蜀南地区天然气地质特征及勘探方向

为寻找四川盆地南部老探区（以下简称蜀南地区）下一步勘探有利区带,系统分析确认该区基本地质特征,具有：多期构造旋回发展演化,沉积层系相对完整,多源供烃、多储层层系及圈闭类型、多期成藏及多个含油气系统等特点。通过对老井重新认识,结合勘探成效及研究成果,认为近期蜀南地区研究和勘探的重点是：①深化二叠系、三叠系勘探是目前“增储、上产”的关键;②主攻上三叠统须家河组气藏是近期天然气储量大幅度增加的重点;③古隆起外围雷口坡组是近期找气的重点层系;④下古生界及震旦系是寻找天然气发现的新领域;⑤页岩气藏将是蜀南地区非常规油气勘探开发的新领域。     

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明：(1)四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。(2)研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。(3)研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地...     

四川盆地川西地区雷口坡组岩溶储层特征与分布

四川盆地雷口坡组发育一套碳酸盐台地相沉积,形成滩相白云岩和岩溶风化壳两类储层,均在川西地区获得了重要发现,如中坝气田、新场气田等,是目前四川盆地三叠系勘探的重要领域。为了明确川西地区雷口坡组与上覆地层的分界线,以及雷口坡组岩溶储层的特征与分布,开展了相关研究。分析认为,川西地区雷口坡组与上覆马鞍塘组存在4种接触关系,通过露头、岩心、薄片、测井和地震等多种资料重新厘定了雷口坡组与马鞍塘组的分界线,认为雷口坡组顶部存在明显的暴露特征,发育风化壳和岩溶储层,而马鞍塘组属于较深水开阔台地沉积,白云岩不发育,且后期未暴露地表。雷口坡组岩溶储层分布受控于该组顶部暴露地层岩性和古地貌特征,利用井震结合的方法预测优质储层主要分布于川西中南部,但储层非均质性和相带变化较大。根据优质储层与烃源岩匹配关系,指出下一步勘探的有利区带位于川西南部地区。     

川东北地区普光气田长兴—飞仙关气藏成藏模式与成藏过程

四川盆地川东北地区随着普光1井、2井在二叠系长兴组和三叠系飞仙关组储层中喷出高产工业天然气流,发现了四川盆地有史以来储量最大的天然气田——普光气田。研究表明,普光气田主要以二叠系长兴组台地边缘形成的礁滩和白云岩组合以及三叠系飞仙关组浅海开阔台地相沉积的粒屑滩、鲕粒滩为储层,后期埋藏溶蚀孔为主要储集空间。天然气主要来自中下寒武统、下二叠统、上二叠统烃源岩。印支、燕山及喜马拉雅运动都对普光古圈闭及油气藏的形成有重大影响。普光气藏属于构造—岩性复合孔隙型气藏,其成藏模式与成藏过程经历了原生油藏阶段、气藏阶段和改造定型阶段。普光气田的成藏模式与成藏过程对广大川东北地区勘探类似天然气藏具有借鉴与指导意义。      

四川盆地及邻区二叠纪层序岩相古地理及有利勘探区带

通过大量露头、钻井岩心沉积相研究及地震相分析,将四川盆地及邻区二叠系划分为5个三级层序,编制了四川盆地及邻区三级层序地层格架下的二叠纪岩相古地理图,即层序PSQ1(栖霞组)、层序PSQ2 PSQ3(茅口组)、层序PSQ4(龙潭组/吴家坪组)及层序PSQ5(长兴组/大隆组)4个沉积期岩相古地理图,认为四川盆地及邻区二叠纪岩相古地理的演变主要受控于区域张裂构造背景及同沉积正断裂的活动,总体表现为张裂活动逐渐增强的趋势;中二叠世主要发育碳酸盐缓坡,晚二叠世演变为镶边台地;因中二叠世末期的峨眉地幔柱活动及其玄武岩喷发导致了康滇古陆的形成并成为川西南地区陆源碎屑沉积物源.通过岩相古地理图的编制,发现了一批台内礁滩及台内洼地,进一步明确了川北地区中缓坡相及台地边缘相的展布,对于四川盆地及邻区二叠系天然气勘探具有重要指导意义.结合主要烃源岩分布及成藏条件分析,提出环开江一梁平盆地上二叠统白云石化台缘礁滩、城口—鄂西盆地西南缘上二叠统白云石化台缘礁滩、川北地区中二叠统白云石化中缓坡礁滩、茅口组风化壳岩溶储层、上二叠统长兴组白云石化台内礁滩及中二叠统断裂热液白云岩储层是四川盆地二叠系碳酸盐岩储层的有利天然气勘探领域.     

四川盆地区域不整合特征及其对油气成藏的控制作用

基于露头、地震和钻井等资料，对四川盆地主要区域不整合特征及其对油气成藏的作用进行系统研究。结果表明：(1)四川盆地主要发育6个区域地层不整合，由下至上分别是前震旦系与震旦系之间、震旦系与寒武系之间、前二叠系与二叠系之间、中上二叠统之间、中上三叠统之间以及三叠系与侏罗系之间的不整合，已发现的21个常规大气田（包括致密气）中有16个的形成与区域性不整合有关。(2)区域性地层不整合对四川盆地大气田成藏有重要作用：一是通过风化壳岩溶作用改善不整合面之下储集体的孔渗条件，形成规模岩溶储集层；二是不整合面附近有利于形成良好源储盖组合，为大气田形成提供基础；三是产生地层尖灭和高低不平的古地貌，形成大面积地层圈闭和岩性圈闭群；四是为油气侧向运移提供优势通道；五是有利于油气规模聚集。(3)与区域性不整合相关的领域是四川盆地大气田勘探的重点，前震旦系具备形成大气田的烃源岩、储集层及其良好的配置条件，具有较大勘探潜力，有望成为重要战略接替领域。     

四川盆地南部地区上二叠统长兴组沉积微相研究

针对四川盆地南部(蜀南)地区上二叠统长兴组台内礁滩分布认识不清的问题,结合四川盆地晚二叠世长兴期区域沉积背景,对蜀南地区上二叠统长兴组的岩石类型、测井响应等沉积相标志进行了详细研究,探讨了蜀南地区长兴组沉积微相特征及分布规律。结果表明:晚二叠世长兴期蜀南地区为连陆碳酸盐岩台地沉积体系,分为半局限台地相与潮控滨岸相,包括台内滩(礁)、半局限潟湖、碎屑潮坪3个亚相,岩性以颗粒灰岩、礁灰岩、生屑泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩与碎屑岩-混积岩为主。纵向上,长兴组由2个完整的海侵—海退沉积旋回构成,海侵半旋回以潟湖沉积为主,海退半旋回以台内滩(礁)沉积为主。其中,台内滩亚相根据不同的岩性、滩体厚度等可划分虫屑灰岩微相(滩核)、藻屑灰岩微相(滩翼)以及滩间3个微相。平面上,长兴组一、二段的沉积相带展布具有继承性,较长一段而言,长二段沉积时滩体的沉积范围、规模均明显扩大,并具有向南、东迁移的趋势。高能相带的物性参数相对较好,为油气勘探的有利相带。研究结果对深化该区储层分布研究具有一定的指导意义。     

四川盆地广元-梁平古裂陷构造-沉积演化

二叠纪-三叠纪转折期,四川盆地北部广元-梁平地区发育一个北西-南东向古裂陷,称之为“开江-梁平古裂陷”。由于对广元-梁平古裂陷的认识直接影响到川北和川东北地区的油气勘探部署,因此有必要对该古裂陷的构造-沉积演化进行深入研究。通过系统收集广元-梁平古裂陷槽内外的露头和钻井资料,并根据地层不整合面特征、沉积充填特征、测井曲线突变特征、沉积物地球化学特征等沉积记录以及地震剖面约束,发现广元-梁平古裂陷槽内仍存在茅口组三段（茅三段）和四段沉积物,槽内茅口组顶部缺乏广泛岩溶,表明茅口组减薄并非岩溶侵蚀造成,而是由相变导致的。广元-梁平古裂陷的雏形最早形成于茅三段和茅四段沉积期,吴家坪期在此基础上继承性发展,长兴期拉张裂陷活动加剧,热液活动加强,构造沉积分异明显,为古裂陷发育的高峰期,直至飞仙关组四段沉积期,古裂陷才完全被填平补齐。广元-梁平古裂陷对环裂陷槽中-上二叠统多层系储层具有明显控制作用,不仅控制着茅口组生屑滩储层的发育,还控制着吴家坪组颗粒滩储层的发育,且吴家坪组储层中存在油气运聚过程,发育残余孔隙,为下一步油气勘探的有利目标。     

川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制

四川盆地是我国重要的含油气盆地,其中川东北二叠系长兴组碳酸盐岩是重要的产气地层。近年来发现的普光、龙岗、元坝等天然气田是重要的西气东输基地,对国家油气战略安全具有重要贡献作用。通过野外露头样品及钻井岩心分析,对川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制及主控因素进行了系统梳理。研究结果表明：①川东北二叠系长兴组气藏主要是一种白云岩气藏,生物礁灰岩储集能力较差与沥青充填有关,为气源层。野外露头考察发现礁盖白云岩具有更优的储集性能,但普光长兴组顶部的白云岩为一种非礁盖白云岩,揭示了长兴顶部的纯白云岩本身就是含气储层,与生物礁关系不大。②川东北长兴组白云岩储层的储集空间包括溶洞、晶间孔、晶内溶孔和晶间缝,为成岩过程中彻底云化而成。③川东北长兴组白云岩化存在5种成因机理：暴露淡水淋滤与蒸发泵流作用、渗透回流或盐水回流台地交代作用、埋藏成岩白云岩化、热液白云岩化、风化交代白云岩化,以前两种为主。表生和早期成岩的白云岩受沉积微相控制,不同区域具有不同的成因模式。川东北生物礁常常发生白云岩化作用,尤其是生物礁顶部,白云岩化后储集性能得到较大改善。④研究区长兴组中上部白云岩气藏的发现具有重要的理论意义和工业价值,尤其是长兴组顶部的白云岩自身具有良好的天然气储集能力,在封盖条件较好的广大区域均可形成工业气藏,川东北开江—梁平海槽台缘外（包括平昌海槽）长兴组也存在发育工业大气田的潜力。     

河南中部晚二叠世与早三叠世地层划分对比及几个地质问题的商榷

本区二叠系与三叠系的接触关系,以往一直认为是整合接触.作者通过露头和钻井剖面实际资料的综合分析和对比,认为该区的晚二叠系石千峰组与早三叠系方山组之间存在沉积间断,即石千峰组末期有一次上升运动(华力西末期运动),二叠系与三叠系是假整合接触.这次华力西末期运动,对煤系地层油气的生成、运移和聚集都有一定的影响.      

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。      

川北地区长兴组沉积相和生物礁气藏分布规律

四川盆地北部地区晚二叠世长兴期沉积环境发生了明显分异，依据沉积特征可将其划分为碳酸盐深缓坡相、开阔台地相、海槽相、陆棚（台地）边缘相等单元，并以此建立了川北地区长兴期沉积模式。川东北区块和川西北区块在长兴期已由碳酸盐缓坡相演化为碳酸盐开阔台地相；在开江-梁平海槽相区内原划为下三叠统飞仙关组底部的高伽马低电阻层段应划入大隆组，在其中发现了晚二叠世具深水特征的骨针、放射虫、微体有孔虫及腕足等化石碎片。环海槽陆棚（台地）边缘带是寻找生物礁气藏的最有利相带，其贯穿整个川北地区，延伸数百公里；在二叠系长兴组生物礁相之上常有飞仙关组的鲕粒滩发育，二叠系、三叠系礁、滩叠合边缘相带可供勘探的面积达7300 km²，已获得天然气储量超过6000×10⁸m³，勘探潜力巨大。     

川东地区台内洼地二叠系生物礁、滩沉积格局及勘探意义

川东地区晚二叠世—早三叠世发育武胜—石柱台内洼地和重庆—綦江台内洼地，明确环台洼边缘分布的生物礁滩沉积格局及演化对四川盆地二叠系—三叠系礁滩气藏勘探的重要指导意义。基于川东地区卷洞、菊花坝、太运和冷水溪剖面长兴组的现场实测和系统取样分析，结合实际钻井资料和前期研究成果，认为长兴组沉积早期，除开江—梁平海槽外，研究区内其余地区均处于缓坡沉积环境，以硅质结核灰岩和泥晶灰岩等较深水沉积为主；而随着长兴组沉积中—晚期海退，开始出现明显的沉积分异现象，由南向北呈“两洼”—“一台”—“一槽”的沉积格局，即重庆—綦江台内洼地亚相及其以北的武胜—石柱台内洼地亚相（“两洼”）、武胜—石柱台内洼地亚相与开江—梁平海槽之间的台坪亚相（“一台”）及开江—梁平海槽主体（“一槽”）。沿武胜—石柱台内洼地南、北两侧台洼边缘带，发育生物礁滩组合，生物礁滩组合在北侧主要发育在长二段—长三段下部，在南侧则发育在长三段上部，具有“北早—南晚”的沉积特征，认为长兴期沉积古地貌上具有“北高—南低”的特点。研究区台内洼地沉积格局及生物礁滩演化规律的明确，为川东地区二叠系长兴组礁滩气藏勘探新领域评价提供了依据。     

四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有"双层构造"特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。     

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...     

四川盆地台缘带礁滩大气区地质特征与形成条件

以四川盆地二叠系—三叠系长兴组—飞仙关组台缘带礁滩大气区为例,阐述了台缘礁滩体带状大气区形成条件与地质特征。四川盆地晚二叠世经历了克拉通内裂陷作用和基底断裂活动,在区域大缓坡背景下,形成了以城口—鄂西海槽、开江—梁平海槽及南充—绵阳台内洼地3个负向单元以及奉节—镇巴台坪、石柱—仪陇台坪、遂宁—磨溪台坪3个古地貌高点为特征的“三隆三凹”的古地理格局,台坪向海槽过渡的高能带环境发育大型台缘带礁滩体;经历早期溶蚀、回流渗透白云石化与埋藏溶蚀等建设性成岩作用,形成了沿台缘带分布的优质白云岩储集层;台缘带礁滩体具有良好烃源条件,断层发育,油气成藏条件明显优于台内礁滩体,台缘带控制天然气富集,即大型台缘古地理背景、规模白云岩溶蚀礁滩储集层、良好的下生与侧向气源条件和带状集群展布的岩性、构造及构造-岩性复合3类圈闭“四要素”有机配置决定带状大气区的形成与分布,展示了台缘带礁滩大油气区的良好勘探前景。图7表3参12     

川东北地区大中型气藏天然气特征及气源

四川盆地东北部下三叠统飞仙关组、上二叠统长兴组内发现了丰富的天然气资源,展现了良好的潜力。结合川东北地区烃源岩特征,对比分析长兴-飞仙关组天然气组分、同位素待征与石炭系气藏的异同,从而确定其主力烃源岩层;对长兴-飞仙关组储层进行密集采样,分析其有机碳值,进而定量评价储层沥青的含量;同时根据物质守恒原理,计算出普光古油藏裂解生成的天然气总量。研究发现,龙潭组烃源岩是长兴-飞仙关组气藏的主力烃源岩,干酪根裂解气超过原油二次裂解气的贡献,是气藏的首要气源类型;普光气藏的古油藏裂解生成天然气总量为3 610×10⁸ m³,其贡献不能满足普光大型气藏的形成,进一步验证了关于长兴-飞仙组气藏首要气源为干酪根裂解气的结论。     

川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因

四川盆地川东北元坝气田的气藏类型为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气藏,勘探形势整体较好,然而其海相主要产气层上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组的气藏规模差异较大。为找出二者产能差异性的成因,对其储层、输导体系、压力系统及储源关系等特征进行了地质与成像测井相结合的综合分析。结论认为：该区下三叠统嘉陵江组上部-中三叠统雷口坡组膏盐岩盖层分布稳定,长兴组与飞仙关组气藏气源均主要来自上三叠统吴家坪组（P₂w）和龙潭组（P₂l）烃源岩;储层特征上的差异导致长兴组主要为中高产气藏,飞仙关组主要为低产气藏;而输导体系、压力系统、储源关系的不同,也对富集程度产生了一定影响。     

四川盆地西部坳陷中段二叠系栖霞组油气地质条件及勘探潜力

近年来,四川盆地西部坳陷北段双鱼石构造、南段平落坝构造二叠系栖霞组勘探取得重大突破,而西部坳陷中段栖霞组勘探尚未突破。为了加快栖霞组超深层海相油气勘探节奏,基于西部坳陷中段周边大量野外露头剖面,结合区内及邻区部分地震和钻井资料以及前人研究成果,系统梳理了栖霞组油气地质条件,综合分析西部坳陷中段的勘探潜力。结果表明,研究区栖霞组具有与西部坳陷北段和南段相同的沉积背景,具备台缘优势相带,具有形成优质储层的条件;同时,该区栖霞组通源断裂发育,能有效沟通寒武系筇竹寺组生烃中心,上覆二叠系致密灰岩和泥页岩以及三叠系膏岩层可作为良好盖层,源—储—盖组合较好,具有形成规模性油气藏的条件。