四川盆地下侏罗统大安寨段沉积微相特征及对储层的控制

下侏罗统大安寨段是四川盆地致密油勘探的重点层位,但油气特征复杂。在对大安寨段的岩性特征进行详细研究时,将大安寨段划分为8种岩相:厚层块状重结晶灰岩相、块状亮晶介壳灰岩相、块状—薄层状泥晶介壳灰岩相、薄层状含泥质介壳灰岩相、泥岩与泥质介壳灰岩的薄互层相、薄层状含介壳泥岩相、黑色泥岩相、紫红色到灰绿色泥岩相。总结了大安寨段的沉积模式,划分为5种沉积微相,即滨浅湖泥、滩后、滩核、滩前和浅湖—半深湖泥。最后,通过对比不同岩性的孔渗特性并结合沉积环境进行分析,明确了沉积微相对储集层的控制作用,滩前微相具有较好的致密油成藏条件。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20～80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

渝东地区大安寨段沉积相特征及有利区预测

下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地主要的含油气层位,但半个多世纪以来的勘探开发工作始终没有取得重大进展,其原因与对大安寨段沉积相特征及有利储集体的性质和分布规律认识不足有关。以渝东涪陵示范区为例,在野外剖面测量、钻井岩心描述和薄片鉴定的基础上,结合测井资料和区域构造-沉积背景的综合研究,认为渝东涪陵示范区大安寨段属于碳酸盐湖泊沉积体系,可划分出半深湖—深湖、湖坡、碳酸盐浅湖、陆源碎屑浅湖和陆源碎屑滨湖5个亚相及多个微相。以分析各亚相和微相与有利储集体的发育关系为依据,编制了大安寨段3个亚段的沉积相平面分布图,确定发育于大一亚段中下部和大二亚段上部的介壳滩缘和湖坡为最有利储集相带,埋藏深度1 000～3 000 m,位于介壳滩缘和湖坡上部以及区域构造应力集中和裂缝发育的部位,可预测为有利的非常规储集体发育和页岩气(油)聚集成藏的"甜心"位置。     

四川盆地大安寨段非常规储层的储集空间类型与评价

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段是储层较致密和勘探难度较大的层系。 以野外剖面及钻井岩 心描述、薄片鉴定和场发射扫描电镜分析为基础,结合岩相古地理、测井和孔渗等资料,研究了大安寨段 的储层特征,确定其为特低孔、特低渗裂缝-溶蚀孔、洞、缝型非常规储层,位于浅湖介壳滩与半深湖-深 湖过渡带的湖坡为有利储层的发育相带,储集空间由不同尺度的各类裂缝,溶蚀孔、洞、缝,粒缘孔（或 缝）、粒内孔和晶间孔等次生孔隙,以及泥页岩中的纳米-微米级有机质孔（或缝）和黏土矿物层间孔（或 缝）组成。 储层发育条件可归结为“层、相、位”三要素：“层”要素为区域分布较稳定的大二亚段,其厚度较 大,泥页岩中有机质与脆性矿物含量均较高和基质岩中纳米-微米级有机质孔与黏土矿物层间孔（或缝） 均较发育;“相”要素为黑色泥页岩与介壳灰岩不等厚互层组合的湖坡相带,该相带在成岩过程中因差异 压实作用往往可形成分布较密集的成岩压裂缝;“位”要素为多类型与多期次破裂作用和溶蚀作用追踪 叠加发育的部位,该部位是大安寨段致密储层中相对优质储层的分布位置,即大安寨段页岩气（油）非常 规储层勘探与开发的“甜点”位置。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段页岩气(油)储层评价

以野外剖面观测和室内薄片鉴定为基础,结合沉积相、薄片鉴定、X-衍射、物性、孔隙结构和岩石力学分析,确定川东地区大安寨段有利储层为各类介壳灰岩与碳质页岩的不等厚互层组合体,以发育于大安寨段第二亚段（简称大二亚段）上部湖坡亚相的湖退型灰岩与页岩互层组合为相对优质的储集体,其脆性矿物含量明显高于下部,更易产生天然裂缝和进行储层的压裂改造。有机碳含量平均值为1.07%,明显大于下部的0.38%,对应的实测总含气量平均值为0.71 m³/t,明显大于下部的0.41 m³/t。运用岩石薄片、压汞资料、物性资料等多种常规技术分析大安寨段页岩储层储集物性特征,分析结果表明大安寨段储层均具有特低孔-特低渗性质。场发射扫描电镜分析结果证明了储集体纳米级孔隙的发育和分布规律。粒间孔隙中的粘土矿物层间孔在大二亚段最为发育,且连通性最好,与有机质有关的孔缝及刚性矿物边缘缝在大二亚段上部较为发育,颗粒内孔仅在大二亚段上部零星发育。综合分析确定大二亚段上部相对大安寨其他层位更具页岩气（油）勘探开发潜力,应给于足够重视。     

川中侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层特征及其勘探启示

为进一步指导四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的勘探与开发,亟需理清页岩油的有利赋存岩相。通过岩心观察、薄片鉴定、高压压汞、核磁共振、岩石热解等实验,分析大安寨段页岩层系不同岩相的储集空间类型、孔隙结构特征及含油性。结果表明,大安寨段主要发育块状(泥质)介壳灰岩、层状泥质介壳灰岩、层状介壳页岩、纹层状含介壳页岩、块状含介壳黏土质页岩和页理状含粉砂黏土质页岩6类岩相;页岩物性远优于介壳灰岩,且随着灰质含量的增加孔径逐渐增大,但总孔体积和总连通体积逐渐减小;大安寨段页岩层系平均游离油(S₁)值为1.31 mg/g,含油性中等,页理状含粉砂黏土质页岩与纹层状含介壳页岩S₁值较高,分别为2.37 mg/g与1.82 mg/g。页理状含粉砂黏土质页岩和纹层状含介壳页岩的储集性较好、含油性较高,两者构成的岩相组合可作为大安寨段页岩油的重点勘探对象。     

四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩油气形成地质条件及勘探方向

随着认识的不断深入和工程技术的进步,页岩油气已经正式进入我国储量序列,正在有序开发。通过岩心、露头、钻井、测井以及大量的分析化验资料,对四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩油气的形成地质条件和资源潜力进行系统分析和评价。研究结果表明:①大安寨段湖相页岩主要发育在大一三亚段浅湖、半深湖泥,有机碳含量平均为1.15%,有机质类型均以Ⅱ型干酪根为主,镜质体反射率介于0.8%～1.4%,处于成熟—高成熟阶段,页岩厚度大,生烃能力强,具备形成页岩油气的物质基础。②大安寨段页岩以黑色、灰黑色页岩与生物介壳灰岩不等厚互层为主,脆性矿物平均含量为63.4%含量较高;页岩孔隙度平均为5.92%,储集条件好,储层发育微米—纳米级孔隙,具备储集页岩油气的储集空间,有利于页岩储层的改造。③大安寨段湖相页岩油气具有埋藏浅、保存条件好、压力系数高等优越条件,按照有机碳含量大于1.5%的范围,计算页岩油资源量为70×10~8 t,页岩气的资源量为3.5×10~(12) m~3,结合大安寨段页岩油气评价指标,优选出射洪—遂宁—南充—蓬安—仪陇—南部页岩油气勘探有利区近1×10~4 km~2,并建议在公山庙、龙岗地区开展先导试验工作。     

川东地区侏罗系大安寨段页岩储层特征及发育控制因素

为探究陆相页岩储层特征及页岩储集空间发育的控制因素,文中以四川盆地东部大安寨段页岩为例,基于页岩岩心的分析化验资料,对页岩储层孔隙发育控制因素进行了研究,明确了优势岩相及甜点储层特征。研究结果表明：1）川东地区大安寨段页岩岩相类型包括硅质页岩、混合质页岩以及黏土质页岩,其中黏土质页岩总有机碳质量分数最高,其次为混合质页岩。2）页岩孔隙类型以片状黏土矿物晶间孔与有机质孔为主,裂缝以页理缝为主。3）页岩储集空间的发育主要受矿物组分、成岩作用以及构造因素的共同控制。4）基于页岩生烃潜力与储集能力,认为混合质页岩为大安寨段的优势页岩岩相。大安寨段页岩甜点储层段主要分布于大二亚段a小层,主要为混合质页岩与介壳灰岩的薄夹层。     

川东南涪陵地区下侏罗统页岩油气地质特征

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、孔渗性特征和地质力学性质等方面,采用页岩气目标优选评价综合分析方法,对川东南涪陵地区下侏罗统大安寨页岩油气地质特征进行了综合研究,着重定量评价了有机碳含量、镜质体反射率、含气量、孔隙度、脆性矿物含量、岩石矿物成分、岩石力学参数等评价指标,初步证实该区页岩与美国Bakken页岩具有类似特征。涪陵大安寨泥页岩与灰岩、砂岩互层频繁,半深湖-深湖页岩为有机质富集的有利岩相。大安寨上亚段灰岩厚10~30 m,物性表现为低孔、特低渗特征;下亚段富有机质页岩夹薄层灰岩、砂岩,微孔缝发育,孔隙度高。页岩有机碳含量平均为1.33%,粘土矿物平均含量为51.7%~56.1%,石英平均含量为33%,现场实测平均含气量为1.66 m³/t,处于凝析油-湿气的高成熟阶段;杨氏模量为29 GPa,泊松比为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。大安寨段中部浅湖相区岩性组合特征更有利于裂缝发育,是大安寨段页岩气勘探有利地区,评价优选出有利区面积820 km²。     

渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征研究

通过露头剖面观察、钻井岩心描述、薄片鉴定、物性及有机地球化学分析等,对渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征进行了综合研究。结果表明,大安寨段页岩优质储层主要发育于半深湖-深湖亚相．岩石类型以页岩、粉砂质页岩、（含）生物碎屑页岩和钙质页岩为主：页岩储层原生孔隙在成岩作用过程中经压实、压溶和胶结作用后基本消失,但燕山晚期-喜山期发生的构造变形和破裂作用使其形成了一定数量的裂缝;成岩作用后期沿裂缝发育的溶蚀孔、洞和缝构成了页岩储层重要的储集空间和渗流通道．极大地改善了页岩储层的储集性能,属于典型的特低孔、低渗裂缝型储层;储层的分布主要受沉积相与裂缝发育程度的控制。半深湖-深湖亚相中富含有机质的厚层页岩为页岩气（油）的有利储层。     

川中地区侏罗系适合页岩油气藏开采的地质依据

四川盆地川中地区中、下侏罗统油气藏包括大安寨段、马鞍山段、珍珠冲组（段）、凉高山组、下沙溪庙组底部油气藏。对于大安寨段油气藏的储层类型,传统观点公认为是裂缝型,并且得到了井筒的相关资料证实,但是随着该区页岩气的开采成功,又开拓了新的认识起点：随着远离井筒,不少证据显示出大安寨段油气藏储集层具有裂缝-孔隙型特征,而这些孔隙似乎更可能是存在于页岩当中的,后续产出的油气很可能还有页岩当中游离油气的供给。通过对油气显示、储层特征以及生产动态等资料的分析,认为该区大安寨段油气藏由页岩中的油气补给而形成目前的生产状况更为合理;裂缝更多起的是一种疏导通道作用--当然并不排除介壳灰岩中可能存在孔隙的可能性,只是认为石灰岩中的孔隙不应该是唯一的储集空间,甚至可能不是其最为重要的储集空间;中国石油化工股份有限公司在元坝区块已经做出了有关尝试,并取得成效。结论认为：如果页岩中的油气是该区侏罗系油气藏重要的补给源,那么,应用页岩油气（致密油）的开采思路和技术将有可能是更为有效的手段和方式。     

湖相碳酸盐岩—混积岩储层有利相带分析——以柴达木盆地古近系为例

湖相碳酸盐岩广泛发育于中国各陆相含油气盆地,与海相碳酸盐岩相比,湖相碳酸盐岩沉积规模较小,受多物源陆相碎屑体系干扰,易于发育湖相碳酸盐岩—混积岩。近年来,随着油气勘探的深入,湖相碳酸盐岩—混积岩作为一种致密油储层得到重视。干旱气候封闭-咸化湖盆碳酸盐岩致密油储层分布区,以青海古近系、四川侏罗系为典型,称之为内源沉积湖相碳酸盐岩储层沉积有利相带。通过野外露头剖面和钻井岩心、测井资料,对柴达木盆地柴西南地区上干柴沟组进行了横向、纵向的层序地层学和沉积相研究,探索了湖相碳酸盐岩—混积岩的沉积模式及其石油地质意义。研究认为湖侵体系域—高位体系域的演化为湖相碳酸盐岩—混积岩致密油储层提供了有利相带,从滨浅湖到半深湖—深湖区,存在湖相混积滩坝、滨湖白云岩化泥灰坪/泥云坪、浅湖叠层石礁滩和半深湖相裂缝性泥灰岩有利微相带,对柴达木盆地及其相类似盆地湖相碳酸盐岩—混积岩致密油储层油气勘探具有一定的参考价值。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法,对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型,实测残余有机碳质量分数平均为0.67%,生烃潜量为1.53mg/g,有机质热演化程度为1.1%～1.3%,总体上,大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下,处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主,构造缝为最主要的储集空间类型,其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔,储层物性较差,为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注,2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma,其中第一期为相对低成熟度的原油充注,第二期为相对高成熟度的原油充注,且后者为主要充注期,天然气充注时间与第二期原油充注时间一致,主要为原油伴生气。     

冀中坳陷陆相地层层序地层学的应用

应用层序地层学的基本概念和研究方法重新解释了冀中坳陷的下第三系地层.四个层序可从地震剖面和钻井资料中解释出来,每一层序可进一步划分成三个体系域：低水位期、水进期和高水位期.体系域的沉积或岩相的分布明显受湖水升降及构造沉降的双重作用控制,每一层序构成了水进到水退的沉积旋回.从现有的资料分析,冀中坳陷的水进期体系域可能与“海泛”或“海侵”有关,发育有较厚的暗色泥、页岩夹碳酸盐岩(包括生物碎屑灰岩)的沉积,并伴有大量的与“咸水”环境有关的微古生物,这些微古生物是形成油气的主要物质基础.而位于水进期之下的低水位期的盆底扇、斜坡扇、斜坡河道砂、水进三角洲和位于水进期之上的高水位期的水退三角洲、扇三角洲砂体是有利的储集层系.圈闭类型明显受砂体的成因类型控制.     

四川盆地致密油勘探开发新认识与发展潜力

在国内加大油气勘探开发力度的大环境下,非常规领域成为目前常规油气勘探开发的有力补充,在部分油田呈现出常非并举的发展势头,除页岩气而外,致密油是目前增储上产的重要对象。在系统梳理、分析、总结四川盆地侏罗系大安寨段致密油特征基础上,根据最新烃源岩、储层、源储配置等分析实验样品以及勘探开发成效的系统分析,提出：侏罗系大安寨段烃源岩有机碳中等,页岩油气显示频繁;储层致密化程度高,发育相对优质储层;源储配置类型多样,致密油充注效率高;致密油大面积分布,分相带建立有利区标准;致密油生产差异大,创建勘探开发新模式五大创新认识。根据目前的勘探开发实际情况和资源情况,提出了大安寨段具备页岩油气与致密油气两大非常规油气勘探开发潜力的新思路,并指出了页岩油气主要发育在半深湖区,致密油主要发育在滨浅湖区的认识,为该层系下步的整体勘探开发指明了方向。     

湘鄂西区寒武系层序划分及其对油气勘探的意义

通过对湘鄂西区寒武系大量露头和钻井剖面的系统分析及对寒武系主要储层样品和下部暗色泥页岩样品的分析测试,认为湘鄂西区寒武系可划分为6个三级层序,其层序界面主要为不整合面和岩性转换面;鲕粒云岩/灰岩是寒武系物性最好的储集岩,其主要分布于SQ5的海侵体系域,另外在SQ4和SQ5的高位体系域也有少量发育;寒武系下部暗色泥页岩中有机碳含量相差悬殊,丰度较高的暗色泥页岩主要分布于SQ1高位体系域,之上的泥页岩有机质丰度均较低。发育了较厚鲕粒云岩/灰岩的SQ5海侵体系域是常规油气勘探的主要目的层,而有机碳含量较高的SQ1高位体系域为页岩气勘探的主要目的层。      

四川盆地陆相富有机质层段剖面结构特征及类型划分

为了揭示四川盆地富有机质层段特征及不同类型剖面结构的产能规律,以四川盆地侏罗系自流井组大安寨段和三叠系须家河组须五段为研究对象,在野外实测剖面和钻井资料分析的基础上,结合区域沉积背景,利用泥地比、单层砂（灰）岩厚度等为标准,对陆相富有机质层段剖面结构进行了划分,并与北美 Bakken 组致密油气地层剖面结构和生产特征进行了对比。 陆相富有机质层段可划分为致密砂（灰）岩型、富砂（灰）夹泥型、砂（灰）泥互层型、富泥夹砂（灰）型及泥页岩型等 5 种类型的剖面结构。 富有机质层段中致密砂（灰）岩油气与页岩油气共存,其中页岩油气产出剖面主要集中于砂（灰）泥互层型、富泥夹砂（灰）型及泥页岩型剖面结构。 陆相地层具有多产层特征,将富有机质页岩夹砂（灰）岩地层作为整体进行页岩油气勘探开发,应是今后陆相页岩油气地层重要的勘探开发思路。     

四川盆地陆相页岩油气富集主控因素及类型

四川盆地陆相页岩气勘探虽然已在涪陵、元坝等地区下侏罗统大安寨段获得工业气流,但与海相下志留统龙马溪组页岩气相比,富集条件存在较大的差异,勘探潜力尚待探索。通过X衍射矿物组分、有机地化、氩离子抛光-扫描电镜、压汞-吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、含气性测试等方法技术,对控制陆相页岩气富集的岩性组合、成熟度和压力3个关键因素进行了研究。湖相碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层,具有良好页岩气生烃(有机质丰度大于1.4%)、储集(孔隙度大于3%)、渗透(水平缝发育)和可压裂(脆性指数大于0.6)的配置条件,为最有利的岩性组合类型;成熟度控制着页岩储层有机质孔的发育和页岩油气的生成(以成熟度1.3%为界);超压(压力系数大于1.2)是陆相页岩油气富集高产的关键。据此将陆相页岩油气富集类型划分为超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型;优选涪陵北东岳庙段和元坝大安寨段为页岩气有利目标,涪陵北和阆中-平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气较有利目标。