长庆油田地质调查
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术

长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田作为我国最大的陆上油田之一,其开发过程中面临了许多问题。
下面我将从地质面、工艺技术两个方面介绍长庆油田开发中的问题及相关解决技术。
一、地质面问题及技术解决方案1. 复杂的地质构造:长庆油田地质构造复杂,油层储集条件差异较大,油藏对比较差,存在复杂的断层、节理、溶蚀裂缝等地质结构,造成油井开采条件复杂和井口堵塞、洞缝腐蚀等问题。
解决方案:采用地质勘探技术和地震勘探技术,进行详细的地质勘探和储量评估,分析油藏结构和岩性特征,选择合适的开采方式和方法,确保油井开发的成功率。
2. 油井堵塞和洞缝腐蚀:长庆油田开采过程中,油井普遍存在堵塞和洞缝腐蚀问题,导致油井产能下降和油井失效。
解决方案:采用油井酸化、酸洗、酸化堵水、酸化护壁等技术手段,清除管道和岩石中的沉积物和垢层,防止管道和油井的堵塞和腐蚀,提高油井的产能和使用寿命。
3. 油层压力下降:长庆油田油层压力下降较快,导致油井产能减退和油田开采效果下降。
解决方案:采用压裂技术和注水技术,提高油层有效渗透率和孔喉连通率,增加油井井筒周围的有效采收面积,提高油井的产能和采收率。
1. 油井完井工艺问题:长庆油田油井完井工艺缺乏统一规范,导致油井完井质量参差不齐,油井产能低下。
解决方案:制定统一的油井完井工艺规范,从油井设计、固井、完井液体配方、封堵材料选择等方面进行控制和优化,确保油井的良好完井质量和较高的产能。
2. 油井防砂工艺问题:长庆油田地下水含砂量较高,油井开采过程中易受砂砾侵蚀,导致油井砂砾控制难度大,防砂效果不理想。
解决方案:采用先进的油井防砂技术和装置,包括防砂滤管、井底滤配合、梯级止砂器等,阻止砂砾进入油井,保护油井设备的安全和正常工作。
3. 油田环境保护问题:长庆油田位于华北干旱半干旱地区,油田开采过程中,可能会造成土地退化、水资源污染等环境问题。
解决方案:加强环境保护监测和管理,合理规划油田开发区域,采取涵养植被、防护措施,减少污染物排放和地下水污染,保护长庆油田及周边环境的可持续发展。
长庆油田区中深层地热资源储量评价

2023年第13卷第6期油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT长庆油田区中深层地热资源储量评价郭路1,2,夏岩1,2,段晨阳3,4,高文冰1,2,陈凯1,2,侯亚云1,2,郭鸿3,4(1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安,710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;3.陕西省地调院水工环地质调查中心,陕西西安,710068;4.陕西省城市地质与地下空间工程技术研究中心,陕西西安710068)摘要:地热能作为一种稳定持续的清洁能源,未来将对中国能源结构转型及“双碳”目标实现发挥重要作用。
鄂尔多斯盆地内地热资源丰富,但其储量及分布特征尚不明确,勘查开发程度总体较低。
以长庆油田及周边区域为研究区,在成井资料的基础上,分析了区内地热地质特征,应用单元容积法估算了地热资源储量,并根据地热资源开发利用潜力进行分区。
研究表明:区内地层构造相对简单,地温梯度介于2.2~3.0℃/hm ,主要热储为传导型中生界砂岩热储,除洛河组外,其他热储层富水性较差;区内地热资源呈西高东低分布,总量为79.91×1017kJ ,可采量为6.39×1017kJ ,地热流体储量为2.47×1012m 3;区内红柳沟镇—大水坑—姬村—山城区块、张沟门—流曲镇—三岔镇区块和庆阳市附近区块地热资源开发潜力较大,可以优先考虑将废弃油气井改造,建设中深层套管式换热系统进行开发利用。
关键词:油田地热;储层温度分布特征;地热资源储量;单元容积法;废弃油气井改造中图分类号:TE01文献标识码:AEvaluation of middle and deep geothermal resources reserves in Changqing OilfieldGUO Lu 1,2,XIA Yan 1,2,DUAN Chenyang 3,4,GAO Wenbing 1,2,CHEN Kai 1,2,HOU Yayun 1,2,GUO Hong 3,4(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi 'an,Shaanxi 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Exploration and Development for Low Permeability Oil and Gas Fields;Xi 'an,Shaanxi 710018,China;3.Shaanxi Hydrogeology Engineering Geology and Environment Geology Survey Center;Xi 'an,Shaanxi 710068,China;4.Shaanxi Engineering Technology Research Center for Urban Geology and Underground Space,Xi 'an,Shaanxi 710068,China )Abstract:Geothermal energy,as a stable and sustainable clean energy source,is set to play a crucial role in China 's energy structure transformation and the realization of the “double carbon ”goal in the future.The Ordos Basin,noted for its abundant geothermal resources,still holds much untapped potential due to incomplete understanding of its reserves and distribution characteristics,and the relatively low level of exploration and development.Focusing on the Changqing Oilfield and its surrounding areas,the study delves into the geothermal geological characteristics using well data.It employs the unit volume method to estimate the geothermal resource reserves and conducts zoning based on the development and utilization potential of these resources.The study reveals that the formation structure in the area is relatively straightforward,with a general geothermal gradient of 2.2~3.0℃/hm.The primary thermal reservoir consists of conductive Mesozoic sandstone,while other thermal reservoirs,except for Luohe Formation,exhibit poor water yield.The geothermal resources in the region are distributed with higher concentrations in the western areas and lower in the east,with a total amount of 79.91×1017kJ.Among this a recoverable capacity of 6.39×1017kJ,and a geothermal fluid reserve of 2.47×1012m 3have been identified Blocks such as Hongliugou-Dashuikeng-Jicun-Shancheng block,Zhanggoumen-Liuquzhen-Sanchazhen block and the block near Qingyang exhibit significant potential for geothermal resource development.Therefore,the study recommends prioritizing the redevelopment of abandoned oil and gas wells,alongside the construction of medium and deep casing heat exchange systems.This approach would facilitate the effective development and utilization of geothermal resources in these areas.Keywords:oilfield geothermal;reservoir temperature distribution characteristics;geothermal resource reserves;unit volume method;renovation of abandoned oil and gas wells收稿日期:2023-03-13。
长庆油田井筒分析汇报材料

长庆油田井筒分析汇报材料尊敬的领导:经过对长庆油田各个井筒的分析研究,本次汇报将从以下几个方面进行详细阐述。
一、井筒现状与评估通过对长庆油田各个井筒的实地考察和数据收集,我们对井筒的现状进行了评估。
分析了井筒的底深、底孔、射层、射孔方式等参数并进行了记录和归类。
根据初步评估结果,我们确定了井筒的井筒完整性、射孔质量和井筒产能等方面的问题。
二、井筒完整性评估根据井筒的底深、孔隙度、渗透率和砂岩厚度等指标,我们对井筒的完整性进行了评估。
通过分析底深与渗透率、孔隙度与射层可动流体饱和度之间的关系,我们确定了部分井筒存在井筒完整性问题。
我们建议采取钻井裸眼鉴定和射孔鉴定技术,以了解井筒完整性的具体情况,并提出相应的解决方案。
三、井筒射孔质量评估通过对井筒射孔参数的综合分析,包括射孔深度、射孔密度、射孔直径和射孔厚度等指标,我们对井筒的射孔质量进行了评估。
我们发现部分井筒存在射孔质量较低的问题,如射孔位置不准确、射孔厚度不均匀等。
我们建议采用先进的射孔技术和设备,并进行射孔质量的严格控制,以提高井筒的产能和效益。
四、井筒产能评估通过井筒产量和注水情况的分析,我们对井筒的产能进行了评估。
我们发现部分井筒的产能较低,与井筒完整性、射孔质量等因素有关。
我们建议对井筒进行调整和优化,以提高井筒的产能,并根据评估结果,调整井筒的注水方案,以提高生产效率和油田的整体开发水平。
综上所述,通过对长庆油田各个井筒的分析评估,我们发现了井筒完整性、射孔质量和井筒产能等方面存在的问题,并提出了相应的解决方案和优化措施。
我们希望领导能够关注并支持我们的工作,以提高长庆油田的开发效益和产能水平。
谢谢!。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析

长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析长城钻探是中国石油天然气集团公司旗下的一家专业钻井服务企业,具有丰富的钻井施工经验和技术实力。
近年来,长城钻探在西部地区的钻井工程中开展了大量的气探井施工工作,积累了丰富的施工经验。
本文将就长城钻探在长庆区域气探井施工中的经验进行分析,总结其成功的关键因素,以期为相关行业提供有益的借鉴和参考。
一、地质勘探和工程规划长庆区域是中国重要的油气资源丰富区域之一,地质条件复杂多变,对钻井工程提出了较高的要求。
在气探井施工前,长城钻探充分调研地质勘探资料和工程规划设计方案,根据实际地质情况进行科学分析和评估,制定合理的施工方案和应对措施。
在实践中,长城钻探注重与地质勘探部门和设计单位的沟通协作,确保施工方案符合地质特征和工程要求,为下一步的施工工作打下坚实基础。
二、钻井设备和技术应用长城钻探在长庆区域气探井施工中,充分发挥先进的钻井设备和技术优势,保障施工的质量和效率。
钻井设备的选择和配置是施工的关键环节,长城钻探根据不同地质情况和施工要求,科学合理地选择钻井设备,并不断优化和更新设备性能,提高施工效率和质量。
长城钻探在实践中积极应用新型的钻井技术,如定向钻井、水平井钻井等,提高了钻井过程中的控制水平和定位精度,保证了井筒的质量和井壁的稳定性。
三、安全环保和质量控制在长庆区域气探井施工中,长城钻探注重安全环保和质量控制,在全过程中严格执行相关的法律法规和标准要求,加强施工现场的安全管理和环境保护,确保施工过程中不发生安全事故和环境污染问题。
长城钻探建立了健全的质量管理体系,对施工工艺和工程质量进行严格监控和检验,并适时进行技术改进和完善,提高施工工程的整体质量和水平。
四、人员培训和团队建设长城钻探在长庆区域气探井施工中,高度重视人员培训和团队建设,建立了一支专业化、高素质的施工团队。
公司对施工人员进行系统的技术培训和考核,提升他们的专业水平和工作技能,使他们在实际施工中能够熟练运用先进的钻井技术和设备,灵活处理各种施工问题。
榆林沙漠区输水管线工程典型工程地质问题分析

榆林沙漠区输水管线工程典型工程地质问题分析榆林沙漠地区常年干旱少雨,城市发展和人居用水日益增多,各类输水工程应运而生。
本文介绍了榆林地区某输水管线工程区基本地质特征,以该工程为典型案例,分析了输水管线工程存在的典型工程地质问题,对该地区输水管线工程具有十分重要的意义。
标签:输水管线;工程地质;黄土湿陷性1、引言榆林沙漠地区常年干旱少雨,城市发展和人居用水日益增多,各类输水工程应运而生。
正确认识输水管线存在的工程地质问题才能对进行合理的评价,也才能提出合理的治理措施。
本文以榆林沙漠地区某输水管线工程为典型案例,分析了工程存在的工程地质问题。
2、輸水工程地质特征该输水工程地处陕北黄土高原北部,毛乌素沙漠南缘,地势西北高,东南低,海拔高程1000~1500m。
沙漠区海拔高程为1060~1400m,地形相对高差一般约30~50m,风蚀作用强烈,沙丘连绵起伏,由基本固定的新月形沙丘组成。
区域内地层以第四系松散堆积层为主,沙漠区表层主要为第四系全新统风积堆积粉砂、细砂层,下部为第四系上更新统冲湖积堆积粉土、粉砂、细砂层,该层在河道岸坡及沙丘间地均有出露。
梁峁地貌主要由第四系上更新统风积黄土组成。
河道堆积主要为第四系全新统冲积细砂层。
在支沟出露的黄土下部零星分布有第三系红粘土。
区域内基底基岩为侏罗系上统安定组(J3a)互层状砂泥岩。
3、输水管线主要工程地质问题分析评价输水管线主要存在的工程地质问题有管基砂土的液化、黄土地基的湿陷性、风积粉细沙的抗冲性、无定河段管线高地下水位和沿线已有油气管道的交叉问题。
本工程应用到的主要规范有《水利水电工程地质勘察规范》(GB50487-2008)、《湿陷性黄土地区建筑规范》(GB 50025—2004)、《建筑抗震设计规范》(GB50011—2010)、《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015)等相关规范。
3.1砂土液化评价工程区地震动峰值加速度a=0.05g,地震动反应谱特征周期T=0.35s,相应的地震基本烈度为Ⅵ度,可不考虑砂土液化问题。
长庆油田安平179井着火事故调查报告

长庆油田安平179井钻井井场油气火灾事故调查报告(第8稿)集团公司事故调查组二〇一四年八月二十六日长庆油田安平179井钻井井场油气火灾事故调查报告2014年8月11日21时40分,由长城钻探工程公司西部钻井(简称长城西部钻井公司)代管的靖边县天通实业40609钻井队(该队号为长城钻探工程公司钻井一公司队号,此为套牌队),其施工的长庆油田采油六厂安平179井在下完油层套管循环钻井液过程中,发生井场油气着火事故,造成井架烧毁、钻具报废及部分设施损毁,直接经济损失约300万元。
着火区域主要集中在排污池和井口附近,事故没有造成人员伤亡和环境污染。
一、基本情况(一)相关单位基本情况1. 长庆油田分公司第六采油厂长庆油田分公司第六采油厂(简称采油六厂)设有机关科室12个、机关附属单位8个、基层单位15个(其中采油作业区8个)。
地跨三县(定边、吴起,盐池),油区总面积3244平方公里,主要承担胡尖山、姬塬油田部分油藏38个区块的开发管理。
目前,全厂共有各类站点107座,油水井4281口,日产油6368吨,平均单井日产1.93吨。
2. 第六采油厂产能建设项目组2013年12月,长庆油田分公司下发长油〔2013〕285号文件,组建了采油六厂产能建设项目组(简称六厂项目组),共计41人,其中项目经理1名、项目副经理6名、环境总监1名,项目管理人员33人;业务部门包括对外协调室、地质研究室、钻井工程室等8个组室;一名项目副经理及钻井工程室负责钻井工程方案的制定、实施及钻井生产管理,目前管理32支钻井队施工。
在六厂项目组施工的钻井、试油、测井、录井、固井队伍均是由长庆油田分公司委托招标公司通过招投标进入。
3. 长城西部钻井2012年9月,根据长城钻探〔2012〕95号文件,成立长庆石油工程监督公司,作为二级单位管理,主要业务为代管民营钻井队伍、自营钻机生产经营管理及长庆石油工程监督服务。
2013年,经长城钻探及集团公司核准,在长庆石油工程监督公司原有人员及资产设备基础上,于11月15日注册法人公司,成立长城西部钻井(与长庆石油工程监督公司一套人马、两块牌子),为长城钻探下属全资子公司,注册资本为1.2亿元,注册地为省市,2013年12月1日以新公司的名义正式运营。
长庆油田基本地质情况

长庆油田基本地质情况第一课陕甘宁盆地气田南部岩性特征地层岩性陕甘宁盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通沉积盆地。
盆地内进一步划分为西缘冲断推覆构造带、天环向斜、中央古隆起、陕北斜坡、渭北绕褶区、晋西绕褶区、伊盟绕褶区等七个一级构造单元,中央古隆起构造盆地的主体,是盆地内较大的一级构造单元,它在古生代一直继承发展。
从区域地质结构分析,盆地西部是深坳陷斜坡区;中部是古隆起潮坪区;东部是浅坳陷盐洼带,现在Ⅰ区位于陕北斜坡构造上,掌握Ⅰ区内地层岩性特征,对现场录井很有必要。
陕甘宁盆地地层沉积虽然稳定,由于沉积期剥蚀,分化程度不同,所以在厚度上略有变化,现将所在Ⅰ区地层岩性特征分述如下:一.新生界第四系:岩性特征为:未固结土黄色松散状砂土,底为砂砾岩,厚度:20~110m,本Ⅰ区内厚度在10左右,现场录井时应注意钻时变化,钻时变慢,排除地面因素,地层有蹩跳现象,这就是该区底界井深,现场注意特征。
四系厚度变化主要受喜马拉雅构造运动影响,中生界缺失第三系部分第四系岩石,与白垩系为不整合接触。
二.白垩系志丹统:1.岩性为棕红色泥岩及棕红色细砂岩,砂岩成分主要为石英及长石,粒度较均,半棱角状,泥质胶结,较疏--疏松泥岩,具吸水性及可塑性。
2.分层依据:志丹统底部砂岩,泥岩颜色均以红色为主。
现场从泥浆颜色,钻时变化来区分。
本区岩层受燕山运动影响,分化、剥蚀至洛河组,所以厚度在450m以下。
与上覆安定组地层呈不整合接触。
三.侏罗系中统:安定组:1.岩性:顶部为灰褐色泥灰岩,为本区安定组标志层,底部为浅灰绿色泥岩与灰色细砂岩互层。
泥灰岩:灰质含量较高,泥质分布不均,遇盐酸反应剧烈,具贝壳状断口。
砂岩:成分以石英为主,长石次之,粒度较均。
颗粒呈半棱角—次圆状。
泥质胶结,疏松。
泥岩:质较纯,含砂,具吸水性及可塑性性软。
2.电性:电阻率呈中高值,井径规则,自然伽玛呈锯齿状。
3.分层依据:本组顶部泥灰岩是一个标志,电性上顶部声速曲线形成一个明显台阶。
长庆油田的真实情况[精华]
![长庆油田的真实情况[精华]](https://img.taocdn.com/s3/m/d1d5fee9900ef12d2af90242a8956bec0975a53e.png)
在长庆油田某采油厂呆了4年,对长庆油田情况非常了解。
以下是我对长庆油田的真实感受一、长庆油田的欺骗性长庆油田在招生时是充满欺骗性的,很多到学校招生的人是刚毕业没几年的学生(不是人事部门),他们为了自己的业绩(招到优秀人才),故意将长庆油田吹得天花乱缀,说长庆油田西安、银川基地,建设如何如何等等,其实大多数毕业生没有多少能留在基地,基本上都是在基层的作业区。
二、长庆油田的苦1、工作条件:长庆油田的基层作业区的条件差的让人无法想象,周围大都是光秀秀的黄土高原或沙漠地带,缺水,缺基本的生活设施。
我刚去那年的冬天,有2个月没有洗澡,因为作业区使用的是太阳能,冬天一冷,就洗不成。
长庆油田的基层作业区都远离城市(严肃的说,陕西、甘肃那边的城市也不能叫城市,一个地级市比不上南方一个乡镇的繁荣),从作业区出来买件东西通常很困难,我所在的井区离一个只有两三个商店的小乡大概有30分钟的路程,乡很小,只能买点卫生纸,以及80年代淘汰的在中国大多数地方目前很难找到的商品,没有象样的饭馆,即使能找到一个饭碗,也基本上都是面馆,很难吃到大米。
2、休息:在长庆油田的各单位工作都很累,很难有休息,我刚参加工作的前4个月,没有休息一天,双休日包括十一长假都在工作。
在长庆油田的基层,普通的男性员工一个月能休息3天是很不错的,有的时候半年都休息不了。
女员工通常倒小班,能好一些。
3、离婚率:长庆油田一直有一个很奇怪的现象,就是离婚率高,我们作业区在2000年左右搬来两对员工,门对门的住着,结果到2003年的时候,两户人间的男女主人翁全部换了位,南边的男和北边的女住在了一起,北边的男的和南边的女的在一起过上了日子。
长庆油田的男员工很多在男女生活上不太检点(当然,很多科级干部这方面也不太好,甚至起到了带头的作用),喜欢逛K厅(俗称窑子),因为工作压力太大,他们没处发泄,只能自寻其乐。
另一方面,由于工作太忙,男员工通常一年能和自己的老婆孩子在一起呆的时间很短,正常的只有40-50天左右,这在某种程度上造就了长庆油田的高离婚率。
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长庆油田石油地质特征综述第一节地理概况鄂尔多斯盆地是我国大型沉积盆地之一,面积25万平方公里。
东以吕梁山,南以金华山、嵯峨山、五峰山、岐山,西以桌子山、牛首山、罗山,北以黄河断裂为界,轮廓呈矩形。
跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区。
是一个古生代地台及台缘坳陷与中新生代台内坳陷叠合的克拉通盆地,已知沉积岩累计厚度5~18公里。
盆地周边断续被山系包围,山脉海拔一般在2000米左右.盆地内部相对较低,一般海拔800~l400米。
大致以长城为界,北部为干旱沙漠草原区。
库布齐沙漠等。
南部为半干旱黄土高原区,黄上广布,地形复杂。
盆地外围临近三大冲积平原,即贺兰山以东的银川平原,狼山一大青山以南的黄河河套平原,秦岭以北的关中平原,地形平坦,交通便利,物产丰富,为本区油气勘探的发展提供了有利条件。
盆地的西北、北、东三面为黄河环绕,盆地内的水系均属黄河水系.泾河.环江.葫芦河、洛河、延河、清涧河、无定河、秃尾河、窟野河等自北西流向东南,汇人黄河.清水河、苦水河、都思兔河白东南流向西北,汇人黄河。
沙漠平原区多为间歇河,大都注人沙漠湖泊或盐沼地。
地面河流常流量不大,旱季常干涸无水,且水质不佳,但地下水资源丰富。
第四系、白垩系均有含水砂层,可获高产淡水,除满足油田工业及生活用水外,部分还支援了农业。
第二节地层鄂尔多斯盆地内沉积盖层有中上元古界、下元古界的海相碳酸盐岩层、上古生界——中生界的滨海相、海陆过渡相及陆相碎屑岩层。
新生界尽在局部地区分布。
(一) 中上元古界—下古生界一、中元古界长城系及蓟县系1.长城系长城系为陆相、滨海相沉积。
西部贺兰山一带称黄旗口组,底部为灰白、浅紫、粉红色石英岩状砂岩夹杂色板岩(贺兰石),与太古界桑干群呈不整合接触,厚150米;上部为灰、灰黑色粉砂质板岩、硅质板岩、灰色燧石条带云质灰岩夹石英砂岩,厚13~200米。
2.蓟县系蓟县系为盆地内第一次海侵所沉积的地层。
在贺兰山至青龙山一带称王全口组,主要为灰、棕红色白云岩、颗粒白云岩、藻白云岩、叠层石白云岩及泥质白云岩,含燧石团夹少许砂岩及页岩。
二、上元古界震旦系罗圈组罗圈组仅分布于盆地西部和南部边缘地区,在贺兰山一带叫正目观组。
下部为紫红、黄绿、紫灰、黄灰色泥砾岩与浅灰色,灰色块状砾岩。
三、下古生界早古生代中国古陆解体,沿祁连、秦岭、贺兰裂开,形成秦、祁、贺兰叉裂谷系。
海水沿裂谷侵入,形成祁连、秦岭、贺兰海槽与鄂尔多斯地台,接受了以地槽型及地台型海相碳酸盐岩为主的沉积。
这是鄂尔多斯盆地遭受的第二次海侵,自早寒武世开始,中寒武世达到高潮。
海水主要从西、南两个方向入侵,地层向北东方向超覆。
1.寒武系(1)下寒武统自上而下分为侯家山组、馒头组侯家山组主要分布在地台边缘的贺兰山、老爷山、陇县、岐山、中条山一带,为灰白色钙质长石粉砂岩、含磷砂岩、白云岩、底为磷块岩。
馒头组主要分布在本区的西部和南部。
(2)中寒武统自下而上划分为色庄组、徐庄组及张夏组。
在盆地西南部陇县一带。
(3)下寒武统岩性为灰色中至厚层状粉细晶白云岩、泥质白云岩夹竹叶状白云岩。
2.奥陶系(1)下奥陶统下部冶里组与亮甲山组,冶里组仅分布于盆地的东南缘。
亮甲山组分布范围与冶里组相同。
(2)下奥陶统上部马家沟组马家沟组分为下马家沟组和上马家沟组。
(3)中奥陶统平凉组仅分布于盆地的西部和南部边缘地带。
(4)上奥陶统背锅山组仅分布于鄂尔多斯盆地边缘的泾阳、陇县、固原及大青山、乌拉特前旗一带。
(二)、上古生界——三叠系、侏罗系一、上古生界志留纪、泥盆纪及早石炭世本区没有沉积。
1. 中上石炭统1)中石炭统盆地西部为靖远组、羊虎沟组,东部为本溪组。
2)上石炭统太原组沉积时盆地东西已连成一片。
除乌兰格尔凸起和渭北隆起的较高部位缺失外,全区均有沉积2.二叠系石炭系与二叠系为连续沉积,二、中生界1.三叠系下三叠系自上而下分为刘家沟组和尚沟组中三叠系主要出搂在盆地边缘,盆地内部在探井中多钻遇。
除北部柳沟缺失外全盆地均有分布上三叠统延长组以北沉积物粗,厚度小,以南沉积物细,厚度大。
2.侏罗系下侏罗系自上而下分为富县组及延安组。
中侏罗系自上而下分为直罗组,安定组。
上侏罗系芬芳河组是一套洪积坡积砾岩。
(三)、白垩系——新生界侏罗系末期的燕山运动,是鄂尔多斯地台的周缘上升,在其西半部充填沉积了白垩系志丹组,为粗碎屑边缘堆积。
在盆地东部山西境内未见下白垩统,推断为沉积缺失。
由此可以认为独立的鄂尔多斯盆地形成于早白垩世。
第四章构造鄂尔多斯盆地发育于鄂尔多斯地台之上,属于地台型构造沉积盆地。
鄂尔多斯地台原是华北隆台的一部分。
早古生代由于地幔上拱,拉开了秦(岭)祁(连)海槽,使中国古陆解体,分裂成塔里木隆台、华北隆台及扬子地台。
华北隆台在中生代侏罗纪末是一个统一的整体,至白垩纪东部的山西地区隆起,遂使鄂尔多斯地台与华北隆台分离,形成了独立的盆地。
鄂尔多斯盆地具有太古界及早元古界变质结晶基底,其上覆以中上元古界、古生界、中新生界沉积盖层。
鄂尔多斯盆地基底由太古界及早元古界结晶岩组成,地台的地壳厚度由东南部向西北部逐渐增大。
盆地结晶基底的顶面形态为东高西低、北高南低,呈不对称状。
自北而南依次为:伊盟隆起、中部隆起、渭北隆起、西部坳陷、东部隆坳相间区(自北而南为榆林凸起、子长凹陷、延安凸起、宦君凹陷)。
结晶基底的构造形态控制着沉积盖层及区域构造形态。
盆地基底以上最早的沉积盖层是中元古再长城系及蓟县系,长城系为陆相滨海相碎屑岩。
蓟县系为浅海相藻白云岩。
晚元古代盆地曾因晋宁运动上升为陆,缺失青白口系,后期在局部地区沉积了震旦系罗圈组冰碛泥砾岩。
早古生代又沿地台西南缘拉开了新的秦、祁、贺海槽。
秦岭、祁连两支拉开较大,贺兰被遗弃成为坳拉槽。
海槽内早古生代地层沉积较厚,秦岭、祁连海槽中为活动型的优地槽或冒地槽,沉积厚度大于5000米。
贺兰坳拉槽及地台边缘为稳定型碎屑岩及碳酸盐岩沉积,厚度2000~4000米,盆地北部为古陆,其余部分沉积较薄,一般在800米左右,以稳定陆表海碳酸盐岩为主。
华力西旋回中期,鄂尔多斯地台又发生沉降,进人海陆过渡发育阶段。
中石炭世,由原加里东旋回形成的贺兰坳拉槽,在祁连褶皱带推挤作用下重新活动,在坳拉槽及北祁连加里东褶皱带前缘沉积了活动型一克拉通过渡煤系。
地台东部则沉积了克拉通内稳定型含煤地层。
中部杭锦旗一吴旗—麟游一带为南北向古陆,将祁连、华北海分开。
西部沉降幄度大,中石炭统靖远组与羊虎沟组厚400~800米,在中卫及乌达沉积厚达1100余米。
东部沉降幅度小,中石炭统本溪组一般厚度20米左右。
燕山旋回中期,盆地西部受到推挤使盆地坳陷部位逐渐向东迁移。
第五节构造与油气分布的关系鄂尔多斯盆地油气藏的形成,虽受多种非构造因素的控制但从地质构造制约盆地的发地质构造决定隆坳分布、以及盆地边缘冲断带、挠褶带控制油气田分布的具体事实来看,构造对油气富集的作用和影响不能忽视。
一、区域构造条件控制油气生成盆地在地史演化中的区域构造背景及古构造变异,控制着生油坳陷及生气中心的分布,例如早古生代盆地西南部的台缘坳陷,晚古生代早期的西缘坳拉槽,晚古生代晚期一中生代晚期的克拉通内部盆地,为海相、海陆过渡相、内陆湖泊相油气源岩的形成提供了区域构造条件。
古构造的发展又为其热解成熟提供了可能。
储集层的发育也受区域构造所控制。
二、构造带控制油气田的分布鄂尔多斯盆地的构造带,主要分布于盆地的西缘、南缘及东缘。
但勘探程度较高已有重要发现者仅西缘冲断构造带,目前已在冲断带的上盘发现了马家滩、摆晏井、大水坑等油田和刘家庄、胜利井等气田。
这些油气田的构造类型,多为半背斜或断背斜。
盆地南缘及东缘的构造带或因断裂较多油气保存条件不利,或因勘探程度不高,目前尚无重大发现。
三、局部构造控制油气水分布局部构造控制油、气、水分布的实例在马家滩油田长10、长8油藏中最为突出。
气顶,含油带,边、底水分异明显。
摆晏井油田的延10、延6油藏也有边水存在但无气顶。
鼻状背斜油藏中,气顶分布于油藏的高部位,如直罗油田的长l油藏。
另外也有大量存在的岩性、地层油藏,油水关系复杂,分异不够明显的实例。
第五节石油地质基本特征在前面已经系统的分别叙述了鄂尔多斯盆地石油地质的基本特征及油气藏形成的特殊条件,总的反映出一个大型叠合克拉通盆地的石油地质特点,这是经过近一个世纪的反复实践才逐步认识到的。
而叠合克拉通盆地在我国众多的含油气盆地中,经过较充分勘探基本认识清楚的还为数不多。
因此进一步归纳总结鄂尔多斯盆地的石油地质基本特征,作为相似盆地油气勘探的参考、深化对本盆地的认识、指出油气勘探的方向,都是十分必要的。
现将鄂尔多斯盆地石油地质基本特征归纳为下列五个方面:一、本盆地是由不同时代、不同类型沉积盆地叠合的克拉通盆地在中晚元古代至古生代,鄂尔多斯盆地属于华北陆台的一部分,系华北陆台的西南部,即鄂尔多斯地台。
地台的西南缘是与祁连—_秦岭地槽相邻的过渡地带,称为台缘坳陷,也称大陆被动边缘。
在地台及台缘坳陷中,沉积了槽台过渡型海相碳酸盐岩、碎悄山,海陆过渡相及纯陆相碎屑岩多旋回沉积建造。
中生代早中期,仍在此大地构造背景下,接受内陆湖沼相碎屑岩沉积,晚三叠世鄂尔多斯沉积盆地轮廓已具雏形,至中生代晚期,吕梁隆起形成,出现封闭的台内坳陷,遂与华北盆地分离,形成独立的鄂尔多斯盆地,自此独立接受了中晚中生代及新生代第三、第四纪碎屑岩沉积,叠合在元古代一古生代一中生代早期地台及台绿坳陷之上。
由此可见,鄂尔多斯盆地,在纵向上是中一上元古代一古生代地台及台缘坳陷型盆地与以中生代为主的台内坳陷型盆地的叠合,具双层结构。
从总体上二看二者虽经多次地壳运动-但均未发生强烈的褶皱断裂,是一个完整的沉积体,属典型的克拉通叠合盆地。
二、构造在纵横向上的变异,成为不同油气藏形成的基础鄂尔多斯盆地,经过加里东、华力西、印支、燕山、喜山等五大构造旋回的变形与改造,在不同部位形成了不同的构造格局,为不同类型油气藏的形成奠定了基础。
下部构造层由中晚元古代至早古生代海相沉积体组成。
除具有与上部构造层大体相同的区域构造格局以外,中央古隆起及奥陶系顶面侵蚀岩溶地貌的出现,成为油气藏形成的重要条件。
在中央古隆起侵蚀残丘之上,上部沉积层形成的披盖构造,也是重要的有利含油气区。
鄂尔多斯盆地上部构造层包括晚古生代至新生代沉积体,因为华力西运动以升降运动为主,前二叠系未遭受显著的改造,其构造变形主要发生在中新生代,而以燕山运动为主,区域构造格局变化较大,现分区说明。
三、沉积的多旋回、多间断形成多套生储盖层组合鄂尔多斯盆地在漫长的地史进程中,共有十个大的沉积旋回,四次大的沉积间断,形成多套生储盖组合多套含油气层。
四、两种储集岩性,各有多种成因的储集孔隙盆地内储集岩主要有碳酸盐岩及碎屑岩两大类。
每一种岩类各具多种不同成因的储集空间。