从前侏罗纪古地貌的角度论鄂尔多斯盆地靖边—鄂托克前旗地区油气成藏模式

以陕北斜坡靖边—鄂托克前旗地区下侏罗统延安组延9油藏为例,运用印模法恢复了前侏罗纪古地貌形态。研究表明:研究区古地貌主要为高地、斜坡、河谷和河间丘4种古地貌单元。在此基础上分析了富县组+延10段沉积相带展布以及前侏罗纪古地貌对延9油藏的控制作用,认为古地貌景观基本控制了富县组及延安组下部的沉积相带展布。古河谷的下切作用不仅使延9段与延长组油源层的接触距离缩短,而且为油气运移提供了良好的通道,如遇到有利的储集体与背斜和鼻隆等构造,即可有机配置和富集成藏。存在两种成藏模式,即河间丘区-分流河道组合式和斜坡区-分流河道组合式。指出前侏罗纪古地貌斜坡区与河间丘区是下一步延9段油藏勘探的有利地区。     

盆地宜川-旬邑地区延长组长6油层组沉积相研究

根据野外露头、岩芯、测井及相关测试资料,分析鄂尔多斯盆地宜川-旬邑地区晚三叠世延长组长6油层组的沉积微相及砂体展布特征,了解长6油层组的储层分布规律.结果表明,长6油层组主要发育三角洲沉积、湖泊沉积和湖底滑塌扇沉积.储集砂体为三角洲前缘的水下分流河道和湖底滑塌扇的分支水道,储层分布受沉积特征控制.     

鄂尔多斯盆地热演化史与油气关系的研究

通过镜质体反射率、包裹体测温、磷灰石裂变径迹等多种古地温研究方法,结合盆地构造演化史,恢复了鄂尔多斯盆地热演化史,古生代到中生代早期地温梯度都较低(2.2～3.0℃/100m),中生代晚期地温梯度升高到3.3～4.5℃/100m,新生代以来逐渐降低到2.8℃/100m.古生代和中生代早期,地温锑度低,气源岩热演化程度低.有利于有机质的保存.中生代晚期地温梯度高,是古生界碳酸盐岩及煤系地层的主要生气期和运移期.新生代以来地温逐渐降低,生气作用减弱或停止.鄂尔多斯盆地内部缺乏断裂,生气高峰期较晚,有利于大气田的保存,鄂尔多斯盆地中央古隆起由于孔隙发育又临近主要生气区,应是首选的勘探目标.     

鄂尔多斯盆地靖西地区奥陶系中组合天然气成因与成藏主控因素

鄂尔多斯盆地靖边气田扩边勘探过程中,在靖西地区下古生界奥陶系中组合白云岩储层中发现了多个含气区,但各含气区及各含气层段天然气的富集程度差异明显,目前尚不清楚造成上述差异的原因。为此,依据天然气组分、碳同位素值等地球化学资料,对比分析了该区奥陶系中组合天然气的成因·与来源,并研究了天然气成藏的主控因素。结果表明:①该区奥陶系中组合天然气与奥陶系上组合、上古生界天然气的成因与来源相似,均以上古生界生成的煤型气为主,但混有一定量的油型气;②受煤系烃源岩生烃中心和源储接触关系的影响,平面上由北向南、纵向上从下奥陶统马家沟组马五_(10)亚段到马五_5亚段,煤型气所占比例依次增大。结论认为,靖西地区奥陶系中组合天然气成藏主要受控于以下因素:①供烃窗口处天然气的充注能力决定了天然气的富集程度;②马五_5—马五_(10)亚段输导通道的差异控制了天然气的纵向运移及分布:③构造与储层叠合关系控制了天然气的横向运移方向及成藏范围。     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界现今地层压力分布特征及成因

现今地层压力分布是地史过程中盆地构造演化、沉积环境、烃源岩有机质热演化等多种地质因素在孔隙流体中综合作用的最终结果。抽水实验和试井获得的地层压力资料显示,鄂尔多斯盆地白垩系、三叠系均具有低压特征。盆地东部上古生界正常压力、异常低压和异常高压并存,正常压力类型比例达56.76%,异常低压类型比例为30.63%,高压最少;下石盒子组、山西组、太原组和本溪组随地层深度增加,压力系数总体呈现降低趋势。以子洲气田为例,采用压力梯度曲线法,将山2段划分为多个压力系统,单个压力系统之间互相分隔、互不连通。流体包裹体实验表明,早白垩世末期地层压力为超压,地层压力系数为1.14~1.66。现今盆地东部正常压力是盆地压力演化过程中的最后一幕。地层抬升剥蚀和构造热事件消退引起地层温度下降,从而导致压力下降了8.6~11.1 MPa,占整个压力降幅的32%~40%;天然气散失引起压力降低占整个压力降幅的20%~30%。盆地东部压力系数较高的主要原因是,东部现今地层埋藏深度浅;而沟壑纵横的地形和天然气富集程度的差异,导致了气田内压力系数各异。     

鄂尔多斯盆地西部晚三叠世原型盆地恢复及其改造演化

恢复鄂尔多斯晚三叠世原型盆地是评价盆地西缘上三叠统油气勘探前景的重要问题。研究认为，在三叠纪延长组沉积期，鄂尔多斯盆地西部受秦祁褶皱带和阿拉善古陆控制，六盘山西缘大断裂和贺兰山西缘断裂分别构成晚三叠世沉积盆地的西南与西北边界；走廊过渡区与盆地本部沉积具有连通性，形成向西开口、南深北浅、主体为北西-南东向的大型不对称坳陷盆地，银川盆地、六盘山盆地是鄂尔多斯盆地的一部分，盆地西缘前人所称的“南北古脊梁”不起沉积分割作用。延长组沉积期湖盆西部从南到北发育油水河-镇原、景泰-环县、窑山-甜水堡和汝箕沟-盐定4个三角洲沉积体系，受不同物源影响，各体系沉积特征不同，并且经后期构造运动改造，在盆地西缘冲断带上盘残存不全。但在现今冲断带以东及其掩覆地区延长组保存较完整，延长组残余沉积分布广泛，勘探前景广阔。     

鄂尔多斯盆地上古生界低压气藏成因

鄂尔多斯盆地上古生界气藏具有明显的低压特征,其流体压力梯度东高西低,与现今构造形态基本一致。研究表明,剥蚀期间的温度下降和后期埋深的增加是造成上古生界气藏低压形成的主要原因。对苏里格气田的实例研究表明,在150℃成藏时,流体压力梯度约为1.22MPa/100m;温度下降时,压力梯度下降14.9%,到白垩纪末压力梯度约为1.06MPa/100m。在新生代,随着埋深增加,压力梯度再下降21.4%,从而形成典型的低压气藏。     

鄂尔多斯盆地奥陶系中组合白云岩储层及圈闭成藏特征

鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探长期以来以奥陶系顶部的古风化壳地层圈闭气藏为目标,近期通过对白云岩成藏机制的深化研究,在古隆起东侧发现了奥陶系中组合新型岩性气藏,其储层主要发育于马家沟组五段5亚段（简称马五₅）白云岩中,储层特征明显不同于奥陶系顶部的风化壳储层。受沉积环境控制,中组合马五₅白云岩呈SN向带状展布,其中靖边西白云岩带由于临近古隆起,水动力条件强,滩相沉积发育,后期经白云石化后形成的白云岩具有“分布面积广、厚度大、岩性纯,南北向连片展布”的特点,且晶间孔发育,为有利的储层。加里东末期,由于盆地整体抬升造成古隆起东侧中组合地层遭受剥蚀,从而与上古生界煤系烃源岩接触,构成良好的源-储配置关系。受岩性相变控制,中组合马五₅滩相白云岩在空间上形成岩性圈闭,有利于油气聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田产水规律

根据鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田的历史生产数据、水样分析资料及天然气饱和含水量计算方法,定性、定量地分析了产水来源。同时,根据平均产气量和累计水、气比对气井进行了分类,分析了气田不同层位与不同井型单井的产水规律。结果表明,鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田单井的产水量和产气量均较低;气田产出的水有凝析水、地层水和工作液,以地层水为主。不同层位表现出不同的生产特征。二叠系下石盒子组3层位和山西组1层位为低产水高产气层位,二叠系下石盒子组1层位和二叠系下石盒子组2层位为低产水低产气层位,山西组2层位和太原组2层位为高产水低产气层位。不同井型单井的产气量无明显差别,但水平井的产水量更大,水、气比更高。分析结果对选择排水工艺和分析生产情况具有重要的指导意义。