果吻合。由于淡水淋滤和埋藏作用,原始沉积方解石和石灰岩δ¹⁸O最小值和平均值均较低。充填于孔隙的方解石受淡水淋滤和高温埋藏作用影响,一般有较低的δ¹⁸O值。原始沉积的白云石或白云岩δ¹⁸O最大值较原始沉积方解石和石灰岩相应值明显偏高,白云石沉积于高盐度、局限环境条件下,由微生物白云石机理形成。因形成较晚,充填于孔隙的白云石有较低的δ¹⁸O值。碳酸盐岩δ¹³C最大值明显偏高,与全球海水的δ¹³C值在晚奥陶世升高有关,鄂尔多斯盆地海水δ¹³C值在中奥陶世晚期已升高。受有机碳影响,部分样品具有低的δ¹³C值。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶纪岩相古地理特征

鄂尔多斯盆地西部处于鄂尔多斯地块与阿拉善地块、秦祁褶皱带之间，经历了多阶段沉积演化，构造变形复杂，岩相古地理重建困难。本文通过大量地表露头和钻井剖面观察，采用盆地构造和盆地沉积充填相结合分析的方法，将鄂尔多斯盆地西部划分出2大沉积体系7个沉积-构造单元，认为奥陶纪岩相古地理总格局为“海陆并存、台地斜坡海槽（盆地）相邻过渡，台地中有坪和滩，斜坡海槽（盆地）中有扇”。指出桌子山期以台地相沉积为主，克里摩里-平凉期以斜坡-海槽（盆地）沉积为主，背锅山期海退隆升。经历了拗陷→裂陷→闭合回返一个完整的海水进退旋回。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩气形成条件及有利发育区预测

页岩气勘探开发始于美国,并且取得较好的地质效果和经济效益。页岩气是一种非常规天然气,以吸附或游离状态为主要存在方式,表现为典型的“原地”成藏模式,其成藏受泥页岩厚度、分布、有机地球化学特征、孔隙度和渗透率条件、裂缝发育程度、盖层条件等的综合控制。鄂尔多斯盆地三叠系延长组泥页岩分布广泛,并且泥页岩厚度较大、有机碳含量较高、热演化适中、气测显示活跃、页岩中裂缝发育,页岩气资源潜力较大。初步研究表明鄂尔多斯盆地南部地区是三叠系延长组页岩气发育的有利区域,其中定边-华池-富县的“L”型区域是最有利发育区,向外围泥页岩气的潜力逐渐变小。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶系天然气成藏条件与勘探潜力

鄂尔多斯西部奥陶系平凉组烃源岩有机质丰度较高,类型主要为Ⅰ型,成熟度处于高—过成熟阶段,生气潜力大,总生气量约为151×1012m3,天然气资源量丰富,约为9362×108m3。西缘逆冲带下部奥陶系烃源岩具有快速生气的特征,有利于天然气成藏。该区奥陶系发育马四白云岩体和克里摩里组风化壳两套优质的碳酸盐岩储层,直接盖层和上倾方向的石炭系下部泥质岩盖层封闭能力强,表明该区天然气成藏条件优越,具备形成大中型气田的地质条件。根据生储盖组合关系等,认为鄂托克旗—定边地区和天池—布里克地区是下步天然气勘探的有利地区。     

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在系统总结国外深盆气成藏地质特征的基础上，结合中国含油气盆地的地质特征和石油地质条件，预测了中国深盆气的勘探方向。结果认为：中国东部拉张的裂谷型盆地不利于深盆气的形成；中国中西部由板块内部的克拉通盆地与板块边缘前陆盆地叠合、复合而成的盆地具备深盆气发育的条件，其中鄂尔多斯盆地上古生界是最为现实的深盆气勘探区域，川西前陆盆地三叠系也显示出了发现深盆气的兆头，库车、准噶尔南缘等前陆盆地将是潜在的深盆气勘探区域。     

塔中地区奥陶系碳酸盐岩岩石地球物理特征研究

上奥陶统良里塔格组是塔里木盆地塔中地区重要的储集层。根据已钻井资料,对塔中地区上奥陶统良里塔格组岩石地球物理特征进行了研究,结果表明:物性、储层类型对波阻抗影响最大,岩性、流体对波阻抗影响较小;奥陶系碳酸盐岩致密层和小裂缝型储层具有密度大、速度高、波阻抗值大的特点,利用地震常规预测手段较难预测出小裂缝型储层,而塔中地区奥陶系碳酸盐岩大裂缝型、裂缝-孔洞型、孔洞型、洞穴型储层具有密度小、速度低、波阻抗值小的特点,与围岩具有较为明显的差异,在地震上可以产生明显的响应,可利用常规地震资料来预测这种类型储层。该认识对提高有效预测塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层的水平,规避勘探风险,具有一定裨益。