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Eogenetic karst and its control on reservoirs in the Ordovician Majiagou Formation, eastern Sulige gas field, Ordos Basin, NW China

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Petroleum Exploration and Development 2020年第6期47卷 1246-1261页

作者： XIE Kang TAN Xiucheng FENG Min WANG Baobao ZHONG Shoukang YANG Mengying NIE Wancai QIAO Zhanfeng ZENG Wei State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengdu 610500China Department of Key Laboratory of Carbonate Reservoir of CNPC Southwest Petroleum UniversityChengdu 610500China Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company Xi’an 710018China Yihuang Natural Gas Department of PetroChina Changqing Oilfield Company Xi’an 710018China PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology Hangzhou 310023China

To further ascertain the origin of the Ordovician Majiagou Formation reservoirs in the Ordos Basin,the M54-M51 sub-members of the Ordovician Majiagou Formation in the eastern Sulige gasfield of Ordos Basin were taken as examples to analyze the vertical development characteristics of eogenetic karst and to discover the dissolution mechanism and its control on reservoirs through observation of a large number of cores and thin sections.According to detailed analysis of petrologic characteristics,the reservoir rock types include micritic dolomite,grain dolomite and microbialite which have mainly moldic pore,intergranular(dissolved)pore,and(dissolved)residual framework pore as main reservoir space respectively.The study area developed upward-shallowing sequences,with an exposure surface at the top of a single upward-shallowing sequence.The karst systems under the exposure surface had typical exposure characteristics of early dissolution and filling,indicating these reservoirs were related to the facies-controlled eogenetic karstification.With the increase of karstification intensity,the reservoirs became worse in physical properties.

关键词： porous reservoir reservoir characteristics eogenetic karst dolomite Majiagou Formation Ordovician Sulige gas field Ordos Basin

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Control of paleogeographic pattern on sedimentary differentiation of evaporite-carbonate symbiotic system:A case study of the sixth sub-member of Ordovician Majiagou Formation M5 Member in central-eastern Ordos Basin,NW China

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Petroleum Exploration and Development 2022年第4期49卷 837-850页

作者： ZHONG Shoukang TAN Xiucheng HU Guang NIE Wancai YANG Mengying ZHANG Daofeng ZHENG Jianfeng XU Jie DONG Guodong XIAO Di LU Zixing State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Chengdu 610500China Southwest Petroleum University Division of Key Laboratory of Carbonate Reservoirs CNPCChengdu 610500China Natural Gas Project Department Changqing Oilfield Company of PetroChinaXi'an 710016China Research Institute of Exploration and Development Changqing Oilfield Company of PetroChinaXi'an 710016China PetroChina Hangzhou Research Insitute of Geology Hangzhou 310023China

The relationship between paleogeographic pattern and sedimentary differentiation of evaporite-carbonate symbiotic system is examined based on logging,core and thin section data,by taking the sixth sub-member of fifth member of Ordovician Majiagou Formation(M56)in the central-eastern Ordos Basin as an example.(1)Seven sub-geomorphic units(Taolimiao west low,Taolimiao underwater high,Taolimiao east low,Hengshan high,East salt low,North slope and Southwest slope)developed in the study area.(2)The“three lows”from west to east developed dolomitic restricted lagoon,evaporite evaporative lagoon and salt evaporative lagoon sedimentary facies respectively,the"two highs"developed high-energy grain beach and microbial mound,and the north and south slopes developed dolomitic flats around land.(3)The paleogeographic pattern caused natural differentiation of replenishment seawater from the northwest Qilian sea,leading to the eccentric sedimentary differentiation of dolomite,evaporite and salt rock symbiotic system from west to east,which is different from the classic“bull's eye”and“tear drop”distribution patterns.(4)As the Middle Qilian block subducted and collided into the North China Plate,the far-end compression stress transferred,giving rise to the alternate highland and lowland in near north to south direction during the sedimentary period of M56 sub-member.(5)Taolimiao underwater high and Hengshan high developed favorable zones of microbial mounds and grain shoals in south to north strike in M56 sub-member,making them favorable exploration areas with great exploration potential in the future.

关键词： paleogeographic pattern sedimentary differentiation evaporite and carbonate rock favorable reservoir facies zone Ordovician Majiagou Formation Ordos Basin

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频率域薄储集层预测技术在煤系地层中的应用

新疆石油地质 2021年第5期42卷 605-611页

作者：冯昕鹏王涛白志涛聂万才何争光东方地球物理公司研究院长庆分院西安710021 中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部西安710018 中国石油长庆油田分公司第一采气厂西安710000

下二叠统太原组和中二叠统山西组山2段是鄂尔多斯盆地东部气田致密岩性气藏的主要产气层,分别属于海陆过渡相和三角洲前缘相,砂体薄,横向规模小。太原组—山西组发育多套煤层,以山2段中下部4+5号煤层及太原组底部9号煤层最发育。煤岩波... 详细信息

下二叠统太原组和中二叠统山西组山2段是鄂尔多斯盆地东部气田致密岩性气藏的主要产气层,分别属于海陆过渡相和三角洲前缘相,砂体薄,横向规模小。太原组—山西组发育多套煤层,以山2段中下部4+5号煤层及太原组底部9号煤层最发育。煤岩波阻抗低,与高波阻抗砂泥岩地层形成强反射,屏蔽了砂泥岩之间的弱反射,应用叠前反演、地震属性等常规方法难以有效预测薄砂体。建立研究区目的层段砂泥岩地质模型,通过模型正演和时频分析方法对比发现,广义S变换能根据信号频率变化自适应调节时频分析时窗,具有更高的分辨率;实际应用中,首先压制煤层强反射,在此基础上采用广义S变换对研究区的薄储集层进行预测,井震符合率高,有效解决了研究区煤层背景下的薄储集层预测难题。

关键词：鄂尔多斯盆地薄储集层预测煤系地层强反射压制频率域时频分析广义S变换

鄂尔多斯盆地东南部气田上古生界致密砂岩气藏气源对比

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沉积与特提斯地质 2021年第1期41卷 82-87页

作者：聂万才白玉奇冯敏张晨张波王铭伟西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部陕西西安710021 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院陕西西安710021

本文通过碳同位素数据比对、常规天然气组分分析,结合区域地质背景,对鄂尔多斯盆地东南部气田的气源进行了研究。结果表明:鄂尔多斯盆地东南部气田的主力烃源岩为煤层,含气层位出现碳同位素倒转现象,山西组山2段和本溪组主要为煤型气中... 详细信息

本文通过碳同位素数据比对、常规天然气组分分析,结合区域地质背景,对鄂尔多斯盆地东南部气田的气源进行了研究。结果表明:鄂尔多斯盆地东南部气田的主力烃源岩为煤层,含气层位出现碳同位素倒转现象,山西组山2段和本溪组主要为煤型气中混入少量油型气,而山西组山1段和石盒子组盒8段则是成藏期经历了多期充注所导致;CH_4、CO 2和iC_4/nC_4三个指标在近源和远源层位之间分馏效应明显,层位之内分异不明显,这与致密砂岩近源的“幕式”充注和远源的“准幕式”充注有关。通过对气源的研究,认为优质煤层和近源厚层砂体叠合的区域是本地区未来勘探开发的首选区域。

关键词：运移特征气源对比致密砂岩东南部气田鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地宜川地区太原组致密砂体控砂机理

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断块油气田 2021年第1期28卷 40-45页

作者：王涛聂万才刘军黄锦袖范昌育彭叙凯中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部陕西西安710018 中国石油长庆油田分公司气田开发事业部陕西西安710018 西北大学地质学系陕西西安710069

鄂尔多斯盆地东南部宜川地区上古生界太原组致密砂体分布复杂,给该区致密气的勘探开发带来了风险和不确定性。分析致密砂体控砂机理,将有助于预测砂体和有利储层分布,降低勘探开发风险。文中从太原组古构造特征、物源供给、沉积体系及... 详细信息

鄂尔多斯盆地东南部宜川地区上古生界太原组致密砂体分布复杂,给该区致密气的勘探开发带来了风险和不确定性。分析致密砂体控砂机理,将有助于预测砂体和有利储层分布,降低勘探开发风险。文中从太原组古构造特征、物源供给、沉积体系及研究区经历的海侵/海退事件等4个方面总结了致密砂体控砂机理。研究发现:宜川地区太原组低洼古构造控制主砂体展布;物源决定砂体发育面积及沉积类型,碎屑供给物少,砂体发育面积小,沉积较分散;物源和沉积环境共同控制砂体展布形态和方向,形成以透镜状、块状和长条状为主的障壁砂,砂体呈北东—南西向展布;海侵/海退事件控制单砂体沉积厚度及连续性,砂体主要发育在石灰岩厚度小于8 m的区域,4期海侵/海退事件形成了4套单砂体。

关键词：控砂机理海侵/海退古构造太原组鄂尔多斯盆地

苏里格地区马五_5亚段储集层特征及其主控因素

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新疆石油地质 2017年第1期38卷 34-40页

作者：杜江民张小莉聂万才徐后伟罗川又郭岭河北地质大学资源学院石家庄050031 西北大学地质学系西安710069 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院西安710021 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000 中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心西安710021

基于岩心观察、镜下薄片、扫描电镜、压汞以及物性等资料,结合地球物理、地球化学技术方法,对苏里格地区奥陶系马家沟组马五5亚段储集层特征进行了系统的研究,分析了影响储集层形成和发育的主要控制因素,预测了有利储集层的分布范围。马... 详细信息

基于岩心观察、镜下薄片、扫描电镜、压汞以及物性等资料,结合地球物理、地球化学技术方法,对苏里格地区奥陶系马家沟组马五5亚段储集层特征进行了系统的研究,分析了影响储集层形成和发育的主要控制因素,预测了有利储集层的分布范围。马五5亚段储集层主要岩性为泥—粉晶白云岩和粉晶白云岩;主要储集空间类型为晶间孔、晶间溶孔;马五25小层的物性较之马五15小层更好。沉积相是储集层形成的物质基础,云坪微相是储集层发育的有利沉积相带;成岩作用是形成有利储集空间的重要保证,白云岩化、溶蚀作用等为建设性成岩作用;构造作用是储集层发育的有效补充因素。

关键词：鄂尔多斯盆地苏里格地区奥陶系马家沟组储集层特征沉积相成岩作用主控因素

乌审旗—志丹地区奥陶系岩溶古地貌与马五_41气水分布关系

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岩性油气藏 2016年第2期28卷 64-71页

作者：汪洋李树同牟炜卫史云鹤聂万才闫灿灿甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室兰州730000 中国科学院大学北京100049 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院西安710032

鄂尔多斯盆地乌审旗—志丹地区奥陶系岩溶古地貌的形态对区内气水的分布具有控制作用。运用补偿厚度印模法(毛儿沟灰岩至本溪组底地层厚度)恢复了研究区奥陶系岩溶古地貌,其形态包括岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶盆地等二级古地貌,并进一步... 详细信息

鄂尔多斯盆地乌审旗—志丹地区奥陶系岩溶古地貌的形态对区内气水的分布具有控制作用。运用补偿厚度印模法(毛儿沟灰岩至本溪组底地层厚度)恢复了研究区奥陶系岩溶古地貌,其形态包括岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶盆地等二级古地貌,并进一步识别出台地、浅洼、残丘、沟槽及洼地等三级古地貌。整体上,乌审旗—吴起一带属于岩溶高地,乌审旗东侧—靖边—志丹一带属于岩溶斜坡,横山—安塞一带以东属于岩溶盆地。通过典型气藏剖面分析及古地貌与气水分布的叠合,发现研究区的水主要分布于岩溶高地,气主要分布于岩溶陡坡或残丘部位。研究认为:岩溶高地虽具有良好的储集空间,但后期因盆地构造演化,气水重新分异运移导致地层水较富集;岩溶斜坡处于岩溶高地与岩溶盆地的过渡区域,岩溶水排泄畅通,伴随强烈的膏溶作用,充填作用与胶结作用均不发育,从而形成良好的孔、洞、缝等储集空间,具有良好的天然气富集条件;岩溶高地与岩溶斜坡的过渡带及残丘部位也均具有良好的天然气富集条件。

关键词：古地貌恢复气水分布印模法马五41 奥陶系乌审旗—志丹地区

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油页岩原位转化热解反应特征研究综述

西南石油大学学报（自然科学版） 2021年第5期43卷 220-226页

作者：徐金泽陈掌星周德胜聂万才李苒卡尔加里大学化学与石油工程系艾伯塔卡尔加里T2N1N4 西安石油大学石油工程学院陕西西安710065 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学四川成都610500 中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部陕西西安710021

近年来,世界能源消耗日渐增加,作为非常规能源之一的油页岩是重要的接替资源。中国油页岩资源量丰富,居世界第四位。原位转化技术作为油页岩开采的主流技术,利用热解反应建立渗流通道,开采页岩油气。基于热解反应阶段、干酪根热解、矿... 详细信息

近年来,世界能源消耗日渐增加,作为非常规能源之一的油页岩是重要的接替资源。中国油页岩资源量丰富,居世界第四位。原位转化技术作为油页岩开采的主流技术,利用热解反应建立渗流通道,开采页岩油气。基于热解反应阶段、干酪根热解、矿物成分影响与热解协同孔隙结构演化等4个方面对原位转化过程中的热解反应特征进行研究综述:(1)热解反应各个阶段下的热物理演化与热化学反应;(2)干酪根热解的反应机理及其影响因素;(3)无机矿物分解对热解反应的促进与抑制作用;(4)热解反应协同孔隙结构演化的机理及其对微裂缝扩展的促进作用。立足于热解反应这一原位转化中的核心技术问题,力图为热解反应在油页岩与中低成熟度页岩油原位转化中的应用提供一定的参考。

关键词：油页岩原位转化热解反应孔隙结构干酪根

鄂尔多斯盆地定边-靖边三叠纪与侏罗纪不整合面测井识别及地质意义

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测井技术 2023年第5期47卷 609-617页

作者：王军詹健姬瑞兰彭俊杰刘广林聂万才张忠义单长安中国石油长庆油田分公司第四采油厂宁夏银川750000 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院陕西西安710018 中国石油长庆油田分公司天然气评价项目部陕西西安710018 西安石油大学地球科学与工程学院陕西西安710016

三叠纪与侏罗纪不整合面对鄂尔多斯盆地延长组长3段以上低渗透油藏具有重要影响,目前岩心观察、岩心地球化学分析、常规测井、地震方法是识别不整合面最常用的方法,但是取心与岩心地球化学分析成本高,取样离散程度高,地震方法纵向分辨率... 详细信息

三叠纪与侏罗纪不整合面对鄂尔多斯盆地延长组长3段以上低渗透油藏具有重要影响,目前岩心观察、岩心地球化学分析、常规测井、地震方法是识别不整合面最常用的方法,但是取心与岩心地球化学分析成本高,取样离散程度高,地震方法纵向分辨率低,制约了对不整合面的准确识别。为此,将岩心观察、分析测试资料与测井资料充分结合,厘清不整合面常规测井响应特征,基于主成分分析法确定不整合面。定边-靖边地区三叠纪与侏罗纪不整合面风化和半风化带厚度约为15 m,在不整合面以下超过15 m的岩层中,岩石的风化作用极其微弱或无风化。利用自然伽马、自然电位、声波时差、补偿中子、补偿密度等常规测井参数,通过主成分分析法识别风化岩层、半风化岩层和未风化岩层,进而确定不整合面。研究表明:定边-靖边地区早侏罗纪不同古地貌单元不整合主要是由水进造成的,在坡嘴和斜坡部位通常发育完整的不整合三层结构,在高地和河谷风化或侵蚀产物不容易保存,以残积层和半风化岩石为主,一般缺少风化黏土层,同时,坡嘴是控制油气富集的关键部位。研究三叠纪与侏罗纪期间的不整合面,对分析延长组长3至延安组延9段油气分布规律和有利区预测具有一定指导意义。

关键词：不整合面测井识别主成分分析鄂尔多斯盆地