方解石双晶古温标基本原理及其利用--以川南上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为例

我国西部盆地深层—超深层古老碳酸盐岩层系由于缺少传统古温标/地质热温度计,其盆地热史演化与古地温场特征备受争议。笔者等介绍方解石机械双晶形成演化机制及其与变形温度相关性,以川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组脉体方解石为例,结合流体地球化学和埋深热史过程恢复,表明方解石机械双晶能有效揭示五峰组—龙马溪组热史特征。方解石机械双晶具有双晶位错形成、双晶增厚和合并生长增厚的3个演化过程,导致方解石不同双晶结构(薄片、板状、锥状弧形等)分别形成于低于170℃、170~200℃和大于200℃环境,且伴随温度增大具有双晶密度减小、宽度增大的趋势特征。川南威远地区五峰组—龙马溪组发育典型板状方解石双晶,双晶宽度为1~4μm、密度30~50条/mm;长宁五峰组—龙马溪组方解石双晶宽度较大(约为3μm)、密度较低(15~20条/mm)。包裹体均一温度和埋深热史综合表明,长宁地区包裹体均一温度峰值为120~140℃、160~180℃和200~220℃,其埋藏热史明显大于威远地区,它们共同揭示长宁地区五峰组—龙马溪组相对威远地区具有较高的机械双晶形成环境温度。因而,方解石机械双晶形态几何学能够作为典型的古温标应用于我国西部古老深层碳酸盐岩层系热史研究。

四川盆地南部地区五峰组—龙马溪组深层页岩气富集控制因素新认识

近年来,随着四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发迈向深层(埋深介于3500~4500 m),在四川盆地南部(下文简称川南)地区的泸州、长宁和渝西等区块深层页岩气不断取得了重要突破,展现了深层页岩气良好的开发前景。为了准确认识川南地区深层页岩在局部地区出现的低电阻率、高含水饱和度、测试微气现象,分别从页岩有机质成熟演化、页岩气源内运移特征和区域多期断裂活动影响等3个方面系统地分析了页岩气富集控制因素。研究结果表明:①高—过成熟度有机质石墨化造成了页岩电阻率和含气量明显降低,在有机质成熟度(Ro)大于3.6%以后,有机质生气能力衰竭,颗粒孔隙度明显降低,含水饱和度明显升高;②页岩气存在“源内侧向运移”特征,含气性与现今构造区带构造位置相对高低相关,表现为相对海拔高部位含气饱和度高,相对海拔低部位含气饱和度低;③Ⅰ级断裂对天然气的散失有显著的控制作用,建议距离Ⅰ级断裂1.5 km范围内勿部署实施井位,Ⅱ级断裂对含气性影响范围有限,距离Ⅱ级断层700 m以外时对页岩气体积压裂的影响较小。结论认为,充分考虑页岩有机质热演化程度、构造位置相对高低关系以及断裂发育特征等因素对深层页岩气富集的影响,有利于完善深层页岩气评价标准,对认识深层页岩气资源潜力以及优选有利区,具有重要现实意义,并可为推动实现深层页岩气规模增储和效益开发提供理论支撑。

川北地区大隆组页岩储层特征及勘探潜力

以川北地区朝天关口村大隆组典型野外剖面及邻区其他剖面为例,通过野外剖面观察、岩石薄片和微体古生物化石薄片观察鉴定等方法,分析其垂向及平面的岩相及沉积相展布及变化,结合区内已有钻井、地球化学主微量元素、总有机碳(TOC)、物性及微孔隙等参数来探讨其页岩的勘探潜力。研究结果表明:(1)大隆组地层纵向上自上而下发育一套灰色硅质灰岩、灰黑色灰质页岩、灰黑色碳质页岩、泥岩组合,其中大隆组二段硅质灰岩和泥质灰岩中含有大量的菊石、牙形石、放射虫化石,大隆组一段碳质页岩和钙质页岩中则含有少量有孔虫、介形虫、双壳类、腹足类以及腕足等化石;(2)大隆组页岩沉积环境属于缺氧—贫氧咸水环境,利于有机质的保存与富集;(3)大隆组页岩有机质类型为Ⅱ1型、有机质丰度高,处于成熟—高成熟演化阶段,孔隙主要发育粒间孔、粒内孔与有机质孔,大隆组二段黑色页岩孔隙度较高,脆性矿物质量占比高,页岩可压裂性好,具有良好的页岩气富集成藏地质条件。综上分析认为,川北地区大隆组页岩整体具有较好的页岩气资源潜力,可作为下一步页岩气勘探的后备层位。

四川盆地二叠系龙潭组页岩气储层特征与勘探潜力

通过宏观野外实测、岩芯观察以及微观薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜观察(SEM)等技术手段,对四川盆地上二叠系龙潭组页岩气的储层特征进行了系统分析。龙潭期主要沉积环境从南向北依次发育:河流三角洲、滨岸沼泽、潮坪、混积陆棚与碳酸盐岩台地相。富有机质泥页岩主要发育在滨岸沼泽与深水陆棚相区,川北深水陆棚相页岩具有“四高一低”的特征:高含气量(>5 m^(3)/t)、高TOC(>4%)、高孔隙度(>6%)与低黏土矿物(<38%),是未来勘探的重点区。

商业变现,掌握AI场景的投资密码——2023中国AI商业落地投资价值研究

人工智能技术作为数字经济时代的重要生产力,市场规模逐年增长,持续助推新兴技术和实体经济的深度融合。中国人工智能经历了“创业高潮―应用部署―技术瓶颈―商业变现”的发展周期,开始迈入大规模商业变现新阶段。目前国内已有较多AI技术落地到实际的商业场景中。

四川盆地中二叠统储层特征与勘探方向

近年来,四川盆地中二叠统天然气勘探取得了可喜的进展,多口井在中二叠统茅口组、栖霞组白云岩孔隙型储层段钻获高产工业气流,中二叠统成为该盆地现阶段最现实的接替层系之一。为明确下一步的勘探方向,分析了四川盆地中二叠统的沉积背景和有利储层类型。结果表明:沉积环境主要为开阔台地浅水碳酸盐岩沉积环境;沉积时,古地貌西高东低,中西部生屑滩相储层较东部更为发育;地壳拉张使得中二叠统具备热水沉积、热液改造的良好条件;对勘探有利的3种储层类型为栖霞组滩相白云岩孔隙型储层、茅口组热水白云岩孔隙型储层和茅口组岩溶储层,其中白云岩孔隙型储层是中二叠统最有前景的勘探目标。结论认为:①川西北部—川中地区中二叠统灰质烃源岩生烃强度大,具有形成大中型气田的物质基础;②川西地区栖霞组白云岩储层较厚,是中二叠统天然气勘探的最有利地区;③上述3种储层类型均发育的地区主要分布在川中地区,其3套储层纵向上叠置,勘探潜力大;④剑阁—南充—丰都地区位于热次盆区带,其茅口组热水白云岩储层发育且叠加茅口组岩溶储层,天然气勘探前景好。

四川盆地中二叠统热水白云岩成因及其分布

四川盆地油气勘探过程中,在钻揭中二叠统时常发现厚度不等的白云岩储层,但过去对该套储层的特征、成因机制、分布规律等认识不一致,制约了其勘探进程。为此,在系统分析川东地区该套白云岩储层的岩性特征和储集空间类型,以及基底断裂对中二叠统沉积影响的基础上,初步落实了该区中二叠统茅口组茅二a亚段白云岩储层的平面分布范围;进而探讨了白云岩储层的成因机制,并提出了热次盆、热次盆沉积微相的概念。结论认为:1茅二a亚段层状白云岩储层厚度可达30m,以细—中晶、硅质白云岩为主,其溶蚀孔洞、裂缝发育,储集性能好;2地球化学特征分析结果表明,茅二a亚段白云岩为热水成因沉积(非正常海水水成沉积),基底断裂控制了该套白云岩储层的平面展布;3过去认为该区W67、W83、W93等3口井因钻遇特大裂缝系统从而造就了石灰岩储层高产,而此次研究则证实,这3口井均属同一压力系统,高产原因在于其储层均为茅二a亚段白云岩储层;4热次盆沉积微相为川东地区茅口组最有利的储集相带,勘探工作应围绕这一沉积微相的分布范围展开。

四川盆地栖霞组—茅口组岩相古地理与天然气有利勘探区带

中二叠统海相碳酸盐岩地层是四川盆地重要的天然气产层,勘探潜力巨大,但对其层状白云岩储层赋存相带及其分布情况等的认识尚不清楚,影响了天然气勘探的进程。为此,基于四川盆地沉积背景,以层序地层格架下有利储集层段为重点研究单元,通过对野外露头剖面、钻井资料和地震资料的综合分析,在岩相古地理方面取得以下研究成果:①中二叠统栖霞组沉积时总体表现为西南高、北东低的缓坡背景,而中二叠统茅口组在此背景上叠加了一系列北西向展布的台内裂陷,演变成向北东倾斜的隆洼相间的古地理格局:②栖霞组海侵域为开阔台地环境,高位域演化成镶边台地,剑阁一雅安地区的台地边缘滩为有利储集相带;③茅口组海侵域为碳酸盐岩陆棚环境,高位域演化为镶边台地,剑阁—雅安地区的台地边缘(礁)滩和盐亭—广安地区的台洼边缘滩为有利储集相带。结论认为:剑阁—雅安地区和盐亭—广安地区两条高能颗粒滩带是该盆地中二叠统层状白云岩储层规模发育的有利区带,是下一步天然气勘探的主攻方向。

川西北地区中二叠统栖霞组热液作用及其对储层的影响

深部热液流体对川西北地区碳酸盐岩的储集性具有一定的改善作用。为研究川西北地区中二叠统栖霞组热液作用及其对储层的影响,开展了岩心观察、薄片鉴定、微量元素测试和锶同位素研究。结果表明:①川西北地区中二叠统栖霞组储层受到了深部热液流体改造,岩石中发育溶蚀孔洞,部分孔洞中充填鞍状白云岩、黄铁矿、绿泥石、石英等热液矿物,常可见热液角砾碳酸盐岩,为热液活动证据之一;②研究区栖霞组热液改造后形成的中晶白云岩、缝洞中的鞍状白云岩与未受热液改造的泥晶灰岩相比,具有"δ^18O偏负、^87Sr/^86Sr偏正和高Mn-低Sr"的特征;③研究区晚二叠世-三叠纪曾发生过多期岩浆-构造作用,大量深部热液流体通过深大断裂进入沉积地层,对裂缝围岩产生了显著的溶蚀作用,形成了良好的储集空间。该研究成果对深层寻找优质白云岩储层具有重要意义。

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组储层特征及主控因素

经过数十年的勘探,勘探家们在四川盆地高石梯—磨溪地区获得了万亿方级的探明储量。为研究高石梯—磨溪地区震旦系(≈埃迪卡拉系)灯影组白云岩储层特征及成藏主控因素,开展了岩芯观察、薄片鉴定、阴极发光分析、物性测试、扫描电镜观察、主微量元素和碳氧同位素分析、包裹体均一温度测试、沉积相带划分、宏观构造对成藏控制作用解析等。结果表明:(1)高石梯—磨溪地区灯影组四段发育优质白云岩储层,包括泥晶藻云岩、砂屑白云岩和晶粒白云岩。(2)灯影组四段优质储集层遭受了桐湾Ⅱ幕的大气淡水岩溶作用和埋藏期热液改造作用,溶蚀孔隙广泛发育,平均孔隙度为4.8%,平均渗透率为0.5×10-3μm2,为"低孔—特低渗"型储层。(3)有利相带、白云石化作用控制了优质储层的发育和分布,多分布于裂陷槽边缘的台缘带内,尤其是藻丘滩相白云岩为研究区的主力产气层;埋藏期的热液白云石化作用改善了其储集物性和孔隙结构,主要证据包括:裂缝和溶蚀孔洞中可见各种热液矿物、溶蚀孔洞和裂缝中充填的鞍状白云石具有典型的雾心亮边结构、氧同位素组成"偏负"、流体包裹体均一温度平均值高达175.7℃、高含Mn和阴极发光下发明亮红光等。该研究成果对拓展古老碳酸盐岩油气勘探具有重要理论意义。

川东-川南地区茅口组岩溶储层分类识别及有效性评价

川东-川南地区中二叠统茅口组受暴露和风化淋滤的影响发育了独特的早成岩期风化壳岩溶储层,具有较大的勘探开发潜力。由于岩溶储层的孔隙结构特征、纵横向分布规律、测井响应特征等极为复杂,导致其测井有效性评价难度较大。在储层分类的基础上,结合岩溶发育模式,开展了茅口组3套典型储层的测井有效性评价方法研究。结果表明:①茅口组顶部储层的有效性与铝土质泥岩等风化残积物的充填程度密切相关,茅一段-茅三段铀含量较高储层的有效性与地层水的活跃程度密切相关,茅一段-茅二段似层状分布储层的有效性与泥质灰岩对潜水面的控制作用密切相关。②岩石放射性强度在一定程度上直接或间接反映了茅口组岩溶储层的发育和有效性,因此自然伽马和自然伽马能谱测井在岩溶储层有效性评价中具有重要作用。③受岩性、断层、岩溶侵蚀程度等因素的影响,不同构造中水平潜流带和深部缓流带的分布范围不同,因此储层的主要发育深度也不相同。该研究成果对于风化壳岩溶储层的有效性识别具有一定的借鉴意义。

四川盆地茅口组岩溶古地貌刻画及油气勘探意义

四川盆地广泛发育岩溶缝洞型储层。为恢复茅口组岩溶古地貌,开展了钻井岩心分析、测井分析和地震资料解释等研究,并对全盆地茅口组地层进行精细划分和对比,通过井震结合、残厚法和印模法精细刻画了茅口组岩溶古地貌特征。结果表明:①茅口组整体具有“西高东低”的岩溶古地貌形态,由西向东可划分出岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地等3个一级地貌单元,细分为残丘、坡地、洼地和沟谷等二级地貌单元;②广元—元坝—达州—奉节一线为岩溶盆地,茅口组残余厚度小于180 m,是在茅口期裂陷槽基础上继承性演变的地貌形态,裂陷槽内发育深水相孤峰段沉积;③蜀南—川中—川北一带为岩溶斜坡,茅口组岩溶作用较为发育,有效岩溶储层保存好,主要分布于岩溶残丘和坡地,而岩溶沟谷内的溶蚀孔洞大多被龙潭组泥质充填;④茅口期的川北剑阁—元坝—龙岗地区处于裂陷槽边缘,为浅水高能台缘滩沉积,为岩溶储层的重要勘探领域。该研究成果为优质岩溶储层勘探指明了方向,具有重要的理论意义和勘探价值。

川西北地区茅口组海槽相地质特征及其油气地质意义

川西北地区中二叠统茅口组钻井显示频繁,含气性好,但由于对茅口组相带认识不够深入,不了解储层分布特征,一直未获得具有经济开采价值的气藏。根据川西北剑阁—九龙山地区井下岩石的薄片观察及测井解释,认为区内茅口组顶部发育一套深水相有机质泥岩,为海槽相沉积,可与中下扬子地区的孤峰组对比。并以此建立茅口组孤峰段的测井识别标志,井震联合解释,刻画了川西北地区茅口组海槽相及环海槽台缘滩相展布特征。结论认为:(1)茅口末期已形成开江—梁平海槽雏形;(2)茅口组孤峰段岩性以薄层状深色有机质泥岩为主,呈北西—南东向展布,是潜在的优质烃源岩;(3)环海槽发育茅三段台缘滩相沉积,地震响应特征明显,台缘宽度约8~10 km;(4)川西北地区茅三段台缘滩相叠加岩溶作用易形成层状孔隙型储层,同时该套储层与孤峰段深水沉积侧向对接,具有良好的源储配置关系,是茅口组未来勘探的有利方向。

四川盆地泸州古隆起西缘雷一1亚段油气地质条件分析

四川盆地雷口坡组雷一段天然气资源探明率较低,除川东卧龙河、川中磨溪雷一1气藏外,盆地其余地区尚未在雷一段获得规模储量,剩余资源量大,具有良好的勘探前景。泸州古隆起西缘地区雷一1亚段为颗粒滩相沉积,经过混合水白云石化和溶蚀作用形成了大量的晶间(溶)孔和粒间(溶)孔;中三叠世末,印支运动形成的泸州古隆起,造成该区雷一1期滩相储层经历表生岩溶作用形成优质储层,而且使雷一1储层与上覆须家河组烃源岩形成对接,有利于油气侧向运移。该区断层、裂缝较为发育,可沟通二叠系烃源层和上三叠统烃源层,为油气的主要运移通道;区内圈闭众多,圈闭面积较大,闭合度高,有利于油气聚集。

四川盆地南部凯迪阶-埃隆阶层序地层与岩相古地理演化特征

以四川盆地南部110口页岩气评价井的岩性、沉积构造、笔石带、无机地球化学特征以及电性资料为基础,利用扫描电镜矿物定量分析技术,对上奥陶统凯迪阶—赫南特阶至留系兰多列维统鲁丹阶—埃隆阶进行层序划分并分析沉积特征与四级层序演化规律。目的层可以划分为SQ1、SQ2两个层序,依据奥陶系—志留系沉积背景、目的层伽马值以及铀与钍的质量分数之比可以识别5个最大海泛面和12个体系域,根据体系域及其组合,可划分8个四级层序,由老至新为Pss1—Pss8。确定了川南地区凯迪阶—埃隆阶优势页岩岩相的发育时期,预测了发育规模,最优质的岩相包括含白云石/方解石硅质页岩相、硅质页岩相、含黏土硅质页岩相、含长石硅质页岩相,主要发育在威远、渝西、泸州地区的Pss3—Pss5和长宁西部—泸州北部—渝西中部地区的Pss6以及长宁地区的Pss3—Pss4,次优质的硅质黏土质页岩相主要发育在Pss6的泸州地区南部—长宁地区(不含长宁西部)、威远地区东部—渝西地区北部以及泸州地区南部的Pss7、泸州地区北部—威远地区—渝西地区的Pss8。建立了川南地区凯迪阶—埃隆阶四级层序演化模型,Pss1—Pss8海平面经历6退5进,冰期后的第1次海侵SQ2-MFS1是级别最大的一次海泛面。图6表1参32.

利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量

南阳凹陷廖庄组和核一段异常压力均不发育,声波速度主要受最大历史埋深影响.选取凹陷中心和凹陷边缘的典型井,利用廖庄组和核一段泥岩声波速度资料建立正常泥岩声波速度与深度的相关关系,并计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量.结果表明：古近纪末地层抬升量为400～1 000 m;凹陷西部和南部地层抬升量较小,向凹陷北东方向地层抬升量逐渐增大,最大可达1000m.通过对抬升量平面分布的分析,认为魏岗—北马庄构造带地层的大规模抬升导致了异常低压的形成,地层抬升引起的减压增容效应和油气泵吸作用均可增大储层内油气的储存空间,形成低势区,从而促进油气在该区成藏.

四川盆地泸州区块构造变形特征及形成过程

通过对四川盆地泸州区块进行详细三维地震解释以及对五峰组-龙马溪组底界地震构造解析,探讨其构造形成演化过程,为研究页岩气构造保存条件奠定基础。泸州区块以中寒武统膏岩层为主滑脱层,可分为两个构造层,下构造层变形微弱,上构造层向斜宽缓、背斜紧闭,为典型的隔挡式褶皱样式,断层多发育于背斜核部和翼部,形成典型的对冲和背冲构造。燕山期以来,该区块至少经历了两期三幕构造变形,早期(D1)受近N-S向构造挤压,形成了近E-W向构造,具有北强南弱特点,可能与晚白垩世米仓山隆起向南上冲推覆有关;晚期在东、西两侧分别受到近E-W向和NW向的构造挤压,形成了东部以NNE向构造为主和西部以NE向构造为主,可能与始新世太平洋板块向西俯冲和青藏高原向东扩展有关。由于两个组系构造联合过程中,受南川-遵义断裂和华蓥山断裂控制,导致更靠近华蓥山断层的泸州区块内NE向构造形成可能略早(D2~1),由东向西递进的NNE向构造(D2~2)切割了NE向构造或被其限制。

四川盆地中西部栖霞组—茅口组孔洞型白云岩储层成因与分布

近期,四川盆地中西部地区下二叠统栖霞组—茅口组的勘探取得持续突破,引起人们对白云岩储层的广泛关注。从储层形成的地质背景入手,以露头和岩心为切入点,结合实验分析,在储层成因与分布方面取得4项主要认识:①栖霞组和茅口组的白云岩储层均发育在高位域,台地边缘和台洼边缘是储层发育的主要沉积环境;②储层的主要岩性是晶粒白云岩(残余颗粒白云岩和中细晶白云岩),溶蚀孔洞、残余粒间孔、生物体腔孔和裂缝是主要储集空间,栖霞组和茅口组储层的平均孔隙度分别为3.87%、4.57%,均具良好的储集性能;③颗粒滩亚相、准同生溶蚀作用是储层形成的主控因素,其中颗粒滩是储层发育的物质基础和原生孔隙的载体,准同生溶蚀作用将原生孔隙扩溶成孔洞,是改善储集空间的关键;④剑阁—雅安台缘滩和盐亭—广安台洼边缘滩带是白云岩储层有利分布区,是天然气勘探的主攻方向。

现代艺术流派对视觉传达设计的影响

现代艺术对视觉传达设计的发展起着不可估量的影响作用。本文在现代艺术各主要流派中找到与视觉传达设计领域的契合点,提取两者相关的艺术理念和创作手法,并分析视觉传达设计中如何在形式上发展创新,思想上发扬延续,进一步拓展现代艺术的魅力,同时使当代的视觉传达设计向多元化方向发展。

川东檀木场构造向斜区茅口组油气成藏演化及成藏控制因素

通过流体包裹体的激光拉曼特征、均一温度等方法,结合钻井、二维和三维地震资料,刻画并探讨川东地区檀木场构造向斜区WT1井中二叠统茅口组成藏演化及控制因素。茅口组至少经历了4个油气成藏演化阶段:中-晚三叠世的古油藏形成期、早-中侏罗世的古油气藏形成期、晚侏罗-早白垩世的古气藏形成期及晚白垩以来的气藏调整定型期。多套烃源接力持续供烃是茅口组气藏的物质基础,表生期岩溶及埋藏期的溶蚀作用形成的晶间孔、粒内溶孔为古油藏提供了良好的储集空间,印支期开始发育的开江古隆起与早期发育的通源断裂为茅口组油气聚集提供了构造条件和高效的运移输导通道,喜马拉雅期构造运动的弱调整改造使茅口组气藏得以保持。在具有古构造背景的宽缓向斜区,茅口组成藏条件优越,具备大规模的勘探潜力,可作为四川盆地茅口组的勘探方向。