有利区评价

有利区评价（精选八篇）

有利区评价 篇1

胜利盆地是二连湖盆地群所包括的107个盆地中最具有代表性的含煤盆地之一[1], 煤炭资源极为丰富。随着内蒙古自治区建设清洁能源输出基地发展思路的具体落实, 二连盆地已成为低煤阶煤层气开发的重点地区[2,3,4]。

1 地质背景

胜利盆地位于内蒙古中部地槽褶皱系乌尼特右旗晚华力西地槽褶皱带, 乌尼特隆起带东北部, 盆地总体走向北东, 其北西、南东两侧近北东展布有3条同沉积正断层, 构成了盆地的边界, 盆地含煤地层主要为伊敏组 (K1y) 。

2 煤层气地质特征

2.1 构造特征

盆地内断层发育按走向可分为两组, 均为正断层, 一组为NE向, 一组为NW向;NW向断层切割NE向断层, 一般都呈锯齿状伸入盆地。盆地中部为一整体呈NE向的宽缓向斜[5]。

2.2 煤层特征

胜利盆地伊敏组 (K1y) 煤层累计最大厚度305.90 m, 单孔见煤最多206层, 其中6#煤层全区稳定分布, 含煤面积为39.39 km2, 厚度1.05~244.7 m, 平均厚68.61 m;赋存深度143.80~623.00 m, 平均深345.90 m。

整体来看, 生气母质越丰富, 含气量越高, 对煤层气的生成越有利[6];伊敏组的埋藏深度较浅, 对于煤层气的吸附以及变质作用不利, 如图1所示。综合考虑, 甲烷风化带深度与次生生物气生成煤层气分布的有利区应在300 m。

2.3 灰分特征

盆地各煤层原煤灰分产率在8.68%~38.22%之间, 平均为17.60%。根据钻井含气量与灰分的回归方程, 灰分与含气量的负相关关系较为明显, 如图2所示。

2.4 煤变质特征

6#煤层的镜煤最大反射率在0.319 4%~0.421 0%之间, 平均为0.350 5%, 煤类为低阶褐煤。根据钻探资料, 盆地局部发育基性辉绿岩, 分别侵入大磨拐河组 (K1d) 及伊敏组 (K1y) , 使煤变质程度局部升高。

2.5 气性特征

胜利盆地伊敏组6#煤含气量介于0~5.6 m3/t之间, 总体含气量较低。

2.6 渗透性特征

根据煤芯观测, 6#煤层裂隙较为发育, 节理密度约3条/cm, 渗透性较好;在钻井过程中, 普遍发现有3个漏失段:第一段325~410 m, 第二段为462~550 m, 第三段为566~600 m。三段基本发育在5、6煤中, 表明两组煤层裂隙非常发育, 改善了煤储层的渗透性。

3 煤层气成藏条件

3.1 沉积环境对煤层气富集的影响

胜利盆地因受盆缘断裂的控制, 所沉积的地层及煤层在靠近边缘断裂一侧。岩性变粗为冲洪积相的砾岩及砂砾岩, 致使成煤条件遭到破坏, 冲洪积相的砾岩及砂砾岩呈扇状插入盆地, 造成煤层急剧分岔、变薄以至尖灭, 在沉积断面上呈马尾状。马尾根部为煤层气富集的有利范围。胜利盆地中部倾向剖面如图3所示。

3.2 构造特征对煤层气富集的影响

根据断裂构造的导水性测试, 发现揭露的断层富水性很弱, 为封闭断层。因而胜利盆地断层的发育总体上对煤层气的富集没有造成破坏, 且由于张性断层的发育, 改善了煤储层的渗透性能。

3.3 地温对煤层气富集的影响

根据测井资料, 12-9、24-15、32-10#钻孔全孔平均地温梯度为3.60~4.42℃/hm, 此范围属于地温异常区。次生生物气主产气带温度为25℃~50℃。从3个孔测试数据及煤层发育情况来看, 12-9#钻孔地温达到25℃时, 埋深为380 m, 该孔6煤埋深在382.69~512.45 m之间。由此可以判断在12-9#孔及周边6煤处为次生生物气大量生成范围。

3.4 保存条件对煤层气富集的影响

3.4.1 顶底板特征

伊敏组含煤段顶底板岩性由深灰-灰黑色泥岩组成, 全区稳定分布, 厚度大于5 m的泥岩分布范围约占整个盆地的70%以上, 最厚处达到450 m, 黑色泥岩粘土总量16%~37%, 胶结较好, 对整个含煤段起到了良好的封盖作用, 6#煤层顶底板泥岩厚度等值线如图4所示。

3.4.2 水力封堵条件

6煤顶板岩性以粘土、泥岩粉砂岩及砂质泥岩为主, 夹砂岩透镜体。从盆地中部倾向剖面来看, 隔水层全区分布, 而且厚度大, 地下水沿倾向自南东向北西方向径流, 而煤层气则是由北西向南东方向运移, 相对运移过程中, 在斜坡带上形成水力封堵区域[7]。

盆地中部倾向水文地质剖面如图5所示。

4 煤层气富集有利区评价

通过对各控气因素进行统计分析, 圈定了盆地中煤层气评价有利区、目标区及远景区。将定性分析及定量分析结果相综合, 同时考虑次生生物气富集范围、封闭断层发育范围、水力封堵有利范围等难以量化控气因素, 绘制了胜利盆地煤层气勘探综合评价图, 如图6所示。该图评价了盆地内不同区域的煤层气勘查有利程度。其中有利区面积为118.68 km2, 最有利区面积为19.93 km2。

5 结论

通过对胜利煤田伊敏组6#煤层的煤层气地质特征进行分析, 将成藏条件概括为:①单层厚度大于10 m, 埋深大于300 m; (2) 灰分含量小于20%; (3) 顶底板泥岩厚度大于5 m, 水力封堵条件良好; (4) 地温异常发育区; (5) 封闭正断层发育区。

综合分析认为, 盆地中部为适宜先期勘探开发的有利区, 有利区面积为118.68 km2, 并圈定了最有利区范围, 指定了验证井井位。这为二连盆地煤层气资源评价以及勘探区优选提供了重要参考。

参考文献

[1]王生维, 陈钟惠, 段连秀, 等.我国中新生代聚煤盆地煤层气地质特征与勘探前景[J].天然气地球科学, 2004, 15 (4) :337-340.

[2]韩兵, 张明, 刘旺博.二连盆地群低煤阶煤层气成藏模式——以霍林河盆地为例[J].煤田地质与勘探, 2012, 40 (1) :24-28.

[3]孙斌, 邵龙义, 赵庆波, 等.二连盆地煤层气勘探目标评价[J].煤田地质与勘探, 2008, 36 (1) :22-26.

[4]雷怀玉, 孙钦平, 孙斌, 等.二连盆地霍林河地区低煤阶煤层气成藏条件及主控因素[J].天然气工业, 2010, 30 (6) :26-30.

[5]朱杰, 马延军, 唐学民, 等.胜利煤田煤层气储量预测[J].中国煤炭地质, 2009, 20 (12) :10-11.

[6]王勃, 李景明, 张义, 等.中国低煤阶煤层气地质特征[J].石油勘探与开发, 2009, 36 (1) :30-34.

有利区评价 篇2

从沉积-构造演化的角度,以时间为线索,通过区内侏罗系、白垩系及古近系等地层岩相、地层原始沉积厚度、残留厚度的.对比与分析,揭示了鄂尔多斯盆地西南缘陇县地区在南北方向上具“翘翘板”式的沉积-构造演化规律.通过构造控煤作用分析,预测出该区存在南北两个含煤有利区,并得到地震勘探验证.

作 者：康高峰 王辉 刘池洋 KANG Gao-feng WANG Hui LIU Chi-yang  作者单位：康高峰,KANG Gao-feng(西北大学地质系,陕西,西安,710069;中煤航测遥感局遥感应用研究院,陕西,西安,710054)

王辉,WANG Hui(中煤航测遥感局遥感应用研究院,陕西,西安,710054)

思南县某地区地热资源评价 篇3

关健词：地热资源 评价 建议

中图分类号：P64 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）09（c）-0249-01

1 区域地质条件

研究区地处贵州高原东部边缘向湘西低山丘陵和四川盆地过渡的中低山区，区内为中低山溶蚀及侵蚀地貌，思南县境内主要出露由老到新从元古宇至第四系，缺失泥盆系、石炭系、侏罗系、白垩系、第三系地层。根据1：20万沿河幅区域地质调查报告，该区域寒武系下统和震旦系地层存在，但在鹦鹉溪区域范围内境内未出露，实际上，从地热资源利用的角度上，寒武系下统高台组—石冷水组（∈2g-s）清虚洞组（∈1q）、震旦系灯影组（Z2d）为鹦鹉溪地热田的主要地热储层，其中震旦系灯影组（Z2d）热储层上部盖层为寒武系杷榔组（∈1p）组页岩及砂岩，下部隔热层为灯影组下部薄层粉砂岩及粉砂质页岩。

评价区以北北东向褶皱、断层为主。但总体上主要由两大体系构成。其一为北北东向褶皱断裂体系，向斜宽缓而断裂稀疏，背斜紧窄而断裂发育，具梳状褶皱特点，其形成可能和深部的逆冲断裂有关；另一为北东向走滑断层系，板桥向斜及龙洞背斜（塘头向斜、抱木寨背斜南延至图区部分），是区内在燕山期造山应力场作用下形成的一级褶皱构造，并派生有次级褶皱。

2 区域地热地质条件

从构造上，温泉分布于大塘坝断裂、鹦鹉溪背斜—思南白马洞走滑断束断裂复合处；地形上，多出露于地势较低的河谷中。出露地层为奥陶系桐梓-红花园组（O1t-h），均为碳酸盐岩。

热矿水储热构造由地热储层、地热盖层和地质构造（褶皱、断裂）三部分构成。

区域构造位置处于扬子准地台黔北台隆遵义断拱凤冈北北东向构造变形区，断裂及次级褶皱非常发育。

另外，根据温泉出露的水温、水量以及勘查工作进行程度，地热资源可利用量的计算大小，还具有地下热水水温较高，储量大，具备开采价值；具有较好的经济价值，即地热储层深度小于1000 m；勘查程度高等特点。

鹦鹉溪地热田，区域构造上位于南北向鹦鹉溪背斜、中坝狭窄背斜轴部与北东向思南白马洞走滑断束交汇复合部位，具备较好的储热及地下水运移条件。地热田东西边界均为志留系马脚冲组—秀山组页岩、粘土岩出露处，地热储层深度小于1000 m；北部至县界，南部至思南白马洞断束。背斜轴部出露地层为奥陶系桐梓组至红花园组灰岩（O1t—h）灰岩，温泉主要出露在背斜东翼与断裂交汇处。地貌上表现为峰丛沟谷或峡谷，储热层包括第一储热层和第二储热层，地下水经过热量交换以后，存储于热储层中，通过断裂及节理运移。由于在鹦鹉溪地热田地热地质条件中，第二储层即寒武系中下统地层出露地表面积较大，热量散失多，在开采过程中和浅层冷水混合后，水温较低，仅在断裂带部位热量集中，具备开采价值；而震旦系灯影组热储层为隐伏热储，上下隔热层保持较完整，因此，在鹦鹉溪地热田主要的热储为沿断裂分布的寒武系的带状热储和似层状热储即震旦系灯影组热储层。

地下热水径、补、排条件：地下热水补给主要来源于大气降水，通过背斜核部出露的寒武系娄山关组（∈3ls）、奥陶系桐梓-红花园组（O1t-h）灰岩下渗后，沿层面向向斜两翼流动，赋存于第二储集层中，热量散失较大。第一热储层的补给主要来源于较远处的同层补给以及第二热储层以越流形式向第一热储层的补给。在断裂发育部位，地下水向深部运动，进行热量交换。同样，沿断裂导热通道，在区域内以温泉的形式自流排泄或者地热井开发利用两种方式排泄。

3 地热资源评价

3.1 地热资源评价计算参数的确定

3.1.1 热储面积（A）

根据资料收集和野外实地调查情况，结合在地热异常区进行的剖面切割，通过结构剖面所揭露的热储层深度、平面分布，圈定热储面积，拟定-900 m标高作为水平热储边界。

3.1.2 热储厚度（H）

区内的主要储热层包括包括灯影组（Z2d）、清虚洞组（∈1q）、高台组（∈2g）、娄山关组（∈3ls）、桐梓组（O1t）、红花园组（O1h），岩性主要为灰岩、生屑灰岩、白云岩以及白云质灰岩。易被地下水溶蚀。地下热水主要储存，运移于断裂带及储热层中的溶孔、溶隙及断层裂隙中。该地热储层累计厚度达740 m，考虑到区内热储层厚度的不平均，热储厚度以700 m为准。

3.1.3 热储温度（tr）

根据鹦鹉溪温泉计算的热储温度以及钻孔监测的水温，区平均热储温度51.5 ℃。

3.1.4 热储岩石。水的热物性参数

（1）岩石、水的比热（CC）和密度（ρc）：主要是采用《地热资源评价方法》中的经验值。

（2）岩石孔隙度：勘查区热储岩层介质的孔隙度，引用《工程地质手册》第三版，取0.0053。

3.2 地热资源计算结果

3.2.1 地热资源量

根据上述评价方法，将各参数分别代入算式，求出各地热异常区的地热储积总能量。可利用量及折合标准煤的当量。该地区地热田地热水储层总体积46.34×109 m3，地热储积总能量12.95×1014 kcal，折合标准煤18.50×107 t，可利用能量1.94×1014 kcal，折合标准煤2.77×107 t。

3.2.2 地下热水储存资源量

根据算式代入参数计算，该地区地热田的地下热水储层总资源量为24.56×107 m3，按热储平均比热容和热储温度换算，地热水总能量为6.63×1012 kcal，相当于94.69×104 t标准煤的热能量；地下热水可利用储存量3.68×107 m3，可利用能量0.99×1012 kcal，折合标准煤14.20×104 t。

3.2.3 地热流体允许开采量

该地区地热田地热流体允许开采总量为206.12万 m3/a计算的地热流体允许开采量小于地热流体储存资源总量。

4 结语

论文重点分析了该地区热田的地热地质条件，并计算了全区热储存量，评价了可开采量。地热资源开发利用与环境保护，应遵循严格限制开采总量、控制开采强度，在选择项目的过程中优化配置，注重环境效应和社会效应，合理、高效的开发利用地热资源。

参考文献

[1]张梅桂，孙法德，谭世燕.地热资源及其科学利用[J].油气田地面工程， 2004（4）.

南梁西长8油层组建产有利区预测 篇4

南梁西区位于鄂尔多斯中南部沉积中心, 位于陕北斜坡二级构造单元内, 西倾单斜, 构造平缓, 以岩性圈闭为主, 由于差异压实作用, 使该区储层成一些小的鼻状隆起。这些发育在西倾单斜上的鼻状隆起与小层砂体配合对油气的聚集起一定的控制作用。通过大量的钻井资料分析, 区内长8油层组总厚度约在74~105.2m之间。

2 地层对比与划分

地层对比与划分的准确与否直接关系到成果的精度及可靠性。目前地层对比主要的方法有古生物地层学对比方法、岩石地层学方法、层序地层学方法。在油气勘探开发中, 广泛采用地震、测井等地球物理方法进行对比。

2.1 地层对比思路与方法选择

充分运用岩心、露头、测井、钻井等资料确立标准井;以标志层作控制, 以电测曲线特征、油水组合特征、沉积旋回及韵律组合为依据, 结合地层厚度, 采用沉积旋回的大小逐级划分层组、以韵律组合划分出小层。

2.2 标志层选取与地层划分结果

南梁西区延长组地层内部缺乏标志层, 给地层对比造成了非常大的困难, 但该区长8层顶部广泛分布一套厚约5m左右的深灰色暗色泥岩, 其岩性、电性特征明显, 易于识别, 作为主要标志层, 其次是以沉积旋回及韵律组合、电测曲线特征、油水组合特征等为辅助方法。

依据上述分析, 对长8层位进行了小层划分, 主力含油层系为长812层, 因此将长8划分为长82、长811和长812。

3 油藏控制因素分析

南梁西区长8油层属岩性油藏, 受构造控制影响较小, 因此砂体的平面连续性、储层物性均与储层含油性密切相关。

3.1 沉积作用的控制

长8期为湖盆扩张期, 湖盆整体进入了相对强烈的下陷期, 沉积速率明显比早期快, 从而长81期的沉积作用相对于长82期的沉积作用强。

南梁西区长8油层组为三角洲前缘沉积, 可细分为水下分流河道、河口坝、分流间湾以及前缘席状砂四个微相。沉积相带控制油气储层的展布, 分流河道、河口坝是良好的油气储集体, 直接控制着储层的含油性。由于河道的方向性, 使其控制了砂体的几何形状和连通性:沿物源方向, 砂体呈条带状展布, 相同相带砂体连通性较好, 含油性也好;垂直物源方向, 砂体连续性差, 连通性差, 含油性也差 (表1) 。

3.2 成岩作用的控制

南梁西区储层成岩作用主要经历了机械压实作用、压溶作用、胶结作用、溶解作用以及交代作用。成岩作用是影响该区长8油层油气储集性能的重要因素。长石溶孔、剩余原生粒间孔是长8油层良好的储集空间。

3.3 构造作用的控制

南梁西区长8层整体为一西倾单斜, 由于差异压实作用而发育轴向近东西向的鼻状隆起与三角洲砂体匹配, 对油气分布无明显控制作用。

4 建产有利区预测

综上所述, 按照南梁西区成藏条件及制约因素, 我们选择以构造、沉积相、储集砂体厚度及展布、成岩相为基础, 以物性及非均质性特征、试油产量为线索, 优选产建有利目标区。

长812层为主力含油层系, 油气显示好, Ⅰ类有利区主要位于中部, 预测面积约20k m2, 平均砂体厚度为14.1m, 孔隙度为11.19%, 渗透率为1.24×10-3μm2。Ⅱ类有利区主要位于北部, 有油气显示, 但试油结果稍差, 预测面积约12km2。

5 结论与认识

(1) 通过对比总结, 将长8层顶部发育一套稳定泥岩确定为的标志层, 长812油层发育稳定, 是主要含油层系。

(2) 南梁西区长8油层组属岩性油藏, 构造对油气分布无明显控制作用。

(3) 南梁西区长8油层组为三角洲前缘沉积, 长812为主力油层, 砂体发育好, 有利于油气的储集, 油气分布受砂体展布控制作用明显, 下步建产有利区主要分布在中部和北部。

摘要：南梁西区位于鄂尔多斯中南部沉积中心, 本文通过对长8油藏控制特征的分析, 总结了影响长8油藏分布的主控因素, 研究表明长7层泥岩为长8油层组提供了良好的盖层, 位于生烃中心, 油源充足, 经后期的压实及溶蚀作用, 形成岩性圈闭, 有利于形成油气藏。

关键词：长8,沉积,储层特征,主控因素,有利区

参考文献

[1]高辉, 孙卫, 宋广寿, 任国富等.鄂尔多斯盆地史家湾地区长8储层特低渗透成因分析与评价[J].地质科技情报, 2008, 27 (5) :72-76

[2]郑荣才.鄂尔多斯盆地长82油层组古盐度研究[J].石油与天然气地质, 1999, 20 (1) :21-24

有利区评价 篇5

关键词：层序界面,大庆长垣,登娄库组,有利区

1研究区概况

松辽盆地位于我国的东北部,是中新生代大型陆相盆地[1]。大庆长垣地处松辽盆地北部,勘探范围东起三肇凹陷西界,西至齐家-古龙凹陷东界,是松辽盆地中央坳陷区内的二级构造单元,面积约3 000 km2。由深至浅构造格局基本一致,整体表现为西北高东南低的单斜构造,地层倾角相对较平缓,有良好的继承性。大庆长垣的构造演化发展也经历了四个完整的演化阶段,分别为:隆起阶段、断陷阶段、坳陷阶段和收缩阶段。构造上主要包括喇嘛甸构造、萨尔图构造和杏树岗构造三个构造带。

2层序地层分析

陆相层序形成主要受控于构造和气候作用,这些和区域应力场及地幔隆升产生的幕式构造运动和气候旋回密切相关[2,3,4,5]。根据层序在地震反射特征、测井曲线、岩心、古生物、地球化学上的不同特征,根据层序界面反射特征,将登娄库组划分为四个三级层序。

2.1层序界面特征

三级层序界面是具体体现盆地构造演化特征的分界面, 其常与盆地内部的构造演化、沉积物供给、湖平面变化、气候特征及所形成的古地理环境等因素的变化转换联系在一起[6]。

大庆长垣地区登娄库组共发育四个三级层序,对应的界面分别为SB1、SB2、SB3、SB4、SB5。

SB1界面是营城组与登娄库组的分界面,从地震剖面上看,全区普遍存在的角度不整合,是松辽盆地深层地层的一个标准反射层。盆地强烈断陷期与断坳转化期的分界面,有明显的削截和上超特征,在地震剖面上盆地凹陷区多表现为一套强振幅反射,在断陷盆地的边缘附近,界面之下的削截现象和界面之上的超覆现象比较明显;在岩性上,界面上下岩性差异较大,由界面下灰色沉凝灰岩突变为界面上薄的砂泥岩互层;在电性上,自然伽玛曲线由高值向低值变化,电阻率曲线由界面下幅度较平缓的微齿化箱型组合突变为界面上幅度较大的尖峰状箱型组合(图3)。

SB2界面是登一段与登二段的分界面,从地震剖面上看,该界面只在凹陷深部位发育,表现为一组低连续弱反射波的顶部,在凹陷处出现整合特征,在隆起处有明显的上超现象;在岩性上,主要由砂砾岩突变为泥岩;在电性上,自然伽马由界面下的中幅齿状突变低值,电阻率曲线由中高幅箱状突变为中幅齿状(图4)。

SB3界面是登二段与登三段的分界面,从地震剖面上看,是一个局部不整合界面,中弱振幅,中低频率,同相轴具有一定的连续性,在测线上反射振幅具有西南部强东北弱的特点,该界面之上有上超现象,但界面下的削截现象不明显;在岩性上,由界面下的紫红色泥岩突变为界面上薄的灰色泥质粉砂岩与细砂岩互层,在电性上,电性特征下部不十分明显(图5)。

SB4界面是登三段与登四段的分界面,从地震剖面上看,在地震剖面上表现为中强振幅,中高频率,反射较为连续,凹陷中心处反射振幅较强,边缘处振幅相对比较弱,界面之上有上超现象,但界面下的削截现象不明显;在岩性上,由薄的灰分色砂岩突变为紫色泥质与泥质粉砂岩互层;在电性上,电阻率曲线由界面下台阶特征明显的中高幅齿状突变为界面上的中幅值齿状(图6)。

SB5界面是登娄库组与泉头组的分界面,从地震剖面上看,是一个区域不整合面,由于该界面形成时期,松辽盆地处于坳陷期,盆地是整体下降或抬升,在盆地内部,不整合现象在地震剖面上不十分明显,是2—3个强反射波组的底界,主要表现为低角度不整合或假整合。该界面在地震剖面上表现为中弱振幅、低连续,对比追踪较为困难;在岩性上,由下部登四段顶部紫红色泥岩突变为泉头组底部砂岩;在电性上,电阻率曲线由低幅的齿状变为中幅钟形(图7)。

2.2体系域界面特征

在陆相断陷湖盆中,体系域为同期沉积体系的组合,是构成层序的基本单位[7]。本文研究的目的段为登娄库组地层,该层序被划分为四个三级层序,自上而下Sq1、Sq2分别对应低水位体系域、水进体系域,Sq3、Sq4分别对应高水位体系域早期、晚期。体系域识别的关键主要是确定初始湖泛面和最大湖泛面[8]。从层序边界到首次湖泛面为低水位体系域,初始湖泛面到最大湖泛面为水进体系域,最大湖泛面到层序顶部边界为高水位体系域,而密集段就在最大湖泛面附近。

低水位体系域界面位于加积或退积准层序组正旋回高幅齿状曲线的底部,本区低水位体系域沉积物以反应坡降大、水流能量高的粗粒岩性为主,泥岩颜色稍浅,沉积旋回为正旋回,主要发育扇三角洲-湖泊沉积体系。

水进体系域在初始湖泛面和最大湖泛面之间,该阶段湖面上升速度大于沉积速度,主要由退积型准层序组组成,向上泥岩含量增大,曲线特征主要为较低的尖刀状或锯齿状,沉积旋回为正旋回,主要发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系。

高水位体系域早期湖面相对静止,沉积物供给速率大于可容纳空间增长速率,主要发育下降进积准层序组,由下向上主要为中、厚层砂岩夹薄泥岩,整体表现为正旋回,曲线主要为中至高幅低齿状,主要发育河流-三角洲沉积体系。

高水位体系域晚期由多个前积型准层序组成,块状泥岩为主夹少量的薄砂岩,沉积旋回为正旋回,主要发育河流沉积体系。

3沉积演化特征

本文主要通过岩心、测井资料,结合地震反射特征、区域沉积背景对研究区沉积相类型进行研究。本区登娄库组主要发育的沉积体系有:湖泊、扇三角洲、河流、辫状河三角洲沉积体系。

低水位体系域(Sq1)为断陷沉积末期,沉积范围较小,主要沉积滨湖、扇三角洲前缘、冲积扇。研究区仅在中部和南部沉积湖泊相体系,湖盆中心沉积小面积深湖半深湖,扇三角洲主要来自北部、西部物源和西南物源,冲积扇以地层边界和杏深1控制。水进体系域(Sq2)沉积为断陷向拗陷转化初期,沉积范围扩大,主要发育冲积扇、滨湖、砂质辫状河、三角洲前缘。研究区北部发育小面积冲积扇,冲积扇前端发育砾质辫状河,河端发育三角洲前缘伸入滨、浅湖中。沉积区中央部位为大面积的湖泊体系沉积,在地震剖面上表现为席状平行前积反射结构中高连续振幅。高水位体系域早期(Sq3)沉积为断陷向拗陷转化初期,沉积范围进一步扩大,主要发育泛滥平原、砂质辫状河、末端扇、湖泛平原。研究区南部主要发育砂质辫状河,物源方向沿古深1方向,砂岩厚度较大,分选较好,末端发育末端扇;西北方向发育两条砾质辫状河,其外均发育砂质辫状河,末端发育小面积的三角洲前缘伸入到滨湖中。其余整个研究区几乎遍布泛滥平原。高水位体系域晚期(Sq4)沉积仍为断陷向拗陷转化初期,沉积范围进一步扩大,沉积能量有所降低,研究区主要发育河流体系,北部两条曲流河物源伸入到研究区中部,在其尾端发育末端扇;西部主要发育冲积扇和砾质、砂质辫状河,其中冲积扇主要沿地层尖灭先和工区边界分布;工区南部曲流河物源同样伸入到湖泛平原中,尾端发育末端扇。

4层序地层格架内油气聚集规律及有利目标预测

体系域之间的差别造成油气藏的类型及分布位置各不相同,因此分析各体系域油气聚集规律对之后勘探工作部署有很重要的意义,本区登娄库组生储盖组合模式主要有两种:下生上储式和自生自储式。

低水位体系域发育的Sq1主要由成熟度较高的砂岩、砂砾岩构成储层,夹少量断陷期的暗色泥岩为气源岩,是登娄库组中储层物性比较好的地层,模式为下生上储式,盖层为水进体系域Sq2的泥岩。水进体系域Sq2主要在大庆长垣的中部及南部地区发育自生自储式的生储盖模式,该区在葡深1井上部发育有紫色泥岩,下部主要为灰色砂泥互层,该层段是目的区泥岩最发育的层位。高水位体系域(Sq3、Sq4)发育的河道砂岩厚度比较大,砂岩的物性也比较好,其上泉一二段厚度较大的泥岩作为盖层,并且具有较强的毛细管封闭能力,属于下生上储式。

5结论

(1) 应用层序地层学理论,结合地震剖面、测井曲线、岩心等实际资料,认为大庆长垣登娄库组是一套完整的超层序,共发育四个三级层序,其中Sq1对应低水位体系域,Sq2对应水进体系域,Sq3、Sq4分别对应高水位体系域早期、晚期。

(2) 本文主要通过岩心、测井资料,结合地震反射特征、区域沉积背景确定大庆长垣登娄库组主要发育河流、扇三角洲、湖泊、辫状河三角洲四种沉积相。大庆长垣登娄库组经历了断陷末期向坳陷转化期的演化阶段,沉积相的演化类型为扇三角洲相-辫状河三角洲相-湖泊相-河流相。

(3) Sq1主要发育扇三角洲沉积的砂岩、砂砾岩,多为“砂包泥”,是本区有利的储层;Sq2

发育湖泊相沉积的泥岩,是研究区区域性的盖层;Sq3、Sq4主要发育河流相和辫状河三角洲相的砂泥不等厚互层,其中砂岩物性比较好,也是本区较为有利的储层。

参考文献

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有利区评价 篇6

1.1 研究区位置

研究区———长岭坳陷位于松辽盆地中央坳陷区南部 (图1) , 面积超过20 000 km2, 下伏断陷层面积约8 000 km2, 基底最大埋深超过9 000 m。前人对该区做了大量的常规油气勘探研究工作, 但在非常规资源页岩油勘探才刚刚起步。

研究区在中生代主要经历了5个发展阶段:燕山运动Ⅰ幕—断陷期、燕山运动Ⅱ幕—断陷萎缩期、燕山运动Ⅲ幕—断坳转换期、燕山运动Ⅳ幕—坳陷发展期、燕山运动Ⅴ幕—坳陷萎缩期。中生代自下而上发育有上侏罗统和白垩统地层, 大量的研究表明, 上白垩统青山口组合嫩江组为松辽盆地的主要烃源岩层[1—3]。本次研究主要层段为上白垩统嫩江组一、二段和青山口组一段, 仙1井、腰南5井及腰中302井等多口井在钻遇嫩江组一、二段和青山口组一段泥页岩层均出现油气显示。富有机质页岩的有机地化特征和含油特点将为该区页岩油有利区优选和资源潜力评价提供依据。

1.2 上白垩统泥页岩空间展布特点

泥页岩厚度作为页岩油生成和富集的载体, 具备一定含油厚度的泥页岩是形成页岩油富集区的基本条件[4—6];含油泥页岩的埋藏深度不仅影响到页岩油的保存, 同时影响着页岩油的可采价值[7,8]。

研究区青一段、嫩一段和嫩二段沉积时期, 湖盆范围较大, 深湖、半深湖沉积面积广, 气候温暖、潮湿, 水生生物和陆生高等植物繁盛[9]。嫩江组一、二段为半深湖-深湖亚相沉积, 发育富有机质深灰色泥岩、灰黑色泥页, 泥页岩有效厚度为40~100 m, 整体上呈现出南厚北薄的特点;青山口组一段为三角洲-滨浅湖亚相沉积, 泥页岩厚度为10~50 m;目的层厚度总体埋深位于1 500~2 200 m之间。上白垩统嫩一段、二段和青一段泥页岩厚度和埋深均达到了页岩油有利区评价标准, 是该区的主力生烃层系, 也是页岩油富集的潜在层系 (图2) 。

2 上白垩统泥页岩有机地球化学特征

2.1 有机质类型

一般来说, Ⅰ型干酪根和Ⅱ型干酪根以生油为主, Ⅲ型干酪根则以生气为主[10]。对研究区上白垩统典型井213块泥页岩样品岩石热解分析资料对干酪根的划分结果表明 (图3) , 长岭坳陷嫩一段烃源岩干酪根类型以Ⅰ型为主, 兼有Ⅱ1型, 干酪根以生油为主。长岭坳陷嫩二段烃源岩干酪根类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主, 兼有Ⅰ型型, 干酪根偏向于生油型。长岭坳陷青一段泥页岩干酪根类型全面, 即腐泥型 (Ⅰ) 、腐殖-腐泥型 (Ⅱ1) 、腐泥-腐殖型 (Ⅱ2) 和腐殖型 (Ⅲ) 4种类型均有发育, 各类有机质类型在空间上的分布受沉积相控制。

2.2 有机质丰度

富含有机质是页岩富含石油的基础, 高产富集页岩油层总有机碳含量 (TOC) 值一般大于2%[11]。评价有机质丰度的指标主要有TOC和氯仿沥青 (“A”) 等参数。通过有机质丰度的测试实验, 获取了长岭坳陷上白垩统页岩样品的有机碳含量和氯仿沥青“A”的参数。

青一段的TOC值 (岩心样品36块) 实测分布范围为0.09%~2.09%, 平均值0.77%。嫩一段的TOC值 (岩心样品103块) 实测分布范围为0.12%~9.85%, 平均值2.90%。嫩二段的TOC值 (岩心样品46块) 实测分布范围为0.53%~3.72%, 平均值1.62%。根据有机碳频率分布统计 (图4) 可知, 青一段页岩TOC值主体位于0.5%~2.0%之间;嫩一段页岩TOC含量变化范围较大, 大多数都大于1%;嫩二段页岩TOC值主体位于1%~2%之间。

长岭坳陷青一段氯仿沥青“A” (岩心样品9块) 实测分布范围为0.056%~0.99%, 平均值0.32%。嫩一段氯仿沥青“A” (岩心样品27块) 实测分布范围为0.23%~1.43%, 平均值0.68%, 整体较嫩二段氯仿沥青“A”高。嫩二段氯仿沥青“A” (岩心样品10块) 实测分布范围为0.07%~0.79%, 平均值0.19%。根据氯仿沥青“A”频率分布统计 (图5) 可知, 青一段页岩氯仿沥青“A”大多数都小于0.15%;嫩一段和嫩二段页岩氯仿沥青“A”主体都大于0.5%。

通过以上分析可知, 上白垩统目的层总体上都达到了页岩油富集的物质基础。其中, 嫩一段具有较好的有机质丰度, 嫩二段次之, 青一段的有机质丰度较差。

2.3 有机质成熟度

有机质的成熟度是表征其成烃有效性和产物性质的重要参数[12,13]。有机质在具有一定的丰度和生烃潜力后, 还要达到一定的热演化阶段才能热降解生烃, 形成页岩油时, 有机质成熟度Ro一般为0.5%~1.2%[14]。研究区中生界目的层泥页岩热演化程度适中, 大部分泥页岩样品Ro位于0.6%~0.8%之间, 处于成熟热演化阶段。整体上, 受纵向埋深的影响青一段的热演化程度要略高于嫩一、二段。

3 有利区优选

松辽盆地长岭坳陷嫩江组和青山口组整体具有高有机质丰度、演化程度适中和偏生油型干酪根特点, 页岩油在嫩一段、嫩二段和青一段层系均发育有利区域。结合研究区页岩油资源特点, 可将页岩油分布区划分为远景区、有利区和目标区 (核心区) 等三级[14]。

嫩一段主要发育II-I型干酪根, 有机质丰度很高, 有机碳含量介于0.12%~9.85%之间, 其中实测的103个TOC值中有100个数据点均超过0.5%, 高值区主要分布在腰英台地区;嫩江组二段泥岩较厚, 有效泥岩厚度 (以TOC>0.5%计算) 范围为40~100 m, 沉积较厚的部分主要位于腰英台地区, 由中心向两侧减薄, 页岩展布特征与地层发育特征基本一致;青一段为三角洲-滨浅湖相沉积, 发育了大套泥页岩, 但有机质丰度普遍偏低, 大部分有机碳含量在0.5%以下。

收集长岭坳陷的地温数据, 运用Basinmod模拟软件对镜质体反射率随深度变化趋势进行了模拟。模拟的Ro趋势线 (图6) 表明, 地层埋深达到1 400 m时, 有机质开始进入生烃门限, 即Ro=0.5%;当Ro=0.7%时, 深度在2 200 m左右;Ro=1.0%, 深度为2900 m, 即生烃高峰期。基于镜质体反射率与深度的关系, 系统确立长岭坳陷有机质成熟度空间变化规律。通过埋藏深度可知, 所图和腰英台-东岭地区嫩江组和青山口组均进入了成熟阶段。

根据富有机质页岩厚度、埋深、TOC、有机质热演化程度 (Ro) 结合有机质类型分布范围来确定各层段页岩油聚集有利区。基于综合评价标准, 青山口组一段泥页岩有机质含量低, 而且泥页岩厚度普遍小于30 m, 多为20 m左右, 因此整体属远景区。嫩江组一段页岩油发育区不存在目标区。有利区分布于两个地区, 一个位于所图东侧, 另一个位于腰英台西南处, 其余区域均为远景区 (图7) 。嫩江组二段与一段较为类似, 由于有机质成熟度较低, 因此大部地区均为远景区, 有利区面积较小, 主要分布于腰英台西南处 (图8) 。

4 页岩油资源潜力评价

4.1 资源潜力评价

基于对研究区目的层系泥页岩发育特点、地化特征的系统研究, 采用多因素叠加法并辅以综合地质评价、地质类比等多种方法对该区页岩油资源潜力进行了综合评价。

嫩一段在各个指标分布最均且相对较高, 以腐殖-腐泥型干酪根为主, 泥页岩厚度、有机质丰度、成熟度均达到页岩生油条件, 生油潜力最大, 综合评价为最好层段;嫩二段各个参数分布较均匀, 稍次于嫩一段, 综合评价为重要潜力层段;青一段综合评价为次重要潜力层段 (图9) 。

4.2 与美国页岩油资源潜力的对比

美国式目前页岩油开发比较成功的国家之一, 因此, 与美国典型层系页岩的地质特点、资源量作比较, 将有助于研究区页岩油资源潜力的评价工作。

将研究区3套泥页岩层与美国主要产油页岩层各项参数对比[14], 结果发现:松辽盆地长岭坳陷上白垩统地层泥页岩地化参数较好 (表1) , 进一步表面该区上白垩统泥页岩具备页岩油存在的条件, 具有较好的开发潜力, 可作为页岩油下一步的勘探目标。

5 结论

(1) 松辽盆地长岭坳陷上白垩统发育有半深湖-深湖亚相、三角洲-滨浅湖亚相富有机质暗色泥页岩, 单层连续和累计厚度大, 以腐泥、腐殖-腐泥型干酪根为主, 有机质丰度高, 主体处于成熟热演化阶段, 符合页岩油赋存的基本地质条件。

(2) 结合泥页岩空间展布特点、有机地化特征和常规油气富集区, 采用多因素叠加法对长岭坳陷嫩一段、嫩二段、青一段的页岩油有利区进行了划分, 初步认为腰英台地区西南处为页岩油发育的最优有利区。

(3) 长岭坳陷页岩油资源潜力较大, 是页岩油勘探开发的有利区域。其中, 嫩一段生油潜力最大, 综合评价为最好层段;嫩二段稍次于嫩一段, 综合评价为重要潜力层段;青一段综合评价为次重要潜力层段。

东濮凹陷泥页岩油气有利目标评价 篇7

关键词：泥页岩油气,录井特征,有效储层,烃储特征,成藏条件,有利目标,综合评价

泥页岩油气是指泥页岩和其夹层中的碳酸盐岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩甚至砂岩地层中分布的油和气,为油气生成之后在源岩层内就近聚集的结果,表现为典型的“原地”成藏模式,属于非常规油气资源的范畴。本文主要通过对东濮凹陷泥页岩油气显示的普查和泥页岩油气分布规律、烃储特征和成藏条件(或影响因素)进行研究,对主要目标层段进行综合评价,为下一步勘探开发提供决策依据。

1 东濮凹陷泥页岩油气显示特征及分布规律

1.1 录井显示特征

东濮凹陷沙三—沙四段泥页岩普遍见到油气显示,特别是钻达孔隙、裂缝发育的泥页岩地层时,油气显示特征明显,一般具有钻时明显降低、气测值升高、钻井液密度下降、黏度上升,有时还有槽面升高、气浸明显、井溢甚至井喷等现象。当泥页岩层含油时,含油级别较高、地化显示较好;当含气时,主要见较好的气测显示见表1。

1.2 油气分布规律

东濮凹陷泥页岩油气显示纵向上主要分布在沙三段、沙四上段,而以沙三中—沙三下盐间及紧邻盐层分布的泥页岩发育段为主。

横向上主要在优质烃源岩发育的东濮凹陷北部洼陷环洼带—中央隆起带斜坡带含盐区,并沿洼陷边缘的文东—徐楼、文西、卫东断层展布(如图1所示);纵向上,以盐间及紧邻盐层分布的泥页岩发育的沙三段为主。

东濮凹陷泥页岩油气主要受烃储特征、断层和盐膏层等因素控制。

2 东濮凹陷北部沙三段泥页岩烃源岩特征

应用YY-3000A油岩综合评价仪对烃源岩进行研究,结果表明:东濮凹陷北部泥页岩丰度及类型分布不均,有机质丰度分布标准偏差可达1.59,最好烃源岩主要分布在盐湖和深湖稳定水体沉积的暗色地层中;而东濮凹陷北部含盐区沙三段泥页岩均已进入成熟阶段,但在不同构造带成熟度略有差异,西部次洼、濮卫次洼、中央隆起带以生油为主,东部次洼文9盐下则已进入生气阶段。文92-135、濮深18-1、文古2等井的试采成果和文203-63、文75等井气测组分及试采成果也证实,不同地区的泥页岩成熟度的差异,文东文203-63、文75井文九盐下显示层气测组分甲烷含量均在90%以上,尤其是沙三下的甲烷含量高达95%以上,试采均以产气为主。

3 东濮凹陷北部泥页岩储集体特征

3.1 东濮凹陷北部泥页岩储集体脆性矿物组成特征

泥页岩储集体岩性及脆性矿物组成特征是能否成藏的物质基础,东濮凹陷泥页岩储集体具有如下特征及分布规律。

(1)泥页岩储集体主要有2种岩石类型,其特征及分布与岩相、盐层分布有关。

一种是厚层泥页岩(含高钙层)夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩,主要分布在离物源较远的半深水环湖区,属于三角洲前缘末端或前三角洲沉积。另一种是以白云质、灰质为主,硅质为辅的过渡性泥页岩类,属于典型的页岩油气藏,例如濮深18-1井和文古2沙三上10盐间油藏,主要与盐岩分布有关。统计结果表明,东濮凹陷北部泥页岩储集体厚度较大(单层厚度大于30 m的泥页岩)、分布较广的泥页岩占总频数的31.0%,主要分布在东西洼环洼带近盐和近源区的深湖—半深湖环境中。

(2)泥页岩脆性矿物主要由钙质组成,其次为硅质,其含量及分布受岩相控制。

东濮凹陷北部沙三段泥页岩矿物主要由黏土组成,其次为钙质(碳酸盐矿物)和硅质(如图2、图3所示),另有一部分泥质粉砂和粉砂呈条带状和薄层状分布。由此可见,东濮北部泥页岩脆性矿物主要由碳酸盐组成,局部硅质含量较高,例如濮深18-1井沙三上10盐间页岩。而濮卫环洼带南翼卫43、卫79等井沙三中、沙三下泥岩中硅质含量较高,另有大部分硅质呈粉砂产出。

东濮凹陷北部泥页岩储集体脆性矿物主要为碳酸盐,平均含量为40.11%,达到了产生裂缝的低值,此外还有脆性较好的硅质,平均含量约7.2%,尤其是盐间和近盐区泥页岩,碳酸盐与硅质含量平均值在60%以上,具备很好的脆性(见表2)。近盐区深湖—半深湖泥页岩脆性矿物“碳酸盐含量高”、近源区脆性矿物“硅质含量高”的特点,反映脆性矿物含量及类型受岩相控制明显。

3.2 泥页岩储集体空间特征及分布规律

(1)富硅钙的泥页岩均发育裂缝和溶蚀孔缝,但页理发育的页岩、地层脆性强、更易于形成网状缝,很好地改善了储层物性。

在东濮凹陷北部含盐区,主要发育有2种类型的储集空间:一种是裂缝型,主要发育在脆性矿物含量高、页理发育的典型泥页岩地层中,以构造缝和层理缝形成的网状缝为主(如图4、图5所示),另有溶蚀孔缝、晶间孔;另一种是孔隙—裂缝型,主要发育于钙质泥岩、页岩互层为主夹薄砂层的地层中,具砂岩孔隙和泥页岩裂缝、层理缝等储集空间。

(2)裂缝主要在断层及盐层附近发育。泥页岩油气显示统计结果表明,见显示或显示好的井主要分布在断层发育区和盐岩分布区,例如文古4井获工业油流段紧邻断层分布且位于盐间,裂缝、微裂缝发育;濮深18-1井沙三上10或工业油流段岩心统计结果表明其脆性矿物含量高、显微层理发育、裂缝也发育。由此可见,断层和盐层分布利于裂缝的产生和发育,是泥页岩裂缝发育的外力和外因。

4 泥页岩油气成藏条件分析及有利目标区评价

4.1 成藏控制因素及有利目标区

前文研究表明,东濮凹陷北部泥页岩油气受优质烃源岩、储集体钙硅含量及盐层或断层的三重控制,烃源岩条件和储集条件是物质基础,而盐层或断层是产生裂缝的外部条件。在优质烃源岩分布区,一旦钙硅含量高、盐层或断层发育,即可形成孔缝发育、近距离或就近聚集、封堵条件好的有利目标区。

东濮凹陷北部泥页岩分布广、盐岩及断层发育,泥页岩既是较好的烃源岩,又是良好的盖层和储集体。因此,东濮凹陷北部含盐区具备较好的成藏条件。

4.2 有利目标评价

通过对老井显示层的重新认识,从烃储条件、油气分布情况,对文东斜坡带沙三段、濮卫环洼带南翼盐下目标区和文西构造带盐间5个Ⅰ类含油气目标层进行了综合评价。下面重点对文东斜坡带W75井区沙三中4-5泥页岩含油气目标层进行解剖分析。

东濮凹陷3次资源评价表明,文东斜坡带泥页岩发育,泥页岩分布稳定且分布面积大,有机质丰度高、成熟度高,是最利于泥页岩油气藏形成的地区之一。

(1)油气显示情况。该区共复查出显示井26口,其中槽面显示井6口(如图6所示),显示分布于文9盐下。其中,以文203-63、文75、文72-408等三口井显示最好,文203-63井见较好槽面显示,文72-408井见较好气测显示和后效显示,文75井见很好的气测显示。

(2)烃原岩特征。文75井取芯样分析,沙三中4～5砂组泥页岩地化分析有机碳含量最高可达5.95%,最低为0.93%,平均为4.44%,属最好的烃源岩;热解温度分布在443.5～459.1℃,处于生油—生气阶段。

该区文9盐下至沙三中5上部主要发育深色泥页岩夹泥质粉砂岩或粉砂质泥岩沉积,在文75井区,泥页岩最发育,累积厚度最大可达120 m (小于2 m夹层包括在内)。显示段厚度分布在68～84 m,往西至隆起带逐渐减薄,沉积相分析为半深湖—深湖相泥页岩夹薄粉砂或泥质粉砂岩沉积。

(3)储集特征。文75井泥页岩及泥质粉砂岩、泥质白云岩钙硅含量在44.3～62.7%,钻时比值为1.57～2.45,自然伽玛值在72.34～97.37API,平均为86.1API;文203-63井储层自然伽玛值在63.9～98.6API,平均为85.1API,钻时比值为1.41～2.63。

由于该目标层页理发育、有机质含量高、脆性矿物含量高、地层脆性好,同时紧邻断层和盐层分布,具备较好的储集性。

(4)油气层重新解释评价。在邻井均见到不同程度的泥页岩油气显示,通过目标区老井重新解释评价,该区在文203-63、文203-64和文75井等井累计解释泥页岩油气层49.5 m/7层,低产油气层46.5 m/8层(见表3)。

从图7可知,该显示段分布比较稳定,在邻井均见到不同程度的油气显示。

(5)综合评价。参考烃储特征和油气分布情况,文75块沙三中4-5砂组泥页岩单层有效厚度最大达到8 m,系统厚度最大达到84 m,有机质丰度高、储集体显微层理发育、脆性矿物含量高,油气层厚度大、分布比较稳定,综合评价为Ⅰ类有利目标区。

5 结论

(1)东濮凹陷泥页岩油气主要分布在北部含盐区沙三段地层中,并沿中央隆起边缘呈带状展布。其中,沙三上、沙三中是泥页岩油的有利分布区,沙三下及沙四是泥页岩气的有利分布区。

(2)东濮凹陷北部泥页岩有机质丰度受盐层、岩相影响非均质性强,有机质成熟度受埋藏史和盐岩的影响东西部略有差异,从而影响泥页岩油气分布。

(3)东濮凹陷北部泥页岩储集体主要为厚层泥页岩夹薄层粉砂岩和碳酸盐为主、硅质为辅的混合型,脆性矿物主要为钙质和硅质,层理发育的高钙硅泥页岩地层脆性好、网状层理更发育。

(4)东濮凹陷北部泥页岩油气受烃源岩及储集性因素影响,主要集中在泥页岩厚度大、钙硅含量高、盐层及断层发育的环洼斜坡带沙三段地层中。其中,以文东斜坡带成藏条件最优越、油气显示最好,是最有利的目标区。

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有利区评价 篇8

四步教学模式是指在小学数学课堂教学中采用“创设情境、激活目标———经历活动、建构生成———走进生活、解释应用———反馈测评、铺垫孕伏”的基本程序和相应策略的组合.实践和反思证明, 它有利于数学教学设计、实施与评价, 具体表现在以下五个方面:

一、四步教学模式有利于探明学生实际

1.“创设情境、激活目标”便于分析学生的学习准备.

所谓学习准备, 是指学生学习新课时在认知、情感、态度等方面的适应性.分析学生的学习准备, 也就是了解学生在知识技能、认知能力、学习动机以及策略方法等方面的实际情况, 以便按照课程标准要求, 确定教学的出发点, 为不同状态和水平的学生提供适合他们发展的最佳教学条件.

2.“经历活动、建构生成”的过程考虑到学生的达标差距, 以便进行教学任务分析.

教学任务分析的技术要解决的问题是, 在确定完成新学习任务所需的学习准备的基础上, 分析学生为完成学习任务需要铺垫的“跳磴”———通过哪些过渡性目标和从属技能的获得, 最终逼近目标, 学生应当具有哪些智慧与技能才能支持新学习任务的完成.这种通过“目标任务※起点水平”的逆推分析与“起点水平※目标任务”的顺次综合, 就为我们“先教什么, 后教什么”并指明“怎样去教”绘制了一个教学流程的“路线图”, 甚至可以说, 这是构筑一条从“现有发展区”走向“最近发展区”的通道.

二、四步教学模式有利于教学目标的陈述

为完成“经历活动、建构生成”的明确指向和反馈测评的具体操作, 要求教学目标的陈述必须具有可操作性和可测度性.

首先要分清两类陈述的方式.一是采用结果性目标的方式, 即明确告诉人们, 学生的学习结果是什么, 所采用的行为动词要求明确、可测量、可评价.二是采用体验性或表现性目标的方式, 即描述学生自己的心理感受、体验或明确安排学生表现的机会, 所采用的行为动词往往是体验性的、过程性的, 这种方式指向无需结果化的或难以结果化的课程目标, 主要应用于“过程与方法”“情感态度与价值观”领域.

其次是把握四个基本要素.一般认为, 行为目标陈述的基本要素有四个:行为主体、行为动词、行为条件和行为程度.

1. 明确目标行为的主体.

从学生的角度出发, 陈述行为结果的典型特征, 行为的主体必须是学生, 而不是以教师为目标的行为主体, 尽管有时行为主体“学生”两字没有出现, 但也必须是隐含着的.

2. 选好刻画行为的动词.

对不同教材内容应达到的要求, 恰当选择行为动词来明确地表达应达到何种结果, 以加强教学设计的可操作性和教学质量的可测度性.

3. 说明结果产生的情形.

主要从两方面对结果产生的情形加以说明:第一个方面是指出结果行为产生的条件, 即影响学生产生结果的特定限制或范围.第二个方面是指出学习行为或学习结果所达到的程度.例如:学生在新年钟声即将敲响的情境中, 经历倒计时活动, 初步感受1秒有多长.

三、四步教学模式有利于教学内容的转化与课程资源的开发

“创设情境”要求将文本中提供的情景图转化成学生的生活情境或问题情境, 使学生尽快进入特定的、预设的情境, 并始终在这种情境中进行活动.“经历活动”需要将教学内容进行经验化加工、价值性加工和教学法加工, 使学习内容转化成学习活动.还要求教师充分发挥自己的聪明才智, 根据目标的需要, 悉心进行课程内容的加工、调整、组合、补充、改编、新编.“走进生活、解释应用”要求教师努力收集生活中相关的数学知识和情境, 并引导学生积极地将学习引向生活.

四、四步教学模式有利于构建充满生命活力的课堂

课堂教学是素质教育的重要阵地, 也是课程实施的基本途径.无论多完善的教学设计都会在课堂教学中不断地变化、调整、丰富, 都会在师生的交往互动中生成和发展出许多新问题、新认识和新成果, 而“建构生成”思想让它成为可能.新课程要求的教学改革, 应当贯彻“让课堂充满生命活力、让学生成为学习主人”这一教育思想, 把思想观念的变革同模式与方法的变革结合起来, 使教学过程成为师生积极互动、共同发展的过程.

五、四步教学模式有利于及时有效地进行教学评价

四步教学模式中“反馈测评”环节充分发挥了评价在促进学生发展中的作用.反馈就是让学生反思自己的课堂学习历程, 重点是关注自己的参与程度、合作交流的意识、情感态度的发展、知识的获得、技能的提升.测评主要是对学生的基础知识和基本技能进行评价, 对部分学生采用“推迟判断”的方式, 让他们看到自己的进步, 感受到获得成功的喜悦, 激发新的学习动机.使评价在了解学生需求, 发现和发展学生多方面潜能, 帮助学生认识自我、建立自信, 鼓励创新和发展特长等方面产生了积极的效应.