四川盆地湄潭组生烃潜力分析及勘探意义

四川盆地油气资源丰富,盆地内发育多套富有机质泥页岩,并形成了多套优质生储盖组合。奥陶系是四川盆地下组合目前勘探关注的重要层系,但尚未取得重要油气勘探突破,该成藏组合是否存在烃源岩是该层系油气勘探关注的核心问题之一。下奥陶统湄潭组主要为一套陆棚相泥页岩沉积,分布广、厚度大,其生烃潜力备受关注。基于地层发育特征,通过岩性组合分析、古生物鉴定和微量元素测试,并结合有机质丰度(TOC)参数,结果显示四川盆地在湄潭组沉积期存在川南和川北两个沉积中心:川南沉积中心厚度大,但砂岩或砂质含量多,不利于烃源岩发育;川北沉积中心湄潭组岩性主要为深灰色—灰黑色泥岩、页岩和粉砂质泥岩;疑源类化石和微量元素组成表明沉积环境利于烃源岩发育,TOC达到一般烃源岩标准,因此认为川北地区存在湄潭组烃源岩沉积中心。通过湄潭组有机地球化学分析和源储匹配成藏解剖,结合烃源岩空间分布预测认为,湄潭组烃源岩能为川北—川东北地区上寒武统—奥陶系油气成藏提供烃源保障;以湄潭组为烃源,可形成上生下储、源储通过不整合相接的“湄潭组生—上寒武统洗象池组储”有利成藏组合和下生上储、源储通过断层相接的“湄潭组生—中奥陶统宝塔组储”的潜在成藏组合。湄潭组生烃潜力的确认和2种成藏组合的建立,扩大了川北—川东北地区勘探空间,对上寒武统—奥陶系实现勘探突破具有重要意义。

海拉尔盆地贝中地区南一段富含火山物质储层非均质性研究

本文根据岩心观察、薄片鉴定、测井资料等,分析了海拉尔盆地贝中地区南一段富含火山物质储层非均质性,并对储层宏观非均质性和微观非均质性分别展开研究。结果表明,贝中地区南一段储层整体非均质性较强,其中南一段I^III油组非均质性中等,Ⅳ油组非均质性最强。宏观上,南一段各小层内砂体在平面上分布极为不均,储层参数在纵向上呈韵律性变化,自下而上单层平均砂厚有变薄的趋势,隔层发育及其分布具有较强的差异性,且南一段砂岩在平面上砂厚分布不均,孔、渗变化较大,具有较强的平面非均质性。微观上,南一段储层孔隙以次生溶孔为主,微观孔隙结构主要为超低渗,Ⅳ油组的储集性能优于I^III油组。沉积作用和火山活动是形成非均质性的主要控制因素。

四川盆地奥陶系油气地球化学特征及成藏模式

四川盆地奥陶系油气勘探至今未获得突破,目前已发现的少量油气发现主要集中在下奥陶统南津关组和顶部宝塔组致密灰岩,由于从中获得的地球化学信息有限,制约了对奥陶系油气成藏的认识与研究。近期在奥陶系岩石样品中获得了油苗样品,为奥陶系成藏条件的深入研究提供了重要信息。通过对四川盆地北部毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中发现的液态轻质油苗开展深入分析,综合运用饱和烃色谱、碳同位素组成、包裹体特征分析等方法,对比了川北地区河深1井,川中地区古隆起以及川东南地区东深1井等奥陶系成藏条件,初步明确了川北地区与川东南地区宝塔组油气来源于上覆的五峰组、龙马溪组烃源岩的供烃,具有上生下储型成藏特征;川中古隆起奥陶系油气主要接受来自下伏寒武系烃源岩的供烃,为下生上储型成藏模式。研究将进一步明确四川盆地奥陶系油气勘探潜力和方向。