四川盆地东北部飞仙关组台缘早期鲕滩带的发现及宣探1井天然气勘探突破意义

四川盆地东北部(以下简称川东北地区)下三叠统飞仙关组是四川盆地高含硫天然气勘探开发的重要层系之一,已在飞一段上部—飞二段取得了重要的勘探开发系列成果。为了进一步扩大该地区的天然气勘探开发局面,寻找新的有利勘探区带及油气富集区,通过对该区地震资料“双高”处理解释,结合490余口老井复查,开展了飞一段台缘早期鲕滩发育特征研究,预测了台缘早期鲕滩的分布规律,并结合宣探1井的钻探成果,分析了台缘早期鲕滩储层发育特征及高含硫天然气勘探潜力。研究结果表明:①研究区飞仙关组划分5个四级层序,台缘早期鲕滩发育于SSQ1—SSQ2层序,分布于渡口河—七里北地区,岩性主要为亮晶鲕粒石灰岩和残余鲕粒白云岩,具有礁滩叠置和鲕滩向台内不断迁移的特征;②台缘早期鲕滩储层分布于老君庙地区以东、渡口河地区以及渡口河—七里北之间的向斜区,储层平均厚度超过100 m;③宣探1井飞仙关组台缘早期鲕滩储层类型以Ⅱ和Ⅲ类为主,局部见Ⅰ类储层,总体为含气层和气层,为岩性气藏,试油效果良好。结论认为,宣探1井成功钻遇礁滩储层,证实飞仙关组发育台缘早期鲕滩带,这对于重新认识开江—梁平海槽两侧台缘礁滩勘探领域具有重大战略意义,开辟了川东北地区天然气勘探新领域,且预示该区仍具有非常好的天然气勘探潜力,同时也为克拉通边缘或内部海槽(台洼)两侧类似地区礁滩油气勘探开发提供了思路。

四川盆地上二叠统大隆组页岩储层特征及其控制因素

四川盆地开江-梁平海槽内上二叠统大隆组发育海相黑色页岩。近期LY1,DY1和HY1井在大隆组勘探发现高产页岩气,显示川北大隆组海相页岩气勘探潜力巨大,研究其页岩储层特征与控制因素具有非常重要的意义。以DY1井为研究对象,开展了大隆组页岩有机地球化学、脆性矿物含量、孔隙类型和孔隙结构等方面研究,探讨其储层特征与控制因素。结果表明:①大隆组黑色页岩为深水陆棚沉积,主要发育硅质页岩和混合质页岩岩相,脆性矿物含量高;②黑色页岩有机质丰度高,总有机碳含量(TOC)平均可达7.84%,有机质类型为Ⅱ_(1)-Ⅱ_(2)型,孔隙度较高,平均可达5.78%,储集空间以有机质孔为主,微孔峰值高;③热演化程度、有机质类型和丰度控制黑色页岩孔隙发育程度,碳酸盐矿物对孔隙发育起破坏作用。

四川盆地上二叠统龙潭组深-超深部煤层气资源开发潜力

准噶尔盆地彩南地区、鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县和延川南区块1000~2500 m埋深煤层气井实现高产气流突破,昭示了深部煤层气开发的巨大潜能。四川盆地上二叠统龙潭组薄-中厚煤层群(7~15层)主体埋深2000~4500 m,川中一带北倾单斜,局部发育低幅隆起,煤层含气量、含气饱和度、储层压力等开发关键参数均优于浅部,具备支持“增储上产”国家天然气发展战略的强大潜力。研究表明:(1)龙潭组煤系煤-泥岩互层频繁,煤层多,累计资源量大,19号煤层侧向发育稳定(平均3.2 m;>4 m有利面积700 km^(2));(2)煤的热演化程度高(2.53%~3.18%),生烃能力强,煤系气测全烃显示良好,2500 m埋深处实测含气量16.64~17.61 m^(3)/t,含气饱和度达138%~151%,游离气含量4.84~5.60 m^(3)/t;(3)川南800 m以深实测储层压力系数>1.1,川中一带预测储层压力系数>1.8,为潜在的异常超高压储层。立足四川盆地煤层深-超深部、超压、超饱和等资源禀赋特征,借鉴鄂尔多斯盆地东缘大宁一带深部煤层气成功经验,以19号煤层为风险勘探目标,落实资源潜力和气藏特征,探索构建深-超深部薄煤层立体勘探开发技术体系,对煤层气规模化建产意义重大。

川中雷口坡组台地潟湖相烃源岩地球化学特征及油气来源

2020年底,CT1井在四川盆地中部地区(以下简称川中)中三叠统雷口坡组三段二亚段(以下简称雷三2亚段)泥质石灰岩和灰质泥岩段首次获得高产油气流。该套非常规储层夹杂于碳酸盐岩—膏盐岩沉积组合之中,岩性组合复杂、非均质性强,加之对其研究程度偏低,致使油气勘探开发过程中面临页岩“甜点”厘定难度大的问题。为了明确川中雷三2亚段烃源岩地球化学特征及油气来源,在岩石学和沉积学研究的基础上,开展了页岩有机质丰度(TOC)、有机质类型、有机质成熟度(Ro)以及天然气组分、凝析油气轻烃组成、储层沥青生物标志化合物等分析。研究结果表明:①该区雷三2亚段烃源岩主要为一套成熟—高成熟演化阶段的泥页岩与泥质石灰岩,TOC介于0.11%~4.00%、平均值为0.88%,有机质类型主要为腐泥型—偏腐泥混合型,生烃潜力较好;②CT1井天然气主要为成熟—高成熟阶段的干酪根降解气,主要来自于雷三2亚段自身烃源岩;③CT1井雷三2亚段凝析油并非源于上覆上三叠统须家河组烃源岩,而是源于其自身烃源岩;④CT1井雷三2亚段天然气具有相对低的伽马蜡烷含量,显示较弱的还原环境。结论认为,该区雷三2亚段天然气具有自生自储的成藏特点,其来源主要为自身烃源岩。

页岩气勘探新领域:四川盆地开江—梁平海槽二叠系海相页岩气勘探突破及展望

近期,中国石油部署于四川盆地东部地区(下文简称川东地区)的风险探井——大页1H井,经测试在二叠系吴家坪组三段深水陆棚相页岩测试获32.06×10^(4)m^(3)/d的高产工业气流,开辟了页岩气勘探开发新领域。为了进一步明确四川盆地二叠系海相页岩气的勘探方向和资源潜力,基于大页1H井钻录试井资料,以开江—梁平海槽内二叠系吴家坪组海相页岩为研究对象,开展了有机地球化学、储层特征、脆性矿物含量和含气性等含油气地质条件研究,指出了该新领域页岩气的勘探开发前景。研究结果表明:①开江—梁平海槽在吴家坪组沉积时期为深水陆棚相沉积环境,槽内沉积了一定厚度、分布稳定的富有机质(TOC>2%)页岩;②吴家坪组具有良好的页岩气富集成藏地质条件,其中吴家坪组三段(下文简称吴三段)最佳,大页1H井吴三段有机碳含量平均值高达9.83%,有机质内部发育不同程度的有机质孔,孔隙发育,平均孔隙度6.40%,为优质储层;③大页1H井吴三段页岩平均脆性指数达85%,可压裂性好,平均含气量高达10.39 m^(3)/t,页岩总含气量高;④川东地区吴家坪组海相页岩具有良好的页岩气勘探开发潜力,其中吴家坪组埋深4500 m以浅面积超过1400 km^(2),估算地质资源量约4500×10^(8)m^(3),可供勘探区内吴家坪组埋深5000 m以浅面积超过2880 km^(2)。结论认为,大页1H井的突破开启了四川盆地开江—梁平海槽二叠系海相页岩气规模增储上产的新篇章,进一步拓展了四川盆地页岩气的工作对象,对夯实四川盆地天然气资源基础和保障国家能源安全具有重要意义。

川中充西地区雷三^(2)亚段泥灰岩储层精细预测研究

川中充西地区多口钻井在雷三2亚段泥灰岩储层中油气显示好,测井解释储层发育,展示了良好的勘探潜力。为准确预测雷三2亚段泥灰岩储层纵横向分布,为下一步勘探部署提供指导,首先利用储层合成记录标定明确储层地球物理响应特征;接着围绕岩性和储层分别开展岩石物理分析,优选盐岩和泥灰岩储层的敏感参数,利用地震波形指示模拟预测盐岩的分布;最后利用波形指示反演预测泥灰岩储层的分布。结果表明:雷三2亚段顶部盐岩对应强波峰反射,储层底界对应弱波峰反射,储层与盐岩存在明显的波阻抗重叠,而盐岩与其他岩性在密度上存在明显差异,当去除盐岩的影响后,利用波阻抗可以较好地区分储层和非储层。因此,在利用波形指示模拟识别盐岩分布后,地震波形指示反演可有效识别储层。充西三维区储层大面积发育,厚30~60 m,发育岩性圈闭16个,总面积124 km 2,是下一步富有机质泥灰岩储层的现实勘探方向。

川中地区三叠系雷口坡组泥灰岩油气地质特征及充探1井发现意义

2022年,风险探井充探1井在中三叠统雷口坡组雷三2亚段海相泥灰岩段测试获工业油气流,发现新的产油气层段和新类型油气资源,勘探取得重大发现,但对泥灰岩油气成藏认识尚不清楚,制约了勘探选区与部署。以充探1井为重点,研究剖析了雷三2亚段泥灰岩油气成藏特征。研究表明:①油气及烃源岩地球化学分析数据显示充探1井雷三2亚段泥灰岩油气来源于自身泥灰岩烃源,泥灰岩既是烃源岩、又是储集层,源-储一体;②雷三2亚段泥灰岩在川中地区为潟湖相沉积,厚40~130 m,面积约40000 km^(2),生烃强度为(4~12)×10^(8)m^(3)/km^(2),估算生烃量为25×10^(12)m^(3);③川中潟湖相区泥灰岩储集层大面积分布,西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南等3个地区储集层厚20~60 m,分布面积为7500 km^(2);④潟湖相泥灰岩油气具有“源-储一体、膏盐岩封盖、超压”成藏特征,属于海相非常规油气新类型,油气在生烃中心、储集层厚值区和裂缝发育复合区富集,是一个值得勘探重视的非常规油气新领域。⑤依据川中二维地震并结合三维地震解释分析,优选西充和遂宁2个有利区带,估算区带天然气资源量为(2000~3000)×10^(8)m^(3),是近期值得重视的勘探有利区。

四川盆地中部中三叠统雷三~2亚段非常规储层特征及勘探潜力

近期,CT1井在四川盆地中部(以下简称川中地区)中三叠统雷口坡组三段二亚段(以下简称雷三^(2)亚段)泥质石灰岩和灰质泥岩段获得高产油气流,可能成为四川盆地重要的油气战略接替层系。为此,基于钻井岩心、岩屑分析化验资料,开展了川中地区雷三^(2)亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储层特征和储层主控因素研究,在通过井震结合预测了储层有利区的基础上,结合成藏地质条件分析了该区的油气勘探潜力。研究结果表明:①川中地区雷三^(2)亚段泥质石灰岩和灰质泥岩储集空间以纳米—微米级无机孔、有机孔和微裂缝为主,孔隙度介于2.00%~8.51%,平均值为2.7%,渗透率介于0.00076~1.68000 mD,平均值为0.190 mD,属于低孔、低渗非常规储层;②岩石中黏土矿物和石膏含量是影响储层孔隙度的重要因素,黏土矿物和石膏含量高的地区储层孔隙度较高,裂缝是影响渗透率的关键因素;③川中地区潟湖相储层大面积分布,发育西充—仪陇地区和WD6井—MX3井2个储层有利区,其中西充—仪陇有利区储层厚度介于30~50 m、面积约4700 km^(2);WD6井—MX3井有利区储层厚度介于10~30 m、面积约4000 km^(2)｡结论认为,川中地区雷三^(2)亚段大面积发育的潟湖相泥质石灰岩和灰质泥岩源储一体,顶底板均为膏盐岩封堵,具有原地生烃、储集、封盖等成藏特点,可以构成一种新型非常规天然气成藏系统,油气勘探潜力大,是值得探索的勘探新领域。

川西北天井山古隆起固体沥青地球化学特征及其地质意义

为探究川西北地区天井山古隆起固体沥青地球化学特征、成因和来源及其地质意义,采集研究区寒武系、泥盆系和二叠系20块野外露头沥青样品,通过固体沥青族组成、生物标志化学物、碳同位素等分析测试,结合构造演化史,建立研究区沥青动态演化形成模式。结果表明:天井山古隆起固体沥青是古油藏遭受严重生物降解而形成的,寒武系和泥盆系沥青来源于筇竹寺组烃源岩,二叠系沥青来源于筇竹寺组和二叠系烃源岩的混合。天井山古隆起经历大面积古油藏聚集,沥青封堵保存条件较好的翼部是古油藏的有利勘探目标。该结果为川西北地区天井山构造勘探与开发提供指导,也为类似的构造演化复杂地区沥青形成与油气演化研究提供借鉴。

四川盆地梓潼—南部地区雷四^(3)亚段天然气成藏地质条件

四川盆地梓潼—南部地区中三叠统雷口坡组四段勘探程度低,勘探尚未取得突破。因此,有必要对该区域开展较为系统的成藏地质条件研究,为下步勘探提供方向。为此,从区域地层划分、沉积相、储层发育分布特征及控制因素、烃源条件、古构造演化等方面开展研究,以期为雷四段天然气扩展勘探提供理论支撑。研究结果表明:①烃源主要来自须一段泥页岩,优质烃源岩分布在其中上部;②研究区位于雷口坡组多期膏质潟湖边缘发育区,以云坪相沉积为主,台内颗粒滩体欠发育;③储层受沉积、岩溶和构造破裂作用的共同控制,纵向多套薄层叠置,横向上有向东逐渐变好的趋势,储层与烃源岩发育"上生下储"和"旁生侧储"两种匹配模式;④区域烃源生烃期、排烃期和气藏调整期均位于须底古构造斜坡区,现今大型构造圈闭和断裂欠发育;⑤构造上倾方向向南膏盐岩侧向封堵、向东储集物性变好、厚度变大,形成大型构造—岩性复合圈闭,成藏条件较好,是下步的有利勘探区。

川东北地区页岩气地质条件及其勘探潜力——以峰探1井上二叠统吴家坪组为例

四川盆地上二叠统吴家坪组沉积相横向变化大,川北地区发育一套海相黑色页岩。以川东北峰探1井为研究对象,通过岩石学、地球化学分析、扫描电镜、低温氮气吸附和甲烷吸附等方法,对页岩气地质条件进行研究。研究结果表明:①在川东北地区吴家坪组发育两套黑色页岩,吴二段发育一套滨岸潮坪相黏土质灰黑—黑色页岩,脆性指数低,可压裂性弱;吴三段发育一套深水陆棚相黑色硅质、钙质页岩,脆性指数高,可压裂性强。②吴二段页岩有机质丰度平均值为1.41%,黑色页岩厚度较薄,有机碳含量大于2%,有机质类型为Ⅲ型;吴三段页岩有机质丰度平均值为3.52%,黑色页岩厚度26 m,有机碳含量大于2%,有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型,均达到过成熟阶段。③吴家坪组二段页岩储集空间主要以黏土矿物之间粒间孔和微裂缝为主,有机质孔相对不发育,孔隙体积0.0066 cm3/g,以介孔为主、微孔次之,含气性为1.5190 cm3/g;吴家坪组三段页岩储集空间主要以有机质孔为主,孔隙体积平均为0.0141cm3/g,孔隙以微孔为主、介孔次之,含气性平均为2.3070 cm3/g,孔隙结构和含气性受有机质丰度控制明显,矿物组分对其没有明显控制作用。④吴二段页岩气地质条件相对较差,页岩气资源勘探潜力较弱;吴三段页岩气地质条件较好,含气性和有机质丰度优于下志留统龙马溪组,显示良好的页岩气勘探潜力。

四川盆地中三叠统雷口坡组储层特征与勘探领域探讨

中三叠统雷口坡组是四川盆地重要的战略准备领域,近些年川西发现彭州气田,川西南兴探1等井获气,川中充探1等井发现致密泥灰岩非常规天然气,展示了雷口坡组良好的勘探前景。通过井震结合,对储层和天然气成藏特征等进行综合研究,形成3点认识:(1)四川盆地雷口坡组存在常规天然气和非常规天然气两个勘探领域;(2)印支期古隆起控制“双滩带”(川西龙门山障壁丘滩带和川中潟湖边缘滩带)发育和迁移,“双滩带”发育规模储层,邻近烃源中心,是常规气藏有利勘探区带;(3)川中雷三段大面积发育的潟湖相泥灰岩致密气源储一体,顶底板均为膏盐岩层封堵,构成非常规天然气成藏系统,推测川中雷三段存在连续分布的致密气藏,是值得探索的非常规天然气勘探新领域。

川中下寒武统龙王庙组白云岩阴极发光特征与成岩流体

四川盆地中部地区寒武系龙王庙组是我国近年发现的重要天然气储层,对川中地区龙王庙组的46个白云岩岩心样品进行阴极发光分析,结合Mn、Fe元素分析发现:龙王庙组白云岩普遍具有较弱的阴极发光性,与其较低的Mn含量有关;不同结构类型的白云岩具有不同的阴极发光性,Fe/Mn值对其起主要控制作用;早成岩阶段的大气水作用,中成岩阶段的地下流体作用和表生作用阶段的大气水作用等对龙王庙组白云岩的阴极发光特征起主要的控制作用。

三维地质建模技术研究现状与展望

回顾三维地质建模技术的发展历程,至今已历经30多年,已得到了广泛应用,并取得了丰硕的成果认识。通过对国内外建模理论和技术的相关调研,阐述了其在实际应用中存在的诸多问题,预示了主要发展趋势为:①多点地质统计学随机建模新方向;②试验设计方法定量评价不确定性新方向;③综合一体化建模新方向;④缝洞型复杂储层三维地质建模新方向。

基于常规测井资料的复杂岩性识别——以龙岗地区雷四~3亚段为例

龙岗气田雷四^3亚段气藏是四川盆地中三叠统雷口坡组新发现的构造-岩性气藏。自2008年发现以来,整体勘探开发进程缓慢,至今尚未提交探明储量,而导致这一现象的主要原因在于龙岗地区雷口坡组地层岩性复杂,有利沉积微相展布特征不清。为此,基于实钻井岩心、薄片、物性分析和测录井等资料分析研究,尝试建立适合研究区的岩性识别方法。研究结果表明:①优选出敏感参数(自然伽马、深侧向电阻率和补偿中子),结合基于图形的多分辨率聚类分析法和多矿物模型分析法,建立研究区岩性判别方法;②有效识别出颗粒云岩、细粉晶云岩、泥晶云岩、泥质云岩和灰岩5种岩类,整体符合率高达80%左右;③明确LG168-LG170-LG19-LG161井这一环带是颗粒云岩和细粉晶云岩最发育区,而环带往西和往东厚度均逐渐减薄。

龙门山甘溪泥盆系养马坝组铁质鲕粒地球化学特征与成因

研究龙门山地区甘溪剖面中泥盆统养马坝组铁质鲕粒的成因机制和沉积环境。以薄片鉴定和扫描电镜分析为基础,通过主元素、痕量元素和稀土元素测试,对铁质鲕粒的地球化学特征进行了分析,进而对铁质的来源和铁质鲕粒的成因进行了研究。甘溪的养马坝组铁质鲕粒有正常鲕粒、绿泥石鲕粒和铁化鲕粒3种类型,鲕粒中主要的含铁矿物为赤铁矿和绿泥石。养马坝组铁质鲕粒SiO_2、Al_2O_3和TiO_2彼此之间均存在正相关关系,并且具有较高的相关系数。As平均质量分数为4.1×10^(-6),与正常海水的As相近;(As+Cu+Mo+Pb+V+Zn)-(Ni+Co)和(Co+Ni+Cu)-(Co/Zn)图表明养马坝组铁质鲕粒中的铁质来源于陆源风化物质。δCe、Eu和La_N/Yb_N平均值分别为1.26、1.29和0.414,均处于大陆边缘沉积范围内。养马坝组铁质鲕粒形成于温暖潮湿动荡的滨浅海环境。

致密砂岩储层

致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。按照我国标准，致密砂岩储层有效渗透率孔隙度r≤10％，且具有较高毛细管压力，束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。该文将从致密砂岩储层特征、储层成因类型、储层物性影响因素三个方面对致密砂岩储层做一个简要论述。

四川盆地中部地区侏罗系沙溪庙组远源油气藏勘探开发前景

四川盆地中部地区侏罗系油区60年来勘探没有重大突破,被认为是贫矿。其中中侏罗统的沙溪庙组的主要产层为沙一段底部的一套席状砂体,直至1998年G16井获工业油流,及近年G003-H16井、G003-H18井、八角场地区多口井的获产,均证实了沙溪庙组中上部发育着具良好的勘探开发潜力的砂岩储层。通过岩心描述、薄片观察、测井解释及生产情况的综合分析,沙溪庙组中上部为三角洲前缘沉积环境中形成的河道砂体储层,属于受沉积相及裂缝控制的远源型油气藏,其物性条件相对席状砂体更优,生产产能及稳产能力相对更好。

明清时期贾鲁河流域信仰探析——以功德碑刻资料为中心

贾鲁河在明嘉靖至清嘉庆这一时期有着将近300年的安澜期,得益于此,贾鲁河日渐成为明清时期河南地区的重要运河之一。从佚失和现存的功德碑刻可知,明清时期贾鲁河流域的信仰结构由官方引导在祀和民间私发祭祀组成,并呈现出官方祀典下的多元化等特征。贾鲁河流域内官方礼祀规模远超民间群体祭祀,且修缮庙宇和树立碑刻群体多是官绅阶层。此外,地方百姓因地缘关系祭祀前朝的功臣良将和贤圣,并修建相关信仰景观。

川中地区中三叠统雷口坡组三段源储特征及配置关系

通过岩心观察和薄片鉴定等资料,结合岩石物性、X射线衍射、总有机碳(TOC)含量及岩石热解和干酪根碳同位素等分析结果,对川中地区中三叠统雷口坡组三段(雷三段)的烃源岩和储层特征以及二者的配置关系进行了研究。研究结果表明:①川中地区雷三段2亚段发育一套以页岩和泥质灰岩为主的烃源岩,厚度为20~100 m,页岩平均TOC值为1.08%,最高可达4.01%,泥质灰岩平均TOC值为0.40%,有机质类型以Ⅱ_(1)型为主,Ⅰ型次之,处于高成熟—过成熟早期阶段,生烃潜力较好。②研究区雷三段3亚段发育一套以粉晶白云岩和砂屑白云岩为主的储层,储集空间主要为晶间(溶)孔和粒间溶孔,平均孔隙度为4.05%,平均渗透率为1.1 mD,具有低孔中渗的特征。③雷三段2亚段烃源岩与3亚段储层形成了良好的源储配置关系,可形成“下生上储”“、自生自储”型油气藏,裂缝系统既为油气运移通道,也是重要的储集空间,上覆雷四段膏盐岩和须家河组一段泥岩均为有效盖层。