西昌盆地B1井龙马溪组页岩储集空间发育特征及影响因素

为研究西昌盆地B1井龙马溪组页岩储集空间发育特征,结合氩离子抛光和高分辨率扫描电镜观察技术对样品储集空间发育特征进行研究,并确定其发育类型,通过氩气（Ar）吸附—脱附测试测量样品的孔隙结构参数,实现了1~300 nm范围内的储集空间定量表征。结果表明：西昌盆地B1井龙马溪组页岩微观孔以有机质孔为主,部分为粒间孔、粒内孔。氩气（Ar）吸附等温曲线“滞后环”形态显示,孔隙形态以墨水瓶状为主,部分为狭缝状,孔隙直径分布呈“双峰”特征,孔隙直径分布差异较大,呈现较强非均质性。总有机碳含量和脆性矿物含量对样品中微纳米级储集空间的发育起主要控制作用,两者与孔隙的比表面积及比孔容等孔隙结构特征参数均呈正相关性;分形维数随着总有机碳含量和脆性矿物含量的增加而增大,孔隙结构愈加复杂,有利于页岩储层吸附能力的增强。该成果对研究西昌盆地龙马溪组页岩储集空间结构特征具有重要意义。     

西昌盆地昭觉凹陷白果湾组泥页岩生烃动力学模拟及资源潜力

昭觉凹陷上三叠统白果湾组是西昌盆地油气勘探的主要潜力层系之一,但目前尚处于勘探起步阶段,且未系统开展过生烃动力学研究,生烃能力、生烃规模及勘探潜力还不明确。为明确该区白果湾组泥页岩生烃动力学特征及油气勘探潜力,基于黄金管热模拟实验,取得了昭觉凹陷白果湾组泥页岩产烃率及动力学参数,建立了生烃模式,并估算了油气资源量。研究结果表明 ：(1)实验条件下,白果湾组泥页岩生成的天然气主要为 C₁,C₂～ C₅次之。随着温度和 EASY%R_o的升高 C₁和 C₁～ C₅的产率不断增大,而C₂～ C₅、C₆～ C₁₄和 C₁₄₊的产率先增后减呈现典型的峰值分布,且不同的重烃气因其含碳原子个数不同导致产率不尽相同。(2)白果湾组泥页岩在 0.5% ≤ R_o< 1.24% 时为生烃的成熟阶段,C₁     

西昌盆地上三叠统白果湾组层序格架下沉积演化及油气勘探意义

西昌盆地上三叠统白果湾组具有较好的油气勘探潜力,但目前在沉积方面的基础地质研究尚缺乏系统认识,很大程度制约了该地区的油气勘探进程。以白果湾组一、二段为研究对象,根据露头、钻井岩心、测井和元素地球化学资料综合分析,理清了沉积相划分标志与特征,搭建了全区可对比的高精度层序地层格架,恢复了沉积体系时空展布与演化规律,建立了构造—气候响应下的沉积演化模式。结果表明：西昌盆地白果湾组一、二段可划分为一个三级层序,包含低位体系域、湖扩体系域和高位体系域3个体系域,主要发育辫状河流、辫状河三角洲和湖泊3种沉积相。低位体系域时期盆地以辫状河流和三角洲连片沉积为主,湖泊面积较小;湖扩体系域时期以湖泊沉积为主,辫状河流和三角洲向盆地边缘大面积萎缩;高位体系域时期短轴强物源向湖心进积,湖泊面积再次减小。层序沉积演化是构造作用和古气候条件的叠加效应,其中区域构造运动作为主控因素决定了盆地地貌格局、沉降速率和湖平面变化,古气候旋回通过影响湖平面升降对沉积充填产生控制。白果湾组一、二段成藏配置关系良好,低位体系域有利储集体可作为该区下一勘探阶段重点关注的方向。该成果可为川西南地区陆相油气勘探新领域突破开拓思路。     

西昌盆地上三叠统白果湾组天然气地球化学特征及勘探潜力

西昌盆地位于四川盆地西侧,油气勘探程度低。最近昭地1井油气调查井在上三叠统白果湾组获得较好的油气显示,为研究西昌盆地油气资源潜力提供了难得条件。通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析,讨论了气源,再结合邻区油气基本条件对比分析了勘探潜力。结果表明,昭地1井天然气组分以甲烷为主;天然气δ¹³C₁值介于-48.74‰~-41.25‰之间;δ¹³C₂值介于-29.77‰~-28.96‰之间;δ¹³C₃值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。气源分析结果显示昭地1井天然气来源于白果湾组,为同源不同成熟度天然气混合气藏。西昌盆地油气基础地质条件与川西坳陷具有诸多相似之处,可对比性好,天然气资源潜力较大。     

西昌盆地南部地区志留系龙马溪组页岩气保存条件的评价

为了查明西昌盆地南部志留系龙马溪组页岩气保存优选区,针对研究区构造变形等特征,对研究区进行构造分区,得出研究区受到强烈的挤压-走滑构造变形和大幅度的隆升剥蚀等构造强改造作用,具有强变形、强隆升、强剥蚀等构造特征,后期构造改造和变形为制约页岩气保存的关键因素。以志留系龙马溪组页岩为研究对象,从物质基础、构造演化等方面对页岩气保存条件进行研究,得出米市盆地轿顶山向斜地区和布拖—火烈宽缓褶断带变形较弱,褶皱表现为宽缓-开阔的样式,剥蚀厚度主要小于3000 m,具有良好的保存条件,并初步建立了页岩气保存条件的综合评价指数体系,为西昌盆地的页岩气勘探开发提供支撑。