碳中和目标下中国天然气工业进展、挑战及对策

天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”,“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程,梳理美国页岩革命启示,总结中国天然气发展历史与成果进展,分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战,提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段,已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国;天然气勘探开发理论技术取得重大成就,为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下,推动绿色可持续发展,天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著,“气电调峰”助力新能源发展;同时,开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全,实现经济社会与生态环境和谐共生,碳中和进程中,立足“统筹布局、科技创新;多能互补、多元融合;灵活高效、优化升级”,完善产供储销体系建设,加速推动天然气工业发展:①加大天然气勘探开发力度,规划部署重点勘探开发领域,突破关键理论,强化技术攻关,持续支撑增储上产;②推进天然气绿色创新发展,突破新技术,拓展新领域,融合新能源;③优化天然气供需转型升级,加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设,建立储备体系,提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例,助力能源消费结构转型,实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

全球天然氢气勘探开发利用进展及中国的勘探前景

在全球能源脱碳背景下,天然氢气作为一种一次能源,因其零碳、可再生的优点而备受关注,但中国目前还未开展专门针对天然氢气的勘探工作。通过介绍全球已知高含量天然氢气(体积分数大于10%)气藏的主要形成地质环境及成因类型,系统总结了天然氢气富集的有利地质条件,并结合国外天然氢气的勘探开发现状,评价了中国天然氢气的勘探前景。研究结果表明:(1)全球高含量天然氢气主要发育于蛇绿岩带、裂谷和前寒武系富铁地层中,且以无机成因为主,富铁矿物的蛇纹石化过程是天然氢气最主要的成因来源,其次为地球深部脱气和水的辐解。(2)优质的氢源与良好的运移通道是氢气富集的前提,而盖层的封盖能力是天然氢气能否成藏的关键要素;天然氢气作为伴生气时,传统盖层对其具备封盖能力,但当其含量较高时,传统盖层可能难以形成有效封盖;裂谷环境、蛇绿岩发育区以及断裂发育的前寒武系富铁地层是富氢气藏的勘探有利区。(3)国外多个国家和地区已制定了天然氢气的勘探开发和利用计划,其中,马里已实现天然氢气的商业开采,美国、澳大利亚也已成功钻探天然氢气勘探井。(4)中国高含量氢气区与富氢地质条件高度匹配,天然氢气勘探前景良好,郯庐断裂带及周缘裂陷盆地区、阿尔金断裂带及两侧盆地区、三江构造带—龙门山断裂带及周缘盆地区的天然氢气勘探潜力较大;中国应尽快开展天然氢气普查工作,加强氢气成藏过程研究和潜力评价,并进行勘探技术、开采分离技术和储运技术的攻关,为天然氢气的大规模开发利用做好技术储备。

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究,对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明:①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积,岩性普遍较粗,相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中,其成分以长石岩屑砂砾岩为主,其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%~23.40%,平均为9.04%,渗透率为0.01~934.00mD,平均为0.73mD,属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主,可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩,最厚处超过400m,为残留海—潟湖相沉积,水体盐度较高,岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主,总有机碳含量(TOC)多大于1.0%,生烃潜量(S1+S2)多大于6.0mg/g,氯仿沥青“A”平均为0.2%,HI平均为322mg/g,有机质演化处于成熟阶段,为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征,晚三叠世之前为第1期油气充注,未能聚集成藏,早侏罗世为第2期油气充注期,对应黄色荧光烃类包裹体;早—中白垩世为第3期油气充注期,对应蓝白色荧光烃类包裹体,后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。

二氧化碳-水-岩作用机理及微观模拟方法研究进展

系统综述CO_(2)-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运(溶解、沉淀及沉淀运移)微观模拟、CO_(2)-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展,指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO_(2)注入储集层后,不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用,还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象,其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟,可以得到孔喉三维空间内的详细信息,且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征(晶体成核和矿物脱落)、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中,需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合,提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度,在不同沉淀机理可靠表征的基础上,建立沉淀-流体相互作用模拟方法,并有机耦合各个物理化学过程,最终实现对CO_(2)-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。

分支河流体系沉积学工作框架与流程

基于现有的研究成果和存在的问题,探讨了分支河流体系(DFS)研究中的关键科学问题、主要研究内容、研究方法和工作流程。研究结果表明:①DFS研究中最关键的3个科学问题是明确河网结构和河型演变规律、构建沉积标志和沉积模式、分析其形成和分布的控制因素。②DFS研究的主要内容包括建设形态沉积学数据库、现代沉积机理研究、分类研究、建立沉积模式、储层建模与储层预测等5个方面。③DFS研究中的关键技术包括基于遥感图像的形态数据采集、形成机理的水槽和模拟实验、河网重构、顶点位置预测与河道分汊点自动生成方法、储层建模知识库平台等。④DFS研究的基本工作流程是先建立形态沉积学数据库,搭建数据库软件平台,在此基础上选择具有代表性的DFS进行现代沉积解剖,然后综合现代沉积调查、露头解剖和模拟实验成果,形成分类体系,总结各类DFS的识别标志和沉积模式,分层次建立储层预测模型,形成沉积结构储层预测模型的建模软件平台,从而预测沉积体系中有利储层的分布。

深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

深部煤层气资源丰富、开发前景广阔,但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发,以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例,总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出,受埋深与演化过程影响,深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上,储层压力最大相差40 MPa左右,导致由浅部向深部,气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存,地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导,煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点,即:在高温高压条件下,以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体,该类煤储层在垂向应力为主导的作用下,孔裂隙空间极度压缩,含水极少且矿化度极高,内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性,指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区,该区内呈现出非典型深部煤层气的特点,或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况,在勘探开发过程中,应具体分析,制定针对性开发方案,以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

基于特征变量扩展的含气饱和度随机森林预测方法

采用数据驱动的方式,提出了一种基于随机森林机器学习算法训练出含气饱和度地震预测方法,并将该方法应用于中国西部复杂天然气藏中,分别对单井资料和二维地震资料进行了含气饱和度预测与分析。研究结果表明:(1)抽取井旁道纵波速度、横波速度和密度3个弹性参数叠前地震反演结果作为基本特征变量样本,引入边界合成少数类过采样技术对基本特征变量样本和对应的含气饱和度样本进行平衡化处理;利用扩展弹性阻抗结合数学变换自动生成一系列的扩展变量;再利用随机森林对特征变量进行含气饱和度预测重要性排名,并优选重要性较高的特征变量进行含气饱和度随机森林训练。(2)该方法大幅减少了特征变量提取和优选的人工工作量,且有效减少了信息冗余以及因含气饱和度样本不平衡导致的训练偏倚问题,有效增强了随机森林算法在含气饱和度地震预测方面的能力。(3)实际单井应用中预测的含气饱和度与测井解释的含气饱和度的相关系数可达0.9855;在二维地震资料应用中,该方法比基于常规未平衡化的11个弹性参数作为随机森林输入预测出的含气饱和度精度更高。

陆相坳陷湖盆细粒沉积岩岩相类型及成因——以松辽盆地晚白垩世青山口组为例

页岩油是目前非常规油气研究的热点与难点。细粒沉积岩岩相类型及成因分析是页岩油“源储”特征研究及“甜点”预测的有效途径。松辽盆地青山口组细粒沉积广泛发育,是页岩油富集的有效层段。本文通过岩性、矿物成分、有机质丰度与沉积构造4个参数,将松辽盆地青山口组细粒沉积岩划分为6种岩相:高有机质泥纹层黏土质页岩(A)、中高有机质含细粉砂纹层长英质页岩(B)、中低有机质含粗粉砂纹层长英质页岩(C)、低有机质层状粉砂岩(D)、低有机质层状介形虫灰岩(E)和低有机质层状白云岩(F)。进一步从水动力学与有机质富集方面探讨了不同岩相类型的成因,并建立了相应的沉积模式。具体为:在风暴浪基面之下的静水、咸水环境、高湖泊生产力背景中,浮游藻类与黏土絮状物均匀悬浮沉降,形成贫富有机质黏土质纹层,沉积A岩相;在正常浪基面之下的相对静水(浪基面附近局部动荡)、半咸水环境、高湖泊生产力背景中,三角洲径流与洪流带来的细粉砂颗粒继续向湖盆中央搬运,经均匀悬浮沉降形成长英质纹层,间歇期悬浮沉降形成黏土质纹层,形成B岩相;正常浪基面之下,洪水携带粉砂级颗粒,顺着水下分流河道搬运至外前缘,以稳定性浊流的形式进入前三角洲,随流速逐渐降低,分异形成粗粉砂—细粉砂纹层,间歇期悬浮沉降形成黏土质纹层,形成C岩相;正常浪基面之下,三角洲前缘早期沉积物在阵发性浊流的作用下,滑塌至较深水区,形成D和E岩相;于正常浪基面与风暴浪基面之间,在相对干燥的气候背景下的咸水环境中,形成F岩相。

柴达木盆地南八仙地区渐新世浅水三角洲物源及沉积演化

以古近系渐新统下干柴沟组上段(E23)为研究对象,在精细岩芯观察和钻(测)井资料综合分析的基础上,结合重矿物组合、ZTR指数、砂岩碎屑组分、粒度累积概率图和砂地比等参数综合分析结果,对柴达木盆地南八仙地区E23湖盆扩张期弱退积型浅水三角洲物源方向、砂体展布规律和沉积微相发育演化进行了深入研究。结果表明:①南八仙地区E23沉积时期物源主要来自南祁连山中酸性岩浆岩和中高级变质岩发育区,物源方向为近北东—南西向,稳定重矿物(磁铁矿、石榴子石、白钛矿和锆石)含量高(质量分数介于81.0%~99.9%)、不稳定重矿物(绿帘石和角闪石)含量低。②南八仙地区E23沉积时期为浅水三角洲—滨浅湖沉积环境,主要发育水下分流河道砂体,岩性主要为岩屑长石砂岩,其次为长石岩屑砂岩,砂体的成分成熟度一般中等—较差、分选磨圆度中等—较差,粒度概率图以反映河流作用的一跳跃一悬浮式为主;沉积构造类型多样,主要发育块状层理、正粒序层理、平行层理和槽状交错层理。③E23沉积时期,南八仙地区继承性发育3条北东—南西向呈条带状展布的砂体富集带(砂地比值介于35%~65%之间),早期到中期砂体发育程度增强,呈进积式;中期到晚期砂体发育程度有所减弱,呈弱退积式。④E23沉积时期,南八仙地区处于浅水三角洲前缘亚相沉积环境,持续发育3个呈北东—南西向展布的沉积朵叶体,主要发育水下分流河道微相,其次为水下分流间湾微相,早期到中期浅水三角洲前缘发育规模增大,中期到晚期发育规模减小。

中国石油深层、超深层油气勘探进展与启示

近年来,中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)在陆上深层、超深层油气领域勘探持续获得突破,形成了一批规模储量区,展现出了巨大的油气勘探潜力。为了进一步明确未来中国石油深层、超深层油气勘探方向,在对中国石油近期油气勘探发展形势和新进展分析的基础上,将深层、超深层重点勘探突破进行了领域细分,并系统梳理了中国石油未来油气勘探重点区带并开展了排队优选研究,最后总结了各领域的勘探经验和启示。研究结果表明:①深层、超深层领域可细分为海相碳酸盐岩、碎屑岩及复杂岩性地层、前陆冲断带、深层页岩气4大领域;②向深层进军寻找突破是中国石油未来油气勘探的战略选择,也是未来中国石油油气勘探的重点,应分层次、突出重点部署,积极寻找规模新发现和大突破;③中国石油深层、超深层4大领域勘探程度低、剩余资源潜力大,根据目前勘探进展,初步梳理出40个未来油气勘探重点区带,其中石油地质资源量为39.4×10^(8)t,天然气地质资源量为39.6×10^(12)m^(3),油气勘探潜力巨大。结论认为,深层、超深层是规模油气发现的重大现实领域,保持战略定力、持续加大技术攻关和新领域的探索力度、不断创新理论认识、突破技术瓶颈是加快深层、超深层油气规模勘探开发的重要举措。

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山西组砂体叠置模式及油气开发意义

河流相砂体储层构型对致密砂岩中相对优质储层的分布规律和天然气开发具有重要意义。通过野外地质剖面和钻井岩心观察,结合测井、录井和岩心分析测试资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组致密砂岩的砂体构型要素、叠置模式及油气开发意义进行了研究。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组发育六级复合辫流带和五级单一辫流带,其中单一辫流带包括河床(分流河道)和河漫共2个四级构型单元,河道内单个心滩沉积包含有三级增生体和落淤层;(2)辫状河三角洲平原五级单一辫流带中的四级泛滥平原沉积较辫状河河漫沉积更加发育,辫状河心滩沉积中落淤层欠发育;(3)山西组上部山2-2亚段辫状河单一辫流带内砂体呈“河道-心滩”连续沉积,泥质不发育,砂体叠置程度高(多呈复合式叠置)、连通性好,优质储层多;(4)山西组中下部山1段和山2-1亚段三角洲平原沉积中,西部河道连片性好,砂体以复合式和侧拼式叠置样式为主,连通性和生产效果均较好,东部砂体多为孤立式和侧接式,砂体钻遇率低,单井产量差。

准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组流体相态及油气藏类型

准噶尔盆地腹部地区沙湾凹陷超深层蕴含丰富的油气资源。根据烃源岩热演化模拟实验分析了沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组烃源岩生烃产物类型,结合地层流体高温高压物性实验数据,运用相图判别法和经验参数法对沙湾凹陷征10井地层流体相态进行深入研究。研究结果表明:①沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩,其有机质类型为Ⅱ1型,镜质体反射率(Ro)为1.05%~1.46%,岩石热解峰温(T_(max))为433~446℃,处于成熟—高成熟演化阶段,目前处于生轻质油阶段。②上乌尔禾组地层流体成分表现为凝析气藏的流体组成,地层温度为166.0℃,介于临界温度和临界凝析温度之间,地层压力为155MPa,远高于露点压力,地-露压差大,表明地层条件下流体呈凝析气相特征,但地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异。相图判别法和经验参数法烃类流体相态分析结果均显示,征10井上乌尔禾组气藏为含大油环的凝析气藏。③沙湾凹陷上乌尔禾组具有优越的成藏条件,紧邻下乌尔禾组烃源岩,油气近源垂向输导,向局部隆起区运聚,巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封盖作用,最终在局部隆起区形成岩性-构造凝析气藏。

准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析

石钱滩组烃源岩为准噶尔盆地石钱滩凹陷石炭系的主力生烃层位。在充分调研其空间展布的基础上,选取最新发现的双井子地质探槽剖面及石钱1井、石钱2井与钱1井进行系统的烃源岩总有机碳、热解、族组分组成、有机显微组分、镜质体反射率及饱和烃色质等有机地球化学分析测试。结果表明,石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积,呈NW–SE向展布于石钱滩凹陷,局部地区厚度巨大,可达370 m,沉积厚度中心位于凹陷东南隅。富有机质层段主要集中在石钱滩组下部,次为上部。整体具有较高的有机质丰度,可达到好等级及以上,有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ为主,且已进入到高成熟生气阶段。综合研究认为,石炭系石钱滩组烃源岩具有良好的生烃条件,能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源。

四川盆地超深层钻完井技术进展及其对万米特深井的启示

四川盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,是寻找特大型油气田、开拓油气增储上产新领域的重要方向,但超深层钻完井面临地层条件更加复杂、井筒环境更加极端等工程技术挑战。为进一步指导万米特深井的安全高效钻探,通过梳理超深层钻完井技术难点,系统总结了四川盆地超深层钻完井关键技术,并提出了下步钻完井技术的发展建议。研究结果表明:①形成的超深复杂地层三压力预测监测技术精确预测了复杂地层压力系统及地应力场分布,准确刻画断层、裂缝、溶洞等展布规律,结合非常用井身结构拓展技术,提高了井身结构设计应对复杂地层钻探的能力;②形成的钻—测—固—完全过程精细控压技术,解决了超深井、特殊复杂井钻井液安全密度窗口窄导致“溢漏共存”、固井质量低等难题;③研发的高效钻头与大扭矩螺杆、扭力冲击器等抗高温提速工具,解决了深部难钻地层钻井钻头易磨损、破岩效率低的工程难题;④研发的抗高温钻井液体系提升应对高温深井的钻井液技术保障能力,升级第二代韧性水泥,解决了工作液抗高温能力不足等难题,保障超深井建井质量。结论认为,超深层钻完井技术的发展与进步,使得深井钻深能力突破9000 m已经成为现实,形成的关键技术有力地支撑了四川盆地超深层油气资源的高效勘探开发,对于万米特深层科学钻探和油气增储上产新领域拓展具有重要技术支撑作用。

深部煤层气水赋存机制、环境及动态演化

准确认识深部条件下气体和水分的赋存状态、相对含量及分布特征,对煤层气高效勘探开发具有重要指导意义。基于理论模型、分子模拟和气水演变分析,明确了煤层中气、水的赋存状态,揭示了气、水动态运聚界限和动态演化过程。考虑煤-水界面作用、水的可动性及赋存状态,煤中水可分为可动水(重力水和毛细水)、束缚水(吸附水、沸石水、结晶水和层间水)、结构水,其中毛细水、重力水和吸附水由孔隙主导,沸石水、结构水、结晶水和层间水由矿物主导。分子模拟结果显示,水分子在0.7 nm孔隙中可以饱和充填,吸附和解吸路径一致,在更大孔隙中出现弱吸附层和自由态。水分子吸附过程表现为单分子含氧基团吸附、单层强吸附、多层弱吸附、水团簇形成和充填孔隙等阶段。甲烷分子在1.5 nm孔隙可存在3层稳定充填吸附,在较大孔隙中(>1.5 nm)即以单层吸附和游离态共存,游离态在介孔及更大孔隙中普遍存在。结合上述吸附-游离气存在界限,改进了游离气和吸附气理论计算公式,为含气量计算提供新思路。深部热成因煤层气是煤大规模生排烃之后的残余气,在排烃过程中发生气驱水和水分蒸发扩散,残余水分为束缚水和结构水,后期无法改变。假定静水压力20 MPa,在0、5、10、15和20 MPa储层压力下,外来水分可入侵最大孔径为7、9、13、27 nm和不侵入。受差异保存条件控制,煤成气除了形成超压和欠压等差异含气系统外,还可能在煤系形成多类型含气模式。上述研究明确了煤层气、水微观赋存机制及形成演化模式,对深部煤层气富集特征及高效开发设计具有指导意义。

构造古地理学:揭示圈层动力过程整合的重要窗口

1地球系统科学中的构造古地理,地球科学的“主旋律”每隔20~30年发生1次大变革。20世纪60年代开始的“主旋律”——板块构造理论,研究地球固体圈层的运动规律,是20世纪自然科学的重大突破;导致了地球科学(当然包括构造古地理学)、矿产资源、能源、灾害预测与防治等研究领域取得重大突破,极大地推动了人类文明的进步。

四川盆地涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩古构造应力场及裂缝特征

通过岩石力学实验、声发射实验和地震资料综合解释,利用有限元数值模拟方法,对涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩古构造应力场进行了数值模拟,并结合岩心实测结果,预测了构造裂缝的发育特征。研究结果表明:①涪陵南地区裂缝主要形成期(燕山晚期)构造应力和裂缝的分布受断层、岩石力学性质和构造应力的影响,断层广泛发育的区域容易出现应力集中,并引起较大的应力梯度。②利用库伦-莫尔破裂准则预测了研究区构造裂缝的发育,同时引入剪切破裂指数R定量表征裂缝发育的强度,其值越大反映裂缝发育程度越高。窄陡断背斜和断层附近裂缝发育,以高角度剪切裂缝为主,而在宽缓向斜部位裂缝发育程度最弱,研究区五峰组—龙马溪组底部硅质页岩应力集中,裂缝最发育。③涪陵南地区海相页岩气保存有利区主要为3个区带:远离大断层的凤来向斜内部,主要构造变形期未遭受大的破坏作用,其位于应力低值区,具有良好的保存条件,为Ⅰ类有利区;白马向斜内部小断层发育,应力值位于中等水平,保存条件中等,为Ⅱ类较有利区;石门—金坪断背斜遭受到强烈改造作用,容易产生大规模剪切裂缝,破坏了保存条件,为Ⅲ类不利区。

川东地区高陡构造带寒武系洗象池群天然气成藏条件

利用岩心、测井与地震资料,采用地震解释、平衡剖面以及包裹体检测等技术,恢复了川东地区高陡构造带的构造演化史,并对平桥、建南、梓里场构造的天然气来源、运聚与保存条件进行了分析。研究结果表明:(1)川东地区平桥断背斜圈闭东翼的单条逆断层使得下盘的龙马溪组烃源岩与上盘的洗象池群储层发生了侧向对接,天然气可穿过断裂带向上盘储层运移,具备较好的输导条件,且圈闭盖层未受到断裂作用破坏,保存条件良好,有利于天然气的聚集成藏。(2)建南断背斜圈闭翼部的多条平行的逆断层虽然实现了部分源-储对接,但是多条断层组合降低了其侧向输导能力,天然气未能大规模聚集。(3)梓里场断背斜圈闭的源-储配置与输导条件优良,但盖层的封盖能力较差,大多被断层破坏,钻探显示储层为水层。(4)川东地区高陡构造带寒武系洗象池群天然气聚集成藏的主控因素包括:断层或断层组合控制下的源-储配置、侧向输导条件以及盖层的封盖能力。

渤海湾盆地沾化凹陷古近系沙三下亚段旋回地层学分析及地层划分

湖相细粒沉积多具有连续性,能记录和保存显著的天文旋回信号,是进行天文旋回分析的理想地层。通过对渤海湾盆地沾化凹陷重点井沙三下亚段自然伽马数据进行MTM频谱分析和FFT进化谐波分析,建立了“浮动”天文年代标尺,并在单井上进行了天文旋回地层划分及连井地层对比,为全区搭建了地层格架。研究结果表明:(1)渤海湾盆地沾化凹陷沙三下亚段记录了显著的天文旋回信号,匹配出最优沉积速率为9.0×103cm/Ma;由长偏心率、短偏心率、斜率和岁差周期产生的旋回地层厚度分别为42.3 m,9.0 m,2.4~4.7 m和1.3~1.9 m;(2)沙三下亚段比较稳定的记录了6个长偏心率旋回、25个短偏心率旋回,可将短偏心率曲线作为地层划分依据来进行高精度地层对比。(3)运用天文旋回理论进行岩相发育规律、岩相空间配置关系的预测,可为湖盆沉积中心页岩油气地质“甜点”的精细勘探提供依据。

四川盆地及周缘前震旦系裂谷特征与油气地质意义

四川盆地及周缘已被证实发育较大规模的前震旦系裂谷,但其在盆地内部的展布及发育特征尚不明确,因此在一定程度上制约了对盆地深部构造格局的认识。为此,在前人研究的基础上,利用最新的重磁电资料,通过联合解译和小子域滤波等新技术对新元古界构造形态进行了研究,同时结合区域地震大剖面的精细解释并辅以航磁资料进行验证,分析了新元古代裂谷的特征及其对上覆地层的沉积控制作用。研究结果表明:①盆地内部自西北至东南共发育3条近乎平行的前震旦系裂谷,其中以川中裂谷规模最大;②裂谷内部发育一系列与裂谷走向近平行的次级正断层,将裂谷内部结构复杂化,形成一系列断陷;③裂谷内断层在平面上呈平行/斜列式、相向/相背平行式及同向平行式组合,对应在剖面上呈阶梯式、垒堑式、地堑式及铲式半地堑式等组合特征;④盆地东北部盆缘露头揭示南华系—陡山沱组在裂谷内发育冰期—间冰期交互沉积,主要为三角洲、陆棚与斜坡盆地相碎屑岩和冰碛岩。结论认为,应用重磁联合解译+井震资料修订+露头剖面验证的新方法,证实四川盆地前震旦系裂谷的存在,且南华纪裂谷边界(主干)断裂控制了上覆地层沉积古地理格局和坡折带的发育,部分裂谷控制了寒武系或早古生界沉积中心的分布,并对后期沉降中心、构造圈闭的形成以及含油气系统有着极为重要的影响。