四川盆地东南缘习水吼滩志留系古油藏特征

从烃源岩、储层、盖层等基本地质条件,沥青的地球化学特征,以及地层后期抬升的低温年代学等方面系统解剖了四川盆地东南缘习水吼滩志留系古油藏的成藏特征。习水吼滩古油藏的主要储层是下志留统石牛栏组亮晶生屑灰岩,储层沥青主要分布在生物碎屑颗粒之间和粒内溶孔中,该储层沥青来自志留系自身的烃源岩。志留系源岩生成于还原沉积环境中,有机质主要来自于低等水生生物。志留系储层中与油气包裹体共生的盐水包裹体均一温度平均为97.2℃,结合研究区地层沉积埋藏史,可以确定油气充注的时间大约为距今200Ma。邻近志留系古油藏的下奥陶统湄潭组粉砂岩样品的磷灰石裂变径迹表明,研究区在距今29Ma左右隆升到退火带之内,距今4.5Ma之后经受了加速隆升,约有2100～2450m厚的地层受到剥蚀,最终造成了古油藏的破坏。     

四川盆地东南缘志留系古油藏特征及其油气勘探意义

为明确四川盆地周缘志留系碳酸盐岩油气成藏特征,通过地表地质和地下地质相结合,应用岩相学和有机地球化学手段,对四川盆地东南缘下志留统石牛栏组礁滩相沉积特征和古油藏进行了精确刻画和深入解剖,认识到石牛栏组由3个向上变浅的沉积旋回构成,其中第三个旋回在林滩场-良村-丁山构造一带发育有台地边缘生物礁滩相沉积,礁滩相储层内部沥青发育,为礁滩型岩性古油藏,但古油藏分布较零星、规模较小,恢复古油藏量约为6.62×10³ t。古油藏的油源主要来自于震旦系古油藏原油逸散跨层充注,但可能存在志留系烃源岩的生烃充注。古油藏的形成和破坏过程如下:震旦系古油藏遭受破坏,原油充注到石牛栏组,形成古油藏(晚三叠世-早侏罗世)-持续深埋,原油裂解,形成古气藏(中侏罗世-中白垩世)-褶皱及快速隆升作用,古气藏遭受破坏(80 Ma至现今)。川东南地区志留系油气勘探前景不容乐观,而川东-渝东地区将是志留系最为有利的勘探地区。     

四川盆地古地温及古地温梯度的研究

本文根据时间补偿原理编制了四川盆地上古生界煤化温度表和古地温量版图,求出了盆地内各层系古地温和古地温梯度,初步揭示了古地温场的基本规律。     

四川盆地热演化异常成因及热场演化特征分析

为探讨四川盆地热演化异常成因,分析不同地史时期热场分布及其主控因素,通过四川盆地不同构造单元典型井、剖面露头镜质体反射率与深度热演化剖面的建立,分析了四川盆地纵向上热演化异常成因;在热演化剖面建立的基础上,通过镜质体反射率梯度法求取了四川盆地晚古生代—中三叠世、晚三叠世—侏罗纪及现今的热场分布,并进行了热史演化特征分析。研究认为：（1）烃源岩生烃作用产生超压并对镜质体反射率和烃类裂解产生差异性抑制,是四川盆地纵向有机质热演化“负”异常的主要原因。（2）盆地不同时期构造运动及盆地性质控制着四川盆地热场纵向的演化：中二叠世晚期区域性拉张作用改变了四川盆地早期统一的低热场,导致断陷内热流值不断升高,平均地温梯度在3.5℃/hm以上;晚燕山—早喜马拉雅期,盆地东部开始隆升剥蚀,盆地逐渐向西萎缩,周缘冲断作用趋于平静,高热场开始降温;至喜马拉雅晚期的快速隆升及降温作用,形成现今低地温场分布面貌,地温梯度总体小于2.5℃/hm。     

四川盆地东南缘齐岳山断裂构造特征与页岩气保存条件

勘探现状表明,位于四川盆地东南缘的齐岳山断裂,导致了盆缘两侧页岩气成藏存在显著的差异性。文章基于最新的地震数据,结合区域地质资料,利用断层相关褶皱理论,系统解剖齐岳山断裂的构造变形特征,具体包括齐岳山断裂的几何特征,形成演化过程,以及对页岩气保存条件的影响。结果表明,齐岳山断裂在平面上呈S形分布,由多条不连续断层组成,且在北部呈右阶左行雁列式,在南部左阶右行排列;齐岳山断裂控制形成了西侧背斜和西侧斜坡两类转换带,并分别发育"基底冲断—断层相关褶皱—滑脱"和"基底逆冲—滑脱"两类构造变形模式,且断层断距从焦石坝到古蔺逐渐变小;齐岳山断裂在晚侏罗世主滑脱层抬升导致隔槽式褶皱带向隔档式转变过程中形成雏形,经历了晚白垩世黔中地块的改造作用和新近纪末期的差异隆升形成现今的形态;受齐岳山断裂控制,东侧强烈变形褶皱带保存条件差,仅宽缓向斜内残留常压页岩气藏,西侧前缘基底分支断层滑脱导致五峰组-龙马溪组抬升,形成的四个背斜构造埋深适中,为有利勘探目标,且自南向北其保存条件逐渐变好。     

楚雄盆地构造-热演化与古地温场研究

楚雄盆地的古地温场演化与构造-热活动及构造变格事件相一致。晚三叠世盆地热流值大体与弧后前陆盆地的热流一致,古地温及地温梯度相对较低。侏罗纪至早白垩世的地温及地温梯度相对于晚三叠世表现出平缓的降低,接近正常的克拉通盆地的热流值分布范围。晚第三纪以来盆地受陆内走滑活动及深部断裂导致岩浆的侵入与热液活动的影响,地温急剧上升,热流增大,现今楚雄盆地为一高热流区就是后期构造-热事件影响的结果。      

楚雄盆地构造一热演化与古地温场研究

楚雄盆地的古地温场演化与构造一热活动及构造变格事件相一致。晚三叠世盆地热流值大体与弧后前陆盆地的热流一致，古地温及地温梯度相对较低。侏罗纪至早白垩世的地温及地温梯度相对于晚三叠世表现出平缓的降低，接近正常的克拉通盆地的热流值分布范围。晚第三纪以来盆地受陆内走滑活动及深部断裂导致岩浆的侵入与热液活动的影响，地温急剧上升，热流增大，现今楚雄盆地为一高热流区就是后期构造一热事件影响的结果。     

四川盆地东南缘林滩场构造二叠系沥青的地球化学特征及意义

基于详细的地表和地下地质调研,应用岩石学、有机地球化学和无机地球化学方法,对二叠系古油藏的形成和破坏历史展开详细的研究,认识到二叠系中古油藏具有2种沥青和4种形态,分别为软沥青（晶洞内部方解石-沥青充填;板状沥青充填方解石脉残余孔隙;生物屑边缘浸染状沥青）和炭质沥青（充填于破裂缝中）。林1井地表茅口组灰岩晶洞中充填的沥青应来自于志留系烃源岩。破裂缝中炭质沥青烷烃色谱与志留系泥岩、寒武系泥岩和上震旦统灯影组储层沥青差异明显,沥青主要来源于自身微生物源和藻类,为内源成因;茅口组古油藏原油充注时间为印支期,原油裂解时期为燕山期;沥青为深埋高温和构造挤压作用产物。     

四川盆地古地温研究及其地质意义

四川盆地是我国重要的含油气盆地之一,素以“冷盆”着称,地温梯度(2.0～2.5)℃/100m.但近年来通过镜质体反射率法、矿物包裹体测温法、粘土矿物相转变法以及裂变径迹法等多种手段进行古地温研究之后发现,四川盆地早白垩世末至始新世期间古地温梯度曾高达(3.2～4.8)℃/100m,上三叠统底部最高古地温曾高达160～280℃。高古地温对于四川盆地天然气的生成和超低孔渗储层的致密化作用均有重要影响。     

珠江口盆地地温场特征及构造-热演化

位于南海北缘的珠江口盆地作为中国海洋油气勘探的重点区域，具有良好的油气勘探前景。利用钻井地热测量数据分析了珠江口盆地现今地温场特征，利用古温标反演和拉张盆地模型正演相结合的方法定量揭示了盆地新生代以来的热演化史，并对比分析了浅水区和深水区构造-热演化的差异及主控因素，总结了不同地热地质条件对油气生成和富集的影响。研究结果表明，珠江口盆地具有"热盆"特征，地温梯度高。地温梯度值的总体变化趋势表现为从浅水区向深水区逐渐增高，与地壳和岩石圈向南减薄趋势一致。珠江口盆地始新世以来经历了两期裂陷拉张作用，其基底热流值表现为幕式升高的特征。浅水区珠一坳陷达到最高古热流的时间相对较早（约为33.9 Ma），而盆地深水区（白云凹陷、荔湾凹陷）裂陷拉张时间可以持续到23 Ma，随后才进入裂后热沉降期，盆地基底热流开始降低。白云凹陷磷灰石裂变径迹（AFT）热史模拟显示晚期约在5 Ma以来存在一期古地温快速增加，这可能与新构造运动有关。此外，由于深水区拉张强度大，加热时间长，陆坡区的白云凹陷最高古热流要高于陆架区的其他凹陷。     

苏北盆地早第三纪烃源岩有机质热演化特征

苏北盆地是一个较为复杂的断陷－坳陷型含油气盆地，对其早第三纪烃源岩有机质热演化程度的评价是目前尚未解决的课题。应用显微组分光学标志和可溶有机组化学标志，研究了苏北盆地早第三纪烃源岩有机质热演化特征，从而揭示了有质热演的不均衡生民生与阶段性。     

川东南彭水地区龙马溪组页岩孔隙结构特征

以单井分析评价为基础,运用氩离子抛光—扫描电镜对川东南彭水地区龙马溪组页岩的孔隙类型进行研究,将研究区层段页岩孔隙分为六大类(包括微裂缝、粒间孔、晶间孔、粒内孔、有机质孔隙和生物化石内孔隙);孔径大小及分布用液氮吸附法及高压压汞法测定,并对两种方法测得的孔径分布结果进行归一化,得到了目的层段页岩孔径的连续分布情况:2~10nm范围内的介孔最为发育。对脆性矿物含量、黏土矿物含量、有机质丰度和类型、成岩作用以及保存条件等5类影响研究区龙马溪组页岩孔隙结构的因素进行了探讨,分析结果显示有机质丰度为彭水地区龙马溪组页岩孔隙结构的主导内在因素。     

准噶尔盆地东南缘油页岩有机地球化学特征及含气潜力

准噶尔盆地页岩气尚属于研究起步阶段,勘探程度低,还未发现页岩气藏。通过对准噶尔盆地东南缘雅玛里克山、水磨沟、三工河等地区上二叠统芦草沟组油页岩样品进行有机地球化学特征系统分析,认为：芦草沟组油页岩有机碳平均含量为9.71%,油页岩氢指数(I_H)平均值为471.56mgHC/g_TOC,有机质类型主要为Ⅱ型,处于低熟—成熟热演化阶段。通过与北美五大页岩气系统地球化学参数和地质参数对比,初步确定准噶尔盆地东南缘存在发育热成因页岩气藏的条件,部分区域可能有生物成因气生成。3个地区中,以三工河地区油页岩有机质丰度最高,有可能成为研究区页岩气勘探开发的有利区域。     

普光气田开发过程水侵特征分析

四川盆地普光气田为受构造—岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏,开发过程不希望气藏过早见水而导致产能和采收率下降,以及对管柱和地面工艺设施产生严重的腐蚀。因此,有必要尽早搞清楚该气田的边底水体大小、气藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素等问题。为此,首先利用气藏开采过程中的地层压力变化,结合地质情况和生产动态,采用快速褶积积分法和水体影响函数法对水体大小和水体能量进行估算,同时分析水侵量的大小以及水侵速度随时间的变化关系,确定了气田目前水侵动态;然后,在对生产井地层压力和产水量变化特征进行分析的基础上,结合气田地质特征运用克里金插值等分析方法,从气藏工程角度对气田水侵动态进行宏观分析,给出了气田水侵方向趋势图;并运用气藏数值模拟分析方法,通过气田生产历史拟合进一步分析了气田纵横向上来水方向和水侵程度;最后,基于气水两相渗流过程相渗滞后效应设定束缚水饱和度,通过近似模拟水侵形成水封气的程度,进一步分析了水封气对该气田可采储量及采收率的影响。该成果为提高普光气田整体开发效果提供了技术支撑。     

川西前陆盆地上三叠统须家河组沉积体系及演化特征

川西前陆盆地上三叠统须家河组主要发育一套冲积扇-辫状河三角洲-湖泊相沉积体系,其中以辫状河三角洲沉积最为发育。通过对须家河组各主要沉积相发育特征的深入分析,将辫状河三角洲沉积进一步细分为辫状河三角洲平原亚相、辫状河三角洲前缘亚相和前辫状河三角洲亚相。川西地区自龙门山前缘向东至盆地中心的沉积模式为冲积扇-三角洲平原-三角洲前缘-前三角洲-滨浅湖,沉积物源主要来自盆地西部龙门山造山带。纵向上须家河组经历了3次大的湖平面升降旋回,其中须二段和须四段三角洲相沉积发育,三角洲前缘砂体是川西须家河组主要的储集砂体。     

四川盆地三叠系天然气地球化学特征及资源潜力分析

简要介绍了四川盆地三叠系的总体勘探形势,认为该层系资源发现率和探明率不高,仍具有很好的勘探前景。通过分析四川盆地三叠系天然气的地球化学特征,指出该层系可划分为2个含油气系统,即志留系—中三叠统含油气系统和上三叠统—侏罗系含油气系统。通过研究四川盆地三叠系烃源岩地球化学特征、生气强度、展布特征等,定量评价出该层系油气资源总量为8.01×10¹²m³,同时指出了该层系天然气有利勘探领域。     

川西北地区中坝气田雷口坡组天然气地球化学特征及气源探讨

中坝气田位于川西气区北部,主要产层为上三叠统须家河组二段和中三叠统雷口坡组三段,但其雷口坡组三段气藏的气源目前还没有定论。基于此,全面分析了中坝气田雷口坡组天然气组分和碳、氢同位素组成,并选取中坝气田须家河组煤成气、河湾场气田二叠系茅口组和长兴组以及三叠系飞仙关组油型气、川东北飞仙关组油型气与之进行对比。中坝气田雷口坡组天然气总体显示干气特征,干燥系数大都在0.97附近,H2S和CO2含量较高。中坝气田雷口坡组天然气中烷烃气碳、氢同位素组成与中坝须家河组、河湾场气田及川东北飞仙关组天然气的同位素组成都有明显差异,乙烷碳同位素组成较河湾场气田、川东北飞仙关组天然气重,而甲烷碳同位素组成较川东北飞仙关组天然气轻。甲烷氢同位素值在-140‰左右,比川东北飞仙关组油型气普遍低约20‰,而高于中坝须家河组煤成气约30‰。综合天然气组分,碳、氢同位素及轻烃和汞的特征分析认为中坝气田雷口坡组天然气以二叠系油型气为主,混有部分须家河组煤成气,且受TSR作用改造。     

Characteristics of Oil-gas Resources in Sichuan Basin

Sichuan Basin, a large and old oil-bearing superimposed basin in western China, has an acreage of 190 thousand square kilometers. Its superimposed strata are composed of 7000-12000 meters of sedimentary rock from the Sinian to the Quaternary, in which the strata are mainly marine carbonate below the Middle Triassic and terrestrial clastic rock above the Upper Triassic. For more than 50 years, CNPC has been working in the basin for oil-gas exploration and development and has discovered so far 106 gas fields and 14 oil fields with proven gas reserves achieving 840 billion cubic meters （bcm）and annual gas and crude production reaching 12 bcm and 145 thousand tons respectively. Oil/gas fields in Sichuan Province is currently China＇s largest gas-producing region. Recent exploration and development practices show that gas reserves and production of the basin are still in the upsoaring stage and an understanding of oilgas distribution in the basin is of vital importance for a sustainable development of natural gas in the basin.