川西地区上三叠统天然气成藏主控因素及勘探方向

四川盆地川西地区前陆盆地上三叠统沉积巨厚,发育了多套自生自储的天然气成藏系统。为了弄清该区天然气成藏的主控因素、寻找下一步油气勘探的方向,在分析天然气成藏条件的基础上,结合区域构造、油气演化的时空配置,探讨了油气运聚成藏机制及其主控因素。结果表明：川西上三叠统烃源岩层厚度大、有机碳含量高、生烃强度大,具有有利的天然气成藏条件;有效时空配置是成藏的关键,生烃强度控制气藏丰度,古今构造叠置决定气藏品质,大断裂控制气藏改造、重组和充满度。进而指出下一步的勘探方向：川西地区南部以勘探常压、构造圈闭型气藏为主,其中川西南部三和①号断层下盘的老君山和邛西①号断层下盘的桑园等构造应为构造圈闭气藏的首选目标;川西地区北部以勘探超压、岩性气藏为主,其中地层上倾方向的梓潼凹陷-九龙山构造之间的剑门-龙岗地区是岩性气藏勘探的重要领域。     

川西坳陷上三叠统天然气成藏主控因素及形成模式

在对川西坳陷上三叠统天然气藏的形成机理及构造演化特征进行分析的基础上,对沉积储层和圈闭发育特征研究,运用成藏动力学的原理和方法,系统归纳川西坳陷上三叠统天然气成藏的主控因素,划分成藏体系并总结形成模式。综合研究认为,川西坳陷上三叠统须家河组具备形成大中型气(田)藏的条件;充足的烃源岩和较高的生气强度、良好的输导条件、适时的古隆起和古斜坡、圈闭发育、大面积分布的巨厚储层、优良的保存封盖条件是控制上三叠统天然气成藏的主要因素;上三叠统包括下部和上部两个成藏体系,下部成藏体系包括高压驱赶和低压吸拉两种天然气成藏模式,上部成藏体系主要以毛细管导入、水溶气运移释放和浮力顺优势通道输导等3种天然气成藏模式为主,不同模式具有不同的成藏动力学机制和不同的分布特征。     

川西南部地区上三叠统天然气勘探技术研究

在归纳、总结、深化研究川西南部地区上三叠统数十年油气勘探经验、技术和方法的基础上,形成了适用于该区天然气勘探的技术系列,包括气藏地质综合评价技术、构造圈闭识别技术,储层测井评价技术、地震储层预测技术、储层增产改造技术、地质随钻跟踪技术等,在莲花山—张家坪、灌口地区应用取得良好效果,为新区新层的发现和提高气井成功率提供了技术保障。这些技术系列的形成,与勘探战略、勘探思路的创新密不可分。     

川西坳陷上三叠统须家河组天然气分布及成藏特征

川西坳陷自晚三叠世以来,经历了印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动,导致了上三叠统须家河组岩石物性、构造特征、流体性质和地压场的多期次变化,油气运移聚集经多次反复而成藏。川西坳陷上三叠统须家河组天然气富集带环绕彭灌生烃凹陷,在其东、西、北坡呈马蹄形分布,显裂缝系统构成天然气自然渗流的重要通道,天然气藏主要聚集在以早期构造为基础的各种复合圈闭中。综合源岩生排烃期-储层致密化期-流体充注储层时期-圈闭形成期的分析,川西坳陷上三叠统的原生气藏成藏期为印支中晚期-燕山中晚期。晚白垩世以后,储层整体致密化,烃源岩生排烃高峰期结束,油气被致密化作用所"封存"。喜马拉雅运动使区内产生强烈形变,主要表现为裂缝对早期致密化"封存"油气的活化作用。因此,川西坳陷上三叠统须家河组天然气的成藏特征:早期"古构造"是天然气藏聚集的基础;中期"致密化封存"是天然气保存的条件;晚期"裂缝活化"是天然气富集的关键。     

川西前陆盆地上三叠统天然气富集规律与有利区带预测

通过分析川西前陆盆地上三叠统天然气富集的主控因素,明确指出有利区带必须具备的4个条件:①邻近烃源岩,并为天然气运聚指向区;②两期前陆盆地隆起带交汇部位、斜坡部位,构造背景有利;③有利沉积相带;④有利成岩相带或裂缝发育带.通过对川西前陆盆地上三叠统天然气富集空间的分析,提出多类型的岩性、地层圈闭是下一步寻找大中型气田的有利场所.最后用"四图叠合"预测梓潼凹陷、磨溪-潼南地区为最有利的勘探区带.     

川中地区上三叠统天然气成藏机理

川中地区上三叠统是一套自生自储的成藏系统。在油气成藏条件分析基础上，结合区域构造演化特征探讨了该区油气的运聚成藏机理。研究认为，川中地区上三叠统在燕山期持续沉降埋藏过程中，烃源岩在压实作用和超压微裂缝作用下排烃到邻近储层，储层中油气主要在浮力作用下近距离运聚成藏。在喜山期地层大幅度抬升和剥蚀作用过程中，尽管烃源岩的生烃和排烃作用趋于停止，但是储层中残余天然气的卸压膨胀作用和水溶气的脱溶作用仍可继续向圈闭充注大量的游离相的天然气。     

渤海湾盆地南堡凹陷天然气成藏条件及其主控因素

渤海湾盆地南堡凹陷油气勘探对象主要为古近系-新近系砂岩油气藏,近年在奥陶系碳酸盐岩、古近系火山碎屑岩地层中也获得高产天然气流,但由于对气藏成藏条件和分布规律认识不清,制约了其勘探整体部署和进程。通过综合分析该区几种可能气源岩的各类生烃地化指标和天然气组成指标,开展了典型气藏成藏条件研究。结论认为：①南堡凹陷天然气成藏地质条件相对有利,即发育偏腐殖型成熟气源岩,拥有多种成因优质储层,生储盖组合配置优越,发育与油气充注相匹配的多种圈闭和输导系统,多期火山活动对气源岩具有热催化作用等;②该区天然气成藏的关键因素是气源岩热演化程度,其次为有利盖层和油气藏后期保存条件;③下一步的天然气勘探工作应重点围绕有效气源岩分布范围、有效盖层区域或层段以及断裂后期不活动地区展开。     

川中地区上三叠统须家河组典型气藏解剖与天然气成藏主控因素分析

对分别代表川中地区上三叠统须家河组须二段、须四段和须六段气藏特征的潼南、八角场和广安3 个气藏进行了解剖分析与描述。结果表明：川中地区上三叠统须家河组天然气均系近源成藏,北部以构造气藏和构造－岩性气藏为主;中部和南部受古残丘、古盐体底辟拱升的影响,以岩性气藏和裂缝－岩性气藏为主;西部斜坡带以裂缝－岩性气藏为主。良好的烃源岩为天然气近源成藏奠定了物质基础,大规模断层的存在是决定天然气保存的关键因素,古构造、古隆起及其斜坡部位是天然气运移的有利指向区。该研究为川中地区上三叠统须家河组天然气勘探工作提供了理论依据。     

徐家围子断陷天然气分布规律及其主控因素

通过徐家围子断陷天然气的分布特征分析,得到天然气在剖面上主要分布在登二段之下,具有"一源多层"的分布特征.在平面上,主要分布在气源区内或其附近,具体部位受古中央隆起和徐西、宋西断裂带的控制.通过天然气成藏条件与天然气分布关系研究,得到徐家围子断陷天然气分布主要受沙河子组源岩分布、宋西和徐西两条断裂带活动及其分布、古中央隆起和登二段优质盖层的共同控制.在此基础上,对徐家围子断陷天然气有利勘探区进行了预测,认为宋西和徐西断裂带可继续拓展勘探领域,榆西断展带、宋站低凸起、丰乐低凸起和安达次坳应为新的勘探领域.     

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川西坳陷是四川盆地上三叠统的生气中心，由于其超致密、超埋深、超压及圈闭形成历史复杂，勘探开发难度极高。文章分析了川西上三叠统油气的运移相态及油气疏导条件，据天然气样品碳同位素和轻烃指纹分析，天然气运移相态有油溶相、水溶相和游离相3种；油气运移疏导条件也较有利，在致密化之前还存在厚大的孔隙性砂岩，与烃源岩沟通的断裂系统及流体增压形成的微缝是良好的运移通道，流体低势区是油气运移的有利指向带。应用BASINS 4.5盆地模拟软件对川西坳陷上三叠统进行了埋藏史、热史、生烃史和运移史模拟，进行了流体势计算，盆地模拟结果表明中坝印支期古隆起，绵竹—丰谷、平落坝—新津燕山期古隆起，在上三叠统烃源岩生排烃主要时期，始终处于流体低势区，是有利的天然气运移指向带，与现今勘探实际吻合。     

海—塔盆地中部断陷带南二段油藏主控因素及模式

通过油藏解剖和油藏与成藏条件之间空间匹配关系研究,认为:海—塔盆地中部断陷带南二段油藏主要为分布在断阶带、断鼻和洼中隆上的断层油藏;南二段油藏分布受南一段源岩分布范围、断陷中断阶带和洼中隆的位置、扇三角洲前缘亚相砂体分布、早期伸展断裂沟通生油岩与储层程度等4个主要因素控制;油气成藏模式为洼槽中南一段源岩生成的油气在浮力作用下,通过早期伸展断裂错断与南二段储层侧接,向断阶带或洼中隆上的断块和断层—岩性圈闭中运移聚集成藏的模式.     

四川盆地上三叠统深盆气藏研究

川西前陆盆地的盆地演化、盆地结构和相对稳定的斜坡构造有利于深盆气的形成和聚集.上三叠统为海陆过渡相和陆相湖盆沉积,以三角洲沉积为主的砂体十分发育,晚侏罗世中期至早白垩世末期储层开始致密化,早白垩世以后储层进入超致密阶段,但对于深盆气仍是十分有效的储层.砂体的上覆和下伏层均为暗色泥岩夹薄煤层的气源岩,因此对深盆气的聚集和富集成藏十分有利.煤系气源岩分布广、厚度大、生气潜力高、热演化程度高,从而为川西坳陷深盆气的形成提供了充足的气源.在早白垩世-晚白垩世中期,源岩进入生气高峰,为深盆气形成的重要时期,造成孔隙中流体体积急剧膨胀,引起川西区处于超压环境.喜山运动后盆地大范围仍处于水动力交替停滞带,上三叠统深盆气藏大面积具有整体封存条件.因此,上三叠统形成了一个几乎覆盖全盆地的特大型深盆气藏.通过对深盆气藏的主控地质因素的分析,可将川西坳陷划分为深盆气分布区、气水过渡带和上倾含水区(常规气藏分布区)等三个区带.从全盆地看,气水分布具有明显的倒置关系,深盆区内气水分布不受构造控制.     

四川盆地中西部上三叠统砂岩非构造裂缝储层

四川盆地中西部上三叠统砂岩的裂缝控制了流体的储集与渗滤能力。裂缝为非构造作用成因,由差异压实作用、溶蚀作用、岩溶陷落作用及重力滑动作用形成。古残丘的高部位和较高部位是非构造裂缝网系最发育的地方,也是布置探井和开发井的理想位置。     

川西北部上三叠统储层评价研究

川西北部是上三叠统须家河组油气富集的有利地带，现有勘探及相邻区块钻探证实，该区上三叠统具有较大的勘探潜力。但目前其勘探程度低，地质条件复杂，储层展布情况有待进一步明确。文章从储层特征及其主控因素分析入手，结合测井储层综合评价分析，指出了川西北部上三叠统须家河组储层的展布规律，并提出了有利的储集区块，为下步勘探部署提供了重要的参考依据。     

川西地区上三叠统轻烃的生成特征

对川西地区井下上三叠统剖面须五段-须一段(2530～3780m)新鲜生油岩岩屑系统取样,作吸附烃分析、研究,得出了该区陆相有机质C₄-C₇轻烃的生成演化规律,共分为环烷烃、链烷烃和芳香烃等三个发展阶段.以大量实验数据作出的轻烃族组成热演化三角图,为气藏中陆相凝析油与陆相生油岩、以及同一构造不同储层(不同成熟度)之间陆相凝析油的C₄-C₇轻烃对比奠定了重要基础.在井下系统剖面轻烃族组成纵向变化研究中,发现了当R_o达1.18%时,庚烷值和异庚烷值发生倒转这一重要现象,并以此为契机,提出了对Thompson凝析油热演化程度判别标准的修正方案.此外,从轻烃生成阶段出发,结合本区地质特点,建立了川西地区陆相有机质的成烃模式,即气-环烷凝析油阶段,R_o=0.55%～1.13%;气-链烷凝析油阶段,R_o=1.08%～1.40%;气-芳烃凝析油或干气阶段,R_o≥1.30%～1.40%.     

川西前陆盆地上三叠统储层流体动力学机制

川西前陆盆地上三叠统储层具有正常压实和欠压实两种类型。压实过程恢复后的古流体动力场表明早侏罗世末期上三叠统流体主要向两个低势区和川中方向运移,晚侏罗世末期与其具有相似性。川西西北侧江油地区、川中绵竹、孝泉一带及川西南三苏场、苏码头和三大湾地区是有利的油气聚集场所。     

四川盆地川中-川南过渡带连井地震剖面上三叠统地层对比

为了正确对比上三叠统、正确认识和评价上三叠统储层，中油西南油气田公司在2003年布设了川中-川南过渡带二维地震连井剖面。在此基础上，结合钻测井资料，对上三叠统进行精细对比解释及深入分析研究，发现川中香溪群与川南须家河组内部地层对应关系：即川中香四段顶界相当于蜀南须二段顶界；川中香二段顶界为蜀南划分的须一内部；而蜀南划分的须四段顶界，为川中区域划分的香六内部。     

川西—川西北地区上三叠统碎屑储集岩成岩作用

川西—川西北地区上三叠统包括须家河组和香溪群;主要沉积相类型有河流三角洲、海湾、湖泊和冲积扇.上三叠统储集岩主要由长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩及少量长石砂岩组成.岩石碎屑颗粒含量81%~95%,碎屑中有较多长石和岩屑,具低的成分成熟度和高的结构成熟度.原始孔隙度的45.0%~77.5%是由于压实作用而丧失的.胶结作用对储层的破坏性仅次于压实作用,包括自生石英、长石、粘土矿物和碳酸盐矿物的沉淀.石英加大的深度可能大于1 800~4 080 m.受有机质影响,碳酸盐胶结物具较低的δ¹³C值(PDB),为-4.85‰~2.91‰;由于淡水淋滤和深埋藏,有较低的δ¹⁸O值(PDB),为-16.97‰~-7.86‰.溶蚀作用是对储集岩最重要的建设性作用,以长石溶蚀最为常见.粘土矿物以伊利石为主,无蒙皂石.镜质体反射率为0.81%~2.48%,推测古地温大部分在85~160℃.储集岩成岩作用已进入到晚成岩作用阶段的中期.裂缝在很大程度上改善了储集性能.由于压实作用和胶结作用影响大,溶蚀作用影响小,储集岩以低孔、低渗为特征.