Source Rock and Cap Rock Controls on the Upper Ordovician Wufeng Formation–Lower Silurian Longmaxi Formation Shale Gas Accumulation in the Sichuan Basin and its Peripheral Areas

Objective The Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation is one of the priority interval for shale gas exploration in the Sichuan Basin and its peripheral areas, and commercial shale gas has been discovered from this interval in Jiaoshiba, Changning and Weiyuan shale gas fields in Sichuan Province. However, there is no significant discovery in other parts of the basin due to the different quality of black shale and the differences of tectonic evolution. Based on the progress of shale gas geological theory and exploration discoveries, as well as the theory of ＂source rock and cap rock controls on hydrocarbon accumulation＂, of the Upper Ordovician the main controlling factors Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation shale gas enrichment in the Sichuan Basin and its peripheral areas were analyzed, and the source rock and cap rock controls on the shale gas were also discussed. The results can provide new insights for the next shale gas exploration in this area.

准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气成藏条件及勘探方向

为了明确准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气勘探方向,开展了煤层连井对比、井-震标定和地震资料解释以及煤层测、录井资料分析。研究结果表明:①准噶尔盆地侏罗系西山窑组和八道湾组煤层发育,厚度较大,分布稳定,其中西山窑组发育2~3层煤层,累计最大厚度为20 m,八道湾组发育2~4层煤层,累计最大厚度为29 m。煤岩含气性好,录井气测异常明显。②环东道海子凹陷内中下侏罗统煤系烃源岩为中等—好烃源岩,Ro为0.6%~0.8%,处于低成熟—成熟阶段,具有较好的生气能力;天然气碳同位素分析结果显示,煤层气亦可来源于深部高成熟腐殖型有机质。③研究区西山窑组煤岩为中—低孔、低渗储层,孔隙度为7.0%~20.8%,渗透率为0.32~8.67 mD;八道湾组煤岩为低孔、中—低渗储层,孔隙度为5.6%~7.8%,渗透率为2.30~13.83 mD;煤层夹于泥岩之间且煤层之上区域性泥岩盖层分布广泛,封盖保存条件好。④研究区存在凹陷区源内煤层气富集成藏和凸起区深部外源气富集成藏等2种模式。环东道海子凹陷煤层气勘探潜力较大,特别是凹陷北东方向斜坡区和凹陷北部斜坡—滴南凸起区。

塔里木盆地巴-麦地区古生界油气盖层动态演化评价

为实现动态评价经历过多旋回构造变动的海相油气盖层,基于塔里木盆地古生界大量盖层样品的实验测试结果和盖层空间分布特征分析,以地质演化为主线,综合考虑其宏观变化、物性演化、应力应变特征,探讨和重建自形成至今其封盖性能的演化过程。结果显示,巴-麦地区多期差异隆-拗演变对盖层封盖性能演化具有明显控制作用。在海西晚期,大部分地区石炭系泥岩盖层具有封油能力。但因差异抬升,埋深浅于2 100 m的西北区域为差盖层区。之后,石炭系泥岩盖层封盖性能在西北部不断变差,东南部变好。中-下寒武统膏盐岩盖层在早奥陶世开始具备封油能力。玉北地区西南部,在海西早期因埋深浅于其封闭能力形成的初始埋深1 230 m而评价为差盖层区。结合其他油气成藏条件,提出了石炭系巴楚组泥岩是重要的区域性盖层,多套盖层对油气聚集起控制作用。麦盖提斜坡、巴楚南缘构造带及隆起大型断裂带间的区域是油气好保存区。

柴达木盆地三湖地区储盖组合有效性对生物气富集的控制作用

柴达木盆地东部三湖地区是生物气富集区。但是,已发现的生物气不仅在不同构造间的分布极不均匀,同一气田不同储盖组合(按天然气、地层水特征划分的生物气储集单元,相当于气藏)生物气的富集程度也有很大差别。为了揭示储盖组合有效性对生物气富集的控制作用,计算了已发现气田各储盖组合的排替压力差和相对散失量,并将它们与生物气储量、单储系数进行了对比分析。结果发现:排替压力差较大的储盖组合其生物气富集程度高,反之则富集程度低;相对散失量较大的储盖组合生物气富集程度低,反之富集程度高。排替压力差与相对散失量是表征储盖组合有效性的定量参数,它们与生物气富集的关系反映了储盖组合有效性对生物气富集的控制作用。

琼东南盆地深水区新近系沉积特征与有利储盖组合

南海北部琼东南盆地具有准被动大陆边缘性质,其深水区具有较好的勘探前景。综合利用地震、钻井等资料,从层序地层研究出发,探讨了等时地层格架内新近系储层沉积特征,总结了浅水(陆表海)背景和深水(陆坡)背景下的储层沉积模式。根据储盖层沉积背景,并结合已有钻井资料,指出深水区新近系主要发育深水沉积和浅水沉积两大类型储盖组合:浅水背景储盖组合,包括梅山组—三亚组低位扇砂体+浅海相泥岩、梅山组生物礁灰岩+深海相泥岩;深水背景储盖组合,包括莺歌海组—黄流组浊积水道砂体+深海相泥岩、莺歌海组高位三角洲砂体+半深海相泥岩。在此基础上,提出了储层预测模式,并对其进行了初步评价。

基于遥感技术的滇池水域面积变化监测研究

利用遥感技术,以1992年TM,2000年ETM+,2006年ETM+,2011年ETM+,2012年ETM+,2013年ETM+6年的遥感影像为数据源,探讨昆明市滇池从1992年到2013年水域面积的变化.对6幅影像进行缨帽变化并通过波段比值法增强后设置相应的阀值提取水体边界,通过envi软件计算其面积,取得了很好的效果.

塔里木盆地台盆区三叠系层序地层研究和有利勘探区预测

以层序地层学理论为基础 ,综合利用岩心、录井、测井及地震资料 ,进行塔里木盆地台盆区三叠系层序地层学研究。识别出 5个以不整合面为边界的三级层序 ,层序Ⅰ、层序Ⅱ和层序Ⅲ位于下三叠统 ,层序Ⅳ相当于中三叠统 ,层序Ⅴ相当于上三叠统。层序Ⅰ由低位体系域、水侵体系域和高位体系域构成 ,低位体系域分布在塔中低凸起和满加尔凹陷中南部 ,塔中地区、满西 1井和满参 1井处为辫状河三角洲沉积 ,水侵体系域广布整个台盆区 ,为半深湖—深湖沉积 ,高位体系域仅保存在塔北隆起的低洼部位。层序Ⅱ由水侵体系域和低位体系域组成 ,主要为湖泊相沉积。层序Ⅲ分布在塔中低凸起和整个满加尔凹陷 ,为辫状河沉积。层序Ⅳ由低位体系域和水侵体系域构成 ,塔中地区为曲流河沉积 ,满加尔凹陷—塔北隆起为辫状河三角洲—湖泊沉积。层序Ⅴ由低位体系域和水侵体系域构成 ,为扇三角洲—湖泊相沉积 ,分布在塔北隆起和满加尔凹陷的北坡 ,塔中地区缺失。三叠系各层序的形成主要与构造运动、湖平面变化、物源供给有关。根据层序格架内沉积体系的分布规律及已知油气田的生储盖组合 ,预测塔北隆起草湖凹陷北部靠近轮台断隆处是发育扇三角洲储集层的有利部位 ,塔中低凸起西段的中、下三叠统辫状河三角洲分支河道砂体也是有利储集层?

华南陆缘南部三水盆地油气地质条件与有利勘探方向

三水盆地1958年开始油气勘探以来,发现了宝月、竹山岗两个小油气田,根据油气勘探及研究程度预测其石油和天然气地质储量分别为52.3×104 t和6513.5×104 m3。迄今为止,该区通过断断续续开发生产采出的油气数量尚不足其油气储量的10%,因此,三水盆地油气勘探开发尚有一定的潜力。通过全面分析该区油气地质条件,指出中下始新统布心组二段生油、布心组三段下部储油、布心组三段上部及上始新统西布组中下部为盖层所构成的生储盖组合为盆地最理想的油气成藏组合类型,其有利油气勘探方向依次为古近系油气勘探领域、"新生古储"的古潜山勘探领域和晚古生代-早中生代煤成气勘探领域。

海拉尔盆地贝尔凹陷潜山油气成藏特征

通过对海拉尔盆地贝尔凹陷上侏罗统布达特群潜山源岩、盖层和内部断裂系统等成藏地质因素的动态和静态研究认为,生油盖层、断层和裂缝、生烃凹陷、源岩断裂是该潜山油气成藏的四大主控因素:有效的区域性封盖层大面积呈中等级别的封盖,其主要分布在贝尔凹陷的中部和南部的二级构造带上;大量继承性的源岩断裂和裂缝与烃源岩的生排油时期在时间上匹配良好,并具有多期次的开启和闭合周期,在很大程度上决定了油气成藏的储集性能,并成为了油气成藏的主要运移路径和储集空间;生烃凹陷的位置则控制着油气藏的空间分布,其空间分布又决定了布达特群古潜山"新生古储、多源一储"的成藏模式。结论指出:盖层封盖条件较好的、油源附近的继承性源岩断裂区域应是下一步油气勘探的有利地区。

川东北元坝地区膏盐岩盖层分布特征

勘探已证实,川东北元坝地区海相碳酸盐岩地层中蕴藏着丰富的油气资源。目前元坝气田油气成藏研究成果丰富,但盖层研究相当薄弱。利用测录井资料,分析该区膏盐岩典型的测井响应特征,精细解释膏盐岩,统计不同层位的膏盐岩厚度。结果表明,元坝地区膏盐岩在纵向上主要分布在雷口坡组、嘉陵江组以及飞仙关组四段,其中嘉四-嘉五段和嘉二段厚层膏盐岩单层厚度和累计厚度最大;在平面上,这两套膏盐岩分布广泛,总体有西薄东厚,北薄南厚的特点,连续性好,厚度大,是区域优质盖层。

柴达木盆地三湖地区第四系低饱和度气层的成因机理

低饱和度气层广泛存在于柴达木盆地三湖地区第四系,测井响应特征的模糊性和多样性使其识别比较困难。结合沉积环境、构造特征、成岩和压实作用,分别从宏观和微观两方面研究低饱和度气层的成因机理。研究表明:宏观方面,造成该区气层饱和度低的主控因素为气藏圈闭构造幅度低,其次为弱水动力沉积条件和成藏时间晚;由于纵向上沉积环境、成岩和压实作用的差异性,其形成低饱和度气层的微观机理不尽相同,但粘土矿物含量、泥质含量和地层水矿化度的'三高',碳酸盐和黄铁矿的广泛分布为其共同特征。造成浅层气层饱和度低的主控因素为泥质盖层封盖能力的微弱性,而深层气层饱和度低的主控因素则为高束缚水饱和度。

洞庭盆地沅江凹陷油气成藏条件分析

洞庭盆地沅江凹陷古近系总体表现为一个北东向展布的东南断裂、西北超覆的断陷—断坳型准箕状凹陷。中、新生界主要为陆相洪积扇、洪泛平原、滨湖—浅湖—半深湖沉积的碎屑岩及少量蒸发岩。凹陷内有利烃源层为层序Ⅰ的湖侵体系域古近系沅江组暗色泥岩;白垩系—古近系陆相碎屑岩和沅江组碳酸盐岩是主要的储集岩;沅江组—新河口组大套泥质岩系是良好的区域盖层;在有利的油气聚集成藏区内发现了一批近油源的、构造较落实的圈闭。凹陷内具备一定的输导条件,发生过一定规模的油气生成、运移和聚集成藏过程,其中沅江组自生自储型裂缝型油气藏和上白垩统分水岭组—始新统汉寿组侧储型油气藏具有较好的油气勘探前景。

松南新区彰武断陷油气地质特征及成藏条件分析

利用3口钻井资料和新采集二维地震资料,对彰武盆地油气地质特征和成藏条件进行了综合分析。结果表明:沙海组和九佛堂组具备良好的生储盖条件和配置关系,发育自生自储式、下生上储式和上生下储式3套生储盖组合类型。良好的生储盖组合、断层侧向封挡、近源成藏是本区主要的成藏控制条件,构造-岩性油藏是主要的油藏类型。沙海组烃源岩有机质以ⅡB型为主,Ro值主要为0.5%～0.7%,处于低熟演化阶段;九佛堂组烃源岩有机质以Ⅰ型和ⅡA型为主,Ro值主要为0.7%～1.0%,处于成熟阶段。沙海组整体上属于中孔、低-中渗型储层,九佛堂组储层整体上属于低孔、特低渗储层。沙海组顶部泥岩构成区域盖层,九佛堂组顶部泥岩可作为直接盖层。九佛堂组邻近优质烃源岩、地层厚度大,成藏潜力更大,可以作为下一步勘探的优先目标。

亚诺斯盆地中部L区块Carbonera组油气成藏主控因素

L区块位于哥伦比亚亚诺斯盆地的前隆构造带以东的斜坡带上,其地层较平缓,圈闭规模小,油气分布不均,预测难度大。以亚诺斯盆地L区块勘探开发最新资料为基础,结合前人的研究成果,采用油气地质综合分析方法,探讨油气成藏主控因素,旨在指导下一步油气经济高效滚动勘探开发工作。研究结果表明,L区块Carbonera组的油气成藏主要受烃源岩、断层、盖层、储盖组合及圈闭的控制,且在油气成藏过程中,生烃中心控制着油气的富集及生物降解程度,断层控制着油气的分布,盖层的垂向封闭影响着油柱高度,多套储盖组合控制着油气藏的类型,圈闭的形态和大小则控制着油气藏的规模。

曙光—雷家地区隐蔽油气藏及其成藏动力学特征

为深化辽河西部凹陷曙光—雷家地区隐蔽油气藏勘探,根据油气勘探研究成果,结合隐蔽油气藏的分类,将研究区的隐蔽油气藏划分为前新生代潜山油气藏和古近系特殊岩性体油气藏两类。其中:前新生代潜山油气藏包括太古宇潜山油气藏,中、上元古界潜山油气藏及中生界潜山油气藏;古近系特殊岩性体油气藏包括碳酸盐岩油气藏,火山角砾岩油气藏及玄武岩油气藏。在综合研究曙光—雷家地区的地质背景、油气成藏条件及成藏过程的基础上,认为该区具有形成隐蔽油气藏优越的地质条件,如多期的构造运动、复杂的构造背景、充足的油源条件、封闭性良好的盖层和畅通、多样的油气疏导体系等。基于成藏动力学系统理论,探讨了隐蔽油气藏的动力学特征,确定古近系特殊岩性体油气藏属于自源封闭型成藏动力学系统,前新生代潜山油气藏属于它源半封闭型成藏动力学系统。研究结果表明,这两类隐蔽油气藏具有匹配良好的生烃、储层、盖层、圈闭、运移、聚集的石油地质动力学特征。

巴西桑托斯盆地油气成藏特征及主控因素分析

为了揭示巴西桑托斯盆地油气富集规律,指导下一步的油气勘探,结合地震、钻井等基础资料对该盆地油气成藏特征进行了综合分析,结果表明:1裂谷期湖相泥岩是盆地一套优质并广泛分布的主力烃源岩,成熟度整体呈现"东部成熟、西部过熟"的分带特征;2盐下湖相碳酸盐岩层系是盆地主要勘探领域,其中湖相微生物礁藻叠层石灰岩与生屑滩贝壳灰岩是主要的储层类型;3盐岩盖层发育四类构造样式并呈三带展布,从封盖作用上可以划分为西部薄盐-无盐通道区和东部厚盐封闭区;4盆地发育盐下、盐上两大勘探层系,其中盐下勘探层系主要位于东部厚盐封闭区,为盐下生盐下储成藏模式,而盐上勘探层系主要位于西部薄盐-无盐通道区,为盐下生盐上储成藏模式。综合分析认为,盐岩盖层厚度与烃源岩成熟度是该盆地油气成藏主控因素,具体表现为盐岩盖层厚度差异决定油气的成藏层系,而烃源岩成熟度差异决定油气藏类型;东部隆起带外带与中央坳陷带东部的盐下裂谷期勘探层系潜力较大,是未来勘探的2个有利区带。

基于盆地模拟的断盖配置研究——以塔里木盆地玉北地区奥陶系油气藏为例

断裂和盖层的相互配置是控制塔里木盆地西部玉北构造带深层油气富集的关键。首次采用盆地模拟的手段探讨了玉北深层油气断盖要素的不同配置关系及其对奥陶系油气富集的影响。对烃源岩热演化历史模拟显示该区下寒武统烃源岩从加里东晚期到燕山期一直处于成熟阶段,喜马拉雅期进入高成熟阶段,现今仍然具备较好的生烃潜力。断膏配置类型的动态模拟表明断裂和膏岩的相互作用是控制玉北深层盐上和盐下油气系统分布的关键因素,深层断裂的结构特征比侧向封堵性对油气运移影响更大。不同断盖组合控制了奥陶系油气的富集程度,其中未断穿型和弱断穿型断盖组合最有利,喜马拉雅期圈闭的保存条件对晚期次生油气藏的形成意义较大。综合认为玉北地区奥陶系发育“长期生油、断膏控注、断盖控聚”的成藏特征,基底卷入断裂和逆冲走滑的拼接程度是评价盐下油气富集的重要因素。论文采用的动态正演模拟方法为玉北地区及台盆区深层断控油气富集规律研究提供了新的思路和借鉴。