本文關(guān)鍵詞： 鄂爾多斯盆地 靖邊地區(qū) 上古生界 成藏機(jī)理 分布規(guī)律 主控因素　出處：《西安石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：利用鄂爾多斯盆地中南部靖邊地區(qū)上古生界現(xiàn)有鉆井、錄井、測(cè)井、試氣、巖心觀察、薄片鑒定和流體包裹體等資料,結(jié)合油氣成藏地質(zhì)學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)、油氣地球化學(xué)、成藏動(dòng)力學(xué)與含油氣系統(tǒng)理論等最新理論方法及手段,系統(tǒng)分析了靖邊地區(qū)上古生界氣藏地質(zhì)特征、天然氣運(yùn)移聚集特征、成藏模式和成藏主控因素等。靖邊地區(qū)上古生界地層平緩、構(gòu)造簡(jiǎn)單,以障壁海岸沉積體系和三角洲沉積體系為主,整體屬于特低孔、低-特低滲儲(chǔ)集層,天然氣主要來(lái)源于C-P煤系烴源巖,氣藏甲烷含量高,主要為干氣�，F(xiàn)今氣藏以超低壓和低壓為主,主要由地層抬升剝蝕、地層溫度降低和天然氣散失引起。晚侏羅世—早白堊世,尤其是早白堊世期間,烴源巖進(jìn)入生排烴高峰期,生烴增壓作用為天然氣初次運(yùn)移提供了主要?jiǎng)恿?致密砂巖氣沒(méi)有優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道,主要為彌漫式運(yùn)移充注。主力成藏期晚于儲(chǔ)層致密化過(guò)程,主要為“先致密后成藏”形成的氣藏,具有“自生自儲(chǔ)源內(nèi)成藏”和“下生上儲(chǔ)近源成藏”2種成藏模式,氣藏為典型的“準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣藏”。靖邊地區(qū)上古生界氣藏具有準(zhǔn)連續(xù)、廣覆式分布的特征,主要分布于單因素相對(duì)較優(yōu)的位置,而不是最優(yōu)地區(qū),其富集成藏受生、儲(chǔ)、蓋及構(gòu)造等多元耦合關(guān)系控制,受單因素控制作用不明顯。依據(jù)靖邊地區(qū)上古生界氣藏成藏機(jī)理、分布規(guī)律與主控因素等,可對(duì)致密砂巖型氣藏的研究提供借鑒作用,同時(shí)對(duì)鄂爾多斯盆地中南部上古生界天然氣勘探開(kāi)發(fā)工作進(jìn)行指導(dǎo)。
[Abstract]:Based on the existing data of the Upper Paleozoic in Jingbian area, central and southern Ordos Basin, such as drilling, logging, gas testing, core observation, thin slice identification and fluid inclusion, combined with oil and gas reservoir forming geology and reservoir geology. The geological characteristics of Upper Paleozoic gas reservoirs and the characteristics of migration and accumulation of natural gas in Jingbian area are systematically analyzed by the latest theoretical methods and means such as oil and gas geochemistry, reservoir forming dynamics and oil / gas system theory. The upper Paleozoic strata in Jingbian area are flat and simple, mainly composed of barrier coastal sedimentary system and delta sedimentary system, and the whole reservoir belongs to very low porosity and low to very low permeability reservoirs. Natural gas is mainly derived from C-P coal source rock, the methane content of gas reservoir is high, mainly dry gas. Nowadays, the gas reservoir is dominated by ultra-low pressure and low pressure, mainly by strata uplift and denudation. During the late Jurassic-early Cretaceous, especially during the early Cretaceous, the source rocks entered the peak of hydrocarbon generation and expulsion, and the hydrocarbon generation and pressure increase provided the main power for the initial migration of natural gas. There is no dominant migration channel for tight sandstone gas, which is mainly diffuse migration and filling. The main reservoir formation period is later than the process of reservoir densification, which is mainly formed by "first compaction and then reservoir formation". There are two types of reservoir formation models: "self-generation and self-accumulation" and "lower generation, upper reservoir and near-source accumulation". The gas reservoir is a typical "quasi-continuous tight sandstone gas reservoir", and the upper Paleozoic gas reservoir in Jingbian area is quasi-continuous. The characteristics of wide overlying distribution are mainly distributed in the relatively optimal location of single factor rather than in the optimal area, and the rich and integrated reservoirs are controlled by multiple coupling relationships such as generation, reservoir, cap and structure. The effect of single factor control is not obvious. According to the accumulation mechanism, distribution law and main control factors of Upper Paleozoic gas reservoir in Jingbian area, it can be used as a reference for the study of tight sandstone gas reservoir. At the same time, the exploration and development of the Upper Paleozoic natural gas in the central and southern Ordos Basin are guided.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：P618.13

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本文編號(hào)：1447071