川西地区二叠系火山岩异常高压演化与天然气成藏的关系

川西地区二叠系火山岩天然气藏发育较高的异常压力,异常压力的成因和天然气成藏的动力学过程较复杂,目前对研究区异常高压的演化过程及其对天然气成藏的影响规律仍认识不清。通过分析川西地区二叠系实测地层压力、测井响应资料和包裹体捕获压力,明确了异常高压的成因和演化过程。基于不同成藏期次形成的烃类包裹体中的含油流体包裹体颗粒（GOI）丰度,分析了地层压力演化与天然气成藏之间的关系。结果表明：寒武系筇竹寺组烃源岩的生-排烃作用和火山岩内部的原油裂解对异常高压的发育具有重要的贡献;储层内共发育3类包裹体,其形成对应3期大规模油气聚集,即二叠纪末期（距今256~251 Ma）形成碳质沥青包裹体、晚三叠世（距今230~208 Ma）形成油-水包裹体、侏罗纪中-晚期（距今175~152 Ma）形成气-水包裹体。在多期油气聚集过程中,古地层压力系数和烃类包裹体的GOI丰度逐渐升高,表明地层压力的变化为天然气大规模充注提供了充足的动力条件。     

川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏超压体系形成演化与天然气聚集关系

川西前陆盆地上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩天然气(以下简称致密气)勘探的重要领域,其超压体系的形成与演化对其天然气聚集具有重要影响与控制作用。为了深化川西前陆盆地中生界致密气聚集规律认识与有利勘探区带预测,利用该区气藏压力、钻井液密度资料,以及前人开展的包裹体均一温度研究成果与含烃盐水包裹体PVT模拟气藏古压力恢复成果,结合须家河组不同含气区的埋藏史与构造运动,研究了该区地层流体压力特征、形成机制与演化及其与天然气大规模聚集关系。研究结果表明:(1)川西前陆盆地须家河组于晚三叠世—侏罗纪形成了欠压实作用超压体系,并在烃源岩成熟度为0.75%时消失或维持弱超压;(2)晚侏罗世—白垩纪的生烃作用形成了须家河组的古超压体系,其中古超压体系在坳陷带形成于中晚侏罗世,在隆起带及其邻区形成于白垩纪;(3)燕山期—喜马拉雅期的差异构造运动对须家河组超压体系演化影响十分明显,坳陷带—斜坡带在古近纪超压体系得以维持并略有增强,而隆起带与断裂活动强烈区的超压系统遭受不同程度的破坏;(4)现今超压体系是生烃与构造挤压联合形成的古超压体系经历强烈构造改造后的残余压力体系;(5)超压体系的持续发育促进了川中...     

四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有"双层构造"特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。     

川西北地区泥盆系天然气沥青地球化学特征及来源示踪

四川盆地西北部地区首次在中泥盆统观雾山组白云岩储层中获得工业气流,天然气来源备受关注。应用地球化学分析技术开展了泥盆系天然气、沥青、油砂及烃源岩地球化学特征综合研究。结果表明：泥盆系天然气是以烃类气体为主的二次裂解型干气,甲烷含量>94%,含痕量乙烷、丙烷及少量的氮气、二氧化碳等非烃气体;天然气δ¹³C₁值为-32.3‰~-31.9‰,δ¹³C₂值为-28.6‰~-28.4‰,δ²H₁值为-141‰~-138‰,为以腐泥型为主的混合型气。泥盆系井下沥青正构烷烃和烷基环己烷均具双主峰特征,生物标志化合物分布正常;野外剖面的沥青、油砂遭受强烈的生物降解作用。沥青、油砂与烃源岩的饱和烃、芳烃生物标志物特征对比表明,泥盆系油气来源于下寒武统筇竹寺组和下二叠统烃源岩,以筇竹寺组为主。研究成果对川西北地区天然气的进一步勘探部署和决策具有重要的指导意义。     

川西地区上三叠统天然气成藏主控因素及勘探方向

四川盆地川西地区前陆盆地上三叠统沉积巨厚,发育了多套自生自储的天然气成藏系统。为了弄清该区天然气成藏的主控因素、寻找下一步油气勘探的方向,在分析天然气成藏条件的基础上,结合区域构造、油气演化的时空配置,探讨了油气运聚成藏机制及其主控因素。结果表明：川西上三叠统烃源岩层厚度大、有机碳含量高、生烃强度大,具有有利的天然气成藏条件;有效时空配置是成藏的关键,生烃强度控制气藏丰度,古今构造叠置决定气藏品质,大断裂控制气藏改造、重组和充满度。进而指出下一步的勘探方向：川西地区南部以勘探常压、构造圈闭型气藏为主,其中川西南部三和①号断层下盘的老君山和邛西①号断层下盘的桑园等构造应为构造圈闭气藏的首选目标;川西地区北部以勘探超压、岩性气藏为主,其中地层上倾方向的梓潼凹陷-九龙山构造之间的剑门-龙岗地区是岩性气藏勘探的重要领域。     

气相色谱-质谱联用判识稠油井主产层

针对稠油的黏度高,族组成中非烃和沥青含量高,饱和烃和芳香烃含量低,全烃色谱图很难反映各油层与井口原油的差异性,应用气相色谱指纹判识稠油井的主要产油层位困难等问题,利用辽河油田某多层混采稠油井各产油层的储层岩石(储层沥青)和混采原油作样品,进行饱和烃和芳香烃色谱-质谱实验,通过星形图分析、聚类分析、因子分析等技术的分析和研究,有效地判识了该多层混采稠油井的主要产油层位,并提出了有针对性的生产调整建议,从实施情况来看,效果明显.该方法具有适用性强、投资少、周期短、准确、快速等特点,有推广应用的前景.     

川西北地区九龙山气田天然气成因与来源探讨

九龙山气田产层主要为下侏罗统珍珠冲组及上三叠统须家河组须二段,目前对二者气藏的气源还未定论。通过对九龙山气田珍珠冲组和须家河组天然气组分和碳同位素组成的详细分析,结合源岩和储层沥青生物标志化合物开展气源对比,以明确天然气来源。九龙山气田存在浅层须家河组须三段泥页岩和深层的茅口组灰岩、下寒武统泥岩2套优质烃源岩,天然气总体为干气,珍珠冲组与须三段天然气组成特征相似,须二段天然气组成具有须家河组和深层气共同特征。珍珠冲组天然气δ₁₃C₂平均为-26.73‰,与周边文兴场和中坝气田须家河组煤系烃源相似,须二段天然气δ₁₃C₂值在-29.5‰～-30.49‰之间,介于浅层煤成气和深层油型气特征。珍珠冲组气层沥青甾萜烷生物标志化合物也与须三段烃源特征相似,具有高的三环萜烷值和重排甾烷/规则甾烷值,C₂₇/C₂₉值分布在0.93～1.00之间,呈“V”字型特征;须二段气层C₂₇/C₂₉值介于须三段和茅口组、寒武系源岩之间,具有与茅口组相似的三环萜烷低值和重排甾烷/规则甾烷低值特征。综合天然气组分、碳同位素和储层沥青生物标志化合物气源对比分析认为,九龙山气田珍珠冲组天然气主要由浅层须三段腐殖型烃源生烃贡献,须家河组须二段天然气由浅层须三段腐殖型和深层茅口组、下寒武统偏腐泥型烃源混合贡献。
     

川西北九龙山构造须二段储层演化特征

川西北地区九龙山构造上三叠统须家河组须二段为致密储层，根据薄片、扫描电镜等分析资料研究认识了该储层的成岩作用特征，结合自生矿物包裹体均一温度、胶结物同位素地质温度和古地温梯度等建立了储层的成岩作用序列；根据储层在压实过程中的原生孔隙损失规律、成岩矿物形成时期及其对孔隙度破坏的定量化统计、次生孔隙的定量化研究等，剖析了储层致密化进程。结果认为：须二段储层在侏罗纪前具较好孔隙度；中侏罗世末期，储层孔渗性变差，但仍能满足天然气运移聚集的储集条件；储层的致密化发生在晚侏罗世。产水层高孔低渗是因早期绿泥石环边胶结，产气层低孔高渗则是因次生孔较发育，孔缝连为一体所致。     

川西南部嘉陵江组储层特征及主控因素

对四川盆地川西南部地区下三叠统嘉陵江组储集空间特征、储层性质及储层主控因素研究认为:嘉陵江组纵向上具多产层、多储盖组合特征,因孔、洞、缝发育程度的差异,使嘉五1、嘉四1、嘉二1—嘉一各段以发育裂缝-孔隙型储层为主,嘉四3亚段、嘉三段主要发育裂缝-孔隙型或裂缝型储层;沉积相控制了有利岩相带的时空分布、储层物性、储层次生孔隙的发育和储层的几何形态,白云石化、溶蚀作用控制了次生孔、洞的形成和分布,而构造作用影响了裂缝的发育程度。汉王场、大兴场等构造处于加里东古隆起的斜坡带,具有良好的勘探前景。     

川西北部河湾场气田天然气地球化学特征及其气源探讨

位于川西北部的河湾场气田为多烃源、多储层、多产层的复合型气田,由于过去勘探开发的主要对象为浅层陆相天然气,对其深层天然气成因和气源还未做过系统研究。为此,根据河湾场地区以及邻区的天然气组分、天然气碳同位素和天然气浓缩烃资料,结合区域烃源岩和储层沥青分析资料,研究了该气田天然气的地球化学特征及其气源。结果表明：各地质层位的天然气均表现为不含硫化氢的干气特征;其中奥陶系、二叠系天然气的碳同位素特征与川东石炭系天然气特征极为相似,且天然气具有原油二次裂解气的特征,根据该区储层沥青的分布规律,认为奥陶系、二叠系天然气来源于志留系;而下三叠统飞仙关组天然气则源于二叠系碳酸盐岩油型气与上二叠统吴家坪组煤成气的混合气。