Characteristics and main controlling factors of intra-platform shoal thin-layer dolomite reservoirs:A case study of Middle Permian Qixia Formation in Gaoshiti-Moxi area of Sichuan Basin,SW China

Based on the study of the distribution of intra-platform shoals and the characteristics of dolomite reservoirs in the Middle Permian Qixia Formation in the Gaoshiti–Moxi area of the Sichuan Basin,SW China,the controlling factors of reservoir development were analyzed,and the formation model of“intra-platform shoal thin-layer dolomite reservoir”was established.The Qixia Formation is a regressive cycle from bottom to top,in which the first member(Qi1 Member)develops low-energy open sea microfacies,and the second member(Qi2 Member)evolves into intra-platform shoal and inter-shoal sea with decreases in sea level.The intra-platform shoal is mainly distributed near the top of two secondary shallowing cycles of the Qi2 Member.The most important reservoir rock of the Qixia Formation is thin-layer fractured-vuggy dolomite,followed by vuggy dolomite.The semi-filled saddle dolomite is common in fracture-vug,and intercrystalline pores and residual dissolution pores combined with fractures to form the effective pore-fracture network.Based on the coupling analysis of sedimentary and diagenesis characteristics,the reservoir formation model of“pre-depositional micro-paleogeomorphology controlling shoal,sedimentary shoal controlling dolomite,penecontemporaneous dolomite benefiting preservation of pores,and late hydrothermal action effectively improving reservoir quality”was systematically established.The“first-order high zone”micro-paleogeomorphology before the deposition of the Qixia Formation controlled the development of large area of intra-platform shoals in Gaoshiti area during the deposition of the Qi2 Member.Shoal facies is the basic condition of early dolomitization,and the distribution range of intra-platform shoal and dolomite reservoir is highly consistent.The grain limestone of shoal facies is transformed by two stages of dolomitization.The penecontemporaneous dolomitization is conducive to the preservation of primary pores and secondary dissolved pores.The burial hydrothermal fluid enters the early dolomite body along the fractures associated with the Emeishan basalt event,makes it recrystallized into medium–coarse crystal dolomite.With the intercrystalline pores and the residual vugs after the hydrothermal dissolution along the fractures,the high-quality intra-platform shoal-type thin-layer dolomite reservoirs are formed.The establishment of this reservoir formation model can provide important theoretical support for the sustainable development of Permian gas reservoirs in the Sichuan Basin.

台内滩型薄层状白云岩储集层特征及主控因素——以四川盆地高石梯—磨溪地区中二叠统栖霞组为例

通过对四川盆地高石梯—磨溪地区中二叠统栖霞组台内滩分布及白云岩储集层特征的研究,分析储集层发育控制因素,建立“台内滩型薄层状白云岩储集层”成储模式。研究表明:栖霞组自下而上为海退旋回,栖一段发育低能开阔海亚相,栖二段海平面下降演化为台内滩及滩间海,台内滩主要分布于栖二段两个次级变浅旋回近顶部。栖霞组主要的储集层岩性为薄层状裂缝-孔洞型白云岩,其次为孔洞型白云岩,缝洞中常见鞍状白云石半充填,晶间孔、残余溶蚀孔洞叠加裂缝形成了有效的孔渗网络。基于沉积及成岩特征耦合分析,系统建立了“沉积前微古地貌控滩、沉积期滩体控制白云岩展布、准同生白云石化有利于孔渗网格保存,晚期热液作用有效改善储集物性”的成储模式。栖霞组沉积前的“一级高带”微古地貌控制栖二段沉积期高石梯地区台内滩的大面积发育;滩相是早期云化的基础条件,台内滩与白云岩储集层分布范围的吻合程度较高;滩相颗粒灰岩受两期白云石化叠加改造,准同生期白云石化有助于原生孔隙和次生溶孔保存,埋藏期热液沿峨眉山玄武岩事件伴生的裂缝进入早期白云岩体,使其重结晶为中—粗晶白云岩,晶间孔叠加顺缝热液溶蚀的残余孔洞,形成了台内滩型薄层状优质白云岩储集层。该成储模式的建立可为四川盆地二叠系气藏的可持续开发提供地质理论支撑。

川中蓬莱气区龙王庙组储层特征及其与磨溪—高石梯地区对比

川中蓬莱气区下寒武统龙王庙组钻遇良好碳酸盐岩储层,天然气显示好,成为继川中地区安岳大气田后龙王庙组重点勘探区之一,但储层发育规律不明制约了勘探部署。基于最新的钻井及分析测试等资料,系统分析了蓬莱气区龙王庙组储层特征及主控因素。研究认为,蓬莱气区龙王庙组具有陆源碎屑与碳酸盐混合沉积背景,储层主要分布在龙王庙组中上部;储集岩石类型主要为(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩;储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔及微裂缝;以低孔低渗储层为主,储层厚度主要介于10~42 m之间。储层发育受控于层序地层、岩性及成岩作用等,进积型准层序组和准层序中上部的(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩是储层发育主要部位,大气淡水溶蚀、油气溶蚀作用及破裂作用是核心建设性成岩作用。对比安岳大气田主体区磨溪—高石梯地区,认为储层主控因素相近,主要受颗粒白云岩、溶蚀作用、破裂作用等控制,但蓬莱气区龙王庙组储层具有灰质含量高、陆源碎屑含量多、准同生期暴露弱等特点,寻找准同生期暴露的高能颗粒白云岩和细晶白云岩及表生岩溶改造的白云岩是蓬莱气区重点关注的储层目标。

叠合盆地古老地层热史恢复及应用——以四川盆地川中古隆起震旦系-寒武系为例

由于古温标样品稀缺、热史复杂、方法单一且难以进行有效表征等原因,叠合盆地古老地层热史恢复一直是沉积盆地热史研究的难点问题之一。为此,以四川盆地川中古隆起震旦系灯影组与寒武系沧浪铺组为例,探索了可指示叠合盆地古老地层热史的有效古温标组合与方法体系,将传统古温标与具有不同封闭温度的低温热年代学古温标相结合,恢复了川中古隆起震旦系—寒武系重点层系热史,分析了在不同构造阶段的地层热演化特征、主要构造—热事件的热效应以及古地温对油气成藏关键过程的控制作用,并探讨了不同古温标在叠合盆地古老地层热史恢复中的适用性与应用意义。研究结果表明:①川中古隆起高石梯—磨溪地区灯影组与沧浪铺组主要经历了2期升温和2期冷却过程,在2期升温过程中,川中古隆起高磨地区灯影组达到的最高古地温接近240℃,沧浪铺组约200℃,在该区域峨眉山地幔柱事件未产生决定性影响;②古地温控制下,德阳—安岳裂陷区下寒武统烃源岩的热演化进程、高磨地区灯影组储集层的埋藏溶蚀高峰及油气充注成藏过程三者可相关联,而裂陷东翼下寒武统烃源岩热演化与之相比呈现出“滞后性”;③前陆盆地演化期的深埋藏升温是有机质向高—过成熟转化、原油裂解成气的主要阶段,燕山晚期—喜马拉雅期的构造抬升可能为后2期的天然气充注提供了驱动力。结论认为,不同类型古温标可对叠合盆地古老地层所经历的不同阶段的热演化过程与构造—热事件起到指示作用,对叠合盆地古老地层热史进行恢复,可采用多古温标—多地层联合的方法,并基于古温标数据分析,结合地层埋藏史与盆地古热流数值模拟等结果,可对关键时期的热史路径进行多手段约束。

Multi-Stage Hydrocarbon Accumulation and Formation Pressure Evolution in Sinian Dengying FormationCambrian Longwangmiao Formation, Gaoshiti-Moxi Structure, Sichuan Basin

Sichuan Basin is a typical superimposed basin, which experienced multi-phase tectonic movements, meanwhile Sinian–Cambrian underwent complex hydrocarbon accumulation processes, causing exploration difficulties in the past 60 years. Based on the microscopic evidence of fluid inclusions, combined with basin-modelling, this paper determines stages and time of hydrocarbon accumulation, reconstructs evolution of formation pressure and dynamic processes of hydrocarbon accumulation in Sinian Dengying Formation-Cambrian Longwangmiao Formation of Gaoshiti-Moxi structure. Three stages of inclusions are detected, including a stage of yellow-yellowgreen fluorescent oil inclusions, a stage of blue fluorescent oil-gas inclusions and a stage of non-fluorescent gas inclusions, reflecting the study area has experienced a series of complex hydrocarbon accumulation processes, such as formation of paleo-oil reservoirs, cracking of crude oil, formation of paleo-gas reservoirs and adjustment to present gas reservoirs, which occurred during 219–188, 192–146 and 168–0 Ma respectively. During the period of crude oil cracking, Dengying Formation-Longwangmiao Formation showed weak overpressure to overpressure characteristics, then after adjustment of paleo-gas reservoirs to present gas reservoirs, the pressure in Dengying Formation changed into overpressure but finally reduced to normal pressure system. However, due to excellent preservation conditions, the overpressure strength in Longwangmiao Formation only slightly decreased and was still kept to this day.

Characteristics and accumulation mode of large-scale Sinian-Cambrian gas reservoirs in the Gaoshiti-Moxi region, Sichuan Basin

The Sinian-Cambrian formations of the Sichuan Basin have favorable hydrocarbon accumulation conditions,but the exploration for large-scale gas fields is quite challenging due to old strata and multiple tectonic movements.Since the Weiyuan Sinian large gas field was found in 1964,the largest monoblock gas field(Anyue Gasfield)was discovered in the Cambrian Longwangmiao Formation of the Moxi region in 2013 with proven gas reserves of 440.1×109 m3.Total proven,probable and possible reserves exceed one trillion cubic meters in the Sinian Dengying Formation and the Cambrian Longwangmiao Formation of the Gaoshiti-Moxi region.The natural gas components,light hydrocarbons,reservoir bitumen abundance and other evidences prove that the dry natural gas was mainly derived from oil-cracking,with methane(a content of 82.65%-97.35%),ethane(a content of 0.01%-0.29%),nitrogen(a content of 0.44%-6.13%),helium(a content of 0.01%-0.06%),and hydrogen sulphide(0.62-61.11 g/m^(3)).Gas reservoir pressure increases gradually from the Sinian normal pressure(a pressure coefficient of 1.07-1.13)to high pressure(a pressure coefficient of 1.53-1.70)in the Cambrian Longwangmiao Formation.The temperature of the gas reservoir is 137.5-163 ℃.Gas reservoir traps are divided into three categories:tectonic type,tectonic-formation type and tectonic-lithologic type.The large-scale enrichment of the Sinian-Cambrian natural gas results from effective configuration of the large stable inherited palaeo-uplift during the Tongwan tectonic movement,wide distribution of ancient source rocks,high-quality reservoirs with vast pore-cavity,crude oil cracking of large palaeo-reservoirs and favorable preservation conditions.According to the palaeo-structure pattern prior to crude oil cracking of the palaeo-reservoirs,and bitumen abundance as well as the distribution characteristics of current gas reservoirs,the accumulation patterns of the cracking gas reservoir can be classified into three types:accumulation type,semi-accumulation and semi-dispersion type,and dispersion type.This understanding will play an important role in guiding the exploration of the Sinian-Cambrian natural gas exploration in the Sichuan Basin.

新型随钻扩眼防卡钻具技术在川中地区高石梯—磨溪构造的应用

四川盆地中部地区高石梯—磨溪构造侏罗系自流井组—三叠系须家河组渗透性强,钻井过程中虚厚泥饼形成快,起下钻作业存在阻卡频繁发生、划眼井段长、处理复杂情况时间长等技术难题。为此,基于对多口井阻卡发生原因、处理过程的分析,从微扩眼工具设计、钻井参数优化、钻井液性能优化、防卡技术等方面开展技术攻关,形成了新型随钻扩眼防卡钻具技术。研究结果表明:(1)创新扶正器偏心结构设计,自主研制随钻偏心微扩眼器,可在阻卡风险井段有效扩大井径;(2)创新配套弯螺杆,优选钻具组合,优化钻井参数,强化安全措施,有利于降低卡钻风险;(3)强化钻井液性能,有效控制失水,有利于缓解高渗透性地层钻井段虚厚泥饼的快速形成。通过上述研究,建立了“弯螺杆(带扶正器)+扶正器+偏心微扩眼器”新型随钻扩眼防卡式钻具的技术组合。在川中地区高石梯—磨溪构造3口井的钻井中,现场试验应用结果表明:该项技术在起下钻作业中的扩径减阻(扩大井径、减少阻卡风险)效果显著,单井平均阻卡损失时间降低93%。新型随钻扩眼防卡钻具技术的成功应用,对容易发生起下钻阻卡的井段实现优快钻井有技术参考意义。

Structural attributes,evolution and petroleum geological significances of the Tongnan negative structure in the central Sichuan Basin,SW China

The Tongnan secondary negative structure in central Sichuan Basin has controls and influences on the structural framework and petroleum geological conditions in the Gaoshiti-Moxi area.To clarify the controls and influences,the deformation characteristics,structural attributes and evolution process of the Tongnan negative structure were investigated through a series of qualitative and quantitative methods such as balanced profile restoration,area-depth-strain(ADS)analysis,and structural geometric forward numerical simulation,after comprehensive structural interpretation of high-precision 3D seismic data.The results are obtained in three aspects.First,above and below the P/AnP(Permian/pre-Permian)unconformity,the Tongnan negative structure demonstrates vertical differential structural deformation.It experiences two stages of structural stacking and reworking:extensional depression(from the Sinian Dengying Formation to the Permian),and compressional syncline deformation(after the Jurassic).The multi-phase trishear deformation of the preexisting deep normal faults dominated the extensional depression.The primary depression episodes occurred in the periods from the end of Late Proterozoic to the deposition of the 1st–2nd members of the Dengying Formation,and from the deposition of Lower Cambrian Longwangmiao Formation–Middle–Upper Cambrian until the Ordovician.Second,the multi-stage evolution process of the Tongnan negative structure controlled the oil and gas migration and adjustment and present-day differential gas and water distribution between the Tongnan negative structure and the Gaoshiti and Moxi-Longnüsi structural highs.Third,the Ordovician,which is limitedly distributed in the Tongnan negative structure and is truncated by the P/AnP unconformity on the top,has basic geological conditions for the formation of weathering karst carbonate reservoirs.It is a new petroleum target deserving attention.

四川盆地高石梯-磨溪地区栖霞组沉积模式研究

近年来,川中地区二叠系栖霞组油气勘探持续取得突破,成为重点勘探领域。然而,目前对栖霞组沉积格局的认识尚存在较大的争议,为厘清川中高石梯-磨溪地区栖霞组的沉积特征,结合沉积古地貌,根据岩心、岩屑、常规测井、成像测井和地球化学资料,开展了沉积相和沉积模式研究。结果表明:栖霞期发育开阔台地相,台内滩和台坪亚相,滩、滩间、灰坪微相;滩相以生屑灰岩、微亮晶球粒灰岩、亮晶砂屑灰岩为主,发育砂屑滩和生屑滩;滩间岩性为泥晶生屑灰岩;灰坪相岩性为泥晶灰岩和硅质灰岩。滩相存在局部白云岩化特征,发育白云质灰岩、灰质白云岩、细-中晶白云岩在、中-粗晶白云岩。栖一段沉积期相对局限,海水相对较深,滩相与滩间交互发育,滩相主体沉积于古地貌相对较高的古隆起高部位,沉积相受古地貌的影响较大;栖二段沉积期相对开阔,古地貌对滩相的影响变弱,滩相连片发育。结合沉积背景,建立了开阔台地滩相模式,研究成果为高石梯-磨溪地区栖霞组的下一步开发部署提供了地质依据。

四川盆地中部高陡断裂构造变形特征与断裂性质

四川盆地中部高陡断裂发育,作为沟通多层系源、储、盖层的核心断层网络,对其构造变形特征的准确理解是认识其油气地质意义的关键,也是准确厘定其断裂性质的基础。本研究利用高精度三维连片资料,通过精细的层面、剖面综合构造解析,对川中地区高陡断裂的构造变形特征进行了准确厘定,对其断裂性质展开了深入探讨,得出如下结论:1)川中地区的高陡断裂,不论NWW-SEE向(或近E-W向)还是NE-SW向,不论Ⅰ级、Ⅱ级还是Ⅲ级,均具有显著的伸展变形分量。在剖面上,这些断裂产状陡直,呈板状斜列分布,具有正断层的一系列变形特征。2)证实川中地区的FI5、FI6、FI7、FI8、FI9及FNE01等主要断裂带存在走滑变形,且剪切变形机制均为右旋剪切。3)明确川中地区的大部分高陡断裂是加里东—海西早期发育并定型,部分在海西晚期—印支期复活的“右行张扭走滑断裂”。

四川盆地中部潼南负向构造的构造属性、演化过程与油气地质意义

为揭示四川盆地中部潼南次级负向构造对高石梯—磨溪地区构造格局和油气地质条件的控制作用和影响方式,通过高精度三维地震资料综合构造解析,运用平衡剖面恢复、面积-深度应变(ADS)分析和构造几何学正演数值模拟等系列定性-定量方法,对潼南负向构造的变形特征、构造属性和形成演化过程进行研究。研究表明:①潼南负向构造以二叠系/前二叠系不整合面为界,上、下层系构造分层差异变形。其经历了震旦系灯影组沉积前后至二叠系沉积前伸展凹陷活动阶段和侏罗系沉积后挤压向斜变形阶段的构造叠加改造。伸展凹陷活动受控于深部先存正断层的多期三角剪切变形,主凹陷幕发生在晚元古代末—灯影组1-2段沉积期、下寒武统龙王庙组沉积期—中晚寒武世—奥陶系沉积后。②潼南负向构造的多阶段形成演化过程控制着该地区与高石梯、磨溪—龙女寺构造高带之间油气的运移、调整以及现今气、水的差异分布。③残存于潼南负向构造区,顶部被二叠系/前二叠系不整合面强烈削截的奥陶系具备碳酸盐岩风化壳岩溶储集层形成的基本条件,是值得关注的油气新领域。

川中高石梯—磨溪地区中二叠统茅口组岩溶发育特征与岩溶古地貌恢复

四川盆地中二叠统茅口组作为四川盆地天然气重要的产层之一,其风化壳岩溶储层的贡献至关重要。通过对岩心、测井、钻录井、地震等资料分析,明确了川中高石梯—磨溪地区茅口组风化壳岩溶发育特征。在此基础上选定茅二段底面为恢复基准面,采用残厚法恢复高石梯—磨溪地区茅口组岩溶古地貌,并依据现代岩溶理论、区内微地貌形态及组合特征,对高石梯—磨溪地区茅口组岩溶古地貌单元进行划分,分析各类岩溶古地貌特征与岩溶储层关系,研究结果表明:①高石梯—磨溪地区茅口组顶部普遍存在缺失情况,并与上覆地层呈不整合接触关系,发育各种溶蚀现象,在钻录井、测井与地震上响应特征明显;②高石梯—磨溪地区岩溶古地貌可划分为岩溶缓坡和岩溶洼地两种二级岩溶地貌单元,以及峰丛洼地、峰丘洼地、丘丛垄脊沟谷等9种三级岩溶地貌单元;③高石梯—磨溪地区不同地貌类型岩溶发育条件差异大,其中岩溶缓坡具有发育规模岩溶储层的条件,尤其在岩溶负地形周围,溶蚀及保存条件优越,优质岩溶储层更为发育,是下一步的重点勘探区域。

川中高磨地区中二叠统栖霞组天然气成藏条件及过程

川中高磨地区中二叠统栖霞组作为继寒武系产层之外重要的接力层系,近年来获得了较大的勘探突破。基于该区栖霞组岩心薄片观察、天然气地球化学分析、流体包裹体测温分析等,开展川中高磨地区栖霞组油气成藏地质条件研究,同时结合区域埋藏—热演化史恢复结果,明确栖霞组成藏主控因素,揭示栖霞组油气成藏演化过程。研究结果表明,川中高磨地区栖霞组成藏条件较好,具体表现为:①栖霞组白云岩储层孔、洞、缝发育,纵向上呈薄层多期叠置的特征;②天然气以下寒武统优质烃源岩供烃为主,伴有部分中二叠统烃源岩,志留系龙马溪组烃源岩在研究区南部有一定的贡献,为油气藏形成提供物质基础;③东西向走滑断裂为天然气垂向输导提供有利通道,建立源储联系,利于富集成藏;④高磨地区栖霞组气藏现今表现为构造背景下的岩性气藏,气藏的形成经历了印支期古油藏→燕山期古气藏→现今气藏的演化过程,研究区在整个过程中没有较大的调整改造,表现为原位富集,高效成藏的特点。

四川盆地高石梯——磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩储层特征

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储量丰富,属于超深层气藏,孔隙结构复杂且溶洞发育,当前尚未完全厘清该地区灯影组碳酸盐岩储层特征,为油气勘探开发带来极大挑战。本文结合岩石物理性质实验和测井解释研究高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩的岩性、测井响应和孔隙性等储层特征。研究结果表明:(1)高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩岩性主要为细晶白云岩、藻云岩和泥晶白云岩,其中灯四段细晶白云岩占比61.2%,灯二段藻云岩占比74.3%;(2)灯影组储层空间类型以裂缝和溶蚀孔洞为主,岩石吼道半径较小,中值吼道半径为0.010~0.051μm,平均0.028μm;(3)储层物性灯二段较灯四段好,孔隙度渗透率相关性极差,呈特低孔低渗特征,渗透性受裂缝影响较大;(4)渗透率参差系数计算结果均大于0.9,表明灯影组储层为显著的非均质储层。本研究成果可为该工区优质储层预测、开发设计及钻采工程施工等提供基础依据。

微电阻率成像测井缝洞有效性分析新技术在灯影组的应用

四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩储层溶蚀缝洞发育、非均质性强、测试产量变化大、控制因素复杂,常规测井在碳酸盐岩复杂溶蚀缝洞定量分析及有效性评价上具有很大的局限性。为了更好地进行储层评价,采用微电阻率成像测井缝洞有效性分析新技术对溶蚀缝洞进行有效性半定量-定量评价,可计算得到面孔率、孔洞面积及连通性指数等关键参数。该技术的优势在于可基于岩心刻度,通过人机互动的方式来约束门槛值的选取,从而去除电成像图像上泥质、黄铁矿、诱导缝及井壁崩落等信息的影响,只提取有效缝洞的信息。通过现场应用得出,缝洞有效性分析新技术能够较为准确地评价井筒附近溶蚀缝洞的有效性,高石梯-磨溪地区优质储层缝洞有效性分析结果与岩心特征吻合度较高。此外,还尝试将有效性参数与单井无阻流量作为输入,利用神经网络学习,进行无阻流量与缝洞有效性参数及储层厚度关系的探讨分析,形成了初步预测无阻流量级别的方法。

四川盆地震旦纪—早寒武世克拉通内裂陷地质特征

随着四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探取得重大突破,地质认识也有了新的变化,其中之一就是在川中高石梯一磨溪地区西侧发现了一个近南北向展布的负向构造带,但对其构造性质、边界特征与展布范围、沉积充填特征、形成时期与演化等方面的认识还存在着较多分歧。由于该负向构造带与安岳震旦系寒武系特大型气田的形成关系十分密切,因此有必要对其进行深入研究。通过分析该区震旦系—寒武系钻井资料和野外剖面观察,利用27 000 km二维地震资料和最新钻井资料(高石17井),结合该盆地区域构造背景,研究了绵竹—长宁克拉通内裂陷边界与展布、地层沉积特征和演化过程。结果表明:①该裂陷总体呈南北向展布,裂陷东边界陡,相对稳定发育,裂陷西边界缓且不同时期发育位置不同;②震旦纪灯二期末该裂陷表现为近似对称的坳陷形态特征,分布面积为3×10~4 km^2;③灯四期末其又表现为受裂陷东边界断层控制的东陡西缓的断陷形态特征,分布范围达8×10~4 km^2;④该裂陷演化分为震旦纪灯一期一灯二期坳陷雏形形成、灯三期—灯四期裂陷形成发育、早寒武世麦地坪期—筇竹寺期裂陷充填与沉降、早寒武世沧浪铺期—龙王庙期裂陷萎缩与消亡等4个阶段。结论认为:该裂陷两侧震旦系—寒武系天然气成藏条件优越,是该区今后的主要勘探方向。

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m^3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%-97.35%,乙烷含量为0.01%-0.29%;低氮（0.44%-6.13%）、低氦（0.01%-0.06%）,中—低含硫化氢为主（0.62-61.11g/m^3）。气藏压力由震旦系的常压（压力系数为1.07-1.13）逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压（压力系数为1.53-1.70）,气藏温度137.5-163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。

四川盆地高石梯—磨溪古隆起构造特征及对特大型气田形成的控制作用

应用四川盆地最新地质、地震、钻井及露头等资料,对高石梯—磨溪古隆起地质结构、地质演化进行研究,探讨安岳震旦系—寒武系特大型气田形成的控制因素。高石梯—磨溪古隆起为一主要与桐湾运动有关的近南北向巨型同沉积古隆起构造,其核部高石梯—磨溪地区震旦系灯影组顶面及相邻层系自震旦纪至今一直处于隆起高部位,并发育独立统一的巨型圈闭构造,其发育时期、地质结构、演化历史等构造特征明显有别于加里东期乐山—龙女寺古隆起。高石梯—磨溪古隆起控制安岳震旦系—寒武系特大型气田的形成与分布,主要表现为:古隆起西侧紧邻绵竹—长宁克拉通内裂陷寒武系麦地坪组、筇竹寺组烃源岩中心,且自身也发育震旦系灯影组和寒武系筇竹寺组烃源岩;控制了震旦系灯四段、灯二段和寒武系龙王庙组优质储集层的形成与展布;发育3套储盖组合,为震旦系—寒武系大规模古油藏原位裂解形成特大型气藏提供了条件。

四川盆地高石梯-磨溪地区灯影组热液白云石化作用

基于四川盆地高石梯—磨溪地区基本地质条件、白云岩矿物组合及地球化学特征,研究该区震旦系灯影组热液白云石化作用形成条件、存在证据、具体改造方式及作用时期。高石梯—磨溪地区是四川盆地灯影组气藏的重要勘探目标,区域地质上具备发生构造控制热液白云石化作用的基本条件:1拉张性基底断裂活动;2深埋藏热液储库;3上覆地层的覆盖和封堵。通过对区内灯影组岩心样品开展岩相学研究和地球化学(微量元素,碳、氧、锶同位素,包裹体均一化温度等)测试分析,据密西西比谷型(MVT)矿物组合和地球化学特征,认为区内灯影组白云岩地层内存在构造控制热液白云石化作用。区内热液白云石化作用主要是指热液流体对基质白云岩的改造,包括3种具体改造方式:1溶蚀与充填作用;2重结晶和新生变形作用;3水力压裂作用。热液白云石化作用推测存在多期,即晚震旦世—早寒武世、晚泥盆世和晚二叠世。

四川盆地高石梯—磨溪大气田稀有气体特征

以四川盆地高石梯—磨溪大气田为例，对震旦系灯影组、寒武系龙王庙组天然气稀有气体进行全组分含量和同位素检测，并判别其成因。高石梯—磨溪大气田天然气中稀有气体He含量高于大气中He含量1～2个数量级，其中灯二段天然气中He平均含量为512×10^-6，达到工业利用标准；而Ne、Ar、Kr、Xe含量相对较低，低于大气含量值。稀有气体全组分含量总体由震旦系灯二段、灯四段至寒武系龙王庙组逐渐降低。高石梯—磨溪大气田天然气中稀有气体^3He／^4He值总体为10^-8量级，^40Ar／^36Ar值总体为1024-9559，^132Xe相对过剩而^129Xe相对亏损，表明He、Ar、Xe均为典型壳源成因，且气田深部没有活动性强的深大断裂和通幔断裂，构造活动较为稳定。