四川盆地东南缘南华系大塘坡组烃源岩特征及其油气勘探意义

随着四川盆地的油气勘探不断向深层—超深层领域拓展,以及在盆地中部地区(川中)稳定继承性古隆起区域的中上元古界—下古生界储量超1×1012 m~3大气田的发现,该盆地深部古老层系烃源岩发育环境、烃源岩有机质生源构成及其成烃特征等备受关注。为此,基于前人的研究成果,开展了四川盆地东南缘南华系大塘坡组野外露头剖面观察和烃源岩样品的有机地球化学、有机岩石学分析测试。结果表明:(1)四川盆地东南缘在南华纪古城期和南沱期2个冰期之间发育拉张背景下的大塘坡组黑色页岩优质烃源岩,其厚度介于16~180 m,矿物组成以黏土矿物和碎屑石英为主;(2)大塘坡组页岩为高丰度过成熟腐泥型优质烃源岩,其低姥植比(0.32~0.83)、低伽马蜡烷丰度、高丰度三环萜烷以及相对高含量的C_(27)、C_(29)甾烷等特征,反映了低盐度强还原环境下藻类和细菌微生物为其主要生源构成。结论认为:(1)川中地区南华纪裂谷内可能发育大塘坡组烃源岩,加里东期之前的古隆起、古斜坡区域是源于大塘坡组烃源岩的古油藏或分散液态烃的有利聚集场所;(2)该盆地内部稳定区域有可能发现源于大塘坡组烃源岩的古油藏或分散有机质裂解气的规模聚集区。     

四川盆地震旦系油气成藏特征与规律

长期以来对寒武系烃源岩的研究表明，下寒武统筇竹寺组黑色碳质泥页岩是一套有效烃源岩。该套烃源岩有机质丰度高、类型好、生烃能力强，但成熟度高。震旦系的天然气主要来自寒武系，最新的研究结果认为：寒武系烃源岩的生烃中心地区位于乐山－威远－自贡－资阳地区，且沉积厚度大。在桐湾－印支期以古岩溶孔洞型储层发育好，燕山－喜山期以裂缝－孔洞型储层发育。古岩溶最发育地区主要发育在乐山－龙女寺古隆起川西南地区和川中地区以及下斜坡的大足－永川地区。乐山－龙女寺古隆起带是震旦系油气藏主要分布和聚集带，油气藏表现出具有早期成藏和晚期成藏两大特征，早期成藏的油气藏以资阳震旦系气藏为代表，晚期油气藏以威远震旦系气藏为代表。油气藏的形成演化经历了六大阶段的演过过程。研究已表明，乐山－龙女寺加里东古隆起带震旦系仍然是当前寻找大中型气田勘探目标的最有利勘探前景区。     

威远和资阳震旦系天然气地球化学特征与含气系统研究

详细阐述了威远气田和资阳地区震旦系气藏天然气的地球化学特征,包括天然气的组成、碳同位素和储层沥青抽提物的生物标志化合物的分布特征,认为下寒武统的筇竹寺组泥岩是威远、资阳震旦系气藏的主要烃源岩,同时对寒武系―震旦系含气系统的基本特征和形成过程进行了论述。     

威远和资阳震旦系天然气地球化学特征与含气系统研究

详细阐述了威远气田和资阳地区震旦系气藏天然气的地球化学特征,包括天然气的组成、碳同位素和储层沥青抽提物的生物标志化合物的分布特征,认为下寒武统的筇竹寺组泥岩是威远、资阳震旦系气藏的主要烃源岩,同时对寒武系－震旦系含气系统的基本特征和形成过程进行了论述。     

层序地层格架下岩性-地层油气藏成藏与分布 ——以南苏门答腊盆地北部为例

南苏门答腊盆地是在欧亚、印度洋-澳大利亚、太平洋三大板块交汇处发育起来的新生代弧后裂谷沉积盆地,经历了一次完整的海进-海退旋回,发育冲积扇、河流、三角洲、浅海碳酸盐岩等多种沉积体系.应用层序地层学理论和研究方法,厘定南苏门答腊盆地北部新生代层序地层格架,分析层序地层格架与成藏要素之间的关系.地层层序发育演化的规律性与旋回性控制了烃源岩、疏导体系以及储集层、盖层发育的位置和组合方式.岩性-地层油气藏在层序中的分布与烃源岩成烃演化、储集层展布、生储盖组合型式及疏导体系等地质条件密切相关,是有规律的,是可以预测的.南苏门答腊盆地北部发育3大类8亚类岩性-地层油气藏,构成盆地油气储量接替的重要勘探领域.图5参32     

南黄海古生代盆地原型演变与烃源岩发育特征

钻井及露头证实下扬子陆区发育下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系3套烃源岩。盆地发育时期的动力学环境决定该时期的盆地原型，盆地原型影响盆内岩相及烃源岩展布。幕府山组沉积时期，南黄海盆地表现为张裂背景下的被动陆缘克拉通盆地，盆地相及深水陆棚相呈环带状围绕古隆起或台地发育，为烃源岩发育优势相带，推测南黄海盆地中部隆起及北部幕府山组烃源岩发育较好；五峰组—高家边组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的前陆盆地，盆地相、斜坡相、深水陆棚相由西北向东南依次呈条带状分布，盆地相、深水陆棚相为烃源岩发育优势相带，预测五峰组—高家边组烃源岩主要在南黄海地区中北部发育且有一定厚度；上二叠统龙潭组沉积时期，南黄海盆地表现为挤压背景下的活动大陆边缘坳陷型盆地，在该盆地中各沉积相带呈环带状分布，三角洲相、潮坪相、沼泽相为烃源岩发育优势相带，发育龙潭组品质中等—好的烃源岩；预测龙潭组烃源岩在南黄海盆地中部发育，是南黄海盆地古生界的次要烃源岩。      

壳源富氦天然气藏成藏模式及关键条件

近年来,氦气资源勘探与研究工作在中国得到了高度重视,但有关壳源富氦天然气藏的成藏条件与成藏机理的研究仍较薄弱。氦气特殊的物理化学性质以及氦源条件等决定了其从生成、释放、运移、聚集到保存均具有显著的独特性。壳源氦气主要是由岩石中铀、钍元素的放射性衰变而生成的,从生氦矿物中释放后,大部分溶解到地下流体中,进而以水溶态或气溶态进行运移。根据氦气的运聚过程以及载体的特征,氦气的聚集模式主要可归纳为3种：(1)地下水脱氦聚集模式;(2)独立气相“抽吸”聚集模式;(3)混合流体脱气聚集模式。通过分析和总结国内外代表性富氦天然气藏的地质特征,提出了连续成藏和幕式成藏2种壳源氦气的成藏模式。其中,美国潘汉德—胡果顿气田中的氦气具有连续成藏的特征,氦气充注时间长,主要通过地下水脱氦聚集到早先形成的烃类气藏中;坦桑尼亚Rukwa盆地、中国四川盆地威远气田以及塔里木盆地和田河气田则表现出幕式成藏特征,富氦天然气藏的形成主要受控于构造活动,且氦气与载气可能为同时成藏。基于系统总结提出了壳源富氦天然气藏的3个成藏关键条件：(1)稳定古老的基底,充足的氦源;(2)促进释放的热作用与构造活动,推动运聚的流体介质与构...     

塔里木盆地雅克拉地区氦气资源评价与成藏模式

塔里木盆地北部雅克拉地区发现具有开采价值的含氦气田,其中古生界氦气的平均含量为0.31%,是氦气资源量最丰富的层位,高于氦气工业生产标准,但其氦气资源潜力和成藏模式尚不清楚。基于雅克拉地区14口钻井的自然伽马能谱测井资料,对雅克拉地区古生界氦气资源生成量进行了定量评估,并结合成藏要素进行综合分析,根据氦气的运聚过程及载体特征,总结出氦气成藏模式。结果表明：雅克拉地区古生界平均生氦潜量为2.37×10^-10 cm³/g,氦气生成总量为3.22×10⁹ m³。生氦潜量最高的区域位于沙15井附近区域,其次为沙49井附近区域,从沙5井至沙49井的呈带状展布的狭长地带是生氦主力。区域内古生界沉积岩系供给含氦气藏的氦气量可高于天然气藏中的氦气总量,沉积岩系可为有效氦源岩,生成氦气以主要形成于加里东—海西构造期的断裂、裂缝为运移通道,在地下水和天然气的协助下持续运移,以古老地层水运移聚氦模式、天然气沿古老储层运移聚氦模式进行聚集成藏,上覆3套厚度较大的泥岩层、膏岩层,可对气藏有效的封存保护。     

川中资阳地区须家河组含油气系统及勘探前景分析

川中资阳地区须家河组储层位于威远隆起北东向倾覆的斜坡地带,发育一个宽缓鼻状构造,须家河组岩性致密、非均质性强,勘探程度低。结合储层沉积岩石学、成岩作用、盆地模拟技术等研究资阳—安岳地区须家河组含油气系统特征,认为其在燕山中期以来构造演变为斜坡,烃源岩在燕山晚期进入生烃高峰期,充足的油气在储层优势通道中持续向高部位顺层运移,在沉积微相相变位置发生侧向封盖而聚集成岩性气藏;与资阳地区须家河组成藏地质条件相似的邻区安岳地区近年来岩性圈闭勘探获得重大突破,表明资阳地区须家河组岩性圈闭具有良好的勘探前景,其中沉积微相是须家河组成藏的主控因素,加强高分辨率沉积微相的研究有助于岩性气藏的预测识别。图4表1参15     

四川盆地震旦系天然气勘探潜力分析

四川盆地震旦系资源丰富,但发现率低,自威远、资阳气藏发现后,近20年未获重大突破。为此,在“十一五”国家攻关课题对该盆地震旦系新一轮评价研究的基础上,从地层和沉积、储层分布、烃源条件、圈闭特征等方面讨论了震旦系成藏地质条件。研究表明：震旦系灯影组白云岩厚度巨大,表生岩溶作用形成的裂缝-孔洞型储层具有多层段、厚度大、分布广的特点;相关烃源岩生烃强度最高达56×10⁸ m³/km²,具备形成大中型气田的烃源基础;构造圈闭多,圈闭面积大,后续勘探目标充足;在对震旦系含油气地质条件综合分析的基础上,划分出了3个有利的勘探区带,即古隆起核部岩溶发育区、古隆起翼部构造圈闭和川东台缘高能相带,并指出了勘探方向及目标。该研究成果为四川盆地震旦系下一步天然气勘探部署提供了依据。     

天然气中氦资源研究现状及我国氦资源前景

氦气具有强化学惰性和低沸点等独有特征,在高新技术产业和科研实验中具有不可替代的作用。氦在地球上以微量组分广泛分布,但从含氦、富氦天然气藏中提取氦气仍是工业制氦的唯一途径。目前全球已发现的氦储量主要分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯和加拿大等国,上述五国氦储量占全球总储量的92%。天然气藏中的氦气有3个主要来源：大气源、壳源和幔源。目前主要根据³He/⁴He值来确定氦的来源,通常大气源的³He/⁴He值为1.4×10^-6、壳源的³He/⁴He值为2×10^-8和幔源的³He/⁴He值为1.1×10^-5。富氦天然气的成藏条件和成藏特征与常规天然气藏既有共性又有明显的差异,一些有利于形成大型油气藏的高生烃强度地区,反而不利于富氦、高氦气藏的形成。而生烃强度相对低的隆起区则有利于富氦、高氦气藏的形成。全球已发现的氦气资源主要分布于晚元古代—古生代地台背景下的沉积盆地,此外在中—新生代构造—岩浆活动强烈且具有古老花岗岩的基底区也是富氦气藏发育的有利区带。现有资料表明,中国四川盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地和东部中新生界含油气盆地中已发现一些富氦气藏。同时非常规天然气领域亦展现出良好的氦资源勘探前景,如渭河盆地水溶气和四川盆地页岩气。中国富氦天然气具有点多、类型多、资源前景较好的特征,但氦气资源整体研究程度很低。     

青海共和盆地与干热岩体相关氦气成藏条件浅析

分析青海共和盆地温泉水和地下干热岩发现温泉水及干热岩中均含有氦气，部分样品氦含量达到商业开采工业品位（0.1%），且为壳源成因氦。基于同位素、组分等分析化验资料，研究了青海共和盆地与干热岩相关的花岗岩氦气成藏条件。结果表明：位于三叠系底部的干热岩（花岗岩）为氦气源岩；盆地周边深大断裂及盆地内数条北西向张性断裂断至热源体火成岩中，成为含氦流体中氦气和干热岩中热能运移的通道；干热岩体的热温为氦气的初次运移提供了动力，地下热水为氦气的二次运移提供了载体，干热岩体（花岗岩）顶部的砂砾岩为氦气成藏提供储存空间；干热岩（花岗岩）顶部的厚层沉积层（特别是泥岩层）是良好的盖层。综合分析认为：共和盆地与干热岩体相关的氦气具有形成富氦气藏的地质条件和良好的勘探前景。     

四川盆地震旦系岩相古地理及有利储集相带特征

四川盆地震旦系是我国最古老的含油气层系之一,历经了60多年的勘探研究,先后发现了威远气田和资阳含气构造,近期又取得了天然气勘探突破。为了对该区有利储集相带的分布进行预测和评价,基于前人的研究成果,详细分析了震旦系露头、岩心和钻井资料,结合大量分析化验数据,对震旦系沉积相和岩相古地理进行了研究。结果表明:①以桐湾运动和澄江运动所形成界面为界,可将震旦系划分为陡山沱组和灯影组,陡山沱组以砂泥岩沉积为主,灯影组以厚层白云岩沉积为主;②灯影组主要发育潮坪相,潮坪包括泥云坪、藻云坪、膏盐坪、颗粒滩和灰泥坪;③陡山沱组以陆棚相沉积为主。结论认为:灯影组在四川盆地内部大面积发育白云岩坪和颗粒滩两类有利的储集相带,为盆地内储层大面积分布提供了物质基础,优质储层在威远、资阳、高石梯、磨溪、安平店和盘龙场等地区较为发育,储层分布面积约6×104 km2。     

基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法

塔里木盆地是我国天然气勘探开发的主战场,其中不乏具有工业开采价值的氦气藏,但对其氦气生成潜力的研究仍处于空白阶段。据此,对塔里木盆地古城地区奥陶系的岩石样品展开测试,生氦潜量呈现出泥岩>泥质灰岩>高铀白云岩>白云岩>灰岩的特征。基于自然伽马能谱测井资料,提出了一套氦气资源评价流程和方法。以古城地区15口钻井为例进行实际案例研究,结果表明：古城地区奥陶系地层的生氦潜量为1.50×10^-10 cm³/g,氦气生成量为13.91 km³。生氦潜量最高最广的区域位于古城14井区域,其次为古城12井区域。却尔却克组泥岩生氦潜量为1.45×10^-10 cm³/g,生氦量占比为83.5%,是研究区生氦的主力层位,但是估算的天然气中氦气含量约为0.033%,低于工业开采标准。原因在于富含有机质的泥岩大量生烃,大大稀释了氦气的浓度,因此在对油气烃源岩进行氦资源评价时应该保持谨慎。基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法的提出有助于含油气盆地中氦气资源评价工作的开展,为我国氦气资源勘探调查研究提供新的思路和方法。     

川中地区前震旦系裂谷研究及其地质意义

2011年四川盆地高石1井在震旦系灯影组获得天然气勘探重大突破后,为了明确川中地区震旦系—下古生界构造—沉积演化、储层和油气分布的控制因素,深化地质认识,寻找规模储量,对前震旦系进行了深入研究。运用三维连片地震资料,辅以重磁电、露头、钻井、测井和岩心等资料,结合前人的地质认识,综合分析认为川中地区可能存在前震旦系裂谷。研究表明:前震旦系裂谷盆地边界断裂继承性活动和差异沉降,控制了该区震旦系台缘带的发育、展布及下古生界地层的沉积与演化;桐湾运动和加里东运动,震旦系裂谷期大断裂继承性活动,形成北西向、北东向等多组直立正断裂;裂谷内部的油气以活化的裂谷断层作为通道运移到裂谷系上覆地层圈闭中聚集成藏,形成良好的"下生上储上盖"式天然气成藏组合。该研究成果为全面、准确地评价该区前震旦系裂谷对上覆地层的控制作用以及深层的天然气勘探开发潜力提供了技术支撑。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田氦气成因来源及富集规律

近期勘探发现,鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田上古生界多口井天然气中氦气含量达到0.1%以上,具有较好的工业开发价值。基于天然气地球化学特征的系统分析,发现氦气含量分布介于0.045%～0.487%之间,氦气以微量组分赋存于以烃类气体为主的烃类—富氦气藏中。杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩中U、Th元素含量高于基底岩石,基底岩石中石英砂岩—石英岩U、Th元素含量稍高于片麻岩—花岗片麻岩;研究发现片麻岩—花岗片麻岩解析氦气丰度含量要高于石英砂岩—石英岩,煤系烃源岩解析氦气丰度远低于基底岩石,这主要与其生成的大规模烷烃气的稀释以及地质时代年轻有关,说明烃源岩作为潜在氦源岩所生成的氦气含量较低,无法形成具有工业价值的含氦气藏。东胜气田上古生界天然气伴生氦气³He/⁴He值介于(1.83～6.25)×10^-8之间,系统对比研究发现其来源于基底发育的太古界—中元古界变质岩—花岗岩系,氦气所赋存的天然气为典型煤型气,来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩,与伴生氦气具有不同的来源,二者具有异源同储成藏特征,伴生氦气在运移、聚集与成藏过程中与上古生...     

四川盆地震旦系灯影组天然气的差异聚集分布及其主控因素

为了揭示四川盆地震旦系灯影组油气藏之间的成生联系和古今气藏的转换机理,采用地质、地球物理与地球化学研究方法相互支撑,宏观、中观与微观研究结果相互印证的思路,利用多年来的钻探资料对该盆地灯影组天然气的差异聚集分布及其主控因素进行了研究。结果表明:①距今100 Ma以前灯影组古油藏的原油原位裂解形成早期超压古气藏,而在距今100~20 Ma期间,四川盆地持续隆升,特别是构造高点的迁移和威远构造的初步形成,使得早期超压古气藏调整形成晚期超压古气藏;②随着距今20 Ma以来隆升幅度的加大,威远构造上覆地层被快速剥蚀,盖层封盖能力大大降低,保存条件变差,致使灯影组天然气从威远构造顶部地表下三叠统嘉陵江组天窗开始泄漏和逸散,启动了四川盆地华蓥山以西地区灯影组天然气的差异聚集和逸散过程,位于资阳、金石和龙女寺—磨溪—安平店—高石梯等气藏构造圈闭溢出点以外的天然气沿灯影组顶部不整合面向威远构造运移聚集,并通过其顶部的嘉陵江组天窗向地表逸散,气藏压力系数由异常高压向正常压力过渡。四川盆地震旦系灯影组天然气的差异聚集分布模式与经典油气差异聚集理论既有相同点又有差异性,对该区天然气的勘探有着重要的启示和指导作用。     

全球前寒武系—下寒武统原生油气藏地质及分布特征

近年来,前寒武系—下寒武统原生油气资源在全球油气勘探领域越来越受重视。位于俄罗斯的东西伯利亚盆地、中东的阿曼盆地以及我国的四川盆地前寒武系—下寒武统的原生油气藏储量最为丰富。以这3个盆地为例,系统全面地阐释全球前寒武系—下寒武统原生油气藏的地质及其分布特征,以期为古老层系油气勘探的进一步突破提供参考。全球前寒武系—下寒武统原生油气藏油气探明和控制储量已达30 090 MMboe （4.12×108 t油当量）,其中84.2%分布于东西伯利亚盆地,而阿曼盆地和四川盆地分别占8.9%和6.5%。烃源岩以海相泥页岩、碳酸盐岩为主,整体处于低熟—过熟阶段,且大部分分布于构造低部位;储集岩主要为碎屑岩和碳酸盐岩,早期白云岩化作用、表生淋滤作用和油气早期充注是古老碳酸盐岩储层发育的重要机制;深层和超深层古老层系的油气大部分储于碳酸盐岩中。同时,广泛发育的优质区域性盖层是油气得以有效保存的一个重要因素。自生自储成藏模式、源储相邻近源成藏模式和源储相隔“远”源成藏模式构成了前寒武系—下寒武统原生油气藏的主要成藏模式。