库车山前逆冲带超压流体主排放通道对油气成藏的控制

前陆逆冲带通常具有异常高压、构造圈闭发育和成藏条件复杂的特点,是油气勘探的高风险地区。对库车坳陷克拉苏逆冲带钻井、地质、地球化学资料的研究证实,克拉2特大型气藏形成于超压流体主排放通道上。该区构造挤压强烈,逆冲断裂活动伴随着下第三系膏泥岩/盐岩塑性流动,那些与膏泥岩/盐岩封闭层变薄、形成局部薄弱带相关的断层成为超压流体排放的主要通道。超压流体主排放通道是该区天然气垂向运移的主要途径,使得下部烃源岩层系中的天然气不断地向上部白垩系它源储层运移。超压流体排放有助于形成溶蚀孔隙,改善储层物性。综合研究表明,超压流体主排放通道对该区天然气成藏具有控制作用。     

百色盆地原油成因类型及聚集特征

根据原油样品生物标志物和碳同位素组成的系统分析资料,揭示了指示其生源和沉积环境的地球化学参数的分布与变化规律,将百色盆地已发现的原油划分成4种成因类型.各类原油的正构烷烃碳数分布曲线、甾烷碳数分布、Pr/Ph值和碳同位素组成等指标有明显差异,在盆地内呈区域性分布.盆地东部坳陷原油成熟度总体分布格局是:东高西低,坳陷内部低边缘高.这主要是受控于生油层成烃演化与断裂活动期的时空配置关系.原油与生油层的地球化学参数在区域上分布相一致,表明原油成藏具有近源聚集的特点.这可能与盆地缺乏广覆性的疏导层和断层的切割、封堵作用有关.同时,也正是这种因素使得生油层平面上的非均质性表现为区域上原油类型的多样性.     

超压环境有机质热演化和生烃作用机理

通过对多个盆地大量样品的多参数对比分析,建立了超压抑制有机质热演化的多参数识别标志,揭示了不同成熟度指标对超压的差异响应.识别出超压抑制有机质热演化和生烃作用的4个层次:①超压抑制了有机质热演化的各个方面,包括不同干酪根组分的热降解(生烃作用)和烃类的热演化;②超压仅抑制了烃类的热演化和富氢干酪根组分的热降解,而对贫氢干酪根组分的热演化不产生重要影响,因此镜质体反射率未受到抑制;③超压抑制了烃类的热裂解,而对干酪根的热降解未产生明显影响;④超压对有机质热演化的各个方面均未产生可识别的影响.超压对有机质热演化的抑制作用层次取决于超压发育后有机质热演化反应的体积膨胀效应、产物浓度变化速率及超压的发育特征.早期强超压和长期保持封闭流体系统是产生第一层次超压抑制作用的必要条件.超压发育过晚、超压强度低、超压流体频繁释放等都可能导致超压对有机质热演化的各个方面均不产生可识别的影响.     

四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层成岩—成藏耦合关系

储层致密期与天然气充注期的关系是致密砂岩气成藏机理及富集规律研究中尚未得到很好解决的关键问题。主要基于对四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩成岩演化史、天然气充注历史和致密砂岩储层有机_无机水岩相互作用序列的分析,总结了四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层致密化机理,厘定了储层致密期与天然气成藏期的关系。指出早期强的压实作用使储层物性大幅降低及其导致的半封闭_封闭成岩流体系统是致密储层形成的主要原因。后期半封闭_封闭成岩流体系统中,流体流通不畅,溶蚀作用产物迁移受阻,以就地沉淀形成胶结物为主,堵塞溶蚀孔隙和剩余原生孔隙,溶蚀作用越强胶结物含量也越高,从而使储层进一步致密化。须家河组烃源岩生排烃史和储层流体包裹体特征研究表明,天然气的充注发生在中侏罗世_早白垩世,以早白垩世为主。综合储层致密史、天然气充注史和有机_无机水岩相互作用序列分析认为天然气充注时储层已经致密,具有储层先致密天然气后成藏的特征。     

渤海湾盆地石南地区东二段层间断层的识别

层间断层是一种非构造成因断层,本次研究利用常规地震剖面解释、地震属性提取、相干体、方差体和蚂蚁体技术在渤海湾盆地石南地区东二段识别出密集的层间断层。这些层间断层发育在东二上段厚层砂岩和东二下段厚层泥岩界面附近,断距一般小于100m,断层倾角较大,具有一定的优势走向。根据沿层相干体切片,可以将层间断层划分为三个区带: 1研究区西部(区域 1),断层的密度最大,每公里5~6条,玫瑰花图显示断层的主走向为135°,其次为50° 2研究区中部(区域 2),断层的密度最小,每公里2~3条,断层的主走向为30°,其他走向的断层均有发育,整体表现为发散状; 3研究区东部(区域 3),断层的密度居中,每公里3~4条,断层的主走向约为140°,其次为25°。在识别小断层或裂缝方面,蚂蚁体技术体现出明显的优势,为研究区层间断层的识别提供了依据。层间断层发育在东二下段成熟烃源岩和上覆砂岩的接触部位,可以作为研究区东营组烃源岩重要的排烃通道,其在油气运移和油气成藏中的意义有待进一步研究。     

川东北地区典型海、陆相原油地球化学特征及来源

基于饱和烃和芳烃组分的GC/MS和GC/MS/MS分析,揭示了川东北天然气勘探区探井及露头剖面中发现的典型海、陆相原油（油苗）的分子地球化学特征,并结合烃源岩分析资料探讨其来源。研究结果表明,大普光构造带的新清溪1井和元坝构造带的元坝9井中侏罗统千佛崖组原油饱和烃呈姥鲛烷优势（Pr/Ph>1.5）;三环萜烷很少,ETR值低于1.2;芳烃中芴系列含量高;经与相关烃源岩干酪根碳同位素组成的对比,确认两者油源均来自本层位湖相烃源岩。但这两井原油的重排藿烷类化合物丰度相差悬殊,表征两者油源岩性质有所不同。大普光构造带的川岳84井二叠系原油Pr/Ph值（0.82）较低,三环萜烷丰富,含有C₂₆降胆甾烷,油-岩对比认为来源于上二叠统龙潭组海相烃源岩。江油二郎庙飞仙关组、长兴组油苗呈显著的C₂₉甾烷优势,24-异丙基-/24-正丙基-胆甾烷比值较高（1.1）,C₃₀甲基甾烷中以3β-、2α-甲基甾烷为主,C₂₆甾烷中27-降胆甾烷占优势,芳烃中缺少三芳甲藻甾烷,且全油碳同位素很轻（-34.1‰～-34.6‰）,表明源于寒武系-震旦系烃源岩。     

有机质热成熟度指数理论与应用研究的新进展

在有机质的成熟过程中,时间--温度是决定生烃的关键,因此,用时--温指数判别有机质的成熟度是一项有效的方法。时--温指数的应用从最早Lopatin的一种时--温指数(TTILop)来计算所有干酪根类型的成熟度,到以阿仑尼斯方程为基础的用三个时--温指数(TTIARR)分别计算每一种主要的干酪根类型（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ）的成熟度,目前又发展到用四种时--温指数(TTIARR)来分别计算Ⅱ型干酪根中的四小类（ⅡA、ⅡB、ⅡC、ⅡD）的成熟度。加热速度控制着埋藏有机质的热成熟度,与TTIARR指数相比,TTILop指数在加热速度高时趋于低估其成熟度,而当加热速度低时,TTILop指数则过高地估算了成熟度。TTIARR指数在盆地模拟中还可以用来进行生烃史的模拟,同时还可以为初次运移的模拟提供关键性的生油岩含油饱和度的参数。     

川东北元坝地区三叠系飞仙关组碳酸盐岩台地演化影响因素分析

 在层序格架内研究川东北元坝地区三叠系飞仙关组碳酸盐岩台地演化及其影响因素。元坝地区三叠系飞仙关组划分为2个三级层序、4个体系域。元坝地区飞仙关组碳酸盐岩台地在不同时期、不同区域受到构造抬升和高位溢流的影响。在层序SQ1海侵期,元坝北部受到构造抬升的影响,外缓坡外侧沉积厚度反而大于外缓坡内侧厚度。从层序SQ1海侵期持续到高位初期的构造抬升减小了台地中缓坡与外缓坡的差异,促使台地规模迅速向北扩大。在层序SQ1高位期,元坝东部高位溢流现象显著。高位期台地可容纳空间减小,限制了台地的垂向加积潜力,沉积物向外缓坡方向侧向前积,出现高位溢流。鲕滩主要发育在高位溢流不同阶段所形成的中缓坡和缓坡斜坡内。     

石油聚集对成岩作用的影响——以北海中部Fulmar砂岩储层为例

在北海中部Fulmar油田,已对Fulmar组(上侏罗统)岩心作了沉积岩相学和石油地球化学的研究.与水饱和带相比,在油饱和带中的石英次生加大和钾长石的钠长石化程度要低.然而,对石英次生加大中流体包裹体的显微测温研究表明,这两个带中具有相似的温度范围(85～126℃),且所测的最大温度与现今储层的温度接近(大约130℃).这就意味着油饱和带中石英的次生加大在油聚集以后还在进行,只是其程度上与水饱和带相比受到了阻碍.因此,可以肯定局部的石英胶结物是通过压溶作用形成的.与水饱和带中钾长石的钠长石化程度相比,油饱和带的程度要小得多(约小50%).因为这一过程涉及到钠的提供和钾的排除,因此,很可能受到石油聚集的限制.根据钠长石化的差异判断,Fulmar储层中石油的聚集很可能是发生在晚第二纪,这一推断与邻接盆地中用生油模拟得到的时间基本上是吻合的.在Fulmar砂岩中,极少或不含高岭石,也找不到长石或碳酸盐大量被淋滤的证据,这很可能是因为部分由浊流和滨外砂沉积物组成的Fulmar砂岩没有暴露于大气的原因所致.从次生孔隙的发育来看,尽管Fulmar砂岩与低熟到成熟的Kimmeridge粘土岩地层相邻,但此生油岩中形成的有机酸和CO_2对其只起很小的作用.     

松滋刘家场南津关组中的叠层石礁

鄂西奥陶系中的生物礁自发现和报道以来,已引起了许多地质工作者的注意。笔者最近在刘家场野外工作期间,在下奥陶统南津关组中发现了极为发育的叠层石生物礁,在此之前,仅朱忠德等报道过该地区南津关组底部及分乡组上部中的两层叠层石礁。