碳酸盐岩岩溶储层多井评价方法及地质应用

多井评价是建立在单井精细解释对比分析基础上的预测储层及含油气性平面分布规律的技术方法,而常规测井资料无法区分碳酸盐岩岩溶储层,因而利用多井评价结果确定岩溶发育程度在平面上的分布规律就显得十分重要。为此,在岩心标定成像测井的基础上,对四川盆地高石梯—磨溪地区15口井的成像测井岩溶发育特征进行分析,建立了中二叠统茅口组岩溶发育各分带的标准成像图版,利用交会图及直方图分析各分带的常规测井响应特征,在此基础上形成了电成像测井刻度常规测井识别岩溶发育带的新方法。研究结果表明:①高石梯—磨溪地区茅口组岩溶带自上而下可划分为风化壳残积带、垂直渗流岩溶带、水平潜流岩溶带以及受岩溶作用较弱的基岩;②风化壳残积带在成像测井图像显示为"暗—亮—暗"条带状模式,垂直渗流岩溶带为垂直线状与暗色斑状组合模式,水平潜流岩溶带为水平线状—层状与斑状组合模式,基岩整体显示为亮色块状模式偶见线状或斑状特征;③有效储层主要发育在垂直渗流带和水平潜流带的顶部;④该区茅口组岩溶发育主要受裂缝发育控制,而裂缝发育又与断层关系密切。结论认为,该新方法对碳酸盐岩岩溶储层的多井评价具有普遍适用性,为四川盆地中二叠统风险探井的部署提供了技术支撑。     

四川盆地须家河组大型砂岩储集体发育特征与形成机理

四川盆地须家河组蕴含丰富的天然气资源,是西南油田公司天然气勘探和储量增长的主力层系之一。天然气主要储集在大面积展布的须家河组二段、四段和六段共3段大型砂岩储集体中。利用野外露头勘察和井下资料解释,解剖了须家河组单砂体的内部结构和规模,描述了砂体发育特征,剖析了大型砂岩储集体的形成机理。研究发现须家河组砂体单体规模有限、总体数量众多,单砂体之间存在高频切割式、低频切割式、搭接式和孤立式4种叠置方式,纵向上叠置、横向上搭接、空间上叠合连片,形成了“集群式”大规模展布的砂岩储集体。砂岩储集体的这种分布样式决定了须家河组天然气资源总体呈现中低丰度、大范围展布的特征。     

四川盆地震旦系灯影组天然气晚期成藏特征及意义

震旦系灯影组为四川盆地已发现天然气藏最古老的层系。四川盆地地质历史中经历了多旋回构造运动,但至今仍有大规模天然气藏存在,其重要原因之一是晚期成藏。通过对天然气组分、同位素及流体包裹体特征的分析,结合区域地质资料,得出四川盆地灯影组天然气晚期成藏具有3个显著特征：①广泛烃源(古油藏裂解气、水溶解析气)供给为晚期成藏提供物质基础;②气烃包裹体普遍发育反映喜马拉雅期天然气大范围充注;③喜马拉雅期油气重新调整、聚集,形成新气藏。依据喜马拉雅期构造变形特征,可将震旦系灯影组气藏分为3种类型：原生型、残存型和调整型,最有利的为原生型气藏,其次为调整型。对四川盆地震旦系等古老层系天然气勘探中应高度重视喜马拉雅运动对成藏的影响,其中构造相对稳定的古隆起区及斜坡带具有良好的保存条件,是勘探的有利区。      

近年来我国发现大中型气田的地质特点与21世纪初天然气勘探前景

进入21世纪后我国天然气勘探事业发展迅速,探明储量快速增长,发现大气田速度加快。指出近年来我国天然气储量快速增长主要集中在五大气区即鄂尔多斯气区、四川气区、塔里木气区、柴达木气区和海域气区;新领域的突破以及围绕大气田的深化勘探是储量增长的关键;近期陆上天然气勘探陆续出现新特点,展示出一批有前景的勘探领域。认为21世纪初期天然气勘探的主战场仍将是五大气区。     

大巴山前陆盆地形成及演化与油气勘探潜力分析

根据野外地质调查、地震资料解释以及大量岩心分析化验等资料,探讨了大巴山前陆盆地的形成及演化,分析了油气勘探潜力。研究结果表明,大巴山前陆盆地形成始于燕山中幕,盆地演化经历了J₁-J₂¹陆内坳陷湖盆阶段、J₂²-J₃前陆盆地阶段、K₁N盆地萎缩阶段以及喜马拉雅期最终定型阶段。大安寨段和凉高山组两套优质烃源岩的有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主。侏罗系发育大安寨段、凉高山组自生自储型和下沙溪庙组下生上储型3套生储盖组合。有利勘探区带包括大巴山前冲断带、川北凹陷带和川中低隆起带。     

走滑断层作用对南堡凹陷油气成藏的控制

综合利用地震、重力、钻井等资料,对南堡凹陷柏各庄断裂和西南庄断裂进行重新认识,分析构造变形对南堡凹陷油气成藏的控制作用.柏各庄断裂和西南庄断裂在深部合并成一条基底断裂(柏各庄-西南庄断裂),具走滑断裂性质,该基底断裂在燕山期发生明显的左行走滑并持续到古近纪沙河街组沉积期,对沙河街组沉积有明显的控制作用.南堡凹陷古近纪成盆演化主要受柏各庄-西南庄基底断裂左行走滑活动控制,属于走滑-伸展凹陷.新近纪以来的断层走滑活动,形成了北东向和北西向两组共轭剪切走滑断层带,控制了二级构造带的展布.南堡凹陷油气大量成藏期与新近纪以来的断层活动期相吻合.利于油气运移及圈闭的形成,油气沿断裂带纵向多层系分布.     

基底断裂在四川盆地须家河组天然气成藏中的作用

由于储集层致密、普遍低渗．以及构造平缓、断层和裂缝不发育等因素，四川盆地须家河组呈现大面积含气、储量丰度低、产量低、以岩性气藏为主的特征，寻找勘探“甜点”是须家河组天然气勘探的关键。四川盆地基底非均质性导致北东向和北西向两组基底断裂在中、新生代活动。控制了二级构造带的展布，而且其后期“隐性”活动在须家河组砂体中还产生了微裂隙和小断层，为天然气运移提供了通道，并改善了储集层的物性条件，对致密岩性大面积含气背景下局部富集带的形成起到了重要作用。同时，基底断裂发育区出现的异常高地温，加速了有机质的生烃演化，因此基底断裂发育带是天然气成藏最有利的地区．是今后四川盆地天然气勘探的主攻方向。图7参17     

鄂尔多斯盆地南部加里东期岩溶古地貌与天然气成藏条件分析

认识鄂尔多斯盆地南部地区岩溶古地貌和成藏条件是加快该地区勘探步伐面临的重要问题。鄂尔多斯盆地南部加里东期风化壳储集层的分布主要受岩溶古地貌、风化壳层位及沉积相控制。马五段为云坪相带，溶蚀孔洞较为发育；平凉组为深水斜坡相带，多形成断裂、裂缝及洞穴储集空间。中央古隆起西侧古地貌为岩溶斜坡，地表岩溶作用较弱，但断裂发育，洞穴系统较发育；中央古隆起南侧古地貌为岩溶台地，断裂、洞穴系统和风化裂隙相对较为发育；中央古隆起区古地貌为岩溶台地，地层较老，岩性致密，风化壳顶部垂直裂隙带发育，岩溶孔洞不发育；中央古隆起东侧古地貌多属于岩溶阶地或鞍地，风化壳多位于云坪及含膏云坪相带，溶蚀孔洞较为发育。岩溶古地貌天然气成藏主控因素主要为生烃中心、岩溶古地貌、风化壳的层位和沉积相带，有利区带主要在耀县、旬邑、淳化平凉组生烃中心和中央古隆起东侧马五段有利沉积相带。图9表1参13     

基底断裂“隐性活动”对鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的作用

鄂尔多斯盆地北东向基底断裂中、新生代“隐性”活动对上古生界天然气富集高产和成藏有明显控制作用。采用渗透率异常频率分析方法，预测了盆地中东部地区上古生界裂缝的分布，并建立了裂缝发育与基底断裂之间的成因关系，指出基底断裂后期活动不仅对盆地上古生界致密储集层的裂缝发育有控制作用，而且对天然气成藏有促进作用。应该重视盆地北东向基底断裂发育区次生天然气藏的勘探。图7参23     

四川盆地震旦系-下古生界沥青产烃潜力及分布特征

从分类、成因、分布、生烃能力及主生气期等方面对四川盆地震旦系-下古生界的沥青进行了系统分析.主要分布在泥页岩中的原生-同层沥青和在碳酸盐岩储集层中的后生-储层沥青,按全岩光片形态及光性特征可分为5种类型.在层系上以灯影组沥青含量较丰富,在区带上以乐山-龙女寺古隆起分布多,从坳陷带(0.41%)、斜坡带(0.93%～1.13%)、隆起部(2.4%～5.41%)沥青含量逐渐升高;沥青在古风化面含量最高,向下沥青含量相对降低.震旦系灯影组沥青形成于中侏罗世,主生气在早白垩世,晚于干酪根,生烃能力强力,可形成中型气田规模.