四川盆地东部寒武系油气跨层成藏及天然气勘探意义

四川盆地东部发育下寒武统筇竹寺组泥页岩烃源岩，其生成的油气向上能否穿越中下寒武统膏盐岩区域盖层，并在中上寒武统洗象池群储层聚集成藏(即油气跨层成藏),一直缺乏清晰的认识。为此，开展了洗象池群储层固体沥青和中下寒武统膏盐岩区域盖层封盖性等研究，探讨了油气跨层成藏及其天然气勘探意义。四川盆地东部洗象池群储层固体沥青主要来源于筇竹寺组泥页岩烃源岩；中下寒武统膏盐岩区域盖层封闭性良好，但在中二叠世至中三叠世，复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂使其封盖完整性遭受一定程度的破坏，为寒武系油气跨层成藏提供了重要的垂向运移通道。该区寒武系油气成藏经历了盐下早期古油藏(S₃—P₁)、油气跨层成藏(P₂—T₂)和古气藏(T₃—K₁)等演化阶段；油气跨层成藏是多旋回叠合盆地油气成藏的重要特征，中二叠世至中三叠世复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂是寻找洗象池群原生古气藏的重要线索。确定和评价原生古气藏将是今后研究区洗象池群天然气勘探的重点和难点。     

川东南焦石坝地区寒武系天然气成藏条件

针对四川盆地东南部野外露头与钻井资料综合分析,通过地球化学分析、储层评价研究、盆地模拟及构造平衡分析等技术,对川东南焦石坝地区寒武系烃源岩、储层、盖层保存和构造演化等油气成藏条件展开研究。川东南焦石坝地区寒武系具有良好的烃源岩条件;发育龙王庙组和洗象池群两套有利储层,储集空间主要为溶孔和溶洞;发育下寒武统和下志留统两套区域性泥质盖层以及中上寒武统膏盐岩盖层,良好的生储盖空间配置利于油气成藏。焦石坝构造形成于印支期,燕山-喜山时期最终定型,有利于油气早期聚集。     

雪峰山西侧秭归—五峰段海相层系油气地质条件研究

雪峰山西侧地区秭归—五峰段海相层系发育4套优质烃源岩,包括下震旦统陡山沱组、下寒武统水井沱组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下二叠统栖霞组—茅口组,烃源岩有机碳丰度介于0.21%～9.77%之间,其中水井沱组烃源岩有机碳丰度大于等于1.99%,最大为9.77%,是研究区最好的烃源岩.震旦系灯影组蛤蟆井段储层的孔隙度和渗透率均相对较高,平均值分别为8.23%和3.66×10-3μm2,是研究区内最好的储集层.根据研究区震旦系—中三叠统海相层系生、储、盖层的发育情况,可将其划分为3个海相层系成藏组合类型(下组合2个,上组合1个).震旦系—下寒武统石牌组油气组合在研究区内保存完整,并可形成下生上储型和上生下储型2个次级生储组合类型;震旦系灯影组白云岩储集层具有一定的油气勘探前景.      

四川盆地震旦系-寒武系天然气成藏模式与勘探领域

四川盆地震旦系-寒武系成藏条件好、天然气勘探领域多、资源潜力大,发育寒武系筇竹寺组、震旦系灯影组三段和陡山陀组优质泥岩以及震旦系灯影组泥质碳酸盐岩4套烃源岩,震旦系灯影组四段丘滩体白云岩、灯影组二段丘滩体白云岩、下寒武统龙王庙组颗粒滩白云岩和中寒武统洗象池组岩溶白云岩4套规模储层,震旦系灯影组三段泥岩、下寒武统筇竹寺组泥岩和中寒武统高台组膏盐岩3套直接盖层,具有良好的生-储-盖组合。根据不同区域成藏条件和成藏主控因素的不同,建立了四川盆地震旦系-寒武系的4种成藏模式：裂陷两侧台缘带构造-岩性气藏成藏模式、裂陷内岩性气藏成藏模式、川中台内构造岩性气藏成藏模式和川东川南构造气藏成藏模式。评价了全盆地的4个勘探领域：①裂陷两侧台缘丘滩体的储层品质和源-储配置好,勘探的关键在于优选构造稳定且保存条件好的目标;②裂陷内孤立丘滩体发育岩溶储层,且被烃源岩包围,精细刻画孤立丘滩体是勘探的关键;③川中台地内的储层和烃源岩大面积叠置,构造稳定,但资源相对分散,寻找富集区是勘探的关键;④川东-川南构造带发育成排成带的构造圈闭,寻找保存条件好的圈闭是勘探的关键。     

扬子地区奥陶纪古地理与石油地质条件

扬子地区奥陶纪古地理条件有利于含油气系统生储盖层的发育。下奥陶统碳酸盐岩发育 ,生储盖层齐全 ,可形成自生自储型含油气系统。上奥陶统五峰组页岩既是区域性烃源岩 ,又是区域性盖层。奥陶系烃源岩有机质目前大多处于成熟及过成熟期。奥陶系储层主要为下奥陶统碳酸盐岩储层。扬子地区北部长江沿线地区是奥陶系最有利的勘探地区     

川东北地区筇竹寺组优质烃源岩分布特征及形成环境

下寒武统筇竹寺组烃源岩是四川盆地及周缘最重要的烃源岩层之一。为明确川东北地区筇竹寺组优质烃源岩分布规律及形成环境,利用测井资料、有机地球化学特征及主-微量元素分析资料等对筇竹寺组烃源岩进行研究。结果表明:筇竹寺组优质烃源岩形成于温暖潮湿、水动力相对较弱的深水陆棚及斜坡-盆地环境,具有中-高的古生产力,整体处于还原-弱氧化条件,为有机质生成及保存提供了有利的沉积环境;纵向上主要发育于地层下部,平面上存在城口-开县裂陷区、巴中-通江地区及五峰-鹤峰一带3个厚度中心,为油气来源奠定了良好的物质基础;与龙王庙组、灯影组优质储层形成良好的源-储配置关系,城口-开县地区及巴中-南江地区是油气勘探的有利区带,值得下一步积极勘探。     

川中乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏条件分析

认为四川盆地中部乐山—龙女寺古隆起震旦系含油气系统属多源多期成藏的复合含油气系统，烃源主要来自下寒武统筇竹寺组底部腐泥型暗色泥岩，其次为震旦系灯影组三段暗色藻白云岩和页岩；最有利的储盖组合是以灯影组四段、三段为储集层和以下寒武统黑色页岩为盖层的组合，其次是灯影组三段中部的白云岩段储盖组合。灯三段烃源岩在奥陶纪末—志留纪进入大量生烃期，生成的液态烃在古隆起顶部形成古油藏，志留纪末的抬升终止了第一期成烃作用，晚二叠世以来进入二次生烃期；三叠纪—中侏罗世，筇竹寺组烃源岩进入主要生烃期，在古隆起顶部灯影组风化壳形成古油气藏；晚侏罗世—早白垩世，筇竹寺组烃源岩处于生气高峰期，古油气藏的液态烃热裂解成气态烃，这些气态烃聚集形成现今的气藏。乐山—龙女寺古隆起震旦系储盖和保存条件较好，高石梯—磨溪潜伏构造带及华蓥山构造带是有利勘探区。     

古隆起带寒武系洗象池群油气勘探前景分析

乐山-龙女寺加里东古隆起形成时间早，延续时间长，隆起幅度大，分布面积广，是下古生界储层聚集油气成藏的最有利场所。下寒武统筇竹寺组，是目前公认的一套优质有效的烃源岩。有机质丰度高，类型好，沉积厚度大，生烃强度大，能为形成大中型油气藏提供充足的烃源。洗象池群存在十分有利于储层发育的沉积相带。如，在潮坪相区和台内滩相区，有相对发育的颗粒白云岩。古岩溶比较发育，容易形成孔洞层。古隆起带核部和古斜坡带一直处于古构造演化的高部位，强烈的风化壳岩溶和埋藏岩溶作用，是下古生界储层聚集油气藏的最有利场所，应重视古隆起核部及上斜坡区带中上寒武统的油气勘探。     

古隆起区带寒武系洗象池群成藏条件与勘探前景分析

乐山一龙女寺加里东古隆起形成时间早，延续时间长，隆起幅度大，分布面积广，是下古生界储层聚集油气成藏的最有利场所。下寒武统筇竹寺组是目前公认的一套优质有效的烃源岩。有机质丰度高，类型好，沉积厚度大，生烃强度大，能为形成大中型油气藏提供充足的烃源。洗象池群存在十分有利于储层发育的沉积相带。如，在潮坪相区和台内滩相区相对发育的颗粒白云岩。古岩溶比较发育，容易形成孔洞层。古隆起带核部和古斜坡带一直处于古构造演化的高部位，强烈的风化壳岩溶和埋藏岩溶作用，是下古生界储层聚集油气藏的最有利场所。重视古隆起核部及上斜坡区带中上寒武统的油气勘探。     

塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩的再认识

综合考虑下古生界烃源岩的纵向分布特征,认为塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩主要发育中、下寒武统,中、下奥陶统和上奥陶统3套烃源岩.中、下奥陶统黑土凹组烃源岩与中、下寒武统烃源岩的沉积相特征和发育特征相似,有机质丰度高、类型好;上奥陶统烃源岩分布局限、类型差.3套烃源岩具有不同的热演化特征.以满加尔凹陷中西部地区为例,中、下寒武统烃源岩在加里东晚期-海西早期进入生油高峰阶段,中、下奥陶统烃源岩在海西晚期进入生油高峰阶段,上奥陶统烃源岩则在燕山晚期-喜马拉雅期进入生油高峰阶段.满加尔凹陷古生界烃源岩的三分法能更准确地反映下古生界烃源岩的实际分布情况,同时构筑了解决油气来源、油气成藏观点冲突的框架,能更准确认识不同地区海相原油的混源特征.     

四川盆地下古生界油气地质条件及气藏特征

采用地表与地下地质相结合,应用有机和无机地球化学分析技术刻画了四川盆地下古生界油气地质条件,分析了下古生界气藏特征,揭示了古油藏与气藏相互耦合关系,初步建立了下古生界油气成藏模式。下寒武统和下志留统是四川盆地下古生界的2套高品质烃源岩,平均厚度约为100 m,两者分布区域具有显著继承性,存在川南、川东及鄂西3个生烃中心。储层主要为中上寒武统洗象池组,中下奥陶统南津关组及宝塔组,下志留统石牛栏组或小河坝组;基质孔隙度小于1%者占70%～80%,但局部层段发育岩溶孔洞、裂缝型及礁灰岩等优质储层,有效孔洞率可达4%～11%。下古生界发育有上奥陶统-下志留统泥质岩、中下寒武统膏质岩2类区域性盖层,其主要分布在川南地区和川东北地区。四川盆地下古生界天然气显示主要分布在乐山-龙女寺古隆起区,层位繁多。天然气干燥,非烃含量高,多为原油裂解气,川东、川南气源分别主要为志留系烃源岩和寒武系烃源岩。四川盆地下古生界油气成藏共经历了如下过程：油气生成→古油藏（捕获成藏）→古油藏调整(跨层运移)→古气藏(高温裂解)→古气藏遭受破坏或形成现今气藏(构造调整)。古油藏原油裂解气是下古生界现今气藏天然气的主要来源,古油藏对四川盆地现今天然气藏的成藏和分布具有重要的控制作用。     

四川盆地寒武系沧浪铺组油气勘探重大发现及其启示

近期，中国石油西南油气田公司风险探井——JT1井在四川盆地中部磨溪地区北斜坡下寒武统沧浪铺组测试获得51.62×104 m3/d 的高产气流，实现了继下寒武统龙王庙组气藏之后寒武系又一层系的天然气勘探重大突破。为了加深对于该层系的认识，基于区域地质背景和气藏勘探历程，结合该盆地沧浪铺组的油气地质条件，对其天然气成藏条件进行了综合分析。研究结果表明：①早寒武世沧浪铺期四川盆地及周缘总体处于浅水陆棚沉积体系，沧浪铺早期德阳—安岳裂陷还未填平，受古地貌和物源控制，裂陷东部以清水陆棚碳酸盐岩沉积为主，云化颗粒滩相发育；②受滩相叠加溶蚀作用的影响，沧浪铺组一段发育白云岩孔隙型储层，岩性主要为残余鲕粒云岩、砂屑云岩和粉晶云岩、灰质云岩、云质鲕粒灰岩，储集空间类型主要有粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔，平均孔隙度为4.1%；③地震刻画川中—川北地区沧浪铺组一段发育多个大型滩体，横向上受滩间致密岩性遮挡、纵向上受沧浪铺组二段泥质岩的封盖，在现今单斜背景下具备形成构造—岩性复合圈闭的条件，刻画有利勘探面积逾3 200 km2；④沧浪铺组一段滩相储层直接覆盖于下寒武统筇竹寺组优质烃源岩之上，形成下生上储源储组合，蓬莱—射洪—阆中一带靠近德阳—安岳裂陷区寒武系生烃中心，天然气成藏条件优越。结论认为，JT1 井沧浪铺组油气勘探首次战略突破，证明了四川盆地寒武系具有较大的油气勘探潜力，对于推进该盆地奥陶系以及寒武系高台组、洗象池组等新领域、新层系的油气勘探工作具有指导意义。     

塔西南坳陷麦盖提斜坡奥陶系白云岩油气的发现及其勘探启示

塔里木盆地西南坳陷(简称塔西南坳陷)罗斯2井在奥陶系蓬莱坝组白云岩储层中获得高产工业气流,成为麦盖提斜坡近20年来最重大的油气发现。为了明确该区下一步的油气勘探方向,根据麦盖提斜坡及周缘的油气发现历程,分析了奥陶系已钻井的成功、失利因素,研究了奥陶系石灰岩风化壳和内幕白云岩储层的分布特征,厘清了油气成藏与构造圈闭形成、演化的关系,明确了该区奥陶系油气成藏的主控因素,讨论了油气分布与新元古代裂谷的关系。结果表明:①麦盖提斜坡奥陶系白云岩比石灰岩储层更发育,中奥陶统鹰山组上段石灰岩风化壳储层主要分布在断裂带,储层空间主要为高角度未充填裂缝,下奥陶统鹰山组下段和蓬莱坝组内幕白云岩储层横向分布稳定,储层空间主要为小型溶蚀孔洞,在地震剖面上表现为"串珠"状反射特征;②油气发现主要集中在断裂带,构造围斜部位奥陶系白云岩岩溶储集体形成的岩性圈闭是下一步的主要勘探目标;③寒武系烃源岩的分布状况是决定该区奥陶系油气勘探成功率的关键因素,受塔西南坳陷新元古代裂谷控制,坳陷中段是油气勘探的有利区带,发育奥陶系—上寒武统白云岩与石炭系泥岩、下寒武统白云岩与中寒武统膏盐层等多套油气生储盖组合。     

鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系马家沟组中组合成藏地质条件

鄂尔多斯盆地古隆起东侧奥陶系马家沟组中组合发育白云岩储层,其特征明显有别于靖边气田奥陶系顶部风化壳储层。通过储层岩性分析、流体包裹体测试分析,结合钻井、地球化学、试油等相关资料,从烃源、储层、沉积等方面对鄂尔多斯盆地古隆起东侧马家沟组中组合成藏地质条件进行了系统分析。结果表明,古隆起东侧马家沟组中组合马5⁵ 、马5⁷和马5⁹亚期处于次一级海侵沉积背景,水动力条件强,滩相沉积发育,在隆起周边形成自形程度高的粗粉晶-细晶结构的晶粒状白云岩储层,具有晶粒均一、连通性好且发育白云石晶间孔等特征;受加里东末期构造抬升运动影响,古隆起东侧奥陶系顶部剥露为中组合地层,与上覆上古生界煤系烃源岩直接接触,形成了良好的源、储配置关系;受上倾方向岩相变化控制,在空间上中组合滩相白云岩逐渐相变为泥晶灰岩,形成分布不连续、局部富集的岩性圈闭。     

源-储分离型凝灰岩致密油藏形成机理与成藏模式

由于致密油藏储层致密,原油充注的阻力较大,烃源岩的高剩余压力是致密油藏原油充注的主要动力,因此,致密油藏一般为源内型和近源型。与以往已发现的大多数致密油藏不同,三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩致密油藏属于源-储分离型致密油藏。通过油源对比、压汞、岩石润湿性和油水驱替实验等方法,结合地质条件综合分析了条湖组凝灰岩致密油藏的类型、原油的来源、原油充注机理和成藏模式。研究表明：凝灰岩致密油藏的原油主要来自下伏芦草沟组二段烃源岩,属于源-储分离型致密油藏;条湖组凝灰岩中沉积有机质生成原油的极性组分优先吸附在孔隙表面,使得岩石润湿性转为偏亲油,加之凝灰岩孔喉比小,从而导致油驱水启动压力梯度较小,这是远源的凝灰岩致密储层内原油能够得以充注成藏和富集的主要原因。凝灰岩内致密油的成藏与富集主要受控于凝灰岩储层质量和芦草沟组二段良好的排烃条件及断裂-裂缝输导体系,其成藏模式为：“自源润湿、它源成藏、断-缝输导、多点充注、有效凝灰岩储层大面积富集”。     

川中地区加里东末期洗象池组岩溶储层发育模式及其油气勘探意义

四川盆地寒武系洗象池组钻井过程中油气显示丰富，是盆地内的后备勘探领域和重要接替层系，但目前该层系的勘探程度较低、对优质储层的分布规律认识不够深入。为了确定川中地区洗象池组下一步的天然气勘探方向和目标，利用典型露头、岩心、薄片观察等资料，采用井震结合的方法，研究了其储层特征和岩溶不整合面分布，建立了该区加里东末期洗象池组岩溶储层发育模式，并预测了滩相岩溶储层的有利发育区。研究结果表明：①洗象池组储层岩性以颗粒云岩、晶粒云岩为主，储集空间主要有溶蚀孔洞、粒间孔、晶间孔与裂缝，平均孔隙度为3.46%，平均渗透率为0.99 mD，为低孔低渗裂缝—孔隙型储层；②川中地区洗象池组存在着一条中部宽、南北两侧窄的环状地层剥蚀带，剥蚀带宽度介于6～50 km，面积为4 700 km2；③剥蚀带发育区受加里东末期地层抬升剥蚀的影响，洗象池组发生强烈的风化壳岩溶作用，发育两种类型岩溶储层，其中暴露剥蚀区发育滩相叠加表生岩溶型储层，埋藏区发育滩相叠加顺层岩溶型储层；④西充—广安—潼南地区为滩相岩溶储层最为有利的发育区，面积为5 000 km2。结论认为，西充—广安地区毗邻下寒武统筇竹寺组生烃中心，通源断裂发育，洗象池组滩体规模大、岩溶作用强，易形成滩相叠加加里东末期岩溶作用的规模有效储集体，可作为洗象池组下一步天然气勘探的有利目标。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组常规-非常规油气有序共生与全油气系统成藏模式

基于地质、地震及钻测井新资料,对准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组全油气系统形成的基本条件、常规-非常规油藏有序共生特征以及成藏模式进行系统研究。结果表明,受风城组碱湖优质烃源岩热演化及其生排烃过程、多类型(砾岩、砂岩、白云岩、泥页岩)储集层特征的控制,形成了常规构造-岩性油藏及受源储结构控制的致密油和页岩油。平面上,自玛湖凹陷周缘斜坡区向凹陷区,呈现成熟常规油藏—中高成熟致密油—中高成熟页岩油的有序共生特征。基于风城组常规-非常规油藏有序共生特征,明确风城组油气具有大面积连续聚集的特点,存在源储一体、源储紧邻、源储分离3类成藏模式,3类成藏模式在源储结构、储集层岩性及其空间分布、烃类运移特征、油气类型等方面存在差异。明确了准噶尔盆地应加快统筹常规-非常规油气整体布控与一体化推进,实现全油气系统的整体突破。进一步丰富陆相含油气盆地油气富集地质理论,以期为其他富烃凹陷的勘探研究做类比参考。     

四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“源-盖控藏”富集

根据页岩气地质理论研究进展和勘探发现,基于"源-盖控烃"论分析了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的主控因素。1"源控"主要表现在优质页岩厚度、面积、有机碳含量等物质基础参数控制了页岩的生烃能力和储集能力,上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)具有沉积速率低、有机质类型好、有机碳含量高和生烃能力强等特点,具备良好的页岩气发育生烃物质基础;浮游藻类来源的成烃生物有利于大量生烃和有机质孔大量发育,且高有机碳含量保证了发育大量有机质孔并形成三维连通的有机质孔孔隙网络,为天然气提供良好的赋存空间和渗流通道。2"盖控"的盖层包括直接盖层和间接盖层,直接盖层指龙马溪组一段中上部(LM5笔石页岩段及其以上)页岩对五峰组和龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)的封闭;中下三叠统膏盐岩、泥岩间接盖层(区域盖层)保证了一定的压力封闭,使得其下的五峰组和龙马溪组页岩气能有效富集,形成高压富集的页岩气藏(焦石坝、富顺—永川、长宁等地区);在中下三叠统缺失的地区,先存的高压封闭体系被破坏,页岩气保存失去有效性,形成低压—常压富集的页岩气藏(渝东南彭水、云南昭通等地区)。源-盖空间匹配关系的数量(静态匹配)和质量(动态匹配)控制着页岩气富集位置和富集程度。四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)发育厚度大,中下三叠统膏盐岩、泥岩盖层发育,主成藏期在J3—K1以新的地区,是四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的有利地区。