川东地区中二叠统茅口组一段储层特征与形成模式

川东地区中二叠统茅口组一段（茅一段）非常规泥质灰岩储层近期取得重大勘探发现。基于野外露头剖面及钻井岩心观察,通过薄片鉴定、物性分析、X射线衍射、氮气吸附、氩离子抛光扫描电镜、总有机碳含量（TOC）测定、CT扫描以及测井分析等手段,对茅一段泥质灰岩储层及其主控因素进行研究。结果表明,川东地区茅一段主要发育泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩等4种岩石类型以及粒缘孔（缝）、有机质孔、溶孔（缝）、裂缝、滑石收缩孔（缝）等5类储集空间。其中,泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩孔隙度低,有机质含量低,储集性能差;生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩孔隙度高,有机质含量高,储集性能好。茅一段储层受岩相、有机质丰度和成岩作用的综合控制,生屑泥晶灰岩微相和（含）泥质生屑泥晶灰岩微相中的原始孔隙发育好且富含粘土矿物;粘土矿物转化形成的粘土微孔和有机质孔为茅一段主要的储集空间;白云石化作用和溶蚀作用为茅一段提供了部分储集空间。基于此,提出茅一段优质储层发育模式：沉积期,由于原始组构差异,生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩中的原始孔隙发育;中-深埋藏期,海泡石发生成岩转化,形成粘土微孔和有机质孔,同时释放富镁成岩流体,发生白云石化;深埋藏期,酸性流体进一步改造储层,使生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑灰岩储层发育为优质储层。     

四川盆地中二叠统茅口组一段岩石微相特征及储层成因——以华蓥山二崖剖面为例

近年来,四川盆地中二叠统茅口组一段（简称茅一段）已成为油气勘探的热点。然而,茅一段岩石类型划分较为粗略,沉积环境认识尚不统一。四川盆地中部华蓥山二崖剖面露头十分优质,通过野外剖面观察和室内薄片鉴定,共识别出6类16种岩石类型,并对各岩石微相类型及沉积环境进行了分析。在此基础上,进一步分析了茅一段储层特征,探讨了茅一段优质储层发育与岩石微相之间的耦合关系,并结合前人研究成果和实验测试数据,分析了优质储层成因机制。结果表明：华蓥山二崖剖面茅一段为中缓坡浅水碳酸盐岩沉积环境,生物化石类型丰富,发育相对低能的生屑滩;优质储层主要发育于生屑泥粒灰岩、富有机质生屑泥粒灰岩和纹层状生屑泥粒灰岩中;储层的形成主要与早期海水埋藏阶段差异成岩作用和早成岩期暴露岩溶作用有关,而优质储层的发育则主要受低能生屑滩和早成岩期暴露岩溶作用的联合控制。该认识可为今后四川盆地茅一段的勘探部署提供理论支撑。     

川东地区茅一段储层地质特征及勘探潜力分析——以XT1井为例

在以往的勘探实践中,四川盆地中二叠统茅口组一段(简称茅一段)长期被视为一套碳酸盐岩烃源层,未曾针对性地开展储层评价与测试工作。为了进一步明确川东地区茅一段的天然气勘探潜力,以风险探井XT1井岩心资料为研究对象,通过物性测试、薄片鉴定、电镜扫描、有机地球化学分析等技术手段,综合开展矿物岩石学和地球化学分析,以获取川东地区茅一段的储层特征及烃源特征。研究成果表明：(1)川东地区茅一段以中层状、中—薄层状深灰—灰黑色含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩与中厚—厚层状灰—深灰色泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩为主,沉积水体深度较大;泥晶生屑灰岩及含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩互层形成的“眼球状构造”发育。(2) XT1井茅一段储层岩心柱塞样氦气孔隙度分布在0.24%～6.98%,平均为1.39%;渗透率分布在0.001 4～1.720 0 mD,平均为0.083 0 mD,属于低孔隙度、低渗透率储层;其中眼皮状构造灰岩(简称为“眼皮灰岩”)物性相对较好,孔隙度分布在0.24%～6.98%,主要储集空间类型为片状滑石晶间微孔、微裂缝;而眼球状构造灰岩(简称为“眼球灰岩”)储集性能较差,孔隙度分布在0.24%～...     

川东南地区中二叠统茅口组一段眼球状灰岩成因机理

近期,川东南地区多口井在中二叠统茅口组一段（茅一段）眼球状灰岩中见到良好的油气显示,但其成因机理一直颇有争议。基于重点钻井岩心和野外露头观察,通过岩石薄片、扫描电镜和微量元素分析,结合区域地质背景,探讨眼球状灰岩的特征及成因机理。结果表明：川东南地区茅一段眼球状灰岩发育卷曲变形构造、液化底劈、液化脉、热液脉和生物壳体反扣等现象,具有地震震动改造的特征。眼球状灰岩主要由方解石、石英、白云石、滑石、黄铁矿以及有机质组成,滑石以交代生屑或呈星点状、团块状、纤维放射状、岩流产状等形态赋存。微量元素分析结果表明“眼皮”形成于比“眼球”更为缺氧的环境中,沉积时期受火山活动的影响。茅一段眼球状灰岩是在峨眉山大火成岩省地质背景下由地震活动与沉积-成岩综合作用形成的,地震活动会引起较为动荡的瞬时水流,间歇性破坏碳酸盐岩的稳定沉积条件,造成不同组分的混合形态不同,使得沉积物的成分和产状存在差异,从而形成具有特殊沉积构造的眼球状灰岩。     

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。     

四川盆地东南缘二叠系茅口组一段页岩气藏地质特征及富集模式

四川盆地东南缘(川东南)二叠系茅口组一段(茅一段)认识程度较低,以野外露头和钻井岩心等为基础,利用矿物岩石学、地球化学、普通薄片和氩离子抛光扫描电镜等实验分析资料,结合测井和地震属性预测技术,开展沉积相、烃源岩、储层物性及储集类型等研究,明确了茅一段页岩气地质特征及成藏富集模式。主要得到3点认识:(1)茅一段处于碳酸盐岩台地较深水外缓坡相,主要发育深灰色-灰黑色炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩4种岩性,炭质泥岩和灰质泥岩具有较高TOC(0.5%～5.1%),适中的热演化程度(R_o2.0%～2.3%),具备良好的烃源基础,为新类型非典型性页岩气;(2)茅一段发育有机质孔、溶蚀孔、粒缘缝和收缩缝等储集空间类型,形成"孔-缝-网"储集复合体,其中炭质泥岩和灰质泥岩主要发育有机质孔、粘土矿物收缩缝和层理缝,泥质灰岩和生屑灰岩主要发育溶蚀孔、粒缘缝、收缩缝和高角度缝;(3)茅一段页岩气具有"源储一体、连片分布、构造-裂缝双重控藏"的成藏富集模式,研究区茅一段连续分布面积超过7 000 km²,地质资源量超5 000×10⁸ ...     

四川盆地中部合川—潼南地区茅一段泥灰岩储层特征与评价

四川盆地中二叠统茅口组一段（简称茅一段）眼球状灰岩在盆内广泛分布,以“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的快速交替发育为特征。近年来,借鉴非常规天然气勘探思路,四川盆地各地区天然气勘探在茅一段相继取得大的突破,钻采成果表明,泥灰岩（眼皮灰岩）储层含气性较好,具有较大的勘探潜力。但长期以来,茅一段被认为是一套良好的烃源岩,忽视了其作为非常规储层的巨大价值。基于四川盆地中部合川—潼南地区2口最新钻井资料以及对周边野外露头观测,对茅一段泥灰岩储层特征进行了详细分析,结果表明：茅一段泥灰岩储层的储集空间类型丰富,孔隙以中孔为主,孔隙间连通性中等;总有机碳含量相对较高,有机质热成熟度高,生烃条件好,为一套具有自生自储成藏特征的非常规碳酸盐岩储层。在此基础上,建立了泥灰岩储层评价标准,并对泥灰岩储层进行初步评价,认为茅一段泥灰岩普遍满足储层成藏的基本条件,部分满足有利储层形成条件,具有进一步勘探开发价值。     

塔里木盆地英买力低凸起奥陶系碳酸盐岩储层特征及其成岩作用

指出英买力低凸起奥陶系古潜山碳酸盐岩主要由灰色、深灰色、灰白和灰褐色的生屑灰岩、砂屑灰岩、白云岩、瘤状灰岩和泥晶灰岩等组成,自上而下分为泥质灰岩段、灰质泥岩段、瘤状灰岩段、生屑灰岩段、燧石泥晶灰岩段、泥晶灰岩夹粒屑灰岩段、云质灰岩段和灰质云岩段等8个岩性段;储层分为暴露浅滩型、岩溶型、深埋热液白云岩型、古风化壳潜山型和构造裂缝型储层等5种不同成因类型;在长期的漫长地质演化过程中主要经历了海水成岩环境、混合水成岩环境、蒸发海水成岩环境、早期大气淡水成岩环境、埋藏成岩环境、晚期大气淡水成岩环境和再埋藏成岩环境等。     

伊朗盆地中北部GARMSAR区块库姆组(Qom)E段碳酸盐岩储层特征

依据Garmsar区块Te-1井岩心资料及露头资料,结合测井资料、物性测试资料及前人研究的成果,对Garmsar区块Qom组E段储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行研究,结果表明:Qom组E段储层的主要岩石类型为灰色浅滩相泥灰岩、生物屑灰岩、泥晶生物屑灰岩、生物屑泥晶灰岩、泥岩及具溶孔的生物屑含云灰岩。孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和生物体腔孔为主。物性总体表现出低孔隙度、特低渗透率特征,沉积环境和成岩作用是控制储层发育的主要因素,Qom组E段主要发育Ⅱ类、Ⅲ类储层。     

伊拉克哈勒法耶油田中、上白垩统碳酸盐岩储层岩石类型及特征

伊拉克哈勒法耶油田中、上白垩统碳酸盐岩储层是重要的产油层系。综合利用岩心、薄片、物性测试、压汞数据及扫描电镜分析资料,以典型取心井为研究对象,开展研究区岩石类型及特征研究。结果表明,岩石矿物成分主要为方解石和泥质,局部含少量白云石。岩石组分多样,各组分相对含量差异明显。在岩石组分类型及特征研究基础上,以泥晶基质、有孔虫骨架和生屑/砂屑为三端元,提出研究区岩石类型划分方案。将研究区岩石划分为泥晶灰岩、有孔虫灰岩和生屑/砂屑灰岩3大类,并进一步根据颗粒含量的多少将岩石类型划分为9小类。不同岩石的孔隙类型、孔隙结构和物性特征均不相同,是不同沉积环境的产物,储集性能差异较大。总体来看,平面上不同岩石类型分布明显受沉积环境控制。纵向上,有孔虫灰岩集中分布在上白垩统碳酸盐岩储层,厚度较大,生屑/砂屑灰岩分布较为局限,中白垩统碳酸盐岩储层多为生屑/砂屑灰岩。泥晶灰岩以薄层状分布在生屑/砂屑灰岩之间,有孔虫灰岩类罕见。     

热液活动对四川盆地中西部地区二叠系茅口组白云岩的影响

二叠系茅口组热液白云岩储层是近几年四川盆地勘探的热点领域,受到峨眉山玄武岩喷发的影响,热液活动在茅口组白云岩中十分普遍,但对于热液如何影响白云岩储层还缺乏系统的认识。基于野外观测、岩心和岩石薄片观察、阴极发光、包裹体均一温度和地球化学分析,取得了以下几点认识。①根据宏观产状,茅口组白云岩可分为层状白云岩和斑块状白云岩,层状白云岩是主要的类型。根据微观结构,层状白云岩可进一步分为粉-细晶白云岩和细-中晶白云岩,斑块状白云岩则由中-粗晶白云石组成。②细-中晶白云岩多呈斑块状分布在粉-细晶白云岩中,具明显的不等晶结构,且发育与热液相关的构造和矿物,与粉-细晶白云岩相比,细-中晶白云岩具有较高Fe和Mn含量、较强的阴极发光、较高的包裹体均一温度、偏负的δ¹⁸O（PDB）值及较高的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值,表明细-中晶白云岩是粉-细晶白云岩在热液作用下重结晶形成。③热液对茅口组白云岩储层的建设性作用表现在热液活动形成裂缝系统和角砾,热液溶蚀形成溶蚀孔洞,热液交代原始灰岩形成白云岩;破坏性作用表现在热液矿物沉淀充填先前孔、缝、洞和热液重结晶,重结晶过程有新的Mg²⁺和CO₃^2-加入,导致重结晶后白云岩物性变差。④茅口组储层储集空间形成的主要驱动力是早期大气淡水溶蚀,热液可以作为储层发育的一个潜在信号,因此针对茅口组储层,应以滩控早期岩溶为核心思路进行勘探。     

从页岩气展望烃源岩气——以四川盆地下二叠统为例

基于页岩气“源藏合一”的成藏模式--天然气源自页岩有机质（固态、液态）吸附、溶解及黏土矿物吸附的机制以及微裂缝、裂缝、页岩孔隙中的游离气成藏的认识, 以四川盆地下二叠统为研究对象和实例,论证了同为烃源岩的碳酸盐岩（富含有机质的局限-开阔海台地相等的细结构-生物泥粒、泥粒-泥质灰岩、泥灰岩等）也应该具有天然气成藏的前景和可能。研究区下二叠统碳酸盐岩烃源岩发育,在栖霞组（P₁q）和茅口组（P₁m）都有分布;依据厚度较大、有机质丰度较高、有机质类型佳、有机质成熟度适中、埋藏较浅等特征,论证了其具备形成烃源岩气的有利条件及其勘探前景,并对埋深在2 000 m左右的川东高陡构造区、川南泸州印支期古隆起区、川西南威远构造区进行了类比评估。最后,建议对泸州印支期古隆起区展开试探（可选择已钻井的P₁m₁、P₁q₁先行）,待取得突破后,再扩大至威远构造区及川东高陡构造区。     

川西地区中二叠统栖霞组沉积体系

通过对川西地区中二叠统栖霞组大量露头和岩心的观察分析及样品的分析化验,认为栖霞组主要发育生物（屑）石灰岩、砂屑石灰岩、泥晶石灰岩和豹斑石灰岩;主要发育3种生物组合,即腕足类-藻类-有孔虫类组合、珊瑚组合和薄壳腕足类组合,它们分别是台地、斜坡和斜坡-盆地环境的产物。从大地构造背景、台地边缘滩特征、斜坡-盆地相特征及斜坡相与台地边缘相带的关系等方面分析,认为川西地区栖霞组为碳酸盐镶边台地沉积体系,主要的沉积相为斜坡相、台地边缘滩相和开阔台地相;其中,台地边缘滩相是栖霞组重要的储层,分布范围广。     

涪陵地区茅口组热液白云岩储层预测研究

近年来,川东南涪陵地区茅口组热液白云岩储层获得勘探突破,表明其巨大的勘探潜力,但该区储层薄、非均质性强,地震识别预测刻画难度大。基于热液白云岩储层发育主控因素认识,首先开展了以基底断裂精细刻画、生屑滩相有利微相识别等为核心的宏观描述;其次应用储层测井敏感参数优选及降维融合等定量预测技术,实现"断控"及"相控"基础上的热液白云岩储层精细描述。结果表明,热液白云岩储层由于其特殊的成因及控制因素,主要发育于基底断裂附近的生屑滩有利沉积微相,远离基底断裂有逐步减薄的趋势。     

四川盆地中二叠统热水白云岩成因及其分布

四川盆地油气勘探过程中,在钻揭中二叠统时常发现厚度不等的白云岩储层,但过去对该套储层的特征、成因机制、分布规律等认识不一致,制约了其勘探进程。为此,在系统分析川东地区该套白云岩储层的岩性特征和储集空间类型,以及基底断裂对中二叠统沉积影响的基础上,初步落实了该区中二叠统茅口组茅二a亚段白云岩储层的平面分布范围;进而探讨了白云岩储层的成因机制,并提出了热次盆、热次盆沉积微相的概念。结论认为:1茅二a亚段层状白云岩储层厚度可达30m,以细—中晶、硅质白云岩为主,其溶蚀孔洞、裂缝发育,储集性能好;2地球化学特征分析结果表明,茅二a亚段白云岩为热水成因沉积(非正常海水水成沉积),基底断裂控制了该套白云岩储层的平面展布;3过去认为该区W67、W83、W93等3口井因钻遇特大裂缝系统从而造就了石灰岩储层高产,而此次研究则证实,这3口井均属同一压力系统,高产原因在于其储层均为茅二a亚段白云岩储层;4热次盆沉积微相为川东地区茅口组最有利的储集相带,勘探工作应围绕这一沉积微相的分布范围展开。     

川西北地区中二叠统栖霞组热液作用及其对储层的影响

深部热液流体对川西北地区碳酸盐岩的储集性具有一定的改善作用。为研究川西北地区中二叠统栖霞组热液作用及其对储层的影响,开展了岩心观察、薄片鉴定、微量元素测试和锶同位素研究。结果表明：①川西北地区中二叠统栖霞组储层受到了深部热液流体改造,岩石中发育溶蚀孔洞,部分孔洞中充填鞍状白云岩、黄铁矿、绿泥石、石英等热液矿物,常可见热液角砾碳酸盐岩,为热液活动证据之一;②研究区栖霞组热液改造后形成的中晶白云岩、缝洞中的鞍状白云岩与未受热液改造的泥晶灰岩相比,具有"δ¹⁸O偏负、⁸⁷Sr/⁸⁶Sr偏正和高Mn-低Sr"的特征;③研究区晚二叠世-三叠纪曾发生过多期岩浆-构造作用,大量深部热液流体通过深大断裂进入沉积地层,对裂缝围岩产生了显著的溶蚀作用,形成了良好的储集空间。该研究成果对深层寻找优质白云岩储层具有重要意义。     

论四川盆地中二叠统栖霞组天然气勘探

四川盆地的栖霞组主要为灰-灰黑色灰岩及生物碎屑灰岩,沉积相以碳酸盐台内生屑滩相、深和浅缓坡相为主,海水较平静,生物繁茂,富含有机质,具志留系和阳新统2套较好的生油层,生气强度一般＞20×10⁸m³/km²,最高达170×10⁸m³/km²,是四川盆地最好的优质生油层。由于灰岩结构以泥晶为主,孔渗差,储气主要靠白云岩化作用、古岩溶作用和裂缝作用,白云岩化作用改善了孔隙空间,古岩溶形成了洞穴（钻具放空量最大可达4.75m）,裂缝主要起着孔洞间的连通作用。尽管目前栖霞组的勘探程度尚很低,钻获的气藏较少,但也有高产气井,如自流井气田自2井栖霞组与茅口组合采已累积采气＞46.6×10⁸m³说明潜力不小,前景乐观。     

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。