济阳拗陷古水文地质条件与油气移聚

众所周知,油气的生成、运移、聚集或逸散乃至破坏等各个环节,无一不与地下水的作用息息相关,因此研究含油气盆地的古水文地质演变是很有必要的。有鉴于此,本文试图对济阳拗陷的古水文地质条件(侧重于古水动力条件)及其与油气移聚的关系作一初步探讨。     

四川盆地阳新统天然气的成因

本文认为阳新统的天然气并非煤成气,而是阳新统本身的油源岩生成的。论述了阳新统碳酸盐岩的油源岩的特征及在高成熟期,由热力作用使油演化成干气的机理及条件,并提出了高成熟度的十四项地化指标。     

川东南地区下志留统页岩气成藏条件分析

川东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩为一套优质的海相烃源岩,通过对野外露头及井下样品的试验分析,获得了控制页岩气成藏的关键地质参数;并类比美国主要产气页岩发育特征,认为研究区下志留统龙马溪组页岩具备页岩气发育的物质基础。综合研究表明,沿着该区2个深水沉积中心黑色页岩沉积厚度大、有机碳含量较高、成熟度高、生烃强度大、储气能力强、埋深适中。采用综合信息叠合法预测研究,认为綦江南部地区和武隆-彭水地区是研究区页岩气发育有利区,并采用体积法初步估算了两个有利区的资源量,分别为1.2×1012 m3和0.70×1012 m3,显示出该区巨大的页岩气资源勘探潜力。     

川南朱鹿榕坝地区阳新统天然气的聚集特点及勘探方法

本文在总结朱鹿榕坝地区地震勘探的基础上,利用多层振幅比成果,结合钻井及构造资料,对该区二叠系阳新统天然气的聚集特点提出了新的认识,并对川南老气区低丘构造裂缝含气带的二次勘探提出了具体意见。     

四川盆地阳新统沉积相及其含油气条件

二迭系阳新统为四川盆地的主要气层。为了进一步认识气田的形成规律,指导勘探,增加后备气源,近年来我们引用近代碳酸岩的成周理论,对四川盆地阳新统碳酸岩沉积相与生、储油条件的关系,以及碳酸岩的次生作用对储集条件的影响进行了研究。     

四川盆地上三叠统水文地质条件与油气富集

本文叙述了四川盆地上三叠统渗入水和沉积变质水两种水动力系统的展布特征,认为沉积压承区有利油气保存,近露头地带的渗入水影响区不利油气保存。用多元统计法划分的两大水化学区,既可同两个水动力系统相互印证,又可圈定出含油气有利区块。     

泰州地区古水文地质条件与油气

从生油母质的堆积、保存,到油气生成、运移、聚集或分散的整个过程,都是在水的积极参与下进行的。故油气水具有成生联系和相似的产出状态。要弄清油气藏的形成和破坏规律,就必须研究古尔文地质。 地下水的来源很复杂,有源于地球深部的初生水和再生水;也有源于地球外部的大气降水、地表渗入水、沉积水和古代渗入水等。这些地下水在不同类型的储集层中,其运动规律受不同时期的水文地质条件所制约。     

川东、南地区阳新统缝洞储层识别

川东、南地区阳新统缝洞储层识别是一难题。本文通过测井与地质资料的分析,认为储层测试成功率较低的主要原因是不均一灰岩层的干扰,提出了综合地质和测井资料排除这些干扰层的措施;总结了储层识别的标志;建立了识别储层的定量方程。     

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。     

川南东部地区阳新统的地层破裂压力预测

碳酸盐岩裂缝性地层破裂压力定量预测目前仍是一道非常复杂的难题。文章应用水力压裂力学原理，紧密结合川南东部地区阳新统碳酸公岩地层特征，探讨了该地区的地层破裂压力机理，认为该区大部分压裂酸化井人工压裂缝是在自然垂缝上延伸扩展，破裂压力近似等于其垂缝延伸压力。在水平挤压应力和扭剪应力作用下，岩体抗张强度主要受地层破碎系数和应力强度指数控制，文章建立了预测地层破裂压力的物理一数学模型，确定岩体视抗张强度，进而对地层破裂压力进行预测。经实际破裂压力资料验证，绝对误差最大５．０ＭＰａ，一般小于３．０ＭＰａ；相对误差最大５．０％，一般小于２．０％。     

四川威远地区构造应力场模拟及阳新统裂缝分析

本文应用有限元分析方法，对四川威远地区阳新统的古造应力场及应变场进行初步探讨，在此基础上，分析阳新统的裂缝分布，指出本区阳新统天然气勘探的三个远景区，其中之一已初若干勘探成果证实。     

鸡西盆地下白垩统天然气地质条件

鸡西盆地煤田开发历史较长,但油气地质条件研究尚处在起步阶段,对盆地油气地质条件和勘探前景进行系统分析,对大庆外围战略选区具有重要的意义。对盆地内煤岩和暗色泥岩烃源岩的显微有机组分、有机地化指标进行实验室测试分析,结果显示：煤层壳质组含量很低,镜质组含量普遍大于70%,有机质演化均达到“低-中成熟”阶段;暗色泥岩有机碳含量很高,但烃类转化率较低,有机质演化已经达到成熟阶段;两者的有机质类型以腐殖型为主。据此认为盆地生油条件差但生气条件好。盆地煤层平均孔隙度为2.5%,砂岩孔隙为中-低孔低渗细喉道型,可以作为较好的天然气储层。实验数据显示凝灰岩的突破压力平均为243.4×10⁵ Pa,穆棱组泥岩的突破压力为900×10⁵ Pa,可以作为较好的盖层。依据煤田探采资料编制了盆地烃源岩等厚图,结合鸡西盆地沉积、构造特征分析认为：盆地有较好的天然气勘探潜力和生储盖组合条件,最易形成地层和岩性圈闭;北部坳陷的西鸡西-东海深部区间带和南部坳陷的穆棱矿-荣华区间为勘探的首选有利区带。     

川南阳新统天然气不是运移来的煤成气——兼向戴金星老师请教

本文根据以下地质事实,认为川南阳新统天然气不是由上二叠统运移来的煤成气:(1)同井或同一构造,阳新统原始地层压力高于乐平统;(2)成岩等资料说明,东吴运动最终未能向乐平煤成气提供运移、聚集空间;(3)九种气组分判别分析表明,阳新、乐平两气藏天然气不是出自同一气源。阳新统天然气具有“六高一低”的特征。     

川中高磨地区中二叠统栖霞组天然气成藏条件及过程

川中高磨地区中二叠统栖霞组作为继寒武系产层之外重要的接力层系,近年来获得了较大的勘探突破。基于该区栖霞组岩心薄片观察、天然气地球化学分析、流体包裹体测温分析等,开展川中高磨地区栖霞组油气成藏地质条件研究,同时结合区域埋藏—热演化史恢复结果,明确栖霞组成藏主控因素,揭示栖霞组油气成藏演化过程。研究结果表明,川中高磨地区栖霞组成藏条件较好,具体表现为：(1)栖霞组白云岩储层孔、洞、缝发育,纵向上呈薄层多期叠置的特征;(2)天然气以下寒武统优质烃源岩供烃为主,伴有部分中二叠统烃源岩,志留系龙马溪组烃源岩在研究区南部有一定的贡献,为油气藏形成提供物质基础;(3)东西向走滑断裂为天然气垂向输导提供有利通道,建立源储联系,利于富集成藏;(4)高磨地区栖霞组气藏现今表现为构造背景下的岩性气藏,气藏的形成经历了印支期古油藏→燕山期古气藏→现今气藏的演化过程,研究区在整个过程中没有较大的调整改造,表现为原位富集,高效成藏的特点。     

川东南官渡地区构造演化与上三叠统-中侏罗统陆相致密砂岩油气成藏关系

致密砂岩气藏已逐渐成为国内外石油地质界研究和勘探的热点，而且目前研究重点基本在与构造作用关系不明显的“深盆气”。而近年来官渡构造带相继在陆相上三叠统须家河组及中侏罗统下沙溪庙组致密砂岩中获得工业天然气及油流，官渡地区发现的致密砂岩油气藏就与深盆气藏分属不同的两种类型。该区处于川东南构造复合叠加区，构造特征较为复杂，通过对气藏及油藏特征分析，结合构造演化特征，认为陆相致密砂岩油、气成藏受三次构造复合叠加作用控制，伴随发育的裂缝系统及气源断裂是油气成藏关键因素。     

川东南地区下三叠统飞仙关组层序地层与鲕滩展布特征研究

在川东南地区,以层序地层学原理为指导,通过综合分析野外露头剖面和钻井等资料,分析了飞仙关组和鲕滩的发育特征。飞仙关组发育完整,可以识别出两个三级层序底界面,均为Ⅱ型层序的岩性、岩相转换面。第1层序海侵期主要发育混积陆棚环境,从第1层序高位期开始研究区进入碳酸盐岩台地演化阶段,鲕粒滩开始发育。第1层序高位期至第2层序高位早期,主要为开阔台地沉积环境,灰岩和鲕粒灰岩为主要岩石类型;第2层序高位晚期,沉积局限台地环境的紫红色泥页岩、白云岩夹石膏层。鲕粒滩主要发育于第1层序高位期和第2层序高位早期。第1层序高位期鲕滩呈北西—南东向展布,第2层序高位早期鲕滩则为北东—南西向展布。鲕粒滩分布以第2层序高位早期较佳,为潜在的最有利勘探层位。     

川中地区上三叠统天然气成藏机理

川中地区上三叠统是一套自生自储的成藏系统。在油气成藏条件分析基础上，结合区域构造演化特征探讨了该区油气的运聚成藏机理。研究认为，川中地区上三叠统在燕山期持续沉降埋藏过程中，烃源岩在压实作用和超压微裂缝作用下排烃到邻近储层，储层中油气主要在浮力作用下近距离运聚成藏。在喜山期地层大幅度抬升和剥蚀作用过程中，尽管烃源岩的生烃和排烃作用趋于停止，但是储层中残余天然气的卸压膨胀作用和水溶气的脱溶作用仍可继续向圈闭充注大量的游离相的天然气。     

四川内江～铜梁地区阳新统缝洞带地震勘探新成果

本文利用数字地震勘探资料进行多种特殊处理和精细解释,查明了内江～铜梁地区二叠系阳新统的构造细节,并对其缝洞发育带进行了横向预测。用预测成果拟定了9口探井,获气成功率达88.7％。因此,用构造与缝洞带预测成果相结合部署探井,是提高勘探成功率的重要途径。     

川西南部地区上三叠统天然气勘探技术研究

在归纳、总结、深化研究川西南部地区上三叠统数十年油气勘探经验、技术和方法的基础上,形成了适用于该区天然气勘探的技术系列,包括气藏地质综合评价技术、构造圈闭识别技术,储层测井评价技术、地震储层预测技术、储层增产改造技术、地质随钻跟踪技术等,在莲花山—张家坪、灌口地区应用取得良好效果,为新区新层的发现和提高气井成功率提供了技术保障。这些技术系列的形成,与勘探战略、勘探思路的创新密不可分。     

川西地区中三叠统雷口坡组天然气勘探潜力

四川盆地西部地区中三叠世雷口坡期蒸发膏盐湖盆主要分布在邛崃-成都-德阳一带,发育多套碳酸盐岩、石膏、硬石膏岩及盐岩的沉积旋回,油气勘探实践证实,蒸发岩沉积旋回与油气的生聚成藏关系密切。为分析该盆地雷口坡组的天然气勘探潜力,从气源分析、蒸发岩盆地生烃机理、盆地模拟研究3个方面,论证了川西地区雷口坡组局限-蒸发台地深水澙湖相沉积的富藻碳酸盐岩具有成为大中型气田主力烃源岩的有利条件,估算雷口坡组天然气的资源量介于9 839×10⁸～1.201×10¹² m³。结合储层条件、成藏条件等的分析成果,认为雷口坡组发育台缘滩和台内滩裂缝-孔隙型储层,其顶部发育碳酸盐岩风化壳岩溶型优质储层;风化壳岩溶型储层的发育与雷口坡组在“暴露”“深埋”两大阶段中发生的后生成岩作用有关。结论认为：该区雷口坡组具有形成大中型气田的资源条件,在川西坳陷中央的新场构造带,龙门山前鸭子河隐伏构造带及成都、梓潼凹陷周缘斜坡区,雷口坡组天然气成藏条件优越,勘探潜力巨大。