川中地区上三叠统须家河组气田异常高压演化研究

根据川中地区上三叠统须家河组典型气田的现今实测地层压力分析了异常高压发育的特征。以现今实测压力为约束,利用流体压实耦合方法恢复了须家河组气田主要储层的压力演化史。研究结果表明：上三叠统须家河组储层超压的发育在总体上是逐渐增大的,其地层压力演化可划分为三个阶段：（1）150 Ma之前为常压阶段,地层压力等于静水压力;（2...     

天然气资源评价重点参数研究

天然气资源评价重点参数主要包括产气率、运聚系数、区带评价参数与可采系数等4项.首先,通过生物气模拟、不同类型干酪根的产气率模拟实验,建立生物气、煤岩、不同类型泥岩与碳酸盐岩的产气率图版;其次,通过相关分析,建立运聚系数与地质参数的关系模型: 运聚系数＝0.298-0.00259×烃源岩年龄 0.218×有机碳含量-0.00223×成藏关键时刻-0.00 236×盖层厚度 0.0009×盖层埋深-0.286×不整合数 0.000104×储层年龄;第三,在大量统计分析的基础上,建立中国天然气区带地质评价参数体系与取值标准;最后,基于岩性和驱动类型两大因素将天然气藏分为5种类型,其中:碎屑岩水驱气藏的可采系数为50%～70%, 碎屑岩气驱气藏75%～90%,碳酸盐岩水驱气藏55%～80%,碳酸盐岩气驱气藏80%～95%,致密气藏40%～55%.     

鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩生烃潜力探讨

下古生界高成熟－过成熟碳酸盐岩的生烃潜力一直是困扰我国海相地层油气评价和勘探的重要问题，至今尚未得到很好的解决。本采用有机岩石学和有机地球化学方法，系统剖析了鄂尔多斯盆地中部地区下古生界碳酸盐岩的基本特征及其生烃潜力。结果表明，鄂尔多斯盆地中部地区发育下古生界海相碳酸盐岩，烃源岩厚度较大，有机质丰度较低，有机质类型主要为I型和Ⅱ型，有机质热演化已达到过成熟阶段，这套烃源岩是该区重要的有效气源岩，具有较好的生烃潜力，可为中部大气田提供良好的气源条件。     

川中地区上三叠统须四段砂体成因及对油气运移影响分析

川中地区上三叠统须四段砂体沉积过程中,由于构造活动强弱的变化,导致物源供应速率与可容纳空间增长之间关系的变化,须四段厚层砂体自下而上由水退式、加积式和水进式3种不同成因类型的砂组纵向叠合而成.水退式砂组主要由高能削截式河道、削截式河口坝和远砂坝组成,加积式砂组主要包括冲蚀下切式河道和高能削截式河道,水进式砂组主要包括低能河道、低能削截式河道、完整式河口坝和下缺式河口坝.不同砂组中砂体类型不同,颗粒大小分异不同,水动力强弱的差异,不同成因砂体间形成了不同的成岩相和储集相,加积式砂组以绿泥石衬边和溶蚀成岩相为主,物性好,为好的储集体;水进式砂组由压实和胶结相为主,物性较差;水退式砂组中溶蚀相和胶结相发育,物性较好,为中等的储集体.须四段三种成因砂组中,加积式砂组中发育高能削截式河道,形成了在平面上广泛分布的高能水道,砂体厚度大,延伸长,发育有利的成岩相,物性较好,为油气的富集提供了足够的空间;同时加积式砂组与水退式砂组呈沉积不整合相接触,呈现相嵌关系,对天然气的运移起到通道作用,加积砂组向上的水进式砂组容易发生储层致密化,形成有利的盖层,使加积式砂组发育区成为川中天然气富集的有利部位.     

四川盆地原油裂解气的有利地温场分布及其演化特征

为了确定四川盆地原油裂解气的有利分布区,利用镜质体反射率古温标重建了四川盆地的热演化史,分析了四川盆地下三叠统飞仙关组原油裂解的有利地温场分布范围及其演化特征。结果表明：四川盆地各构造单元自三叠纪以来的热流演化是不一致的,川东北地区热流在地质历史时期最低,川中地区热流也较低,而川西北和川西地区热流演化最高,这种差异与青藏高原隆升及峨眉山玄武岩地幔柱有关;四川盆地在二叠纪时期热流明显高于其他时期,但高热流持续时间较短,这主要受岩浆侵入的影响;四川盆地飞仙关组原油裂解气的有利地温分布区是不断变化的,侏罗纪末期其几乎遍及整个四川盆地,白垩纪末期其范围缩小,古近纪末期其收缩至川西和川中部分地区,现今范围则最小,主要分布在川西部分地区;控制原油裂解气分布区的主要因素是古地温场,尤其是地温最高时期的地温场,而与现今地温场的关系并不密切。     

四川盆地晚三叠世碎屑组分对物源分析及印支运动的指示

沉积物源分析是认识盆山演化的重要途径.四川盆地上三叠统的砾岩碎屑、砂岩骨架颗粒、碎屑重矿物组分显示,晚三叠世存在5大物源,它们分布于龙门山北段-中段、大巴山、龙门山南段、盆地东南和盆地南部.碎屑物源总体以"再旋回造山带"和"大陆板块"类型为主,其中,龙门山北段-中段和龙门山南段以"再旋回造山带"类型为主,而盆地东南部和南部以"大陆板块"类型为主."再旋回造山带"类型可细分为"混合造山带"及"碰撞造山和褶皱冲断带"两种类型,龙门山北段和龙门山南段均以"混合造山带"及"碰撞造山和褶皱冲断带"类型为特征.盆地物源分布存在阶段性特征:早期,龙门山北段-中段、大巴山物源规模较大,盆地东南和南部规模较小;晚期,盆地东南和南部规模增大,各方向呈均衡分布格局,这与周缘板块构造活动的阶段性有关.晚三叠世,龙门山北段由西北向东南方向挤压,构造活动强度总体具有弱-强-弱的演变趋势.须二期,龙门山北段逆冲-推覆开始形成,并暴露水面遭受剥蚀,向盆地提供物源;须四期为盆地最活跃期,龙门山北段进一步挤压抬升剥蚀,盆内沉积中心也由西北向东南迁移;须四期后,龙门山北段剥蚀区继续向东南推进,但构造活动强度渐趋和缓.     

川东北飞仙关组鲕滩气藏天然气运聚效率

设计进行了封闭体系下原油裂解成气的模拟实验, 建立并标定了原油裂解成气及其碳同位素分馏的化学动力学模型, 以罗家寨气田罗家7井为例分别进行了地质应用.生烃动力学研究发现, 飞仙关组古油藏具备“高效气源灶”的特点, 原油在中晚侏罗世172~151Ma约20Ma时期内裂解殆尽, 且原油裂解气的生成与其运聚成藏作用具有良好的时空匹配关系, 由此可促成飞仙关组气藏天然气的高效运聚.碳同位素分馏动力学研究证实甲烷成藏参与率达87%.利用生烃动力学与碳同位素分馏动力学结合的方法对天然气的运聚效率进行探讨是一个新的有效途径.      

川中广安地区须家河组煤系烃源岩生气特征

川中广安气田天然气地质储量丰富,而源岩发育有限。为对其形成机理进行探讨,利用MSSV热解实验和化学动力学方法对广安地区须家河组煤系烃源岩的生气特征进行了研究。结果表明:广安地区须家河组煤系烃源岩生气主要集中在晚侏罗世(156.6~140 Ma),具有短期内大量生气的特点,生气量为(0.89~1.86)×1012m3,天然气运聚效率为7.26%以上,生气强度为(3.35~11.83)×108m3/km2,低于我国大气田通常的生气强度(20×108m3/km2)。天然气的高效运聚是广安气田在生气强度较低情况下仍能形成大气田的基础;除前人总结因素外,须家河组煤系烃源岩短期内大量生气的特点是造成该区天然气高效运聚的一个重要原因。在运聚条件优越的情况下,形成大气田所需要的烃源岩条件可适当放宽。     

天然气充注导致储层增压的定量研究

超压对于油气勘探具有重要的意义。以天然气为载体的压力传递是储层超压的重要成因机制。由于地层水和原油对于天然气的溶解性和压缩性存在明显差异,造成了含水地层和油层在天然气充注过程中具有不同压力演化路径。本研究模拟计算不同原始孔隙流体的地层在受到甲烷充注时的压力演化,建立了甲烷充注量与超压的定量关系,进而探讨天然气充注增压的影响因素。结果表明：天然气充注在一定条件下可以造成地层压力的增大;不同原始孔隙流体的储层压力演化路径不同。原始孔隙流体为天然气的地层最先出现超压,但增压缓慢;含水层比含油层增压迅速,更易形成超压;同等封闭条件下,浅部地层比深部地层更易形成超压,高温盆地比低温盆地更易形成超压。     

川中地区上三叠统须四段砂体成因组合及对油气富集的影响

川中地区上三叠统须四段砂体厚度大,沉积稳定,为近物源区的三角洲沉积特征。沉积过程中,物源供应速率与可容纳空间增长关系的变化,导致须四段砂体自下而上由水退式、河道式和水进式三种不同成因类型的砂组纵向叠合而成;层序界面之上的河道式砂组为物性最好的成因砂体。水退式砂组主要由高能削截式河道、削截式河口坝和远砂坝组成,河道式砂组主要包括冲蚀下切式河道和高能削截式河道,水进式砂组主要包括低能河道、低能削截式河道、完整式河口坝和下缺式河口坝。由于不同的砂体组合,不同成因砂体间形成了不同的成岩相和储集相,河道式砂组以绿泥石衬边和溶蚀成岩相为主,物性好,为好的储集体;水进式砂组由压实和胶结相为主,物性较差;水退式砂组中溶蚀相和胶结相发育,物性较好,为中等的储集体。由于河道式砂组与水退式砂组呈沉积不整合相接触,呈现镶嵌关系,对天然气的运移起到通道作用,同时河道式砂组在平面上分布范围大,其中的高能削截式河道沉积稳定,为油气的富集提供了足够的空间,向上的水进式砂组发生储层致密化,形成有利的盖层,使河道式砂组发育区成为川中天然气富集的有利部位。