������Ȼ����̽ȡ�õ�ͻ��

鄂尔多斯盆地油气资源丰富 ,目前已累计探明天然气地质储量 1 18× 10 12 m3 ,成为了中国第一个天然气探明储量超过万亿立方米的大气区。长庆油田作为盆地勘探的主体 ,在 30余年的天然气勘探历程中 ,经历曲折和挫折 ,终于取得了令人瞩目的突破。靖边下古生界气田 (长庆气田 )的发现 ,即是解放思想 ,重新认识 ,改变构造成藏的认识 ,提出风化壳古地貌成藏认识的结果 ;榆林气田和苏里格气田的探明 ,则是解放思想 ,提出上古生界大面积含气背景下 ,存在高渗储层而坚持勘探的成果。天然气勘探取得突破是勘探者解放思想 ,对盆地特征重新认识 ,应用勘探新理论 ,改变勘探思路的结果。     

惠民凹陷临南地区第三系油气运移聚集特征研究

为建立惠民凹陷临南斜坡带的复式油气聚集模式，分析了该区第三系油气成藏地质条件，研究了油气运移聚集形式和主要运聚成藏期。研究认为，该区油气聚集形式自源原生型、他源原生型和他源次生型三种成藏模式；其主要成藏期为晚第三纪的馆陶组-明化镇组沉积时期。     

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。     

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。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律

分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律。研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素。研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现。位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带。微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素。      

苏里格地区天然气勘探新进展

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约4×10⁴ km²。该区地表条件复杂、地震信噪比低,储层岩性复杂、非均质性较强,气层有效厚度较薄、单井产量低,勘探难度较大。近年来,中国石油长庆油田公司通过深化地质综合研究及勘探技术攻关,明确了苏里格气田有效储层分布和天然气富集规律,创新形成了地震有效储层预测、复杂气层测井评价、致密砂岩储层改造等先进适用的勘探技术。勘探目标从砂体预测转向有效储层与含气性预测,通过整体勘探,探明了我国第一个超万亿立方米储量的整装大气田,探明天然气地质储量规模达2.85×10¹²m³,同时在苏里格南部地区形成了新的资源接替区。预计2015年以前,苏里格地区的天然气储量规模可超过3.5×10¹²m³,天然气年产量将达到230×10⁸ m³。     

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气成藏新认识及勘探重大突破

基于大量钻井、测井和地震资料分析,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气地质条件与成藏主控因素开展研究,提出古隆起控相、控储、控藏新认识：(1)马家沟组沉积期,中央古隆起分隔盆地中东部华北海与西南缘秦祁海两大沉积体系,在马四段台缘带发育巨厚丘状颗粒滩相白云岩,同时控制盆地中东部形成“两隆两凹”古地理格局,其中水下低隆带发育台内滩相白云岩,隆间低洼区发育泥灰岩。(2)由中央古隆起至盆地东缘,马四段白云岩逐渐减薄并相变为灰岩,灰岩致密带侧向封挡形成大面积白云岩岩性圈闭。(3)加里东末期中央古隆起遭受不同程度剥蚀,面积达6×10~4 km~2,上古生界石炭系—二叠系煤系优质烃源岩大面积披覆沉积,成为下伏奥陶系盐下白云岩岩性圈闭规模供烃主体。(4)印支期—燕山期盆地西倾掀斜,中央古隆起下拗转变为高效供烃窗,上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向上倾高部位侧向供烃,盐下海相烃源岩作为重要的气源补充,通过加里东期断裂、微裂缝输导供烃。以新认识为指导,转变勘探思路,综合评价优选盆地中东部马四段两大有利勘探区,部署实施两口风险探井均钻遇较厚马四段(含)气层,其中1口井获高产工业气流。该研...     

鄂尔多斯上古生界流体包裹体测温与天然气成藏分析

鄂尔多斯上古生界发育大面积岩性气藏。通过储层流体包裹体、有机质成熟度、天然气地球化学特征综合分析，储层烃类包裹体形成均一温度70-200℃、峰值100～140℃，推测流体包裹体大量形成时的有机质成熟度（Ro）小于1．4％；天然气成熟度（Ro）为1．3％～2．0％，二者具有明显不匹配性。由此推测，烃类包裹体形成的主要时期代表着气藏的主要成藏期。     

低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例

针对鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界生烃强度较低、气水分布关系复杂的问题,对低生烃强度区致密砂岩气形成主控因素与分布规律开展研究。通过二维成藏物理模拟实验、储集层微观孔喉含气性系统分析及典型气藏解剖,建立了注气压力、储集层物性、生气下限等综合评价模型,明确了低生烃强度区致密气形成主要特征:(1)埋深小于3 000 m,生烃强度达(7~10)×10~8 m~3/km~2即可实现有效充注;(2)致密砂岩层规模性发育有利于聚集致密气;(3)储集层物性差异控藏,储集层物性较好的砂体,砂带中心区域局部高点富集天然气,而物性较差砂体整体含气,但含气丰度普遍较低。结合天环坳陷北段气藏解剖,提出低生烃强度区"生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集"形成机制及平面呈不连续"片状"分布的规律。天环坳陷北段致密砂岩气拓展勘探实践较好地证实了这一认识。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探新进展、前景展望和对策措施

鄂尔多斯盆地一直是中国油气勘探开发的重点地区之一,发现了一批重要的油气田。随着勘探程度提高,勘探对象转向致密、深层及盆地周边等成藏条件复杂区,寻找新的整装规模储量难度不断增大。通过系统总结近年来长庆油田公司在致密砂岩气和海相碳酸盐岩天然气等领域取得的新认识和新进展,分析了盆地不同类型气藏的主要地质特征和控制因素,结合油气资源分布状况和新发现气藏基本特征,科学地提出了油田公司"两步走"的发展战略,并指出了碳酸盐岩天然气、致密砂岩气以及除致密砂岩气以外的非常规天然气未来的勘探接替领域。同时针对勘探开发过程中面临的问题,紧密结合生产实践,系统制定了相应的工作对策。通过强化地质研究、积极转变工作思路,加大技术攻关、推进勘探开发一体化、地质工程一体化进程,以实现天然气的规模有效勘探开发,为其他类似盆地勘探和开发提供经验和借鉴。