四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明：(1)四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。(2)研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。(3)研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地...     

四川盆地东部中二叠统茅口组沉积与层序地层特征

川东地区中二叠统茅口组碳酸盐岩发育。通过详细观察钻井岩心、野外露头剖面,综合分析测井、录井资料,结合茅口组区域沉积背景,对该区的沉积特征进行了分析。结果表明:该区茅口期主要为浅水型碳酸盐岩开阔台地相沉积,发育深水开阔海、浅水台内滩及较深水滩间海等沉积相带。运用层序地层学方法,确立了该区层序关键界面的识别与划分标志,即隆升侵蚀不整合和海侵水淹没不整合2种层序界面。据此将茅口组划分为3个三级层序,分析了各体系域特征,建立了该区中二叠统茅口组层序地层格架。层序样式以TST(海进(海侵)体系域)大于HST(高水位体系域)为主,说明茅口期具有缓慢海侵、快速海退的特点,层序横向对比良好,川东地区在该期为一稳定的碳酸盐开阔台地沉积;受茅口期末东吴运动地壳强烈抬升影响,PSQ3期层序遭到不同程度剥蚀,保存不完整,局部地区甚至缺失HST期。     

岩溶古地貌恢复及油气地质意义——以四川盆地泸州地区中二叠统茅口组为例

文中基于钻测井、薄片及地震等资料的综合分析,结合区域沉积构造背景,对川南泸州地区中二叠统茅口组顶部进行岩溶古地貌恢复、动态演化过程分析以及油气地质意义的探讨。选用残厚法恢复茅口组顶部岩溶古地貌,并划分出岩溶台地、斜坡和洼地,以及溶丘、浅洼等地貌单元。结果显示,岩溶洼地地层保存最为完整,岩溶台地普遍剥蚀茅四段、局部影响至茅三段顶部,岩溶斜坡的地层剥蚀程度介于洼地与台地之间。研究表明：中二叠世末,东吴运动引发的地壳抬升促使全区形成泸州古隆起雏形,进而导致区内茅口组地层普遍遭受剥蚀,且剥蚀程度由古隆起核部向两翼逐渐减弱,并由此形成茅口组顶部“北东高、西南低”的古地貌格局;晚二叠世初期,受峨眉山玄武岩喷发影响,龙潭组沉积前的古地貌演变为“西南高、北东低”格局。结合区内油气显示及生产测试资料,指出了岩溶斜坡为最有利的勘探区域。     

川中高石梯—磨溪地区中二叠统茅口组岩溶发育特征与岩溶古地貌恢复

四川盆地中二叠统茅口组作为四川盆地天然气重要的产层之一,其风化壳岩溶储层的贡献至关重要。通过对岩心、测井、钻录井、地震等资料分析,明确了川中高石梯—磨溪地区茅口组风化壳岩溶发育特征。在此基础上选定茅二段底面为恢复基准面,采用残厚法恢复高石梯—磨溪地区茅口组岩溶古地貌,并依据现代岩溶理论、区内微地貌形态及组合特征,对高石梯—磨溪地区茅口组岩溶古地貌单元进行划分,分析各类岩溶古地貌特征与岩溶储层关系,研究结果表明：(1)高石梯—磨溪地区茅口组顶部普遍存在缺失情况,并与上覆地层呈不整合接触关系,发育各种溶蚀现象,在钻录井、测井与地震上响应特征明显;(2)高石梯—磨溪地区岩溶古地貌可划分为岩溶缓坡和岩溶洼地两种二级岩溶地貌单元,以及峰丛洼地、峰丘洼地、丘丛垄脊沟谷等9种三级岩溶地貌单元;(3)高石梯—磨溪地区不同地貌类型岩溶发育条件差异大,其中岩溶缓坡具有发育规模岩溶储层的条件,尤其在岩溶负地形周围,溶蚀及保存条件优越,优质岩溶储层更为发育,是下一步的重点勘探区域。     

四川盆地中二叠统茅口组沉积相分析

在对四川盆地中二叠统茅口组野外剖面和钻井剖面详细研究的基础上,结合测井、地震等资料和前人的研究成果,对四川盆地中二叠统茅口组沉积相进行了分析,将中二叠统茅口组确定为碳酸盐岩台地沉积体系,进一步可划分为浅水开阔台地、较深水开阔台地、台地边缘浅滩和台地前缘斜坡等相类型.浅水开阔台地相包括台内滩和潮下亚相,台地边缘浅滩包括生...     

四川盆地中二叠统茅口组天然气勘探

四川盆地的茅口组具有阳新统和志留系两套较好的生油层,是盆地的主要产气层之一。储集空间为孔、洞、缝,特别是东吴运动后产生的表生期古岩溶形成的溶蚀洞穴,在茅口组既多且大,在泸州古隆起区已于99口井中钻遇,钻遇率为9.94%,加上井中重复钻遇,钻遇率达11.35%。放空厚度一般在0.1～1.0m之间,最厚可达3.95m,并不受构造和地域限制,即使是向斜也有放空,勘探领域远较构造圈闭宽广。经开发证实,古岩溶气藏累计采气较好,连通裂缝气藏一般皆好,古岩溶形成的缝洞网络与连通裂缝形成的网络相互交织则最好,应加强地震反射资料的研究,以寻找这种网络系统。     

四川盆地中二叠统茅口组地层缺失量计算及成因探讨

碳酸盐岩地层剥蚀量不仅可以反映岩溶地貌,而且还能间接反映碳酸盐岩岩溶储层的发育特征。针对四川盆地中二叠统茅口组顶部地层缺失量及成因不清的问题,在定性分析地层缺失特征的基础上,根据4口典型井茅口组的自然伽马测井曲线的频谱变换、旋回特征分析,识别出曲线中的米兰科维奇旋回信息,进而采用米兰科维奇旋回法定量计算了该地层的剥蚀量并探讨其缺失成因。结果表明:(1)茅四段仅在宜宾—雅安—江油地区和石柱地区残存,在其余地区则普遍缺失,并且表现为由川南—川中—川北地区地层缺失强度逐渐加大;(2)茅口组地层缺失量介于0~200 m,其中川西南、川东北地区缺失厚度介于0~60 m,川南、川中、川北等地区地层缺失厚度介于140~200 m;(3)茅口期末的地层剥蚀是由冰期海平面下降侵蚀所致,川北地区海平面下降幅度较大;(4)中二叠统岩溶地貌继承了西南高东北低的沉积特征,岩溶地貌从川西南—川中—川北地区,由侵蚀高地逐渐过渡为岩溶上斜坡和岩溶下斜坡,与吴家坪期西南高东北低的沉积特征一致。结论认为,采用米兰科维奇旋回法计算碳酸盐岩地层剥蚀量结果可靠、方法有效,可用于其他盆地海相地层缺失量的恢复研究。     

四川盆地中二叠统茅口组储层形成与古构造演化关系

以钻井与测井资料、盆地基干地震剖面及区域地质资料为基础,开展了四川盆地中二叠统茅口组储层发育特征及主控因素分析,系统讨论了古构造演化与茅口组沉积地貌、岩溶地貌及白云石化带之间的关系,预测了储层发育有利区带。研究认为,加里东运动奠定了中、下二叠统沉积前的基本地貌格局,而峨嵋地幔柱隆升作用则持续影响了整个二叠纪的古地貌演化,使四川盆地西南部成为继承性古地貌高带。该区既是茅口组高能滩体发育的沉积地貌高带,也是茅口组顶部风化壳岩溶古地貌高地。峨眉地裂运动的构造张裂活动,为茅口组在早期滩体沉积或岩溶改造的基础上,叠加多期次白云石化及溶蚀作用提供了热液及酸性成岩流体的运移通道,在很大程度上控制了盆内茅口组白云岩储层的分布。     

四川盆地西北部中二叠统茅口组岩相古地理、古岩溶地貌恢复及其油气地质意义

基于野外剖面、地震、测井及钻井等资料分析,结合大地构造背景,对四川盆地西北部(简称川西北)地区中二叠统茅口组岩相古地理及古岩溶地貌特征进行恢复并探讨其油气地质意义。研究表明,川西北地区茅口组可进一步划分为LSC1、LSC2、LSC3共3个长期旋回,分别对应茅一段、茅二段、茅三段。受上扬子地块北缘勉略古洋盆扩张所形成的伸展构造及地幔柱隆升产生的基底断裂控制,在北西西及北东方向产生构造分异,沉积基底自北向南呈幕式沉降,导致茅一段—茅三段沉积体系由碳酸盐台地逐渐演变为台地-斜坡-广海陆棚共存的特征。根据残余厚度恢复出岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地等古岩溶地貌单元,岩溶地貌单元是在沉积地貌基础上继承性发展形成的。沉积相及古岩溶地貌对于油气储集具有重要意义,高能滩与溶丘组合、台缘斜坡与岩溶斜坡组合是川西北地区茅口组最优质的储集区带组合类型,将优质储集相带叠合古岩溶地貌,对这两类储集区带平面展布特征进行预测。研究结果将为四川盆地中二叠统茅口组勘探部署提供新的思路与借鉴。图15表1参37     

四川盆地西北部中二叠统茅口组岩相古地理、古岩溶地貌恢复及其油气地质意义

基于野外剖面、地震、测井及钻井等资料分析,结合大地构造背景,对四川盆地西北部(简称川西北)地区中二叠统茅口组岩相古地理及古岩溶地貌特征进行恢复并探讨其油气地质意义.研究表明,川西北地区茅口组可进一步划分为LSC1、LSC2.LSC3共3个长期旋回,分别对应茅一段、茅二段、茅三段.受上扬子地块北缘勉略古洋盆扩张所形成的伸...     

四川盆地北部中二叠统茅口组碳酸盐岩溶蚀模拟实验与岩溶层组特征

四川盆地北部中二叠统茅口组岩溶储层发育,是该区重要储层类型之一。基于野外露头、钻井岩心资料,采用宏观与微观结合的方法,根据薄片鉴定、扫描电镜、主微量元素等资料、辅于溶蚀模拟实验等技术方法,对四川盆地北部茅口组岩溶层组特征进行了研究。该区茅口组一段以泥质灰岩、生屑泥晶灰岩为主,酸不溶物含量较高;茅二段、茅三段以泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩为主,酸不溶物含量较低。溶蚀模拟实验结果表明,碳酸盐矿物类型、化学成分等是影响茅口组岩石可溶性的主要因素,样品溶蚀速率、溶液离子浓度及微观溶蚀变化特征均表现为生屑灰岩＞泥晶灰岩＞白云岩＞泥质灰岩。茅口组岩溶层组类型可划分为2类3型9亚型,不同岩溶层组类型岩溶作用条件、岩溶化程度不同,缝洞型岩溶储层发育规模也存在差异。     

四川盆地东部地区中二叠统茅口组白云岩储层特征及其主控因素

四川盆地东部(以下简称川东地区)中二叠统茅口组"似层状"白云岩储层天然气勘探获得了重大发现,但对该层位白云石化的成因和分布一直未能达成共识,制约了该区的天然气勘探部署。为了明确该区茅口组下一步的天然气勘探方向,基于岩心和露头样品的岩相学及地球化学特征分析,研究了茅口组白云岩储层的特征、成因及主控因素,建立了白云岩发育模式。研究结果表明:①川东地区茅口组白云岩纵向上主要发育于茅三段中下部,多呈层状、似层状产出,岩性主要为细—中晶云岩、硅质云岩、生屑云岩等,储层物性较好,主要发育孔隙、热液溶蚀缝洞系统两类储集空间;②该区茅口组基质云岩与鞍状云岩的微量元素及其含量、锶同位素比值及包裹体均一温度均存在着差异,表明两类白云岩的形成流体或期次相差较大,早期热水沉积形成基质云岩,晚期受热液溶蚀改造形成缝洞充填的鞍状云岩;③该区茅口组白云岩发育分布受生屑滩、热水沉积和基底断裂的联合控制,其中生屑滩是白云岩储层发育的基础,热水沉积形成了早期层状基质云岩,基底断裂为后期富镁热液流体提供了运移通道、改善了储集性能。该研究成果有助于深化对川东地区茅口组白云岩储层的认识。     

四川盆地东部中二叠统茅口组白云岩及云质硅岩储层特征与发育规律

四川盆地东部中二叠统茅口组发育了独具特色的白云岩及云质硅岩类储层,主流观点是“断控热液”成因,但勘探多有落空,说明需要重新认识。通过盆地周缘露头剖面和盆内钻孔资料的系统对比分析,研究了储层特征与发育规律。结果表明,储层岩石类型主要包括晶粒白云岩、硅质白云岩和云质硅岩,它们的分布与岩溶系统有关,在纵横向上展布不稳定。其中,晶粒白云岩主要位于岩溶系统周缘,储集性能差,相比而言,硅质云岩及云质硅岩主要位于岩溶系统内部,储集性能好。储层发育遵循“相控岩溶”的规律,颗粒滩相为储层形成提供了物质基础,早成岩期层控型风化壳岩溶是优质储层形成的关键。热液白云岩化作用有利于储层的保存,硅质热液活动与后期的方解石胶结充填了部分孔隙,最终形成了独具特色的硅质白云岩和云质硅岩储层。据此建议在前期注重“断控热液”型储层的基础上,进一步加强对“相控岩溶”的分析,找准目标。研究认识加深了对四川盆地茅口组碳酸盐岩储层的理解,也可供相似地质背景地区参考。     

四川盆地茅口组风化壳岩溶古地貌及勘探选区

针对四川盆地中二叠统茅口组顶部岩溶古地貌分布特征认识不清的问题,开展了岩溶储层的地质及地球物理响应分析,同时对全盆地200余口探井的茅口组开展了详细的地层对比,在此基础上利用印模法和残余厚度法2种古地貌分析方法开展了茅口组顶部古地貌形态的精细刻画,指出茅口组顶部发育岩溶洼地、岩溶斜坡和岩溶高地3种地貌单元,古地貌具有“三高地、两斜坡、两洼地”的特点,岩溶洼地地层保存基本完整,岩溶高地缺失茅口组四段和部分茅口组三段,岩溶斜坡的地层缺失介于岩溶高地和岩溶洼地之间。突破了前人对茅口组风化壳古地貌存在“两高地”的认识,根据这一新认识并结合烃源岩生烃强度特征将茅口组顶部风化壳岩溶储层划分为4个有利勘探区带。     

四川盆地中二叠统层序地层学研究

以钻井岩心资料为主,结合野外露头剖面和地震剖面资料,对四川盆地中二叠统层序界面及层序地层特征进行了研究,确立了该区层序界面识别标志,建立了四川盆地中二叠统层序地层格架,将该区中二叠统划分为5个三级层序(SQ1-SQ5),平均延时约4Ma。盆地在该时期为稳定的浅海相碳酸盐岩沉积,处于盆地的发育成熟阶段。各层序厚度呈逐步增加趋势,SQ4期沉积厚度最大。层序样式以TSTHST为主,体现盆地层序期内一个缓慢海进—快速海退的过程。从SQ4—HST期开始盆地上升接受剥蚀,至SQ5期剥蚀面积达最大,可延伸至盆地中部。     

四川盆地东部中二叠统茅口组热液白云岩发育模式及对储层的改造

针对四川盆地东部中二叠统茅口组异常白云岩分布,利用岩心岩石学特征描述、地化测试、地震和测井资料综合解释等方法,分析了热液白云岩化作用的识别标志和发育时间,探讨了其成因模式及对储层改造。研究结果表明:不规则白云岩分布、中-粗晶基质白云岩、早期张性裂缝和溶洞中以充填鞍形白云石和石英-鞍形白云石是主要识别标志,白云石流体包裹体均一温度(115～145℃)高于地层温度,偏负的氧同位素值[δ¹⁸O(VPDB)为-5.4‰～-7.1‰],高锶同位素比值(⁸⁷Sr/⁸⁶Sr为0.707 947～0.708 458),是识别热液的主要地化指标。热液白云岩化作用主要发生在张性或扭张性断裂系统附近,其成层性受原始沉积相控制,在断裂破碎带附近灰岩地层也被热液改造。热液改造主要时期是在茅口组经历浅埋藏、抬升暴露岩溶作用和吴家坪组沉积之后的晚二叠世—中三叠世。峨眉山玄武岩喷发为热液提供了热源,断裂、沉积相和热液侵入时间等因素在时间和空间上组合,造就了热液白云岩形成的条件和不同的分布形式。热液白云岩化作用对储层的改造具有复杂性,低渗透性灰岩层热液云...     

四川盆地茅口组岩溶古地貌刻画及油气勘探意义

四川盆地广泛发育岩溶缝洞型储层。为恢复茅口组岩溶古地貌,开展了钻井岩心分析、测井分析和地震资料解释等研究,并对全盆地茅口组地层进行精细划分和对比,通过井震结合、残厚法和印模法精细刻画了茅口组岩溶古地貌特征。结果表明：①茅口组整体具有“西高东低”的岩溶古地貌形态,由西向东可划分出岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地等3个一级地貌单元,细分为残丘、坡地、洼地和沟谷等二级地貌单元;②广元—元坝—达州—奉节一线为岩溶盆地,茅口组残余厚度小于180 m,是在茅口期裂陷槽基础上继承性演变的地貌形态,裂陷槽内发育深水相孤峰段沉积;③蜀南—川中—川北一带为岩溶斜坡,茅口组岩溶作用较为发育,有效岩溶储层保存好,主要分布于岩溶残丘和坡地,而岩溶沟谷内的溶蚀孔洞大多被龙潭组泥质充填;④茅口期的川北剑阁—元坝—龙岗地区处于裂陷槽边缘,为浅水高能台缘滩沉积,为岩溶储层的重要勘探领域。该研究成果为优质岩溶储层勘探指明了方向,具有重要的理论意义和勘探价值。     

四川盆地中二叠统茅口组层序地层特征及其对源储的控制作用

近期在四川盆地西北及中部地区部署的双探1井、南充1井在中二叠统茅口组白云岩及岩溶储层中获得高产工业气流,展示了该区茅口组良好的天然气勘探前景。为研究其层序地层发育特征,采用曲线频谱趋势属性分析技术并辅以钻井及野外露头资料验证,对茅口组进行了层序地层划分,进而建立起全盆地统一的层序地层格架,分析了层序格架内的地层剥蚀特征,在此基础之上,分析了层序对源储的控制作用：①可将茅口组划分为2个三级层序SQ1和SQ2,其中SQ1由茅一段—茅三段构成,SQ2由茅四段构成;②层序地层的对比表明,在盆地范围内茅口组遭受不同程度的剥蚀,存在“三强两弱”剥蚀区,其中川西南、川东局部地区2个弱剥蚀区仅SQ2上部少量遭受剥蚀,而蜀南—川中、川东北、川西北3个强剥蚀区SQ2剥蚀殆尽;③层序格架内烃源岩和储集层的发育部位明显受层序界面控制,能够形成有效储层的颗粒滩主要分布于SQ1的高位体系域,而有效烃源岩则主要分布于SQ1的海侵体系域。结论认为：这一层序划分方法更客观合理,可有效指导该区的油气勘探。     

四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性

四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组都具有良好的油气勘探前景,目前对这2套烃源岩的横向和纵向分布特征还鲜有报道。为此,通过对17口井111块栖霞组和茅口组岩心样品实测总有机碳含量(TOC)的标定,运用分段平均值法,建立了自然伽马测井曲线与烃源岩TOC的关系式,利用该关系式对全盆地117口井的上述2套烃源岩TOC进行了测井评价。结果表明:(1)横向上,栖霞组和茅口组烃源岩在全盆地均有分布,发育以川东地区为最好;(2)茅口组烃源岩在平面厚度、有机碳含量及生气强度等方面均优于栖霞组,前者厚度介于30~220 m,TOC介于0.5%~3.0%,为中等—好烃源岩,而后者厚度介于10~70 m,TOC介于0.5%~2.0%,为差—中等烃源岩;(3)纵向上,栖霞组烃源岩主要分布在栖一段,茅口组烃源岩主要发育于茅一段和茅二c层。结论认为:(1)栖霞组生气强度很低,绝大部分地区小于10×10~8 m~3/km~2;(2)而茅口组生气强度则明显较高,为10×10~8~60×10~8 m~3/km~2且大部分区域都大于20×10~8 m~3/km~2;(3)后者具备形成大型气田的物质基础。     

四川盆地中二叠统茅口组天然气大面积成藏的地质条件

近年来在四川盆地西北部(川西北)、中部(川中)等地区中二叠统茅口组钻获了一批高产气井,展现出该层系良好的天然气勘探前景,但其能否成为该盆地天然气规模勘探的重要层系,还取决于是否具备天然气大面积成藏的地质条件。为回答上述疑问,从烃源条件、颗粒滩分布、风化壳型岩溶储层分布及成因等3个方面开展了研究。结果表明:(1)茅口组缓坡颗粒滩体在广元—广安—重庆以西地区大面积分布,为储层形成奠定了地质基础;(2)全球海平面下降导致的区域性侵蚀面有利于大面积岩溶型储层的形成;(3)下志留统龙马溪组、茅一段—茅二c层及上二叠统龙潭组等3套主力烃源岩与茅口组风化壳岩溶储层构成"三明治式"源—储成藏组合,是天然气大面积成藏的关键。进而分析了茅口组天然气的富集条件,提出了有利勘探方向与目标。结论认为:(1)该盆地茅口组具备大面积天然气成藏的地质条件;(2)侵蚀微古地貌及后期走滑断裂改造控制了该区大型缝洞体的分布,颗粒滩—风化壳岩溶—走滑断裂"三位一体"控制了该区天然气富集高产的有利区带;(3)川中高石梯—磨溪地区走滑断裂发育,茅口组天然气成藏条件良好,是天然气规模勘探的有利地区。