四川盆地卧龙河构造茅口组岩溶储层地震预测

在四川盆地川东高陡构造带,20世纪80—90年代沿用蜀南勘探模式发现了卧龙河构造区块茅口组天然气藏,累计产量达44.13×10⁸m³,占已探明储量的72.57 % ,但近年来却未再取得较大的勘探突破。通过分析储层发育的影响因素发现,卧龙河构造区块茅口组储层主要受后期岩溶及白云石化改造,其中,白云石化对储层起建设作用,岩溶缝洞体是该地区寻找茅口组气藏的关键,但常规的岩溶储层预测方法应用效果不佳,岩溶储层厚度平面分布的预测难度大。研究中提出岩溶储层地震预测技术的分析步骤包括：①从岩溶发育的地质基础入手,开展古地貌研究,圈定岩溶发育有利区域;②基于岩溶储层的地球物理响应特征,开发岩溶地震预测新技术,在岩溶发育有利区进一步圈定岩溶发育带;③根据岩溶储层的测井响应特征,采用岩溶储层发育带作为相控条件,并通过相控随机反演获得岩溶的纵波速度数据体;④综合古地貌、岩溶发育带和岩溶纵波速度体,定量表征岩溶储层的平面展布规律。研究结果表明,预测岩溶的时域厚度和岩溶储层厚度与实钻井的符合率达88 % ,有效地实现了卧龙河构造区块茅口组岩溶储层的地震预测,形成的地震岩溶储层预测技术有助于打开四川盆地下二叠统茅口组的勘探局面。     

四川盆地茅口组岩溶古地貌刻画及油气勘探意义

四川盆地广泛发育岩溶缝洞型储层。为恢复茅口组岩溶古地貌,开展了钻井岩心分析、测井分析和地震资料解释等研究,并对全盆地茅口组地层进行精细划分和对比,通过井震结合、残厚法和印模法精细刻画了茅口组岩溶古地貌特征。结果表明：①茅口组整体具有“西高东低”的岩溶古地貌形态,由西向东可划分出岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地等3个一级地貌单元,细分为残丘、坡地、洼地和沟谷等二级地貌单元;②广元—元坝—达州—奉节一线为岩溶盆地,茅口组残余厚度小于180 m,是在茅口期裂陷槽基础上继承性演变的地貌形态,裂陷槽内发育深水相孤峰段沉积;③蜀南—川中—川北一带为岩溶斜坡,茅口组岩溶作用较为发育,有效岩溶储层保存好,主要分布于岩溶残丘和坡地,而岩溶沟谷内的溶蚀孔洞大多被龙潭组泥质充填;④茅口期的川北剑阁—元坝—龙岗地区处于裂陷槽边缘,为浅水高能台缘滩沉积,为岩溶储层的重要勘探领域。该研究成果为优质岩溶储层勘探指明了方向,具有重要的理论意义和勘探价值。     

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明：(1)四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。(2)研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。(3)研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地...     

四川盆地中二叠统茅口组储层形成与古构造演化关系

以钻井与测井资料、盆地基干地震剖面及区域地质资料为基础,开展了四川盆地中二叠统茅口组储层发育特征及主控因素分析,系统讨论了古构造演化与茅口组沉积地貌、岩溶地貌及白云石化带之间的关系,预测了储层发育有利区带。研究认为,加里东运动奠定了中、下二叠统沉积前的基本地貌格局,而峨嵋地幔柱隆升作用则持续影响了整个二叠纪的古地貌演化,使四川盆地西南部成为继承性古地貌高带。该区既是茅口组高能滩体发育的沉积地貌高带,也是茅口组顶部风化壳岩溶古地貌高地。峨眉地裂运动的构造张裂活动,为茅口组在早期滩体沉积或岩溶改造的基础上,叠加多期次白云石化及溶蚀作用提供了热液及酸性成岩流体的运移通道,在很大程度上控制了盆内茅口组白云岩储层的分布。     

四川盆地茅口组风化壳岩溶古地貌及勘探选区

针对四川盆地中二叠统茅口组顶部岩溶古地貌分布特征认识不清的问题,开展了岩溶储层的地质及地球物理响应分析,同时对全盆地200余口探井的茅口组开展了详细的地层对比,在此基础上利用印模法和残余厚度法2种古地貌分析方法开展了茅口组顶部古地貌形态的精细刻画,指出茅口组顶部发育岩溶洼地、岩溶斜坡和岩溶高地3种地貌单元,古地貌具有“三高地、两斜坡、两洼地”的特点,岩溶洼地地层保存基本完整,岩溶高地缺失茅口组四段和部分茅口组三段,岩溶斜坡的地层缺失介于岩溶高地和岩溶洼地之间。突破了前人对茅口组风化壳古地貌存在“两高地”的认识,根据这一新认识并结合烃源岩生烃强度特征将茅口组顶部风化壳岩溶储层划分为4个有利勘探区带。     

XC地区茅口组岩溶储层发育有利区预测

前人常利用储层的"暗点""亮点"技术,预测茅口组岩溶储层和指导勘探布井,但在实际生产中,"暗点""亮点"特征受岩性等多种因素的影响,具有不确定性.为了明确四川盆地XC地区茅口组岩溶储层发育特征,文中利用XC地区三维地震资料,在分析茅口组储层地震响应特征的基础上,开展了沉积相带预测、古地貌恢复和属性提取,对研究区岩溶储层发育有利区进行了预测.研究表明:茅口组上部储层发育时,茅口组顶界具有弱振幅"暗点"特征,茅口组顶界之下的波谷具有振幅减弱的地震响应特征;当茅口组内部泥质含量增加时,也会出现"亮点"特征,需要结合沉积相综合分析;茅口组岩溶储层的发育主要受沉积相、古地貌和断裂等因素的综合控制.     

苏里格气田东区奥陶系岩溶古地貌对气藏产能的影响

岩溶古地貌是鄂尔多斯盆地苏里格气田奥陶系天然气聚集的控制因素之一,寻找古岩溶储层有利发育区带对气田天然气开发具有重要意义。苏里格气田奥陶系岩溶古地貌单元可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地,气田东区下奥陶统马家沟组位于古岩溶斜坡之上,依据古岩溶和碳酸盐岩成藏地质理论,对古岩溶成因和岩溶古地貌发育特征进行研究。认为:(1)研究区岩溶斜坡的古坡地溶蚀作用强烈,主力气层保存完整,有利于天然气富集,是天然气高产井的目标区;(2)残丘边缘地带的溶蚀孔、洞较发育,有利于形成储集空间,溶蚀沟槽为天然气运移提供了有利通道,古残丘、古残丘与古沟槽之间的过渡带有利于成藏,是井位部署的有利区;(3)古沟槽使岩溶斜坡经受切割导致主力层缺失,充填作用强烈,不利于储层发育,古洼地溶蚀淋滤作用较弱,储层较为致密或成为富水区,含气性差,不利于天然气富集,低产或不具产能的气井广泛分布在古沟槽和古洼地地貌单元内。     

高石梯-磨溪地区灯影组四段岩溶古地貌分布特征及其对气藏开发的指导意义

基于四川盆地高石梯-磨溪地区三维地震和完钻井资料，结合高分辨率法、层拉平法、残厚法和印模法的优点，采用双界面法对高石梯-磨溪地区震旦系灯影组四段（灯四段）岩溶古地貌进行恢复。灯四段岩溶古地貌包括岩溶低地、岩溶斜坡和岩溶台地3种一级古地貌单元以及陡坡、缓坡、台坡、台面、洼地、沟谷和残丘7种二级古地貌单元。灯四段岩溶古地貌表现为"两沟三区、北缓南陡"的特征，同时高石梯地区发育台坡、台面和残丘3种古地貌单元，磨溪地区主体发育缓坡和台面，台地内部发育台面、洼地和残丘。台坡、台面和斜坡微地貌单元岩溶发育程度好，优质储层发育，完钻井效果较好，高石梯和磨溪地区差异性明显。研究结果表明，岩溶古地貌对高产井控制作用明显，下一步需要精细刻画沟谷分布，论证断层及古沟槽对古地貌分布的控制作用、分区建立古地貌划分标准，评价台地内部优势微地貌单元分布，支撑建产有利区筛选和目标开发井位优化，从而为高石梯-磨溪地区震旦系气藏快速建产和长期稳产提供保障。     

四川盆地桐湾不整合面古地貌特征与岩溶分布预测

四川盆地震旦系灯影组风化壳岩溶储层的分布主要受桐湾期不整合面古地貌的古高地、古斜坡的控制。利用全盆的地震格架大剖面解释资料和钻井资料,结合厚度印模法,恢复了桐湾不整合面古地貌,古地貌特征呈西北高、中部斜坡、东南洼的格局。综合利用野外、钻井、地震等资料,深入分析灯影组溶蚀孔洞发育特征和有利岩溶发育带。结果表明,岩溶风化壳溶蚀孔洞发育,广泛发育3个岩溶作用带,岩溶作用厚度呈东薄西厚的变化趋势;岩溶有利发育分布区和较发育分布区主要分布在古岩溶斜坡的地貌位置,以自贡—广安—达县—通江县一线为好,局部发育分布区位于古岩溶高地及古岩溶洼地的地貌位置,分布在成都-资阳地区、绵阳-广元地区及川东南一带。     

四川盆地茅口组滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的突破及启示——以川中北部地区JT1井天然气立体勘探为例

四川盆地中二叠统茅口组浅海碳酸盐岩储层以往一直被认为是裂缝、缝洞型储层,近期风险探井——JT1井继在川中北部太和含气区下寒武统沧浪铺组获得天然气勘探突破以后,又在其上的茅口组发现了滩相孔隙型白云岩储层且测试获得112.8×10~4m~3/d的高产工业气流,JT1井实现了纵向上多套含气层系天然气立体勘探的突破和茅口组储层类型的新发现。为了进一步明确太和含气区茅口组滩相孔隙型白云岩储层的特征及控制因素,对其沉积演化、高能滩相特征、储层特征及下一步天然气勘探方向等进行了研究。研究结果表明:(1)川中北部台洼边缘发育茅二段滩相孔隙型储层,岩性主要为残余砂屑云岩和亮晶砂屑灰岩,储集空间主要为粒间孔和晶间孔,平均孔隙度为4.9%;(2)茅口组沉积中晚期川北地区发育广元—巴中古裂陷,川中北部发育台内洼地,川中—川北地区茅口组高能滩围绕裂陷和台洼边缘规模分布,呈现"一缘三高带"的古地理格局;(3)受高能滩相的控制,川中北部茅口组孔隙型储层沿"一缘三高带"规模分布,"一缘三高带"高能滩相分布面积近6 000 km~2,该区垂向上发育寒武系、志留系、二叠系等多套烃源岩且烃源断裂发育、疏导体系良好,有利于油气规模富集成藏。结论认为,四川盆地茅口组具有相控孔隙型储层发育的有利地质条件,"一缘三高带"是滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的有利区;该认识为四川盆地天然气规模增储指明了新的勘探领域和方向。     

靖边潜台西侧马五4亚段岩溶储层发育特征

鄂尔多斯盆地中奥陶统马家沟组地层由于受加里东运动影响而隆起抬升遭受风化,形成良好的岩溶油气储层。该文从靖边潜台西侧马五4亚段的岩石学特征、古地貌、岩溶机质着手对古岩溶储层发育特征进行深层次的刻画。确定了研究区西高东低的古地貌形态,进一步将岩溶地貌划分为岩溶高地和岩溶斜坡两大地貌,而岩溶斜坡中又包含多个岩溶洼地和残丘。通过对古岩溶机制的研究得出了古岩溶的溶蚀模式,即是由多个渗流带-潜流带-缓流带所组合形成的多旋回的岩溶组合特征。最后分析了影响岩溶储层的各重要因素及孔隙组合类型,以期今后在该区寻找有利储层提供一定的地质依据。     

鄂尔多斯盆地南部加里东期岩溶古地貌与天然气成藏条件分析

认识鄂尔多斯盆地南部地区岩溶古地貌和成藏条件是加快该地区勘探步伐面临的重要问题。鄂尔多斯盆地南部加里东期风化壳储集层的分布主要受岩溶古地貌、风化壳层位及沉积相控制。马五段为云坪相带，溶蚀孔洞较为发育；平凉组为深水斜坡相带，多形成断裂、裂缝及洞穴储集空间。中央古隆起西侧古地貌为岩溶斜坡，地表岩溶作用较弱，但断裂发育，洞穴系统较发育；中央古隆起南侧古地貌为岩溶台地，断裂、洞穴系统和风化裂隙相对较为发育；中央古隆起区古地貌为岩溶台地，地层较老，岩性致密，风化壳顶部垂直裂隙带发育，岩溶孔洞不发育；中央古隆起东侧古地貌多属于岩溶阶地或鞍地，风化壳多位于云坪及含膏云坪相带，溶蚀孔洞较为发育。岩溶古地貌天然气成藏主控因素主要为生烃中心、岩溶古地貌、风化壳的层位和沉积相带，有利区带主要在耀县、旬邑、淳化平凉组生烃中心和中央古隆起东侧马五段有利沉积相带。图9表1参13     

塔里木盆地轮西地区古岩溶洞穴型储层分布规律

由岩溶作用形成的洞穴及其相关的裂缝、溶蚀孔洞是碳酸盐岩油田高产稳产井的主要储油空间，古岩溶作用发育具有较强的非均质性，使得洞穴型储层的分布预测极为困难。以塔里木盆地轮西地区为例，开展了古岩溶洞穴型储层分布规律的研究，探讨了预测该类储层分布的测井地质方法。通过岩溶洞穴的测井识别以及岩溶相带的划分与对比，结合岩溶发育的地貌背景，指出了优质洞穴型储层的发育相带和分布区域。     

川西地区二叠系火山岩展布与茅口组岩溶古地貌关系及其油气勘探意义

综合应用野外剖面、钻井、测/录井、地球化学及地震等资料,对四川盆地西部二叠系茅口组沉积末期岩溶地貌特征、二叠系火山岩分布进行综合研究,并结合二者关系探讨油气地质意义。研究表明,茅口组沉积末期,受早期岩浆活动与拉张背景形成的正断层影响,川西简阳地区形成岩溶斜坡背景下的局部岩溶浅洼,茅口组残余厚度相对较薄。岩溶作用后火山活动形成爆发相火山碎屑岩、溢流相玄武岩、侵入相辉绿玢岩、火山沉积相的沉凝灰岩等火山岩类,但受断裂作用及岩溶古地貌控制,不同地区火山岩堆积特征有所差异,简阳地区喷发周期长,岩性复杂,火山岩厚度大,堆积于岩溶洼地内;中江—三台地区处于岩溶斜坡区,断裂不发育,仅形成玄武岩及沉凝灰岩薄层。因此,岩溶古地貌既控制了厚层爆发相火山岩堆积,也控制了边缘斜坡区的茅口组岩溶储集层发育,川西地区具有二叠系火山岩、茅口组多层系油气勘探潜力。图9表1参39     

鄂尔多斯盆地奥陶系顶面演化与岩溶储层

鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩的风化淋滤带与油气运聚关系密切，古岩溶孔洞是其主要储层。为此，通过恢复鄂尔多斯盆地奥陶纪古构造、风化裸露期古地貌及奥陶系顶面在二叠纪本溪期、太原期、山西期、石盒子期、石千峰期的起伏形态，分析了奥陶系岩溶储层的演化过程。奥陶纪“三隆两鞍一坳陷”的古构造格局控制了沉积相带的展布，是岩溶储层发育的基础；风化裸露期岩溶古地貌格局有利于岩溶储层的进一步发育；奥陶系顶面在本溪期一早中三叠世的起伏形态决定了岩溶储层的后期改造，其在沉积演化过程中，始终处于中部高、东西低的构造格局。分析认为：东部坳陷与中部隆起之间的斜坡带为岩溶储层展布的有利区域，是下古生界油气勘探的重点；东部坳陷中的岩溶残丘为岩溶储层发育的次级有利区，存在较大的勘探潜力。     

四川盆地东部中二叠统茅口组白云岩及云质硅岩储层特征与发育规律

四川盆地东部中二叠统茅口组发育了独具特色的白云岩及云质硅岩类储层,主流观点是“断控热液”成因,但勘探多有落空,说明需要重新认识。通过盆地周缘露头剖面和盆内钻孔资料的系统对比分析,研究了储层特征与发育规律。结果表明,储层岩石类型主要包括晶粒白云岩、硅质白云岩和云质硅岩,它们的分布与岩溶系统有关,在纵横向上展布不稳定。其中,晶粒白云岩主要位于岩溶系统周缘,储集性能差,相比而言,硅质云岩及云质硅岩主要位于岩溶系统内部,储集性能好。储层发育遵循“相控岩溶”的规律,颗粒滩相为储层形成提供了物质基础,早成岩期层控型风化壳岩溶是优质储层形成的关键。热液白云岩化作用有利于储层的保存,硅质热液活动与后期的方解石胶结充填了部分孔隙,最终形成了独具特色的硅质白云岩和云质硅岩储层。据此建议在前期注重“断控热液”型储层的基础上,进一步加强对“相控岩溶”的分析,找准目标。研究认识加深了对四川盆地茅口组碳酸盐岩储层的理解,也可供相似地质背景地区参考。     

四川盆地合川-潼南地区茅二段滩相白云岩储层特征、主控因素及勘探意义

由于四川盆地合川-潼南地区二叠系茅口组二段白云岩储层特征、主控因素认识不清，严重制约了勘探目标选择。厘清茅口组白云岩发育特征及主控因素是预测白云岩储层分布的关键，基于岩心、测井资料、岩石学、地球化学和年代学技术，开展白云岩储层的岩石类型、储集空间、储层类型、物性特征以及储层主控因素分析，并通过井震结合预测了储层分布。结果表明：茅二段白云岩储层岩性以细-中晶云岩、残余颗粒云岩为主，储集空间主要为粒内溶孔、晶间（溶）孔、溶洞及构造缝和溶缝，为低孔、低渗储层；白云岩储层主要发育在茅二段中部，横向分布稳定，在古地貌高部位的储层单层厚度大，叠置连片；古地貌背景下的滩相沉积、准同生岩溶作用、准同生白云岩化作用及构造断裂作用共同控制了茅二段白云岩储层的发育和分布；储层厚度与地震振幅呈正相关性，茅二段白云岩储层发育面积约为1 250 km2，主要分布在矿权区中部和东北部地区，与茅二段古地貌高隆起带基本吻合。研究成果促进了川中地区茅口组勘探思路的转变，可有效支撑下一步勘探部署。     

川中高石梯区块灯影组四段古岩溶带及内部储层分布特征

四川盆地震旦系灯影组四段(灯四段)在表生期岩溶作用影响下纵向岩溶分带特征明显，不同岩溶带储层发育程度差异较大，有必要精细刻画古岩溶带内部结构，进一步明确优质储层的分布。综合岩心、地震、成像测井等资料，基于地下水运动方式及孔、洞、缝发育特征，开展了高石梯区块灯四段古岩溶带划分，建立了古岩溶带厚度与古岩溶地貌相对高程的关系，并细分水平潜流亚带，分析不同期水平潜流亚带优质储层的发育特征，分区优选了有利古岩溶亚带。研究表明，高石梯区块灯四段古岩溶地貌越高，垂直渗流带厚度越大、水平潜流带厚度越小。受古岩溶潜水面周期下降影响，水平潜流带内发育3期水平潜流亚带，上部水平潜流亚带1、亚带2优质储层发育程度优于亚带3。根据沉积相、古岩溶地貌及优质储层展布特征，将高石梯区块划分为3个区域。区块西侧(1区)各岩溶带和亚带优质储层均较发育，优质储层累计厚度超50 m,为最有利区域；区块东侧(2区)优质储层仅发育于垂直渗流带，优质储层累计厚度为15～20 m;区块南侧(3区)优质储层主要发育于垂直渗流带和水平潜流亚带1,优质储层累计厚度为30～40 m。不同区域优质储层发育的岩溶带、亚带存在差异，应采用不同的开...     

四川盆地东部中二叠统茅口组地层划分、对比与岩溶古地貌恢复

四川盆地东部(以下简称川东地区)中二叠统茅口组后期沉积相变过程复杂,加之茅口组顶界尚缺乏统一的划分标准,由此导致所恢复的茅口组岩溶古地貌格局与实际情况之间存在着较大的差异。为了给该区茅口组岩溶储层的天然气勘探提供帮助,利用露头地质调查、钻井岩心、测井及地震人工虚拟井等资料,在通过标志层对茅口组进行精细划分和对比的基础上,综合地层残余厚度、地层岩性、地层剥蚀层段分析,建立了茅口组古岩溶地貌单元划分标准,刻画出岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地的分布格局。研究结果表明:(1)该区茅口组残余地层厚度具有"北薄南厚"的分布特征,其中茅一段厚度分布稳定,茅二段残余地层厚度变化较大;(2)海槽相孤峰段开始沉积于茅二~b期,结束于茅二~a晚期,地层厚度一般小于25 m,分布局限于川东北地区;(3)茅三段和茅四段在川东地区的中部和北部均遭到不同程度的剥蚀;(4)茅口组末期古地貌可划分出2个岩溶高地、3个岩溶盆地及2个岩溶斜坡。结论认为,川东地区茅口组古地貌总体上呈岩溶斜坡为主、岩溶高地次之,岩溶盆地分布范围相对较小,其中北部和中部地区岩溶高地、岩溶斜坡带茅口组上部地层剥蚀较多,岩溶储层主要发育于茅二b亚段、茅二c亚段及茅一段中上部,南部地区岩溶储层主要发育于茅三段、茅二a亚段及茅二b亚段。     

四川盆地自贡地区中二叠统茅口组多类型储层特征及分布预测

为了厘清四川盆地自贡地区中二叠统茅口组储层的差异发育机制与分布规律,基于丰富的测井、录井、取心和测试资料,对储层类型及主控因素进行了综合分析。研究结果表明：区内主要存在石灰岩类、白云岩类两种储集岩类。白云岩类储层主要发育于茅二段和茅四段,一般单层厚十几至几十厘米,多发育于向上变浅序列顶部,平面上茅二段白云岩储层主要分布于威远—自贡—富顺一线,而茅四段白云岩储层则主要分布于观音场—青杠坪一带;石灰岩类储层厚度变化大、非均质性强,纵向上可发育于茅二段—茅四段,平面上主要分布于沉积期地貌或风化壳岩溶地貌的高地或斜坡。进一步分析表明,白云岩储层形成与高频海平面下降驱动的蒸发浓缩—回流渗透白云石化和短期暴露岩溶相关,其中沉积期地貌相对坡折和滩体叠置迁移加剧了研究区局限蒸发的海水环境;石灰岩储层主要有滩控早成岩期岩溶、风化壳岩溶和断溶优化3种成因类型,分别受沉积期地貌坡折、岩溶地貌高地和斜坡以及断裂控制。综合分析认为,区内茅口组强非均质性、多成因类型储层具有受沉积期古地貌、古环境、风化壳岩溶古地貌、古断裂等“四古”复合控储特征。有利储层具有“沿高环坡”的分布规律,下一步勘探方向应重视东北部自贡—富...