长岭断陷火山岩储层流体包裹体分布特征及天然气成藏期次

长岭断陷火山岩储集层成藏条件十分优越,勘探前景广阔。对该区腰英台凸起区深层火山岩系39块流体包裹体进行了偏光、荧光特征观察、均一化温度及冷冻温度(盐度)等测定,分析了储层流体包裹体类型及分布特征,充分利用包裹体均一化温度信息,结合烃源岩生烃史以及地层埋藏史,分析了该区天然气的成藏期次。该区火山岩储层烃类包裹体极为发育,以气态烃包裹体为主,包裹体中存在较多的CO2,其中达尔罕构造营城组包裹体中CO2含量较高。腰英台构造带为1期成藏,成藏时间为距今84～93Ma,油气充注期为青山口组沉积中后期至嫩江组时期;达尔罕构造带油气充注时间为距今87～94Ma,CO2充注时间为距今81～85Ma,相当于嫩江组的后期至四方台组早期,新近纪之后构造运动产生的CO2为大规模的无机CO2的来源。该区油气成藏期次与营城组与沙河子组烃源岩的生排烃史较为匹配。     

渤海湾盆地廊固凹陷杨税务潜山油气成藏的流体包裹体证据

廊固凹陷杨税务潜山凝析油天然气藏是近年来渤海湾盆地的重要勘探发现,但对其油气成藏过程的认识还不够深入。通过对潜山储层中的流体包裹体进行岩相学、显微测温、拉曼光谱和PVT模拟等分析表明,储层中主要发育5类流体包裹体,即气液两相盐水包裹体、气体包裹体、气液两相烃类包裹体、气液两相富气包裹体和单液相烃类包裹体。杨税务潜山主要发育2期油气成藏过程,以晚期天然气充注为主。第1期烃类包裹体主要发蓝绿色荧光,单相烃类包裹体较多,气液两相烃类包裹体较少,共生盐水包裹体较少,未见含甲烷的富气包裹体,以原油充注为主,形成于东营组沉积期成藏阶段。第2期烃类包裹体以气液两相富气包裹体为主,其气液比相对较大,液相发蓝色荧光,为高成熟度凝析油,富气包裹体中含甲烷等气体,说明成藏的天然气为湿气,成藏期为明化镇组沉积期至今。成藏期的古压力计算表明,第1期成藏的压力系数在1.00~1.17,属于正常压力油气藏;第2期成藏的压力系数相对较高,在0.95~1.33,总体属于正常压力范围,个别井区达到异常高压范围（压力系数大于1.20）。杨税务潜山油气藏的古今压力系数变化不大,表明其封闭性较好,有利于油气保存。     

松辽盆地徐家围子断陷深层天然气成藏期研究

热指标反演恢复表明,松辽盆地徐家围子断陷兴城地区古热流值在距今65Ma时达到最大值96.3mW/m²,同时平均地温梯度高达5.0℃/hm。盆地模拟计算结果表明,徐家围子断陷烃源岩从距今110Ma开始快速生气,在距今95Ma和75Ma出现了两次显著的生气高峰。火山岩储层包裹体均一温度显示,徐深1井营城组天然气成藏温度为115℃~186℃。包裹体均一温度和储层热演化史综合分析表明,徐家围子断陷兴城地区深层天然气成藏期是距今103~60Ma,即成藏期出现在登娄库组盖层形成以后,这对该地区深层天然气的保存比较有利。     

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气藏形成过程

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气资源丰富,勘探程度低,厘清成藏过程对该区油气勘探具有重要的指导意义。利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法,结合原油和天然气的物理及地球化学特征,以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析,系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的形成过程。研究表明：①独山子背斜头屯河组储集层中存在2期烃类包裹体,第一期为黄色荧光的液烃包裹体,烃类以低成熟—成熟原油为主,该期包裹体丰度低,油气充注强度较低,未形成规模油气藏;第二期为发蓝色荧光的成熟—高成熟轻质油包裹体,包裹体丰度较高。②独山1井头屯河组部分层段（6 416 m、6 493 m）储层颗粒表面吸附烃浓度较高,表明头屯河组存在油层,吸附烃以低密度轻质油为主;储集层中也可见沥青及沥青质较高的稠油,指示油气藏形成后遭受过一定程度破坏调整。③独山子背斜头屯河组油气充注最早始于古近纪早期,但油气充注量有限,并未形成规模油气藏,直至中新世时期（5~3 Ma）,烃源岩生排烃强度显著增强,油气快速充注并形成油气藏,之后受到喜马拉雅构造运动的影响,油气藏遭受不同程度破坏改造,油气沿断裂向浅层溢散,早期的古油藏呈现为不同烃类饱和度的残留油层,部分层段饱和度较高（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m）,推测试油可获工业油流。     

四川盆地天然气成藏动力学初探

四川叠合盆地是我国主要的天然气区之一。天然气成藏动力学是今后四川盆地天然气地质和勘探研究的重要内容。可将川西地区上三叠统须家河组视为一个完整的含气高压封存箱。川东地区在纵向剖面上存在两个压力封存箱,第一个压力异常带(下三叠统嘉陵江组―二叠系)为上部流体高压封存箱,第二个高压异常带(志留系)为下部流体高压封存箱,石炭系位于两个压力封存箱之间。生烃增压为上列封存箱内主要的升压机制。川西地区致密碎屑岩储层和川东地区碳酸盐岩储层初次运移排烃方式主要为垂向排烃,并且是在异常古高压驱使下通过封存箱破裂产生的混相涌流完成的。异常古高压是促使川西地区须家河组须二段和须四段储层流体调整并使天然气聚集成藏的动力。浮力和水动力(成藏动力)控制了川东地区天然气的成藏。     

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层天然气充注与超压演化史

莺歌海盆地乐东10区新近系黄流组储层异常高压极其发育,压力系数最高可达2.3,超压的发育和演化与天然气成藏关系密切。基于流体包裹体岩相学观察,通过流体包裹体显微测温和激光拉曼光谱分析恢复黄流组储层气包裹体捕获压力,研究储层天然气充注和压力演化的关系。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层发育纯CO₂气包裹体、富CH₄气包裹体、CO₂-CH₄混合气包裹体,对应两期CO₂和两期烃类气体充注。两期CO₂充注时间分别在2.0 Ma和1.0 Ma,包裹体中碳同位素显示两期CO₂为无机成因。两期烃类气体充注时间均晚于两期CO₂充注时间,分别是在1.8 Ma和0.4 Ma。黄流组储层超压经历了先增后降的过程。在2.0～1.0 Ma,两期CO₂和一期天然气的充注使黄流组储层压力逐渐升高,第二期CO₂充注到黄流组储层中之后,最大压力系数达到2.43。第二期烃类气体充注对应的黄流组储层剩余压力和压力系数都低于第二期CO₂充注时期,可能指示了在第二期CO₂充注之后,存在天然气泄漏的现象,使储层压力在1.0～0.4 Ma降低。莺歌海盆地乐东10区黄流组储层天然气充注与压力演化的关系对认识天然气成藏规律具有重要意义。     

延吉盆地成藏期与油气分布

延吉盆地沉积地层较厚,发育优质的烃源岩,发生过成烃、成藏过程,在砂岩成岩矿物中可识别液态包裹体(盐水包裹体)、气液包裹体(气、液两相)、气态包裹体等类型。流体有机包裹体分为2期:第1期流体包裹体盐度平均为2.79%,表明铜佛寺组和大砬子组为淡水湖盆的沉积环境,均一温度为80.3℃;第Ⅱ期包裹体盐度平均为3.97%(属于高盐度流体),说明受大气淡水的影响较小,具有相对较好的保存条件,均一温度为108.17℃。包裹体中的烃类气体成分主要是甲烷。大砬子组二段、龙井期为主成藏期,对应的地质年代分别距今98~101 Ma和60~43 Ma。油气运移和成藏一直延续到古近纪,南北两侧靠近烃源岩区形成油质较重的油藏且上叠气藏。     

利用流体历史分析技术研究库车坳陷大北气田油气充注史

运用流体包裹体岩相学、均一温度、含油包裹体丰度及储层颗粒荧光定量等多种流体历史分析方法,对塔里木盆地库车坳陷大北气田储层古流体特征、油气充注期次和时间进行了研究,并结合构造演化及沉积埋藏史恢复了大北气田油气充注史。研究表明,库车坳陷大北气田发育2期油气充注：第一期为6~4Ma的凝析油充注,该期充注被蓝白色荧光液态烃包裹体记录下来,QGF波长峰值也显示凝析油的特征,QGF指数分布在1.7~24之间,表明凝析油在大北古构造内形成有效充注,聚集形成古油层,库车中期凝析油沿穿盐断裂大量散失;第二期为3Ma至今的天然气充注,灰黑色的气态烃包裹体记录了该期充注,QGF-E谱图显示烃类流体整体偏轻,轻质的烃类流体充注与晚期的油气快速充注是该地区含油包裹体丰度偏低的原因。库车组沉积晚期以来天然气持续充注、优良储盖组合与构造演化的时空配置使该时期成为大北气田的主要成藏期,具有晚期成藏的特点。     

塔里木盆地库车坳陷克深大气田深层天然气成藏地球化学特征

利用天然气组分定量、稳定碳同位素组成、流体包裹体显微测温和生烃动力学实验数据,对塔里木盆地库车坳陷克深大气田深层天然气的地球化学特征及成因、储层流体包裹体特征与均一温度、油气充注时间及成藏过程进行研究。结果表明:库车坳陷克深大气田深层天然气以烷烃气为主,甲烷含量占87.30%～98.33%,重烃(C~(2~+))含量占0～0.66%,干燥系数达0.99%～1.0%;δ~(13)C_1值、δ~(13)C_2值分别为-29.3‰～-26.4‰、-21.4‰～-16.1‰,属于过成熟的煤成气。克深大气田白垩系巴什基奇克组储层发育2期烃类包裹体:第Ⅰ期为发蓝白色荧光的液态烃包裹体,指示早期轻质油充注;第Ⅱ期为无荧光的气态烃包裹体,与其共生的盐水包裹体均一温度为145～160℃,为晚期天然气充注。克深大气田主要经历了库车组沉积期末(约2.5Ma)以来的天然气大量充注,气源主要来自克深井区和拜城凹陷生气中心的侏罗系煤系烃源岩,为深埋快速生烃、强源储压差作用下晚期聚集成藏。     

准噶尔盆地西北缘不整合储层流体包裹体特征与油气成藏期次

准噶尔盆地西北缘存在着众多的地层油气藏,目前对于其油气成藏期次及成藏时间的认识尚存在争议。为此,采集了该区26口钻井的58块流体包裹体样品,利用流体包裹体显微测温技术,结合埋藏史及热演化史分析成果,研究了上述流体包裹体的显微特征和均一温度特征,确定了该区地层油气藏的油气成藏期次,进一步结合该区烃源岩生排烃史和构造发育史,恢复了地层油气藏的成藏过程。结论认为:①晚二叠世-早三叠世,二叠系佳木河组烃源岩生成的成熟油气进入石炭系火山岩储层和二叠系佳木河组、风城组、夏子街组等碎屑岩不整合储层中聚集成藏;②晓三叠世-早侏罗世,二叠系风城组烃源岩生成的成熟油气进入二叠系内部以及三叠系底部不整合砂砾岩储层中聚集,以形成中深部油藏为主;③晚侏罗世-早白垩世,二叠系佳木河组烃源岩生成的天然气和二叠系下乌尔禾组烃源岩生成的成熟油气进入三叠系底部、侏罗系底部、白垩系底部等碎屑岩不整合储层中聚集,以形成中浅部油/气藏和稠油油藏为主。     

四川盆地中二叠统天然气勘探新进展与前景展望

近年来,随着四川盆地深层海相碳酸盐岩天然气勘探力度的不断加大。基于区域地质背景研究成果,在岩相古地理、储层成因以及天然气成藏演化等方面都取得了重要的地质新认识,并且在该盆地中二叠统栖霞组、茅口组、峨眉山玄武岩等多层系、多领域都取得了天然气勘探新进展,展现出良好的天然气勘探前景。归纳总结该盆地近期中二叠统天然气勘探成果表明:①栖霞组沉积受加里东末期古地貌的控制,在川西海盆边缘和川中地区环古隆起周缘发育了规模分布的台缘滩和环带状台内滩,滩体规模大、分布范围广,白云岩储层发育,含气性好;②盆地内茅口组主要发育两种类型的储渗体——一种是叠加白云化作用的受相带控制沿台缘和台内高带发育的滩体,另一种是茅口期末受大规模侵蚀作用在岩溶斜坡带分布的有效岩溶储层;③在成都—简阳地区发现了火山岩气藏,其优质储层为火山岩爆发相,厚度大、物性好、分布面积广,该种新类型气藏的发现,进一步拓展了四川盆地中二叠统天然气勘探的领域。结论认为,中二叠统多层系、多领域天然气规模勘探潜力的提升,使其成为四川盆地下一步天然气增储上产的重要接替领域。     

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。     

川中磨溪—龙女寺构造带嘉陵江组天然气成藏机理研究

川中地区磨溪—龙女寺构造带下三叠统嘉陵江组天然气的成藏机理一直是一个悬而未解的问题。鉴于前人研究确认嘉陵江组天然气来源于深层二叠系烃源岩,该文主要利用磷灰石裂变径迹与盆地模拟相结合的技术对区内二叠系烃源岩的热史进行了恢复,对其成熟度、古流体压力演化进行了研究,进而对运移通道的形成及天然气成藏过程进行了综合分析,并建立了磨溪-龙女寺构造带嘉陵江组天然气的成藏模式,总结其成藏规律为:高压驱动、裂缝输导、流体垂向运移、膏盖油裂解气成藏。      

四川盆地西部二叠系火山作用特征与天然气勘探潜力

过去一直都认为四川盆地西部(以下简称川西地区)火山岩不发育,因而制约了对该类型气藏的勘探。最近,中石化风险探井——YS1井在川西地区二叠系钻遇厚约300 m的火山岩,储层物性好、气显示强烈。为了评价该区火山岩气藏的勘探前景,基于对已钻探井的新认识,结合构造演化及其对火山活动控制作用的分析成果,对该区二叠系火山岩的形成发育特征、储层特征、天然气成因及成藏组合等开展了研究,确定了火山喷发机制、火山机构分布模式及火山岩气藏成藏模式,并评价了天然气勘探潜力。研究结果表明:①该区二叠系火山岩发育,具有与峨眉山玄武岩一致的构造环境,是峨眉山地幔热柱的产物;②火山岩受垂向断裂的控制,发育多个火山机构,存在着多个喷发旋回,火山岩纵向叠置、横向连片分布;③该区的火山岩岩性、岩相及储层特征与川西南地区存在着一定的差异,前者以爆发相凝灰岩为主,存在着部分溢流相玄武岩,火山岩储集空间类型以角砾之间的骨架孔隙、溶蚀孔隙及基质微孔隙为主。结论认为,围绕该区火山岩储层段发育有多套有效烃源岩,并且与前者构成了有效的天然气成藏组合,具有较好的天然气勘探前景,是一个值得重视的新领域。     

四川盆地西南部中二叠统沉积特征与勘探目标

四川盆地中二叠统大中型气藏的勘探方向和目标是目前研究的热点和难点,而川中高石梯—磨溪地区下寒武统龙王庙组大气田的成功勘探经验表明,有利的沉积相带是大气田形成的基础。为此,基于地震资料、地表露头资料及钻井资料,对该盆地西南部中二叠统的构造格局和沉积特征进行了综合研究,从沉积相控的角度提出以下观点：①该区中二叠统沉积时处于浅水缓坡高能带,发育大规模礁滩相沉积;②中二叠世时期基底抬升,茅口组顶部遭受剥蚀,形成不整合面风化壳,盆地西南部处于岩溶斜坡带,古表生岩溶作用强烈;③礁滩相沉积叠加风化壳岩溶有利于形成大规模礁滩相岩溶型储层。进一步结合研究区资源条件和成藏条件的综合研究结论指出：四川盆地中二叠统基础地质条件优越,有望寻找到大规模礁滩相岩溶型气藏;该盆地西南部龙门山前隐伏构造带、川西坳陷斜坡带中二叠统圈闭发育,成藏条件好,是寻找大规模礁滩相岩溶型气藏的有利目标区。     

川中古隆起北部蓬莱气区多层系天然气勘探突破与潜力

近3年,四川盆地相继在川中古隆起北斜坡上震旦统灯影组二段和四段、下寒武统沧浪铺组一段、二叠系茅口组二段取得勘探突破,继安岳气区发现之后形成了新的万亿立方米级大气区——蓬莱气区。受大型张性走滑断裂、古裂陷槽、台缘带联合控制,蓬莱气区纵向上发育多层系规模化烃源岩、储集层及断控岩性圈闭;良好的"源-储"配置和垂向输导通道促进了多层系油气高效充注;"古隆今斜"的构造演化保证了油气高效汇聚;多层系直接盖层和区域盖层的发育为油气提供了良好的保存条件。得益于成藏要素在时间和空间上的良好配置,蓬莱气区震旦系—二叠系形成了特有的斜坡区深层—超深层、多层系、海相碳酸盐岩立体成藏模式——"立体供烃、立体成储、立体输导、早油晚气、立体成藏"。蓬莱气区多层系天然气勘探突破不仅大大拓宽了四川盆地深层—超深层天然气勘探领域,也证实了在历经多期构造运动后,古隆起斜坡部位的超深、超老地层仍具有形成规模性天然气聚集的潜力,对进一步深化四川盆地超深层天然气勘探具有重要指导意义。     

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。      

川西坳陷中三叠统雷口坡组天然气气源对比

川西坳陷中三叠统雷口坡组是近年来四川盆地海相天然气勘探和研究的热点层系,目前对其碳酸盐岩生烃潜力的认识存在一定分歧,由此导致该地区雷口坡组气藏的主力气源存在较大争议。通过对川西坳陷潜在海相烃源岩开展较为系统的地球化学分析,揭示了雷口坡组碳酸盐岩和筇竹寺组、龙潭组、马鞍塘组-小塘子组泥质烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度和生烃潜量等特征。其中,雷口坡组碳酸盐岩的原始有机质丰度和生烃潜量整体偏低,有机质丰度相对高的层段发育规模十分有限,不足以形成规模性油气聚集,且雷口坡组高产井与其碳酸盐岩烃源岩的发育程度明显不匹配。气源对比研究表明,雷口坡组天然气主要来自下伏上二叠统龙潭组烃源岩,与下寒武统筇竹寺组或上三叠统马鞍塘组-小塘子组烃源岩不具有亲缘性。雷口坡组储层未经历大规模古油藏聚集,其气藏为龙潭组烃源岩所生成的原油在高演化阶段热裂解生成原油裂解气并直接充注到雷口坡组而形成。