川东北元坝地区长兴组生物礁沉积特征研究

普光气田的发现启示着石油工作者把勘探目光转向了同样位于开江-梁平陆棚边缘的元坝地区。经过新一轮勘探,发现元坝地区长兴组生物礁具有很大勘探潜力。基于地震、钻井及岩芯资料的综合分析,对川东北元坝地区长兴组生物礁沉积特征进行了精细研究。研究表明,元坝地区长兴组生物礁主要发育于长二段,且不同沉积环境及不同部位控制了生物礁生长发育特征的差异,具体表现为：西部广海边缘生物礁比东部广海边缘及潮道边缘生物礁更发育,规模更大,且建隆特征十分明显;广海边缘因水动力强,营养物更加丰富,因此多发育以抗浪结构为主的骨架礁;而潮道边缘因水动力相对较弱,营养物相对贫乏,多发育障积礁;长兴晚期,元坝西部地势的隆升导致其沉积环境更加有利于生物礁的发育,从而表现为生物礁优势生长区自东向西迁移的特征。     

元坝地区长兴组沉积特征及对储层的控制作用

元坝长兴组海相气田为中国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气田,沉积特征对其储层
的发育具有明显的控制作用。但前期主要以沉积的宏观控制作用及静态研究为主,针对沉积对储层控制作用有待深
入研究的客观实际,开展了沉积相划分、展布、迁移、模式及演化等方面的精细研究,对元坝长兴组沉积特征采用地
质、测井、地震联合研究,发现元坝长兴组主要发育6 类沉积相、11 种沉积亚相及10 种沉积微相,其中台地边缘生物
礁相和台地边缘浅滩相分别控制了生物礁和浅滩两套主要储层的生长发育,两套储层分别分布于III 级层序高位体系
域礁、滩相带中,同时储层具有早滩晚礁、前礁后滩及向北东向迁移的发育特征,而在其沉积模式及演化规律的控制
下,长兴组储层生长发育模式主要可分为两类3 种生物礁储层和两类浅滩储层,总体上,生物礁储层较浅滩储层更优
质,礁带区相对于浅滩区油气更易高产富集。     

元坝地区雷口坡组古岩溶储层特征

元坝地区雷口坡组为风化壳段,原始沉积的岩性以微晶、砂屑白云岩为主,夹薄层微晶灰岩和砂屑微晶灰岩。通过对研究区8口井岩芯观察、岩石薄片、阴极发光以及电子探针等测试手段,综合分析和研究风化壳岩溶储层特征。研究表明元坝地区雷口坡组在沉积后先后经历了沉积-埋藏、抬升暴露-风化剥蚀、再埋藏三个演化阶段,致使雷口坡组经受了多期次、多类型成岩作用的影响。通过孔隙度渗透率分析表明,元坝地区雷口坡组碳酸盐岩基质为低孔、低渗致密储层,不具储集性,油气主要储集在裂缝及未充填溶洞中。     

川东北元坝地区长兴组-飞仙关组气藏勘探潜力评价

通过对川东北元坝地区长兴组-飞仙关组气藏成藏地质条件的分析,认为沉积相展布、储层岩性、储层成岩作用及古今构造的叠合是控制天然气分布和富集程度的主要因素.通过与普光气田的对比,综合认为元坝地区长兴组-飞仙关组气藏具备形成大中型气田的良好条件;但建设性成岩作用明显弱于普光地区,不利于次生孔隙的形成;同时,元坝地区缺乏烃源断层,限制了油气的运移和储层储渗性能的改善.因此,该气藏勘探开发潜力不如普光气田.     

陆相页岩孔隙发育特征及其控制因素—以莱阳凹陷水南组为例

为了研究莱阳凹陷陆相水南组页岩的孔隙发育特征,通过扫描电镜实验观察页岩孔隙微观形貌,高压压汞、低温液氮吸附及低温二氧化碳吸附实验对水南组页岩孔隙进行全尺度表征;并结合有机地化参数和矿物组成分析孔隙发育的控制因素。结果表明:扫描电镜镜下观察发现莱阳凹陷陆相页岩主要发育有机质孔、粒间孔、粒内孔及微裂隙等4种微观孔缝。高压压汞、低温液氮吸附及低温二氧化碳吸附实验联合表征发现孔隙连通性整体较好,孔隙形态以平行板状的狭缝形孔和细颈广体的墨水瓶形孔为主,孔径分布曲线呈多峰形态,大孔、中孔、微孔均发育较多,而比表面积主要由小于100 nm的孔隙,尤其以小于2 nm的微孔贡献为主。有机碳含量对孔隙发育有一定的控制作用,黏土矿物主要贡献中孔和微孔体积,石英、长石对大孔发育有积极的影响,而碳酸盐矿物会胶结堵塞孔隙,造成大孔、中孔及微孔体积均减小,对孔隙发育为消极的影响。     

川东北元坝地区长兴期-飞仙关期碳酸盐岩台地沉积体系及演化

四川盆地东北部元坝地区二叠纪-三叠纪沉积环境主要与北部广旺海槽形成与关闭、米仓山与大巴山隆起及二叠纪峨眉山玄武岩喷发有关.通过野外露头、三维地震数据、钻井资料的综合研究,认为长兴组-飞仙关组沉积为碳酸盐台地沉积体系,可进一步划分为台地蒸发岩、局限台地、开阔台地、台地边缘生物礁滩和台地边缘斜坡5个相带.长兴期沿台地边缘发育了台地边缘礁滩;飞一段早期相对平静,沉积末期广旺海槽全部关闭;飞二段至飞三段早期主要为开阔台地沉积;飞三段晚期-飞四段演变为局限台地-台地蒸发岩相.飞二段浅滩与长兴期礁滩大致处于相同位置,未发生侧向迁移;飞三段台内浅滩的发育有明显的侧向迁移和垂向叠置的特征;从西南向东北方向,飞仙关组早期台地沉积区向陆棚沉积区迁移.     

川东北元坝地区须家河组第三段天然气富集主控因素

通过对川东北元坝地区上三叠统须家河组第三段石油地质特征、天然气成藏条件的综合研究,探讨了天然气富集主要控制因素。基于2 000余件次分析测试资料、43口井岩性录井资料以及700余张岩石薄片、14口井岩心观测、9口井成像测井等资料,对须家河组第三段的气源条件、砂体展布、储层特征以及天然气藏的保存条件进行分析,明确了优质烃源岩、源储叠置、“甜点”储层及良好的保存条件是控制天然气富集的主要因素。认为优质烃源岩是天然气富集的基础、多套砂砾岩储层与烃源岩垂向叠置利于天然气近源成藏、“甜点”储层是天然气富集的关键、良好的保存条件是天然气成藏的保障。     

元坝地区千佛崖组储层特征及其成岩作用

研究川东北元坝地区中侏罗统千佛崖组储层特征,探讨其成岩作用与成岩演化模式. 通过薄片观察、物性分析、扫描电镜及阴极发光等测试手段对钻井岩心和露头剖面的147块岩石样品进行分析,结果表明:元坝地区千佛崖组的储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑砂岩为主,其次为细粒长石岩屑砂岩.储集空间类型按成因可分为剩余原生粒间孔、次生孔隙和裂缝,次生孔隙可分为粒间溶孔和铸模孔.野外样品和岩心样品皆表现为孔隙度与渗透率较低,但孔渗关系较好.储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和自生矿物的沉淀,根据对储层的影响可分为破坏性成岩作用、建设性成岩作用和保持性成岩作用.破坏性成岩作用包括压实作用和胶结作用,建设性成岩作用为溶蚀作用,保持性成岩作用则为自生矿物的沉淀和破裂作用.成岩作用被划分为早成岩阶段A期、早成岩阶段B期、中成岩阶段A期和中成岩阶段B期2个阶段4个期次.     

元坝地区须家河组致密砂岩气藏富集主控因素

四川盆地元坝地区须家河组具有良好的成藏基本条件,成藏要素时空匹配关系优越,具备多层段立体勘探的良好前景.本文充分利用钻井资料及包裹体分析结果,重建元坝地区须家河组气藏的成藏过程.其成藏经历了3个阶段:①晚三叠世-中侏罗世岩性气藏成藏阶段;②晚侏罗世-早白垩世构造-岩性气藏成藏阶段;③晚白垩世-现今的调整改造阶段.通过与川中广安须家河组大气田进行类比,认为该区须家河组天然气成藏主要受3方面控制:①源储共生、优质烃源岩“近源、短距、强充注”为须家河组气藏的大面积分布奠定物质基础;②多期砂体垂向叠置、侧向复合大面积展布为须家河组气藏的大面积分布提供足够的赋存空间;③相对优质储层和伴生裂缝网络共同控制了天然气的富集高产.     

四川元坝地区须二段致密砂岩储层孔隙演化与天然气成藏

利用储层中不同碎屑颗粒、填隙物的定量统计和孔隙在压实作用下的定量演化分析以及储层中包裹体均一温度,结合储层埋藏史分析等方法,探讨了四川盆地元坝地区上三叠统须二段致密砂岩储层孔隙演化与天然气成藏的关系.早成岩阶段结束时,储层的孔隙度已经降至8.7％,致密储层业已形成,此后一系列的胶结作用导致原生孔隙进一步减少,非均质性强.而元坝地区须二段天然气大规模充注时间为中成岩A期,此时储层巳经致密,总体反映出“储层先致密,天然气后成藏”的特点,天然气在储层中以“活塞式推进”方式运移,气藏富集主要受源岩的生烃强度、优质储层等因素控制.基于此,认为烃源岩生气强度高的元坝东凹陷区,同样可以作为天然气勘探有利区.     

四川盆地东部长兴组温压场特征及成藏效应

温度场和压力场的形成演化对含油气盆地流体动力学与运动学过程有着重要的控制作用.利用系统测温、试油、流体包裹体等测试数据和盆地数值模拟技术,综合研究了四川盆地东部上二叠统长兴组古今温压场特征,发现黄龙场、五百梯等构造带古地温梯度高于现今地温梯度,高峰值(0.35～0.38℃/km)出现在早三叠世-中侏罗世;200 Ma前以来压力场经历了急剧升高至缓慢降低的演化过程,强超压出现在中晚燕山期(150～100 Ma前),同温度场的形成演化存在着良好的耦合关系.温压场的形成演化过程促进了上二叠统烃源岩的生、排烃演化和优质白云岩储层的发育,控制了盆地流体的流动机制与流动样式以及运移路径和聚集区域.     

四川盆地元坝地区下侏罗统介壳灰岩特征与识别

基于岩心和薄片观察、钻井分析、地震测井识别、多元统计等方法,分析了四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段一亚段(大一亚段)纯介壳灰岩和含泥介壳灰岩的储层特征及发育相带、地震测井响应特征和识别的方法。研究结果表明:纯介壳灰岩质地纯、厚度大、介壳破碎、重结晶作用强,发育于滩核、滩坡微相,储集空间以构造微裂缝为主,物性差,地震响应上表现为顶部强波峰连续反射,内部高阻抗,测井响应呈低伽马、高电阻率、低声波时差和高密度;含泥介壳灰岩泥质含量高、厚度薄、介壳完整,发育于滩缘、滩坡微相,储集空间主要为粒内、粒间微溶孔、次为壳内微裂缝,物性较好,地震响应上表现为顶部弱—中等波峰较连续反射,内部为中—较高阻抗,测井响应呈中伽马、中低电阻率、中声波时差、中低密度。基于电性差异,采用Fisher判别法能有效区分两者。     

元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝特征及主控因素

为探讨元坝地区中部珍珠冲段砂砾岩储层构造裂缝的发育特征、有效性和主控因素,综合运用岩心、测井、试气以及野外露头裂缝调查等资料,对元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝进行了研究。研究结果表明：元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝发育的主要方位为近EW向（85氨10?）、近SN向（360氨5?）、NE向（35氨5?）、NW向（310?0?）以及NWW向（290氨5?）,其中,近EW向和NWW向裂缝为优势方位,其次是近SN向和NE向;优势方位的裂缝走向与现今最大水平主应力方向大致一致,且高角度构造缝的充填程度较低,说明工区裂缝的有效性较好;同时,断裂构造是控制裂缝发育程度的外部因素,储层岩性和岩层厚度是控制裂缝发育的内部因素。裂缝综合预测结果表明：构造裂缝发育的有利区主要位于工区中部断裂带和东南部断裂带的多组断裂带的交汇部位、转折端、夹持部位以及断裂带尾端,呈现近南北向的条带状分布。     

川东北元坝地区元坝11井地应力建模和井壁稳定性分析

 川东北元坝地区由于地质条件复杂,多次发生井漏、坍塌、溢流等复杂井况与事故,严重影响施工周期.本文利用GMI井壁稳定性软件,依据元坝11井钻井、测井及地质资料,计算了元坝11井的岩石力学参数,并依据岩石力学实验数据,实现了杨氏模量及泊松比的动静态转化.进一步,利用压裂资料及井眼崩落法则约束最小、最大主应力,计算了最大、最小主应力.建立了元坝11井的孔隙压力、坍塌压力及破裂压力三压力剖面,预测了泥浆密度窗口,分析了元坝11井的井壁稳定性.结果表明,元坝地区陆相地层自下沙溪庙组至须家河组坍塌压力变化较大,导致泥浆密度窗口缩小,并且钻井过程中选取泥浆密度不合适,地层多为砂泥岩薄互层,导致层段多次发生复杂情况,井眼扩径明显;海相地层变化相对较小,泥浆密度窗口较大,井壁相对稳定.     

川东北地区飞仙关组和长兴组白云岩成因与成岩-成藏系统

通过沉积相剖面、岩石结构和多项地球化学指标、油气源岩性质对比及流体非均质性与运移路径分析等新技术方法,运用流体-岩石相互作用和流体成藏动力学新理论,研究了川东北地区飞仙关组和长兴组白云岩成因和成藏特征,确定此2个层位的优质生物礁相和鲕滩相白云岩储层成因主要与成岩期的埋藏白云岩化作用有关,都属于同源流体和同一流体输导体系控制的多期次、多阶段埋藏白云岩化与连续的重结晶作用产物,论证了飞仙关组和长兴组与埋藏白云岩化作用及多期次油气运移、充注和成藏过程也受同一流体输导体系和同一油气源控制。依据埋藏白云岩化过程的成岩系统划分与成藏过程在时空上的耦合匹配关系,提出以通源断裂/裂隙带为核心的,由断裂/裂隙带、不整合面和优质礁、滩相白云岩储层构成的复合输导体系为主控因素的统一"成岩-成藏系统"概念。     

川西北栖霞组优质白云岩储层特征及主控因素

针对川西北地区栖霞组白云岩储层成因及分布的多样性,开展栖霞组优质白云岩储层特征及主控因素研究。通过野外剖面、岩芯及薄片观察分析,结合成像测井解释,总结栖霞组储层岩石学及储集空间特征,并对栖霞组白云岩储层展布规律进行分析,最后对栖霞组优质白云岩储层发育主控因素进行讨论。认为：（1）在石炭纪末隆起部位,栖霞组颗粒残影构造中-粗晶白云岩、砂糖状白云岩这些反映颗粒滩相沉积厚度明显较大,充分说明了二叠纪前古地貌控制了栖霞组颗粒滩相展布。（2）川西北地区栖霞组为相控白云岩储层,主要储集岩性为半自形-自形中-粗晶白云岩、它形-半自形细-中晶白云岩,颗粒残影构造明显,晶间孔隙发育,白云石化交代亮晶颗粒灰岩的过程,继承和调节原始颗粒灰岩粒间孔隙。（3）川西北地区栖霞组在深埋条件经历多期次热液活动,中-粗晶白云岩晶间溶孔及白云石晶面溶蚀孔洞发育。滩相白云岩叠加埋藏热液作用及构造破裂改造,优质白云岩储层大面积分布。     

四川省攀枝花大田地区铀矿化分布特征、控制因素及找矿方向

康滇地轴铀矿化在形成时代、矿化特征、矿化成因上均与我国其他地区区别明显,其中四川省攀枝花大田地区是康滇地轴铀矿地质研究程度最高的地区.近年来通过开展物探测量、钻探工程揭露及室内综合研究等工作,在矿区内共发现了Ⅰ号、Ⅱ号及Ⅲ号铀矿化带,铀矿体主要产于Ⅰ号铀矿化带中,铀矿体主要呈透镜状分布.本文根据含矿围岩类型并结合矿化特...     

自贡地区嘉陵江组台内滩储层特征与主控因素

针对陆表海台内浅滩单滩体规模小、储层厚度薄、非均质性强、平面分布具随机性、地震预测难度大等问题,以四川盆地自贡地区下三叠统嘉陵江组为例,采用岩芯观察、薄片鉴定、物性分析、压汞及测井等多种资料,开展了陆表海台内浅滩型储层基本特征及储层发育主控因素研究,认为陆表海台内浅滩型储层岩性、储集空间类型、孔喉结构及孔渗关系等均存在较大差异,储层非均质性强。指出了台内浅滩型储层为典型的相控型储层,储层发育受多因素联合控制,其中海平面多旋回的震荡变化决定了台内滩单个储集体厚度小、纵向上多期叠置的分布样式,而台地内部次一级微地貌差异决定了台内滩型储层在早期就具有较强的平面非均质性,同生期岩溶作用是台内浅滩型储层主要的溶蚀作用类型,云化作用极大地改善了储层储渗性能,构造破裂及埋藏溶蚀作用进一步优化了储层质量。