下扬子地区古生界海相碳酸盐岩层序地层发育模式及储层预测

以层序地层学、沉积学等理论、方法为指导,以野外露头资料为主,综合应用钻井、测井等资料对下扬子地区古生代海相地层进行了研究。在野外考察过程中识别出代表四种类型层序边界的不整合面,即隆升侵蚀型不整合、海侵上超型不整合、水下侵蚀型不整合和暴露侵蚀型不整合。此外,还识别出4种类型的凝缩段,即震旦系的煤层,志留系、石炭系高骊山组的页岩,奥陶系的薄层白云岩以及石炭系的薄层灰岩。根据这些界面标志,共划分出11个二级层序,建立了下扬子区层序地层格架。在此基础上,根据下扬子地区古生界野外露头剖面所确定的岩性、岩相、沉积构造等沉积标志特征,确定了下扬子地区古生界发育3种沉积体系类型,即大陆沉积体系,海陆过渡沉积体系和海洋沉积体系。最后结合区域性大地构造背景及前人研究成果,对本区的盆地性质及演化进行了研究,并分别建立了研究区震旦纪-晚奥陶世、泥盆世和石炭纪两坳夹一隆型的克拉通盆地层序模式、晚奥陶世末到晚志留世的前陆盆地层序模式和中、晚奥陶世、晚二叠世-中三叠世的被动大陆边缘盆地层序模式,总结了其各自的层序发育特征,明确了研究区不同类型背景的层序的储层的发育特征。     

桩海地区下古生界古潜山碳酸盐岩储层非均质特征及成因

桩海地区下古生界潜山碳酸盐岩储层表现出极强的非均质性。主要表现为储集空间构成、储层与非储层配置关系和储集能力等方面。研究表明,岩性是研究区储层非均质性的基础;早期的溶蚀孔隙和潜山内幕储层与多级不整合面古岩溶作用密切相关;深埋藏溶蚀作用对碳酸盐岩次生孔隙的后期溶蚀及太古界与下古生界统一油水界面和二者相同的溶蚀特征的形成具重要影响;构造运动和埋藏溶蚀作用则能够合理解释下古生界古潜山带"上缝下洞"的储集空间分布特征及下古生界井段泥浆放空与标准风化壳模型中的孔隙度模式不匹配情况;地层条件下压力和温度对碳酸盐岩储层物性的影响导致研究区白云岩储集能力远高于灰岩。     

下扬子区下古生界油气地质条件评价

下扬子区下古生界烃源岩发育,有机质热演化程度高,储盖条件良好,具有形成大型天然气藏的有利地质条件.虽然印支运动对下扬子海盆沉积实体构造改造严重,对油气藏有一定程度的破坏作用,但是由于下志留统高家边组巨厚泥岩的封闭覆盖,下古生界油气藏的保存条件优越,从而在油气勘探领域的评价方面,下古生界明显优于上古生界及海相中生界.     

中扬子地区海相碳酸盐岩储层类型和特征

中扬子地区上震旦统至中三叠统主要为一套海相碳酸盐岩沉积，厚度６０００～１００００ｍ。本文在沉积学和成岩作用研究的基础上，利用大量地面和井下资料，论述了中扬子地区海相碳酸盐岩储集岩类、储集空间类型、储集空间组合特征和储层类型，探讨了控制本区储层发育的主要因素，如胶结作用、白云石化作用、溶解作用和充填作用等，最后对区内各储集层段进行了评价。     

江苏下扬子区中—古生界盖层突破压力特征

江苏下扬子区震旦系—第三系发育多套盖层,包括寒武系下统幕府山组、志留系下统高家边组、白垩系上统浦口组区域性盖层等。泥岩盖层的突破压力主要受泥岩孔隙中微孔隙和小喉道分布的控制;统计表明,盖层的突破压力随埋深的增加先是由小变大,埋深继续增加又由大变小,说明突破压力受成岩演化控制。利用吸附法获得的吸附—脱附等温线来测定微孔结构的研究表明,盖层突破压力的变化与泥岩在不同演化阶段的微孔隙结构有关。在较低的演化阶段,泥岩具有孔隙型毛细孔结构特征,在压实作用下,孔隙度逐渐变小,突破压力不断增加。当到达较高演化阶段时,泥岩脆性增加,在地应力作用和抬升作用下,产生微裂隙,突破压力不断变小,封盖能力逐步降低。     

中下扬子区海相中—古生界烃源岩评价与潜力分析

依据新建立的有效烃源岩评价标准,对中下扬子区中-古生界的烃源岩进行了评价,分析了烃源岩的分布层位和岩性,详细论述了各层位烃源岩的特点,提出了烃源岩分布的有利层位和有利区块.中下扬子区震旦系-三叠系可划分为上震旦统陡山沱组、下寒武统、上奥陶统顶部五峰组-下志留统底部、下二叠统、上二叠统和下三叠统共6套主力烃源岩.其中下寒武统、上奥陶统顶部五峰组-下志留统底部和下二叠统烃源岩在中、下扬子区都有分布,面积广泛,为区域性主力烃源岩;上震旦统陡山沱组烃源岩在局部发育,上二叠统和下三叠统烃源岩在下扬子区分布,这3套烃源岩属地区性主力烃源岩.中扬子区下志留统、下三叠统烃源层生烃量以石柱-万县复向斜最大,利川复向斜的生烃强度最高.上震旦统-奥陶系烃源层以宜都-鹤峰复背斜的生烃量最大,花果坪复向斜的生烃强度最高.下扬子区烃源岩的二次生烃作用明显,白垩纪-新近纪部分层系仍然是有效烃源岩.     

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别

在电成像测井资料分析基础之上,将鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层划分为溶蚀孔洞型、裂缝型、溶蚀孔洞—裂缝型、洞穴型、洞穴—裂缝型储层5类。并对这5类储层常规测井响应特征做了总结,分析认为溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞—裂缝型储层含气性最好。针对复杂孔隙结构碳酸盐岩气层识别困难的问题,本文提出了4种识别气层的方法,应用效果表明,单因素测井参数交会图识别气层能力有限,复合参数交会图能够较准确的识别出气层,可以进一步推广应用。     

苏北南部、句容地区中、古生界构造特征

下扬子区海相地层建造分为陆缘海、陆表海两大阶段、四个沉积旋回。后期经历强烈挤压、削蚀夷平、重新埋藏、拉张切割、晚期抬升5种改造作用，形成两套形变层、6个地震可识别的不整合构造面。古生界早期构造样式以夷平的褶皱-冲断推覆构造为主，晚期变成反转-掀斜的褶皱-冲断推覆构造，平面上发育多个褶皱-冲断带，构造抬升幅度由外向内依次变小。印支面构造以“断裂、断鼻（断块）、单斜”为特色。在构造区划和综合分析基础上指出了今后勘探有利区带。     

碳酸盐岩储层裂缝方向的识别

根据浅海多旋回碳酸盐岩潮坪相的分析结果，得克萨斯州温克勒县Ｋｅｙｓｔｏｎｅ油男的二叠系Ｓａｎ Ａｎｄｒｅｓｓ组信集层可分成３个大的地层单元和１２个流动单元。这些岩层在已完全被白云化和被硬石膏和石膏所胶结。原始原油地质储量在横向上和纵向上的分布已绘制成图。大多数油气资源分布在上部５个流动单元，这５个上部流动单元的原始原油地质储量分布图表明油气最富集区位于研究区中心。     

下扬子区中、古生界变形结构分区

根据滑脱层和变形结构的组合形式,提炼出苏北-南黄海北部基底滑脱冲断-反转型(Ⅰ)、南黄海中央隆起型(Ⅱ)、苏中南黄海中南部冲断-反转型(Ⅲ)、苏南-南黄海南部志留纪滑脱推覆型(Ⅳ)、皖南-浙西勿南沙基底滑脱冲断型(Ⅴ)、江南隆起厚皮变形型(Ⅵ)、张八岭-里岩厚皮变形型(Ⅶ)等7种一级变形结构组合类型;根据滑脱面上下构造...     

中上扬子北缘中古生界海相烃源岩特征

中上扬子北缘中古生界海相层系有机地球化学剖面的研究表明,中古生界海相层系烃源岩主要发育于下寒武统、上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组底部和二叠系。其中下古生界烃源岩以泥质岩为主,有机质丰度高,有机质类型好,多属好—最好的烃源岩;上古生界(P)烃源岩以碳酸盐岩为主,泥质岩为辅,前者有机碳一般<1%,多属较好的烃源岩,后者有机质丰度高,多属好—最好的烃源岩;二叠系碳酸盐岩和泥质烃源岩有机质类型复杂多样,以Ⅱ₁型为主。3套烃源岩热演化程度普遍较高,等效镜质体反射率R_o一般>2.0%,区内油气结构以天然气为主。烃源岩可溶有机质有机地球化学特征研究表明,下古生界烃源岩正构烷烃呈单前峰型,而二叠系烃源岩正构烷烃有3种类型。在甾、萜烷生物标志化合物方面,二叠系烃源岩以较低的C₂₁三环萜烷/C₂₃三环萜烷、C₂₇规则甾烷/C₂₈₊₂₉规则甾烷等为显著特征而区别于下寒武统烃源岩,五峰组—龙马溪组烃源岩则介于其间。     

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别

在电成像测井资料分析基础之上,将鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层划分为溶蚀孔洞型、裂缝型、溶蚀孔洞-裂缝型、洞穴型、洞穴-裂缝型5类储层。并对这5类储层常规测井响应特征做了总结,分析认为溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞-裂缝型储层含气性最好。针对复杂孔隙结构碳酸盐岩气层识别困难的问题,提出了4种识别气层的方法,应用效果表明,单因素测井参数交会图识别气层能力有限,复合参数交会图能够较准确地识别出气层,可以进一步推广应用。     

靖边下古生界气藏马五段碳酸盐岩储层综合评价

靖边下古生界气藏典型的低渗、低丰度、低产的地质状况,给碳酸盐岩储层的综合评价工作带来了难度。分别从岩性特征,沉积微相特征,成岩作用等角度对储层进行了单因素分类分析,通过优选参数、计算平均值、计算单项参数评价分数、确定权重系数,建立了碳酸盐岩综合评价体系。通过该体系对于下古生界马五段碳酸盐岩储层进行了有效而全面的评价,评价结果符合该地区的客观实际,对于类似的碳酸盐岩储层评价具有借鉴意义。将靖边下古气藏马五段碳酸盐岩储层分为4类,其中马五1 1、马五3 1、马五2 2共3个溶蚀孔洞和构造裂缝发育的层位,证实其将成为重要的目的层和天然气富集有利区。     

中扬子区海相油气勘探突破点的选择

中扬子区海相地层厚达10000m，经过40多年的研究与勘探，至今未取得实质性突破。文章采用烃源条件和保存条件有利区叠合选择区块，用圈闭条件和储集条件有利点叠合选择靶点的方法，在中扬子区选择了几个勘探突破点，提出了把花果坪复向斜中部、桑植石门复向斜中北部等作为勘探突破点的建议。     

中扬子区海相地层油气源对比方法探讨

中扬予区海相地层地表油苗显示丰富，对不同演化程度下的油、碳沥青、天然气采用不同的油气源对比方法进行研究，其中油源对比以生物标志化合物中芳烃质谱较好；固体沥青与源岩对比主要采用有机碳同位素分析、微量元素对比分析；而气源对比则以气体组份特征、气体组份烃同位素系列、nC6^＋浓缩轻烃组成分析效果较好。对比结果表明它们均来自于不同的海相烃源岩，其中既有自生自储的，又有上生下储、上下生中间储的，而天然气则多以多源混合气为主。     

中扬子区海相地层油气源对比方法探讨

中扬子区海相地层地表油苗显示丰富,对不同演化程度下的油、碳沥青、天然气采用不同的油气源对比方法进行研究,其中油源对比以生物标志化合物中芳烃质谱较好;固体沥青与源岩对比主要采用有机碳同位素分析、微量元素对比分析;而气源对比则以气体组份特征、气体组份烃同位素系列、nC_6~+浓缩轻烃组成分析效果较好。对比结果表明它们均来自于不同的海相烃源岩,其中既有自生自储的,又有上生下储、上下生中间储的,而天然气则多以多源混合气为主。     

中国上扬子区下古生界页岩气形成条件及特征

从露头、钻井、岩心等资料出发,以沉积、地球化学、储层及含气性等为重点,对上扬子区下寒武统筇竹组和下志留统龙马溪组页岩气形成的地质条件与特征进行了初步探索,指出上扬子区早古生代的浅海-深水陆棚沉积环境控制了筇竹组、龙马溪组富有机质黑色页岩的发育与分布,深水陆棚沉积中心黑色页岩厚度最大;黑色页岩有机碳含量(TOC)普遍较高,平面上富有机碳黑色页岩(TOC2%)与深水陆棚相分布一致,纵向上富有机碳黑色页岩集中发育在各组的中下部-底部,连续厚度约30～50 m,有机碳含量在4%以上;黑色页岩脆性矿物丰富、含量大,粘土矿物单一、无蒙脱石,与美国产气页岩相似;基质孔隙、微裂缝发育,成丝状、网状及蜂窝状分布,岩心实测孔隙度为2%～16%,具有较好的孔、渗能力;黑色页岩钻井气显示活跃,岩心含气量在最低工业开发含气门限之上,等温吸附模拟甲烷吸附能力强,综合含气性特征与北美产气页岩类似。总体认为,中国上扬子区下古生界筇竹寺组、龙马溪组具有优越的页岩气形成地质条件,是较现实的页岩气勘探开发领域。     

苏皖下扬子区下古生界油气勘探潜力分析

从苏皖下扬子区下古生界油气勘探现状入手，分析勘探潜力后，明确了该区存在稳定的构造，三叠系、上古生界分布比较广泛，下古生界“二次生烃”与晚期成藏配套等有利条件。针对经历了多期成烃、成藏演化，地质规律非常复杂的技术难点，探讨对策，明确下步工作思路，指出今后勘探方向。     

烃源岩矿物组成特征及油气地质意义——以中上扬子古生界海相优质烃源岩为例

系统分析中上扬子古生界3套海相优质烃源岩矿物组成及其影响因素,探讨烃源岩矿物组成所蕴含的油气地质意义。中上扬子古生界下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组、上二叠统大隆组优质烃源岩具有相似的矿物组成,主要为硅质型泥页岩,黏土矿物含量低,而上二叠统龙潭组烃源岩矿物组成变化较大。约65%的烃源岩样品中石英含量大于70%,黏土型泥页岩主要发育在龙潭组。海相烃源岩矿物组成的差异主要由沉积环境所致,同时受生物沉积作用、热演化成熟度的影响。矿物组成是导致烃源岩生烃模式和排烃能力差异的因素之一。牛蹄塘组、五峰组-龙马溪组、大隆组优质烃源岩富脆性的硅质矿物而低黏土矿物,有利于页岩气的开采,但较低的黏土矿物含量对泥页岩吸附气能力是一种制约因素;龙潭组页岩气勘探应根据其矿物组成的变化在不同区域分别对待。图11表1参65     

下扬子区上古生界构造作用与油气保存条件分析

基于中、新生代构造形变对下扬子地区海相地层及上覆盖层的影响,应用整体构造框架下的宏观保存体系评价思路,通过研究构造演化与隆升剥蚀、断裂构造作用、岩浆活动、水文地质条件、盖层的有效性等,对该区上古生界油气宏观保存条件进行了评价。(1)下扬子区上古生界油气保存条件地区差异性明显,具有"南北分带,东西分块"的特点;(2)下扬子区油气保存条件分为3类:句容—黄桥地区、海安凹陷中北部为Ⅰ类(有利)保存区;苏北盆地(东台—大丰地区、射阳地区、宝应—金湖南地区、姜堰—海安地区)、苏皖南地区(无为地区、望江—潜山地区、句容—常州地区)为Ⅱ类(较有利)保存区;下扬子其他地区为Ⅲ类(差)保存区。