鄂尔多斯盆地范文（精选12篇）
鄂尔多斯盆地 第1篇
鄂尔多斯盆地不仅是一个相对独立的地下水系统,也是一个低温、单相的地热系统。前人曾对本区的地热进行过较系统的研究[1,2,3,4]。1999年以来,在盆地进行的地下水勘查共在盆地内施工了50多个水文地质勘探深孔,获得了一批新地温资料,为进一步研究盆地的地热系统提供了必要的基础。
盆地主体是由中生界-古生界构成的大型向斜式构造。盆地以前寒武系变质岩系为基底,依次沉积了下古生界碳酸盐岩、上古生界-中生界碎屑岩和各种成因的新生界,总厚度达6000m。
1 地质条件与大地热流
1.1 地热形成的地质条件
盆地地温场的分布特征主要受断层、基底构造和地层岩性的控制,是稳定的古地块。块体内部断裂构造不发育,构造活动微弱,而周缘地区为巨大的断裂破碎带,这种地质构造的差异导致了块体内的地温梯度低于周缘地区[3]。在基底隆起区,由于上地幔物质上涌,可产生局部高温带。深部热流在顺岩层向上运移过程中,在隆起的核部区域聚集并形成高温异常区。如在白垩系基底相对隆起的靖边-定边和庆阳-华池地区,地温梯度高于周边地区。在盆地内,有无区域的热盖层也是影响地温分布的重要因素。如盆地白垩系分布区的北部为巨厚的砂岩层,无区域的泥岩发育,地层的隔热性能差,地温低;而在南部地区,泥岩层发育,构成区域热盖层,地温相对较高,类似的还有盆地南缘第三系红色泥岩层的存在,也是南缘地热资源丰富的因素之一。在盆地东缘的柳林泉系统内,地层内富含石膏,石膏溶解放热也是岩溶热水的主要热源。
1.2 大地热流分布特征
本文采用的大地热流值主要来自《中国大陆地区大地热流数据汇编》[5,6]和公开发表的文献[4,7]。编制了鄂尔多斯盆地及其周缘地区大地热流散点图(图1)。盆地白垩系分布区内大地热流值介于35～70 mWm-2之间,明显低于石炭系—侏罗系分布区和周缘的岩溶分布区(绝大部分热流值大于65mWm-2)。大地热流的低值区包括鄂托克前旗地区(35 mWm-2)、环县一带(48 mWm-2)和平凉地区(41～43 mWm-2)。白垩系分布区的华池-庆阳一带大地热流值相对较高,与周缘的大地热流值接近(51～72 mWm-2)。鄂尔多斯盆地周缘地区,存在高值异常点,如陕西韩城(84 mWm-2)和陕西临潼(96 mWm-2)。
2 地温场的分布特征
2.1 1000m深地温分布
盆地1000m深地温一般在35～40℃之间。盆地北部大于40℃的地区呈岛状分布,主要包括临河地区、包头地区、杭锦旗和乌审旗等地区,其余大部分地区的地温多在35～40℃之间(图2)。
盆地南部大于40℃的地温分布区有关中盆地、富平、富县、甘泉等地区西南部镇原和庆阳之间有呈北东向分布并圈闭的低于35℃的地温分布区。盆地1000m深地温变化幅度多在5℃左右,表明盆地地温分布较均一,不具有从边缘的低温区向盆地内部地温逐渐增高的规律。
2.2 2000m深地温分布
以临河北-榆林-河津为界将盆地分为两部分,以北以东地区地温偏低,多在50～60℃;以南以西地区地温偏高,多在60～70℃之间(图3)。
高于70℃的地温分布区主要包括庆阳-华池和富县-延安等地区,其中富县,甘泉可达80℃以上。均以北东或北西方向延长,呈环状圈闭;在鄂托克旗及镇原等地区,有低于60℃的地温分布区。从整个盆地来看,地温变化幅度多在20℃之内,没有较高地温分布区出现。
2.3 3000m深地温分布
3000m深地温分布大致与2000m深的分布情况类似。以磴口-延安-河津为界,以北以东为较低地温分布区,一般小于90℃,仅在杭锦旗、临河市等地区有大于90℃的地温分布区(图4)。
界线以南以西地区,地温较高,多在90～100℃之间,局部地区可在110℃以上(富县地区)。镇原-庆阳等地区,一般地温偏低,在90～100℃之间。3000m深地温在80～100℃之间变化,平均地温约为90℃左右。
2.4 地温梯度
盆地的地温梯度图(图5)表明:地温梯度多在2.5～3.0℃/100m之间。整体上呈现出南部比北部高,周缘比内部高的特点。在杭锦旗地区呈近东西方向分布有大于3.0℃/100m的分布区,是北区地温梯度最高的地区。在临河及包头以东分布有近东西或北东向的大于2.5℃/100m的分布区。
盆地南部地温梯度较北部高,多在2.5～3.0℃/1 00m之间。庆阳、延安地区、柳林泉域和富平-万荣岩溶系统和关中盆地地区都有大于3.0℃/100m的地温梯度分布区。在庆阳以北和西安附近有地温梯度大于3.5℃/100m的地区,是南部地热资源最丰富的地区。在庆阳以南和盐池-定边等地区分布有大于2.5℃/100m的分布区。南区地温梯度最低的地区位于平凉以南,地温梯度为1.5℃/100m。
3 地热资源概算
3.1 地下热水的分布
由于1000m以内地温资料较丰富,地热资源开发成本较低,编制了盆地1000m深地热富集区分布图(图6)。将1000m地温大于40℃的地区界定为地热富集区。对实测的地温数据进行了必要的处理包括将井口温度校正为井底温度;实测地温内插或外延到1000m。如B5孔井口温度24℃(井底温度30.52℃),B13孔井口温度13℃(井底温度21.38℃)。最终确定校正温度为7℃。井温测井数据表明,在埋深1000米以内,盆地地温线性增加(图7),因此利用线性内插方法计算了所有钻孔1000m深处的地温。
盆地地热富集区图表明,全盆地共有7处地热富集区:除周边3个盆地外,白垩系分布区有3处地热富集区:杭锦旗地区;盐池-定边地区;环县-庆阳地区。
盐酸岩分布区有两处地热富集区,即柳林泉域和富平岩溶系统。这两个系统地热资源丰富,分布有一系列的地热温泉,温度多在20℃左右,如柳林泉域的刘家疙瘩泉和上青龙泉等,及富平岩溶系统的温汤泉和袁家坡泉等。
3.2 地热资源概算
盆地的热储层主要有4个:下白垩系志丹群砂岩、石炭系-侏罗系碎屑岩和寒武系-奥陶系碳酸盐岩和周围断陷盆地的新生界松散层。
根据热储层的类型、地下水系统和地温梯度确定了13个计算分区(图8)。地热资源估算是在已完成的地下水资源评价的基础上进行的。白垩系志丹群砂岩热储层的评价深度为1400m,石炭-侏罗系碎屑岩和寒武-奥陶系碳酸盐岩热储层只评价了地下水积极循环带内的地热资源,评价深度分别为300m和800m。鄂尔多斯盆地周围的关中盆地[9,10]、银川盆地[11]已开展过地热资源评价,本次主要是收集前人的评价结果。根据本次勘查计算的地下水资源量,估算了河套盆地的地热资源。从地热资源量表(表1)可知,周缘的断陷盆地地热资源最为丰富,是盆地内最具开发潜力的地区。在碳酸盐岩分布区内,东缘和南缘的地热资源要比西缘丰富的多。在白垩系分布区的马莲河和都思兔河地下水系统内,由于热储层埋深大,地热梯度高,地热资源较丰富。
4 结论
鄂尔多斯盆地是西北地区东部的大型沉积盆地,属于中低温地热系统。盆地内的热系统有如下特点:
(1)盆地内地热的分布主要受到构造、地层和岩性等影响。
(2)盆地内的大地热流值呈现周边高,中间低的特点。
(3)盆地内不同埋深下的地温分布类似,呈现出南高北低的特征。
鄂尔多斯盆地 第2篇
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 第3篇
关键词：鄂尔多斯盆地；中生界；运移通道；资源潜力
随着社会经济建设的飞速发展，我国对石油的需求量有增无减。近十年来，大型石油公司在石油勘探和开发方面投入加大，储量和产量稳步增长，强力支撑了国家经济的良好发展。在我国大型沉积盆地中，鄂尔多斯盆地的油气资源十分丰富。前期调查研究发现，鄂尔多斯盆地中生界含有大量油气资源，是我国石油产量和储量稳步增长的重点区块。
1.中生界石油地质特征
在中生代三叠纪晚期，鄂尔多斯盆地进入盆地鼎盛发育期。 中晚三叠世延长期，受秦岭造山带强烈碰撞和快速隆升的影响，鄂尔多斯盆地南部沉降幅度较大；总体呈古地理北高南低、水体北浅南深、沉积北薄（400-800m）南厚（900-1300m）特征。以较深湖相沉积为代表的盆地沉积中心位于延安-定边-环县-庆阳一带，沉积了分布面积较广的优质烃源岩。在侏罗纪早期盆地内剥蚀、沉积共存；在沟谷洼地，开始填平补齐式的充填了以冲积扇-辫状河相为主的富县组及以河流相为主的延安组。在侏罗纪末，由于地质运动，盆地西部边缘发生了大型冲断，最终变为前缘坳陷。这样一来，盆地东部整体抬升，形成大型区域西倾斜坡。
三叠系延长组沉积时，湖盆经历了扩张-萎缩-扩张-消亡演化，形成两期较大沉积组合。第一期组合从长10到长6，长7深湖-半深湖相生油岩是良好的烃源岩，长6、长8良好的三角洲前缘砂体具备大规模成藏的物质基础；第二期组合从长4+5到长l，长4+5，长3、长2发育的三角洲平原和三角洲前缘分流河道砂体成为油气聚集的主要场所。受后期沉积和成岩作用影响，延长组下组合储层以低孔低渗为主。
2.中生界烃源岩分析
作为鄂尔多斯盆地的主力生烃层系，三叠系延长组长7油层组广泛分布于全盆地，由于其厚度较大、分布稳定、生烃条件较好，为整个三叠系延长组及侏罗系延安组储层提供了丰富的油气资源。
依据大量的钻井资料以及沉积相和地震相的研究成果，分析认为，盆地南部延长组长7是湖盆烃源岩的主要分布层位，在晚三叠世湖盆全盛时期的长7期，盆地南部发育了一套厚度10m-50m的含油页岩暗色泥（页）岩段，其平均TOC可达10%以上，沥青“A”含量大都在0.4%-1.0%之间，热解生烃潜量为30mg/g.rok-50mg/g.rok。其有机质类型为I-Ⅱ1型，有机生物来源以淡水-微咸水湖生低等生物为主，是盆地中生界的优质主力烃源岩。该生烃中心自西北向东南方向呈葫芦状分布。其中，在姬塬、吴起、环县和华池一带分布着厚度大于3Om的烃源岩。
由于长7烃源岩的有机质类型良好，生、排烃强度大，其生烃增压作用可形成巨大的超压，并形成石油运移的主要动力，同时还具备提供富烃优质流体的能力，因而对盆地中生界低渗透油气的富集和巨大的资源潜力起着主导作用。
3.油气运移特征分析
晚三叠世之前到中侏罗世，最后到晚期，有机质从没有到有，最后开始生烃，再到白垩纪，异常高温作用之下，有机质开始大量排烃。烃类在异常压力和沉积构造环境的控制下，形成不同的油藏类型。
烃源岩与储集层的接触面积大小是控制盆地内初次运移排烃效率的重要因素之一。正因为如此，鄂尔多斯盆地油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区延长组油藏最为重要的运移途径之一。另外，烃源岩侧向发生相变的某些地带往往可以形成比较良好的排烃条件。研究区长6、长8三角洲前缘分流河道砂体与深湖相烃源岩的交接带、陇东地区长7重力流浊积水道砂体与深湖相烃源岩的交接带等是较为有利的排烃范围，由于靠近生烃中心，其最终形成岩性油藏。
剥蚀作用为侏罗系古地貌油藏的形成奠定了基础。受印支运动影响，三叠纪末盆地整体不均匀抬升，缺失早侏罗世区域沉积，延长组上部层段遭受了强度不同的剥蚀，盆地中心剥蚀程度较弱，盆地西部地区长4+5层段甚至剥蚀殆尽，区域总体具西南强、中北弱特征。形成了高低起优、交错有序的沟、洼侵蚀地貌。强烈的剥蚀作用客观上形成了新的运移通道，侏罗系延安组河流相边滩、心滩为石油聚集提供了场所。由于呈串珠排列的高地边缘很容易形成适宜的地形，最终古高地边缘演变成古地貌构造油藏。
4.资源潜力分析
通过对盆地中生界石油地质规律研究，结合鄂尔多斯盆地的地质特点，在当前技术水平条件下，以方式方法简单实用、易操作等为前提条件，运用以下两种方法来分析评价其石油资源量。
4.1盆地类比法
盆地类比法，是根据鄂尔多斯盆地石油地质的特点，以沉积盆地、湖泊-河流沉积、单一的生油岩等因素为条件，以松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地等为类比对象。然后，从基本的地质条件、石油的生储组合、储量分布以及油气藏规模等方面分别类比，鄂尔多斯盆地具备成为大型含油气盆地的所有特征。
4.2产烃率法
该方法采用乘积的方法，将生油岩质量、产烃率和排聚数相乘，做出远景资源量。研究表明，中生界有机质属于Ⅱ型。但是，与其他全国或者世界同类相对比，结果属于I型干酪根的范围。因此，建议采用Ⅱ型干酪根产烃率平均值进行资源量计算。
5.结束语
通过对鄂尔多斯盆地资源潜力的分析，目前鄂尔多斯盆地的勘探程度还有较大空间，随着科学技术水平的不断发展，研究力度的不断深入，勘探的不断突破，人们将会对鄂尔多斯盆地中生界石油成藏规律了解更深，最终资源评价的结果也会更加合理。
参考文献：
[1]赵文智，胡素云，汪泽成，董大忠. 鄂尔多斯盆地基底断裂在上三叠统延长组石油聚集中的控制作用[J]. 石油勘探与开发，2003，05：1-5.
鄂尔多斯盆地页岩气开发探讨 第4篇
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8104km2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5104k m2, 厚度一般为1050m, 最大可达80m以上;加C为2.45%5.28%, 氯仿沥青“A”含量为0.25%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。
摘要：我国的鄂尔多斯盆地不但富含丰富的煤炭、石油、天然气等传统能源资源, 还赋存储量丰富的页岩气资源, 具有广阔的开发前景。页岩气开发是随着北美国家的开发而在世界范围内不断繁荣起来的, 我国也正在探索页岩气开发利用, 尤其是鄂尔多斯盆地的页岩气开发具有优良的开采条件, 目前这一资源开发还处于起步阶段, 我们要不断总结探讨。
关键词：鄂尔多斯盆地,页岩气,开发
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)
[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 第5篇
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 第6篇
关键词：姬塬北 长6油层组 砂坝 砂体展布
中图分类号：P618.21 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（b）-0094-01
姬塬北地区位于鄂尔多斯盆地西北部，区域构造上横跨天环坳陷和陕北斜坡;地理位置为北到余庄，南达马坊，西邻马家滩，东抵盐池。延长组可以划分为5个岩性段和10个油层组，其总的特征为：砂多泥少，泥页岩主要集中于长7段，长6主要为中、细砂。砂岩、粉砂岩成熟度不高，主要为岩屑—长石，长石—岩屑砂岩，分选中等。前人在研究鄂尔多斯盆地延长组西北部的沉积相时，争议较大，主要认为发育有曲流河，浅水三角洲沉积体系，浅水台地沉积。通过岩芯薄片观察、野外剖面分析，综合测井曲线，探讨和分析姬塬北地区长6油层组砂体展布特征，即有利于认清姬塬北地区的沉积模式，也有助于石油工作者对该区的开发利用。
1 微相的砂体特征
前人研究认为河流侵蚀能力强，河口坝，席状砂不甚发育，垂向相序往往不完整。研究认为鄂尔多斯姬塬北地区的突出特征是以分流河道砂体为骨架，发育有水下分流河道与远砂坝-河口坝，砂体连片性好，往往形成席状砂。该文通过对河道相、砂坝相2个微相来说明姬塬北河控三角洲沉积体系的砂体特征。
1.1 河道沉积相
研究区长6油层组砂体较厚，分流河道发育，主要分布三角洲前缘中。长63沉积时期，湖盆经过长7油层组最大湖泛之后，分流河道主要分布在三角洲前缘。西部水下分流河道发育较好，沉积厚度大，有的单井厚度超过20 m，砂地比超过0.5，如，盐31井水下分流河道尤为发育，垂向上河道砂体呈叠置状态，砂体厚度大。长62沉积期继承了长63沉积期的沉积基本格局，分流河道砂体厚度约超过长63沉积期的沉积厚度，在单井剖面上显示了两套规模相当的水下分流河道沉积，可能为同一期河道所致，局部发育小型水下分流河道，如峰203井。长61沉积期，由于湖盆萎缩，沉积格局发生变化，西部水下分流河道沉积虽然厚度依然较大，但连通性变差。其水下分流河道的GR曲线多为齿化形，说明河道侧向迁移频繁。
1.2 砂坝沉积相
武富礼等（2004）在研究鄂尔多斯浅水盆地时认为，研究区的三角洲前缘河口坝不甚发育，是因为河流进入平坦安静的浅水环境，所携带的沉积物快速推进，不能形成较厚的河口坝沉积，即使形成也通常为水下分流河道冲刷侵蚀贻尽。本研究认为，该区的河口坝不仅发育，并且规模巨大。姬塬北地区长6油层组河口沙坝具有物源充足、沉积速度高、易受连续改造、也就是受河流水流和湖泊波浪的共同作用的特点。因此，沉积物主要由砂和粉砂组成。长63、62沉积时期，湖盆处于建设期，沉积物随着流速与携带能力减小而沉积在河道末端，形成分布面积相对较大，厚度也相对较大河口砂坝，砂质纯净。但是到了长61随着湖面下降，河道不断侵蚀砂坝，形成水下分流河道，使砂坝被分隔，在形态上形成近菱形，连通性变差。常有植物碎屑的露纹层，木屑显著磨圆。沉积构造是槽状交钱层理，波浪波痕层理与波状层理都存在。偶尔也发现保存良好的波浪波痕与水流波痕以及同时受水流和影响的小型双向交错层理。常见球状与枕状构造，滑塌枕状构造，包卷变形层理和重荷模等构造，指示其高速沉积以外，还说明该地区在湖泊波浪影响之下处于动荡的水动力环境之下。
1.3 砂体平面分布特征
（1）长63油层组砂体平面分布图显示，砂体较为发育，砂体展布呈条带状从西北部向东南部延伸，河道砂体累计厚度在15 m左右，河道侧翼砂体变薄，一般5～10 m左右，顺河道方向砂体延伸性好，并汇聚于研究区中部到东南部，砂体连片分布，厚度较大。中部砂体累计厚度最大，为10～20 m，东南部砂体累计厚度为5～15 m。其中砂坝是由分选较好的细砂和粉砂组成，砂地比值位于22%～44%之间。說明此时水下分流河道沉积厚度较大，如在红井子附近的黄221—黄268井区，砂地比最高值可达58%。
（2）长62油层组砂体平面分布特征与长63油层组具有明显不同，砂体厚度显著减小，主要表现为在古峰庄、马家滩一带砂体厚度仅为5～15 m，相邻砂体之间被泥质沉积所切割，连通性差。而马坊、盐池地区，砂体累计厚度比古峰庄、马家滩一带要大，可达到15～25 m，呈不规则状连片分布。
（3）长61油层组砂体平面分布图显示在研究区北部砂体条带状明显，表现了受沉积环境的控制，在河道中心部位砂体厚度较大，大于25 m。而在中部，由于分流间湾的发育，局部砂体累计厚度只有5～10 m左右。在研究区东南隅，由于多个河道交织发育，砂体较厚，可达到20～30 m。
2 结语
（1）研究区属于浅水沉积体系，水下分流河道下切侵蚀有限，主要是沿主流河道侧向侵蚀砂坝是主要的输砂通道，砂质沉积能力有限。
（2）研究区砂坝发育。在进积过程中，其砂坝在沉积序列上容易与分流河道混淆。在长6时期，湖盆开始消亡，湖水水动力强，增强了砂坝-河道的联通性。
（3）长6油层组的长63，62，61的砂体厚度不一，区域上也有差异，但总体上都是自北西—南东呈条带状展布，显示物源方向来自西北。
参考文献
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鄂尔多斯盆地长9烃源岩评价 第7篇
前人研究证实,鄂尔多斯盆地延长组7段湖相油页岩是该盆地的主力烃源岩[1]。但近年来志丹地区长9及相邻层位发现了具有17α(H)-C30重排藿烷(C*30)含量异常高,高过C30藿烷(C30)特征的原油,与该区长9黑色泥岩的生标特征相同,且该区长7烃源岩并不十分发育,表明长9烃源岩也可能是一套重要的烃源岩[2,3]。在认识长9烃源岩发育、分布的基础上,进行了分区对比评价,定性评价了长9烃源岩的生烃潜力,定量计算其生、排烃量、资源贡献量及其分布,明确了长9烃源岩对成藏的可能贡献,从而为下一步勘探部署提供理论依据。
1烃源岩定性评价
岩石中的有机质是油气生成的物质基础,其含量高低对烃源岩的评价有着直接影响,尽管受排烃过程的影响,残余有机碳仍是反映烃源岩有机质丰度的最为权威的指标。为了提高评价精度,本次研究对鄂尔多斯盆地长9烃源岩进行了分区评价。根据陆相烃源岩评价标准[4],图1显示英旺和志丹地区的烃源岩最优,烃源岩绝大部分为好源岩,只有少数样品为差源岩。根据干酪根的镜检显微组分可以看出英旺和志丹地区的有机质类型最好(图2)。干酪根镜质体反射率(Ro)被认为是研究干酪根热演化和成熟度的最佳参数之一。从Ro与埋深的关系图(图3)可以看出研究区的Ro主要分布在0.7%～1.1%,反映烃源岩均已进入生烃门限且成熟度适中。综上,从烃源岩角度讲英旺和志丹这两个地区有机质丰度高、类型好、成熟度适中,应该是勘探前景最好的地区。
2 测井评价烃源岩
在分析数据有限的情况下,常以有限样品的平均值来代表整套烃源岩的有机碳含量值,并以此为据来分析评价某层段烃源岩生烃潜力的大小,显然,这难以满足精细评价和勘探的需要。鄂尔多斯盆地钻遇长9油层组的井数有限,且取样分析较少,如果以有限样品的平均值来代表整套烃源岩的有机碳含量值则无法满足精细定量评价的需求。测井曲线对烃源岩的响应主要有:在自然伽马曲线上表现为高异常;声波时差曲线上表现为高时差异常;成熟烃源岩层在电阻率曲线上表现为高异常,原因是其孔隙流体中有液态烃,不易导电。而且测井信息自身具有连续性好、纵向分辨率高的特点。依据测井信息可以得到纵向连续分布的有机碳含量,能很好地解决因分析资料不足而造成的区域范围内识别与评价烃源岩的困难[5],所以在岩芯样品有机地球化学分析基础上引入更丰富的测井资料,完成对生油岩的定量评价。目前常用的测井识别烃源岩的方法为ΔlgR法,其基本原理是:
式(1)中ΔlgR为两条曲线间的距离;R为测井仪实测电阻率(Ωm);R基线为基线对应的电阻率(Ωm);Δt为实测的声波时差(μs/ft);Δt基线为基线对应的声波时差(μs/ft);0.02则为对数坐标下的一个电阻率单位与算术坐标下一个声波时差周期50 μs/ft的比值。ΔlgR与有机碳呈线性相关,并且是成熟度的函数,由ΔlgR计算有机碳的经验公式为:
式(2)中TOC为计算的有机碳含量(%);Ro反映有机质成熟度,可以根据大量样品分析(如镜质体反射率、热变指数、Tmax分析)得到,或从埋藏史和热史评价中得到,ΔTOC为有机碳含量背景值[6,7,8]。由于式(2)为一经验公式,在对长9烃源岩有机质丰度进行拟合时效果并不好,考虑到经验公式对区域的局限性,因此对公式进行了如下改进
其中a、b为待拟合的系数,ΔTOC也分区进行了求取。
首先对研究区相应层位的测井曲线进行幅度差调整,使其真实反映层位性质,而后结合已测TOC数据,优化系数a、b和ΔTOC,使公式计算值与实测值尽量吻合,进而推广至未检测或未取芯井段,进行TOC预测。表1列出了各研究区a、b和ΔTOC优化结果,图4绘出了ΔlgR法对鄂尔多斯盆地长9烃源岩有机质丰度的拟合结果,拟合结果比较理想,因此可以用测井识别的TOC用于烃源岩评价的精细研究。并借助ΔlgR法测井识别烃源岩的结果,得到长9烃源岩厚度分布等值图(图5),从图中可以看出烃源岩主要集中在志丹和英旺地区,这与定性评价结果一致。
3 烃源岩定量评价
3.1 模型的选取和标定
化学动力学法以坚实的化学动力学理论作基础,因而更为可信。可以说,它代表了烃源岩生烃量和生烃期定量评价研究的发展趋势。因此,选用化学动力学方法对长9烃源岩进行定量评价。在综合考虑有机质丰度、类型和成熟度资料的前提下,研究选用黄51井长9暗色泥岩样品(TOC=11.33%,IH=293 mg/g.TOC,Ro=0.76%)进行Rock-Eval岩石热解实验。为了获取标定有机质成油化学动力学模型所必需的温度-产油率关系曲线,设计并开展了如下实验:实验用Rock-Eval-II型热解仪,分别以10、20、30、40、50 ℃/min的升温速率从200 ℃加热升温至600 ℃,实时记录产物量与加热时间的关系,得出产烃率与温度关系曲线。为了标定有机质成油的动力学参数,在相同的加热温度范围和升温速率条件下,以30℃的温度间隔收集热解产物并进行热解气相色谱分析(即PY-GC分析),从气相色谱图上定出各个温度段气体(C1C5)和液体(C6+)组分的相对含量,结合前一实验结果,即可得出不同升温速率条件下各温度点的生油量,供标定生油动力学参数之用。用平行一级反应化学动力学模型对其进行拟合,获得有机质成油转化率曲线(图6)和有机质生油的化学动力学参数(图7)。对比可以看出,二者之间有良好的吻合性,表明了本次所选用模型的可行性及所标定模型的精度,为下一步的地质应用奠定了基础。
3.2 生、排油量计算
从烃源岩的成熟度可以看出长9源岩可能已经生成并排出过相当数量的油气,因此,目前实测的残余有机碳不能反映烃源岩中有机质的原始丰度。为了客观评价烃源岩的生油量,应该对其中有机质的原始丰度和原始生烃潜力进行恢复。将标定所得有机质成烃的化学动力学参数结合各研究区单井沉积埋藏史、热史[9]进行地质应用,即可得出各井长9烃源岩层的生烃转化率(F)。据此可对各研究区长9烃源岩进行原始生烃潜力(I
在目前评价源岩排烃量的各种方法中,由生烃量减去残烃量等于排烃量的物质平衡法(Q排=Q生-Q残),具有广泛的有效性和可行性[11,12]。研究中对于残油量的评价,主要应用氯仿沥青“A”经轻烃补偿校正来实现,通过建立残油量与埋深关系曲线,结合有机碳资料便可定量计算各区不同深度烃源岩的残油量(图8)。由生油剖面结合烃源岩的分布和埋深及其有机质的地质地化特征,可计算鄂尔多斯盆地长9烃源岩层不同地质时期的生油量,进而结合残油剖面,按“生油-残油=排油”的物质平衡原理即可计算出相应的排油量。
计算过程中,为求精确,将研究区烃源岩分布区在平面上均分为若干个3 km3 km的网格区,分别计算各网格区的生、排油量,然后累加求和即可得出研究区总的生、排油量,各网格区的生、排油量除以网格区的面积即为生、排油强度。计算得出长9烃源岩生排油量分别为22.52108 t和8.69108 t。图9～图10绘出了鄂尔多斯盆地长9烃源岩现今生油量强度等值图,可以看出,长9烃源岩生油主要集中在英旺、志丹地区,但英旺地区由于残留烃量较大,虽具有一定的生油强度,但未发生排油。
3.3 资源量计算
石油资源评价的认识和结论对勘探方向和投资决策有着至关重要的影响,也是生、排油量评价研究服务于油气勘探的主要落脚点。本文采用生油量乘以运聚系数方法考察长9烃源岩石油资源量及资源分布。将不同地质时期的排油量,与考虑构造运动影响校正、盖层质量校正、排烃强度校正、水动力条件校正后的聚集系数相乘,即可得到石油资源量。计算得出长9烃源岩石油资源量为(2.09～4.17)108 t。图11绘出了鄂尔多斯盆地长9烃源岩石油资源贡献量强度等值图,从中可以看出,鄂尔多斯盆地长9烃源岩石油资源贡献量主要集中在志丹地区。因此,在志丹地区进行油气勘探时应考虑长9烃源岩的贡献。
4 结论
1) 烃源岩定性评价表明,志丹和英旺地区长9烃源岩有机质丰度高、类型好、成熟度适中,烃源条件最好,为优质烃源岩的主要发育区。
2) 计算得出长9烃源岩生、排油量分别为22.52108 t和8.69108 t,石油资源量为(2.09～4.17)108 t。由于残留烃量较大,致使英旺地区排烃效率低,虽具有一定的生烃强度,但没有排烃,因此鄂尔多斯盆地长9烃源岩石油资源贡献量主要集中在志丹地区。
参考文献
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鄂尔多斯盆地 第8篇
鄂尔多斯盆地位于我国华北和西北两种地质构造的纽带部位, 既有稳定的碳酸盐岩构造, 又有盆地的演化构成结构。从地质构造上来说, 就已经决定了鄂尔多斯盆地油气在形成过程中的复杂性, 油气储藏的复杂性也就不言而喻。
从最近几年的钻探结果表明, 传统的对于盆地油气开采的理论虽有普遍的实用性, 但并不能用于所有地区的油气开采之中。对于像鄂尔多斯盆地这样的油气藏, 其油气的分布规律复杂多样, 这就要求在实际的开采过之前必须运用新的研究方法和油气藏成理论对油气的各方面情况作出记录, 发现并总结油气藏的分布规律和形成机理, 为以后类似的油气勘探提供理论支持和技术指导。
2.油层物性差
鄂尔多斯盆地虽然油气的总储存量很高, 但是盆地的储层岩以砂岩为主, 并且石英和碎屑的含量较高, 在储层岩中还有大部分由碳酸盐岩矿物和黏土矿组成的胶结物, 这导致了鄂尔多斯盆地的油层物性差, 岩石的渗透率和孔隙度低。在储层孔隙上鄂尔多斯盆地油气储层粒间孔是主要的储层孔隙, 虽有着优质油层储层的特征, 但油气分布的储层又有着很强的非均质性特点。
二、鄂尔多斯盆地油气形成的理论研究1沉积控制成藏理论
沉积控制成藏理论从岩层和地理形态形成的特征出发, 将低渗透油气层的形成归因于岩层的沉积作用, 油气层的分布和岩层的沉积后的分布区有关。
在地理岩层的形成过程之中, 由于多种诸如地理位置、气候和生物等因素的参与, 在河流的沉积作用之下, 生物体夹杂在岩石之中并于外界空气绝缘慢慢演变成油气, 岩层也就慢慢地成为了储层, 这种储层由于沉积中沙粒的大小不一样, 具有不同的孔隙结构, 也就引起了储层中沙体的含油性差别。沙粒的非均质性的分布同时也会导致油气的非均质分布。同时在河流沉积的过程之中, 同一类沙粒形成的储层由于沙粒的分布不同也会导致含油层内部的含油性差异化和非均质性化。
从对鄂尔多斯盆地油气储层的研究来看, 孔隙以沙粒间孔为主, 其原生的孔隙和次生的孔隙都有发育, 存在优质的油层, 大多的油层孔隙度小于10%, 并且渗透率低。虽然在沉积过程中沉积物细小和形成岩石的作用较弱是形成鄂尔多斯盆地油气储层低渗透性的先天不足因素, 但在另一方面, 在成岩的过程之中由于挤压和胶结作用会导致粒间孔隙损失过大使储层渗透性得到改善, 从而形成低渗透性储层。
2运移动力成藏理论
运移动力成藏理论从油气的移动和汇聚的过程出发, 详细地探讨油气的运动方式、运动的动力源、运动的通道、运动的时间、运动的次数和运动过程中所产生的物理化学变化的条件。从油气运动的阶段来看, 主要有初次运移阶段和再次运移阶段。
岩层粒体之间的剧烈挤压是油气初次运移的最主要的动力。鄂尔多斯盆地在油层的分布上比较广发, 并且形成了三叠系的含油层, 因此具备油气发生初次运移的动力源, 这种运移又较大地影响了油气的再次运移和富集过程。再次运移是油气成藏的关键所在, 在再次运移之下, 油气的储藏就趋于定格。鄂尔多斯盆地油气储层属于低渗透储层, 还有不发育的断裂构造, 是一种致密岩性的油藏, 这都与再次运移紧密相关。
三、鄂尔多斯盆地油气藏成藏应重点研究的问题
鄂尔多斯盆地有着我国低渗透油气的丰富资源, 我国在这种油气资源的勘探和开发上取得了一些骄人的成绩, 而且我国还在努力地进行有关油气成藏的研究, 对于低渗透油气成藏的研究更是成果不断。鄂尔多斯盆地的油气藏属于低渗透油气藏, 对于这种油气藏的研究笔者觉得应注意以下问题。
1鄂尔多斯盆地油气储层大多是碎屑岩层, 这种碎屑岩层的原始孔有利于渗透, 是哪些原因导致了鄂尔多斯盆地油气储层由高渗透储层变成了低渗透储层。
2对于低渗透透气储层来说它的渗透条件差, 如何才能使得油气进去粒体间孔隙中的水出来。
3鄂尔多斯盆地油气储层的致密时间和油气填充孔隙并成藏的时间先后性是怎样的。从油气成藏的时间上来讲, 储层的形成和孔隙间油气填充的关系问题有以下几种情况:
(1) 油气先填充, 储层再致密。这种情况下, 储层在油气填充后致密的原因是什么。
(2) 储层先致密, 油气后填充到储层中成藏。如此一来, 油气进入储层的通道在哪里和进入储层的动力是什么。
(3) 油气填充与储层致密同时进行。在这种情况下, 油气填充和储层致密之间有什么因果联系, 导致这两个过程同时产生的因素又是什么。
结语
鄂尔多斯盆地是目前我国最重要的油气资源基地, 但它的成藏具有许多的独特之处。通过研究鄂尔多斯盆地的油气成藏可以总结出许多的关于勘探低渗透油气的宝贵经验和油气形成规律, 同时还有效地证明了传统的油气成藏理论并不能完全指导勘探工作。注重油气藏的客观地质情况, 寻找油气藏演化和形成的过程并不断总结油气的富集规律将是油气成藏的研究趋势所在。加强对鄂尔多斯盆地油气成藏的研究将会为以后我国的油气勘探提供重要的借鉴意义和实质性的操作指导, 并不断丰富相关的理论知识。
摘要：鄂尔多斯盆地是我国的第二大沉积盆地, 具有丰富油气资源。它的开发将有利于我国的能源市场供给的增加, 有利于缓解我国的能源紧张压力。但是, 鄂尔多斯盆地的油气的藏成分布复杂、油层物性较差、非均质性弱, 具有很大的特殊性。从盆地形成的原因出发, 对于鄂尔多斯盆地油气形成理论研究集中在沉积控制成藏理论和运移成藏理论, 并分别从沉积和移动上阐述了对油气藏成的作用。这两种研究都片面的从单一层次强调了对油气藏成的控制作用, 这将影响对油气的资料记录, 不利于开采工作的进行。本文从现状出发作了一些对鄂尔多斯盆地油气地质与勘探工作探讨, 希望能对鄂尔多斯盆地油气的开采有所帮助。
关键词：鄂尔多斯盆地,油气,地质与勘探
参考文献
[1]李继宏.鄂尔多斯盆地西缘马家滩地区油气成藏研究[D].长安大学, 2007.
[2]石彬.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组油气成藏特征研究[D].长安大学, 2008.
[3]李荣西, 段立志, 张少妮, 陈宝, 石彬, 阎改萍.鄂尔多斯盆地低渗透油气藏形成研究现状与展望[J].地球科学与环境学报, 2011 (04) .
鄂尔多斯盆地 第9篇
关键词：鄂尔多斯盆地,石油分布特征,低渗透油田,开发技术
1 鄂尔多斯盆地地形及地质概况
鄂尔多斯盆地位于我国中西部地区, 是一个整体升降、拗陷迁移、构造简单的多旋回叠合的含油克拉通盆地, 地跨陕、甘、宁、晋、内蒙五省 (区) , 面积达32万平方千米, 地质构造明显不同于我国东、西部地区, 有着独特的石油及油气聚集规律和分布特征, 其主要表现在以下几个方面:
(1) 古生界以海相和海陆交互沉积为主, 烃源岩分布面积广且稳定;
(2) 古生界和中生界分别以生气和生油为主, 且生成高峰时期趋于一致;
(3) 盆地主体部分地形结构平缓, 构造简单且少断裂现象, 油气以短距离运移为主, 而油藏以自生自储岩性地层圈闭为主。
2 鄂尔多斯盆地石油及油气分布特征及富集规律
鄂尔多斯盆地是我国大型含油气盆地之一, 石油及油气资源相当丰富, 随着长期大量的石油及油气的勘探开发发现, 鄂尔多斯盆地具有“下气上油”、含油气层较多且含油气范围大的特点, 这对增加我国的石油气产量具有很重要的作用。鄂尔多斯盆地的地形和地质特点决定了盆地的石油及油气具有如下的分布特征和富集规律:
(1) 鄂尔多斯盆地主要发育了以下3套烃源岩:下古生界寒武奥陶系海相碳酸盐岩、上古生界石岩二叠系海陆交互相含煤碎屑岩、中生界内陆湖泊相碎屑岩, 具有很大的石油及油气资源开发潜力。
(2) 鄂尔多斯盆地的石油主要分布在中生界, 发育三叠系、侏罗系两套含油层系, 盆地的中南部为已开发的油田分布地点, 原油一般属于典型的“油型油”, 主要生油层是三叠系延长组, 为成熟-高成熟生油岩, 油藏是以岩性油藏为主的。
另外, 鄂尔多斯盆地中生界的地质演化奠定了该地区的油气藏的条件及油气分布特征, 其中三角洲体系中砂体发育相带与低幅鼻翼配合形成了富集油气藏, 油气分布形成了“东西分带, 南北分区”的特征, 不同地区的石油及油气开发有各自不同的特点, 需要选择不同的突破方向, 从而提高开发效益。
(3) 鄂尔多斯盆地的天然气主要分布在古生界, 其中奥陶系属于浅海台地碳酸盐沉积岩系, 石炭二叠纪是滨海平原碎屑岩和煤屑沉积体系, 盆地的天然气藏分为上下两套含气层系:上古生界的天然气属煤成气, 气源为上古生界煤系;下古生界的气源具有“油型”和“煤型”的混源成因特点, 主要源岩是石炭系气源岩, 而混合型生烃母质的石炭系灰岩可能是气藏中油型气的主要提供者。上古生界的生气中心于下古生界的生气中心在盆地中具有一定的叠合点, 叠合面积达到了7500平方千米。
3 鄂尔多斯盆地西缘的油气开发分析
鄂尔多斯盆地的西缘是我国东部和西部的构造界限, 虽然属于边缘地带, 但是地形构造及地层分布较全, 并且受到不同的构造体系控制, 南北沉积各异, 构造特征差异很明显。另外, 盆地西缘长期受这种复杂的地质构造活动的影响, 对油气生成、运移及聚集成为油藏具有很重要的作用, 并改造了油气运移及储积空间, 发育了多种圈闭型油藏。因此, 鄂尔多斯盆地西缘的这种构造演化及动力学机制对于石油及油气的开发意义重大。
4 鄂尔多斯盆地低渗透油田的开发研究
鄂尔多斯盆地是典型的低渗、低压、低产油田, 经过几代人的坚持不懈的努力, 取得了一系列重要的认识和多个高效开发管理模式, 使油气产量有了明显的增长。下面以长庆油田为例介绍油气开发中的几个认识和低渗透油田的开发技术问题。
4.1 盆地石油及油气开发中的几个主要认识
(1) “五条大剖面”:是长庆油田为了整体认识鄂尔多斯盆地而部署, 是鄂尔多斯盆地油气勘探开发的基础, 对于后期盆地的油气事业具有重要的指导意义。
(2) “三个重新认识”:即重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己, 使人们在某种程度上认识到了鄂尔多斯盆地具有丰富的油田资源, 而且大部分的低渗透油田具备开采条件。
(3) 集约化二元攻关:即利用系统工程理论, 技术攻关与管理创新完美结合, 集中人力、物力、投资、组织等要素, 以实现油气田的低成本、成规模的有效开发模式。将管理引入到技术中, 通过管理上的创新以达到提高油气勘探开发的效率和降低开发成本的目的, 并且尊重了低渗透油田的客观规律, 在技术上提高了开发成功率和效率, 一定程度上解决了油田开发中的技术难题。
(4) 开发经济界限论:是指油气田的开发阶段的资金投入是建立在油气田投产后所得的最大的投资回报、投资利润基础上的, 投入产出合算即实施开发, 不合算则暂不考虑, 这有利于保持油气田开发中的经济效益的稳定性。
4.2 鄂尔多斯盆地在长期的勘探开发过程
中, 逐渐积累形成了适合低渗透油田特点的低成本的勘探开发技术体系, 其中主要的技术有
(1) 地震技术, 包括黄土塬地震勘探技术和高精度二维数字地震技术, 提高了地震预测含气层的准确度。
(2) 早期油藏描述, 综合利用地质、地震、测试、测井等多种资料, 对油气藏的特征进行描述, 建立油气藏地质模型, 为早期开发做准备, 合理有效地促进了低渗透油田的勘探开发进程。
(3) 丛式钻井技术, 是指在同一个井场内钻出若干口油水井, 各井井口相距数米、井底伸向不同方位的钻井技术, 是鄂尔多斯盆地油气田开发的主要技术手段, 具有大大减少征借地的费用, 降低工程量, 节约成本等优势。
另外, 还有压裂改造技术、超前注水技术、井下节流技术等。这些技术在鄂尔多斯盆地石油及油气开发中的研究应用, 很大程度上促进了石油及油气开发的进度和提高了勘探开发效率。
5 总结
随着油气资源的勘探开发, 鄂尔多斯盆地已经发展成为我国重要的石油及油气生产基地, 随着国家“西部大开发”战略的实施和国民经济的增长, 对石油资源的需求日益加大, 对鄂尔多斯盆地油气资源的开发可以在很大程度上缓解我国能源供应紧张的现状, 以顺应我国开发更多优质石油资源的形势发展需要。虽然鄂尔多斯盆地近年来在石油及油气的开发中取得了很大的成效, 但是盆地特有的隐蔽性油藏的勘探开发难度也越来越大, 有大量的未知领域需要我们去探索, 这就需要我们充分加大研究力度, 更深层次地研究油气运移方向及聚集规律, 进一步突破新的勘探开发领域, 为鄂尔多斯盆地的石油及油气事业做出应有的贡献。
参考文献
[1]百度文库中的《鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律》[1]百度文库中的《鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律》
鄂尔多斯盆地 第10篇
至2011年12月底,镇原油田共有低产低效井185口,占整个地区总井数三分之一,平均单井日产能力0.52t;在低产油井中,其中侏罗系占16.2%,三叠系站73.8%。可以看出,三叠系低产井比例高,是治理的重点。
2 镇原油田低产井主控因素分析
2.1 油藏储层物性相对较差,有效驱替系统难以有效建立
镇北油田主要含油层系为侏罗系延9、延10、三叠系延长组长3、长8。孔、渗在平面上的分布受沉积相带控制,在分流河道、河口坝微相砂体发育的部位,孔隙度、渗透率相对较高;而在堤泛相或间湾等部位,砂层不发育,孔隙度、渗透率相对低,非均质性较强,严重影响了能量的传递和波及范围,驱替系统难以建立,造成开采初期压力下降快,后期油井产量低。
2.2 注采井网不完善,水驱状况相对较差,地层能量保持水平低
一是油藏边部局部区域由于油层连续性差,注水井网不完善,水驱控制程度低,地层能量保持水平低,注水见效程度低,油井低产。
二是依靠自然能量开采,无注水对应导致地层能量散失,油井低产。
2.3 平面上注水单向突进导致油井含水上升低产
镇原油田属特低渗裂缝岩性油藏,油井投产初期大砂量压裂,形成了天然-人工裂缝体系。目前在影响镇原油田产量的诸多因素中,含水上升依然是决定因素,而水窜、水淹严重的区域主要集中在受裂缝影响的区域,裂缝发育好的区域裂缝性见水快,见水周期短,而裂缝发育较差区域见水周期长。
2.4. 注水井长期欠注,地层能量下降,导致井组油井低产
受沉积的影响镇原油田储层剖面非均质性严重,剖面上启动压力梯度差异大,层间矛盾突出。由于部分区域地层物性差,30口水井达不到配注造成井组油井低产,由于注水井长期欠注,地层能量下降导致镇原油田30口油井低产低效,日产油12.2t,含水57.2%,单井日产油为0.41t。
2.5 地层堵塞造成油井低产
油田经过注水开发后,目前遇到的最大问题是油水井普遍堵塞严重,而且堵塞类型多样,已经严重地影响着油田增产稳产措施的实施。油井产液量和产油量较低,油田产量递减快,稳产难度大。虽然曾采用过压裂等增产措施,但都未能从根本解决油井堵塞问题。从整体上看,油层堵塞仍然是威胁西峰油田正常生产的一个主要原因。
3 低产井治理技术对策及效果分析
根据近年来油镇原油田开发历程、动态变化及油田开发动态存在问题,分析研究油藏渗流规律、油井与裂缝关系、低产井主控因素,重点开展了精细注采调控、井网优化技术、堵水调剖试验、储层改造技术等工作提高单井产量。
3.1 优化注水技术政策,提高水驱效率,缓解油田开发矛盾
以“温和注水、局部加强”为原则,以均衡平面压力分布、提高地层压力保持水平为目的,优化注水强度和注采比,依据油藏动态采取“四个加强”、“三个控制”的分区注水管理方法,精细油藏注水,缓解油藏开发矛盾。即加强产建新区、低压区、低渗区注水强度,控制高压区、见水方向、转注老方向注水强度。
通过优化开发技术政策,精细注采调控,缓解了镇原油田平面开发矛盾,09年以来,共实施注水调整473井次,油井见效225口,单井日增油0.33t,当年累计增油6987t,实施效果显著。
3.2 裂缝见水井治理,开展排状注水,改善局部井网适应性
镇原油田低渗透油藏微裂缝发育,沿主应力方向油井易暴性水淹、含水快速上升,而裂缝侧向油井受注水影响弱,地层能量得不到及时补充,单井产量低,制约着油藏开发水平和开发效益的进一步提高。个别井点由于裂缝性水淹井网的适应性有所下降。转注见水油井,形成裂缝排状注水,可改善局部井网的适应性,促使侧向油井见效,从而提高水驱效率。
3.3 改善剖面水驱,提高剖面水驱动用
3.3.1 实施分层注水,改善剖面动用状况
注水井开发油藏,层间干扰是影响开发效果的主要原因之一,为此针对不同流动单元层间吸水矛盾较为突出的现状,为改善油层动用状况,通过实施细分层系注水,从而有效地改善储层的水驱状况。
3.3.2 欠注井增注,提高水驱动用程度
充分利用吸水剖面资料,积极进行注水井治理,改善油藏的水驱动用状况。针对对单层吸水的注水井,采用爆燃压裂、酸化、压裂等措施进行单层增注,提高油层吸水能力,改善油藏水驱效果。
3.4 高含水油井层系调整
针对镇原油田高含水低产井、水淹停关井实施层系调整,不断深化研究,积极寻找接替层,提高单井采出程度,提高单井产量。2009年以来共对16口低产井实施层系调整,措施有效率100%,目前单井日增油2.1t,效果显著。
摘要：随着石油勘探和开发程度的延深,低渗透油田储量所占的比例愈来愈大,低产井愈来愈多,目前镇原油田低产井占总井数的三分之一,如何提高低产油井产能,形成有效的治理技术,是进一步保证稳产、提高油藏开发水平、保障油田持续快速发展的关键。本文主要针对镇原油田低产井的生产特点,分析低产井分布规律、主控因素,并对低产井进行分类,通过井网优化、注水技术政策优化、储层改造措施等手段提高单井产能,实现提高储量动用程度的目的,改善油田开发效果、提高采收率。
关键词：镇原油田,低产井,主控因素,治理措施
参考文献
[1]刘丽梅.油田低效井分析及提高开发效果技术对策[J].中国石油和化工标准与质量.2011(07)
[2]梁育彬.综合治理提高低产低效井产能改善开发效果[J].科技促进发展(应用版).2011(02)
鄂尔多斯盆地 第11篇
摘要：本文对鄂尔多斯盆地纳岭沟地区的工业铀矿孔进行粒度取样，共采集目的层中侏罗统直罗组下段下亚段的粒度样品47个，对47个粒度样品进行统计和数据整理后，得出相应的CM图、累积概率曲线图、频率直方图、粒度参数散点图，结合砂莫夫和冈恰夫的实验研究结果，总结该含水岩组的粒度和水动力特征。
关键字：纳岭沟；铀矿床；直罗组下段下亚段；粒度；水动力
Abstract： in this paper，the ordos basin in the Nalinggou of the industrial uranium hole size sampling，a total in acquisition purpose layer under the Jurassic Zhiluo Formation，group under section of the sample size 47，statistical and data sorting of 47 granularity samples，it is concluded that the corresponding CM diagram，graph，frequency histogram，cumulative probability scatterplot granularity parameters，combined with the experimental research of sand merv and he just as a result，summarize the granularity and hydrodynamic characteristics of water-bearing rock group.
Key words： Nalinggou，uranium deposits，under the Jurassic Zhiluo Formation，granularity，water power
1. 粒度特征分析
CM图对于分析整个沉积单元的沉积作用具有重要意义。纳岭沟地区的中侏罗统直罗组下段下亚段CM图见图1，中侏罗统直罗组下段下亚段整体上符合牵引流的特征，主要出现在PQ和QR段，QR段较发育，RS段不发育，即出现滚动段，递变悬浮段，缺失均匀悬浮段，且最大扰动指数Cs=0，表明其为水流起动能力较大的辫状河沉积体系[1]。
中侏罗统直罗组下段下亚段累积概率曲线出现二段式、三段式和一段式（图2），但以二段式为主。其中二段式和三段式主要以跳跃总体为主，一段式则以悬浮总体为主。累积概率曲线跳跃总体段斜率60°～70°，分选性好；悬浮总体段斜率20°～60°，分选性差～中等；牵引总体段斜率20°～60°，分选性差——中等。
中侏罗统直罗组下段下亚段频率直方图为正偏和对称（图3），形态基本为单峰形态。正偏表明有另外一组细组分加入，对称表明其很纯的、分选性很好的单峰沉积物。
粒度参数主要包括平均粒径（Mz）、标准偏差（σ）、偏度（SK）和峰度（K）。平均粒度反映沉积物粒度分布的中心逐势和沉积介质的平均动能。标准偏差反映样品粒级的分散和集中情况和代表样品相对于平均粒径的分散程度，用来定量的解释样品的分选性。偏度反映众数的相对位置偏度与沉积环境有一定的关系，构成悬浮体细粒部分的变化对粒度分布的偏度有很大影响。峰度反映分布曲线峰的宽窄和尖锐程度，是频率曲线尾部展开度与中部展开度之比。
中侏罗统直罗组下段下亚段平均粒度主要集中在中砂范围内，其次为粗砂，表明其粒度较粗，细粒较少，标准偏差为分选性中等——好，偏度为正偏和对称，峰度为平坦——尖锐，多集中于中等——尖锐（图4）。
粒度参数在垂向上是变化的，以工业铀矿孔N20为例，矿段位置为401.05m～419.45m。样品分布范围为394.50m～419.70m，共有8个样品及位置如图5所示，自下而上累积概率曲线的变化为二段式——一段式——二段式，表明水动力由强——弱——强的变化，频率直方图基本均为单峰形态，平均粒度由粗变细再变粗的过程，主要由中砂岩组成，标准偏差显示分选性为好——差——好，偏度正偏——对称——正偏——对称的变化，峰度对称——尖锐——的变化[2-4]。
2. 古水动力特征分析
根据砂莫夫的实验研究结果，当水动力大于Uc后泥砂颗粒才有机会由静止状态转变为运动状态。对于天然砂，代入后，可将止动速度简化为（其中为泥砂平均粒径，为水深）。纳岭沟地区中侏罗统直罗组下段下亚段47个样品的平均粒径为0.369mm，止动速度进一步简化为。
根据冈恰夫的实验研究结果，当水动力小于后泥砂颗粒才有机会由运动状态转变为静止状态。对于天然砂，代入后，可将止动速度简化为（其中为泥砂平均粒径，为水深）。纳岭沟地区中侏罗统直罗组下段下亚段47个样品的平均粒径为0.369mm，止动速度进一步简化为。
根据砂莫夫和冈恰夫的实验研究结果，结合纳岭沟铀矿床中侏罗统直罗组下段下亚段47个样品的平均粒径值绘制水深与流速关系图（图6），表明纳岭沟铀矿床古水流流速范围为～。
参考文献：
[1] 成都地质学院陕北队.沉积岩物粒度分析及其应用[M].北京地质出版社.1976：31—139.
[2] 袁静，杜玉民，李云南.惠民凹陷古近系碎屑岩主要沉积环境粒度概率累积曲线特征[J].石油勘探与开发.2003.30（3）：103—106.
[3] Passega，R.，Grain size representation by CM pattern as a geologic tool [J]. Journal of Sedimentary Petrology，1964，v. 34，p. 830-847.
鄂尔多斯盆地 第12篇
鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩岩层蕴藏着丰富的石油天然气资源。在实际开发过程中, 碳酸盐岩孔隙的不均一性和复杂性, 将直接影响油气的产量及开发难度。因此精细的研究分析碳酸盐岩的孔隙类型及其特征具有十分重要的意义。
1 区域地质概述
研究区位于华北古板块的西南缘, 东邻吕梁山构造带, 太行山构造带等;北至延安-蒲县一带;西南侧则与六盘山构造带相邻。鄂尔多斯盆地南缘地层发育稳定且较为完整, 地层自下而上主要有冶里组、亮甲山组、上下马家沟组、和背锅山组等。研究区岩石主要发育深灰色泥晶灰岩、含泥晶白云岩、白云岩、泥质岩以及石膏层。
2 碳酸盐岩孔隙类型
2.1 研究区碳酸盐岩孔隙的分类方案
碳酸盐岩孔隙分类方案在目前很多, 大多以成因结构分类为主。本项目笔者通过实际调查分析, 认为碳酸盐岩可按储集空间形态分为孔隙和裂隙两大类。空隙长宽比大于10:1的称为裂缝;空隙长宽比小于10:1的称为孔隙;孔隙根据成因的不同可分为次生孔隙和原生孔隙。次生孔隙是岩石在成岩作用过程中缓慢形成的溶洞和孔隙, 成因机理主要是受到成岩作用的控制。原生孔隙是岩石在沉积过程期间产生的孔隙, 其成因机理主要是受沉积因素控制。
2.2 区域碳酸盐岩孔隙主要类型
本次研究的区域主要以碳酸盐岩为主, 所在地层为奥陶系地层。其中碳酸盐岩以石灰岩中的深灰色藻团灰岩、深灰色云母泥晶灰岩以及颗粒灰岩为主。通过对研究区数百个岩石样品进行磨片观察, 认为研究区内发育的碳酸盐岩孔隙可以分为7种类型:
(1) 溶蚀孔, 主要发育在泥晶灰岩内, 通过分析, 该溶蚀孔主要包括斑状溶孔、针状溶孔、溶洞三个种类。该溶蚀孔的形成原因主要是由粉砂屑、盐类、石膏晶粒等经过长年累月的溶蚀后形成。溶蚀孔以似圆型和不规则形状为主, 孔径多为0.01~1mm, 分布不连续, 多以圆珠状等孤立状为主。在靠近上覆地层是, 大多被方解石晶体充填。
(2) 晶间孔, 研究区主要在泥晶灰岩、粉砂屑灰岩、白云岩当中发育晶间孔。该晶间孔的形成原因主要是由盐类、石膏晶粒等溶蚀后形成。晶间孔以椭圆型和圆形为主, 孔径多为0.02~3mm, 分布不连续, 多以圆珠状等孤立状为主。局部晶间孔多被泥质碎屑物和泥晶灰岩充填。研究区该孔型分布较广。
(3) 颗粒内的溶孔, 该孔型大多是由物理性质较弱的岩石颗粒, 经雨水淋滤后, 颗粒内部被部分性选择而溶蚀形成的孔隙。该颗粒内溶孔的形成原因主要是由易溶性的盐类等选择性溶蚀后形成的。颗粒内溶孔以椭圆型和圆形为主, 孔径多为0.01~2mm, 分布不连续, 多以圆珠状等孤立状为主充填较少。
(4) 晶体间的溶孔, 该孔是由前两类孔再进一步的溶蚀扩大而形成的。这类孔隙成孔形状很不规则, 表现出各类形状。主要在白云岩中形成。
(5) 晶体内部的溶孔, 该孔是由晶间溶孔的进一步的溶蚀扩大而形成。孔隙成孔形状各异, 主要在白云岩、泥晶灰岩中形成。
(6) 角砾间孔, 研究区奥陶系地层的岩石, 经构造作用, 地表起伏不定, 碳酸盐岩发生崩塌并且破裂, 这样, 形成了的砾径间的不规则的、变化多样的孔隙。这类孔隙后经各类沉积岩充填。
(7) 成岩缝, 主要由研究区的石灰岩、白云岩形成。其产生原因是岩石在化学风化作用下形成的一系列裂缝, 也可以是由碳酸盐岩脱水收缩形成。这类成岩缝形态各异, 大多以不规则的线状、锯齿状为主, 裂缝宽度0.2~5mm不等。且大多岩石的成岩缝是由多期构造作用形成的, 表现出明显的多期性。这类多期性成岩缝的典型特征就是成岩缝多被方解石充填。见图1、图2。
3 结论
本研究通过对鄂尔多斯盆地南缘奥陶系碳酸盐岩的孔隙类型进行详细的分析论述。研究得出, 区内碳酸盐岩孔隙形成主要受胶结作用、压溶作用、重结晶作用等共同作用的影响。
参考文献
[1]冯增昭等.鄂尔多斯奥陶系地层岩石岩相古地理[M].北京:地质出版社, 1998.
[2]李江涛.鄂尔多斯盆地南缘构造特征及下古生界天然气勘探前景[J].石油勘探与开发, 1996.
[3]王双明, 张玉平.鄂尔多斯侏罗纪盆地形成演化和聚煤规律[J].地学前缘, 1999.
