四川盆地南部向斜区二叠系岩溶孔隙型石灰岩储层成因与天然气勘探新领域

随着油气勘探程度不断提高,勘探方向逐渐从构造高部位往向斜区拓展。但是,传统认识认为向斜区岩性一般较致密,寻找向斜区优质储层成为其油气获得勘探突破的关键因素之一。为此,以四川盆地南部向斜区中二叠统茅口组石灰岩为例,基于钻井岩心、薄片、测井以及地球化学等资料综合分析,开展了向斜区孔隙型石灰岩储层特征及成因研究,并建立了储层发育模式,指出了天然气勘探新方向。研究结果表明:(1)四川盆地南部向斜区茅口组发育岩溶孔隙型碳酸盐岩储层,储层岩性主要为泥晶—亮晶生屑石灰岩和亮晶生屑石灰岩,储集空间主要为生物体腔孔、生物铸模孔及粒内溶孔等组构选择性溶蚀形成的孔隙;(2)研究区茅口组储层平均孔隙度为4.07%,平均渗透率为0.273 mD,孔隙度与渗透率有明显的正相关关系,为典型的孔隙型储层;(3)茅口组储层段的铝、钪、锆及总稀土元素含量较低,锰和铁含量也较低,碳同位素值位于中二叠世海水沉淀方解石碳同位素值分布范围内,氧同位素呈现出一定的负偏;(4)茅口组岩溶孔隙型储层的形成与沉积期微地貌及高频层序控制的准同生期岩溶有关,溶蚀流体主要为大气淡水。结论认为,岩溶孔隙型储层在盆地内普遍发育,且该类储层远离不整合面,受沉积古地貌、沉积相带控制的准同生期岩溶改造,因此,天然气勘探思路需要向“有利沉积相带规模控储”方向转变,向斜区将是盆地内未来天然气勘探的重要新领域。

四川盆地东部地区二叠系茅口组孤立浅滩的发现及天然气勘探潜力

中二叠统茅口组长期以来一直是四川盆地天然气勘探的重点层系之一,茅口组天然气勘探开发先后以四川盆地南部地区岩溶缝洞型石灰岩储层和四川盆地中部地区滩相白云化储层为主要目的层系。为了寻找并落实茅口组下一个天然气勘探方向,在勘探程度相对较低的四川盆地东部(以下简称川东)地区开展了大量基础研究工作,在重新梳理地层格架的基础上,对茅口组沉积、储层及成藏条件进行了系统分析,指出了该区孤峰段硅质岩下茅二下亚段孤立浅滩的存在,最后明确了茅口组天然气的勘探潜力。研究结果表明:(1)川东地区在茅口组孤峰段事件性硅质岩沉积之前,宣汉—万州地区茅二下亚段发育碳酸盐岩孤立浅滩,面积可达6500 km^(2);(2)在宣汉—万州地区茅二下亚段发现了滩相基质孔储层,其中发育于茅二下亚段底部的孔隙型白云岩储层厚3~12 m,发育于茅二下亚段中上部的孔隙型石灰岩储层厚5~18 m;(3)川东地区茅口组滩相储层成藏条件优越,其中烃源岩主要为下伏上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组厚层页岩,且与烃源岩沟通的断裂发育,区域盖层主要为孤峰段硅质岩及吴家坪组海相泥岩、页岩,保存条件良好。结论认为,川东地区茅口组孤立浅滩的发现和良好的成藏组合条件,将进一步加快该区天然气勘探开发进程,茅口组大面积分布的高能浅滩有望成为下一个天然气勘探开发重要领域。

四川盆地不同地区二叠系茅口组缝洞粗晶方解石碳氧同位素差异及其古岩溶环境意义

茅口组缝洞型储层是四川盆地重要的天然气产层。为认识这些缝洞的形成环境以及在盆地不同地区的差异,通过测试和收集缝洞方解石碳氧同位素数据,发现茅口组方解石碳氧同位素可分为4类,分别指示4种不同流体性质的古岩溶环境:第Ⅰ类缝洞方解石氧同位素值与茅口组灰岩或中二叠海水值基本一致,δ^(13)C为1.8‰~3.83‰,δ^(18)O为-8.95‰~-4.11‰,指示准同生岩溶环境;第Ⅱ类缝洞方解石具有较高负偏的δ^(13)C和δ^(18)O值,δ^(13)C<0‰,δ^(18)O为-12‰~-9‰,指示大气淡水岩溶环境;第Ⅲ类缝洞方解石具有较低的δ^(18)O值,比基岩明显负偏,而δ^(13)C值与基岩值基本一致,δ^(13)C为0‰~3.83‰,δ^(18)O为-12‰~-8.5‰,主要指示埋藏岩溶环境;第Ⅳ类缝洞方解石δ^(18)O值明显偏负(<-12‰),指示高温热液环境。区域对比发现川中、川南较川北氧同位素更负偏,而川北、川中碳同位素较川南更负偏,认为川南地区以埋藏岩溶为主、大气淡水岩溶和准同生岩溶次之,形成以裂缝型为主的储层;川中地区除准同生岩溶、大气淡水岩溶外,还发育有高温热液岩溶,热液岩溶对川中茅口组白云岩中孔洞发育具有贡献;川北地区以准同生岩溶、大气淡水岩溶为主,形成了川北以溶蚀孔洞为主的储层。

川东地区中二叠统茅口组沉积微相与环境演变——以重庆市武隆区羊角剖面为例

近年来,川东地区中二叠统茅口组持续发现工业气流,研究该区域茅口组的沉积微相与环境演化对油气勘探具有重要意义。以重庆市武隆区羊角剖面为研究对象,在野外沉积特征观察的基础上,通过岩石薄片鉴定及地球化学分析,研究了沉积微相及该地区茅口组的沉积环境演化特征。研究表明羊角剖面茅口组主要发育5种沉积微相。茅口组下部主要为含生物碎屑泥晶灰岩和泥晶灰岩沉积微相,是水体能量低的较深水环境下的沉积产物。茅口组中部以亮晶生物碎屑灰岩、泥晶生物碎屑灰岩、生物碎屑泥晶灰岩和生物碎屑泥晶灰岩为主,亮晶生物碎屑灰岩的出现表明高能的沉积环境,水体较浅。茅口组上部以泥晶生物碎屑灰岩、生物碎屑泥晶灰岩和含生物碎屑微晶灰岩为主,此时水体再次变深。茅口组下部δ^(13)C_(carb)值较低,平均3.00‰,中-上部δ^(13)C_(carb)值主要在4.00‰以上。显示茅口组一段为缺氧环境,随后氧化性增强转换成贫氧环境,茅口组沉积晚期再次回到缺氧环境。川东地区茅口组沉积微相特征及海平面变化受冰期影响,全球海平面下降是沉积环境转变的主控因素,浅水沉积环境是高能颗粒滩发育的有利地质条件,高能滩发育是川东地区茅口组中-上部优质储层形成的主要原因。

川东—川北地区二叠系茅口组沉积演化及其油气地质意义

近年来,四川盆地二叠系茅口组的勘探思路和布井原则由原来的“占高点、沿长轴”转变为以寻找滩相孔隙型规模储层为目标,并取得了新突破,使其成为了勘探热点层系,这就需要详细的沉积演化研究来支撑。川东—川北地区是茅口组构造—沉积分异最为明显,也是勘探潜力较大的区域。对茅口组386口钻井的测井资料进行系统梳理,并利用野外剖面和钻井取心进行沉积相分析,结合测井曲线与沉积相,分析研究区茅口组的沉积演化。研究认为,川东—川北地区茅口组一段到茅口组二下亚段总体为碳酸盐缓坡,地层厚度和沉积相总体受川中古隆起的影响,局部发育低能滩;茅二上亚段到茅三段转变为具有镶边性质的碳酸盐台地,地层厚度和沉积相带展布转变为北西—南东向,自西向东依次发育台地相、台缘带、斜坡和陆棚相,台缘带发育高能滩相。研究区茅口组沉积期相对海平面总体经历了两次升降过程,对应地层分别为茅一段到茅二下亚段和茅二上亚段到茅三段。受区域海平面升降、区域构造活动以及碳酸盐台地类型的控制,茅一段到茅二下亚段缓坡发育具有岩溶和云化的滩相储层;茅二上亚段到茅三段海槽内发育潜在烃源岩,是非常规油气勘探潜在有利区,而海槽西侧则发育具重要勘探价值的规模性台缘带高能滩。

湘西南黔阳盆地“大塘坡式”锰矿成因分析:以湖南靖州地区为例

【研究目的】锰矿作为一种金属矿产,应用于国民经济的多个领域。黔阳成锰盆地是中国重要的锰矿基地,其锰矿床类型为赋存于南华系大塘坡组地层中的一套海相碳酸锰矿床,资源储量大,开采历史长,但其成矿模式尚不清楚。【研究方法】本文以锰矿集中分布的湖南靖州地区为例,在野外剖面实测、地球化学数据分析的基础上,通过Co/Zn-(Cu+CO+Ni)图解、Fe-Mn-(Cu+CO+Ni)×10三端元判别图解、(Zr+Ce+Y)×100-(Cu+Ni)×15-(Fe+Mn)/4三角图解以及Al/(Fe+Mn+Al)比值、(Fe+Mn)/Ti比值和Fe/Ti比值等一系列判别指标分析了锰矿中锰元素的来源。利用锰矿石的V/Cr、Th/U、Ce/La以及Ce标志分析了锰矿石沉积时的古环境。【研究结果】黔阳成锰盆地靖州地区锰矿石中锰元素主要来源于海底热液系统,沉积时水体处于贫氧—缺氧环境,前期形成的断裂带为锰元素的运移提供了通道。【结论】黔阳成锰盆地靖州地区锰矿石是冰期由地壳深部经众多断裂带上升到海盆中的锰元素,在间冰期与海水中的CO_(3)^(2-)相结合富集而成。

川北地区茅口中晚期斜坡相沉积特征及其油气地质意义

基于JG1井等最新钻井及地震资料,对四川盆地北部茅口组开展了详细的地层层序、沉积特征等方面的研究。结果表明:①JG1井茅口组发育斜坡相,证实了川北地区茅口组沉积的中晚期发生台槽分异,沉积分异时期为茅二b亚段沉积晚期至茅三末期。②JG1井茅二段中上部为下斜坡亚相,以灰黑色泥质灰岩和泥晶灰岩沉积为主,发育风暴沉积、硅质互层及页理;茅三段为上斜坡亚相,以生物碎屑泥晶灰岩和泥晶生物碎屑灰岩沉积为主,反映低能沉积环境,发育生物潜穴、生物碎屑叠瓦状层理。③川北地区斜坡相纵向上构成连续变浅的沉积序列,平面上沿剑阁—阆中一线呈北西向展布,在茅口中晚期形成进积型镶边碳酸盐台地沉积模式。④下斜坡亚相有机质丰度高,其中风暴岩的总有机碳含量可达15%,具有优越的生烃潜力。建立了茅口组旁生侧储、下生上储的成藏模式,这对认识和评价川北地区茅口组的资源潜力具有重要意义。

蜀南地区二叠系茅口组流体包裹体特征与油气充注期次分析

蜀南(四川盆地南部地区)是历经半个多世纪勘探与开发的老工业气区,该区中二叠统茅口组具有储层类型多、气藏小而多且分布复杂等特征。本次研究基于流体包裹体均一温度与盐度测试分析方法、激光拉曼的分析技术,结合岩石岩相特征,明确蜀南地区茅口组包裹体发育与分布特征,以及油气充注期次,确定油气成藏时间。研究结果表明:①蜀南地区茅口组存在4期油气充注,分别发生在古油藏、古油气藏、古气藏的形成时期,以及晚期构造运动导致的气藏调整阶段;②第Ⅰ期油气充注时包裹体均一温度集中分布在95~113℃,为液态烃充注,充注时间为上三叠统须家河组沉积末期,是古油藏形成时期;③第Ⅱ期油气充注时包裹体均一温度集中分布在121~135℃,为液态烃与少量气态烃充注,充注时间为早侏罗世时期,是古油气藏形成时期;④第Ⅲ期油气充注时包裹体均一温度分布集中分布在160~195℃,为气态烃与少量液态烃充注,充注时间为中晚侏罗世—晚白垩世时期,为古气藏的形成时期;⑤第Ⅳ期油气充注时包裹体均一温度集中分布在135~160℃,充注时间为新近纪至今,气烃充注主要为喜马拉雅期构造抬升导致古气藏发生调整,为现今气藏的形成阶段,其包裹体均一温度低于第Ⅲ期油气充注时的温度。

新时期建筑施工企业思政工作新思路

经济高质量发展和科学技术的进步,促使城镇化进程不断推进,人们对现代化、多样化的建筑需求也不断增长,促进了建筑市场的繁盛,而建筑施工工程在建筑施工企业所有项目中处于关键地位,直接决定了建筑质量的高低。因此,企业需要重视施工工程的每个环节,不仅要注重环节的建设效果,还要加强职工的思想政治工作,通过吸收其他企业思想政治工作管理的新思路,创新工作方法,提高职工对企业的认可度,使职工全身心地投入施工具体工作中,促进企业可持续发展。

四川盆地茅口组滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的突破及启示——以川中北部地区JT1井天然气立体勘探为例

四川盆地中二叠统茅口组浅海碳酸盐岩储层以往一直被认为是裂缝、缝洞型储层,近期风险探井——JT1井继在川中北部太和含气区下寒武统沧浪铺组获得天然气勘探突破以后,又在其上的茅口组发现了滩相孔隙型白云岩储层且测试获得112.8×10^(4)m^(3)/d的高产工业气流,JT1井实现了纵向上多套含气层系天然气立体勘探的突破和茅口组储层类型的新发现。为了进一步明确太和含气区茅口组滩相孔隙型白云岩储层的特征及控制因素,对其沉积演化、高能滩相特征、储层特征及下一步天然气勘探方向等进行了研究。研究结果表明:①川中北部台洼边缘发育茅二段滩相孔隙型储层,岩性主要为残余砂屑云岩和亮晶砂屑灰岩,储集空间主要为粒间孔和晶间孔,平均孔隙度为4.9%;②茅口组沉积中晚期川北地区发育广元—巴中古裂陷,川中北部发育台内洼地,川中—川北地区茅口组高能滩围绕裂陷和台洼边缘规模分布,呈现“一缘三高带”的古地理格局;③受高能滩相的控制,川中北部茅口组孔隙型储层沿“一缘三高带”规模分布,“一缘三高带”高能滩相分布面积近6000 km^(2),该区垂向上发育寒武系、志留系、二叠系等多套烃源岩且烃源断裂发育、疏导体系良好,有利于油气规模富集成藏。结论认为,四川盆地茅口组具有相控孔隙型储层发育的有利地质条件,“一缘三高带”是滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的有利区;该认识为四川盆地天然气规模增储指明了新的勘探领域和方向。

四川盆地中二叠世广元—巴中拉张槽的发现及其油气地质意义

利用野外、钻井和地震资料综合研究,在四川盆地广元—巴中地区发现中二叠世的槽谷,为上扬子西北缘受海西期拉张作用形成的拉张槽。拉张槽的地质—地震特征明显,呈北西向展布,宽度为70~120km,面积约为2×104km2,根据其中线展布将其命名为广元—巴中拉张槽。拉张槽控制着中二叠统的烃源岩展布,拉张槽内为深水欠补偿沉积,充填10~30m的深水陆棚相泥质岩,TOC为2%~9%,为优质烃源岩。该拉张槽还控制着中二叠统茅口组台缘带优质储层的形成与展布,拉张槽两侧发育台地边缘滩相沉积,三维地震资料解释表明,台缘带宽度为8~10km,面积达3000km^2,受岩溶等成岩作用改造,可形成规模优质储层。广元—巴中拉张槽的发现改变了四川盆地二叠纪构造沉积分异形成于长兴期的传统认识,拉张槽内部优质烃源岩与其周缘规模滩相储层构成旁生侧储的源储配置关系,为有利成藏组合,是茅口组重要勘探方向。

四川盆地吴家坪组相控孔隙型储层勘探新发现及油气勘探意义

近期,LX1井在四川盆地上二叠统吴家坪组钻遇滩相优质孔隙型储层,且油气显示良好,与前期"吴家坪组只发育裂缝型储层,天然气勘探潜力较小"的认识不一致。为了进一步弄清吴家坪组天然气勘探潜力,拓展盆地油气勘探新层系、新领域,在区域地质背景分析的基础上,通过钻井—地震标定,落实了四川盆地北部(以下简称川北地区)沉积相展布,利用岩石薄片、测井等资料系统分析了吴家坪组的储层特征,并结合勘探、研究新进展指出了该层系的勘探方向。研究结果表明:(1)四川盆地开江—梁平海槽西侧吴家坪期发育大型台缘带,面积为3600 km2,台缘带内发育高能台缘滩相沉积;(2)受台缘滩相控制,吴家坪组发育滩相孔隙型储层,储层岩性为亮晶生屑石灰岩、云质石灰岩、灰质白云岩、颗粒白云岩和粉—细晶白云岩,储集空间主要为生物铸膜孔、粒间溶孔、晶间溶孔,孔隙度介于3.3%~4.8%;(3)川北地区二叠系茅口组孤峰段、吴家坪组和大隆组发育的烃源岩直接与吴家坪组台缘滩相储层接触,形成下生上储、旁生侧储的最佳源储组合,海槽西侧吴家坪组台缘带紧邻烃源岩生烃中心,具备优越的天然气成藏条件。结论认为,四川盆地吴家坪组发育台缘滩相孔隙型储层,具油气成藏条件优越,是二叠系天然气勘探的又一重要层系,该认识对拓展四川盆地天然气勘探新领域具有重要的意义。

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。

川西北地区茅口组上部黑色岩系的层位、沉积环境及生烃潜力评价

上扬子台地北缘川西北地区西北乡剖面在茅口组碳酸盐岩与吴家坪组碳酸盐岩之间出露一套厚23.8 m的黑色岩系,岩性主要为薄层硅质岩、页岩及泥质灰岩。针对西北乡剖面开展详细的牙形石地层学、有机岩石学以及有机地球化学研究。结果表明这套黑色岩系中发现的牙形石为Jinogondolella prexuanhanensis、J.xuanhanensis和Clarkina postbitteri hongshuiensis,均为二叠纪瓜德鲁普世末期分子,确定该段黑色岩系沉积于茅口晚期,表明上扬子台地川西北地区在瓜德鲁普世末期开始发育拉张槽。详细的有机岩石学研究发现该套黑色岩系成烃生物以底栖宏观藻类为主,见少量大型浮游藻类,有机质类型主要为Ⅱ型。有机地球化学分析表明,该套黑色岩系有机碳含量(TOC)为1.04%~32.58%,氯仿沥青"A"含量为0.03%~1.05%,整体上达到好的烃源岩标准。镜质体反射率Ro范围为1.0%~1.4%,Tmax值为440℃~460℃,牙形石色变指数CAI为1.5~2.5,Ts/Tm比值为0.35~1.43,莫烷/藿烷比值范围为0.05~0.39,C2920S/(20S+20R)值为0.39~0.65,C29αββ/(αββ+ααα)为0.26~0.58,表明有机质成熟度高,为成熟—高成熟。岩性特征、牙形石生态、成烃生物和生物标志化合物综合研究表明,黑色岩系形成于较为深水的还原环境,水体具有较高的盐度。

川南云锦地区茅口组储集层溶蚀期次及模式

为确定川南云锦地区中二叠统茅口组碳酸盐岩储集层成因,通过岩心及薄片观察、岩石学特征分析和同位素地球化学特征分析,对溶蚀作用期次与机制开展研究。云锦地区茅口组储集层存在3期溶蚀作用,表生期大气淡水岩溶作用的流体为大气降水,东吴运动期裂缝为渗流通道,表现为由裂缝向溶蚀缝洞和岩溶洞穴转化,不整合面和古地貌为主要控制因素;早成岩期热液溶蚀作用,与峨眉山玄武岩喷发相关的岩浆期后幔源深部热液,沿断裂上移到茅口组内部并进行改造,鞍形白云石发育;晚成岩期埋藏溶蚀作用流体为二叠系碳酸盐岩内部流体与泥岩成岩转变流体的混合酸性流体,在上覆地层压力下,燕山运动期裂缝和缝合线为流体渗流通道,沿裂缝和缝合线溶蚀缝洞发育。整体而言,表生期大气淡水岩溶作用是研究区储集层形成的决定性成岩作用,早成岩期热液溶蚀作用和晚成岩期埋藏溶蚀作用可以形成少量溶蚀孔洞和溶蚀缝,提高储集层的储集性能。

四川盆地东北部茅口组岩溶储层控制因素

四川盆地东北部中二叠统茅口组岩溶储层分布非均质性强,已发现气藏具有“一井一藏”的特点,储层发育控制因素认识不清,从而制约了该地区茅口组勘探。在对研究区构造背景、火山岩分布、古地貌、古气候综合分析的基础上,结合野外地质观测、岩心观察、薄片鉴定及地震资料解释,系统分析了该地区的岩溶控制因素。结果表明:①研究区发育一套孤峰组深水相沉积,岩性为硅质岩、硅质页岩及页岩,为茅口组同期异相产物,孤峰组沉积具有穿时性,沉积时间北早南晚,由于其渗透性和可溶性差,对大气水下渗产生岩溶起到了封隔作用;②东吴运动使得研究区抬升暴露地表,遭受大气水溶蚀改造,是茅口组岩溶储层形成的必要因素;③火山活动过程中形成拉张断裂系统,为大气水通过孤峰组硅质-泥质岩下渗产生溶蚀作用提供了通道,是茅口组岩溶储层形成的主控因素;④由于孤峰组难溶性岩层的存在,使得孤峰组覆盖区古地貌非常平缓,古地貌对岩溶储层影响微弱;⑤炎热潮湿的古气候为岩溶储层发育提供了充足的外部营力。