四川盆地下古生界页岩气藏形成条件与勘探前景

下古生界筇竹寺组和龙马溪组黑色页岩已被证实为四川盆地石炭系、震旦系等大中型气田或气藏的重要烃源岩,同时有迹象表明自身也具有形成页岩气藏的潜力。初步研究结果表明,筇竹寺组和龙马溪组黑色页岩均具有厚度大、区域分布广、富砂质、硅质和有机质的特征,且已见到大量油气显示和小规模油气流,具备形成页岩气藏的有利地质条件。四川盆地南部地区下古生界页岩气资源丰富,其中威远和自贡—泸州—永川2个区块可作为近期开展页岩气勘探开发的有利目标区,通过老井复查和加砂压裂测试,有望取得勘探突破。

川东嘉二段气藏形成的沉积、成岩控制作用

川东嘉二段气藏的形成受沉积、成岩作用的双重控制。滩微相沉积和有利的成岩变化是油气藏形成的基础和条件，两者有机地配合可形成发育的孔隙层段、有效的生储盖组合和沉积成岩圈闭。提出了滩的组成模型和相序模型，分析了滩的古地理和层位分布规律，总结了滩的成岩演化序列。指出变浅暴露滩配之以成岩演化Ｂ序列，是气藏形成的充分必要条件；在川东天然气的勘探中，滩微相识别和成岩作用研究是一个关键。图４表１参２（邹冬平摘）

湘中地区涟源凹陷下石炭统页岩气藏形成条件

在观察野外地质露头和综合分析样品测试数据的基础上，对湘中地区涟源凹陷下石炭统暗色泥页岩的厚度与区域分布、有机质丰度、有机质类型、成熟度以及储层矿物学特征、烃源岩热演化史等页岩气藏形成条件进行研究。研究结果表明：与美国主要盆地的页岩气产区相比，该区暗色泥页岩的厚度较大且区域分布广泛，有机质类型以Ⅱ型为主，具有成熟高、脆性矿物丰富、物性较好、储渗空间相对较好等特点；采用地质类比法预测出涟源凹陷3个层位的页岩气总资源量为（0.223-0.460）×1012 m3；涟源凹陷的新化—冷水江一带是页岩气发育的最有利区。

胜利油气区非烃类气藏形成条件及分布规律探讨

胜利油气区位于渤海湾伸展盆地的济阳坳陷和昌潍坳陷的潍北凹陷，是我国东部无机成因非烃类气的富集区，目前已发现二氧化碳气藏６个，探明气储量一百余亿立方米，揭示该区具勘探非烃类气藏的较大前景。为进一步寻找非烃类气藏，对该区二氧化碳气藏的成藏条件和分布规律进行了研究。研究认为，该区中、新生代由于受世界强烈板块活动的影响，地幔软流圈发生隆起，导致区内地壳变薄、大型断裂发育、岩浆活动频繁和岩石圈内的碳酸盐岩产生热变质作用，使大量壳—幔型二氧化碳等非烃类气体迅速释放，并在沿运移通道附近的有利圈闭中聚集、成藏，从而使区内具备了形成非烃类气藏的有利地质条件。已知气藏的分布表明，非烃类气藏主要沿气源断裂带、热变质作用发育带、软流圈隆起区和大地热流、氦同位素异常区及其周围的有利圈闭规律地分布，这些地区和部位是今后勘探非烃类气藏的有利地区。

天然气藏形成过程动态物理模拟——以柴北缘鄂博梁Ⅲ号构造为例

物理模拟实验是研究油气运聚的重要方法与手段,为改进、完善这一实验方法,在前人物理模拟实验成果的基础上,将构造挤压融入油气充注的实验过程中,并以柴达木盆地北缘鄂博梁Ⅲ号构造天然气藏为例,利用研发的天然气运聚成藏动态模拟实验装置,成功模拟了该构造天然气藏的形成过程,并进一步总结了该区气藏的形成规律。实验结果表明:①该区存在深、浅2套输导体系,深部输导体系为断裂—输导层输导体系,有利于天然气的向上运移并在优质储层中聚集成藏,而浅部输导体系为断裂—输导层—断裂输导体系,对浅部天然气藏具有破坏作用,不利于天然气的聚集成藏;②气藏形成后期,当供气量小于散失量时,气藏逐渐萎缩直至消失,由于深部地层的保存条件相对浅部更为优越,因此气藏消失的顺序也是先浅层后深层,由此形成了该区"浅差深好"的天然气藏保存序列。结论认为:鄂博梁Ⅲ号构造中深部可能存在保存较好的大型整装天然气藏。

沁水盆地向斜型水封气藏形成条件探讨

沁水盆地具备形成古生界向斜型水封气藏的基本条件：（１）复式向斜型盆地结构；（２）复向斜主部充足的气源（３４５８６×１０８ｍ３）及其与盆地构造的良好时空配置；（３）复向斜边缘常规储层沿下倾方向渐变为低孔渗致密储层；（４）复向斜边翼水动力封堵与区域盖层联合构成的有效封存与圈闭条件。由此预测盆地腹部向斜轴部附近，上、下古生界当分别构成水动力圈闭条件下的两大天然气赋存系统。

新构造运动与四川盆地构造演化及气藏形成

新构造运动控制中国东部新生代裂谷含油气盆地形成 ,丰产油气资源。改造了上扬子地台区及青藏高原古生界—中生界油气藏形成的地质构造条件。大量油气层受到破坏。青藏高原隆升构成中国新构造运动的中心 ,它控制了四川盆地新生代断褶构造演化及海相碳酸盐岩气藏形成。构造发育程度控制气藏形成及分布。发育程度高的背斜 ,原有油气藏遭到破坏 ;发育程度中—低及隐伏背斜 ,富集天然气成藏。四川盆地气藏形成及保存的地层构造条件 。

断层对坨-胜-永断裂带中层气藏形成的控制作用

坨 -胜 -永断裂带到目前为止发现了 1 1个中层气藏 ,几乎都与断层活动有关 .为了弄清坨 -胜 -永断裂带中层气藏形成中断层的控制作用 ,通过井与井之间的分析对比 ,并对部分井进行包裹体分析 ,得出以下结论 :1超压流体活动应是坨 -胜 -永断裂带油气运移的主要动力和载体 ;2断层封闭主要为泥质涂抹和断裂破碎带封闭 ;

四川盆地新场气田侏罗系气藏形成机理

通过对新场侏罗系天然气藏天然气组分特征，超压形成机制，储盖层物性综合分析，结合成藏地质环境，提出了以烃源岩生成增压动力，形成天然气自下而上幕式运移，指出燕山期隆起带国天然气侧向运移富集区，认为具有较高突破压力的泥质岩层可阻滞天然气向上渗流，使天然气聚集成藏。在长期深埋过程中，侏罗系储集层普遍致密化，喜马拉雅构造运动虽改变了前期的造样式，而天然气并未因此发生再运移。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式

莺歌海盆地乐东01气田是我国海域已发现的罕见的超高温高压气田,单井测试气量最高可达240×10^(4)m^(3)/d,该气田的发现证实了超高温高压条件下可以形成高产工业气流。为了深化对该气田的地质认识、加快该区天然气勘探进程,通过对烃源岩、储盖组合、成藏动力、运移通道等开展系统研究,明确了乐东01超高温高压气田的形成条件及其天然气成藏模式。研究结果表明:①乐东01气田深层新近系中新统黄流组发育重力流水道砂岩与浅海相泥岩的储盖组合,砂岩粒间孔、溶蚀孔是低孔—低渗储层的主要储集空间,泥岩可形成直接盖层和区域盖层,具有“砂体独立成藏”的特征;②在生烃与欠压实等增压机制的共同作用下,中新统烃源岩内部孔隙流体压力增加,形成“源高储低”的源储剩余压力梯度,为天然气成藏提供了充足的动力;③中新统高成熟烃源岩生成的天然气在距今1.2~0.4 Ma期间,通过增压开启的微裂缝运移至黄流组二段储层中并聚集成藏,具有“中新统烃源岩供烃、优质储盖组合保存、微裂隙垂向输导、源储剩余压差驱动、天然气晚期充注”的成藏模式。结论认为,莺歌海盆地乐东01超高温高压气田具有良好的天然气勘探潜力,是拓展我国海上油气储量规模的重要领域,该研究成果对于类似盆地天然气勘探具有参考意义。

川东蒲西潜伏构造石炭系气藏形成分析

从沉积构造发展、孔隙&类型,油气来源、圈闭类型、储层分类、封盖性能等方面,分析蒲西1井气藏形成条件。认为该构造属短轴地垒背斜构造类型圈闭完整,褶皱适中,无破坏型大断层切割;其下覆志留系地层具有良好的生烃条件,是气藏主要的烃源岩。黄龙组(C_2hl)上覆的梁山组泥岩及其以上地层砂泥岩属封盖能力较强的优良盖层。黄龙组(C_2hl)为主要的储集层,次生溶孔及裂缝发育,孔隙结构较好,天然气保存条件优越。

四川盆地西部侏罗系气藏形成机理

成都平原侏罗系气藏是多产层的复合层气藏。气源来自上三叠统。因其具有丰富的量，形成了晚期超压，在以侏罗系河流相为主的砂，泥岩地层中，突破压力值一般不高，形成了天然气自下而上沿孔隙和微型缝渗流的幕式运移，由此形成了孝泉－新场侏罗系远源型气藏。燕山－豆马拉雅期多期次的构造运动，部分背斜发育了勾通侏罗系和须家河组气藏的断层，天然气沿构造破裂带向上运移，于适当的条件下形成了双兴西。

成都平原侏罗系气藏形成机理

成都平原侏罗系气得多产层的复合型气藏。气源来自上三叠统。因其具有丰富的量，形成了晚期超压，以侏罗系河流相为主的砂，泥岩地层中，突破压力值一般不高，形成了天然气自下而上的沿孔隙渗流和微裂缝的幕式运移，由此形成了孝泉－新场侏罗系远源型气藏。燕山－喜马拉雅期多期次的构造运动，部分背斜发育了勾通侏罗系和须家河组气藏的断层，天然气沿构造破裂带向上运移，于适当的条件下形成了大兴西。

国外非背斜圈闭气藏形成、分布规律及勘探方法调研报告摘要

报告在分析研究世界现有252个各种类型非背斜圈闭油气藏(田)的基础上(其中,天然气可采储量在1000亿 m^3以上的大气田有11个).从55个选出的有代表性的气田中.列出14个代表不同类型的非背斜圈闭气田.并对其进行了较为详细的介绍。

中国东部幔源CO2气藏的CO2／^3He比率及形成机制

我国东部含油气盆地幔源CO2气藏的CO2／3He比率在107－1013之间，与幔源气体脱离玄武岩浆时恒定的CO2／3He比率（2×109～7×109）相比较发生了很大的变化。其中形成于中生代的万金塔CO2气藏，具有109～1013的高CO2／3He比率，而新生代以来形成的黄骅、济阳、苏北、三水等地的幔源CO2气藏，均以107－109的低CO2／3He比率为特征。研究表明，幔源气藏CO2／3He比率的形成受到了幔源气体的释放机制的控制。在玄武岩浆喷溢、侵入为幔源气藏的形成提供大量气源的同时，岩浆房中的幔源气体通过深切岩浆房的断裂通道直接释放，对幔源气藏的形成、幔源气体的补给以及气藏CO2／3He比率等地球化学特征的塑造具有重要作用。同时，我国东部含油气盆地中无机成因CO2气藏的CO2／3He比率特征为气藏的幔源成因提供了新的证据。

地史时期超压对沁水盆地南部煤层气藏形成的作用

根据沁水盆地南部3号煤吸附等温线及实测含气量,部分钻井吸附气含量达高饱和到饱和状态,这种高饱和度高含气量很难从理论上得到解释,而且该地区并不具备后期热成因气和生物成因等气源补充的条件,文中提出地史时期超压是促成现今煤层气藏高饱和度的主要原因．早自垩世煤系源岩大量生气,由于较好的顶底板条件及向斜核部的构造部位,煤层气藏具有超压和饱和含气特征,晚白垩世以后煤层气藏急剧抬升,在温度和压力降低过程中,超压吸附气转化为常压或欠压吸附气而使得现今煤层气藏维持高饱和度高含气量的状态．

鄂尔多斯盆地中东部地区上古生界天然气储藏系统形成特征

对鄂尔多斯盆地中东部地区上古界的气源进行了对比，分析了该区域的地质条件。鄂尔多斯盆地中东部地区上古生界为独立的天然气系统，上古生界气藏形成受多种因素的控制。该区天然气藏主要为岩性气藏，其分布受沉积特征控制，其中本溪组山２段气藏由储集体决定；山１段盒７段气藏受盖层质量控制；盒６段上石盒子组气藏较少。其原因在于其中的泥岩受异常高压的阻止作用，也因为层位较高，从气源岩到达的气量较少。

四川盆地开江古隆起形成演化及其对天然气成藏的控制作用

开江古隆起是四川盆地内的三大古隆起之一,也是川东地区天然气勘探的重要领域,前人的研究重点分析了印支期古隆起的形态,未系统阐述古隆起的形成演化过程及其对气藏形成的控制作用。为此,基于区域地质、野外露头与钻井等综合资料,分析了不同构造期该古隆起的平面展布特征,探讨了古隆起形成演化对烃源岩发育、储层发育以及天然气分布的控制作用。结果表明:该古隆起的形成演化经历了以下4个时期:①云南运动期,古隆起初具雏形,形成开江、梁平2个隆起高点,呈南北向展布;②东吴运动期,古隆起继承发育,隆起范围扩大并呈北西西向展布;③印支运动期,古隆起最终定型,隆起范围进一步扩大,并呈北东向展布;④燕山期—喜马拉雅期,古隆起发生解体形成现今构造面貌。结论认为:开江古隆起是因不同地质历史时期基底差异区域抬升、强烈拉张作用与板块俯冲远端效应的综合作用而形成,其形成演化对该区上二叠统龙潭组烃源岩展布和石炭系岩溶储层发育以及石炭系—三叠系天然气的分布具有明显的控制作用。

阜新盆地王营水动力圈闭裂隙型气藏的形成机制

王营煤矿位于辽宁省西部阜新盆地，该煤矿巷道的辉绿岩墙旁侧裂隙带发生天然气涌出已十余年，目前仍在继续。为了查明气源和资源前景，运用构造分析、气组分同位素特征等方法进行了研究，结论是：①盆地中基底断裂通过矿区，控制了王营同沉积向斜的形成，进而形成负花状构造；王营负花状构造与东梁正花状构造毗邻，说明它们可以在同一构造带生成，因为形成的力学机制相同，产生差异可能是其它因素复合作用的结果。②王营纯水动力圈闭裂隙型气藏规模虽小，但证据确凿，是一种新的气藏类型。③裂隙气源主要是煤层气，亦有幔源氦加入。④阜新盆地属郯庐断裂带范畴，不能排除该类断陷盆地中有幔源氦气积聚成藏的可能。