鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密气成藏富集规律及勘探目标

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.003

Abstract

Abstract:

Hydrocarbon generation intensity of the Upper Paleozoic coal measure source rocks in the northern section of Tianhuan Depression， Ordos Basin， is （10-20）×10⁸ m³/km²， average porosity of reservoir is 8.3%， average permeability is 0.94×10^-3 μm²，and the fractures are relatively developed. The gas test effluent is common， and many wells have obtained high-yield industrial air flow. The gas-water relationship is complex， the gas enrichment rule is unclear， and it is difficult to optimize the exploration target. Through the systematic analysis of the geological conditions and main controlling factors of the formation of the study area， it is clear that the north section of Tianhuan Depression is a low hydrocarbon generating intensity area， and the gas reservoir type is a structural-lithologic complex gas reservoir. The buoyancy adjustment during the transformation period plays a key role in the accumulation of natural gas accumulation. The favorable zone is the preferred area relative to the high structural part of the high quality reservoir area. Through the fine description of hydrocarbon generation intensity， local structure of the formation and comprehensive evaluation of reservoir， favorable zone is selected and the breakthrough in the exploration of Upper Paleozoic gas in the northern section of Tianhuan Depression is actively promoted.

Key words: Low hydrocarbon generation intensity area, The enrichment law of tight gas, Exploration ideas, Favorable zone, Tianhuan Depression

CLC Number:

TE122

Huitao ZHAO, Xiaopeng LIU, Li JIA, Jianling HU, Zixing LU, Guoxiao ZHOU. Accumulation regularity and target of tight sandstone gas in low hydrocarbon generation intensity area of northern Tianhuan Depression， Ordos Basin[J].Natural Gas Geoscience, 2021, 32(8): 1190-1200.

Figures/Tables 14

Fig.1

Table 1

Table 2

Evaluation parameters of Upper Paleozoic source rocks in the northern part of Tianhuan Depression (evaluation criteria from Ref.[30])"

层位	岩性	有机碳（TOC）/%	生烃潜量（S₁+S₂）/（mg/g）	氯仿沥青“A” 含量/%	总烃含量/10^-6	评价结果
山1段	泥岩	$0.16 ~ 5.48 2.82 (62)$	$0.03 ~ 14.11 1.81 (21)$	$0.01 ~ 0.41 0.048 (20)$	$120.1 ~ 351.7 193.4 (16)$	较好
山2段	泥岩、炭质泥岩	$0.28 ~ 14.21 4.21 (78)$	$0.10 ~ 14.11 1.91 (45)$	$0.05 ~ 1.07 0.021 (17)$	$80.2 ~ 231.8 126.1 (14)$	好
太原组	炭质泥岩	$16.21 ~ 26.24 22.02 (5)$	$5.55 ~ 20.37 14.58 (4)$	$0.033 ~ 1.501 0.413 (4)$	$234.3 ~ 848.1 541.2 (2)$	好
太原组	泥岩	$0.06 ~ 7.99 3.80 (37)$	$0.13 ~ 4.27 1.44 (13)$	$0.009 ~ 0.043 0.015 (5)$	$71.4 ~ 176.2 104.5 (3)$	好
羊虎沟组	炭质泥岩	$20.53 ~ 26.36 24.52 (4)$	$16.10 ~ 23.59 20.77 (4)$	$0.016 ~ 0.186 0.065 (3)$	$242.5 ~ 402.9 322.7 (2)$	好
羊虎沟组	泥岩	$0.09 ~ 9.89 4.90 (15)$	$0.15 ~ 3.66 2.95 (11)$	$0.016 ~ 0.129 0.046 (6)$	$113.6 ~ 311.7 236.2 (5)$	好
山2段	煤	$31.53 ~ 69.0 44.81 (10)$	$21.89 ~ 79.59 43.32 (6)$	$0.050 ~ 1.066 0.487 (4)$	$2 ? 112.4 ~ 2 ? 893.2 2 ? 539.8 (3)$	较好
太原组	煤	$45.57 ~ 76.22 67.87 (13)$	$34.21 ~ 120.93 70.79 (4)$	$0.087 ~ 1.515 0.576 (4)$	$2 ? 341.1 ~ 2 ? 776.7 2 ? 558.9 (2)$	好
羊虎沟组	煤	$49.42 ~ 72.55 58.75 (9)$	$40.40 ~ 109.41 69.01 (2)$	$0.071 ~ 0.280 0.351 (2)$	$921.82 ~ 921.82 921.82 (1)$	较差—较好

Table 2

Fig.2

Fig.3

Table 3

Fig.4

Fig.5

Fig.6

Fig.7

Fig.8

Fig.9

Fig.10

Table 4

References 39

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井名	裂缝密度条/m	裂缝长度/cm	缝宽/mm	充填程度	产状
B1	0.235	11~32	1~1.5	未充填	近垂向缝
B2	0.147	10~40	1~1.5	未充填	近垂向缝
B3	0.276	35~38	1~1.5	未充填	近垂向缝
B4	0.243	4~59	0.5~1	半充填、未充填	斜向缝、近垂向缝
B5	0.257	15~68	0.5~1	半充填、未充填	近垂向缝
B6	0.298	30~259	1	未充填	近垂向缝
B7	0.160	40	1~1.5	未充填	近垂向缝
B8	0.130	6~89	1	未充填	近垂向缝
B9	0.141	5~101	0.5~1	半充填、未充填	近垂向缝
B10	0.111	26~120	1	未充填	近垂向缝
B11	0.047	14~109	1~2	未充填	近垂向缝
B12	0.208	5~50	2~4	未充填	斜向缝、近垂向缝

井号	（K⁺+Na⁺） /（mg/L）	Ca²⁺ /（mg/L）	Mg²⁺ /（mg/L）	Cl^- /（mg/L）	HCO₃^- /（mg/L）	SO₄^2- /（mg/L）	总矿化度 /（g/L）	水型	钠氯系数Na⁺/Cl^-	钠钙系数 Na⁺/2Ca²⁺	水型（博雅尔斯基分类）
A1	12 514	10 060	1 221	34 672	123	7 233	65.7	CaCl₂	0.55	1.06	Ⅳ
A2	4 604	4 056	749	14 894	541	1 447	26.5	CaCl₂	0.47	0.97	Ⅴ
A3	9 206	5 820	589	22 631	237	4 649	43.1	CaCl₂	0.61	1.35	Ⅳ
A4	5 195	8 283	603	23 744	151	794	39	CaCl₂	0.33	0.53	Ⅴ
A5	3 543	5 239	308	14 516	470	1 134	25	CaCl₂	0.37	0.58	Ⅴ
A6	4 275	1 940	749	11 332	427	845	20	CaCl₂	0.57	1.88	Ⅳ
A7	3 547	3 880	1 284	14 570	441	1 691	25	CaCl₂	0.37	0.78	Ⅴ
A8	6 875	2 650	603	15 713	272	1 588	28	CaCl₂	0.66	2.21	Ⅲ

对比指标		盆地东部	天环坳陷北段
生烃特征	煤层厚度/m	12~20，平均14.7	1~5，平均3.1
	暗色泥岩厚度/m	30~70，平均50.5	25~70，平均44.5
	热演化程度/%	1.4~2.2	1.2~2.2
	生烃强度 /（10⁸m³/km²）	28~40	10~20
储层特征	岩性	岩屑石英砂岩、岩屑砂岩	石英砂岩
	渗透率/10^-3μm²	0.3~0.6	0.5~1.0
	喉道中值半径/μm	0.22	0.46
构造特征	构造区带及地层坡度	伊陕斜坡，坡度1°~2°	天环坳陷，西翼2°~5°、东翼2°~3°
构造特征	裂缝发育特征	裂缝不发育	裂缝较发育
成藏特征	成藏过程	压差充注，一次成藏，形成岩性气藏	浮力在压差充注基础上二次调整，气水发生分异，形成构造—岩性气藏
成藏特征	气藏含气饱和度	气藏含气饱和度40%~90%，地层水以束缚水为主，天然气过充注	气藏含气饱和度30%~75%，地层水中自由水比例较高，天然气藏欠充注

Accumulation regularity and target of tight sandstone gas in low hydrocarbon generation intensity area of northern Tianhuan Depression， Ordos Basin

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