鄂尔多斯盆地西南部（精选9篇）
鄂尔多斯盆地西南部 篇1
鄂尔多斯盆地面积约37*104km2, 是我国重要的含油气盆地之一。研究区位于鄂尔多斯盆地西南部, 行政区划属甘肃省庆阳地区;构造位置跨伊陕斜坡、天环坳陷、西缘冲断带、渭北隆起等四个二级构造单元, 面积约20000km2。2012年盆地西南部部署实施的庆探2井在盒8段获高产工业气流, 展示出盒8段具有良好的勘探前景;前人对该区盒8段沉积环境进行了研究, 认为盒8段属于辫状河三角洲沉积体系, 并初步划分了沉积相带;随着近两年新钻探资料的增多, 我们进一步厘定了沉积相带的展布, 从而能够更加有效指导勘探部署。
1 沉积体系分析
在前人研究的基础上, 结合野外露头、钻井岩心、测井曲线、粒度分析等资料, 在盒8段辫状河三角洲沉积体系识别出2种沉积亚相及6种沉积微相 (表1) 。
2 沉积相标志
2.1 辨状河三角洲平原
分流河道砂体粒度最粗, 主要由含砾粗砂岩、粗砂岩与中粗砂岩组成。分选、磨圆差, 以粒序层理发育为特征, 对下伏沉积冲刷作用明显。在测井曲线上多表现为箱形 (图1) 。
决口扇主要为细砂岩与粉砂岩、夹泥岩薄互层。岩性分选较差, 偶尔可见泥岩中夹杂砂砾。测井曲线上表现为指形或齿形曲线 (图2) 。
天然堤主要由粉砂岩、细砂岩组成, 含少量泥岩, 粉砂岩与泥岩组成薄互层, 粒度较决口扇细, 可见泥裂等现象。测井曲线为不太明显的钟形 (图3) 。
分流间湾主要由泥岩和粉砂质泥岩组成。可见水平层理, 缺乏植物化石 (图4) 。
2.2辨状河三角洲前缘
水下分流河道以浅灰色中粗砂岩为主, 其粒度较三角洲平原分流河道砂岩粒度细, 发育中小型交错层理与粒序层理, 与下伏泥岩常呈突变接触, 冲刷作用相对较弱 (图5) 。
河口坝发育规模较小, 以分选中等、次棱角-次圆状的中细砂岩为主, 垂向上呈下细上粗的反旋回。可见楔状交错层理 (图6) 。
2.3 单井沉积相剖面
在单井取心段岩心照片分析的基础上, 选取研究区内庆探2、庆探1、城探1三口代表性探井对其盒8段沉积相剖面进行分析。
2.3.1 庆探2井
庆探2井盒8段砂岩由多期河道砂岩叠加组成, 岩石粒度较粗, 普遍含砾, 局部层段为细砾岩, 反映水动力较强。取心段可识别出5个下粗上细正旋回, 各期砂岩粒序层理极为发育, 对下伏岩性段的冲刷作用明显, 为辫状河三角洲平原分流河道沉积特征。综合分析表明, 庆探2井盒8段形成于辫状河三角洲平原沉积环境。
2.3.2庆探1井
庆探1井盒8段底部砂岩厚度为2.2m, 由三个反旋回和一个正旋回组成;反旋回上部中粗砂岩段见有粒序层理, 局部砾石具有顺层分布特征;泥岩颜色以浅绿灰色为主, 局部为灰色、深灰色, 示弱还原环境。综合分析表明, 庆探1井盒8段形成于辫状河三角洲前缘沉积环境。
2.3.3 城探1井
城探1井盒8段以泥岩和泥质砂岩为主, 夹薄层细砂岩, 表明水动力条件较弱, 砂质沉积物供应较少;结合自然伽马曲线形态特征分析, 3841~3845m细砂岩与下伏泥质粉砂岩、泥岩组成下细上粗反旋回, 具有三角洲前缘前段沉积特征;盒8段泥岩颜色呈现灰色、浅灰色, 推测沉积期处于水下还原环境。
3 沉积相带划分及意义
3.1 盒8泥岩颜色分布
盒8段泥岩颜色呈现规律性变化, 从西南到东北方向逐渐由棕红色、棕褐色、杂色等颜色变为灰绿色、灰色, 至华池-合水一带变为灰色、深灰色和灰黑色。呈现明显的氧化色-还原色的变化特征。泥岩颜色的特征为沉积相带走向的确定提供了参考依据。
3.2 盒8泥岩厚度
盆地西南部盒8段泥岩厚度由西南向东北方向逐渐增大, 反映向该区东北部砂质来源减少, 泥质沉积物渐趋丰富, 由三角洲平原逐渐变为三角洲前缘水下沉积环境, 佐证该区发育西南-东北沉积体系。
3.3 沉积相带划分
结合单井相分析、泥岩厚度与颜色分布特征, 进一步明确了盆地西南部盒8段沉积相带展布。与前期沉积相划分方案相比, 三角洲平原与前缘的界线向东北方向推移, 三角洲平原面积扩大, 形成相对大平原、小前缘格局。
3.4 勘探意义
辫状河三角洲平原与前缘相界附近砂岩粒度较粗, 分选、磨圆相对较好, 具有较好的储集性能, 是寻找岩性气藏的有利目标;镇探2、庆探2处于三角洲平原相带, 地质预测有利储集砂体会延伸到三角洲前缘相带;地震与地质相结合, 追踪庆探2井沿砂体展布方向甩开部署探井3口, 以进一步落实含气范围, 扩大勘探成果。
参考文献
[1]于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学[M].北京:石油工业出版社, 2008:173-178
[2]冯增昭.沉积岩石学 (第二版) 上册[M].北京:石油工业出版社, 1993.
鄂尔多斯盆地西南部 篇2
鄂尔多斯盆地中生代构造演化特征及油气分布
从地球动力学背景分析了鄂尔多斯盆地中生代构造演化特征,按构造演化序列将中生代盆地演化分为早-中三叠世盆地格架奠定期、晚三叠世盆地生油岩形成期、早-中侏罗世构造稳定期、晚侏罗世生排烃高峰期、早白垩世盆地整体抬升期及晚白垩世盆地消亡期等6个阶段.并指出中生代盆地构造演化各阶段对油气源的形成、油气聚集,以及对油气圈闭成藏等油气分布规律均有不同程度的影响及控制作用.
作 者：罗建强 何忠明 LUO Jian-qiang HE Zhong-ming 作者单位：中国石油长庆油田公司第三采油厂,陕西,延安,717600刊 名：地质与资源 ISTIC英文刊名：GEOLOGY AND RESOURCES年，卷(期)：17(2)分类号：P542 P618.130.2关键词：鄂尔多斯盆地 中生代 构造演化 油气分布
鄂尔多斯盆地西南部 篇3
黄陵油田位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡的东南部, 与渭北隆起接壤, 该斜坡为一平缓的近南北向展布、由东向西倾斜的大型单斜, 倾角一般小于1度, 平均坡降10m/km左右, 局部因差异压实作用形成鼻状构造。鼻状隆起轴线近于东西向, 宽度近3km~6km。在西倾单斜的背景上, 发育排鼻状构造带, 这些鼻隆构造与砂体配合, 有利于油气的聚集。
1.1 沉积特征
黄陵油田主要开采层位为长6层, 根据前人的研究资料, 黄陵油田长6层是深湖浊积相沉积。浊积岩在电性特征上一般表现为低幅—中高幅的锯齿状的近箱形的频繁叠加。黄陵地区浊积岩厚度数厘米到数米, 主要为薄层和中厚层灰色细砂岩、粉砂岩夹深灰色—灰黑色泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩。
1.2 储层特征
黄陵油田长6层储层物性较差, 砂岩粒度细, 孔隙类型以粒间孔为主, 其次为长石溶孔、岩屑溶孔, 平均孔隙度9.11%, 渗透率0.13m D, 面孔率仅1.9%, 储层分选中等, 中值压力高、中值半径小, 属小孔微细喉型孔隙结构。
2 开发技术研究
黄陵油田2012投入开发, 主要开发层位长63层, 采用水平井为主、丛式井为辅的联合布井方式开发。目前共有油井91口, 日产液317m3, 日产油118t, 综合含水59.8%, 注水井13口, 开井7口, 单井日注10m3, 注水强度0.42m3/m.d。
2.1 开发方式
黄陵油田主力小层长631油层连片性好, 平均油层厚度11.8m, 局部发育长632、长633油层, 但是储层物性较差, 渗透率仅0.13m D, 定向井单井产能不到1.5t。根据长庆油田其他区块的开发经验, 水平井是提高低渗透油藏单井产能的有效手段。长庆油田通过开展水平井开发技术研究, 在水平井产能评价、井网优化、压裂改造等方面取得明显的成果, 使黄陵油田水平井具备了规模开发的技术条件。
截止目前完钻水平井25口, 平均水平段长度692m, 平均油层钻遇率97.1%。根据5种方法对水平井的产能进行预测, 黄陵水平井单井产能为8t/d。截止目前投产水平井18口, 采用分段多簇压裂, 平均压裂段数10段, 试油平均日产油14.41t, 5口油井投产满3个月, 目前平均日产油7.54t。黄陵油田长6水平开发试验较好。
2.2 裂缝规律
根据岩心观察结果和单井声电成像测井的结果, 黄陵油田天然微裂缝发育, 长6层以高角度裂缝为主。依据声成像测井判断, 黄陵地区长6裂缝发育方向主要为北东东-南西西方向, 单井中长6~长8地层裂缝发育方向变化较大, 从北东东-南西西向到北北西-南东东方向的裂缝均有分布。
黄陵油田储层渗透率低, 需要压裂改造后才能获得工业油流, 根据3口偶极声波测井、1口裂缝实时监测显示, 压裂改造裂缝主要在油层段发育, 且向上下部均有一定程度延伸。延伸高度在9-66m不等;裂缝半长170-180m, 裂缝方位NE52.6-54.3°。
2.3 水驱规律
黄陵地区长6油层原始驱动类型以弹性溶解气驱为主, 根据理论计算, 黄陵油田弹性采收率为0.45%, 溶解气驱采收率为1.57%, 天然能量驱动采收率仅为2.02%, 为了实现油井高产、稳产, 提高最终采收率, 需补充能量, 进行注水开发。
2.3.1 定向井区
黄陵油田原始地层压力10.50Mpa, 2013年采油井测压12口, 地层静压4.96Mpa, 压力保持水平不足60.0%。3口井2012年、2013年连续测压, 压力平均下降5.01Mpa, 地层能量损失快, 油井产能下降明显。同时黄陵油田裂缝十分发育, 注水开发后, 见水速度快, 平均见水周期17天, 水驱呈多方向性, 水驱状况复杂。
见水后对配注进行调整, 井组含水上升的趋势得到控制, 并且6口油井开始见效, 产能上升, 说明虽然黄陵油田裂缝很发育, 但是采用合适的注水参数和注水方式, 能有效补充地层能量, 促进油井见效。
2.3.2 水平井区
水平井区注水井实施超前注水, 累注水在1000m3以上。ZP8、ZP平10、ZP12井投产后含水在80.0%左右, 含水比未注水区块水平井高, 见注入水。说明该区块裂缝发育, 超前注水造成水平井见水, 目前注水井全部地关。跟据数值模拟, 黄陵油田水平井滞后1年注水能取得较好的开发效果, 水平井区目前采取自然能量开发方式。
3 结论
(1) 鄂尔多斯盆地南部目前勘探程度较低, 黄陵油田长6层是典型的深湖浊积相沉积, 油层厚度大, 显示了良好的勘探前景。
(2) 黄陵油田采用水平井开发, 效果较好。针对超前注水区水平井投产后含水较高的问题, 目前已经停止注水, 自然能量开发。根据数值模拟, 黄陵油田水平井自然能量开采一年后再注水效果较好。
(3) 黄陵油田天然微裂缝发育, 压裂后裂缝更加复杂。注水开发后, 见水速度快, 水驱规律复杂。目前正在实施注水试验, 新增6口见效油井, 说明黄陵油田注水开发是可行的。
摘要：黄陵油田储层物性较差, 定向井单井产能低, 水平井开发能取得较好的效果。同时天然裂缝发育, 注水补充地层能量易造成油井水淹。通过研究黄陵油田的裂缝规律, 及其对注水开发的影响, 探索合理的注水方式。为下步黄陵油田的开发提供借鉴意义。
关键词：黄陵油田,水平井开发,裂缝规律,水驱规律
参考文献
[1]杨卫国, 郑玲丽, 刘万涛等.黄陵油田整体开发规划方案.2012:29-31
[2]赵俊兴, 陈洪德, 申晓莉, 李凤杰, 陈义才.鄂尔多斯盆地南部长6时期沉积体系特征及发育模式[J].成都理工大学学报.2008, 35 (05) :499-500
[3]刘涛.上畛子地区长6沉积相特征及其与油气分布关系[D].西安石油大学.2012;51-53
[4]尚有战.上畛子区域槐61井区地质基础研究[D].西北大学.2012:48-49
鄂尔多斯盆地西南部 篇4
鄂尔多斯盆地热演化程度异常分布区及形成时期探讨
鄂尔多斯盆地在中生代晚期存在一期构造热事件,本文在对大量的镜质体反射率、火成岩年龄、磷灰石裂变径迹等资料分析的基础上,对构造热事件发生的时间、存在的`地区及形成机理进行了深入的研究.鄂尔多斯盆地中生代晚期地热异常区主要分布在盆地南部的吴旗--庆阳--富县一带,构造热事件主要发生在中生代晚期早白垩世约140～100 Ma,构造热事件持续时间约在10～40 Ma之间.鄂尔多斯盆地中生代晚期构造热事件发生的根本原因在于中生代晚期岩石圈深部的热活动增强,盆地南部岩石圈深部热活动性更强,早白垩世鄂尔多斯盆地处于一种弱拉张的构造环境,地幔发生底侵作用,岩石圈减薄,发生岩浆侵入和喷发.异常地温场形成可能与秦岭造山带燕山晚期强烈的构造活动导致鄂尔多斯盆地岩石圈深部活动有密切的关系.
作 者：任战利 张盛 高胜利 崔军平刘新社 REN Zhanli ZHANG Sheng GAO Shengli CUI Junping LIU Xinshe 作者单位：西北大学大陆动力学教育部重点实验室,西北大学地质学系,西安,710069 刊 名：地质学报 ISTIC PKU英文刊名：ACTA GEOLOGICA SINICA 年，卷(期)： 80(5) 分类号：P5 关键词：鄂尔多斯盆地 构造热事件 热异常 地温梯度 镜质体反射率 磷灰石裂变径迹鄂尔多斯盆地西南部 篇5
前人对鄂尔多斯盆地上古生界沉积体系进行了初步的研究, 如朱筱敏认为盆地西南部地区主要发育一些滨海沼泽、河流、三角洲、滨浅湖和滩坝[2—7], 王超勇则认为西南地区则主要为一些小型的三角洲沉积体系[3—5]。但是前人并没有对二叠系沉积相及沉积演化进行系统全面深入的研究, 仅仅只是对沉积相特点做了简要阐述, 以及对相带展布做了区域性的勾勒[9—12]。因此, 深入研究西南地区二叠系沉积特征、展布和演化, 有利于进一步揭示区域构造运动对盆地沉积演化的控制。
笔者通过对野外剖面、岩心精确描述、电测曲线等最新资料对盆地西南地区的沉积相进行了更系统深入详尽的研究, 并揭示了该区域的沉积演化特征, 为今后的油气勘探工作打下坚实基础。
1 区域地质概述
研究区处于鄂尔多斯盆地西南部, 位于渭北隆起西段、伊陕斜坡和天环坳陷南部。西邻泾源, 东与耀县毗邻, 北部紧邻吴起, 面积约62 500 km2 (图1) [4—6]。研究重点层位为上古生界二叠系山西组山1段和下石盒子组盒8段。
根据研究区内31口主要井揭示, 山1段沉积物粒度总体较细, 以浅灰色细-中砂岩, 浅灰色泥质粉砂岩, 深灰色-黑色泥岩为主;盒8段粒度较粗, 以浅灰色粗-中砂岩, 灰白色细砂岩, 灰绿色、棕色泥岩为主。目标层段内包含平行层理、交错层理等多种类型的沉积构造, 平均钻遇厚度约80.2 m, 与上伏盒7段地层呈整合接触, 和下伏山2段地层呈整合接触 (图2) 。
通过对研究区内31口井的地层对比发现, 本区盒8段、山1段地层分布稳定, 各岩性段在全区范围内具有较好的可比性, 表明地层基本无风化剥蚀。此外, 盒8段、山1段地层厚度分布特征总体上表现出西南厚东北薄、西北厚东南薄的变化趋势。体现出了目标层段内由下至上为一个向湖盆推进的三角洲沉积体系。
2 相带特征
2.1 曲流河三角洲沉积体系
盆地西南部地区的山1段主要为曲流河三角洲相, 其主要亚相微相如下表 (表1) 。其中, 三角洲平原和三角洲前缘亚相较发育, 前三角洲亚相不发育。
2.1.1 三角洲平原
该亚相主要为河控三角洲的陆上部分。其范围囊括了河道大量交汇处至海平面以上的广大河口区[5]。岩性剖面上, 山1段岩性组合以分支河道的灰色粗砂岩和陆上天然堤、决口扇的细砂岩、粉砂岩互层为主, 期间夹杂部分沼泽的灰黑色的泥岩、炭质泥岩、粉砂质泥岩。其中, 分支河道沉积特征与曲流河河床沉积特点类似, 主要发育平行层理和槽状交错层理, 自然电位曲线常呈钟形或箱型的复合型。陆上天然堤与决口扇则类似堤岸亚相, 除发育水平纹理和槽状交错纹理外, 可见植物碎片, 同时其垂向上剖面呈现向上变细的反韵律自然伽玛曲线多呈漏斗形 (图3) 。
2.1.2 三角洲前缘
该亚相主要位于河控三角洲平原外侧的向湖盆方向, 位于湖平面之下, 为河流与湖水的激烈交汇地带, 沉积作用强烈, 是曲流河三角洲沉积体系砂体的主要构成体[5]。此时, 山1段岩性逐渐变细, 表现出下细上粗的反旋回, 并以细砂、粉砂岩沉积为主, 内部夹杂大量泥质沉积物。水下分支流河道、水下天然堤微相与陆上对应微相的沉积构造、电测曲线形态类似, 只是其规模明显减小。支流间湾以深灰色泥岩沉积为主, 含少量的粉砂或细砂, 多见生物虫孔, 局部可见浪成波痕, 其电测曲线为微齿化或平滑的曲线, 曲线异常幅度极低或无异常。河口沙坝上伏在远砂坝之上, 均表现出反韵律的特征, 砂质较纯净 (图3) 。
2.2 辫状河三角洲沉积体系
地层进入盒8段后, 湖平面降低, 发育辫状河三角洲沉积体系。该体系通常受到急湍洪水的控制, 为季节性的沉积作用, 河道沉积占有了主导地位[5]。正因为如此, 发育了如下沉积微相 (表2) 。
2.2.1 三角洲平原
该亚相主要由辫状河道、河间洼地和废弃河道共同构成。辫状河道沉积类似于辫状河心滩沉积, 主要是由河道频繁迁移, 沉积物侧向加积形成。常由砾岩、含砾砂岩及砂岩组成。常见平行层理及大、中型槽状交错层理。砂体总体表现出层状, 内部则由若干下粗上细的砂岩相互叠置而成。在整体对比上不难发现, 该段砂体厚度较稳定、利于横向对比追踪, 地震反射轴上呈现高振幅、强连续。河间洼地则主要沉积一些灰色泥岩和粉砂质泥岩。此外, 目标层段内可见较多顶平底凸的透镜状废弃河道充填沉积, 发育丰富的平行及交错层理, 其剖面上由下至上体现出了水动力逐步降低减弱的过程 (图3) 。
2.2.2 三角洲前缘
研究区范围内的前缘亚相主要由水下分流河道与分流河道间共同构成。水下分流河道为河道入湖后的水下延伸部分, 沉积物粒度较粗, 砂体总体呈层状分布稳定。由于水下河道随着水上河道频繁摆动, 往往在砂岩中发育侧积交错层理、平行层理以及一些大-中型的交错层理。而分流河道间往往沉积的物质较细, 可见灰色和灰绿的粉砂岩与泥岩。同时, 由于河道的侧向迁移迅速, 河间沉积物经常遭到破坏, 多形成大小不等的透镜状 (图3) 。
3 沉积相演化特征
3.1 沉积相纵向演化
根据垂向上岩性的变化不难发现, 从山1到盒8段水体逐步下降、物源向前推进、湖盆萎缩, 整体呈现一个湖退下降半旋回。图3综合反映了工区内, 地层在垂向上不同微相的叠置关系。以工区中西部地区的地层为例, 山1段沉积时期河流水流量大、水位高, 该区域内主要发育曲流河三角洲平原亚相。在山1段底部发育丰富的分支河道沉积, 岩性以灰色中砂岩为主, 底部见含植物碎片的深灰色泥质细砂岩, 反映出水动力相对较强的河道沉积环境。随着河道内水量继续升高, 山1段上部开始沉积细粒沉积物, 以河道间决口扇和沼泽沉积为主, 局部呈现湖进上升半旋回。此时, 水动力逐步降低最终基本成为一个停滞的还原环境。进入盒8段后, 沉积环境发生改变, 主要发育辫状河三角洲平原亚相。其水体突然降低, 洪水迅速退却, 湖平面下降, 物源快速向湖盆推进。因此, 盒8段下部主要发育辫状河道微相, 岩性以灰白色含岩屑石英粗为主, 见丰富的大中型板状槽状交错层理, 水动力很强且多为季节性湍急洪水。而在工区中部地区, 山1盒8段地层均在湖平面之下沉积而成。山1段时期主要发育曲流河三角洲前缘亚相, 该段下部主要发育多期叠加的水下分支河道微相, 以灰色细-粉砂岩为主, 水动力较上部强;山1段上部, 水动力快速减弱、水体急剧上升, 沉积环境变得安静, 此时沉积有大量的灰黑-浅灰黑色泥质粉砂岩、泥岩。随后进入上伏的盒8段地层, 此时水动力变得异常强烈, 发育辫状河三角洲水下分流河道, 河流下切作用明显, 以灰绿色细-中砂岩为主, 见大型槽状交错层理。盒8上部水体逐步升高, 沉积物进一步向湖盆推进, 泥质含量升高。
3.2 沉积相横向演化
研究区内, 我们选取南西-北东和西-东两个方向的连井剖面进行沉积演化的研究。南西-北东方向的连井剖面位于湖盆的长轴方向, 通过图4 (a) 不难发现, 从Lin1到L55的连井沉积相剖面反映出了一个由物源向湖盆缓慢推进的一个过程。山1段地层厚度比较稳定, 自近物源处到湖盆形成了曲流河三角洲平原亚相-前缘亚相-浅湖相的相组合关系。陆源碎屑缓慢的向湖盆推进、水体逐渐退却。其中, 在前缘区域地层沉积厚度有所增加, 形成了多期的水下分流河道。进入浅湖相范围后, 地层开始缓慢下沉, 在底部沉积形成了多套厚度不均的浅湖砂。上伏盒8段陆源碎屑进一步向湖盆快速推进, 水体加速退却, 由物源至湖盆依次发育辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘和浅湖相。平原上发育有多期、向前推进的辫状河道, 前缘形成了透镜体状的水下分流河道, 而浅湖相中则发育了更加丰富、多期叠置的浅湖砂。
西-东方向的连井剖面展示的是湖盆短轴方向沉积相的发育情况。其与南西-北东方向沉积相演化的最大区别是离湖盆水体近, 水下部分发育规模大。近物源处山1与盒8段的发育三角洲平原亚相, 其中山1的分支河道、盒8的辫状河道丰富发育但整体展布范围较小。向东沉积物推进入湖, 发育广泛稳定的三角洲前缘亚相。山1段发育较多的河道砂, 而盒8段的较少。总体来说该方向上地层沉积厚度稳定, 盒8段较山1段沉积物向前推进, 水体降低, 为明显快速的进积类型[图4 (b) ]。
3.3 沉积相平面演化
二叠系山1段沉积时期, 盆地大部分区域处在湖平面之下, 该时期气候以温暖潮湿的环境为主, 水动力条件弱, 河道摆动不剧烈[图5 (a) ]。研究区范围内, 在二叠系山1段沉积时期主要发育曲流河三角洲沉积体系。其中, 在曲流河三角洲平原上多发育水上分流河道和河漫沼泽, 而在曲流河三角洲前缘上则多发育水下分流河道和支流间湾。曲流河所携带的沉积物从西南向东北方向推进, 沉积物在向湖盆推进的同时大规模的溢出河道两侧, 形成了广阔的河漫沉积。曲流河河道在三角洲平原上摆动较剧烈, 水动力较强。沉积物在正宁与镇原一线推进入水下, 水动力迅速减弱, 并且快速堆积细粒沉积物质, 形成小规模连片砂体。因此, 山1段发育一定规模的河道砂体, 但是连通性不好。由西南至东北展布的砂体指示了河流的流动方向。分支河道所沉积的砂体在靠近西南方向多成较大规模连片分布, 而随着向东北方向推进其规模逐渐减小。洪泛平原主要集中在东南方向。
进入盒8段沉积时期, 研究区西南方向近物源处沉积背景整体抬升, 湖水退却、湖泛面整体向湖盆萎缩。陆源碎屑供应充足, 水动力强。该时期的气候条件逐步由温暖潮湿的环境变得愈发干旱。总之, 研究区内整体构造格局发生较大的改变。从图5 (b) 中不难发现, 随着水体的退却, 曲流河三角洲沉积体系逐步转变成为辫状河三角洲沉积体系。随着陆源碎屑不断向湖盆推进, 原本发育的曲流河三角洲平原转变成为辫状河三角洲平原, 该平原上主要发育有辫状河道和河间洼地。辫状河道所沉积的河道砂体规模比山1时期的面积要大, 呈现出较大范围的连片。与此同时, 河漫溢出堆积的规模减小, 多呈现出孤立状分布。辫状河三角洲平原和三角洲前缘亚相分界线位于合水与环县一线。辫状河道携带陆源碎屑入湖, 在水下发育小规模的水下分支河道。该亚相展布面积较早期水下沉积规模要小得多。
3.4 沉积相模式
根据单井相、连井相及平面沉积相的综合分析, 研究区内不同沉积时期形成的沉积相模式是不相同的, 在山1段沉积时期主要形成浅水曲流河-三角洲-湖泊环境的沉积相模式[图6 (a) ], 而在盒8段沉积时期则主要形成辫状河-三角洲-湖泊环境的沉积相模式[图6 (b) ]。
山1段沉积时期, 南部秦岭古陆整体下沉, 物源供给不足, 湖水较深、湖泛面较广泛。河道摆动不剧烈, 河道弯度较大。河道砂体展布范围不广, 横向连通性差, 多为一个个孤立的小规模砂体。山1段常为多期曲流河道的叠加, 河道砂体主要形成分支河道和水下分流河道微相;河道溢出物则主要形成河漫沼泽和支流间湾。
盒8段沉积时期, 南部物源区沉积背景整体抬升, 物源供给充足, 湖水逐步退却, 湖盆开始萎缩。辫状河道横向摆动剧烈, 水动力加强。河道砂体横向上反复迁移、纵向上多期叠置, 体现出河道的强烈的摆动性。与此同时, 其横向上复合连片且大面积分布。从图6中可见, 该时期以多套辫状河道的频繁交互为主, 多发育辫状河道和水下分流河道, 其间被沼泽和分支河道间的泥质沉积物所充填。
4 结论
(1) 根据研究区的岩性特征、沉积结构与构造、沉积旋回电测曲线等相标志、结合工区内沉积环境的变化, 识别出鄂尔多斯盆西南部山1段与盒8段地层分别发育曲流河三角洲沉积体系和辫状河三角洲沉积体系。从下至上, 从山1到盒8总体上表现为一个湖平面下降, 湖盆萎缩, 物源向湖盆方向的推进的进积型沉积类型。沉积相从山前至湖盆分别发育三角洲平原、三角洲前缘和浅湖三个大的亚相类型。
(2) 研究区在山1段沉积时期, 主要发育曲流河三角洲沉积体系, 沉积相自南向北展布, 其中曲流三角洲平原与前缘的分界线位于正宁与镇原一线;而浅湖与前缘的分界线处在环县与华池一带。而进入盒8段沉积时期后, 水体快速退去, 陆源碎屑向前推进, 曲流河三角洲沉积体系逐渐转化成为辫状河三角洲沉积体系。其中, 辫状河三角洲平原与前缘分界线推进至合水环县一带, 而前缘与浅湖分界线则退却至华池一带。
摘要：以野外露头、岩心描述、电测曲线研究分析为基础, 结合二叠系盒8、山1段沉积结构、沉积构造特征, 认为鄂尔多斯盆地西南部山1-盒8段地层由下至上发育曲流河三角洲相和辫状河三角洲相沉积。通过深入研究发现其主要发育曲流河三角洲平原、前缘亚相以及辫状河三角洲平原和前缘亚相等4种亚相类型;在对沉积相进行识别和认识的基础上, 结合纵向上标准单井综合柱状图和南西-北东、西-东两个方向的沉积相连井剖面, 可知从山1段到盒8段, 由下至上表现出由曲流河三角洲转变成辫状河三角洲、水体由深变浅、物源向湖盆推进, 整体呈现进积型三角洲沉积的演化特征。
关键词：山1段,盒8段,二叠系,沉积相,沉积演化
参考文献
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鄂尔多斯盆地页岩气开发探讨 篇6
关键词：鄂尔多斯盆地,页岩气,开发
页岩气是主体上以吸附和游离状态弼时赋存子舆有生烃能力泥岩及页岩簿地层中的必然气聚集, 具有自生崩储、吸附成藏、隐蔽聚集等地质特点。页岩气是一种非传统能源, 在上个世纪, 由于科学技术的局限没有开采的条件, 所以认为页岩气是一种不具有开采价值的能源, 科技发展至今, 我们已经有足够的水平进入能源开采的新阶段。鄂尔多斯地区的页岩气资源储量丰富, 开发潜力大, 对我国能源发展具有重要意义。
1 页岩气开发现状
1.1 其他国家和地区页岩气开发现状
北美国家是页岩气开发的先行者, 以美国和加拿大为代表, 他们已经在页岩气开发上取得了巨大的成功。从探明的储量来看, 世界页岩气总量相当于煤层气和与致密砂岩气储量的总和, 因此, 其利用价值和开发前景对能源结构的影响是巨大的。
现今美国的页岩气开采量占美国非常规天然气技术可采资源量的22%, 他们的页岩气生产井还在不断增加, 产量也是很可观的。页岩气的开发使得美国的能源储量和利用进入到一个新的领域, 正在成为重要的战略资源。
1.2 鄂尔多斯盆地页岩气资源状况
在鄂尔多斯盆地东南部及边缘, 主要是中生界三叠系延长组的暗色泥页岩分布, 其有效烃源岩面积为8×104km2以上, 厚度为300~600 m。主要生油层为长4+5段一长9段, 其中长7、长9段是重要的烃源岩建造。长7段发育于晚三叠世最大湖泛期, 是中生界主要的烃源岩, 分布范围可达5×104k m2, 厚度~般为10—50m, 最大可达80m以上;加C为2.45%一5.28%, 氯仿沥青“A”含量为0.25%一0.67%, 总烃含量为1847~5 218m g/k g, 属优质烃源岩;干酪根类型为偏腐泥混合型, 在盆地内大部分地区处于成熟阶段, 局部地区向高成熟阶段过渡, 还有地区已经进入成熟阶段晚期。经过探测检验, 该地区的泥页岩具有很大的页岩气资源潜力。
2 鄂尔多斯盆地页岩气有利开发分析
2.1 鄂尔多斯盆地页岩气形成和分布特点
鄂尔多斯盆地是我国的第二大沉积盆地, 是我国主要的煤气产区。鄂尔多斯盆地东南地区位于与陕北隆起的结合部, 整体的士东高西低。是一个经过稳定的沉降、、坳陷迁移、扭动明显的多旋回内陆克拉通含油气盆地。上古生界暗色泥页岩分布范围广, 发育层系厚度大, 有良好的生烃层系又是良好的盖层。与此同时, 泥页岩本身具有吸附性的特点, 其岩层中的大量气体就自然形成了页岩气资源。
2.2 鄂尔多斯盆地页岩气开发价值
鄂尔多斯盆地页岩气的开发价值大, 是因为其具有下列显著的特征:
第一, 根据上述特点的描述, 我们可以看出, 该地区在历史上地层分布就很广泛, 形成了优质的煤气资源和良好的勘探开发条件。与石油、天然气分布的岩层结构不同, 典型页岩层中局部富集天然气。鄂尔多斯盆地岩石种类多样, 有富含有机质的黑色泥页岩、高碳泥页岩等, 尤其是暗色页岩发育分布的地区和层位是页岩气资源开发需要重点研究的领域和目标。
第二, 页岩气是来源于生物作用或热成熟裂解作用, 也或是有机质演化的高成熟阶段。鄂尔多斯盆地的页岩气有机质丰富, 是由于相对迅速的沉积使得页岩的丰富有机质在被氧化破坏之前就能够沉积下来;有机质在构成上也属优质, 主要由镜质构成, 壳质含量少, 总体显示为腐殖型干酪根的特点, 具备较好的产气能力;岩层深度和演化程度适中, 具有高效的生烃能力。
第三, 页岩气储集条件好。一般来说, 大型气田主要分布在气源岩生气中心和周边地带, 沉积的厚度不但对有机质含量有重要影响, 也是形成足够储集空间的前提条件, 岩层越厚, 越有利于形成封闭条件, 越有利于气体的保存, 也就是说越有利于页岩气形成资源。鄂尔多斯盆地石炭一二叠系山西、太原和本溪组主要为泥页岩与砂岩、泥页岩与灰岩互层存在, 而且泥页岩地层中有砂岩夹层, 这些夹层中的空隙为页岩气提供了大量的储集空间。
3 页岩气开发前景和意义
3.1 页岩气开发前景分析
随着世界范围的页岩气开发势头猛进, 我国的研究人员也开始了从不同的角度和层面对页岩气开发及前景进行了探讨, 对页岩气的开发价值有了进一步的认识。中国的页岩气开发探讨进入了快速起步阶段。从形成机理角度来比较, 我国鄂尔多斯盆地的页岩气无论在发育条件、岩层结构、地质演化、页岩气形成过程、保存完整度、储量和开发潜力上与美国的页岩气有很多的相同点, 有机碳的质量也高于其他地区, 开采条件早已具备, 其开发前景非常好, 是页岩气开发研究的重要地区。
3.2 页岩气开发的意义
当页岩气聚集的丰富程度达到工业开采的标准时就形成了页岩气藏, 因此页岩气资源在地质分布上具有普遍的意义。
页岩气在成藏规律上不仅具有传统应用资源的特征, 主要是其具有游离相气水驱替特点, 和储层密集、吸附聚集、活塞式推进、置换式运移、非典型性过渡成藏、抗破坏能力强等特殊性, 成藏过程就显得复杂许多, 勘探和开发也是滞后于其他资源的利用, 因此, 页岩气的开发研究对现在来说, 具有十分重大的科学探索意义。
从美国的页岩气开发经验可以看出, 页岩气储量大、生产周期长, 成本较小, 因此, 深入对页岩气开发的探讨还具有重要的实践意义。
结合美国的页岩气开发现状和发展趋势, 我国随着探索的进一步深入, 页岩气将逐渐成为能源开发的新热点。
4 结语
页岩气资源已经开始在世界能源结构中崭露头角, 其开发前景十分广阔。随着科技的进步和实践的发展, 页岩气开发已经受到了各国的重视。我国鄂尔多斯盆地具有优质的页岩气资源, 其有机碳含量高、热演化成熟度高、产气潜力大, 而且具备良好的开发条件, 应当以鄂尔多斯盆地作为我国页岩气开发的首选地区。
参考文献
[1]张文正, 杨华, 李剑锋.论鄂尔多斯盆地长7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用.强生排烃特征及机理分析[J].石油勘探与开发, 2006 (03) [1]张文正, 杨华, 李剑锋.论鄂尔多斯盆地长7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用.强生排烃特征及机理分析[J].石油勘探与开发, 2006 (03)
[2]徐士林, 包书景.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[期刊论文]天然气地球科学, 2009 (03) [2]徐士林, 包书景.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[期刊论文]天然气地球科学, 2009 (03)
鄂尔多斯盆地西南部 篇7
关键词：白豹油田,复合钻具,PDC钻头,钻井,提速
1 基本情况
白豹油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡白豹鼻隆, 是2003年投入开发的新油田。油层以三叠系延长组长4+5、长6、长8为主, 根据开发的目的层不同可分为三个井区:白157井区、白155井区和白168井区。
间, 靶半径小于30m, 井眼轨迹控制难度大。
2 钻井提速中所面临的技术难题
(1) 中靶垂深在2000m~到2300m之间。
(2) 富县组富含高研磨性石英砂岩, 对钻头、稳定器磨损严重, PDC无法钻穿, 起下钻换钻头频繁。
(3) 黄土层疏松, 易斜易漏, 堵漏困难。
(4) 直罗组蒙脱石含量高, 遇水易水化、膨胀、分散, 引起井壁垮塌, 形成大肚子井眼, 如果长时间滑动, 造成起下钻遇阻, 电测一次成功率。
(5) 井下事故与复杂较多, 主要表现在志丹统渗漏严重, 部分井和井区发生失返性漏失, 堵漏时间长。富县组石英砂岩段, 起钻遇阻卡严重, 事故多发。
(6) 长4+5、长6、长8油层滚动开发, 同一靶点垂深接近的井增多, 全井段防碰绕障困难。
(7) 井筒内岩屑堆积, 石英砂岩比重大, 上返不及造成蹩钻。
(8) 白155井区和白168井区开发的目的层分别为长6和长8, 延长组井段长, 可钻性差, 钻时慢, 轨迹调整极为困难。
3 提速技术思路
由于富县石英砂岩的高研磨性, 2005年以来试验多种PDC均不能钻穿富县, 直到2007年底使用改进的BTM115A实现了一趟钻零的突破。因此该区块的提速思路是:优化改进双级切削结构PDC, 优化钻具结构和剖面控制思路, 强化钻井液携砂防塌性能, 提高一趟钻比例, 力争两趟钻, 确保三趟钻。
4 关键技术
4.1 钻头优选
PDC钻头作为“四合一”钻具的核心, 直接影响着“四合一”钻具功效的发挥。由于PDC钻头与地层的适应性和现场操作水平高低都将影响到机械钻速和钻头进尺。白豹区块特殊地质岩性致使PDC钻头在选型和使用上受到很大限制。为了做到针对不同井区选择适应不同层位的PDC, 近两年来分别在试验优选8 3/4〞和8 1/2〞PDC上做了大量的工作。
4.1.18 3/4″PDC钻头的选型和改进
白豹区块近几年使用PDC在上部及中部地层获得了较高的机械钻速, 单只钻头较牙轮平均进尺增加了1000m, 有效的缩短了钻井周期, 为提速工作做出了极大的贡献, 但这些型号的PDC均无法穿越富县, 下部井段起钻频繁。
2008年后在辖区井队试验了改型后的“双排齿”PDC钻头, 性能有了较大提高, 试验3只, 两只成功穿越富县并历史性地实现了长4+5的“一趟钻”工程, 达到了白豹区块进一步提速的目的。
该试验钻头和2007年的钻头相比有以下特点:增加肩部复合片量, 增加了后排齿, 改变钻头冠部设计, 与以前相比更平, 受力更均匀, 增加了冠部参与切削齿的数量, “双排齿”加强了保径作用, 较以往的钻头在耐磨方面得到了加强, 钻头底部更平, 使钻头在相同钻压下, 牙齿吃入地层深度较浅, 钻头受力更加均匀, 定向滑动扭方位时反扭角取值小, 工具面稳定, 提高了深井段的定向滑动效率和精度。
4.1.28 1/2″PDC钻头的选型和改进
为解决长8油层延长组较长、机械钻速较低的问题, 2008年在白168井区试验不同厂家8 1/2″PDC钻头, 3只取得了显著的效果, 基本上解决了延长组钻时慢的问题, 实现了延长组不起钻完钻。平均机械钻速达28.27m/h, 日进尺保持在500m左右, 增幅明显。
在开发长8油层延长组使用PDC钻头, 机械钻速明显比使用牙轮钻头要高的多, 减少一次起下钻, 可以避免掉牙轮事故发生。
4.2 钻具结构
“四合一”模式把PDC钻头、单弯螺杆、短钻铤和稳定器四种工具结合, 不但发挥PDC的快速钻进优势, 同时又能够满足轨迹控制要求, 达到了减少起下钻、解放机械钻速、降低井下风险的使用效果。当然这种结构并不是一成不变的, 从提出到确定经历了不断地摸索和实践。
4.2.1 短钻铤长度的确定
2008年改变了以往根据不同的位移选择不同长度短钻铤的思路, 缩短短钻铤的长度, 仅靠调整初始井斜来完成不同位移的井, 这样做一方面规律性比较强, 易于总结和提高, 另一方面短钻铤过长时井斜不易控制, 往往会因增斜过快而轨迹失控, 因此, 确定并缩短短钻铤长度成为优化结构的一大亮点。“四合一”结构从而更加紧凑, 稳方位、稳井斜的能力变得更强。
4.2.2 大功率螺杆的推广应用
7LZ172螺杆在大排量条件下能更好地发挥其优势, 所以得到了进一步的推广。
4.2.3 稳定器的匹配
在现场使用中, 上稳定器外径一般在206~2 1 5 m m之间, 下稳定器外径一般在211~213mm之间。特别要强调当螺杆稳定器小于204mm时禁止入井。
4.3 剖面优化
4.3.1 优化剖面设计, 提高造斜点
根据白豹区块的地层特性, 结合“四合一”钻具强稳方位和小井斜下稳斜的特点, 逐步提高造斜点, 降低了施工难度。具体方案:以环河和华池地层为造斜地层, 以洛河底和直罗下部为主要调整井段, 尽量沿设计轨迹运行, 及时微调, 尽最大可能降低最大井斜角。
优点如下几点。
(1) 在井较浅的时候定向滑动, 工具面容易到位, 提高了定向滑动的施工效率。保证了施工的连续性。
(2) 有利于二开后的防碰绕障, 减少了因直井段过长两井相碰的机率。
(3) 斜井段的井斜较小, 有利于轨迹控制过程中的微调, 降低了施工难度。
(4) 增大下部井段轨迹控制中靶范围, 从而增加了复合钻进井段, 提高钻速。
(5) 避免了某些区块洛河井易斜造成直井段井斜超标的现象, 从而可以完全解放参数。
4.3.2“四合一”钻具组合
“四合一”钻具选择原则:二开以后防碰困难、急需绕障的井, 先下入螺杆带牙轮钻头绕障至安全井段, 再下入“四合一”钻具施工。白豹不同的井区目的层不同, 完钻垂深从2000m~2300m不等, 所以应该有针对性的选择适应不同井区的施工思路。
(1) 目的层在长6及长8的白155井区和白168井区。
(1) 第一趟钻钻具组合选择方案。
φ215mmPDC钻头+φ172mm (1°) 螺杆+φ165mm短钻铤×6m+φ215mm稳定器+φ178mm钻铤×9~12根。
该钻具组合在洛河层复合微增斜, 增斜率1~2°/100m, 安定地层微降, 直罗、延安微降、稳斜。
(2) 第二趟钻钻具组合选择方案。
第二趟钻为穿富县组钻具组合, 经过多年实验, 归纳为选择222牙轮钻头复合钻井钻具组合:
φ215mm钻头+φ172mm (1.2°) 螺杆+φ1 6 5 m m短钻铤×4 m+φ2 1 4 m m稳定器+φ178mm钻铤×9~12根。
(3) 第三趟钻钻具组合选择方案。
第三趟钻钻具组合为延长组完钻组合:
φ216mmPDC钻头+φ172mm (1.2°) 螺杆+φ1 6 5 m m短钻铤×3 m+φ2 1 5 m m稳定器+φ178mm钻铤×9~12根。
(2) 目的层在长4+5的白157井区
该区块钻穿富县后距离完钻还有300m的斜井段, 这就为改良PDC钻头, 实现穿富县后不起钻完钻提供了可能。因此, 选择钻具组合:φ222mmPDC钻头+φ172mm (1°) 螺杆+φ1 6 5 m m短钻铤×5 m+φ2 1 5 m m稳定器+φ178mm钻铤×9~12根, 轨迹及时微调, 依据钻时情况, “确保两趟钻, 力争一趟钻”完钻。
4.4 钻井参数
4.4.1 表层快速钻井的配套参数
黄土层钻进是表层施工的关键, 把它分成小于50m的浅表层和大于50m的深表层两个井段施工, 石板层钻进是影响整个表层钻井速度的主要因素, 用通常的施工方法, 钻进一个单根时间在1h~2h。整个表层参数的确定以速度最大化和排量最优化为原则。
4.4.2 二开后各井段施工参数的优化
(1) 上部地层“四合一”组合钻井参数优选。
滑动:钻压40 kN~120 kN;泵压:4 MPa~6 MPa
排量:26L/S~30L/S
复合:钻压80kN~160kN;转数:50N/分~70N/分;泵压:1MPa~15MPa;排量:34L/S~38L/S。
(2) 下部地层钻具组合钻井参数。
钻压:120kN~160kN;转数:50N/分~70N/分;泵压:8MPa~12MPa排量:34L/S~38L/S。
4.5 轨迹控制过程中抓住三个关键点
要提高钻井速度, 井眼轨迹必须始终在可控的范围内, 轨迹控制过程中, 抓住洛河底、直罗底和富县底三个点的井斜成为能否完成高效施工的关键。洛河底是整口井井斜最大的一个点, 进入安定组后井斜就不再继续增了, 将会稳斜至直罗底部, 进入延安组后会呈现出一个微降斜的趋势, 直至进入富县组井斜开始微增, 出富县后在整个延长组都是降斜的, 因此, 轨迹控制中应抓住三个拐点, 要求出洛河时井斜大于靶心3°, 出直罗时井斜大于靶心3°左右, 出富县时井斜大于靶心4°左右, 在这其中, 洛河底和富县底都属于砂岩, 钻时较快, 滑动施工起来效果显著, 可充分利用这一特点在这两个关键点前滑动施工做一次调整, 而直罗组这一个关键点不易寄希望于一次集中调整, 可利用复合滑动相结合的方式达到这一目的。
5 应用效果分析
一趟钻完成井的各项技术指标均高于非一趟钻。一趟钻完成井的机械钻速较非一趟钻提高了10.33%, 钻井周期和建井周期分别缩短了25.75%和16.11%。
在本区块完成“一趟钻”施工, 各项技术指标取得了很大的提高。机械钻速提高了18.10%, 钻机月速提高了27.07%, 钻井周期节约了2.32天。
6 结论和认识
(1) 白豹区块的技术提速推动各项钻井指标提高。
(2) 白豹通过PDC钻头改型, 解决了穿富县难的问题, 实现了钻井大提速, 特别是一趟钻比例提高, 主要在长4+5、长6地层实现了一趟钻。
(3) 良好的泥浆性能是杜绝井下事故, 避免PDC钻头重复切削而造成先期破坏的保障, 是白豹提速的前提。
(4) 固定短钻铤长度, 下入稳斜结构, 小井斜施工, 把握好剖面中的三个拐点, 是轨迹控制技术的关键。
参考文献
鄂尔多斯盆地碳酸盐储层研究 篇8
在油气斟探中, 碳酸盐岩储层因为具有油气储量大、产量高的特点, 成为不少油田企业非常重视的勘探项目。在鄂尔多斯盆地西缘奥陶系区域中, 主要为碳酸盐岩储层, 由于受到储层自身非均值等因素的影响对储层进行有效的评价和识别是比较困难的, 而这就使油气勘探的难度大大增加。在对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系储层的开发研究上, 国内油气斟探开始的比较早, 但是斟探的程度很不均衡, 在斟探程度上总体比较低, 该研究区域储层类型多, 而且控制因素比较复杂, 区域差异性大, 本文主要对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层的沉积相、储层特征和储层空间类型进行了研究。
2 沉积相分析
在沉积相的类型上, 研究区域主要有:局限海台地、开阔海台地、台地边缘浅滩以及斜坡和盆地等。
2.1 对于局限海台地
在鄂尔多斯盆地西缘地区, 主要发育潮坪亚相, 同时伴有蒸发岩相
对于潮坪沉积, 其主要的分布区域位于下奥陶统, 主要包括云坪、泥云坪以及藻云坪等。其中, 云坪的主要类型为晶粒白云岩, 其中泥-粉晶比较多, 以薄至中厚层为主;藻云坪则发育有多种类型的藻白云岩, 以中至厚层为主, 其结构由暗色的富蓝绿藻层和明亮的富碳酸屑层相间而构成。对于泥云坪, 其碳酸盐的颗粒主要为细小粉屑和生屑, 以中至薄层为主。
2.2 对于开阔海台相
主要的分布区域为下奥陶统, 处于斜坡相和局限海台地之间, 海水循环比较好
在浅水区域或近岸区域中, 主要沉积着颗粒灰岩, 泥灰岩、生物泥晶灰岩则沉积在远岸区域。黏土和陆源粉砂经常通过夹层的形式出现。
2.3 对于台地边缘浅滩相
主要位于开阔海台相边缘, 在马家沟组和平凉组都有一定分布, 具有很强的水动力条件, 属于浅水高能带
主要发育有泥质灰岩、泥晶颗粒灰岩和亮晶灰岩。主要颗粒的成分为砂屑和生屑, 成分发育成熟度高。并发育有各种规模槽状交错层理。
2.4 对于斜坡相
主要分布在平凉组, 位于开阔海台地的向海斜坡带, 岩石类型主要包括沙砾灰岩、泥质灰岩和泥粒灰岩
沉积物由多种碎屑组成的细粒岩层, 具有大型滑塌构造, 呈现为层状、前积层状或楔形。
2.5 对于盆地相
主要位于的区域为大陆坡以下的深海盆地, 分布于平凉组, 其主要的组成成分为不同的碎屑, 沉积物不具有稳定性。岩石的类型主要包括着砂屑灰岩、石灰岩以及沉积角砾岩等类型。
3 储层特征研究
在奥陶系碳酸盐岩储层中, 主要的岩石类型主要有白云岩和石灰岩两种。其中, 白云岩主要包括颗粒白云岩和结晶白云岩, 以结晶白云岩为主;石灰岩主要包括结晶灰岩和各种颗粒灰岩。通过对研究区域的碳酸盐薄片进行鉴定分析, 发现奥陶系地层的碳酸盐比较纯, 泥质含量比较低。通过对研究区域的碳酸盐岩做岩心孔渗分析后发现, 其孔隙度的主要范围为0.06%~24.11%, 渗透率的范围为0.26×10-3um2~50×10-3um2。从分布的区间来看, 孔隙度小于1%占样品总数的31.9%, 大于2%的占总数的50.65%, 这其中大于4%的占26.26%, 是天然气的主要储集区。在渗透率的分布区间来看, 渗透率分布以0.01~0.1×10-3um2为最多, 约占总数的31.9%, 而小于0.01×10-3um2的占23.63%, 处于0.1~1.0×10-3um2的占23.73%, 大于1.0×10-3um2的占19.67%, 可见, 碳酸盐岩的部分储层具有良好的孔渗性, 提供了良好的储集空间。
从层位分布来看, 不同层位碳酸盐储层的孔渗具有比较大的差异。在孔隙度方面, 马一、马二、马三段和平凉组的孔隙度大部分小于1%;四和马六段的孔隙度主要分布在2%~6%的范围内, 其中, 马四段的分布比较均匀, 马六段则较分散。马五段的物性比较差, 其孔隙度小于1%。在渗透率方面, 平凉组的渗透率最小, 其次为马一、马二、马三段, 最好的为马四和马六段, 尤其是马四段是该研究区天然气的主要储集空间。
4 储集空间的类型
该研究区域的储集空间类型主要有粒间孔、晶间孔、溶孔以及溶洞和裂缝。
粒间孔主要是位于碳酸盐岩颗粒之间的孔隙, 颗粒堆积比较紧密, 其在鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐岩中非常不发育。晶间孔是本研究区较为发育的孔隙, 经研究发现, 西缘奥陶系白云岩中的晶间孔大多被粗粉晶白云石所填充, 有少部分是被含泥质细粉晶白云石所填充, 而且, 到了后期, 其又会被沥青所填充, 但是, 通过对铸体进行分析可以看出的是, 晶间孔并没有被完全充填, 分布均匀, 连通性也较好。溶蚀孔隙属于一种次生孔隙, 从铸体薄片中可分析出, 鄂尔多斯西缘奥陶系北部次生溶孔比较发育, 尤其是在细晶云岩和生物潜穴中, 次生溶孔的孔隙度大, 分布均匀, 属于优质储集层。对于溶洞和裂缝, 钻孔资料显示, 鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐岩中存在着溶洞和裂缝, 通过在显微镜下观察到, 微裂缝包括两类, 一类主要发育于斜坡带上, 形成于碳酸盐沉积期间, 是碳酸盐岩沉积物受重力作用, 在沿斜坡向下滑塌的过程中受到拉张应力而形成的;另一类是受到区域构造应力的作用而形成的微裂缝。
综上所述, 在储集空间上, 鄂尔多斯西缘奥陶系碳酸盐储层主要以晶间孔、溶蚀孔隙以及晶间孔溶孔是其主要的储集空间, 其次则为微裂缝, 而粒间孔不发育, 为最差。从层位的角度来看, 马六、马五和马四的孔隙发育相对要比较早, 可以作为该研究区域的主要储集层。从分布地区的角度来看, 南部地区储层不发育, 定边-Li H1井-天池构造以北地区属于优质储层发育区。
5 结论
鄂尔多斯盆地西缘奥陶系地层发育有局限海台地、开阔海台地、台地边缘浅滩以及斜坡和盆地等沉积相带, 局限海台地发育有藻白云岩和白云岩, 有利于生成溶蚀次生孔隙, 台地边缘浅滩相属于浅水高能带, 原生孔隙发育, 属于有利的沉积相带。从储层物性上看, 马六和马四段的物性最好, 是该区最主要的天然气储层, 其次为马一、马二、马三段, 最差的为平凉组。
摘要：本文主要以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层为研究对象, 该储层是在沉积环境、地质构造以及成岩作用的共同影响下形成的。本文主要研究了鄂尔多斯西缘奥陶系的沉积相特征、储层特征以及储集空间类型。
关键词：鄂尔多斯盆地,奥陶系,碳酸盐储层
参考文献
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鄂尔多斯盆地西南部 篇9
乌审旗虎豹湾区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市境内,煤炭资源丰富,煤质优良,是我国未来重要的煤炭工业基地。
勘查区含煤地层为侏罗系中统延安组(J2y),总厚度为334.32~365.30m,平均349.81m。井田内共含煤(单孔)6~26层,煤层总厚9.34~16.62m,平均12.16m,含煤系数2.9~5.11%,平均含煤系数3.74%。其中含可采煤层6层,可采煤层总厚5.71~11.50m,平均8.00m,含可采煤层系数1.8%~3.54%,平均含(可采)煤系数2.4 6%。延安组为巨型内陆盆地含煤建造,单孔含煤6~28层,一般11层左右,可对比的有9层。按各煤层在地层中所占空间位置和其组合特征,通常这9层煤划分为5个煤组,即2~6煤组。其中2煤组位于延安组(J2y)上部;3~4煤组位于延安组(J2y)中部;5~6煤组位于延安组(J2y)下部。
2煤组位于延安组三岩段(J2y),含煤1~2层,通常含煤2层,即2-1上、2-1煤层。2-1上、2-1煤层均为不可采煤层;3煤组位于延安组二岩段(J2y)上部,含煤1~2层,即3-1上、3-1煤层,其中3-1上煤层为3-1煤层在井田西部及南部的上分层,3-1上、3-1煤层为全区可采煤层;4煤组位于延安组二岩段(J2y)下部,含煤2~5层,通常含煤2层,即4-1、4-2中煤层,其中4-1煤层为大部可采煤层,4-2中为不可采煤层;5煤组位于延安组一岩段(J2y)上部,含煤3~6层,通常含煤2层,即5-1、5-2煤层。5-1、5-2煤层均为局部可采煤层;6煤组位于延安组一岩段(J2y)下部,含煤2~5层,通常含煤1层,即6-1上煤层,6-1上煤层为局部可采煤层。
2 煤层对比
研究区含煤层数多,岩相变化大,在较大的范围内仅从岩性角度上看,难以找出统一的岩层标志层,但由于本区面积不是很大,从煤层自身特征、煤层沉积间距、岩性组合特征及物性特征以及等多方面入手,抓住主要特点,全面分析,认真推敲,从中发现规律,进而达到将主要煤层对比清楚的目的。本次煤层对比主要采用如下方法:
标志层法:如前所述,延安组(J2y)底部灰白色中粗粒砂岩(局部为灰色砾岩)是地层对比的标志层,依据这一标志层能控制含煤地层的底界面。依据煤层自身特点,是本区煤层对比的主要标志层。区内3-1煤层全区发育,且层位稳定,三侧向电阻率曲线在煤层上反映为“锯齿状”,呈正丛树形;而散射伽玛曲线呈“箱状”,规律性强,以3-1煤层作对比基线,对其他煤层的对比起到了很好的辅助作用。
层间距法:以湖湾为主的沉积环境,其地层沉积厚度、各煤层之间沉积物厚度等在一定空间上具有相对稳定性,区内各煤组正是在此环境下形成的,因此各煤层的层间距变化有一定规律可循。加之聚煤后期构造运动对本区影响较小,各煤层基本上保持了原始的赋存状态。加之本区面积不是很大,这种特点表现得更为突出。在利用层间距对比法时,只要在一定的范围内层间距稳定,可抓住其赋存的趋势,然后逐步扩大对比范围,是解决煤层对比的主要方法之一。如图1是3-1与3-1上煤层间距渐变规律的示例,可作为3-1与3-1上煤层分岔合并的依据。3-1与3-1上煤层之间的间距为0~44.33m,平均22.81m;3-1与4-1煤层之间的间距为17.58~42.47m,平均35.94m;4-1与5-1煤层之间的间距为33.42~56.13m,平均46.43m;5-1与5-2煤层之间的间距为6.95~24.09m,平均15.68m;5-2与6-1上煤层之间的间距为13.75~40.13m,平均24.28m;各煤层的层间距虽有变化,但逐孔对比,其变化是渐变,有一定规律可循,沿勘探线追索,对比较容易。
岩性组合法:地层在垂向层序上,其岩性组合特征是沉积环境的物质表现,因此,同一沉积环境其物质表现的岩性组合具有一定程度的相似性。如6煤组成煤环境是湖泊三角洲前缘沉积为主,使得6煤组底部沉积物粒度有上粗下细的特点,且沉积物的成分以中、细粒砂岩及粉砂岩为主体,呈现出逆粒序特征,这一特征是6煤组对比的很好依据;而5与4煤组、4与3煤组之间的岩性组合、岩相特征反映为湖泊三角洲平原沉积为主,其沉积物带有明显的曲流河特点,沉积形式以分流河道和泛滥盆地为主,这一特征亦是3-1、4-1、5-1及5-2煤层的对比依据之一;2煤组成煤时的泥炭沼泽环境是由河流沉积废弃演化而成,使得2煤组底部沉积物粒度有上细下粗的特点,呈现出正粒序特征,这一特征是2煤组对比的很好依据。
物性特征对比法:利用物性特征对比是本次煤层对比的又一主要手段。其依据是沉积环境的稳定性,表现为岩性组合的相似性。而相似的岩性组合特征或同一煤层特征又表现为物性曲线形态的相似性。区内的物性条件较好,利用煤层物性特征对比,可进一步提高煤层对比的可靠程度。如图1所反映的就是3-1煤层(单层)的典型曲线形态,特点是三侧向电阻率曲线为“锯齿状”,呈倒丛树形;散射伽玛曲线呈“箱状”,其组合形态明显,是3-1煤层对比的重要依据。
利用上述几种方法,在煤层对比中综合运用,取长补短,相互配合,使各煤层易于对比,依据充分,取得了比较满意的效果,通过上述各种方法和手段,区内主要煤层和部分次要煤层已经对比清楚,各煤层的对比可靠程度和采用手段见表1。
3 可采煤层赋存特征
区内含煤最多可达28层(单孔),层位相对稳定、可对比的有9层。其中可采煤层6层,即3-1上、3-1、4-1、5-1、5-2、6-1上煤层;其他3层煤即2-1、2-1上、4-2中煤层,其可采区分布零星、可采面积过小,或无可采点,均为不可采煤层。根据区内的89个钻孔资料统计,主要可采煤层发育特征见表2,主要可采煤层发育特征一览表。
3-1上煤层:位于3煤组上部,为3-1煤层在井田西部及南部的上分层。其与3-1煤层在井田中部的第1走向勘探线附近及第14勘探线附近一带形成分叉,在分叉区内,除在16勘探线一带煤层变薄而不可采外,其他地段均可采。据钻孔资料统计:在分叉区内煤层自然厚度0.35~3.19m,平均1.89m;可采厚度1.12~2.95m,平均1.93m。煤层层位稳定,厚度在井田内变化不大,在井田中部较厚而向西部及南部有渐薄的趋势,煤层厚度变异系数22%。该煤层结构简单,一般不含夹矸,仅在个别孔含1层夹矸。煤类以长焰煤为主,次为不粘煤,煤质变化中等,原煤灰分(Ad)标准差为3.19,原煤全硫(St,d)标准差为0.76。据所利用的89个钻孔统计,在分叉区内有26个穿过点,其中26个见煤点,26个可采点,点数可采系数100%,可采面积90.76km2,面积可采系数100%。3-1上煤层为对比可靠、全区发育且可采的稳定偏较稳定型煤层。与下部的3-1煤层间距在分叉区内变化小,总体由东向西逐渐加大,间距为0~29.68m,平均21.11m。顶板岩性主要为砂质泥岩及粉砂岩,底板岩性主要为砂质泥岩。
3-1煤层:位于3煤组上部,全区发育,全区可采。据钻孔资料统计:煤层自然厚度1.90~7.48 m,平均6.89m;可采厚度1.90~6.89m,平均4.65m。煤层层位稳定,厚度在井田内东北部较厚,而向西部及南部较薄因与3-1上煤层分叉而变薄,规律显著,煤层厚度变异系数30%。该煤层结构简单,多数不含夹矸,少数孔含1~3层夹矸,仅在NL52号孔一个孔含5层夹矸。煤类以长焰煤为主,次为不粘煤,煤质变化中等,原煤灰分(Ad)标准差为4.09,原煤全硫(St,d)标准差为0.44。据所利用的89个钻孔统计,有89个穿过点,其中89个见煤点,89个可采点,点数可采系数100%,面积可采系数100%。3-1煤层为对比可靠、全区发育、全区可采的稳定偏较稳定型煤层。与下部的4-1煤层间距由北向南逐渐变小,间距为17.58~42.47m,平均35.94 m。顶板岩性主要为砂质泥岩,少数为粉砂岩,底板岩性主要为砂质泥岩。
4-1煤层:位于4煤组上部,区内基本全区发育,煤层沉缺点位于中部MD26、MD36号孔二点,不可采区位于东北部一带。据钻孔资料统计:煤层自然厚度0~2.69m,平均1.19m;可采厚度0.80~2.41m,平均1.23m。厚度在井田内有一定变化,基本为北部薄而南部厚,煤层厚度变异系数38%。该煤层结构简单,一般不含夹矸,少数孔含1层夹矸。煤类为长焰煤,煤质变化中等,原煤灰分(Ad)标准差为4.23,原煤全硫(St,d)标准差为0.74。据所利用的89个钻孔统计,有89个穿过点,其中87个见煤点,66个可采点,点数可采系数74%,可采面积123.32m2,面积可采系数88%。4-1煤层为对比可靠、全区发育、大部可采的较稳定煤层。与下部的5-1煤层间距由东北向西南逐渐变小,间距为33.42~56.13m,平均46.43m。顶板岩性主要为砂质泥岩,底板岩性主要为砂质泥岩。
4 结论
鄂尔多斯盆地虎豹湾区面积近200km2,主要可采煤层为3-1上、3-1煤层,次要可采煤层为4-1、5-1、5-2、6-1上煤层,详细查明了可采煤层的厚度、深度、结构、可采范围及变化规律。同时了解了不可采煤层的层数、层位、厚度、结构及赋存特征。主要可采煤层对比可靠,次要可采煤层对比基本可靠,评价了可采煤层的稳定性和可采性。各可采煤层以不粘煤为主,次为弱粘煤,有少量长焰煤,并以低灰—低中灰分、低硫分、特低磷~低磷、高热值为特点,是理想的民用及动力用煤。区内水文地质条件简单,开采容易,煤炭资源储量超过10亿吨,是我国西部重要的具备开发条件的勘查区,建议尽快开发,为我国能源供应做出贡献。
摘要：论述了鄂尔多斯盆地虎豹湾区煤层对比方法及煤层特征,该区含煤地层为侏罗系中统延安组(J2y),总厚度为334.32～365.30m,平均349.81m。井田内共含煤(单孔)6～26层,煤层总厚9.34～16.62m,平均12.16m。其中可采煤层6层,可采煤层总厚5.71～11.50m,开采前景较好。
关键词：延安组,煤层对比,测井曲线,沉积环境,鄂尔多斯盆地
参考文献
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