内陆湖泊三角洲河口区水动力特征及地质意义

分析河口区水动力特征是直观理解沉积过程、有效揭示沉积机理和模式及合理刻画砂体形态的重要前提和途径。 应用流体力学的射流理论和牛顿内摩擦定律,分析内陆湖泊三角洲前缘河口区水动力特征和水动力场的主导机制。 结果表明：河流入湖后,河流水体所受湖泊水体的阻力主要来源于河流水 体与湖泊水体相对运动时产生的黏滞力即内摩擦力,河流水体平均流速越大,湖泊水体越浅,则速度梯度越大,内摩擦力或切应力越大;天然河流水体向湖泊水体的推进长度非常有限,主要受出口断面处河流水体的初始流速和河流深度的控制,而不受河流宽度控制。 三角洲前缘河口区主要发育呈舌状平行 于湖岸线展布的河口坝砂体,而水下分流河道砂体则不发育。 河口区复杂多样的砂体形态本质上是多期垂直于湖岸线展布的平原河道砂体与平行于湖岸线展布的河口坝砂体垂向叠加和侧向拼接或改造后垂向叠加和侧向拼接的产物。     

奥陶系马五5亚段有效储层主控因素分析——以苏里格气田Sd39-61井区为例

马五5亚段作为苏里格气田开发的新层系,其地质认识尚显薄弱,为此,特在Sd39-61井区利用单井岩芯观察与描述,结合单井岩芯的分析化验资料对马五5亚段储层沉积、成岩、形成机理及主控因素的研究.研究认为：Sd39-61井区马五5亚段为潮坪沉积相区,粒屑滩相和云坪相为该区有利沉积相带;研究区主要的白云岩化机理为准同生蒸发泵白云岩化、渗透回流白云岩化及埋藏白云岩化;沉积微相决定了气藏的分布,马五5亚段白云岩随着古地形的隆升、发育程度增加,准同生白云岩化未形成有利孔隙、埋藏形成了马五5储层重要的储集空间“晶间孔”,古残丘不仅是上组合气藏有利分布带也是中组合马五5亚段气藏有利分布区;马五5亚段上覆风化壳残余厚度在15～25m时最有利成藏;在构造鼻隆和鼻翼部位利于气体富集.     

鄂尔多斯盆地平凉—演武地区三叠系延长组油气成藏模式及勘探前景

随着鄂尔多斯盆地勘探程度深入,盆地外围新区逐渐成为下一步重点勘探目标。通过研究鄂尔多斯盆地天环坳陷南段平凉—演武地区延长组的烃源和储集条件,以及开展油源对比、油气成藏期和成藏特征等分析,探讨了研究区的油气富集特征及成藏模式。研究结果表明：平凉—演武地区延长组7油层组(长7油层组)泥页岩的厚度为5～20 m,并向西北部殷家城—小岔—彭阳一带减薄,其有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主、成熟度总体偏低(镜质体反射率平均为0.65%)、总有机碳含量(平均为2.37%)与生烃能力明显低于盆地中部对应层系;研究区的油气藏以长7油层组泥岩为界,可划分出“上生下储”和“下生上储”两套成藏组合,油气藏的主要充注期在早白垩世;平凉—演武地区的油源主要来自盆地中部长7油层组的优质烃源岩,油藏类型以构造和构造-岩性油藏为主,整体表现为“源上、源下立体多层,断裂、砂体多元输导,构造-岩性复合控藏”的特征。平凉—演武地区具备油气富集成藏的有利条件,且随着三维地震和储层改造技术进步,油气勘探潜力大,是鄂尔多斯盆地西缘增储上产的重要接替区。     

石油伴生H2S的成因分析——以鄂尔多斯盆地彭阳油田为例

彭阳油田是鄂尔多斯盆地新探明的低H₂S含量的油田,其主力产层为侏罗系延安组,原油伴生H₂S含量最高为0.115%,明确H₂S成因机制对于油田合理开发及安全生产具有重要意义。基于储层硫化物及油田水硫同位素的系统分析,预测了侏罗系延安组原油伴生H₂S的成因。延安组主要发育集块状、斑点状、斑块状、星点状等黄铁矿类型,其δ³⁴S值为-1.9 ‰~10.1 ‰,其中,斑块状、集块状黄铁矿为沉积早期快速结晶成因,斑点状、星点状黄铁矿为硫酸盐还原菌还原作用成因。石膏的δ³⁴S值在16.8 ‰~17.7 ‰,为后期成岩阶段的产物,其并非H₂S的硫元素来源。油田水的δ³⁴S值较高,平均为37.9 ‰,这主要是由于硫酸盐还原菌还原作用消耗地层水中的³²S,使水体相对富集³⁴S。黄铁矿后期溶解和硫酸盐还原菌还原有机硫化物均可释放SO₄^2-,使侏罗系油田水具有较高的SO₄^2-浓度,为H₂S的生成提供了充足的物质基础。侏罗系地层水的矿化度、pH值及地层温度等物理化学条件均利于硫酸盐还原菌的生存,为硫酸盐还原菌还原作用提供了适宜的反应场所。综合分析认为,彭阳油田侏罗系原油伴生H₂S为硫酸盐还原菌还原成因。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长73亚段泥页岩地球化学特征及页岩油地质意义

基于鄂尔多斯盆地志丹地区长7₃亚段泥页岩岩心资料,通过有机碳、岩石热解、生物标志化合物、微量元素、有机质族组分等实验测试分析,运用多种有机地球化学参数,综合判识了研究区长7₃亚段泥页岩形成环境、母质类型、成熟度以及含油性。研究表明,志丹地区长7₃亚段泥页岩沉积环境为弱氧化-还原环境,母质具有水生生物和高等植物的混源特征;长7₃亚段泥页岩的TOC平均值为4.65%,生烃潜量（S₁+S₂）平均值为20.86 mg/g,热解T_max平均值为447 ℃,泥页岩的成熟度较高;长7段泥页岩氯仿沥青“A”族组成中烃类组分含量高（平均为52%）、沥青质含量低（平均为3.48%）、饱/芳平均值大（为4.2）;长7₃亚段泥页岩样品中饱和烃碳数分布在nC₁₃—nC₃₃之间,主峰碳以nC₁₅、nC₁₆为主,偏向低分子量烷烃,\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{21}}^{-}}/\mathrm{\Sigma }{\mathrm{C}}_{{\mathrm{22}}^{+}}平均值为1.34,体现出烷烃具有短链优势;长7段泥页岩沉积厚度较大、有机质含量高、含油性好,是该地区页岩油潜在的接替目标,未来具有重要的勘探意义。