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。     

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。     

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...     

碳酸盐台内斜坡认识突破与重大发现——以川中地区中二叠统茅口组二段气藏勘探为例

目前川中古隆起规模性勘探发现主要集中在深部震旦系—寒武系的高能滩相,中部二叠系处于台内斜坡相,以低能环境为主,勘探未受重视。为了进一步落实川中地区中二叠统气藏富集规律,通过岩心描述、薄片分析、U—Pb测年与印模法古地貌恢复等手段,开展岩相古地理、储层成因及成储模式与气藏特征分析,对全盆地茅口组二段（茅二段）进行了重新认识。结果表明：（1）四川盆地茅二段发育南带、中带与北带3个北西向古地貌高带,川中地区处于南部古地貌高带中南部,发育规模滩体;（2）茅二段古地貌高带控制了沉积期滩体分布以及准同生期的岩溶、白云岩化作用,据此构建了川中地区茅二段白云岩储层发育模式,认为川中地区茅二段发育大面积优质白云岩储层;（3）创新建立茅二段薄层白云岩地震预测技术,古地貌高带控制了茅二段优质白云岩储层分布与气藏的高产富集。新认识带来勘探领域新突破,指导部署的潼深4井等5口井试气获超百万立方米高产,实现了四川盆地茅二段台内天然气勘探的重大突破,提交探明储量超千亿立方米。目前,川中地区茅二段气藏已成为“十四五”期间提交天然气探明储量的重要领域。     

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。     

博格达地区中二叠统沉积环境与烃源岩特征

博格达地区中二叠统芦草沟组与塔尔朗组广泛出露黑色页岩、油页岩,为该区重要的烃源岩层系。在对中二叠统典型剖面详细观察和精细测量的基础上,通过对泥页岩层系进行系统取样测试,分析了古沉积环境、总有机碳质量分数及生烃潜量等特征。结果表明:准噶尔盆地南缘芦草沟组三段黑色泥页岩多发育优质烃源岩,总有机碳质量分数平均为4.2%,Sr/Ba值(质量比)反映当时以咸水环境为主,间歇性出现半咸水环境,V/(V+Ni)值(质量比)反映当时为水体分层较强的极贫氧环境;吐哈盆地北缘塔尔朗组三段黑色泥页岩为好—优质烃源岩,总有机碳质量分数平均为2.5%,Sr/Ba值反映当时以半咸水—咸水环境为主,间歇性出现淡水环境,V/(V+Ni)值反映当时为水体分层较弱的贫氧环境。     

四川盆地中二叠世岩相古地理及其油气地质意义

近期四川盆地中二叠统陆续取得勘探发现,展现出很大的勘探潜力。中二叠世该区构造—沉积分异明显,导致油气成藏规律复杂,层序岩相古地理的重建对认识构造—沉积演化、沉积建造和油气勘探具有重要意义。通过综合油气勘探成果、典型钻井及野外露头资料,并以三级层序为最小纵向编图单元,重建了四川盆地中二叠世栖霞—茅口期各层序的岩相古地理。四川盆地中二叠统可划分为5个三级层序,即SQq1(梁山组—栖一段B)、SQq2(栖一段A—栖二段)、SQm1(茅一段—茅二段C)、SQm2(茅二段B—A)和SQm3(茅三—茅四段)。SQq1和SQm1沉积期总体以海侵和填平补齐过程为主,盆内局部古高地存在点状、带状滩体;SQq2、SQm2和SQm3沉积期以持续海退、地貌分异为主,盆缘发育镶边的碳酸盐岩台地沉积体系,台内可形成较大规模多个滩体;SQq2沉积期是中二叠世主要成滩期,较漫长的海退过程和局部块体升降,促使川西台缘、川中南部台内形成较大规模多个滩体;SQm3沉积期在盆地北部沉积分异明显加剧,全面转换为台缘—斜坡—陆棚的隆凹相间沉积分异格局;SQq2和SQm3沉积期高位体系域(HST)的台缘、台内滩体为白云石化、溶蚀等后期建设性成岩改造提供了物质基础。坡折带地貌的刻画和台缘、台内滩体预测应成为下一步勘探研究的重点。     

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。     

川东南地区中二叠统茅口组灰泥灰岩储层孔隙特征

近期川东南多口钻井在茅口组一段灰泥灰岩储层实现了油气勘探突破,其作为一种新类型非常规气藏得到了大量关注。为了进一步弄清该区茅一段灰泥灰岩储层的岩石学特征和储层孔隙特征,基于野外和岩心样品,开展了岩石学和储层孔隙表征工作。研究表明：①茅一段主要发育于外缓坡相,灰泥灰岩的总有机碳含量平均值为0.76%~1.1%,平面上自北西向南东呈增大的趋势,与孔隙度变化趋势相似。②茅一段灰泥灰岩储集空间主要包含有机质孔、无机孔和微裂缝三大类,其中有机质孔可分为独立的有机质孔隙、包裹滑石的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙,无机孔可分为粒间孔、晶间孔、晶体内部溶孔,微裂缝可分为滑石缝、粒缘缝、应力缝;有机质孔在川东南地区茅一段灰泥灰岩储层中并不占主导地位,微裂缝是灰泥灰岩最重要的储集空间。③通过低温氮气吸附、低温CO₂吸附、高压压汞实验以及纳米CT扫描联合表征,灰泥灰岩储层孔隙以细颈广体的墨水瓶形孔为主,微孔、中孔、宏孔均有发育,孔径主要分布在0.4~100 nm,跨度范围较大;灰泥灰岩非均质性明显,连通性较差,裂缝对于连通孔隙有重要影响。茅一段灰泥灰岩为一套新类型非常规储层,鉴于其复杂的矿物组成和特殊的孔隙特征,需加强有针对性的酸化压裂技术攻关,从而促进灰泥灰岩储层的油气勘探开发。     

蜀南—渝西地区中二叠统茅一段灰质源岩气储层特征及主控因素——以DB1井为例

四川盆地中二叠统茅口组是天然气的重要产层,近期浙江油田分公司在渝西大安探区DB1井茅一段“眼皮眼球”灰岩的灰质源岩气储层中,直井试气获得42 000 m³/d、水平井(DB1H井)试气初产55.6×10⁴ m³/d以上的工业气流,实现了蜀南—渝西泥质灰岩非常规天然气勘探突破,展示了该区良好的勘探前景。四川盆地茅一段眼皮眼球灰岩具有自生自储特征,连续稳定展布,且热演化成熟度高,中缓坡相带纯灰岩不具有水敏和酸敏特性,以碳酸盐脆性矿物为主,易于酸化压力开发,因此开展富有机质灰岩储层特征及主控因素研究意义重大。以DB1井为例,研究茅一段岩石学、沉积学及储层特征,发现沉积于水体较震荡、生物发育的中缓坡相带、主体为深灰—灰黑色富有机质的泥晶灰岩储层物性较好,总体上茅一c亚段好于茅一a亚段,眼皮灰岩大孔发育程度高于眼球灰岩,微孔发育程度差别不大。茅一段主要储集空间类型有溶蚀孔、裂缝、黏土矿物孔缝和有机质孔,黏土矿物(主要是滑石)和有机质内的孔隙主要分布于眼皮灰岩中;沉积过程与成岩作用是控制茅一段眼皮、眼球灰岩储层发育的主要因素,中缓坡沉积相带控制了富有机质纯泥晶生屑灰岩储层的发育特征和区域展布,成岩作用和断裂、断溶作用影响灰岩储层储集性能的改善,并成为富集高产的主因。渝西DB1井区“黑茅口”富有机质的茅一段直井、水平井突破商业气流获得稳定高产,表明茅一段灰质源岩气成藏赋存条件好,具有自生自储为主+局部构造带短距离聚集的2种成藏模式以及气藏连续型展布、资源规模大的特征,茅一段灰质源岩气“连续型气藏”勘探潜力大,将成为四川盆地重要的潜在勘探新层系。     

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。     

川南地区中二叠统茅口组成岩流体来源及演化过程

四川盆地南部中二叠统茅口组碳酸盐岩经历了复杂的孔隙流体活动,目前从微观地球化学的角度精细分析其多期成岩流体与烃类流体之间耦合关系的研究尚不多见。为此,基于对该区茅口组的岩心观察与薄片观察,通过岩石学、稀土元素、碳氧同位素及流体包裹体分析,结合区域构造演化背景,研究了茅口组各成岩作用阶段的成岩环境、流体来源和流体演化过程。研究结果表明:①该区茅口组经历"(准)同生—早成岩期混合水环境下的方解石胶结作用→表生期大气淡水环境下的溶蚀作用→中—晚成岩期地层水环境下的方解石与白云石胶结、交代作用与酸性流体溶蚀作用"的成岩演化过程;②沉积成岩过程流体来源包括海水、大气淡水、烃类流体及深部(热)流体,其中偏氧化海水表现为左倾型石灰岩稀土元素配分型式、δ~(13)C特征与全球古海水特征类似,酸性热液流体具有铕值正异常、δ~(13)C值明显负偏特征,大气淡水参与成岩流体活动证据为裂缝与溶蚀孔洞碳酸盐岩胶结物δ~(18)O值明显负偏;③茅口组经历了多期油气充注,其中晚二叠世—早三叠世茅口组抬升遭受暴露淋滤,同时峨眉地幔柱异常热事件使地层发生白云石化和油气充注,该时期大气淡水与有机酸溶蚀、白云化作用以及裂缝化作用对茅口组储层起到了建设性作用,侏罗纪以来的压溶及粗亮晶方解石胶结作用对茅口组储层具有破坏作用,与构造裂缝相关的岩溶储层更有利于后期天然气的聚集成藏。     

四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层古温度演化及驱动机制

发生于晚石炭世—中二叠世末期的冰期事件是显生宙史上最剧烈的冰期事件,也是地史上最后一次从冰室期到温室期的转换期。通过薄片鉴定、扫描电镜、主量元素、微量元素、碳氧同位素和锶同位素等地球化学手段,对四川盆地中二叠统茅口组一段古温度及古气候进行恢复,探讨中二叠世重大气候演变过程及驱动机制。研究结果表明,四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层的生物组合类型以有孔虫、腕足和软体动物为主,不发育造礁生物和钙质绿藻;岩石结构以生物碎屑支撑和灰泥支撑为主,无鲕粒等非骨架颗粒,与国际典型的凉水碳酸盐岩类似。通过δ¹⁸O与ω(Mg)/ω(Ca)恢复古温度,灰岩沉积期的古海水温度为3.72~12.38 ℃(平均8.15 ℃,δ¹⁸O标准),13.79~14.28 ℃(平均13.90 ℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准);泥质灰岩沉积期的古海水温度为7.00~14.24 ℃(平均10.97 ℃,δ¹⁸O标准),13.82~15.41 ℃(平均14.27℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准)。中二叠统茅一段沉积期古温度变化主要受米兰科维奇短偏心率旋回驱动,短偏心率的旋回性变化是古温度、古气候旋回变化的驱动机制。     

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。     

川西南二叠系茅口组一段滑石特征及其形成机理——以A1井茅一段样品为例

四川盆地二叠系茅口组一段发育形态各异的滑石,作为一种热液蚀变矿物,其形成机理及对茅一段储层的影响尚待深入探索。以四川盆地西南地区茅一段的滑石为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定,结合扫描电镜、包裹体均一温度等测试数据,在精细描述滑石颜色、结构、赋存状态的基础上,探讨了滑石形成机理。茅一段滑石主要赋存于泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和灰质云岩中,以交代生屑颗粒或呈星点状赋存于泥晶灰岩中;滑石是硅质热液流体与富镁碳酸盐岩在一定条件下发生交代作用而形成的,属于热液交代型;储层中滑石含量与储层物性呈正相关关系,滑石在形成过程中产出大量CO₂酸性气体,对茅一段储层孔隙具有一定的溶蚀改造及保存作用,有利于提高储集性能;滑石具有指示含硅流体运移路径及分布范围的作用,热液高能区为下一步勘探有利区。