勘探潜力（精选九篇）
勘探潜力 篇1
(1) 乌马营潜山位于上古生界煤系源岩生气最有利区, 供烃条件好
该潜山中生代时期并未遭受强烈的剥蚀, 保存较完整的侏罗-白垩系以及三叠系地层, 煤系烃源岩早侏罗纪尽管埋藏较浅, 但Ro达到0.6-0.7%, 已进入生烃门限, 此后经历一次抬升剥蚀, 烃源岩演化缓慢, 直到古-新近纪, 快速沉积了巨厚的孔店组、沙河街组及上第三系地层, C-P烃源岩在沙河街组末期进入生烃高峰, 目前Ro已达1.0-1.6%, 具有良好的生气条件
(2) 乌马营潜山为中生代时期形成的挤压逆冲背斜构造, 圈闭条件好
乌马营潜山带由东、西两部分组成, 东部为构造主体, 奥陶系顶部构造形态为一宽缓的NEE向背斜, 被第三纪晚期下切的乌马营断层所切割, 分成北断鼻和南背斜, 即WS1 井断鼻和乌马营东背斜。潜山带西部为一发育在背斜斜坡区的古逆掩褶皱带。该逆掩构造以石炭系底-奥陶系峰峰组泥灰岩为构造拆离层, 形成下部“东倾西冲”的厚皮构造和上部“西倾东冲”的薄皮逆掩断弯褶皱, 并在上古生界二叠系形成长轴背斜圈闭带。西缘逆掩带由南中北三部分组成, 其中北段上古生界地层顶部剥蚀强烈, 今构造圈闭幅度低;中段主逆冲断层活动强烈, 上古生界形成断弯褶皱, 后期新生代断裂活动影响小, 三角逆冲构造保存完整, 圈闭保存条件较好;南段逆冲推覆变形减弱, 为被中生代晚期伸展断层改造复杂化的复杂断块区, 新生代断裂活动比较弱, 下切活动不剧烈, 对圈闭的改造较弱。
(3) 下石盒子组砂岩厚度大, 次生溶蚀孔隙及裂缝较为发育, 储集条件较好
二叠系下石盒子组顶部砂岩分布稳定, 砂层连续出现, 砂岩累计厚度可达100m。平面上砂体呈带状分布, 北东走向。厚砂层与上石盒子组底部稳定泥岩段构成完整的一套储盖组合。岩心观察为三组含砾粗砂岩到细砂岩的正韵律沉积, 缺少泛滥平原沉积的细粒沉积物, 明显呈现辫状河河流的沉积特点。岩石成分为石英砂岩, 分选好, 胶结物以泥质胶结为主。尽管下石盒子组储层埋深达到4800m, 但仍具备一定的储集能力。孔隙类型为次生粒间孔和裂缝为主。
(4) 晚期深埋, 盖层厚, 断层不发育, 圈闭保存条件好
奥陶系以来的陆源碎屑岩建造经历了多期湖进湖退的旋回沉积, 砂泥岩互层沉积频繁, 形成了多套局部或区域性的泥岩盖层。孔二+三段沉积时期沉积了较厚的暗色泥岩及油页岩, 既是良好的区域盖层也是很好的烃源岩层。另一套区域性盖层为上古生界末至中生界早期沉积的二叠系上石盒子下部、石千峰组和三叠系以红色泥岩和粉砂岩, 这两套区域性盖层对下部储层含油气性具有明显的控制作用, 形成了中生界顶部以细砂岩为主的油气层和上古生界石盒子组砂砾岩油气层。利于原生油气聚集与保存。
2 综合含油气评价及建议
以成藏条件分析为基础, 通过对不同圈闭成藏条件的差异性分析, 为目标优选提供依据:
推覆带南段圈闭:圈闭北面以WS1井北的一条正断层为界与中段逆冲带分割, 圈闭东部边界正断层向北延伸与逆冲推覆带逆冲断层搭接, 形成圈闭边界。这个圈闭较高部位已钻探了WS1 井, 该井在二叠系见到了比较好的油气显示, 岩屑录井见油斑显示, 气测异常明显。这为邻近的其它圈闭具有天然气聚集提供了有力的支撑依据。
推覆带中段圈闭:从烃源岩发育规模看, 推覆带处煤层烃源岩多次重复, 厚度大, 且距石盒子组储集砂体近, 油气来源充足;下石盒子组推覆带中段为逆冲推覆体最高点, 有利于油气聚集;推覆带处岩石挤压破碎严重, 处于裂缝密集发育区, 具备形成裂缝-孔隙双重储集空间网络, 储集物性条件较好;孔店组泥岩盖层直接覆盖在二叠系地层之上, 储盖组合条件好。晚期正断层发育程度低, 下切活动不剧烈, 对圈闭的改造较弱, 有利于油气的保存。
推覆带北部圈闭:推覆带北部圈闭发育比较明显的特征是晚期断裂改造比较严重, 虽然孔店组地层厚度较大, 储盖组合条件优越, 但油气保存条件会相对较差。另外, 由于该区逆冲推覆断层活动更加剧烈, 导致推覆带内高部位石盒子地层减薄, 甚至部分石盒子地层被剥蚀, 不利于储集砂体的发育。
乌马营背斜圈闭:位于逆冲推覆带东侧, 整体形态为一低幅度的背斜, 圈闭面积较大;从储盖组合类型来看, 中生界地层遭受不同程度的风化剥蚀, 残留有一定厚度的底部红色泥岩, 与二叠系石千峰组紫红色泥岩层共同构成了该部位区域盖层, 储盖组合条件较好。
摘要：本文通过对供油条件、圈闭及保存条件、储集条件等方面研究认为乌马营潜山上古生界煤系源岩生气最有利区, 供烃条件好;中生代时期形成的挤压逆冲背斜构造, 圈闭条件好;下石盒子组砂岩厚度大, 次生溶蚀孔隙及裂缝较为发育, 储集条件较好;晚期深埋, 盖层厚, 断层不发育, 圈闭保存条件好。通过对不同圈闭成藏条件的差异性分析, 为目标优选及井位部署提供依据。
关键词：乌马营潜山,供烃条件,圈闭条件,储集条件
参考文献
[1]陈建平, 黄第藩等.酒东盆地油气生成和运移, 石油工业出版社, 1996.
[2]程克明, 王铁冠, 钟宁宁等.烃源岩地球化学, 科学出版社, 1995.
[3]陈莹, 林畅松, 周小军, 等.歧口凹陷古近系构造对沉积层序和砂体分布的控制[J].新疆石油地质, 2006, 26 (3) :302-304.
勘探潜力 篇2
潍北凹陷北部洼陷带滚动勘探潜力研究
本文深入细致地分析了潍北凹陷北部洼陷带的构造、储层及成藏模式,对其滚动勘撂潜力及有利圈闭进行了充分论证,提出了滚动勘探目标并初步计算了资源量.
作 者：初启龙 作者单位：胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司,山东,东营,257000 刊 名：中国科技博览 英文刊名：China Science and Technology Review 年，卷(期)： “”(2) 分类号：P62 关键词：潍北凹陷 滚动勘探 构造 储层 有利圈闭勘探潜力 篇3
【关键词】烃源岩；储盖组合；西阿拉伯盆地；伊拉克
引言
伊拉克处亚洲西南部，阿拉伯板块之上，面积44万平方公里，可以划分为4个盆地单元：北部扎格罗斯褶皱带，西部西阿拉伯盆地，中部维典-美索不达米亚盆地和东部中阿拉伯盆地。伊拉克共有油气田118个，油层分布在侏罗系、白垩系和第三系地层中，平面上分布在扎格罗斯褶皱带、中阿拉伯盆地和美索不达米亚盆地东北部，西部西阿拉伯盆地由于位于沙漠地区，构造上属于稳定地台，勘探程度低。但是在叙利亚境内的西阿拉伯盆地内则有大量油气田发现，伊拉克境内在该盆地除Akkas气田外无油气田分布。是什么原因导致油气分布的不规律性？伊拉克西阿拉伯盆地盆地的是否还有潜力？是本文需要回答的问题。
1、区域地质
伊拉克构造上位于阿拉伯板块的北部，基底最早为前寒武纪，最大埋藏深度达14km。伊拉克区域构造演化与板块运动密切相关，阿拉伯板块向北运动的过程中，以张应力为主。中新世与欧亚板块碰撞后以挤压应力为主。在板块运动及应力场演化控制下，不同时期沉积充填不同。奥陶系以砂泥岩沉积为主，志留系以泥页岩沉积为主，泥盆纪至早石炭为砂、页岩沉积夹碳酸盐岩薄层沉积，石炭纪以后陆续有规模较大的灰岩沉积，早二叠纪和晚二叠纪主要发育页岩、砂岩和灰岩。中生代沉积相为浅海碳酸盐岩台地相，下侏罗世有规模较大的蒸发岩发育，形成较大规模的区域性盖层。新生代沉积体系的发育受造山作用的控制大量碎屑体系注入盆地，发育规模较大的碎屑岩沉积。
伊拉克西部的沙漠地区，构造上属于稳定地台或隆起，勘探程度低。东部和中部平原地区，构造上位于前渊带，勘探程度较高。从伊拉克及周边油气田平面分布特征上看东部地区油田以南北向呈规律性分布，北部地区油田以北西向规律性分布，南部稳定地台区伊拉克和沙特境内均无探明油田分布。
2、盆地石油地质条件
2.1烃源岩
伊拉克西部地区的西阿拉伯盆地证实的烃源岩是下志留统富含有机质热页岩。奥陶系泥岩虽有井钻遇，但其生烃能力并不确定。本文进一步验证志留系热页岩生烃指标的同时，也分析了奥陶系泥岩做为烃源岩的潜力，认为伊拉克西部地区油主要来源于志留系，气主要来源奥陶统烃源岩。下志留统热页岩分为上下两部分，上部热页岩厚度为19米，下部热页岩厚度为39米。志留系热页岩为黑色富有机质沥青质页岩，有机质丰度高，干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ型，TAI指数2.8-3.0，Ro：0.98-1.0%，已经进入生油窗。下部的热页岩发育范围受到古地貌发育的控制，发育在古构造低的位置，上部的热页岩受沉积相带的控制，富含有机质的泥岩来源于前三角洲远端沉积。奥陶系Khabour组页岩，TOC大于0.5%，干酪根Ⅱ型，已经进入热裂解生气阶段，属于深层过成熟。
通过与整个阿拉伯地台烃源岩对比得知：志留系Akkas组烃源岩为有机质异常丰富的页岩，平均生烃门限为2300m左右，TOC最大可达到16.62%；奥陶系Khabour组烃源岩TOC 0.9-5.0%。从埋藏史上分析可知志留系热页岩在古生界末期进入生油窗，奥陶系烃源岩古生界则处于生气阶段。
2.2储盖组合
西阿拉伯盆地共发育4套储盖组合。其中古生界以砂泥岩储盖组合为主，中新生界以碳酸盐岩、蒸发岩储盖组合为主。
第一套储盖组合：储集层以上奥陶统Khabour组浅海砂岩为主，层间浅海页岩做为局部盖层，顶部志留系页岩为区域性盖层。Khabour组浅海陆架沉积环境沉积的石英砂岩和页岩，毛厚度达38m，平均25m，平均孔隙度10%，平均渗透率500mD。志留系Akkas组薄层砂岩是次要储层，毛厚度10m，净厚度1.5m，平均孔隙度17%，渗透率500mD。区域盖层为志留系页岩。第二套储盖组合：储集层为上三叠系为Kurra Chine组浅海碳酸盐岩，平均净厚度6-28m，净毛比0.01-0.08；平均有效孔隙度8-16%；平均渗透率10mD。上部发育的区域性泥岩为其盖层。第三套储盖组合：储集层为上白垩系的Shiranish组浅海礁灰岩，最大厚度1200m。区域性盖层为始新统沉积的岩性致密的泥灰岩。第四套储盖组合：储集层为中新统Jeribe组浅海灰岩为，最大厚度300m。区域性盖层为上覆的厚层Fars组以硬石膏。
2.3圈闭类型与运移模式
伊拉克西阿拉伯盆地圈闭类型均为构造圈闭，形成于早期拉伸和晚期挤压环境。拉伸构造是在凹陷沉降、裂陷、被动陆缘发育阶段由倾斜正断层控制的断块。拉伸构造形成于古生代至渐新世时间内。挤压构造包括背斜、反转断块，压扭构造发育于幼发拉底地堑和塔布克台地。压性构造形成于中新世至今，受控于扎格罗斯造山作用。目前已经证实的油气田构造以背斜圈闭为主，圈闭具有继承性发育的特征。
油气在烃源岩中生成之后，通过初次运移将烃类排出到与之接触的砂体之中，在砂体之中进行二次运移，一旦遇到断层和不整合面，通过开启性断层在纵向上向不同时代的砂体内运移，在闭合性断层附近聚集成藏。不整合面是油气横向大规模长距离运移的主要通道，尤其二次运移过程中，主要发生在与砂体接触的不整合界面处。若遇到砂体尖灭或不整合上覆水进期泥质沉积，则在不整合面下聚集成藏，形成不整合油气藏。伊拉克西阿拉伯盆地证实的油藏，油气的聚集和运移受断层和砂体双重控制。
3、结论与认识
1、伊拉克西部地区已证实的烃源岩除了志留系热页岩外，奥陶系泥岩也具有较强的生烃能力，是另一套区域分布的烃源岩层。
2、伊拉克西部地区发育4套储盖组合中，奥陶系、侏罗系和中新统储层发育较好，含油气潜力较大，三叠系储层较致密，存在一定风险。
3、伊拉克西部地区构造圈闭发育模式受碰撞造山带双重控制作用，以背斜圈闭为主。
4.伊拉克西部地区油气勘探的有利因素是油气源条件和圈闭、盖层条件较好。不利因素是西部盆地勘探程度较低，钻井较少，并且已经揭示的钻井位置三叠系储层较致密，储层发育风险较大。
参考文献
[1]M.S.Ameen，王桂宏.伊拉克北部基底构造对油气生成、运移和聚集的影响[J].国外油气勘探，1993（04）：383-395
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[4]项光.中东阿拉伯板块的油气[J].中国海上油气，1992（03）：56
青城凸起中生界勘探潜力分析 篇4
青城凸起区域构造位于济阳坳陷的西南部, 东临博兴生油洼陷, 具备有利的构造背景及油源条件。该区各层系合计探明石油地质储量1836×104t, 钻遇中生界探井35口, 11口井见油气显示, 6口井获油流, 探明含油面积2.0km2, 石油地质储量267×104吨。但是由于地震资料品质差, 成藏认识不清, 自高41块开发20多年来一直没有进行系统全面的研究, 也没有大的勘探突破, 近两年随着地震资料品质的提高, 我们对中古生界的油藏地质特征及油气富集规律进行了总结, 分析其滚动勘探潜力。
2 油藏地质特征
2.1 地层特征
该地区自下而上钻遇古生界奥陶系、石炭系和二叠系, 中生界侏罗系和白垩系, 其中中生界钻遇侏罗系的坊子组和三台组, 白垩系的蒙阴组和西洼组;地层厚度超过750米, 中生界地层岩性为紫红、灰紫、灰色含砾砂岩、长石细砂岩等夹多层基性侵入岩, 如灰绿岩、闪长玢岩和火成岩-安山岩等, 目前主要见油层系为蒙阴组和西洼组。
2.2 构造特征
东营组末期, 由于青城凸起持续抬升, 导致青城凸起南部地层遭受不同程度的剥蚀, 地层尖灭线呈北西-南东方向。中生界整体构造形态为地层向北东倾没向西南抬高的单斜构造, 虽然内部被多条断层切割复杂化, 但整体形态较完整。
该区中生界主要发育4种类型的断层:中生界-古生界早期受印支运动影响的北西向断层, 中生界时期受燕山运动影响的南北向断层, 孔店组-沙四段早期受喜山运动影响的东西向断层, 沙三段以来受高青大断层影响的北东向断层。北西向和近东西向断层对油气成藏起控制作用, 北东向断层受高青断层影响, 活动时期长, 往往对油气成藏起运移作用。
2.3 储层特征
中生界沉积相主要为河流相沉积, 储层较为发育, 南部地层厚度减薄, 储层厚度较小, 随着往北地层厚度增大, 储层厚度呈增大的趋势。借用高41块的物性数据, 储层平均孔隙度13.0%, 平均渗透率24.8m D, 为低孔低渗储层。平面上储层物性由南向北随着砂体的增厚物性变好, 垂向上中生界顶部由于受火成岩影响物性较差, 而内幕储层物性较好。
2.4 油藏类型
来自博兴洼陷沙三和沙三段生成的油气沿着骨架砂体和高青大断层运移到上升盘中生界成藏, 油藏分布受油气源条件及地层剥蚀线共同控制, 油藏类型为顶部的不整合油藏和内幕的构造油藏。
2.5 构造油藏富集规律
通过对高41块老区进行解剖, 对于构造油藏取得了三点认识:
2.5.1 构造油藏的含油高度为50-100米, 构造油藏的含油高度为30-70米, 从东西方向看, 自东向西, 油气富集程度越来越低, 含油高度越来越小。
2.5.2 断层类型主要有南掉的反向断层和北掉的顺向断层, 整个高41块北一条南掉的反向断层分割成两个部分, 南部主要发育受地层剥蚀线控制的地层油藏, 北部发育受断层遮挡控制的构造油藏, 顺向断层和反向断层都能形成有效遮挡, 反向断层含油高度高于顺向断层。
2.5.3 中生界构造油藏断层组合样式主要为三种类型: (1) 受两个反向断层遮挡控制的, 油气成藏条件最好, 最为富集; (2) 受一条反向和一条顺向断层控制的断块, 油气成藏条件较好, 较为富集; (3) 受两条顺向断层控制的断块, 油气成藏条件最差, 且由于受断层活动影响, 往往油气较稠, 常规生产产量低。
2.6 地层油藏富集规律
通过对青城凸起地层油藏的滚动勘探与开发, 总结以下两点认识:
2.6.1 地层油藏主要分布在洼陷边缘或斜坡地带, 一般埋藏浅, 油稠出砂。
2.6.2 地层油藏呈条带状分布, 含油条带窄;垂向上具有一定的含油高度, 不同砂体含油叠合连片, 适合水平井开发。
3 中生界潜力方向
针对中生界的滚动勘探思路主要为:
3.1 围绕高41块老区分构造油藏和地层油藏进行滚动扩边。
3.2 优选靠近东部油气富集区为下步潜力区带。
通过处理后的新三维资料, 落实了青城凸起西洼组和蒙阴组上部地层剥蚀线位置, 通过精细构造解释和成藏条件分析, 落实下步潜力方向。
3.2.1 高41块南部地层油藏
地层油藏的难点是地层剥蚀线的描述, 通过对青城凸起地层油藏开发, 总结出一套地层剥蚀线精细描述技术:
3.2.1. 1 结合地震剖面和实际测井资料建立地层框架并推算地层倾角。
3.2.1. 2 根据实钻井油藏剖面推算出不同层系剥蚀线的具体位置。
3.2.1. 3 结合地震资料推算出各个砂体在平面和空间上的位置。描述出地层剥蚀线位置, 向南存在一定的滚动勘探扩边潜力。
3.2.2 高41块北部构造油藏
高41块北部主要发育构造油藏, 目前受反向断层和顺向断层控制的条带都获得工业油流, 说明往北顺向断层断块具有一定滚动潜力。建议往北选取成藏条件好的断块进行滚动勘探。
4 结语
4.1 青城凸起中生界南部主要发育受剥蚀线控制的地层油藏, 北部发育受断层控制的构造油藏。
4.2 构造油藏断层类型主要有南掉的反向断层和北掉的顺向断层, 反向断层和顺向断层都能够对油气形成有效的遮挡。
穆尼河盆地油气勘探潜力及投资建议 篇5
1 盆地地质背景
穆尼河盆地位于赤道附近、大西洋大陆边缘的主转换带与阿普第盐盆之间, 阿普第盐盆的最北端。盆地的形成受控于卡里比和阿森松两条转换断裂带。这样的构造背景致使穆尼河盆地的构造和地层既具有西非被动大陆边缘型特点, 又具有几内亚湾北部转换带类型特征[8]。
盆地的构造演化可分为裂谷期、过渡期和被动陆缘期三个阶段[2,3,4]。
裂谷期 (早白垩世纽康姆期-阿普第早期) 受裂谷作用影响, 盆地内产生了一系列平行于现代海岸线的向海倾斜的阶梯状大断层, 并形成了基底隆起、半地堑和倾斜断块等构造。这个时期的裂陷, 无论是地层还是圈闭与毗邻的西非含油气盆地具有很大的相似性, 尤其是与刚果盆地北部。但持续的时间比较短。
过渡期 (早白垩世阿普第中-晚期) 西非沿海盆地普遍发育一套蒸发岩沉积。在穆尼河盆地局部有盐。和其他盐盆一样, 盐的沉积对盐下和盐上层序均具有重要作用, 它们既可以成为盐下储层的良好盖层, 又对盐上圈闭的形成具有控制作用。
被动陆缘期 (早白垩世阿尔布阶-现在) 从阿尔布期开始, 受塑性泥岩和盐层发育的影响, 陆架边缘区和陆坡区发育一系列重力变形构造, 且其离岸近端 (东部) 具有旋转断块特点, 远端 (西部) 受盐运动影响形成盐隆、盐底辟、盐刺穿等构造。从桑托斯开始, 区域构造运动导致了断层的复活和盆地反转, 盆地内沉积地层发生原地褶皱, 裂谷期构造也发生反转。从古近纪开始, 受区域构造抬升的影响, 盆地内发生了晚期重力变形作用[4,5]。在整个被动陆缘期, 受盆地东部构造抬升的影响, 陆架斜坡和盆地沉降中心逐渐由东向西迁移。
根据盆地的构造演化将地层划分为裂谷期层序、过渡期层序和被动陆缘期层序。
裂谷期层序主要由河流相、三角洲相和湖泊相碎屑岩构成, 最大厚度超过4000m[5]过渡期层序总体由两套地层构成。下部为阿普第阶盐岩层序, 沉积于泻湖环境, 由薄层的块状蒸发岩夹暗色页岩构成, 最大厚度可达800m;上部为海侵期泥岩, 富含有机质, 最大厚度可达350m, 是盆地中主要的烃源岩之一[5]。
被动陆缘期层序由桑托斯不整合面将其分为海侵巨层序 (阿尔布阶-土伦阶) 和海退巨层序 (桑托阶-全新统) [5]。阿尔布早期发生大规模的海侵事件, 盆地内沉积了一套富含有机质的海相泥岩, 为良好的烃源岩, 之后随着海平面的进一步上升, 在研究区东部陆架沉积了一套碳酸盐岩, 最大厚度可达900m以上, 主要由鲕粒灰岩和微晶泥灰岩组成。赛诺曼阶-土伦阶由海相砂岩和页岩组成, 这套地层的几何形态由深水区到陆架区变化很大, 在陆架区这套地层变得非常薄, 在有些地方甚至完全消失。桑托斯早期的区域性剥蚀事件形成了桑托斯区域不整合面, 该不整合面上发育众多的深切谷, 它形成了海退巨层序的底面。海退巨层序的厚度在盆地内部变化显著, 盆地西部比东部厚。桑托斯-马斯特里赫特阶主要由海相泥岩与砂岩组成, 该套地层中发育的浊积砂岩是穆尼河盆地当前最主要的储层。古新统、始新统由海退期砂岩、粉砂岩和页岩组成。在渐新世, 全球范围的海平面下降导致了盆地的沉积间断和剥蚀。在中新世, 连续的漂移导致了西非大陆边缘盆地向西倾斜、下沉, 加重了大陆斜坡的剥蚀, 形成了中新世区域性不整合面。中新世之后的地层由分选差的海相地层 (包括局部水道充填砂岩和浊积岩) 组成[1, 6]。
2 盆地石油地质条件及油气分布规律
2.1 盆地石油地质条件
穆尼河盆地发育四套烃源岩, 其中盐下一套, 为下白垩统纽康姆阶-阿普第阶下部湖湘页岩 (SR1) ;盐上三套, 由下向上依次为下白垩统阿普第阶上部-阿尔布阶下部海相页岩和微晶灰岩 (SR2) 、上白垩统塞诺曼阶-土伦阶海相页岩 (SR3) 及古新统湖湘页岩 (SR4) 。除了SR4还处于未成熟阶段外[1], 其他3套烃源岩都已经成熟。因此, 该盆地有效烃源岩主要是前三套, 形成了三套含油气系统。而勘探证实白垩系SR2和SR3是最重要的2套烃源岩。
穆尼河盆地发育盐上和盐下多套储层。盐上最主要储层是桑托-坎佩尼-马斯特里赫特阶浊积砂岩, 是盆地主力产层。潜在的储层包括阿尔布阶高能碳酸盐岩沉积物 (主要包括鲕粒灰岩) 及台地内部的硅质碎屑岩、中新统浊积砂岩[6]。盐下潜在的储层主要为裂谷期巴列姆阶三角洲相和湖泊相砂岩。各时期发育的页岩可作为良好的盖层。
因此根据Aptian盐层划分为盐下裂谷期、盐上白垩系、第三系三套生储盖组合[8]。盐上白垩系组合包括SR2和SR3两套烃源岩, 储层是阿尔布阶和桑托阶-坎佩尼阶-马斯特里赫特浊积砂岩, 这套组合分布广, 保存好, 发现的油气田最多, 是最重要的一套组合。盐下裂谷期组合埋深大, 目前较少钻遇, 可以作为潜在的勘探目标。第三系组合生油岩未熟, 如果有深大断裂沟通下部油源, 则可聚集成藏, 这套组合近期也有勘探突破。
盐下圈闭类型以倾斜断块、半地堑等为主, 而盐上则以盐构造相关的圈闭、地层圈闭或复合圈闭为特征[7]。
2.2 油气分布规律
盆地油气勘探始于1968年, 截止到2011年底, 盆地共发现油气田13个, 油气2P可采储量共约6.73X108boe。
统计结果显示除了古近系有1个发现, 其余的油气田储层均是上白垩统桑托阶和坎佩尼阶浊积砂岩, 单个油气规模皆小。平面上分布在盐盆范围内。而没有盐分布的超深水地区至今还没有勘探发现, 盐对其上油气成藏的控制作用显而易见。
结合盆地石油地质条件分析, 认为盐盆范围是成藏有利带。
3 盆地勘探潜力
3.1 盆地勘探历史分析
盆地海上共开展了2D地震15100k m和3D地震12950k m2, 完成探井67口, 勘探工作量集中在1998~2005年期间, 2005年之后投入的勘探工作量非常少, 油气储量增长也集中在这个期间, 油气发现全部位于盐盆范围1000米以内的水域, 05年之后穆尼河盆地一直没有新的油气发现。位于Block k的NEXEN K2井钻于2005年, 水深为1500米, 油显示, 是盆地目前唯一的超深水探井。总的来看, 海上勘探程度较低, 尤其是1000米以外的区域钻井非常少。这主要是超深水勘探风险大、勘探难度加大、若没有一定规模的储量发现很难有经济效益所致。
3.2 勘探潜力
USGS评价该盆地还有2267.99MMboe的未来潜力, 预测油气规模在1~5M M boe的油气田有924个, 5~10MMboe的油气田还有40个。结合盆地油气地质条件, 穆尼河盆地盐下裂谷期发育时间短, 裂谷期层序无论是沉积厚度和沉积范围都受限;第三纪沿西非海岸发育一系列三角洲﹑扇三角洲 (尼日尔三角洲和刚果扇盆地) , 同时期穆尼河盆地仅发育一些浊积砂体, 这些原因决定穆尼河盆地盐下的潜力一般和盐上不会有大规模的油气发现。且盐盆外超深水的广大地区由于缺乏圈闭和储层不发育, 勘探风险大。很明显, 穆尼河盆地还是有一定的油气勘探潜力, 但超深水勘探和盐下勘探, 技术的可行性和是经济效益在一定程度上制约了油气勘探的进程。
4 勘探投资建议
目前穆尼河盆地进入的石油公司共有15家, GEPetrol (穆尼国家石油公司) 拥有的勘探区块最多, 面积最大, 其次是Petroliam Nasional Bhd (Petronas) 和DNO International ASA等, 除了GEPetrol外, 主要是一些美国的小石油公司。
穆尼河盆地每年的油气资源并购交易较少。2001-2010年期间发生油气上游的储量并购交易仅有10笔, 交易总价值共计128.38亿美元, 平均每年约发生1笔交易。最近的一笔交易发生在2006年, 交易区块Block M, 卖方是Fruiter, 买方CNPC (中石油) , 该区块横跨穆尼河盆地和加蓬-杜阿拉深海盆地2个盆地, 水深大于2000米, 面积1049k m2, 目前勘探一直没有获得突破。综合来看, 交易相对频繁的是一些包含油气田在内的区块及周边区块。为了规避高的勘探风险, 这些公司的交易主要针对油气田及周边的勘探区块。资产的交易活动中, 美国公司表现很突出。
从交易形式来看80%的上游油气交易是通过公司并购形式进入资产, 从交易特征来看, 基本都为陆架上的常规油气资源交易, 仅在2008年发生一笔深水区域的油气资产交易, 说明投资者看好该盆地的陆架油气资源, 而对超深水地区的勘探潜力石油公司相对保持谨慎的态度。近年来并购资产的资源量级别基本呈下降趋势, 说明购买的资源量上存在一定风险。
鉴于深水地区勘探风险大和盆地有限的勘探潜力, 建议慎重进入该区域投资。
5 结论
(1) 穆尼河盆地属于西非Aptian盐盆的一部分, 成藏主要受控于盐构造和储层, 盐分布区为有利成藏带。
(2) 穆尼河盆地盐下裂谷期发育时间短, 裂谷期层序无论是沉积厚度和沉积范围都受限;盐上穆尼河盆地仅发育一些浊积砂体;这些原因决定穆尼河盆地盐下的潜力一般和盐上不会有大规模的油气发现。
(3) 盐盆以外的超深水地区由于缺乏构造圈闭和储层不发育, 勘探风险大。
(4) 技术是否可行和是否具有经济效益在一定程度上制约了对超深水和盐下油气勘探进程。
(5) 近10年油气资产交易反映投资方皆持谨慎态度, 尤其是超深水区域。建议慎重进入该区域投资。
参考文献
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白音昆地早白垩世凹陷勘探潜力分析 篇6
白音昆地凹陷位于内蒙古克什克腾旗地区, 构造上位于大兴安岭隆起带西南部[1,2], 与二连盆地其它凹陷处于同一个构造单元, 属于中生代早白垩世断陷, 凹陷面积1100km2。
截至目前, 该区共有二维地震测线31条, 长度大于500km, 完钻探井1口 (腾1井) , 勘探程度较低。腾1井在沙海组下段和九佛堂组都见到了油迹和荧光显示, 说明该处发生过油气运移聚集过程, 证实了白音昆地凹陷为早白垩世含油气断陷, 具有良好的油气成藏地质条件, 具备一定的勘探潜力。
2 勘探潜力分析
2.1 地层条件
克旗地区自下而上发育由上古生界二叠系、中生界侏罗系和白垩系三套层系组成的三个构造层[3,4,5]。第一构造层为古生界火山岩和浅变质岩系, 构成盆地或凹陷的古老褶皱基底。第二构造层为侏罗系酸性火山岩夹沉积岩, 构成盆地或凹陷的第一火山喷发岩及火山碎屑岩沉积建造层。第三构造层为中生界白垩系下统湖相碎屑岩, 构成白音昆地凹陷断陷沉积层, 是断陷主要生烃、含油气层系, 为勘探目的层。中、新生界陆相沉积岩及火成岩为该区盖层。
勘探目的层白垩系下统自下而上发育义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组四套地层见表1。义县组与下伏侏罗统、阜新组与上覆新生界为角度不整合接触, 沙海组与九佛堂组为平行不整合接触, 其余地层之间一般为整合接触。
2.2 构造条件
白音昆地凹陷属于二连盆地构造单元, 二连盆地是在海西期褶皱基底上形成的以下白垩统为主的小型断陷盆地群。受燕山期NW-SE向的拉张作用影响, 二连盆地内的凹陷大部分为北东方向。到了白垩世末期, 白音昆地等凹陷发生了左旋剪切作用, 形成了现今的“S”型形态。
白音昆地凹陷夹持于包默台和五里台两大凸起之间, 走向NNE, 北高南低, 东高西低, 具双断结构, 西陡东缓, 西侧为陡坡带, 东侧为缓坡带, 中央分布有小型洼陷带, 早白垩世基底最大埋深3200m左右。
该区主要发育北北东向主干断裂和一组北东向、近东西向的次生断裂, 它们相互作用形成了本区东西分带、南北分块的构造格局。主干断裂为包默台断层和五里台断层, 为边界断层, 最大断距分别为5000m和4000m, 发育阶段与凹陷发育时期相同, 控制整个地层的沉积与分布。凹陷内次级断层分两组, 一组以北东向为主, 一组以东西向为主, 北东向断层将东侧缓坡带切割成多个断阶, 东西向断层又切割北东向断层, 形成断块型圈闭。因此, 东侧缓坡带主要以断块型圈闭为主, 其次是断裂背斜型圈闭和岩性圈闭。西侧陡坡带也发育有断块型圈闭、岩性圈闭以及小型断鼻圈闭等。
由于早白垩世基底埋深大, 断裂具有多期性、持续性等特点, 油气沿着断层向上、向侧面运移, 在断块、断鼻、断裂背斜圈闭处聚集油气, 易形成构造油气藏。同时, 靠近断层的砂体上倾尖灭, 可形成岩性油气藏[6,7,8,9,10]。因此, 白音昆地凹陷发育的多套断裂系统为油气聚集提供了便利条件。
2.3 油源条件
2.3.1 烃源岩
白音昆地凹陷沙海组下段和九佛堂组暗色泥岩发育, 纵向厚度大且分布稳定, 为深湖、半深湖相沉积产物, 是该区的两套主要烃源岩。沙海组下段和九佛堂组暗色泥岩厚度均大于400m, 厚度中心均位于白音昆地凹陷南侧。
2.3.2 有机质丰度
通过对腾1井43个沙海组下段泥岩样品进行统计如图1所示, 认为达到中等烃源岩标准的占46.51%, 达到好烃源岩的标准也占46.51%。通过对31个九佛堂组泥岩样品进行统计如图2所示, 认为达到中等烃源岩标准的占41.94%, 达到好烃源岩的标准占54.84%。总体上, 两套烃源岩的有机质丰度均较高, 九佛堂组略好于沙海组下段。
2.3.3 有机质类型
通过干酪根碳同位素、显微组分、氢指数分析综合认为, 沙海组下段有机质类型以Ⅱ1型为主, 也有相当一部分Ⅱ2型。九佛堂组烃源岩主要是Ⅱ1型。这反映了该区烃源岩的成烃母质以湖相浮游植物贡献为主, 兼含藻类植物的特点。说明烃源岩沉积时古水介质为湖相淡水还原环境, 有利于有机质的保存。
2.3.4 有机质演化
根据腾1井烃指数分析, 推测腾1井附近区块的生烃门限 (Ro=0.5%) 为1100m, 它是有机质由不成熟到成熟的转折点。埋深大于1100m之后, 进入生烃高峰期。由此, 沙海组下段埋深较浅, 靠近中央洼陷带的地区大多进入生烃门限, 但北侧和东侧缓坡带的多数地区未进入生烃门限。因此, 沙海组下段这套暗色泥岩除作为烃源岩外, 主要考虑作为区域盖层。而下伏的九佛堂组大部分地区都位于生烃门限之下, 烃源岩进入了成熟演化阶段, 为一套好的烃源岩。
2.4 储集条件
2.4.1 岩性及岩相特征
白音昆地凹陷共发育两套砂岩储层, 一套位于沙海组下段的下部, 一套位于九佛堂组的上部。据岩心观察, 结合地质、测井、地震等资料分析, 该区沙海组下段储层岩性为浅灰色、灰色凝灰质粉砂岩、细砂岩、含灰细砂岩、含砾细砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩夹深灰色泥岩。沉积相上表现为扇三角洲前缘沉积亚相, 微相上部为河道间沉积, 下部为分支流河道沉积。沙海组下段的下部砂体较发育, 由凹陷的两侧向洼陷带逐渐减薄, 预测砂体厚度一般大于100m。
九佛堂组储层岩性为灰色细砂岩、粉砂岩、含灰粉砂岩夹深灰色泥岩。沉积相为扇三角洲前缘亚相, 微相上部为分支流河道沉积, 下部为席状沙沉积。九佛堂组上部的砂体发育稍差, 连续性一般, 纵向分布不均, 预测砂体厚度20~100m。
2.4.2 储层物性特征
根据腾1井资料, 沙海组下段储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主, 其次为含砾粗砂岩、砂砾岩, 碎屑成分以岩屑为主, 长石次之, 石英含量较低。岩屑含量一般在47%~73%, 类型为中、酸性喷出岩、浅成岩、花岗质岩、石英岩、片岩、硅质岩、凝灰岩等。长石为钾长石、斜长石, 含量一般在13%~35%, 石英含量为13%~30%。储层胶结物主要为泥质和钙质, 泥质含量一般1%~11%, 方解石含量变化大, 1%~14%。储层岩石颗粒混杂, 粒径大小不一, 一般在0.03~2mm。岩石颗粒分选差—中等, 磨圆程度为次棱—次圆状。储层的储集空间为次生粒间孔、粒内孔、溶蚀孔等。
九佛堂组储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主, 碎屑成分以岩屑或长石为主, 岩屑含量一般在36%~56%, 类型为中、酸性喷出岩, 花岗质岩, 石英岩等, 长石为钾长石、斜长石, 含量一般在27%~46%, 石英含量为17%~18%, 泥质胶结, 岩石颗粒分选差—中等, 磨圆程度为次棱—次圆状。储层的储集空间为次生粒间孔、溶蚀孔等。
通过对腾1井岩心物性资料进行统计, 沙海组下段最大孔隙度12.6%, 平均为9.1%, 最大渗透率为60.5×10-3μm2, 其它渗透率值较低, 为低孔超低渗、特低渗型。九佛堂组最大孔隙度8.0%, 平均为6.5%, 最大渗透率为0.088×10-3μm2, 为特低孔非渗型。沙海组下段储层物性好于九佛堂组。
由于孔隙度主要受相带、岩性控制, 不同相带岩性不一样, 孔隙度也不一样。腾1井储层物性整体较差可能与距离物源近有关, 导致岩性粗, 砂砾岩厚度大, 结构成熟度和成分成熟度较低。
2.4.3 储层空间展布特征
利用低勘探区地震相预测技术, 对沙海组下段的顶面、底面以及沙海组下段砂岩储层的顶面进行了界面追踪, 得出了沙海组下段砂岩等厚度图、砂岩百分比图和预测沉积相图如图3所示。研究认为, 白音昆地凹陷的物源来自于凹陷的东西两侧[11], 为侧向短轴物源。凹陷东西两侧发育有多套砂体, 东侧砂体规模大, 分布较广泛, 物源充足, 砂体累计厚度大于200m, 西侧物源规模较小。中央洼陷带南侧由于距离物源区较近, 砂体也较发育, 砂岩累计厚度大, 一般200~400m。中央洼陷带北侧砂体稍薄, 一般50~200m。
参考砂岩厚度分布特征, 分别以砂岩百分比值60%、40%、20%为界, 将沙海组下段划分为四大亚相带, 即扇三角洲平原带、扇三角洲前缘带, 前扇三角洲带和半深湖亚相带, 西侧局部地区发育水下扇沉积相类型。其中, 扇三角洲前缘为有利沉积相带[12], 距离烃源岩近, 分布范围广, 砂体类型好, 易成为油气聚集的场所。
3 有利区预测
根据辽河外围地区“下洼找油”地勘探思路[13], 狭窄洼陷的油气具有“短距离运移, 就近聚集”的特点, 即生油岩控制油气分布, 洼陷内和紧邻洼陷的油气藏最丰富。而白音昆地凹陷南侧距离九佛堂组和沙海组下段烃源岩厚度中心———中央洼陷带近, 油源较充足, 且沙海组下段和九佛堂组储层发育, 因此为有利勘探区。受北东向和近东西向主干断层和次级断层分割, 白音昆地凹陷南侧共形成了1、2、3、4号等8个有利圈闭, 圈闭面积60.9km2, 预测资源量8196×104t。其中断块圈闭5个, 断鼻圈闭2个, 断裂背斜圈闭1个。根据圈闭条件、距离烃源岩远近、储层物性条件, 并结合油气资源情况等方面研究资料, 对各圈闭进行综合分析认为, 1、3号圈闭距离中央洼陷带油源近, 又远离物源, 处于扇三角洲前缘的有利沉积相带, 储层物性较好, 为I类圈闭, 建议首先部署实施预探井。
白音昆地凹陷南侧沙海组下段和九佛堂组储层具有优越的油气成藏条件, 预测聚集着可观的油气资源[14,15,16,17], 值得进一步开展预探。
4 结论与建议
1) 白音昆地凹陷为中生代早白垩世断陷, 具有良好的油气成藏地质条件, 具备一定的勘探潜力;
2) 本区构造发育, 含有多套断裂系统, 为寻找构造、岩性圈闭提供了便利条件;
3) 本区沙海组下段和九佛堂组暗色泥岩厚度大, 有机质丰度高, 类型以Ⅱ1、Ⅱ2型为主。沙海组下段由于进入生烃门限的范围有限, 主要作为区域盖层, 而九佛堂组为一套好的烃源岩;
4) 通过腾1井岩性、岩相、物性分析等资料认为, 沙海组下段和九佛堂组扇三角洲前缘亚相发育, 分支流河道砂体类型好, 为有利储集层, 有利于寻找构造、岩性油气藏;
5) 白音昆地凹陷南侧距离烃源岩厚度中心近, 发育断块、断鼻、断裂背斜等多种类型圈闭, 为有利勘探区, 是近期重点勘探目标。
参考文献
勘探潜力 篇7
关键词：沧东凹陷,矿物组成,岩相,沉积特征,页岩油
能源需求的日益攀升和常规油气资源的不断消耗,以页岩油和页岩气为代表的非常规油气资源越来越受到人们重视。我国曾在四川盆地开展广泛的页岩气勘探,取得了丰硕成果[1—5]。以产油为主的中国东部陆相盆地同样广泛发育泥页岩,这些新生界陆相富有机质泥页岩具有分布广、累计厚度大、有机质热演化程度较低、倾向生油的特点,页岩油资源潜力巨大[6,7]。但页岩油的开采比页岩气开采的难度大,同时半深湖-深湖相泥页岩矿物成分复杂、纹层构造样式多、泥页岩非均性强、不同岩性和岩相的泥页岩有机质丰度差异大,准确评价页岩油储层含油性和脆性的难度较大[8,9]。因此,我国东部陆相盆地页岩油勘探基本处于初期阶段。
以前针对沧东凹陷孔二段泥页岩的研究多从烃源岩角度开展,取得的认识相对笼统,忽视了泥页岩的非均质性,已有的成果难以满足高精度的页岩油勘探需要[10,11]。本文在宏观岩性认识的基础上,采用X衍射全岩分析、显微观察和热解等技术,研究泥页岩的岩石学和有机地球化学特征,并在此基础上划分岩相类型,分析不同岩相的页岩油勘探潜力, 以期能为东部陆相湖盆泥页岩油资源勘探提供一定的科学依据。
1区域地质概况
沧东凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷南部,沧县隆起和徐黑凸起之间,北面为孔店凸起,南面为东光凸起( 图1) ; 是区域性拉张背景上发育的一个新生代陆内断陷盆地[12,13]。受盆地边缘断裂活动和孔店中央隆起带抬升作用的影响,沧东凹陷现今被分割为沧东、常庄、南皮三个次级凹陷。
根据现今孔店组内部层序构型和残余地层厚度进行的盆地恢复表明[14,15]: 在孔二段沉积期,沧东古湖盆处于初始裂陷阶段,西部徐西断裂和中央构造带均未发育,三个次级凹陷为一整体,湖盆周缘构造稳定,底形相对平缓。孔二段厚度在400 ~ 600 m之间,自下而上依次可划分为Ek21、Ek22、Ek23、Ek24四个亚段[16]。通过实际岩心观察发现: Ek22是一套厚度约60 m的块状深灰色粉砂岩—细砂岩,夹泥质粉砂岩和粉砂质泥岩; Ek24主要是一套厚度在60 ~ 80 m的灰白色细-中砂岩,夹灰绿色粉砂质泥岩; 泥页岩主要发育在Ek21、Ek23两个亚段中。
2沉积特征
2.1岩石学特征
2.1.1矿物特征
沧东凹陷孔二段泥页岩矿物成分较为复杂,大量样品的全岩X衍射分析结果表明,石英、斜长石和白云石为研究区泥页岩主要矿物组成,部分样品含少量钾长石、方解石、方沸石、黄铁矿和菱铁矿。 石英含量平均20. 49% ,斜长石含量平均18. 28% , 白云石含量平均为25. 94% 。综合来看,陆源碎屑矿物含量平均高达44. 18% ,碳酸盐矿物平均含量为34. 23% ,黏土矿物平均含量小于15% 。本区黏土矿物主要成分为伊利石和伊蒙混层,含量各占黏土矿物总量的45% 左右,含少量绿泥石,不含高岭石。
薄片观察表明: 石英多在细粉砂级别,主要以薄层状或散点状产出[图2( a) 、2( b) ]; 斜长石和钾长石粒级多数在泥级范围内,镜下中难以识别; 方解石以泥晶结构为主,常与泥质组分呈薄互层状产出 [图2( c) ]; 白云石也以泥晶结构为主,局部可见微晶-细粉晶重结晶的白云石[图2( d) ]。
2.1.2岩石类型
结合岩心观察、镜下薄片鉴定和全岩X衍射数据,遵循“三级定名法”原则,共识别出泥岩、含云泥岩、云质泥岩、泥质云岩、含泥云岩、白云岩、含粉砂泥岩和粉砂质泥岩等八种岩石类型。需要指出的是本次研究中泥质组分不仅包含了黏土矿物,还包含了泥级的石英、长石。孔二段泥页岩以泥岩、云质泥岩、泥质云岩为主,其次是含云泥岩、含泥云岩、粉砂质泥岩和白云岩。在宏观岩性特征研究中发现,大多数含云泥岩与云质泥岩接近,含泥云岩则因泥质含量差异,与白云岩或泥质云岩性质接近,因此泥页岩研究中“含”这个成分级别的拟定仅靠肉眼是难以实现准确划分的。
2.1.3沉积构造
沧东凹陷孔二段泥页岩沉积构造类型以层状构造和块状构造为主,其中层理主要由矿物组成、颜色和厚度变化而显现。按照层理的厚度,将研究区泥页岩层理构造分为纹层状和层状。
纹层状构造指水平层理密集产出而使岩石呈纹层状构造,宏观纹层层厚多小于1 mm[图2( e) ], 镜下厚度多小于0. 1 mm,主要发育在纯泥岩中。这些纹层多由黏土矿物、有机质和碳酸盐矿物组成,纹层平直、清晰、连续性好[图2( e) 、2( c) ]。
层状构造层状构造指宏观上厚度在1 ~ 50 mm之间的水平层理,镜下能看到略粗于纹层状构造的细密水平纹层,主要发育在泥岩、云质泥岩、泥质云岩和粉砂质泥岩中,其中泥岩、云质泥岩和泥质云岩的纹层主要由黏土矿物和碳酸盐矿物组成[图2( f) 、2( g) ],而粉砂质泥岩中纹层则主要由泥质条带和粉砂质条带组成[图2( a) ]。
块状构造岩石成分和结构呈较均一块状, 宏观和微观上均不显纹层构造。本区块状构造在白云岩[图2( h) ]和粉砂质泥岩中较为[图2( b) ] 常见。
2.1.4主要岩相类型
综合矿物组成、岩石类型和构造特征,开展岩相特征研究。沧东凹陷泥页岩矿物组成复杂,沉积构造样式多变,导致岩相类型复杂。结合岩心和镜下观察,研究区泥页岩发育段共划分出黑色纹层状泥岩相、深灰色层状泥岩相、深灰色层状云质泥岩相、 灰褐色层状泥质云岩和棕褐色块状白云岩等五种岩相。
注: 括号内为为平均值,测试样品总数 108。
( a) 为石英薄层( GX 井,单偏,× 50,3 199. 79 m) ,( b) 为散点状分布石英( GX 井,单偏,× 50,3 221. 4 m) , ( c) 为方解石与泥质组分互层( GX 井,正交,× 50,3 202. 85 m) ,( d) 为泥晶白云岩,块状构造( GX 井,正交,× 50,3 197. 11 m) , ( e) 为纹层状构造( GX 井,岩心,3 198. 9 m) ,( f) 为层状构造( GX 井,岩心,2931. 7 m) ,( g) 为层状构造,不清晰( GX 井,岩心,2 721. 6 m) , ( h) 为块状白云岩( GX 井,岩心,3 197. 11 m) ,( i) 为方解石、有机质与黏土矿物的互层( GX 井,正交光,× 50,3 198. 9 m) , ( j) 为层状构造( GX 井,单偏,× 50,3 225. 2 m) ,( k) 为云质组分与粉砂质互层( GX 井,岩心,2 931. 7 m) , ( l) 为白云石与方解石和泥级石英混杂( GX 井,正交,× 50,3 197. 11 m)
( 1) 黑色纹层状泥岩相。岩心上可见细密泥质纹层与云质纹层呈互层状产出,纹层连续性好,局部可见呈薄层状分布的黄铁矿。镜下可见黏土矿物纹层与方解石、白云石纹层组成的互层,纹层细密、平直,显微单层厚度均在0. 1 mm以下,可见顺纹层分布的褐色、橙黄色的有机质[图2 ( c) 、2 ( i) ]。在GX井孔二段岩心厘米级描述中,该类岩相约占岩心长度的22% 。
( 2) 深灰色层状泥岩相。较纯的黏土矿物与含长石、白云岩、石英的泥质组分呈互层状产出,偶见细粉砂纹层[图2( a) ],局部可见顺黏土矿物纹层分布的有机质[图2( j) ]。该类岩相约占GX井孔二段岩心长度的24% 。
( 3) 灰褐色层状泥质云岩相。宏观上较纯的褐色云质薄层与泥质薄层组成互层,层厚一般大于1 mm[图2( b) ]。镜下微观纹层构造不清晰,白云石多为泥晶。该类岩相约占GX井孔二段岩心长度的8% 。
( 4) 深灰色层状云质泥岩相。云质组分与泥质组分呈互层产出,宏观纹层不清晰[图2( g) ],镜下常见细粉砂条带,有机质含量相对较少[图2( k) ]。 该类岩相约占GX井孔二段岩心长度的12% 。
( 5) 棕褐色块状白云岩相。云质组分占矿物组分50% 以上,总体呈块状[图2( h) ]。白云石呈泥晶—微晶状产出[图2( d) ],常与微晶方解石和泥级的石英混杂共生[图2( l) ]。微裂缝和晶间孔较发育,多被充填有机质。该类岩相约占GX井孔二段岩心长度的5% 。
2.2有机地球化学特征
依据G108、G126和W16三口井的大量泥页岩样品的有机地球化学数据,系统地分析了孔二段泥页岩各类岩性的有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度。
沧东凹陷泥页岩平均有机碳含量为3. 78% ,生烃潜量平均值23. 40 mg /g,总烃含量平均为23. 83 mg / g。
不同岩相有机质丰度存在差异,表2是研究区泥页岩样品有机质丰度指标实验分析数据。黑色纹层状泥岩有机质丰度最高,有机碳平均含量接近5% ,平均生烃潜量为32. 22 mg / g,平均总烃含量为32. 468 mg / g; 其次是棕褐色块状白云岩和灰褐色层状泥质云岩,二者的有机碳平均值在4. 0% 左右,平均生烃潜量和总烃含量均在在25. 00 mg /g以上。 深灰色层状泥岩与深灰色层状云质泥岩有机质丰度相对较低,TOC平均值在3. 0% 左右,生烃潜量和总烃含量均在20. 00 mg /g以上。
注:最小值 - 最大值( 样品数)。
从氢指数与热解峰顶峰温度相对关系的HI-Tmax图上看,孔二段泥页岩有机质类型以Ⅰ型为主,部分深灰色层状泥岩和深灰色云质泥岩有机质类型为Ⅱ1型,少量棕褐色块状白云岩和灰褐色层状泥质云岩有机质类型为Ⅱ2型。有机质成熟度变化范围较大,镜质组反射率( Ro) 在0. 54% ~ 0. 82% 之间,反映有机质处于低成熟—成熟阶段。这两项指标表明孔二段泥页岩以生油为主且正处于生油阶段。
2.3泥页岩分布特征
孔二段沉积时期,沧东古湖盆处于坳陷阶段,相对湖平面的上升可以形成大面积的深水缺氧环境, 使得半深湖-深湖相泥页岩可以广泛发育。
从孔店凸起至灯明寺附近,泥页岩发育面积近4 000 km2,厚度一般在50 ~ 350 m。平面上风化店王官屯一带厚度较大,厚度基本大于150 m,最大厚度约350 m,空间上大规模展布的泥页岩可以为页岩油藏的形成奠定丰富的物质基础。
3探讨
3.1页岩油形成的物质基础
页岩油可以看成是烃源岩所生成原油在源岩中的聚集、滞留或残留,是泥页岩生烃后未经排出或排烃后的残余的原油[18]。氯仿沥青“A”含量和游离烃量“S1”能直接反映页岩的含油量,本区泥页岩氯仿沥青“A”含量在0. 010 3% ~ 0. 769 6% 之间,平均值高达0. 279 0% ,游离烃量“S1”含量在0. 04 ~ 22. 8 mg / g之间,平均值为1. 75 mg / g,显示了泥页岩良好的含油性。从图6上看,本区泥页岩氯仿沥青“A”和游离烃量“S1”都与TOC有很好的正相关性质,有机碳含量越高,泥页岩生烃潜力越大,烃类滞留量越多,其含油量越高。
张金川对美国页岩油资料统计后认为,页岩油形成并具备工业可采能力的条件之一是有机碳含量大于2. 0% ,一般在2. 0% ~ 8. 0%[19]。对比来看, 研究区内广泛发育的黑色纹层状泥岩、深灰色层状泥岩和深灰色层状云质泥岩均满足有机质大于2. 0% 的要求。综合上述五项指标,与北美页岩油、气产层对比发现( 表4) ,沧东凹陷孔二段泥页岩具有有机质丰度高、埋深和热演化程度适中、厚度大的特点,但镜质组反射率值较低,均小于1,表明以生油为主。姜在兴认为我国陆相页岩油区主要发育在半深湖—深湖环境之中,有机质类型以Ⅰ、Ⅱ1为主,成熟度适中,Ro集中在0. 5% ~ 1. 1% 之间,总有机碳多在2. 0% 以上[20]。同时本区富含有机质的暗色泥页岩具有分布广的特征,通过对比进一步表明沧东凹陷孔二段泥页岩充分具备页岩油形成的物质基础,尤其是风化店-王官屯一带。
3.2矿物组成特征对页岩油开采的影响
脆性矿物含量对页岩油气的开采具有重要影响[22,23]。美国Fort Worth盆地Barnett页岩气的开采实践证明,页岩脆性越强,越容易在外力作用下形成裂隙,从而极大地提高渗流能力,获得高产油气流[24,25]。研究区孔二段泥页岩脆性矿物主要包括石英、方解石、白云石和长石,含量41% ~ 85% ,平均高达78. 41% ,北美地区产油气页岩脆性矿物含量多在70% ~ 75% 之间[26],二者之间具有很强的对比性,表明现有的压裂技术可以满足沧东凹陷孔二段页岩油的开采。但由于研究区内泥页岩以产油为主,石油的渗流能力要比天然气弱很多,这需要压裂工艺有更强的造缝能力[27]。
3.3泥页岩裂缝
依据岩心观察,沧东凹陷孔二段泥页岩中发育大量裂缝,部分裂缝中被方沸石、黄铁矿、方解石等矿物充填,可见油斑及沥青,表明曾有过油气聚集或油气运移。无论裂缝现今是否开启,天然裂缝发育处往往都是受力薄弱带,在压裂时会进一步向多个方向裂开并扩展,从而提高压裂作业的有效性[28,29]。
4结论
( 1) 长石、石英和白云石等脆性矿物是沧东凹陷孔二段泥页岩主要矿物组成,高脆性矿物含量使得本区泥页岩具有很强的造缝能力。其中,风化店王官屯一带泥页岩厚度大,有机质丰度高,现今仍处于生油窗内,具有巨大的页岩油勘探开发潜力。
勘探潜力 篇8
准东地区位于帐北断褶带以东, 北起克拉美丽山, 南到博格达山, 东西长1 5 0 k m, 南北宽1 2 0 k m, 面积约为2.5×104km2, 地理上横跨昌吉回族自治州的吉木萨尔市、奇台市以及木垒市 (图1) 。
构造上, 准东地区隶属准噶尔盆地东部隆起带, 自西向东基底深度趋势面呈逐渐抬高之势, 现今该区存在众多凸起与凹陷等次一级构造单元, 具有凹凸相间的“棋盘式”构造格局。在准噶尔盆地区域构造演化背景下, 准东自晚石炭世以来经历了博格达裂谷、克拉美丽洋盆的关闭、博格达山与克拉美丽山褶皱回返等事件, 此后准东在两山控制下逐渐进入自身演化阶段。结合区域地质资料, 对准东的构造演化进行分析, 认为准东经历了以下几个关键演化阶段:晚石炭世博格达裂谷及克拉美丽洋关闭阶段、早二叠世-晚三叠世一体化沉积阶段、三叠纪末“棋盘式”构造格局形成阶段, 早侏罗世-晚侏罗世早期再次沉降阶段、侏罗纪末“棋盘式”构造格局加强并定型阶段、白垩纪抬升剥蚀阶段及古近纪-第四纪统一前陆盆地演化阶段。
奇台庄山前带位于准东地区西南博格达山前阜康断裂逆冲推覆带的东翼。阜康断裂带规模巨大, 呈向北凸出的弧形展布百余公里, 并且在附近的北三台地区冲断带下盘已发现三台油田和甘河油田, 奇台庄山前带与北三台地区同位于博格达山逆冲推覆带, 构造特征相似。
奇台庄山前带地层发育较全, 结合邻区钻井以及野外露头情况, 自下而上发育石炭系、二叠系 (金沟组、将军庙组、平地泉组、梧桐沟组) 、三叠系、侏罗系、古近系和新近系。阜康断裂带上盘二叠系、三叠系和侏罗系地层向东北方向快速抬升, 部分出露地表, 局部被新近系地层覆盖;阜康断裂带下盘主要发育二叠系金沟组和将军庙组地层, 平地泉组发育可能比较局限, 二叠系地层与上覆古近系呈削截接触关系。
2 成藏条件分析
2.1 烃源条件
通过对前人研究获得的油气田资料以及野外露头样品的相关数据统计分析, 认为奇台庄山前带主要发育两套烃源岩, 包括二叠系和石炭系烃源岩, 其中又以二叠系平地泉组烃源岩为主。从野外地化分析指标来看, 二叠系平地泉组烃源岩有机碳为1.71%～6.08%, 氯仿沥青“A”为0.0367%～0.3091%, S1+S2为0.205～39 mg/g, 有机质类型主要为I型, 个别为I-II1型, Ro为0.7%～1.67%。总体表现为有机质丰度高, 厚度大, 类型好, 成熟的优质烃源岩。
2.2 储盖组合
奇台庄山前带储层相当发育, 印支—燕山期, 由于北天山山系逐步隆升, 博格达山成为主要物源区。山前带上二叠统-上三叠统为扇三角洲相、滨浅湖相沉积。三台油田和露头显示二叠系平地泉组云质砂岩和白云岩较发育, 云质岩为准东地区二叠系平地泉组致密油的主要储层, 同时, 在东泉东剖面梧桐沟组见中粗粒砂岩。
因此, 奇台庄山前带二叠系主要发育两套储盖组合: (1) 平地泉组云质岩、砂岩及其上覆平地泉组泥岩的储盖组合。 (2) 梧桐沟组砂岩、细砂岩与上覆泥岩储盖组合。
2.3 油气成藏模式
本区二叠系主要发育平地泉组烃源岩, 该烃源岩三叠系早期进入生烃门限, 三叠系为低熟油主生排烃期, 侏罗纪为成熟-高熟油生排烃期。由于受到侏罗纪末期燕山运动及喜山运动的影响, 博格达山向北逆冲推覆, 区内大断裂主要出现在燕山中晚期, 成为沟通了烃源岩与储层的通道;喜马拉雅期, 断裂进一步活化沟通作用加强。与之对应的主要发育两种成藏组合 (图2) 。
(1) 二叠系平地泉组生-二叠系梧桐沟组储的成藏组合。该类成藏组合主要以二叠系梧桐沟组砂岩、粉砂岩为主要储集层, 下覆的平地泉组成熟烃源岩生成的油气, 以短距离、近源的运移方式为主, 在梧桐沟组的构造圈闭或岩性圈闭中聚集成藏。
(2) 二叠系平地泉组生-二叠系平地泉组储的成藏组合。该类成藏组合主要以二叠系平地泉组内部的白云岩、砂岩等为储集层, 主要为自生自储的岩性圈闭为主要的圈闭类型。
3 勘探潜力
该区构造背景有利, 烃源岩及储层发育, 油气藏类型多样, 既有构造、岩性油气藏, 也可以寻找非常规致密油。奇台庄山前带二叠系平地泉组烃源岩以平地泉组为源, 阜康断裂带上盘以寻找保存条件相对较好的次生调整油气藏为主, 下盘有可能存在隐伏构造, 对油气保存有利, 以寻找原生油气藏为主。由于该区具有得天独厚的烃源岩条件, 有利的沉积构造背景导致该区圈闭可能较发育, 周边油气勘探已见规模产能, 可作为今后的重点区带进行勘探。
4 结论
(1) 奇台庄山前带二叠系主要发育平地泉组烃源岩, 具有良好的生烃潜力。 (2) 该区主要发育平地泉组生-梧桐沟组储、平地泉组生-平地泉组储两种成藏组合。 (3) 奇台庄山前带具有较好的基本石油地质条件, 油气资源较为丰富, 二叠系地层具有良好的勘探前景, 是下一步勘探需要重点关注的区域。
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勘探潜力 篇9
1 地质概况
研究区主要分布于四川盆地东南部的重庆地区、贵州东北部。地层分区位于上扬子区东南部, 构造主体位于扬子准地台地区, 南华系岩石地层单位划分为上统南沱组或桂平组, 下统大塘坡组、铁丝坳组、两界河组或大塘坡组、千子门组。大塘坡组下段主要为黑色炭质黏土岩夹菱锰矿;上段主要为粉砂质黏土岩、黏土岩及泥岩。研究区构造主体位于扬子准地台地区, 在重庆地区包括川东南陷褶束构造单元;在贵州地区包括了凤冈北北东向构造变形区、贵阳复杂构造变形区等构造单元。从震旦纪到晚三叠世中期, 基本上处于陆表海台地的稳定构造环境, 早白垩世中期的燕山运动使之发生全面褶皱[3,4]。
2 大塘坡组页岩分布范围及厚度
作为页岩气生成和储存的主体, 一定的含气泥页岩厚度是形成可勘探开发的页岩气富集区的基本条件, 也是控制页岩气资源丰度高低的重要因素。富含有机质的页岩厚度越大, 就越能保证页岩气的资源量[5]。因此页岩的厚度是评价页岩气潜力的重要指标。研究区大塘坡组页岩的分布范围较大 (图1) , 主要在渝东南沿河地区到黔东北江口-三都一带地区, 大塘坡组的厚度较大, 均在在100 m以上[6]。
3 大塘坡组页岩有机地球化学特征
3.1 有机质类型
有机质类型能够清晰的反映出有机质的生烃性质及其演化方式。为鉴定页岩中分散的有机质类型首先需要对页岩中的有机质进行分离提纯再进行制片观察。经干酪根薄片镜下观察可以看出研究区内南华系大塘坡组页岩的有机质类型为Ⅰ型的干酪根。显微组分中为沥青组和腐泥组为主。
3.2 大塘坡组页岩有机碳含量
页岩的有机碳含量是影响页岩生烃能力及吸附能力的重要因素之一。对研究区内的大茶园地区和千子门地区采样进行残余有机碳含量测定, 结果如表1。
研究区大塘坡组黑色含锰炭质泥岩是较好的烃源岩, 具有进行页岩气资源潜力评价的价值。
1为古陆, 2为滨海-陆棚, 3为沉积缺失区, 4为地层等厚线, 5为剖面位置及厚度
3.3 大塘坡组页岩有机质成熟度
烃源岩有机质成熟度是衡量烃源岩实际生烃能力的重要指标之一, 是评价一个地区或某一烃源岩系生烃量及资源前景的重要依据。元古宇烃源岩中缺乏陆相高等植物来源的镜质体, 一般采用海相镜质体或原生沥青的反射率来代替。对重庆千子门地区页岩样品QB-9的沥青反射率进行测定, 平均值为7.79%。因此本烃源岩应该属于高演化阶段, 根据丰国秀等建立的适合于四川盆地的烃源岩沥青反射率和镜质体反射率之间的线性回归方程[7]可得出QB-9的镜质体反射率为5.61%。由此确定大塘坡组的页岩有机质成熟度属于高成熟阶段, 存在生烃历史。
4 大塘坡组页岩矿物成分
页岩的粘土矿物含量高利于页岩对气体的吸附。随着长石、石英、碳酸盐矿物等脆性矿物含量增加, 使页岩易形成天然裂隙和渗导裂缝, 有利于页岩气的渗流。对大塘坡组页岩的矿物成分分析采用显微镜下观察分析, 页岩中主要矿物组分以黏土矿物为主, 黏土矿物主要为伊利石。长石、石英、云母颗粒主要存在于粉砂质条带中。另外沉积过程中在还原环境下产生了黄铁矿、菱锰矿等自生矿物。
5 大塘坡组页岩的孔渗特征
页岩孔隙度与页岩的气体总含量之间呈正相关关系, 也就是说页岩的气体总含量随页岩孔隙度的增大而增大。页岩层渗透率与页岩裂隙发育有关, 页岩层的渗透率增加使游离态页岩气的储集空间增大。因此页岩的孔隙度对页岩气的赋存状态和页岩气的储集量有较大的影响, 对研究区的页岩样进行了孔隙度和渗透率测定, 测定结果如表2。
根据测试, 该组大塘坡组页岩样的孔隙度集中在5.0%左右, 渗透率大约在0.010 m D, 孔渗条件较好, 利于页岩气富集。
6 页岩吸附性能
在页岩中吸附气的吸附位置主要是黏土矿物表面和有机质的表面, 由于有机质的比表面积更大从而吸附作用更强, 等温吸附试验结果是评价页岩吸附性的重要指标[8]。对大塘坡组页岩野外露头样品进行了等温吸附实验。在30℃下, 页岩样品最大吸附量可达3.41 cm3/g。在相同温度, 有机质含量越高, 其吸附性越好 (图2) 。
7 大塘坡组页岩气勘探潜力
将大塘坡组页岩的参数与页岩气开发较成功的美国Fort Worth盆地的Barnett页岩进行对比。目前美国投入页岩气开发的页岩具备厚度大、有机质类型以Ⅰ和Ⅱ型为主、脆性矿物含量高的特点, 多发育于前陆盆地的海相还原环境中[10,11]。从表3中可以看出, 大塘坡组页岩有较好的页岩气前景。由于上扬子地区经历了后期多期次的构造改造, 多期构造运动叠加改造过程使得研究区形成了褶皱轴迹和断层走向以北北东-北东向为主的构造格局。构造改造对页岩气的富集及保存定会产生很大影响, 因此页岩气有利区应该寻找抬升剥蚀程度小、未受到断层明显破坏的地区。
8 结论
(1) 研究区的大塘坡组页岩厚度和分布范围研究表明, 在黔东北渝东南相邻区是页岩厚度较大的地区, 尤其在秀山至松桃地区一带, 页岩的厚度基本超过100 m, 最大超过500 m。相当厚度的页岩为页岩气的生成和储集提供了地层保证。
(2) 研究区内大塘坡组页岩的有机质类型主要为Ⅰ型干酪根, 因地质演化时间较长, 干酪根已经达到高过成熟阶段。页岩中有机质含量相对较高, 原始有机碳含量大部分在1.00%, 属于较好的烃源岩, 局部地区的原始有机碳含量超过10%, 是较好的烃源岩。
(3) 页岩的矿物成分主要以粘土矿物 (以伊利石为主) 、石英、长石、岩屑、黄铁矿等为主, 其中脆性矿物含量大约在30%以上。由于脆性矿物含量较高因此页岩的孔隙度较高在5%左右, 渗透率也较好。有利于页岩后期压裂改造。
(4) 等温吸附实验的结果表明本地区的大塘坡组页岩的最大吸附量大约在3.0 cm3/g。吸附性能较好, 有利于页岩气的吸附储集。
(5) 本地区大塘坡组页岩与美国密歇根盆地的Antrim页岩和沃思堡盆地的Barnett页岩进行对比发现大塘坡组具有较好的页岩气资源潜力, 有进一步评价的价值, 需要考虑多期次的构造改造的影响。
摘要：针对南华系大塘坡组页岩的厚度和分布范围、有机地化特征、矿物成分和页岩物性以及页岩的吸附性做了分析研究。该地区大塘坡组分布范围较广, 评价区内厚度多大于100 m;分析证明页岩的有机质主要为Ⅰ型干酪根, 原始有机碳含量多为1.00%左右, 属于较好烃源岩。由于地质演化程度高, 有机质已经达到高过成熟阶段。页岩的脆性矿物成分含量较高, 孔渗特性较好, 页岩的吸附特性较好, 有利于页岩气的储集。总结相关参数的分析大塘坡组页岩具有较好的页岩气勘探前景。
关键词：南华系,大塘坡组,页岩气,有机质,等温吸附实验
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