川南地区嘉陵江组天然气气源研究

对川南地区下三叠统嘉陵江组烃源岩生烃条件、碳同位素特征、气源方向及运移通道作了分析研究，认为其自身生烃条件较差，气藏常规组分差异较大，高干燥系数与储量大小关系密切；烷烃类气体碳同位素特征分析证实该组气源与下伏上二叠统的烃源地层有关，混源特征明显；氩同位素特征表明该组气藏气源与二叠系具明显的亲缘关系；结合运移与聚集条件等分析确认该区嘉陵江组天然气主要来源于深层二叠系烃源层，储量大与混源密切相关；烃源岩内部断层是其主要运移通道。     

论四川盆地下三叠统嘉陵江组三一四段天然气勘探

四川盆地嘉陵江组三一四段气藏，主要分布在泸州古隆起核部周边及其延伸部分，而于古隆起核部则未获一个气藏。究其原因，主要是由于该储层自身缺乏生气条件；从气源层又无向上断达嘉三一嘉四段储层的断层存在；古隆起核部因曾遭受早印支运动强烈的剥蚀，已无嘉四段良好的石膏岩作盖层。研究认为，嘉三一嘉四段储层是以古岩溶缝、洞为基础，几经演变后，并为晚期构造和构造缝复杂化了的储层，其储集空间并不受构造的限制，即使是向斜也可能有古岩溶缝洞和裂缝存在，勘探领域相当宽广。因此，进一步勘探主要应放在该古隆起核部周边及其向西和向东延伸的地区。     

论四川盆地下三叠统嘉陵江组三—四段天然气勘探

四川盆地嘉陵江组三—四段气藏,主要分布在泸州古隆起核部周边及其延伸部分,而于古隆起核部则未获一个气藏。究其原因,主要是由于该储层自身缺乏生气条件;从气源层又无向上断达嘉三—嘉四段储层的断层存在;古隆起核部因曾遭受早印支运动强烈的剥蚀,已无嘉四段良好的石膏岩作盖层。研究认为,嘉三—嘉四段储层是以古岩溶缝、洞为基础,几经演变后,并为晚期构造和构造缝复杂化了的储层,其储集空间并不受构造的限制,即使是向斜也可能有古岩溶缝洞和裂缝存在,勘探领域相当宽广。因此,进一步勘探主要应放在该古隆起核部周边及其向西和向东延伸的地区。     

四川盆地宜宾嘉陵江组气藏试井分析

经收集、解释宜宾潜伏构造嘉陵江组气藏7井次的试井和测压资料，总结出了几种不同类型双对数导数曲线，反映出该构造储层具有均质、垂直裂缝和双重介质等多种地质模型及无穷、断层等不同的边界模型。通过分析不稳定试井曲线类型，用动态的方法认识地质特征，为四川盆地宜宾嘉陵江组气藏的勘探和开发提供一些帮助。     

四川盆地普光地区嘉陵江组二段碳酸盐岩储层裂缝发育规律

利用野外露头、岩心、薄片和测井资料,对四川盆地普光地区嘉陵江组二段（简称嘉二段）碳酸盐岩储层裂缝的参数特征、发育规律和控制因素开展综合分析。研究表明,普光地区嘉二段裂缝发育有北东-南西向、东西向、南北向和北西-南东向4组裂缝。其中北东-南西向为优势方位,裂缝以高角度裂缝为主,开度通常小于300 μm。裂缝孔隙度和渗透率计算结果表明,嘉二段裂缝的储集作用相对较弱,在储层中主要起到渗流通道的作用。垂向上,裂缝主要发育在嘉二段3个亚段膏岩下伏的白云岩段,嘉二中亚段裂缝最为发育。嘉二段储层裂缝的发育受构造、岩石力学层厚、岩性和成岩作用等因素控制。研究区现今水平最大主应力方位为近东西向,在开发过程中,东西向裂缝更容易优先开启,成为主要的渗流通道,同时北东-南西向裂缝作为优势发育方位易形成定向的高渗带。     

川南二里场构造嘉陵江组储层预测研究

章通过对川南二里场构造嘉陵江组气藏的研究，分析储层在测井资料上的响应特征，运用地震和测井相结合的储层预测技术，对该区灰(云)储层的分布进行预测。指出：在这个区域中，储层发育的部位并不受构造高点控制，主要控制因素有两个，一是断层，二是岩性。建议勘探中应重视该构造西翼的断裂带呈南北向展布的条带区域。     

川南丹凤—塘河地区嘉陵江组沉积环境分析

通过对泸州古隆起丹凤—塘河地区嘉陵江组的岩心观察和岩石薄片鉴定,及对该区岩石类型组合、古生物化石、沉积结构、沉积构造和沉积序列等沉积相标志的详细研究,将嘉陵江组划分为开阔台地、局限台地2个沉积相,并进一步划分出5个亚相及若干微相。在此基础上,研究了嘉陵江组沉积相空间展布特征,并对其沉积环境及演化进行了分析,认为嘉陵江组碳酸盐岩发生了较为频繁的海平面升降变化,主要经历了6个阶段的演化过程,形成了3次较大的海进→海退沉积旋回,每一旋回又由多个次一级小旋回组成,而小旋回中又由多个小韵律组成。在对研究区岩性、沉积环境详细研究后认为:塘河构造及丹凤场构造的嘉一段—嘉二1亚段、塘河构造及临峰场构造的嘉二3亚段是浅滩颗粒云岩和滩间云岩发育的主要层位。     

四川盆地南部纳溪——塘河地区下三叠统嘉陵江组含硫气藏成因

四川盆地南部纳溪-塘河地区下三叠统嘉陵江组气藏属于含硫气藏，其整体H2S含量在整个泸州古隆起属较高，局部地区H2S含量高达25～30g／m^3以上，其嘉一气藏H2S主要为含硫有机质裂解成因，而嘉二、嘉三一嘉四气藏H2S主要为热化学硫酸盐还原作用（TSR）成因，而H2S成因类型与含量高低随着天然气成藏过程的变化而变化，燕山早一中期深层志留系来源的气向上运聚成藏，嘉陵江组各气藏呈现低含生源成因H2S特征，燕山末期一喜山早期嘉陵江组储层古地温大多高达140℃以上，含膏岩分布的嘉二、嘉三一嘉四气藏大量发生TSR反应，形成TSR反应成因为主的高含硫气藏，在喜马拉雅运动中晚期由于构造抬升、古地温大幅度降低，TSR反应减慢甚至终止，由于地层水对H2S的溶解作用，使含硫气藏H2S含量重新分配和调整，从而造成不同区域或不同气藏的舍硫量具有较大差异。     

四川盆地阆中—南部地区须家河组勘探潜力

四川盆地阆中—南部地区上三叠统须家河组油气勘探一直未能取得突破,前期研究认为是由于缺乏丰富的马鞍塘组、小塘子组优质烃源岩所致。结合区域沉积环境,从烃源岩发育情况、储层发育情况、油气运移通道以及油气藏保存情况等几个方面入手,对该区须家河组油气勘探潜力进行了分析。结合邻区广安气田的勘探成果,研究指出:尽管阆中—南部地区马鞍塘组、小塘子组缺乏有效的烃源岩,但须家河组烃源岩仍具有一定的生烃潜力;须家河组三段具有一定的生烃条件,须家河组五段具有较好的生烃条件;油气运移条件分析表明,天宫院、金星场和石龙2井等部位处于油气运移的有利通道上,有利于油气的聚集成藏;从油气成藏条件的配置情况来看,须四段是该区须家河组取得油气重大突破的主力层段。     

四川盆地须家河组天然气碳、氢同位素特征及其指示意义

四川盆地须家河组天然气的干燥系数、甲烷碳同位素、乙烷碳同位素和甲烷氢同位素在平面上具有相似的分布特征,即"西高东低、北高南低"。在纵向上,干燥系数和甲烷碳同位素有随深度变浅而变小(低)的特点,与须一段、须三段和须五段烃源岩的演化特征一致,说明须家河组天然气都属于就近运移成藏。川西须家河组天然气碳同位素出现了部分倒转现象,天然气碳同位素的倒转可能与高—过成熟演化、多期天然气充注以及煤系烃源岩中煤和暗色泥岩生气贡献率不同有关。海相成因天然气的氢同位素值高于陆相成因天然气,氢同位素值高于-160‰的天然气基本为海相成因,而低于-160‰为陆相成因,同时,氢同位素也受成熟度的影响。     

川中磨溪—龙女寺构造带嘉陵江组天然气成藏机理研究

川中地区磨溪—龙女寺构造带下三叠统嘉陵江组天然气的成藏机理一直是一个悬而未解的问题。鉴于前人研究确认嘉陵江组天然气来源于深层二叠系烃源岩,该文主要利用磷灰石裂变径迹与盆地模拟相结合的技术对区内二叠系烃源岩的热史进行了恢复,对其成熟度、古流体压力演化进行了研究,进而对运移通道的形成及天然气成藏过程进行了综合分析,并建立了磨溪-龙女寺构造带嘉陵江组天然气的成藏模式,总结其成藏规律为:高压驱动、裂缝输导、流体垂向运移、膏盖油裂解气成藏。      

丰谷须家河组天然气地球化学特征与气源对比

川西坳陷丰谷地区具有良好的天然气成藏条件和有利的生、储、盖组合,对该地区的天然气地球化学特征进行了分析和气源追踪.通过天然气组分、碳同位素、天然气干燥系数等地球化学特征分析以及有机碳同位素、萜/藿烷烃指纹、孕甾烷及升孕甾烷的对比,认为丰谷地区须家河组天然气属于典型的腐植气;须二上亚段气藏天然气为自生自储和下生上储,气源主要来自须二段砂泥互层和马鞍塘—小塘子组烃源岩;须四上亚段储层沥青主要来自须三段和须二段烃源岩;须四中亚段气源则主要来自须三段烃源岩.     

四川盆地梓潼—南部地区雷四3亚段天然气成藏地质条件

四川盆地梓潼—南部地区中三叠统雷口坡组四段勘探程度低,勘探尚未取得突破.因此,有必要对该区域开展较为系统的成藏地质条件研究,为下步勘探提供方向.为此,从区域地层划分、沉积相、储层发育分布特征及控制因素、烃源条件、古构造演化等方面开展研究,以期为雷四段天然气扩展勘探提供理论支撑.研究结果表明:①烃源主要来自须一段泥页岩,...     

四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏气源再认识

天然气探明储量超千亿立方米的川西气田是中国石化继普光和元坝气田之后,在四川盆地发现的第3个大型海相气田.目前对该气田中三叠统雷口坡组气藏的气源认识尚未统一,争议较大,有必要对其开展再分析.对川西气田不同构造雷口坡组四段三亚段(雷四三亚段)上、下产层的天然气组分和烷烃同位素特征分析表明,川西气田同一构造雷四三亚段下储层气...     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征及气源

依据天然气化学组分及碳、氢同位素等地球化学资料,分析了四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组天然气地球化学特征、天然气成因及来源。研究表明,马路背地区须家河组天然气组分以甲烷为主,含量介于92.60%~99.04%,平均为97.59%,干燥系数普遍高于0.990 0,平均为0.992 2,热演化程度较高;与邻区须家河组天然气对比,马路背地区须家河组天然气碳同位素明显具有甲烷碳同位素偏重、乙烷碳同位素偏轻的特征,δ¹³C₁值介于-33.70‰~-28.60‰,平均为-30.88‰,δ¹³C₂值介于-36.40‰~-28.90‰,平均为-33.11‰,甲烷和乙烷碳同位素多表现为倒转分布。天然气成因鉴别及气-源对比研究表明,马路背地区须家河组天然气为Ⅲ型和Ⅱ型干酪根生成的煤型气和油型气的混合热成因气,天然气主要来源于上三叠统须家河组煤系烃源岩及上二叠统吴家坪组海相烃源岩,甲烷和乙烷碳同位素倒转正是煤型气及油型气混合所致。马路背地区须家河组天然气高产富集与该区海相、陆相烃源岩双源供烃及深大断裂有效沟通海相、陆相多套优质烃源岩关系密切,沟通海相、陆相烃源岩的通源断裂在该区天然气成藏富集及后期调整改造方面具有重要作用。     

四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配

四川盆地蜀南地区上二叠统长兴组下伏3套烃源岩,分别为下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤系,长兴组已发现多个大中型气田,但对天然气的烃源一直认识不清。通过天然气组成和碳同位素分析表明,该区长兴组天然气以原油裂解气为主、甲烷含量高、干燥系数大,属于典型的干气;结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试,并综合分析油气成藏时空匹配关系,首次发现并证实蜀南地区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源岩,并混入少量的龙潭组煤系成因气;长兴组储层未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃,以充气聚气为主;燕山运动早中期为主要充气期,而燕山末期—喜马拉雅早期为局部天然气充气期,与川东地区长兴组以龙潭组煤系来源的天然气不同。油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键,决定着油气来源和成藏富集程度,历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。     

四川盆地南部及其周缘龙马溪组黏土矿物研究

为了分析页岩气储层中黏土矿物特征及其对页岩气勘探、开发的影响,以四川盆地南部及其周缘下志留统龙马溪组黑色富有机质页岩发育层段为主要研究对象,利用X-射线衍射分析,并与大量的薄片和背散射分析资料相结合,较系统地揭示了研究区龙马溪组黏土矿物的发育及分布特征。研究表明：黏土矿物以绿泥石+伊/蒙混层+伊利石为主,具有陆源碎屑和次生成因2种类型,主要分布在盆地中心及其边缘地区,具有高伊利石、伊/蒙混层含量,较高绿泥石含量的特点|黏土矿物的类型和含量具有一定的指相意义,平均含量大于50%的地区,主要为深水陆棚沉积,在30%～50%之间的地区通常为浅水陆棚沉积,小于30%的地区为海陆过渡相沉积|龙马溪组沉积时为半干旱—干旱的气候,成岩过程中水介质具有盐度较高、偏碱性,富K⁺的特点|成岩演化已达到晚成岩阶段,烃类演化至干气阶段,具备形成页岩气的气源条件|根据黏土矿物对页岩气储集空间的影响,并与有机碳的展布特征相叠合,渝东南地区的綦江—武隆—彭水一带、黔西—滇北地区的雷波—筠连—兴文—仁怀—桐梓近EW向展布的一带,以及研究区西北部的峨边西河地区为页岩气的有利区,位于盆地中心的宜宾—江津—涪陵呈NE—SW向展布的区域,为次级有利区。     

惠民凹陷南部地区断层输导与封闭性能研究

断层是惠民凹陷南部地区油气运移的主要通道,主要油源断层的输导与封闭性决定了该区油气富集程度.利用断裂活动期与油气运移期的匹配关系,研究了该区主要断裂输导与封闭性能的时间变化规律,活动期断层对油气起输导作用,静止期其输导与封闭性能受到很多地质因素影响.采用定量方法对该区夏口断层、营子街断层、玉皇庙南断层的封闭性进行单因素研究,并利用模糊评价方法,分别对其进行了综合评价.结果表明,该区断层静止期,沿断层走向,其输导与封闭性能具有一定的变化规律.沿夏口断层走向,夏23--夏37井区附近封闭性差,夏37井区附近封闭性中等,夏37--夏224井区西侧封闭性较差,夏224--夏223井区附近封闭性中等,夏口断层的最东段封闭性变差;营子街断层自西向东封闭性由差变好;玉皇庙南断层的封闭性整体较好,但是断层东、西段封闭性好,中段封闭性差.该区断层输导与封闭的主控因素有断层活动性及断距、断层走向与倾角、泥岩涂抹系数.     

四川盆地普光和通南巴地区须家河组气藏气源探讨

以天然气和烃源岩的地球化学特征为主要依据,通过气藏气、烃源岩脱附气、烃源岩综合对比,深入探讨了普光和通南巴地区须家河组气藏的气源.2个地区的须家河组天然气以甲烷为主,干燥系数普遍高于0.97,为典型干气.普光地区天然气甲烷和乙烷的δ13C值分别为-36.‰～-30.8‰,-28.9‰～-26.0‰,具有正碳同位素序列特...