Hydrocarbon accumulation conditions and exploration targets of the Sinian Dengying Formation in the Southeastern Sichuan Basin

No breakthrough has been made in petroleum exploration of the Sinian Dengying Formation in the southeastern Sichuan Basin as the major factors controlling the hydrocarbon accumulation of the Dengying Formation have not been well established,including the development period and distribution of the platform margin,the effectiveness of the source-reservoir combination and the reliability of the Cambrian pre-salt structural trap.Based on the interpretation of seismic data and hydrocarbon-source correlation,the distribution of the platform margin of the Sinian Dengying Formation in the southeastern Sichuan Basin was mapped.Moreover,the gas source rocks of the Dengying Formation were clarified according to geochemical characteristics of fluid inclusions,and the pre-salt structures were further confirmed by seismic forward modeling and experiments of prestack depth migration.Results showed that the sedimentary facies of the 4th member of Dengying Formation in the southeastern Sichuan Basin was platform margin of gentle slope type.The platform margin reservoir of the Dengying Formation and the Lower Cambrian source rocks constitute a favorable source-reservoir combination.The carbon isotope characteristics of gas in fluid inclusions indicate that some of the oil/gas in the Dengying Formation were contributed by the Doushantuo Formation source rocks.As the difference in seismic velocities between carbonate rocks and gypsum/salt beds may cause a reduction in the amplitude of pre-salt structures,the low-amplitude structures identified on current seismic profiles are underestimated instead of overestimated.Accordingly,the Sinian structural traps are confirmed to develop in the deep pre-salt sequences in the low-steep anticline belt,southeastern Sichuan Basin.On the basis of the above new understanding,we propose two types of hydrocarbon migration modes for the Sinian Dengying Formation in southeastern Sichuan Basin,including lateral migration of hydrocarbons generated from the Cambrian Qiongzusi Formation and vertical migration of hydrocarbons derived from the Sinian Doushantuo Formation.Lithologic traps at the platform margin and pre-salt structural traps within the platform are favorable targets for natural gas exploration.

Characteristics and genesis of shoal facies reservoir of the Lower Ordovician Tongzi Formation in southeastern Sichuan Basin,China

The Lower Ordovician Tongzi Formation containing abundant shoal sediments is the most promising stratum for the petroleum exploration in the Sichuan Basin.However,the current studies mainly focus on the central part of the Basin,the systematic analysis of the southeastern part with well-developed shoal facies is lacking.This paper aims to clarify the characteristics and genesis of the Tongzi Formation reservoir in Southeastern Sichuan Basin,following an analysis of sedimentary facies within the sequence stratigraphic framework.The research shows that the main types of reservoir rocks are oolitic,intraclastic and bioclastic dolostones.And the reservoir spaces consist mainly of intergranular(dissolved)pores,intercrystalline(dissolved)pores,intragranular dissolved pores and fractures.Among them,intergranular pores account for the highest proportion,which is followed by intragranular dissolved pores.In addition,most throats are necking and flaky which mainly connect intergranular and intercrystalline pores,respectively.The diagenetic sequence shows that penecontemporaneous karst well improved the porosity of the reservoir in the early-stage although the cementation and compaction reduced parts of pores.The reservoir formation is associated with the tectonic-depositional settings,diageneses and terrigenous contamination.Paleohighlands and submerged uplifts,forming in the early Ordovician amalgamation between Yangtze and Cathaysia blocks,accumulated shoal sediments as the material basis for the reservoir formation.Penecontemporaneous karst forming intragranular dissolved pores and the dolomitization aiding grainstones to resist the pressure solution are the key to increasing porosity and preserving pores.The absence of terrigenous contamination prevented intergranular pores from being strongly cemented,which resulted in the reservoir difference between the central and southeastern Sichuan Basin.The study can be used as a reference for the further exploration of Ordovician petroleum in the Sichuan Basin and other regions owning similar geological settings.

Research about distal-basin shallow-river fluvial-dominated delta mode of Xiaoheba formation of Silurian of Southeastern Sichuan Basin and thinking about oil and gas exploration

Through precisely measured data of field outcrops,wells logging data and samples analytical data in the research area,it is considered that the topography of the sedimentary period of Xiaoheba formation is relatively flat,the water flow is shallow and wide and the fluctuation is frequent,the supply of source is abundant,and it has favorable sedimentary conditions to forming shallow-river fluvial-dominated delta.The delta in the research area is a distal-basin sedimentary,and due to multiple branches and long extension of the river channel,there are large area of delta front sand deposits with fine grained development,high maturity and underwater environment existed within the research area.The Xiaoheba formation in the Jiannan-Fuling three-dimensional seismic region has the obvious characteristics of strong peak progradation reflection.Based on the above analysis,the sedimentary mode of shallow-river fluvial-dominated delta of Xiaoheba formation of Southeastern Sichuan Basin is established and the reservoir forming conditions are discussed.It is considered that the Xiaoheba formation has excellent hydrocarbon source,high-quality reservoirs and effective migration channel.This research has certain guiding significance for the next stage of tight marine clastic rocks oil and gas exploration of Southeastern Sichuan Basin.

Three dimensional velocity structure and accurate earthquake location in Changning–Gongxian area of southeast Sichuan

In order to understand the crustal structure and tectonic background of the Changning–Gongxiang area, southeastern Sichuan Province, where a series of moderate-to-strong earthquakes occurred in recent years, we utilized the seismic phase data both from a local dense array and from the regional seismic networks;we used the tomoDD program to invert for the high-resolution three-dimensional velocity structure within the depth range of 0–10 km and for accurate hypocentral locations in this area. We analyzed the seismogenic structures for the events of Xingwen M5.7 in 2018 and Gongxian M5.3 and Changning M6.0 in 2019. The results show that:(1) widespread lateral inhomogeneity exists in the velocity structure of the study area, and the location of the velocity anomaly is largely consistent with known structures. In the range of distinguishable depth, the inhomogeneity decreases with increasing depth, and the velocity structure anomalies in some areas are continuous in depth;(2) earthquakes occurred in clusters, showing the characteristics of zonal folding trends in the NW-SE and NE-SW directions;the focal depth in the area is generally shallow in both the sedimentary cap and the crystalline basement. The seismogenic structures of small earthquake clusters are different in size and occurrence in different sections, and the clusters occurred mostly in regions with high P-or S-wave velocities;(3) synthesis of a variety of data suggests that the seismogenic structures of the Xingwen M5.7 and Changning M6.0 earthquakes are associated with slip faults that trend NW-SE in, respectively, the south wing and the axis of the Changning–Shuanghe anticline, while that of the Gongxian M5.3 earthquake is associated with thrust faults that trend N-S in the Jianwu syncline region. The dynamic sources of the three earthquakes are all from the SE pushing of the Qinghai–Tibet block on the Sichuan basin;(4) the risk of future strong earthquakes in this area must be reevaluated in light of the facts(a)that in recent years, moderate-to-strong earthquake swarms have occurred frequently in southeast Sichuan;(b) that the complex structural area exhibits the easy-to-trigger characteristic, and(c) that the small-scale faults in this area are characterized by the phenomenon of stress "lock and release".

川东南永川地区龙马溪组页岩储层构造裂缝特征及期次演化研究

天然裂缝发育特征和形成期次对川东南复杂构造区页岩气成藏具有重要意义,且对页岩储层压裂改造效果及高产的控制作用明显。目前对川东南远离盆缘的深层页岩气区块内不同力学成因天然裂缝的特征及形成演化尚缺乏系统研究,制约了盆内深层页岩气的高效勘探开发。基于野外露头、钻井岩心、薄片、地球化学测试及磷灰石定年等资料对永川地区龙马溪组页岩储层构造裂缝特征及形成期次开展了研究。结果表明,龙马溪组页岩主要发育构造成因的中高角度剪切缝,低角度顺层滑脱裂缝和垂直张性缝,此外岩心上可见有非构造成因的层理缝、生烃超压缝以及位于主干断裂部位的热液溶蚀缝。纵向上受矿物组成影响裂缝发育程度由深至浅逐渐降低,平面上受构造影响,在背斜核部或翼部陡坡区裂缝密集发育高角度、组系优势明显且纵向贯穿程度大的裂缝,而平缓区发育低角度、小尺度且组系杂乱的裂缝。研究区裂缝先后经历了燕山晚期—喜马拉雅早期(86~47 Ma)、喜马拉雅中期(47~24 Ma)、喜马拉雅晚期至现今(24 Ma至现今)3期构造运动而形成,不同演化阶段的裂缝发育和充填特征差异明显。第一期,构造裂缝主要为NWW-NNW向共轭剪切裂缝,裂缝多被纤维状方解石和少量石英脉体充填,均一温度介于220~250℃;第二期构造裂缝为NW-NNW向共轭剪切裂缝,同时背斜区形成NE向垂直张性裂缝与高角度剖面剪切缝,裂缝被拉长块状方解石或石英脉体充填,均一温度介于180~210℃;第三期构造裂缝为单独的NE-NEE向压扭性裂缝,同时改造前期形成的裂缝主要被块状方解石、石英脉体充填,均一温度介于140~180℃,这一时期地层抬升导致温度下降明显,裂缝充填性变弱,形成的裂缝不利于页岩气保存。与裂缝形成的地质力学环境进行匹配,构建了永川地区页岩储层3期构造裂缝发育演化模式。该研究有利于深化川东南地区龙马溪组深层页岩储层裂缝演化规律的认识,为页岩气富集和保存条件研究提供借鉴。

川东南地区寒武系洗象池组碳、氧同位素特征及其意义——以贵州吼滩剖面为例

川东南地区寒武系洗象池组碳酸盐岩普遍发生白云石化,且缺乏生物化石,长期以来在地层对比与划分方面未形成统一认识。本研究在野外剖面和岩石学特征观察分析的基础上,对川东南地区中—上寒武统洗象池组41个碳酸盐岩样品进行了碳、氧同位素分析。结果显示,研究区洗象池组以泥晶—细粉晶白云岩为主,含少量残余砂屑白云岩、粗粉—细晶白云岩;样品的δ18 O值分布在-11.05‰~-8.29‰范围,平均为-9.67‰,δ13 C值介于-2.29‰~1.36‰之间,平均为-0.73‰,且δ18 O值和δ13 C值无明显正相关性,基本保留了同期海水的原生碳、氧同位素组成。分析表明,中—晚寒武世洗象池期川东南地区整体处于海相环境,其中中—晚期盐度相对早期盐度整体略微升高,海水温度分布在15.2℃~27.5℃,属于温暖或炎热的亚热带气候。SPICE(steptoean positive carbon isotope excursion)事件在吼滩剖面有很好的可对比性,可与全球其他地区进行对比,反映一次全球范围的海退事件。此外,通过对比川东南地区吼滩剖面与太和1井和渝东北地区利1井的碳同位素特征,认为渝东北地区盐度相对川东南地区较高,洗象池期盐盆地由川东南向渝东北演化,对于寻找盐类矿床和油气地质具有重要意义。

川东南地区典型走滑断裂带特征及断控缝洞型储层发育潜力

受中小尺度基底走滑断裂带内部构造破裂作用控制,塔里木盆地顺北地区发育典型的断控缝洞型储层,近年来已于多条断裂带实现勘探突破。近期研究发现,四川盆地川东南地区NW向基底断裂也具有典型的走滑作用特征,需进一步针对是否发育断控缝洞型储层进行分析。本文基于连片三维地震资料,从基底走滑断裂几何学和运动学特征入手,对比分析塔里木顺北地区与川东南地区典型走滑断裂带附近不同时期地层变形特征。同时根据走滑断裂运动方向、不同构造层断裂活动的同步性分析,结合构造背景还原川东南地区基底断裂形成演化过程,并与顺北地区进行对比。最终参考顺北地区已证实的储层地震反射特征,对川东南地区典型走滑断裂带附近地震异常进行梳理,综合分析储层发育潜力。分析认为,川东南地区NW向基底走滑断裂带相关几何学、运动学特征参数与顺北地区类似;顺北地区经历多期同向叠加走滑作用,涪陵地区走滑断裂经历3期不同性质的活动。此外川东南地区也可识别出与顺北地区典型储层对应的地震反射特征,综合认为涪陵地区典型走滑断裂带断控缝洞型储层发育潜力较大,綦江地区也具有一定发育潜力。

陆相页岩储集层含水饱和度测井计算方法——以川东南复兴区块凉高山组为例

陆相页岩储集层具有低孔特低渗特征,其黏土矿物含量高,岩石组成变化快,地层非均质性强,利用传统阿尔奇公式及常规数理统计模型计算的含水饱和度误差大。为提高陆相页岩储集层含水饱和度计算精度,以川东南复兴区块下侏罗统凉高山组页岩为例,分析了现有含水饱和度测井计算方法的局限性,阐述了利用阵列声波测井中的纵横波时差与测井密度组合重构的复合波阻抗计算含水饱和度的可行性。在此基础上,提出了陆相页岩储集层含水饱和度计算方法。该方法考虑了岩石矿物的影响,有效避开了电法测井和非电法测井的局限性,提高了适用性。在川东南复兴区块多口井凉高山组页岩储集层的应用效果好,计算得到的含水饱和度与岩心分析含水饱和度较吻合,绝对误差为1.3%~2.2%,满足测井评价要求。

川东南南川区块龙潭组深部煤层气成藏特征及勘探前景

四川盆地东南缘南川区块Y2井直井自喷日产气1.3×104m^(3),获四川盆地东南缘深部煤层气勘探战略突破。为了系统揭示南川区块深部煤层气富集高产规律,通过区域地质、测试、化验及生产资料,从煤岩煤质、孔裂隙发育特征、含气性、可压性入手,开展深部煤层气成藏特征及勘探潜力评价。结果表明:研究区深部煤储层全区稳定分布,厚度在1.5~4.2 m,镜质体随机反射率Rran在1.6%~2.2%,为高镜质组含量、低灰分煤层,为煤层气成藏提供了物质基础;煤储层为“微孔-微裂隙”型储层,微孔占比达78.4%,其比表面积贡献达95%,利于煤层气吸附与保存,微裂隙发育,利于压裂改造及气体渗流;煤层具有“高含气量、富含游离气”的特征,总含气量12~37m^(3)/t,深部煤层气游离气占比一般在24%~36%,吸附临界转换深度在1500m左右;深部煤层水平应力差异系数小,煤体结构好,顶板为良好的应力隔档,天然裂缝与最大主应力夹角小,具有良好的可压性;丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜是川东南深部煤层气勘探的有利区带。研究成果对川东南深部煤层气勘探具有重要的指导作用,也可为全国类似盆地深部煤层气勘探提供借鉴。

青藏高原东南部-川西地区夏季小时极端降水事件特征研究

利用2005-2020年6-8月109个测站的小时降水资料,分析了高原东南部-川西地区(28°N-33°N、90°E-105°E)夏季小时极端降水事件的年降水量、发生次数、降水强度和持续时间等指标的时空分布,并进一步探讨了高原东南部-川西地区夏季小时极端降水事件的降水量、降水强度和降水频率的日变化特征。结果表明:高原东南部-川西地区夏季小时极端降水事件的小时极端降水阈值、年降水量、降水强度和持续时间均具有高原东南部地区小、川西地区大的特点,但发生次数反之。高原东南部地区夏季小时极端降水事件的年降水量、发生次数和持续时间整体均呈随时间增加的趋势,但川西地区夏季小时极端降水事件年降水量、发生次数也呈增加的趋势,而持续时间在川西地区的变化并不显著。高原东南部-川西地区夏季小时极端降水事件降水量、降水强度和降水频率的峰值时间呈现自西向东延迟的分布,川西地区的峰值时间比高原东南部地区分别延迟了3h、4h和2h,这种延迟特征在6月降水强度方面最为明显,川西地区比高原东南部地区延迟了11h。然而,高原东南部地区和川西地区小时极端降水事件降水量、降水强度和降水频率的峰值时间均未表现出显著的年际变化。

川东南地区寒武系洗象池群储层成因及分布规律

四川盆地寒武系洗象池群勘探历史悠久,但勘探程度相对较低。川东南地区PQ1井在洗象池群测试获得工业气流,揭示了寒武系洗象池群具有良好的勘探潜力。结合钻井与野外露头等资料,依据全球可对比的确定等时界面与岩性、电性界面,可以将洗象池群划分为4个四级层序,分别对应洗一段—洗四段。川东南地区洗一段—洗二段沉积期继承早期隆凹相间的地貌格局,以填平补齐作用为主;洗三段—洗四段沉积期沉积地貌差异小,地层厚度变化小,为相对稳定浅水沉积。川东南地区洗三段—洗四段沉积于陆表海潮坪环境,具有向上变浅的沉积旋回频繁叠置的特征,可划分为潮下带—潮间带沉积序列与潮下带—潮间带—潮上带沉积序列2种类型。川东南地区洗象池群储层单层厚度小,非均质性较强,储集空间以晶间孔、晶间溶孔和裂缝为主。储层发育受沉积作用、溶蚀作用与晚期构造作用三方面因素的控制。潮间带浅滩是川东南地区洗象池群储层发育的基础,受准同生期溶蚀与埋藏期溶蚀作用的影响形成主要储集空间,晚期构造作用改善储集性能,形成相对优质储层。

四川盆地东南缘下寒武统牛蹄塘组页岩高氮气含量成因机制

相比于五峰组—龙马溪组,四川盆地东南缘牛蹄塘组页岩在上扬子贵州、湘鄂西—渝东南等地均存在着数量不可忽视的高氮气含量页岩气井(氮气含量大于60%),这不仅为油气勘探带来巨大风险,同时也将对开采工作造成一系列的技术性难题。据此,笔者在掌握了靶区内目标层系页岩气成藏机理和相关数据分布特征的基础上,提出了“沉积环境—有机质热解—保存条件三要素耦合”的高氮气含量成因机制与地质模式,以期为后续资源评价和开发部署等工作提供具有建设性的指导意义。

川东南地区龙马溪组页岩孔隙结构全孔径表征及其对含气性的控制

页岩气主要赋存于页岩孔隙中,研究页岩孔隙结构特征是深入认识页岩气富集机理的关键。通过CO2吸附、N2吸附、CH4等温吸附和高压压汞实验,对川东南地区龙马溪组页岩的孔隙结构进行了全孔径表征,并阐明了孔隙结构对页岩含气性的控制作用。页岩的微孔（〈2.0nm）、中孔（2.0~50.0nm）和宏孔（〉50.0nm）都十分发育,且分布特征变化较大。在孔体积方面,中孔提供的孔体积最多,约40.8%,其次是微孔,约34.7%,宏孔的孔体积最少,只提供24.5%。在孔隙比表面积方面,微孔占有绝对优势,约提供76.87%,其次是中孔,约23.05%,宏孔只有0.07%。中孔和微孔提供了页岩中主要的孔体积,控制了游离气的含量。微孔的比表面积与CH4最大吸附量具有很好的正相关关系,且提供了页岩中主要的比表面积,控制了吸附气的含量。宏孔提供的孔体积和比表面积在页岩中不占优势,对吸附气和游离气含量的影响较弱,但可作为页岩气渗流的主要运移通道。因此,明确页岩的微孔、中孔和宏孔的分布特征,尤其是微孔对页岩中吸附气和游离气富集的贡献,对页岩气勘探与开发具有重要指导意义。

页岩气储层孔隙特征差异及其对含气量影响

运用氩离子抛光＋扫描电镜和氮气吸附法对渝东南地区龙马溪组的24个页岩样品和川东南地区须家河组10个页岩样品孔隙进行测试,探讨页岩的孔隙特征差异及其对含气量的影响。研究发现,其孔隙类型主要包括有机质孔、矿物粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、矿物层间解理缝和微裂缝等;孔隙形态多为不规则,多呈开放状态;孔隙结构较复杂,纳米级有机质孔丰富,主孔位于2~10 nm。须家河组页岩样品以无机中大孔和微裂隙为主。有机质孔发育差异原因可能是由页岩的有机质类型本身化学分子性质差异造成,也可能是具有催化生气作用的无机矿物或元素与有机质赋存关系差异造成。数理统计结果显示,孔隙类型并不是含气量大小的主控因素,TOC是页岩气藏最本质因素。须家河组页岩中孔隙结构主要受无机矿物影响;龙马溪组页岩样品的TOC是比表面积和孔径为2~10 nm孔发育的本质因素,提供页岩气主要的储存空间。伊利石是孔径为2~10 nm孔发育的重要影响因素,也是提供页岩气存储空间的重要物质。

川东南—鄂西渝东地区下古生界页岩气勘探前景

中上扬子地台发育2套重要的海相深灰色—黑色页岩,分别为下寒武统牛蹄塘组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组,主要由富含黄铁矿、有机质或生物化石的黑色炭质页岩组成,厚度大、分布广。牛蹄塘组页岩有机质演化程度高、埋藏相对较深、钻井无天然气显示;龙马溪组页岩有机质演化程度相对中等、埋藏深度适度、钻井天然气显示丰度高,特别是志留系其它粉砂岩层段可产工业性气流。因此,下志留统页岩更有利于研究区页岩气的勘探和开发,更加适合作为中国南方页岩气战略先导区的重点目标勘探层位。总体上,两套页岩在川东南—鄂西渝东地区出露范围广,有利于针对页岩展开相关研究,特别是背斜和向斜的翼部区是页岩气勘探最为有利的地区。

四川盆地东南部中、下寒武统膏岩盖层分布特征及封盖有效性

通过野外剖面、钻井剖面的精细对比,结合宽带约束的地震资料反演,对四川盆地东南地区中、下寒武统膏岩盖层的分布特征进行了研究,并在四川盆地及周缘构造演化的基础之上对中、下寒武统膏岩盖层的封盖有效性进行了探讨。四川盆地东南地区中、下寒武统膏岩连片分布,呈北东向展布,发育两个膏岩厚度中心,膏岩展布和圈闭分布完全匹配。在加里东期和印支期,四川盆地东南地区中、下寒武统膏岩层未遭受破坏,能够有效封盖震旦系古油(气)藏;在燕山期和喜马拉雅期,则膏岩层遭受破坏,失去了对丁山-林滩场地区古油(气)藏的封盖作用。同时指出,七跃山断裂以西地区膏岩层在后期构造运动中未被完全破坏,能够对盐下油气藏起到封盖作用,是川东南地区寒武系盐下的有利勘探区带。

黔北—川东南志留系层序格架下的沉积体系演化特征及有利区带预测

黔北—川东南志留系受加里东运动抬升剥蚀仅残留中、下统地层,通过大量钻井及野外露头资料的沉积学研究,应用层序地层学方法,划分出8个三级层序,其中下志留统龙马溪组2个(SSQ1～SSQ2),石牛栏组或小河坝组2个(SSQ3～SSQ4),中下志留统韩家店组4个(SSQ5～SSQ8),识别出三角洲、陆棚、碳酸盐台地3类沉积体系,在等时地层格架中探讨了各沉积体系特征及其平面展布。通过层序地层划分对比及有利沉积相带研究,指出了两类有利储集层:一类为台地浅滩相和台地前缘斜坡相礁滩型生物灰岩、颗粒灰岩储层,主要发育于石牛栏期三级层序SSQ3和SSQ4的高位体系域,纵向上分布于石牛栏组中、上部,横向上分布于研究区南部叙永—习水—观音桥一带;另一类为浅水陆棚碎屑岩储层,主要发育于小河坝期三级层序SSQ4高水位体系域,横向上分布于南川—石柱—利川等地。

四川盆地东南部茅口组古岩溶特征及识别

以野外观察结合地球化学方法可以对四川盆地东南部茅口组的古岩溶进行较好的识别。该区茅口组主要发育四种类型的古岩溶,分别为沉积期岩溶、表生期岩溶、埋藏期岩溶和褶皱期岩溶,这四种类型的古岩溶在宏观特征、微观特征、包裹体均一温度、阴极射线下及碳同位素和锶同位素上都表现出了一定的差异性,这些差异性综合起来可作为研究区茅口组不同类型古岩溶的识别标志。沉积期岩溶具有发育规模小,以选择性溶蚀为主及在阴极射线下不发光的特征;表生期岩溶发育规模大,且主要出现在茅口组的中上部,可见大量的方斑及溶塌角砾,溶蚀孔洞充填物以中-粗晶方解石为主,局部可见少量渗滤砂,阴极射线下发暗褐色光或暗橙红色光,或两者共有而具环带结构,胶结充填物的碳同位素介于0.26‰～3.43‰之间,锶同位素介于0.7044～0.7049之间,包裹体均一温度为57～65℃;埋藏期岩溶发育规模不大,溶蚀孔洞中的胶结充填物被有机质侵染严重,常与残存的沥青共存,胶结充填物多为细-中晶方解石,阴极射线下发暗褐色光,碳同位素介于-1.44‰～-0.92‰之间,锶同位素介于0.7037～0.7049之间,包裹体均一温度为108～135℃;褶皱期岩溶的发育具有普遍性,常以裂缝或与裂缝沟通的方斑或裂缝溶蚀扩大缝的形式出现,溶蚀孔洞充填物以细-中晶方解石为主,阴极射线下不发光或发暗褐色光,碳同位素介于1.58‰～4.07‰之间,锶同位素介于0.7050～0.7082之间,包裹体均一温度为58～110℃。正确判断不同区域的古岩溶类型,对理解储层的形成机制及油气勘探部署具有重要的意义。

川东南龙马溪组页岩的矿物组成与微观储集特征研究

通过岩石学特征、矿物组成、微观孔隙和力学性质等分析,对川东南地区龙马溪组页岩的矿物组成与微观储集特征进行了综合研究。研究结果表明,龙马溪组页岩主要由石英和黏土矿物组成,平均含量分别为36.07%和41.55%,碳酸盐岩含量较低,平均9.92%,底部石英含量最高,向上含量降低,黏土含量增加;页岩中硅质含有丰富的生物碎屑,表明主要为生物成因。页岩主要发育有机质孔隙和无机矿物孔隙,后者的粒缘微裂缝较发育,而粒内和粒间孔隙相对较少。页岩中石英含量与页岩孔容呈正相关关系,表明生物来源硅质的孔隙对页岩总孔隙有重要贡献,生物来源硅质的存在也提高了页岩脆性,有利于储层的后期压裂改造。

川东南志留系龙马溪组页岩储层微孔隙结构及连通性研究

采用CT扫描、聚焦离子束扫描电镜、氩离子抛光—场发射扫描电镜、透射电镜等技术，对川东南志留系龙马溪组页岩进行了微孔隙结构及连通性分析，提出了4种页岩孔隙结构类型：（1）粒间微孔，存在于矿物颗粒之间，数量较少；（2）粒内微孔，分布于粒间分散有机质中及与球状黄铁矿共生的有机质中，少量见于黏土片间的微孔隙；（3）粒缘隙，存在于分散有机质颗粒及矿物颗粒周缘；（4）层（页）理缝，基本平行于页岩沉积层理较大的微裂隙。有机质纳米孔隙呈蜂窝状，呈正态分布，互相连通，孔隙直径主要在30～90 nm之间；孔隙喉道呈单曲线形，喉道宽度主要在7～20 nm之间；层（页）理缝约占页岩孔隙体积的1％～2％，是页岩的优势渗滤通道。微孔隙主要分布于有机质中，是页岩气的主要储集空间，粒缘隙形成页岩连通网络，层（页）理缝为页岩的主要渗滤通道，提出“纳米孔储集、粒缘隙连通、页理缝渗滤”的页岩气连通与流动模式。