从四川盆地看古隆起成藏的两重性

从四川盆地乐山-龙女寺加里东期、泸州-开江印支期两大隆起在油气成藏中的作用入手,类比论证了不同性质的古隆起对油气藏形成的利与弊。结果表明：①泸州-开江印支期隆起属继承性沉积型隆起,剥蚀幅度弱,中石炭统黄龙组“天窗”展布范围小,而且发生在下志留统油系烃源大量排烃之前,有利于古油藏、古气藏的形成与保藏,该区勘探程度虽已较高,但仍具勘探前景;②乐山-龙女寺加里东隆起,属剥蚀型隆起,剥蚀幅度大,延续时间长,震旦系灯影组“天窗”发生在古气藏形成之后,古气藏遭受明显破坏,导致现今气藏气源不足,该区勘探宜转向古隆起外围,目的层以下古生界为主。结论认为：印支期隆起有利于油气的富集与储存,应列为勘探的主要靶区。     

泸州古隆起嘉陵江组油气成藏期的确定

通过流体包裹体分析及其均一温度的研究，并结合烃源岩演化史、储层地温史、岩心薄片镜下沥青的观察，按照油气分段捕获原理，确定四川盆地泸州古隆起嘉陵江组油气共存在4次成藏期，即中三叠世、中侏罗世前后、晚白垩世前后和喜山运动中晚期, 分别对应古油藏的形成与破坏期、志留系注气为主期、二叠系注气为主期和油气再分配期。同时，根据储层沥青在镜下的光学特征和在各类孔隙中的分布形态的观察，可定性确定泸州古隆起嘉陵江组油气存在多期注入和叠加的历史，并证实泸州古隆起核部曾经存在一个来自志留系烃源的印支期古油气藏。结果表明，综合考虑多种因素,应用流体包裹体确定油气成藏期的方法行之有效。     

塔里木古生界克拉通盆地海相油气富集规律与古隆起控油气论

塔里木古生界克拉通盆地海相油气分布十分复杂,大油气田形成及分布主要受古隆起、有效烃源岩分布以及后期构造变动三大因素控制。其中最重要的是古隆起及其斜坡,原因是古隆起及其斜坡是克拉通盆地各种成藏条件的最佳耦合区。塔里木克拉通古隆起可划分为继承型、残余型、叠加型、衰亡型4种类型。长期发育的大型继承性古隆起与残余古隆起及其斜坡是油气最富集的地区。古隆起控油、斜坡富集,隆起高部位油气易发生调整破坏、斜坡部位有利于富集保存,这是塔里木克拉通区油气藏形成和分布的重要规律。多期成藏、多期调整是塔里木克拉通区油气藏形成的重要特点。晚加里东-早海西期是克拉通区原生油藏最主要的成藏时期;晚海西期既是原生油气藏形成的主要时期,又是早期油气藏发生调整形成次生油气藏的重要时期;燕山期,特别是喜马拉雅期则是早期油气藏发生调整改造、定型定位及破坏的主要时期。据此认为,"晚期成藏论"并不适用于塔里木多旋回古老海相克拉通盆地。因此,古隆起及其斜坡,特别是大型继承性古隆起与残余古隆起及其斜坡是寻找大、中型油气田的最有利地区。据此提出了"古隆起控油气论"。     

四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配

四川盆地蜀南地区上二叠统长兴组下伏3套烃源岩,分别为下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤系,长兴组已发现多个大中型气田,但对天然气的烃源一直认识不清。通过天然气组成和碳同位素分析表明,该区长兴组天然气以原油裂解气为主、甲烷含量高、干燥系数大,属于典型的干气;结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试,并综合分析油气成藏时空匹配关系,首次发现并证实蜀南地区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源岩,并混入少量的龙潭组煤系成因气;长兴组储层未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃,以充气聚气为主;燕山运动早中期为主要充气期,而燕山末期—喜马拉雅早期为局部天然气充气期,与川东地区长兴组以龙潭组煤系来源的天然气不同。油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键,决定着油气来源和成藏富集程度,历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。      

四川盆地东部大中型气藏成烃条件分析

应用含油气系统理论和气藏地球化学方法,研究了四川盆地东部石炭系和下三叠统飞仙关组大中型气藏的烃源地球化学控制因素。指出:川东地区发育的下志留统和上二叠统两套大中型泥质烃源岩是石炭系和下三叠统飞仙关组大中型天然气藏的烃源保障,石炭系和下三叠统飞仙关组大中型气藏的形成受开江印支―燕山期古隆起的控制,喜山运动形成的圈闭对天然气成藏具有调整作用。     

卧龙河气田天然气成因及成藏主要控制因素

对卧龙河气田3套主要产层下三叠统嘉陵江组、中石炭统黄龙组和下二叠统的天然气组分及同位素组成特征进行了分析,结合烃源岩分布规律,确定了各层系天然气成因及主力气源。其中下三叠统嘉陵江组天然气主要以上二叠统龙潭组腐殖型烃源岩生成的煤成气为主,以志留系腐泥型源岩生成的油型气为辅;中石炭统黄龙组天然气主要由志留系烃源岩生成的不同期次的油型气混合而成;下二叠统天然气除了志留系源岩生成的油型气外,还有少量下二叠统碳酸盐岩生成的油型气。另外,卧龙河气田还存在大量原油裂解气。卧龙河气田的形成与该区多套优质烃源岩发育、处于生气中心及其周缘、优质储层发育、古隆起构造背景和晚期成藏等多种因素密切相关。     

川东地区上二叠统长兴组油气成因

本文以油气地化特征的分析为重点,配合不同类型气藏形成特点和上二叠统生油气条件的综合分析,查明长兴组生物礁气藏及非礁相气藏的凝析油都主要来自龙潭组黑色页岩和煤,基本上属高成熟煤成油。气属多源的混合成因,其中生物礁气藏的气主要来自龙潭组并混入了部分长兴组油型气;非礁相气藏的气属龙潭组煤系和长兴组碳酸盐岩混合来源的二次生成气。实际资料分析表明,上二叠统油气主要来自本身,不可能来自石炭系以下的深层气源岩。     

川东北地区烃源岩与沥青生物标志物特征及古油藏油源辨识

川东北地区是我国重要的天然气产区,古油藏原油裂解成气是该区天然气的主要来源。针对该区古油藏油源研究存在的争议,对古生界—中生界主要烃源岩层系和长兴组—嘉陵江组储层沥青的生物标志物特征进行了分析和对比。结果表明：烃源岩有机质母源下古生界以水生生物为主;上古生界具有水生生物与高等植物混源的特征,以水生生物为主;中生界以高等植物为主,兼有水生生物。烃源岩沉积水体古生界主要为咸水,中生界主要为淡水。烃源岩沉积环境古生界以弱还原—还原环境为主,中生界以弱氧化—弱还原环境为主。生物标志物特征表明,上二叠统龙潭组烃源岩为长兴组—嘉陵江组古油藏主力烃源岩,下二叠统梁山组烃源岩也有一定的贡献。     

四川盆地泸州古隆起西缘雷一1亚段油气地质条件分析

四川盆地雷口坡组雷一段天然气资源探明率较低,除川东卧龙河、川中磨溪雷一1气藏外,盆地其余地区尚未在雷一段获得规模储量,剩余资源量大,具有良好的勘探前景。泸州古隆起西缘地区雷一1亚段为颗粒滩相沉积,经过混合水白云石化和溶蚀作用形成了大量的晶间(溶)孔和粒间(溶)孔;中三叠世末,印支运动形成的泸州古隆起,造成该区雷一1期滩相储层经历表生岩溶作用形成优质储层,而且使雷一1储层与上覆须家河组烃源岩形成对接,有利于油气侧向运移。该区断层、裂缝较为发育,可沟通二叠系烃源层和上三叠统烃源层,为油气的主要运移通道;区内圈闭众多,圈闭面积较大,闭合度高,有利于油气聚集。图6参6     

四川盆地二叠系和三叠系礁滩天然气富集规律与勘探方向

通过系统的天然气组分、碳同位素以及微观薄片、包裹体分析,明确了二叠系和三叠系礁滩气藏中天然气主要为原油二次裂解气,龙潭组（吴家坪组）为天然气藏的主力烃源岩层,气藏经历了早期岩性古油藏聚集、古原油裂解和天然气调整再聚集3个阶段;天然气藏（田）具有多元供烃、近源聚集、岩性控藏、气油转化、晚期调整的成藏富集模式,现今气藏的富集主要受控于3个方面：一是二叠系烃源岩的生烃灶分布控制了油气来源的充足程度;二是礁滩相储层的分布与规模控制了油气聚集的场所与规模;三是晚期保存条件决定了天然气的最终聚集。通过系统总结已发现礁滩气藏（露头）沉积储层、油气富集规律,进一步探讨了下步勘探发展的方向,认为长兴组、飞仙关组和嘉陵江组台缘礁滩、台内浅滩和下二叠统浅滩勘探领域仍存在良好勘探前景。     

论四川盆地下三叠统嘉陵江组三—四段天然气勘探

四川盆地嘉陵江组三—四段气藏,主要分布在泸州古隆起核部周边及其延伸部分,而于古隆起核部则未获一个气藏。究其原因,主要是由于该储层自身缺乏生气条件;从气源层又无向上断达嘉三—嘉四段储层的断层存在;古隆起核部因曾遭受早印支运动强烈的剥蚀,已无嘉四段良好的石膏岩作盖层。研究认为,嘉三—嘉四段储层是以古岩溶缝、洞为基础,几经演变后,并为晚期构造和构造缝复杂化了的储层,其储集空间并不受构造的限制,即使是向斜也可能有古岩溶缝洞和裂缝存在,勘探领域相当宽广。因此,进一步勘探主要应放在该古隆起核部周边及其向西和向东延伸的地区。     

塔里木盆地研究进展与勘探方向

油气勘探实践和技术攻关,促进了塔里木盆地海相碳酸盐岩油气成藏理论的深化和前陆盆地油气成藏理论的发展。海相碳酸盐岩油气成藏理论的深化体现在:紧邻主力烃源岩的古隆起及其斜坡是油气富集的有利区带;断裂和不整合面是油气运聚的主要通道和成藏的有利条件;多期旋回岩溶和构造裂隙形成的优质储层是油气富集、高产稳产的关键;优质盖层、多期成藏、后期调整是油气藏保存及形成油气复式聚集的重要因素。前陆盆地油气成藏理论的发展主要是深刻认识到油源断层的沟通作用、广泛发育的构造圈闭、优质盖层和晚期构造运动的促进与调整对油气成藏的控制作用。油气成藏理论的发展和完善对于塔里木盆地的油气勘探方向具有明确的指导作用。阿克库勒凸起、雅克拉断凸、塔中古隆起、和田河古隆起、古城墟古隆起和库车凹陷南缘是大中型油气田勘探的有利地区,巴楚隆起南部、孔雀河斜坡和克拉通盆地深层是值得探索的重要领域。     

准噶尔盆地西北缘不同成因类型天然气来源及其分布规律

准噶尔盆地西北缘天然气具有多种成因类型,为了明确不同类型天然气的来源及其成藏规律,结合区域地质背景,运用有机地球化学分析和天然气藏解剖方法对其进行了研究。结果表明:该区天然气主要有油型气和煤型气两种端元类型:1油型天然气为湿气,类型为气顶气,与原油相伴生,并与原油同源(下二叠统风城组烃源岩);2煤型天然气为干气,主要来自以腐殖型母质为主的下二叠统佳木河组烃源岩,于古近纪晚期成藏。结论认为,不同类型天然气的分布具有序列性:1垂向上,中二叠统下乌尔禾组以油型气为主,佳木河组顶面不整合附近以混合气为主,佳木河组内幕以煤型气为主;2平面上,环玛湖凹陷分布的西北缘油气运移有利指向区,仅在西段克拉玛依—中拐地区分布有纯天然气藏,且在远离气源灶的方向上,依次分布油型气、混源气和煤型气;3天然气的有序分布是新近纪气源灶供气层位及分布范围、"断—盖"遮挡条件、"断—面"输导条件三者耦合的结果。     

复杂油气藏油气运移的地球化学特征——以胜坨油田为例

东营凹陷胜坨油田原油划分为4个组群。组群1是由下第三系沙河街组三段下亚段烃源岩提供的成熟油,主要分布于宁海、坨一区西部;组群2是由沙河街组四段上亚段烃源岩提供的成熟油,主要分布于坨二、三区及一区东部,是胜坨地区的主要原油组群;组群3为混源油,油源是沙河街组三段下亚段和四段上亚段两套成熟烃源岩所提供,分布局限;组群4为低熟油,是由民丰洼陷沙河街组四段上亚段高伽马蜡烷烃源岩在低成熟阶段提供的烃类,仅分布于胜北断层北侧。利津洼陷沙河街组三段下亚段烃源岩形成的油气沿坨94断层向上运移,分别从东、西两个充注点在坨一区西部和宁海地区聚集成藏;利津洼陷沙河街组四段上亚段烃源岩形成的油气沿坨94断层向上运移,在坨一区东部聚集成藏。坨二、三区8砂组都源自沙河街组四段上亚段烃源岩,具有两次油气充注过程。早期成藏发生在东营组沉积末期,民丰洼陷沙河街组四段上亚段烃源岩早期生成的油气主要在沙河街组三段上亚段8砂组以下(包含8砂组)储层成藏;晚期成藏发生在明化镇时期,民丰洼陷沙河街组四段上亚段烃源岩晚期形成的油气主要在8砂组以上(包含8砂组)沙河街组二段—东营组储层成藏。早期油气运移的充注点位于胜北断层,晚期油气运移的充注点位于南北向断层北部。     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二)——烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力

四川盆地二叠系发育中二叠统海相碳酸盐岩和上二叠统海陆交互相碎屑岩两套烃源岩,由于其热演化程度高,造成对烃源岩原始生烃潜力及天然气资源潜力认识不清。为此,通过研究该盆地内探井及盆地周缘剖面大量二叠系烃源岩样品的地球化学特征及生烃潜力随成熟度的变化规律,探讨了二叠系烃源岩的原始生烃潜力以及在地质历史时期生排烃量、干酪根与原油裂解生成天然气的资源潜力。研究结果表明:(1)上二叠统龙潭组泥岩和碳质泥岩总有机碳含量高、原始生烃潜力大,是二叠系中最主要的油气烃源岩,龙潭组煤层也是非常重要的气源岩,上二叠统大隆组有机碳含量和生烃潜力也很高,是四川盆地北部重要的油气源岩,中二叠统碳酸盐岩烃源岩总有机碳含量与原始生烃潜力低,是次要的油气源岩;(2)二叠系烃源岩在地质历史时期生成原油3 290×10~8 t,生成天然气420×10~(12) m~3,龙潭组烃源岩对原油和天然气的贡献率分别为80%和85%;(3)二叠系烃源岩形成的古油藏原油资源量为580×10~8 t,原油裂解气资源量为4.45×10~(12) m~3,干酪根直接生成的天然气资源量约为2.10×10~(12) m~3,天然气资源总量可达6.55×10~(12) m~3,其中原油裂解气占70%。结论认为,四川盆地北部和中部—东南部是二叠系的两个生烃中心,也是最有利的二叠系油气成藏和天然气勘探区域,古油藏是最具天然气资源潜力的勘探目标。     

南鄱阳坳陷油气成藏条件分析

最近几年的区域油气勘探与新资料评价表明：南鄱阳坳陷具有“上张下逆”双层结构的叠合盆地构造背景,晚期伸展沉积的陆相白垩系区域盖层造就了二叠系、三叠系海相-海陆过渡相烃源岩在喜马拉雅期的二次生烃和晚期成藏条件;地处前白垩纪“南北对冲”前缘带的旧夏、二甲村凹陷,二叠系保存状况和白垩系盖层构筑的整体封闭保存条件较好,二叠系龙潭组树皮煤是该区已知的特征性优质煤成油烃源岩;“自生自储型”的龙潭组油气藏是该区其最有勘探前景的油气成藏类型,次为“下生上储型”的白垩系周家店组底部油气藏;而地处“凹中隆”的龙皮构造带则具有浅层油气勘探的现实性,可作为南鄱阳坳陷近期勘探的突破口。     

四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(一)——烃源岩空间分布特征

二叠系—中下三叠统是四川盆地天然气勘探的主要目的层系之一,已发现的许多大中型气田的天然气都来源于二叠系烃源岩,但目前对于该层系烃源岩的主要类型与空间分布规律尚缺乏系统完整的认识。为此,通过对该盆地典型井/剖面二叠系烃源岩发育层位的精细地球化学标定,结合钻井、录井资料,探讨了二叠系烃源岩的类型及其空间展布特征。研究结果表明:(1)该盆地二叠系普遍发育中二叠统碳酸盐岩和上二叠统泥质岩两套烃源岩,局部发育上二叠统大隆组海相泥岩烃源岩;(2)上二叠统龙潭组泥质岩类烃源岩厚度大,有机质丰度高且广泛分布于全盆地,是二叠系中最主要的烃源岩,其中盆地北部的苍溪—云阳地区厚度最大(80~140 m),南部的成都—重庆—泸州地区厚度次之(60~100 m),而中部地区则相对较薄(40~80 m);(3)龙潭组煤层也是该盆地非常重要的烃源岩之一,盆地中部—东南部的南充—綦江—泸州地区煤层厚度最大(5~15 m),川东北地区煤层厚度次之(2~5 m);(4)上二叠统长兴组烃源岩发育程度差,但大隆组烃源岩分布于盆地北部开江—广元一线,厚度介于5~25 m,是盆地北部地区重要的烃源岩;(5)中二叠统碳酸盐岩烃源岩广泛分布于全盆地,其中东北部和东南部厚度介于50~150 m,其他地区的厚度则一般小于50 m,是二叠系中次要的烃源岩。