四川灯影组白云石化流体多样化特征及白云岩差异性成因

灯影组白云岩是四川盆地超深层油气勘探的重点领域,但目前人们对该套白云岩成因争议仍较大,且缺乏系统研究.通过对四川盆地灯影组白云岩C-O-Sr同位素和稀土元素数据的系统分析来研究白云石化流体的化学性质和成因,进而约束白云岩的差异性成因机制.研究表明：(1)灯影组白云岩碳同位素值较均一,δ¹³C值基本分布在0‰～+5.0‰之间,而氧同位素值变化较大.近地表环境基质白云岩和早期白云石胶结物δ¹⁸O均大于-8.0‰,埋藏环境白云石胶结物δ18O均小于-8.0‰,而热液白云石化胶结物δ¹⁸O均小于-10.0‰.(2)基质白云岩和早期白云石胶结物具有与同期海水相似的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值(0.708～0.709),指示其继承于海水流体;而埋藏环境白云石胶结物⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值明显大于同期海水,指示其为地层流体和深部热液流体来源.(3)灯影组白云岩稀土元素均亏损轻稀土元素、富集重稀土元素.基质白云岩和早期白云石胶结物可见Ce负异常、未见Eu明显异...     

地质学方法估算准噶尔盆地西山窑组剥蚀厚度

综合利用地层对比法和沉积速率法估算了准噶尔盆地西山窑组剥蚀厚度，用全盆地34条二维区域地震测线资料，估算了西山窑组剥蚀厚度的平面分布特征。利用单井的地质分层和精细年代格架数据，估算了西山窑组的单井剥蚀厚度。对比结果表明，两者剥蚀厚度的估算结果相近，绝对误差最大不超过50m，相对误差在20％以内。估算结果表明，准噶尔盆地腹部西山窑组剥蚀厚度为100-400m，且自北东向南西，剥蚀厚度逐渐增大，在南部剥蚀厚度可大于400m。     

准噶尔盆地腹部侏罗系顶部风化壳的发育机制及其油气成藏效应

准噶尔盆地腹部侏罗系顶部风化壳的风化粘土层相对富含Al2O3、Fe2O3和TiO2。根据风化壳的成熟度将风化壳分为两类:Ⅰ类成熟度高,其硅铝率（SiO2/Al2O3）在2.74之间;Ⅱ类成熟度低,其硅铝率在4.05.0之间。风化壳的成熟度差异由构造和时间的不同引起。受车莫古隆起的影响,其脊部的风化壳不断向下伏地层发育,成熟度低;古隆起的脊部以外的地区,风化壳发育的构造环境相对稳定,风化壳的成熟度高;董1井区由于后期发育齐古组的沉积,风化壳的发育时间相对较短,成熟度低。根据风化壳的成熟度发育机制和成熟度差异,将风化壳在腹部分为4个区。其中,古隆起的脊部的风化壳发育于三工河组砂体之上,易于形成地层削截型油气藏。其余地区的风化壳主要起遮挡作用,是油气成藏的重要界面。      

四川盆地元坝气田长兴组古油藏的定量恢复及油源分析

目前虽认为元坝气田长兴组天然气主要为原油裂解气,但尚未进行该气田的古油藏的定量恢复并计算原油裂解气的资源量,并系统分析古油藏原油的来源.长兴组储层普遍可见固体沥青,是原油裂解的直接产物,且原油裂解在本区构造抬升变形前就已经完成,因此储层沥青可用来识别古油层的分布.根据储层沥青的纵向和平面分布,确定了7个可靠的古油藏和4个可能的古油藏,并运用容积法恢复出本区聚集的古原油为6.14×108 t,计算出相应的原油裂解气为3 807.08×108 m3,远大于现今气田的天然气探明储量,表明原油裂解气可以提供充足的气源,进一步证明了天然气主要为原油裂解气.通过长兴组储层沥青与不同层系烃源岩干酪根的碳同位素δ13C值对比,并结合烃源层分布和TOC等资料,确定古油藏原油主要来源于有机质类型以Ⅱ型为主的上二叠统吴家坪组烃源岩,其次为长兴组/大隆组烃源岩.后者主要分布在广元-南江-通江地区,该区的天然气勘探不能忽视该套烃源岩的生烃潜力与成藏贡献.      

Paleo-oil-Water Contact and Present-Day Gas-Water Contact： Implication for Evolution History of Puguang Gas Field, Sichuan Basin, China

The Puguang (普光) gas field is the largest gas field found in marine carbonate in China.The Puguang gas field experienced complicated evolution history from paleo-oil pool to gas pool.The purpose of this article is to reveal the evolution history of Puguang gas field through systematic study on the relationship between paleo-oil-water contact (POWC) and present-day gas-water contact (PGWC).POWC was recognized by observing the change of relative content of residual solid bitumen in the cores,and PGWC was observed using log and drilling stem test data.Two types of relationship between POWC and PGWC were observed in the Puguang gas field:POWC is above PGWC,and POWC is below PGWC.The former is normal as oil cracking may cause gas-water contact to move downward.The latter can be interpreted by lateral gas re-migration and re-accumulation caused by changes in structural configuration.The relationship between POWC and PGWC suggests that during oil charge,the southwestern and northwestern parts of the Puguang gas field were structurally lower than the northeastern and southeastern parts.Thrusting from Xuefengshan (雪峰山) since Yanshanian movement and from Dabashan (大巴山) since Himalayan movement resulted in the relative uplift of the southwestern and northwestern parts of the Puguang structure,which significantly changed the structural configuration.Based on the paleo-structure discussed in this article,the most probable migration directions of paleo-oil were from the northwest to the southeast and from the southwest to the northeast.Consequently,the evolution history of the Puguang gas field can be divided into three stages,namely,oil charging (200-170 Ma),cracking oil to gas (155-120 Ma),and gas pool adjustment (1200-0Ma).     

川北中、下侏罗统烃源岩重排藿烷组成变化与油源对比

利用色谱—质谱定量分析技术,对40余个取自四川盆地北部石龙场和元坝地区不同成熟度的中、下侏罗统湖相烃源岩和原油样品进行分析,以此揭示其重排藿烷组成和分布的变化特征,并进行精细的油源对比。研究结果表明,不同成熟度的烃源岩中重排藿烷的丰度相差悬殊。石龙场地区R_o值为0.8%~1.0%的中侏罗统千佛崖组和下侏罗统自流井组大安寨段泥岩中,各类重排藿烷异常丰富,检出了17α（H）-重排藿烷、18α（H）-新藿烷和早洗脱重排藿烷3个完整碳数系列。它们的相对含量大都数倍于规则藿烷,是该层系烃源识别的分子标志。而在相邻的元坝地区相带、岩性相近的这两层段高成熟（R_o值主要在1.4%~1.9%）烃源岩中,藿烷类化合物出现异常变化,重排藿烷的相对含量很低,可能与干酪根在高热演化阶段生成的规则藿烷比例较高有关。烃源岩中高丰度重排藿烷并不取决于其绝对含量的高低,而在于它们相对于规则藿烷的富集。弱氧化的沉积环境是导致重排藿烷相对富集的一个重要原因,而有机质生源中的细菌组成可能更是一个关键因素。当烃源岩达到高成熟阶段时,藿烷类化合物的组成和分布不再受控于热化学动力学机制,各类重排藿烷均按一定比例分布,基本失去了其地球化学属性。区内中、下侏罗统原油中重排藿烷的组成和分布也随热演化程度而变化。它们在成熟原油中极丰富,而在高成熟原油中则很少,与烃源岩存在对应关系。经油—岩对比,认为这些原油来源于所在层位的烃源岩。     

建南地区飞仙关组三段白云岩分布与成因--基于三维地震、岩石学和地球化学综合分析

建南地区飞三段是现今研究区重要的产气层,储层类型主要为致密颗粒灰岩和细晶白云岩,然而,相对优质储层均发育于白云岩中。因此,对飞三段白云岩分布规律的研究是预测优质储层的基础。本研究基于录井、测井、岩芯和三维地震等资料,在构建单井白云石含量曲线的基础上,利用多属性转换分析建立三维地震属性与白云石含量曲线的关系,反演白云石含量在平面和剖面上的分布,结合岩石学、地球化学和沉积相对白云岩化流体的性质与来源进行了分析。建南地区飞三段白云岩以细晶、平面自形-半自形为主,非平面它形晶少量分布。阴极发光下白云石为暗红色,无或少量环带状结构。利用多属性转换方法建立地震属性与白云石含量的关系,当选取5个地震属性组合时对白云石含量的预测最佳,预测误差为9%。五个属性分别为 Amplitude Weighted Frequency、Amplitude Weighted Cosine Phase、Derivative Instantaneous Amplitude、Quadrature Trace 和 Integrate。将预测的白云岩分布与沉积相叠合显示白云岩主要分布于台内洼地的两侧,向台地内部规模和厚度逐渐减小。综合地球化学数据和白云岩的分布特征说明,白云岩化流体主要来源于台内洼地的泥灰岩和泥晶灰岩的压实海源流体。随埋深的加大,洼地沉积物中的富Mg流体优先侧向运移至洼地两侧的孔隙性颗粒滩中并发生白云岩化作用。因此,洼地边缘颗粒滩是优质白云岩储层的有利勘探区。     

川东北长兴组—飞仙关组古原油成藏的孔隙度门限

近年来,在四川盆地二叠系、三叠系海相碳酸盐岩层系中发现了如普光、龙岗、元坝等多个大中型、高孔高渗气田,且天然气主要为古油藏原油裂解气.在油源充足的条件下,孔隙度成为了控制古原油成藏的关键因素,讨论古原油充注的孔隙度门限,尤其对于致密碳酸盐岩储层是否发生古原油的聚集具有指导意义.川东北地区长兴组-飞仙关组礁滩相储层发现了大量的固体沥青,岩石薄片镜下观察到这些固体沥青主要分布于亮晶鲕粒灰岩的粒间孔隙中、结晶白云岩的晶间孔中以及残余鲕粒白云岩的铸模孔中,极少发现沥青充填之后的胶结物.本研究定量统计了沥青含量与现今面孔隙度来恢复视古孔隙度,分别讨论现今面孔隙度、视古孔隙度与沥青含量的关系,确定了视古孔隙度门限,最后经过压实作用校正得到了古原油成藏的孔隙度门限.研究结果揭示,沥青含量与现今面孔隙度无线性关系.而与视古孔隙度有着较明显的正相关关系,当视古孔隙度大于一定值时,沥青含量显著增加;川东北长兴组-飞仙关组碳酸盐岩储层古原油成藏的孔隙度门限值为6.4％～7.4％(平均6.8％).     

四川盆地震旦系灯影组丘滩体储层沉积模式与物性特征

研究丘滩复合体沉积模式有助于预测四川盆地灯影组优质储层.基于钻井和露头资料，通过微观薄片鉴定，发现丘滩体主要的岩石结构为藻白云岩，并可进一步细分为5种微相:丘基、丘核、丘坪、丘盖和丘翼.识别出3种典型的微相组合类型，包括反映加积的"丘基-丘核-丘坪"序列，反映迁移的"丘基-丘核-丘翼"序列，反映终止的"丘基-丘核-丘盖"序列.结合沉积相带分布，将灯影组丘滩分为加积型台缘丘滩、迁移型台缘丘滩、台内丘滩、台内台坪4种类型.其中加积型台缘丘滩体主要沉积"丘基-丘核-丘坪"序列，旋回性明显，丘核多发育格架残留孔、洞，并在反映储集性能的储层总厚度、孔隙度、渗透率等方面均有优势，是四川盆地灯影组最有利的丘滩储集体.      

莺歌海—琼东南盆地超压层系油气聚散机理浅析

文中讨论了超压层系天然气成藏的特殊性、超压圈闭油气聚散机理和油气成藏的超压强度上限。根据压力、应力状态和含油气性,将超压圈闭划分为充满型、部分充注型、未聚集型或油气散失型。通过钻孔证实,莺歌海、琼东南盆地的天然气聚散过程和含气性均与超压密切相关,其中DF13-1气田为充满型超压气藏,而YA21-1构造的储层水相压力已达到盖层破裂压力,盖层发生了周期性破裂并引起了明显的地球化学异常,属于未聚集或天然气散失型。超压圈闭天然气的聚散受最小水平应力、水相超压强度和盖层岩石力学性质等因素的控制。由于封闭性断层的开启压力低于地层的破裂压力,断层和底辟控制的砂体中天然气更易于散失。砂岩上倾尖灭点(岩性圈闭的顶点)的埋深对储层的压力状态和含气性具有重要控制作用。有效的压力、应力预测和盖层岩石力学性质研究是降低深层超压层系天然气勘探风险的重要途径之一。