川中地区中二叠统茅口组白云岩特征及成因机理

川中地区茅口组白云岩主要位于茅口组二段中、上部和茅口组三段下部,根据岩石学特征可分为含灰质细—中晶白云岩、细—中晶白云岩、角砾白云岩,且以后两者为主。对比泥晶灰岩与不同类型白云岩样品地球化学特征后发现,白云岩相对于同层灰岩具有较低的Fe含量、较高的Mn含量和较低的Sr含量;泥晶灰岩与不同类型白云岩具有相似的稀土配分特征,均表现为LREE亏损、轻微正La异常和负Ce异常,且白云岩样品具有微弱的Eu正异常;细—中晶白云岩与角砾白云岩δ~(18)O值均明显低于原始灰岩,而~(87)Sr/~(86)Sr比值则明显高于原始泥晶灰岩。不同类型白云岩与灰岩相似的稀土配分特征表明茅口组白云岩形成过程中保留了原始灰岩的部分地球化学特征,而白云岩微弱Eu正异常及其与灰岩同位素差异性可能是由于白云岩化过程中高温地质热流体的参与而引发的。茅口组白云岩化作用受多种因素控制:地层残余海水和岩浆活动伴生的热液流体为白云岩化作用中Mg的主要来源;峨眉山大火成岩省热效应为白云岩化提供异常高的古地温背景;断裂系统为异常地温对流和白云岩化流体提供了快速运移通道;颗粒滩相灰岩较好的孔、渗性使之比泥晶灰岩更易发生白云岩化。峨眉山大火成岩省伴生的异常地温和充足Mg供给是茅口组发生白云岩化的关键,不同类型白云岩形成于白云岩化过程的不同阶段。     

塔河油田奥陶系灰岩埋藏溶蚀作用特征

塔河油田奥陶系一间房组灰岩具有典型的埋藏溶蚀特征,埋藏溶蚀形成的次生溶蚀孔隙是塔河油田南部斜坡地区重要的油气储集空间。根据溶蚀孔的形态和溶蚀流体的来源,将埋藏溶蚀作用进一步划分为自源溶蚀作用和他源溶蚀作用两种类型。自源溶蚀作用的溶蚀流体来自灰岩内部,其侵蚀性成分为灰岩本身所含的有机质热成熟作用所释放出来的有机酸、CO₂、H₂S等酸性物质。由于灰岩自身所含的有机质数量少,生成的酸性物质也非常有限,所以自源溶蚀作用非常弱,只能在有机质所在位置溶蚀产生一些微小的、近圆形的、彼此孤立的溶蚀孔,是一种原位的溶蚀作用。他源溶蚀作用的溶蚀流体来自灰岩之外的烃源岩,其侵蚀性成分为烃源岩中的有机质所产生的有机酸、CO₂、H₂S等酸性物质。这些物质随含油气流体沿着断裂、裂缝、不整合面、缝合线等通道运移而来。他源溶蚀作用形成相对较大的溶蚀孔隙,且孔隙之间连通性好。最后给出了这两种埋藏溶蚀作用的发育模式。     

塔中地区志留系砂岩中孔隙游离烃和包裹体烃对比研究及油源分析

对塔里木盆地塔中地区6个志留系沥青砂岩样品中的孔隙游离烃和包裹体烃,做了分离并分别进行了色-质分析。色-质分析表明孔隙游离烃和包裹体烃具有显著不同的特征:前者表现为前峰型轻质烃特点,主峰碳较小(为nC₁₆或nC₂₀),无奇碳优势,多伴有生物降解现象;而后者多表现出双峰分布特征,主峰碳数较大(为nC₂₅或nC₂₉),有一定奇碳优势。在生物标志物上,孔隙游离烃三环萜烷和孕甾烷含量都较高,C₂₇,C₂₈和C₂₉甾烷呈不对称"V"字型分布;而包裹体烃的三环萜烷和孕甾烷含量都较低,C₂₇,C₂₈和C₂₉甾烷呈斜线上升型分布。油源对比表明,沥青砂岩包裹体中捕获的烃与中-下寒武统烃源岩有关,而孔隙游离烃则与中-上奥陶统烃源岩有关。     

白云岩的残余结构及其沉积相的意义——以塔中地区中-下奥陶统为例

白云岩虽然是一种沉积岩,原生、同生或准同生时期形成的泥晶-粉晶白云岩也常被视为局限-蒸发环境的指示标志,但埋藏条件下形成的交代白云岩或热液改造白云岩则不能直接作为沉积相标志,必须辨别白云岩的残余结构,并恢复原始灰岩的沉积环境。这对确定其沉积相及开展储层成因研究至关重要。以塔中地区中-下奥陶统白云岩发育段为例,这些白云岩就常被认为是局限-蒸发台地的标志。通过对取心段岩石类型的详细鉴定,以云质灰岩中的云化部分与未云化部分进行对比,建立了白云岩残余结构的识别标准。识别了白云岩的3种残余结构,发现白云岩以残余影像结构为主,残余粒屑结构和残余粒形结构很少,由此认为白云岩的原岩主要是一套颗粒滩相灰岩。中央隆起带早-中奥陶纪不属于前人所认为的局限-蒸发台地相,而是开阔台地相,且以发育台内滩亚相-高能砂屑滩微相为主。     

YQ地区奥陶系碳酸盐岩岩溶储层地震属性预测

YQ地区奥陶系地层碳酸盐岩储层发育,储集类型以岩溶孔洞、裂缝型为主。由于储层非均质性极强,横向变化快,加之溶洞受填隙物及填充程度的影响,使得储层预测的难度很大。从奥陶系碳酸盐岩储层的地球物理响应特征出发,形成1套以地震属性优选、多属性融合、三维像素属性雕刻等为主的地震预测技术流程。利用这些技术手段对奥陶系岩溶孔洞类储层、风化壳顶面储层进行了预测,对这2类储层在平面和空间上的分布特征进行了定性描述和分析,其结果与实钻情况吻合,取得了较好的应用效果。     

四川盆地大中型天然气田分布特征与勘探方向

四川盆地是中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区。经过50多年的工业性勘探开发,发现了27个大中型气田,建成了中国第一个超100×10⁸m³ 产能的天然气生产基地。勘探及研究表明,四川盆地大中型气田主要集中分布在二叠系和三叠系,以孔隙型、裂缝-孔隙型气藏为主,并已形成了几个大型气田群。认识创新、思路创新和技术进步是四川盆地勘探发展的关键。通过总结四川盆地大中型气田的分布特征,进一步探讨了盆地勘探发展的方向,指出川东及川西的深层超深层、川东及川中陆相中浅层、山前带、嘉陵江组鲕滩和大型区域不整合等是下步勘探的重点领域。     

碳酸盐岩孔隙分类方法综述

孔隙的分类是系统研究岩石孔隙系统乃至储层研究必不可少的工作。碳酸盐岩孔隙系统复杂,前人按不同的研究目的和生产需要进行不同的分类。碳酸盐岩岩石学家和油气勘探专家常用的是Choquette and P ray的以孔隙是否具有组构选择性为基础的分类。而在油气藏的评价、描述与开发方面,A rch ie按基质结构及孔隙大小的分类、Lucia以岩石结构和岩石物理性质为依据的分类方案,以及Lφnφy以提高孔隙度-渗透率相关关系为目标的分类,应用广泛。在国内,包茨、顿铁军等提出的孔、洞、缝分类系统具有代表性。本文对碳酸盐岩孔隙分类方法研究进行了综述。     

川东北飞仙关组白云岩化作用对鲕粒滩储层的孔隙改造效应

当白云石含量超过一定范围后,白云岩孔隙度随着白云石含量增高而增大,这是否意味着白云岩化作用导致新生孔隙产生,这是值得深究的问题。选取川东北地区下三叠统飞仙关组鲕粒滩储层为对象,进行细致的岩石矿物学观察,并开展白云岩段和灰岩段对比分析工作。结果表明：当白云石含量大于40%,随着白云石含量增加,白云石的抗压实压溶作用使得鲕粒岩中压溶再沉淀成因的第三期粒间方解石胶结物含量不断减少,理应被其占据的粒间孔隙不断空出,并成为现今孔隙的主体,由此导致了岩石孔隙度与白云石含量之间的协同增长关系。由此提出,白云岩化并非为鲕粒滩储层贡献了新生孔隙,而是有效地保存了早期孔隙。研究还揭示了现今鲕粒滩体不同部位白云岩物性迥异根源于白云岩结构差异演化。沉积旋回内灰岩岩性及其分布特征的不同引发了这种白云岩结构差异演化;早期大气水淋滤对鲕粒岩结构、矿物组成以及稳定性等方面的效应是鲕粒原始结构保存与否的根本原因;重结晶和深埋藏溶蚀作用加剧原始鲕粒离散和结构破坏,趋向于形成最终的结晶云岩。     

川东北飞仙关组鲕滩沉积与成岩对储集层的控制

通过连井对比、沉积相和微相划分、岩心观察、薄片分析等手段,对比分析了川东北普光、元坝地区鲕滩的沉积与成岩特征,并探讨它们对储集层的控制作用。结果表明,普光地区鲕滩沉积厚度大,不同层段垂向叠置,横向迁移距离小;而元坝地区鲕滩沉积厚度小,分布面积广,横向迁移距离远。普光和元坝地区鲕滩都经历了多种成岩作用,其中前者早期溶蚀作用较强,且发生了大范围的白云石化作用,发育高孔、高渗的Ⅰ类储集层;后者压实、压溶作用较强,晚期还发生了埋藏胶结作用,发育低孔、低渗的Ⅲ类储集层。古地形差异和相对海平面变化是造成沉积、成岩差异的主要原因。沉积作用控制储集层的分布和厚度,成岩作用决定储集层孔隙的形成与演化,并最终决定储集层的优劣。     

常规测井资料定量解释碳酸盐岩微相——以伊拉克北Rumaila油田Mishrif组为例

基于常规测井资料分析的沉积微相精细识别方法在碎屑岩中有着很好的识别能力和预测能力。但是,碳酸盐岩强烈的成岩作用和成岩后改造,使得在碎屑岩体系中行之有效的主要基于自然伽马曲线（GR）、自然电位曲线（SP）和深、浅电阻率曲线（RD、RS）的交会图和模糊聚类沉积微相测井识别方法在碳酸盐岩沉积微相划分中遇到挑战。波斯湾地区伊拉克 Rumaila油田主力储层白垩系Mishrif组为典型的沉积孔隙型碳酸盐岩储层。在北Rumaila油田选取Mishrif组岩心、测井和录井等地质资料较为完备的8口代表性钻井作为标准井,对其进行沉积相、亚相和微相的精细刻画,进而提取标准井中自然伽马（GR）、中子（CNL）和密度（DEN）3条常规测井曲线与沉积微相相匹配的关键参数（曲线均值和GR曲线的离差平方和）,建立测井相-沉积微相的定量转换关系。在此基础上,采用Bayes逐步判别法建立了基于常规测井的北Rumaila油田Mishrif组碳酸盐岩沉积微相的测井判别模型,并利用该模型实现了对未建模井沉积微相的准确标定。与交会图法和模糊聚类法相比,Bayes逐步判别法能够整合更多的测井参数,进而提供更好的适应于沉积型碳酸盐岩的沉积微相测井定量识别方法。