南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组页岩含油性及烃类赋存特征

南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组发育优质湖相页岩层系,页岩油资源潜力巨大。前人针对该层系页岩含油性及烃类赋存状态的研究相对薄弱,可能是制约泌阳凹陷页岩油勘探突破的重要因素之一。以泌阳凹陷南部Y1井核三段Ⅲ亚段页岩为研究对象,通过岩石热解、多温阶热解、X射线衍射等地球化学分析技术,系统开展了页岩含油性、烃类赋存特征及影响因素研究。研究结果显示:核三段Ⅲ亚段页岩岩相组合主要包括长英质页岩相、云灰质页岩相和混合质页岩相,纹层结构发育。烃源岩类型整体处于好—优质范围,热演化程度处于生油阶段。有机显微组分以腐泥型为主,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型。页岩含油性随埋深增大呈递增趋势,烃类赋存特征由中上部以吸附烃为主,过渡至下部以游离烃为主。碎屑矿物及有机碳含量是控制游离烃和吸附烃含量的主要因素。总体认为,核桃园组下部页岩含油饱和度指数整体高于100 mg/g,游离烃含量平均高于3 mg/g,具备较好的页岩油勘探开发前景。

川中侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层特征及其勘探启示

为进一步指导四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的勘探与开发,亟需理清页岩油的有利赋存岩相。通过岩心观察、薄片鉴定、高压压汞、核磁共振、岩石热解等实验,分析大安寨段页岩层系不同岩相的储集空间类型、孔隙结构特征及含油性。结果表明,大安寨段主要发育块状(泥质)介壳灰岩、层状泥质介壳灰岩、层状介壳页岩、纹层状含介壳页岩、块状含介壳黏土质页岩和页理状含粉砂黏土质页岩6类岩相;页岩物性远优于介壳灰岩,且随着灰质含量的增加孔径逐渐增大,但总孔体积和总连通体积逐渐减小;大安寨段页岩层系平均游离油(S1)值为1.31 mg/g,含油性中等,页理状含粉砂黏土质页岩与纹层状含介壳页岩S1值较高,分别为2.37 mg/g与1.82 mg/g。页理状含粉砂黏土质页岩和纹层状含介壳页岩的储集性较好、含油性较高,两者构成的岩相组合可作为大安寨段页岩油的重点勘探对象。

多期构造应力控制走滑断控储层发育机理与差异性研究——以塔里木盆地顺北地区为例

塔里木盆地顺北油气田发育典型走滑断控缝洞型储层。区别于受原始沉积相带控制的基质孔洞、受岩溶改造的洞穴等储集类型,走滑断控缝洞型储层的形成主要受断裂活动期构造应力导致的破裂作用控制。为研究走滑断裂多期活动背景下构造应力控制的断控储层发育机理与分布规律,综合应用野外、岩心、测录井、地震及钻井动态等资料,开展不同走滑断裂、同一走滑断裂沿走向不同部位、垂向不同层系断控储层发育特征表征,并结合应力场数值模拟手段开展多期构造应力恢复,预测断控储层发育的主要时期与分布规律。结果表明,走滑断裂活动期不同分段内部应力状态差异显著,其中拉分段内部以张应力为主,主要派生张性裂缝;压隆段内部以挤压应力为主,派生裂缝类型多样。顺北地区勘探目的层奥陶系一间房组顶面断控裂缝主要在加里东中期Ⅲ幕及加里东晚期—海西早期发育,海西中—晚期及之后裂缝基本不发育,且滑移距大的顺北18号断裂带较顺北1号断裂带派生裂缝开度、密度更高。走滑断控储层具有“簇状”结构特征,断裂活动期不同分段内部应力状态控制储层结构差异,拉分段“空腔”多,以“双簇”结构为主,核带规模大,压隆段核带结构多,以“多簇”结构为主,分割性强;走滑断裂活动期应力强度控制储集空间类型与规模,小型断裂储集空间以裂缝为主,大型断裂带发育核带结构,断控储层规模与断裂活动强度呈正相关关系;断控裂缝发育主要受断裂早期活动控制,晚期由于地层埋深增大,岩石不易破裂,新派生裂缝发育较少。

四川盆地元坝地区千佛崖组二段细粒沉积岩岩相特征及储集性分析

四川盆地侏罗系千佛崖组页岩油气勘探前景良好,但目前对其细粒沉积岩基本沉积特征及发育规律的认识还不足。为此,利用细粒沉积学原理,依据岩心和测井资料,通过岩心精细描述、薄片鉴定、X衍射全岩分析及扫描电子显微镜观察等技术手段,精细描述了元坝地区千佛崖组二段(简称千二段)细粒沉积岩储层的物质组成、沉积构造、储集空间类型等地质特征,划分了岩相类型,并对主要岩相储层的物性特征和储集空间类型进行分析与比较,明确了有利层段发育位置。研究结果显示:(1)千二段陆相细粒沉积岩可划分成“黏土岩”和“粉砂岩”2种岩石类型,15种岩相类型。其中,富有机质块状黏土岩、富有机质块状含粉砂黏土岩、富有机质纹层状含粉砂黏土岩、富有机质条带状含粉砂黏土岩、富有机质块状粉砂质黏土岩和富有机质纹层状粉砂质黏土岩为6种主要岩相类型。(2)储层储集空间类型多样,包括黏土矿物层间缝、层理缝、黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔、溶蚀孔及有机孔等,其中黏土矿物晶间孔分布最为广泛。(3)6种主要岩相的平均孔隙度和渗透率分别为2%和0.023×10^(-3)μm^(2),富有机质纹层状含粉砂黏土岩、富有机质纹层状粉砂质黏土岩和富有机质块状粉砂质黏土岩的储集空间类型丰富,分布广、数量多,孔隙度与渗透率均高于其他岩相且TOC值较高,是最有利的储集岩相类型。(4)千二段有利层段位于其(1)小层全段、(2)小层的底部和(3)小层的中下部。

加权断层泥比率法(WSGR)定量判别断层封闭性——以苏北盆地高邮凹陷永安地区为例

断层封闭性评价是断块圈闭成藏条件分析的重要内容,在改进断层泥比率法基础上,提出了一种新的断层封闭性评价方法——加权断层泥比率法(WSGR)。首先,通过不同的地质模型开展断层泥比率法计算参数及影响因素分析,明确了断层断距、泥质含量及泥岩分布特征是泥岩涂抹的重要影响因素;并认为断层断距范围内,滑过目标位置的对置盘所有泥质含量都具有涂抹贡献,但不同点的涂抹贡献不同,距离目标位置越近泥质含量越高的对置盘泥岩点,其涂抹贡献越大。为此引入了一个新的表征参数——距离系数,定义为断层断距与各泥岩点到目标位置距离的差与断层断距的比值,来表征泥岩分布对泥岩涂抹的影响作用;在此基础上,构建了加权断层泥比率计算方法,定义为各点的泥质含量与距离系数的乘积之和再与距离系数之和的比值。利用加权断层泥比率法对苏北盆地高邮凹陷上含油气系统已知的油水层进行封闭性验证,认为当加权断层泥比率值大于0.6时,断层具有较好的封闭性,从而确定了该方法的封闭性判别标准。在高邮凹陷永安等地区始新统戴南组断层封闭性评价中取得了较好应用效果。

《石油实验地质》征稿简则

《石油实验地质》是全国油气普查、勘探方面的一份学术性、技术性刊物,为中文核心期刊之一。本刊遵循“双百”针,提倡学术民主,促进国内外学术交流,为发展我国石油科技事业和提高油气勘探开发效果服务,欢迎广大科技人员踊跃投稿。

《石油实验地质》征稿简则

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《石油实验地质》期刊2023年持续创造佳绩

一元复始,万象更新。带着新的希望,我们掀开了2024年新的一页。在刚刚过去的2023年,在郭旭升主编引领下,在主管、主办单位各级领导的关心下,在诸多学者的大力支持下,《石油实验地质》期刊继续保持高质量发展,取得了如下成绩:(1)期刊建设迈入新阶段:成功举办创刊60周年学术会议,并顺利完成编委会换届。

基于天文周期等时格架预测细粒沉积岩相展布——以鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长7段为例

预测陆相不同类型岩相厚度分布是陆相页岩油富集区带优选评价的基础工作,以此开展的不同类型岩相含油条件、储集条件以及可动条件的研究,对靶区优选和水平井段方向部署有着重要的作用。以岩心观察与测井判识为基础,开展测井资料的频谱分析,引入稳定的天文轨道时间周期,进行时空调谐,建立钻井对比的高频层序等时格架,定量计算每个层序旋回内不同类型岩相厚度的平面变化趋势,认识岩相展布规律。针对鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组7段的研究表明,自然伽马测井曲线包括了若干组天文周期信息,其中可以识别出6个完整的稳定405 kyr长偏心率天文周期旋回,以R203井长7段全岩心段观察和测井相特征分析为基础,合理建立高频等时格架进行井间对比。结果表明,泥页岩和纹层页岩主要发育长7_(3)亚段到长7_(2)亚段的底部旋回地层,细砂岩、粉砂岩在长7_(2)亚段中上部到长7_(1)亚段底部的Ⅳ—Ⅴ旋回地层中最为发育;井间横向对比表明,早期旋回的泥页岩和纹层页岩岩相广泛分布,旋回Ⅰ时期主要分布在研究区西南部,旋回Ⅱ时期分布在西部和东—东北部,中部地区局部较厚,而Ⅳ—Ⅴ旋回地层的细砂岩厚度分布由北东—南西的沉积体系控制,平面上呈北—北东往南—南西展布,往西南延伸到ZF27—ZF32井一线,形成了长7段3种源储组合类型。其中纹层页岩与细砂岩岩相配置组合为长7_(3)亚段中上部与长7_(2)亚段中上部—长7_(1)亚段下部层系组合,平面上主要分布在富县地区的中部—北、北东部;页岩岩相厚度发育较好的为长7_(3)亚段,平面上主要分布在富县地区的北东—东部、西南部区域。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段页岩气储层特征及其勘探开发前景

鄂尔多斯盆地作为我国的第二大沉积盆地,油气勘探潜力巨大。盆地内三叠系延长组7段富有机质烃源岩发育广泛,分布范围达(4~5)×10^(4) km^(2)。该套烃源岩有机质丰度高,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ_(1)型,R_(o)主要分布在0.9%~1.2%之间,处于热演化成熟阶段,滞留烃含量大,为大规模页岩油气藏的发育奠定了重要物质基础。长7_(3)亚段富有机质泥页岩层段虽具备良好的含气性,但却缺乏深入的含气特征系统分析。以盆地西缘南段地区为例,利用岩石地球化学、有机地球化学、同位素分析等多种分析手段,查明了该区三叠系延长组长7段烃源岩储层地质及地球化学特征,分析了长7段页岩含气性特征、页岩气赋存状态,初步计算了长7段页岩气资源量。研究区内三叠系延长组长7_(3)亚段黑色页岩含气性良好,其组成以页岩油溶解气为主,含少量干酪根黏土矿物吸附气及游离气,计算平均解吸气量为1.91 m^(3)/t。长7_(3)亚段赋存页岩油、气资源,二者资源量相当,在后期勘探开发研究中建议考虑油气并举的可能性。湖盆中部厚层长7段黑色页岩发育区含气量达2 m^(3)/t,储层刚性矿物及微孔裂隙发育,含气丰度高,资源量大,为页岩气有利勘探区域。初步计算长7页岩气总资源量约为4.25×10^(12) m^(3),具有良好的勘探前景,勘探有利地区为姬塬—固城—正宁一带。

南襄盆地安棚东南区核桃园组三段深层致密油储层裂缝发育特征及控制因素

为了探明深部致密油储层天然裂缝发育规律及其影响因素,以南襄盆地泌阳凹陷安棚东南区古近系核桃园组三段Ⅱ—Ⅵ油层组致密油藏为例,利用大量岩心、薄片、物性、成像及常规测井、注水压驱等资料,系统开展了致密油藏裂缝综合评价。该区目的层Ⅱ—Ⅵ油层组属扇三角洲前缘沉积,储层岩屑含量较高,为近源沉积;储层孔隙度与渗透率之间具有良好的正相关性。对于不同岩性砂岩储层,裂缝主要发育于细砂岩中,其次为粉砂岩,而含砾砂岩中裂缝通常不发育。目的层主要发育高角度缝及直立缝,其占比可达87.8%,低角度斜交缝和水平缝分别占比7.3%及4.9%。目的层致密储层裂缝发育主控因素主要包括岩性、沉积微相及局部构造,厚度较薄、粒度较细的单砂体或复合砂体部位裂缝通常较为发育。裂缝主要发育于前缘河道、河道侧翼、河口坝及其外缘远砂坝砂体部位,而席状砂及前缘三角洲微相中裂缝不发育。此外,裂缝还发育于构造转折端,且主要发育于正向构造的顶部及翼部。目的层裂缝主要沿着WE向、NE向分布,其次为NW向;裂缝主要形成于新近纪拗陷期(喜马拉雅晚期)。裂缝是导致致密油储层水窜的重要因素,因而要加强裂缝发育程度、扩展规模及方向的动、静态监测。

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密气轻烃地球化学特征

大牛地气田是鄂尔多斯盆地典型致密砂岩大气田之一。为了更深入了解该区天然气的成因和来源,揭示天然气运移相态,对大牛地气田上古生界致密气开展了轻烃地球化学特征分析。研究表明,该区上古生界致密气C5-7轻烃组成具有异构烷烃优势分布,C6-7轻烃组成中芳烃含量整体偏低(<10%),甚至未检出芳烃,C7轻烃组成具有甲基环己烷优势分布特征,甲基环己烷相对含量均超过50%。上二叠统下石盒子组天然气K_(1)值、K_(2)值均与二叠系山西组和石炭系太原组天然气一致,而δ^(13)C_(1)值则与山西组天然气一致,与太原组天然气有明显不同。与山西组天然气相比,下石盒子组天然气整体具有偏低的苯/正己烷、苯/环己烷和甲苯/正庚烷比值,以及明显偏高的正庚烷/甲基环己烷比值。轻烃地球化学特征及烷烃气碳氢同位素组成综合表明,大牛地气田上古生界天然气为典型煤成气,其中山西组和太原组天然气均为原地自生自储,而下石盒子组天然气为下伏山西组烃源岩生成的天然气经历了游离相垂向运移聚集形成,太原组烃源岩不具有显著贡献。受天然气运移和水溶等作用影响,庚烷值、异庚烷值、苯/正己烷比值等轻烃指标直接用于判识大牛地气田致密气成熟度会存在偏差。

准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层特征及发育模式

准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾岩具有较大的油气勘探潜力,目前存在的砂砾岩储层特征以及成储机制不清晰等问题,严重制约了对该类储层的勘探。利用显微薄片、扫描电镜、X射线衍射等对准噶尔盆地阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩储层特征、主控因素以及成储模式进行了系统研究。结果表明:上乌尔禾组砂砾岩具有“双填隙物”特征,砾石间主要被较粗的砂质组分填隙,胶结作用主要发生于砂质组分之间;砂砾岩孔隙度低,砾石中基本不发育孔隙,砂质填隙物中孔隙较发育,储集空间主要为晶间孔和次生溶孔;与储层形成有关的成岩演化现象主要发生在砾石之间的粗填隙物砂质组分中,主要为铝硅酸盐矿物的溶蚀作用,形成较多的溶蚀孔隙;河口坝、水下分流河道等高能沉积微相中储层更发育,储集空间主要与长石溶蚀有关,裂缝、不整合面是酸性流体运移的主要通道;早成岩期酸性流体主要为沿不整合面下渗的大气水,尤其是靠近北三台凸起的区域大气淡水溶蚀更为显著,中成岩期主要为有机酸溶蚀;砂砾岩中发育大气酸溶蚀型、有机酸溶蚀型和双源酸叠加溶蚀型等3类储层,不同类型储层分布决定了阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩油气藏的勘探方向,斜坡区、凹陷区的砂砾岩+断裂发育叠合区是阜康凹陷上乌尔禾组砂砾岩油气勘探的重点方向。

渤海湾盆地沾化凹陷BYP5导眼井古近系沙河街组三段下亚段岩心富氢气逸散气特征及其地质意义

BYP5导眼井是为探索渤海湾盆地沾化凹陷渤南深洼带较高热演化区古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)含油气性而部署的一口取心井,取心段深度介于4267.0~4338.1 m。为揭示取心段含油气性特征,开展了典型样品冷冻密闭碎样热解和岩心逸散气的收集定量与组分分析。研究结果认为:取心段总体是一套富有机质、富碳酸盐矿物的优质烃源岩,成熟度(Ro)约1.2%,热演化过程中应曾发生了高效生排烃作用,导致其现今游离烃(S1)和氢指数(IH)均较低;岩心逸散烃气含量总体不高,主要介于0.001~0.01 cm^(3)/g,均值为0.005 cm^(3)/g,逸散烃气相对高值段与热解游离烃(S1)相对高值段基本一致;逸散气组分主要由CH_(4)、CO_(2)、H_(2)、C_(2)H_(6)组成,其中H_(2)摩尔百分数介于1.08%~19.23%,平均7.09%,具有富氢气特征。H_(2)与CO_(2)具有明显正相关性,与CH_(4)具有明显负相关性;逸散气应属原位滞留的气体,氢气的形成可能与有机质热解过程中异质键的裂解和去甲基化作用有关,建议加强有机质热裂解成因天然氢气的形成机制、地质勘查与评价研究,为该类型天然氢气的勘探部署决策提供依据。

海相优质烃源岩中硅钙质来源:生物骨壁壳及其碎屑

应用超显微有机岩石学等技术,从生物分子构成及其稳定性的角度,探讨硅质、钙质骨壁壳等生物碎屑与优质烃源岩的关系。常见的具有生物硅及硅质衍生物的生物主要是放射虫等原生动物、海绵动物、硅藻、金藻及某些似鱼鳞藻疑源类等浮游藻类的硅质骨壁壳及其碎屑。在优质烃源岩中能保存下来的生物钙主要来源于浮游有孔虫、翼足虫等动物和颗石藻等浮游藻类或疑源类的钙质骨壁壳及其碎屑。这些生物硅质、钙质骨壁壳碎屑颗粒中常常含有不等量的有机质(果胶或硬蛋白,相当于Ⅲ型有机质),高成熟—过成熟阶段可生成一定量烃气,并可保存于生物结构的原生孔隙中。

塔河油田盐下地区原油地球化学特征及不同期次油气成藏贡献

对于多旋回叠合盆地,油气藏形成的过程往往伴随着多期次的原油充注,但并非每一期原油充注都对现今油藏形成起到关键作用。流体包裹体方法只能对原油充注期次和时间进行限定,而无法确定各期充注原油对油藏的贡献。针对上述问题,以塔河油田盐下地区奥陶系碳酸盐岩油藏为例,采用原油地球化学、流体包裹体法、荧光光谱和单井模拟分析方法,系统揭示了研究区原油的荧光特征、油气成藏期次和成藏时间。原油生物标志化合物参数分析结果表明,其母质相同且沉积于海相弱还原环境,再通过与研究区烃源岩进行油源对比,确定了原油均来自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。原油芳烃中甲基菲指数和二苯并噻吩参数是定量评价原油成熟度的有效指标,计算得到塔河油田盐下地区原油成熟度(R_(o))在0.90%~1.47%之间,可能对应了多期油气充注。此外,在对盐下地区奥陶系储层油包裹体荧光光谱分析、共生盐水包裹体测温和测盐的基础上,结合单井埋藏史和热史模拟,确定盐下地区存在加里东中期(420 Ma)、海西中期(318 Ma)和喜马拉雅晚期(10 Ma)3期原油充注。对比原油和3期油包裹体荧光光谱参数,认为喜马拉雅晚期是盐下地区的主成藏期,为盐下地区的奥陶系油藏贡献了最多的原油。

松辽盆地天然气中稀有气体地球化学特征及其地质意义

稀有气体地球化学已运用于地球深部物质及天体陨石研究,随着测量技术的进步,在天然气研究中也开始得到越来越多的应用。使用目前最先进的稀有气体质谱仪,对中国东部松辽盆地中深部天然气的稀有气体全组分丰度及同位素进行了系统的分析,明确了断陷盆地稀有气体的组成特征。研究表明,天然气中稀有气体的丰度从轻稀有气体到重稀有气体具有逐渐减小的反“厂”字形趋势。稀有气体的同位素比值^(3)He/^(4)He为2.64×10^(-6)、^(20)Ne/^(22)Ne为9.94、21Ne/^(22)Ne为0.02922、^(40)Ar/^(36)Ar为743.7,均高于大气值,^(80)Kr、^(84)Kr、^(86)Kr、^(131-136)Xe均表现出相对大气过剩的特征,显示天然气中有幔源气体的混入。综合稀有气体的组成特征,说明松辽盆地中深部天然气均为壳幔混源的无机成因,而且不同构造区块、不同类别天然气的幔源组分贡献存在一定差异。对比稀有气体组成与天然气类型发现,轻稀有气体可以较好地区分天然气的类型,而重稀有气体的组成在各种天然气中没有明显差别。稀有气体同位素除了可以示踪天然气来源外,还可以应用在判别天然气成因、区分天然气类型、表征大地构造等方面。

川南威远地区二叠系茅口组一段泥灰岩储层特征及其发育主控因素

四川盆地南部威远地区的二叠系茅口组一段(下文简称茅一段)勘探程度较低,根据早期的钻井资料所进行的铸体薄片和氩离子电镜分析认为,滑石孔缝为最主要储集空间,滑石化作用对储层贡献最大。而最新钻井实物资料显示,茅一段泥灰岩储层的储集空间类型及储层成因与前期的认识有较大偏差,因此,需要进一步明确该区茅一段泥灰岩储层发育主控因素。通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、氮气吸附—脱附、氩离子抛光扫描电镜和孔隙定量表征,从定性和定量的角度剖析了茅一段泥灰岩主要储集空间和储层类型,结合总有机碳(TOC)含量测定、稀土元素分析以及全岩X衍射等手段,明确了该套储层发育的主控因素。川南威远地区茅一段优质储层发育在泥灰岩中,为一套低孔、低渗裂缝—孔隙型泥灰岩储层,主要发育Ⅲ类储层,少量为Ⅱ类储层;储集空间以溶蚀孔、有机质孔和滑石孔缝为主,孔隙发育与TOC含量具有较好相关性,滑石化作用、白云岩化作用和硅化作用并未产生明显的次生储集空间,对孔隙贡献不明显;泥灰岩储层受早期溶蚀作用、沉积相和有机质丰度共同控制,早期溶蚀作用是泥灰岩溶蚀孔缝形成的关键,内缓坡浅水环境的高初级生产力和高有机质沉降率为有机质孔形成提供了物质基础。该认识可为盆地内相似油气储层的勘探部署提供理论支撑。

沉积微相对超深储层岩石力学性质的影响及其应用——以塔里木盆地库车坳陷BZ气田白垩系为例

为了优选塔里木盆地库车坳陷白垩系超深致密砂岩储层单井天然裂缝发育的甜点层段,利用露头、岩石薄片、成像测井等资料系统分析了BZ气田不同沉积微相的储层岩石力学性质差异,并结合相关露头中不同沉积微相的几何参数模型,提出了一种优化储层岩石力学参数模型的方法,提高了井筒周围(<200 m)天然裂缝预测精度。研究结果表明:(1)BZ气田白垩系巴什基奇克组三段不同沉积微相、相同微相不同位置的储层中,岩石组构和岩石组合(包括碎屑含量、杂基含量、粒度分选、砂地比和砂泥岩组合等)具有差异,从而影响了储层的泊松比和杨氏模量,不同微相储层具有不同的岩石力学参数。(2)不同沉积微相砂体的裂缝发育程度有所差异,扇三角洲前缘水下分支河道砂岩的裂缝最发育,比扇三角洲前缘支流间湾微相及扇三角洲平原分支河道微相更容易形成裂缝。(3)进一步根据露头中沉积微相几何参数,建立不同微相的三维模型,即可建立和优化井筒周围的沉积微相模型及岩石力学参数模型,并应用到井筒周围的裂缝预测中。

四川盆地茅口组一段缝洞充填物特征及成因——以A1井为例

近年来,四川盆地二叠系茅口组一段不断取得天然气发现,其泥灰岩的储集空间成因机制已成为关注的问题之一。厘米级缝洞型储集空间是茅口组一段新发现的储集空间类型之一,相关研究尚未公开报道。以四川盆地A1井为例,在岩心观察描述基础上,通过显微岩石学、碳氧同位素、锶同位素与微量元素的对比分析,研究了缝洞充填物特征及成因。茅口组一段缝洞中方解石胶结物与泥灰岩基质具有相似的碳氧同位素与锶同位素分布特征,表明方解石主要来源于围岩的溶解再沉淀;与泥灰岩相比,缝洞方解石胶结物的变价元素(V、Cr、U、Mo)、稀土元素(REE)含量降低,而微营养元素(Ni、Cu、Zn)含量升高,揭示了在此过程中微量元素的差异性迁移规律;方解石与泥灰岩基质的Mn与Sr含量的差异性变化特征揭示了成岩流体的海水亲缘属性,进一步表明其与大气淡水、深部热液流体无关。晚侏罗世以来的侧向构造推覆挤压力,形成了川东南地区滑脱断层及相关褶皱体系,在此过程中可能导致了茅口组泥灰岩变形并产生了厘米级裂缝空间。泥灰岩在后续压实—压溶作用(包括侧向压溶)等形成的成岩流体为缝洞石英和方解石胶结物提供了物质来源。