川南盆地长宁页岩气田五峰组-龙马溪组成藏动力学过程及其意义

川南地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩层系是我国南方海相页岩气勘探开发最具代表性和示范性的地区,但其油气成藏过程及特征研究相对薄弱.基于含油气系统成藏动力学过程的基本原理,结合量化构造地质学、低温热年代学和盆地数值模拟等研究,以多期构造变形过程中五峰组-龙马溪组生烃动力学及其压力体系变化特征为载体,实现对其成藏过程的模拟表征和再现.以川南长宁页岩气田五峰组-龙马溪组页岩层系为研究对象,流体包裹体测试揭示其均一温度呈双峰分布特征,分别为120～140℃和160～180℃,捕获压力压力系数为1. 0～1. 1和1. 1～1. 3;低温热年代学定年和热史模拟揭示该区新生代地表抬升剥蚀量达2. 0～2. 5 km,五峰组-龙马溪组页岩热史模拟表明,中志留纪-中二叠世、晚二叠世-晚三叠世、早侏罗世-早白垩世和早白垩世以来烃源岩分别进入低成熟、中等成熟、高成熟和过成熟阶段.压力模拟结果显示,长宁地区五峰组-龙马溪组页岩层系早期长时间属于常压系统,至晚侏罗世地层持续埋深增温导致五峰组-龙马溪组生气速率达到高峰,地层压力剧增,逐步形成超压,早-中白垩世埋深达到最大,地层压力系数达2. 0左右...     

武陵山地区普子向斜龙马溪组页岩气保存条件研究

普子向斜为槽档转换带上的残留向斜,保存条件优劣是该区页岩气能否富集成藏的关键因素.从地质情况、地震勘查、水化学特征等方面对龙马溪组页岩气保存条件进行分析,富有机质页岩厚度大,顶底板致密岩性决定了三种富集模式的存在、且以自生自储型为主;构造活动强度相对弱对页岩气藏破坏程度有限,构造改造关键时间较晚延长了干酪根持续生烃时间、延缓了气藏调整破坏时间,页岩埋藏深度适中、有效盖层厚度大、异常高压出现、衰减梯度大等多因素综合证明了普子向斜逆断层封堵的性能;地下水化学特征表明龙马溪组页岩处于交替停滞区.综合分析该区龙马溪组页岩具有立体的封闭的保存条件,西翼地层高压区至向斜轴部区域为该区有利勘探区带,是进一步勘探的重点地区.     

四川盆地及周缘地区五峰—龙马溪组页岩气概况及前景评价

探讨四川盆地及周缘地区上奥陶统-下志留统五峰-龙马溪组黑色页岩的基础地质特征,并对该层页岩气前景进行评价。通过野外露头、钻井和地震剖面资料研究表明,四川盆地及周缘地区五峰-龙马溪组泥页岩分布于环乐山-龙女寺和黔中加里东古隆起地区,向川南、川北和川东方向逐渐变厚,厚度达200～500m;其中黑色页岩厚度的分布趋势与之相似,一般为20～80m。有机碳质量分数>1%,属腐泥型Ⅰ型干酪根,一般Ro>2%。黑色页岩段为海侵至最大海平面时的沉积产物,现今埋藏较浅,盆地内川南地区埋深1.5～3km,鄂西渝东地区埋深1.5～3km。川东及鄂西渝东过渡带埋深2～3.5km的黑色页岩段将是页岩气勘探的主要目标区,大巴山前缘是未来勘探的潜在有利区。     

四川盆地西南雷波地区五峰组——龙马溪组页岩储层特征

通过野外实测剖面,运用岩石学、地球化学、岩石物理学等手段,探讨了四川盆地西南雷波地区上奥陶统-下志留统五峰组-龙马溪组页岩的储层特征。研究结果表明:(1)五峰组-龙马溪组下段由黑色(富有机质)泥/页岩、粉砂质泥/页岩、泥质粉砂岩、钙化含放射虫微晶灰岩结核、白云质泥/页岩、钙质泥/页岩6种岩相组成。(2)雷波剖面TOC质量分数(wTOC)平均值为3.81%,有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型,Ro平均值为2.16%,有机质演化程度高,有利于页岩气的生成,黑色页岩有效厚度约为60m。(3)泥/页岩中脆性矿物含量高,五峰组-龙马溪组下段wTOC>2%的岩层以石英和黏土含量居多,五峰组上段和龙马溪组上段wTOC<2%的岩层碳酸盐岩和黏土含量高。石英有2种来源:陆源粉砂碎屑和生物成因。(4)泥页岩微观孔隙主要可以分为4大类型:微裂缝、有机质孔、粒间孔和粒内孔。(5)wTOC与石英、碳酸盐岩呈正相关关系,与黏土呈负相关关系;wTOC、石英含量对于比表面积起主要的控制作用。     

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利区预测

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气具有较好的勘探前景。早志留世龙马溪期为浅水-深水陆棚沉积环境,笔石页岩尤为发育。利用最新的钻井资料以及野外露头等样品的分析测试资料,以龙马溪组富有机质页岩分布特征、有机地球化学特征、储集条件、保存条件及页岩含气性等为重点,研究龙马溪组页岩气的成藏条件与资源潜力。研究表明上扬子地区下志留统龙马溪组页岩底界深度2 000~8 000 m(一般在4 500 m以内),分布广泛,连续沉积厚度大(一般在50~500 m);机碳含量较高(0.15%~12.5%),有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型,有机质成熟度达到高-过成熟阶段;富有机质页岩脆性矿物含量高,储层空间丰富;多处勘探井中龙马溪组显示气测异常。综合研究认为宜宾-习水-正安一带和彭水-咸丰-鹤峰一带是研究区最有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油气成藏条件及主控因素研究

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组的构造条件、烃源条件、储层条件、储盖组合和保存条件等方面的详细分析,认为该区延长组具有优越的成藏条件,具有形成良好油藏的潜力.油藏控制因素分析表明:油藏分布受延长组烃源岩厚度、生烃强度、排烃强度控制,油气运移指向紧邻生烃坳陷的流体低势区;有利沉积相带是三角洲油藏形成的基本地质条件,三角洲前缘亚相中的水下分流河道往往距生烃坳陷近,具有优先捕获油气的位置优势,是油气富集的最有利场所;高渗透储层是油藏高产的重要因素.盆地中长6、长8地层中存在相对高渗透砂岩储层,油藏的高产往往与其有直接的关系.     

川南地区五峰组-龙马溪组黑色页岩储层特征

通过岩心、薄片、X-衍射、扫描电镜、测井等分析测试,对川南地区威远、长宁、昭通三区块五峰组-龙马溪组黑色页岩矿物组分、有机地化、储集空间、物性和含气性特征进行研究,制定页岩岩相划分方案,分析黑色页岩储层控制因素,优选研究区有利储层。结果表明:根据有机组分和无机组分相结合原则制定的岩相划分方案在研究区识别出14种岩相;目的层黑色页岩有机质含量高,均值大于2%,有机质成熟度高,等效镜质体反射率均值为2.5%,处于高成熟阶段;硅质页岩物性和含气性较好,游离气组分含量较高,混合型页岩次之,钙质页岩物性和含气性最差,几乎不含游离气,游离气是导致硅质页岩含气性较好的重要因素;粒间孔隙主要沿石英颗粒发育,多为宏孔,主要发育于硅质页岩中,是造成硅质页岩物性及含气性好、游离气组分含量较高的主要原因;长宁地区主要发育Ⅰ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度可达44.7 m,是研究区页岩气储层最有利区块。     

下扬子地区五峰组—高家边组页岩气形成条件

 页岩气是一种清洁、高效的非常规能源。通过露头观测、钻井资料、有机地化与储集物性等资料,分析了下扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统高家边组页岩的沉积环境、厚度、分布、埋深、有机质丰度、类型、热演化程度、孔缝特征及岩石矿物组成等。研究结果表明,该页岩主体为陆棚沉积,沉积厚度大,主要分布在300~400m之间、埋深适中;页岩有机碳含量主要分布在0.5%~1.0%之间,有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型,镜质组反射率主体分布在1.5%~2.5%之间,处于高成熟-过成熟阶段;页岩石英含量较高,普遍分布在34.2%～55.1%之间,微裂缝发育,有利于压裂改造。研究表明页岩气形成的有利区分布在苏北高邮—海安—句容、皖南泾县—宁国和浙西临安等地区。     

川南地区五峰-龙马溪组页岩储层微观储集空间特征

为了探究四川盆地南部五峰-龙马溪组页岩气产层段微观储集空间,运用X射线衍射技术(XRD)、氩离子抛光-扫描电镜和低压氮气吸附-脱附等实验方法,发现川南页岩储层中脆性矿物以石英和碳酸盐为主,主要发育有机质孔、粒间孔、微裂缝和粒内孔四种类型孔隙。结果表明该地区页岩储层主要沉积于钙质半深水-深水陆棚相,有利于后期水力压裂改造;产层段孔隙类型主要以有机质孔和粒间孔为主,伴随少量的微裂缝和粒内孔。页岩吸附曲线以H2和H3型为主,主要以墨水瓶型和狭缝型孔隙为主,具有较高的比表面积和孔体积,孔隙直径主要集中在微孔和介孔区域。基于以上研究,综合对比分析了川南地区与焦石坝地区优质页岩储层。     

涪陵地区五峰-龙马溪组页岩气储层裂缝特征及其控制因素

黑色含炭富泥硅质页岩作为页岩气储层的优质岩相在中国南方广泛分布,尤其是奥陶系五峰组和志留系龙马溪组黑色页岩在部分地区已经实现了工业化开采.页岩低孔隙度、低渗透率的特征决定了天然裂缝和压裂改造产生的诱导裂缝对于实现增产至关重要.通过对涪陵地区五峰-龙马溪组典型钻井的测井资料进行分析、对岩芯裂缝特征观察,结合薄片的镜下观察...     

焦石坝五峰组-龙马溪组页岩硅质生物成因的证据及其地质意义

以页岩露头样品和钻井岩屑样品元素测量结果为依据,结合岩心和薄片观察,分析焦石坝五峰组-龙马溪组页岩的硅质生物成因的证据,并探讨其地质意义。结果表明:焦石坝五峰组—龙马溪组页岩中存在大量的笔石、角石、珊瑚等古生物化石和放射虫微体生物化石;SiO_2含量介于40%~80%,平均达63%;过量硅含量为2.6%~55.31%,其中五峰组和龙马溪组页岩下段过量硅含量较高,平均分别为41.3%和25.5%;Al/(Al+Fe+Mn)值介于0.62~0.87,与纯生物成因硅质岩相近,Al-Fe-Mn三角图上,研究区页岩样品绝大部分落在生物成因区,表明页岩硅质成分属于生物成因;深水陆棚贫氧、缺氧沉积环境有利于页岩有机质的富集和有机孔隙的发育,对于页岩天然裂缝的形成和后期人工压裂都具有重要意义。     

川西南井研地区嘉陵江组气藏成藏条件及演化过程

利用岩石薄片鉴定、常规测井、烷烃气碳同位素、流体包裹体等分析测试资料,开展了川西南井研地区嘉陵江组气藏成藏地质条件研究,结合区域埋藏-热演化史和构造演化史恢复,恢复了嘉陵江组天然气成藏演化过程。研究结果表明：井研地区嘉陵江组天然气成藏条件良好,嘉四段云坪相孔隙型白云岩储层发育,以龙潭组为主的二叠系烃源岩为气藏的形成提供了充足油气来源,中-小型烃源断裂为天然气成藏充注提供了有利通道,低缓斜坡背景下的构造圈闭为天然气富集成藏提供了有利场所,区内嘉陵江组天然气成藏表现出一期持续性干气充注特征,其成藏演化经历3个重要阶段：印支晚期-燕山中期二叠系烃源岩成熟生烃;燕山晚期高成熟干气开始充注成藏;喜马拉雅期-现今持续充注与调整成藏。     

塔中泥盆系东河砂岩油气成藏及有利区预测

结合塔中地区沉积构造特征,运用油源对比指标、油气包裹体镜下观察、均一温度测试以及饱和烃气相色谱分析等方法对塔中泥盆系东河砂岩的油气成藏特征进行了研究.研究表明泥盆系东河砂岩油气具有多来源、多期次成藏的特点.利用失利井分析资料,对泥盆系油气成藏的关键因素进行了确定,认为圈闭、储层物性、油源断层和保存条件是成藏的主控因素,并在此基础之上采用多因素叠合法对塔中泥盆系东河砂岩的油气成藏有利区进行了预测.预测结果认为泥盆系东河砂岩油气有利区主要沿塔中Ⅱ号断裂带分布,同时在塔中10号断裂带西部倾末端也有发育,这些地区为下一步油气勘探的有利区.     

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.     

源外斜坡区油气成藏主控因素及模式

正确认识油气成藏规律对油气勘探开发意义重大。在研究沉积相、油气藏类型及分布规律、油水分布规律的基础上,通过岩心、测井和地震等资料,对松辽盆地北部朝阳沟油田朝84-6区块扶余油层油气成藏与分布主控因素及成藏模式进行探究。结果表明:研究区油气成藏与分布主控因素有源储压差控制油气藏规模、构造作用控制油气的聚集与分异、沉积相控制油气藏分布三种因素;油气成藏存在断裂侧向输导斜坡高位断块油气聚集成藏、砂体侧向输导断裂遮挡油气聚集成藏、断裂侧向封闭垂向输导岩性圈闭油气聚集成藏三种模式。该项研究可以为类似地区油气成藏主控因素及模式的分析和应用提供参考。     

Major factors controlling the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate depositional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

Major factors controllin8 the formation of middle and large marine carbonate stratigraphic fields

Marine carbonate oil and gas fields have become an important exploration area in China and even across the world. Their formation, distribution and enrichment are special owing to the complexity of the deposition, diagenesis and accumulation, which is caused by the multiplicity of the carbonate de- positional environments and facies, huge extensions of formation time and burial depth, complication of diagenetic evolution, heterogeneity as well as the development of pores, caves and fractures affected by various factors. Oil and gas accumulations in carbonate rocks are not strictly controlled by the second-order structure belt. Most of them, under certain structural settings, are controlled by sedimentary diagenesis and its favorable facies. The hydrocarbon reservoir type is predominantly stratigraphic. Based on the worldwide researches of carbonate fields, the paper concludes that 7 main factors control the formation and distribution of middle-large marine carbonate stratigraphic fields.     

南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价方法

本文以常规测井资料为基础,以数理模型和相关性分析为主要手段,开展页岩气储层测井评价。研究以南川区块页岩气为例,考虑超压-常压等地质背景差异影响,首次分构造类型(背斜及斜坡带)分别建立测井解释模型;考虑到黄铁矿等导电矿物对电阻率饱和度法的不利影响,采用非电法饱和度模型。文中系统建立了包括页岩矿物组分、有机碳含量、孔隙度、含气饱和度、吸附气含量、游离气含量、总含气量及脆性矿物组分测井解释模型。通过与实验分析数据对比及实际井处理解释,验证了模型的准确性及方法的实用性,正在气田内推广和使用。