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。

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。

川东南涪陵地区五峰—龙马溪组硅质页岩的生物成因及其油气地质意义

为研究川东南地区五峰—龙马溪组富有机质硅质页岩的成因,选取川东南涪陵页岩气探区钻井岩心样品,采用X射线衍射(XRD)、光学显微镜、环境扫描电子显微镜和能谱仪开展了岩石的矿物组成、微观形貌和成分与结构特征研究。五峰组和龙马溪组下段页岩的矿物组成以石英为主,向上至龙马溪组中部和上部石英含量逐渐降低,黏土矿物含量明显增加。镜下观察到大量具清晰圈层状生长结构和针状结构的生物残体和碎屑,特别是在五峰组和龙马溪组下段尤为丰富,外观具有放射虫和海绵骨针的典型形貌特征。前者内部具有明显的圈层和外部裙边状结构,碎屑骨架与内部充填物质均为微晶石英;碎屑间更小粒级的石英颗粒则多呈不规则球状或椭球状,自形程度低,充填在矿物基质中,应属生物硅质溶解再沉淀形成的自生石英。后者则以较完整和碎屑两种形式呈分散状分布在矿物基质中。五峰—龙马溪组高丰度硅质生物及其硅质重结晶产物的存在,为该段硅质页岩的生物成因提供了直接证据,具有古生产力恢复、水体沉积环境追溯、微观孔隙结构和岩石力学分析等多方面重要的油气地质意义。

碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例

四川盆地中二叠统茅口组一段(以下简称茅一段)以往一直都被视为一套碳酸盐岩烃源岩,未有针对性地对其开展储层评价与测试工作。近年来,借鉴非常规天然气的勘探思路,借助于兼探井对川东南涪陵地区茅一段进行测试并获得了工业气流。为了进一步弄清该区茅一段的天然气勘探潜力,基于野外剖面实测、钻井系统取心以及实验室分析化验等资料,对其沉积特征、天然气成藏条件及主控因素等进行了研究。研究结果表明:①涪陵地区茅一段气藏源储一体,天然气主要富集在黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中;②储集空间主要为粒缘孔(缝)、成岩收缩孔(缝)、有机质孔和裂缝;③孔隙以纳米级孔为主,主体孔径为5~50 nm,介于页岩储层与常规储层之间,并且非均质性强;④气藏具有源储共生、岩性控藏、大面积层状分布的特点,表现为两段式油气差异富集——"早期层内近源富集"与"晚期层间泄压调整";⑤外缓坡相带中伴随阵发性上升流沉积的黑灰色富有机质细粒灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础,黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育,良好的保存条件是天然气成藏的关键,裂缝发育有利于天然气的富集高产。结论认为,该区茅一段是一种特殊类型的气藏——碳酸盐岩烃源岩气藏,并且具有较大的天然气勘探潜力,已有多口井获气;该类气藏的发现,不仅拓展了四川盆地天然气勘探的领域,而且还可以为中国南方其他地区的天然气勘探提供借鉴。

深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m^3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。

彭水地区五峰—龙马溪组页岩热演化史及生烃史研究——以PY1井为例

利用盆地模拟软件BasinMod 1－D，选用古地温梯度法，采用镜质体反射率正演法厘定彭水地区各时期构造剥蚀量及古地温梯度。结果表明，该区自晚古生代以来古热流经历了低—高—低的变化过程，其古地温梯度具有相同特征；志留纪—中二叠世古地温梯度平均值约为2．5～3．0℃／hm；晚二叠—早白垩世古地温梯度平均值约为3．0～3．5℃／hm；早白垩世末期以来，古地温梯度平均值介于2．0～2．5℃／hm；加里东期、印支期构造抬升剥蚀量不足500 m，燕山、喜马拉雅运动构造抬升剥蚀量可达4300 m。成烃史研究表明，彭水地区五峰—龙马溪组页岩早泥盆世进入生油门限，在晚二叠—晚三叠世进入生油高峰，在早侏罗世进入生气期，中侏罗世进入过成熟生干气阶段。后期燕山、喜马拉雅运动，致使地层抬升、剥蚀，研究区页岩气保存条件将成为下一步勘探的研究重点。

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。

川东南涪陵地区长兴组层序地层及沉积相演化特征

在川东南涪陵地区长兴组沉积构造背景认识的基础上,以Vail的经典层序地层学和Cross的高分辨率层序地层学理论方法为指导,采用野外露头、岩心及测井等多种分析手段,通过对层序界面、相序、叠置结构、测井曲线等的综合识别分析,将川东南涪陵地区长兴组划分为2个三级层序。进一步研究了涪陵地区层序格架内长兴组沉积相垂向及平面上的分布情况,并在此基础上,从层序演化的角度研究了长兴组沉积时期礁滩体的分布情况。研究结果表明:长兴组下部三级层序海侵体系域(TST)时期涪陵地区礁滩体不发育,高水位体系域(HST)时期礁滩体较发育;上部三级层序沉积时期礁滩体均有发育,TST时期礁滩体的发育规模明显小于HST时期的礁滩体规模。

丁山地区龙马溪组页岩气保存条件分析

川东南丁山地区地质构造复杂,通过对丁山地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合地球物理手段获得的页岩埋深、压力、顶底板条件等综合分析,对丁山地区五峰-龙马溪组页岩气藏的保存条件进行了研究。参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。结果表明,丁山地区以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。丁山断褶构造的斜坡带及向斜构造部位断裂较少,埋深适中,地层压力较大,顶底板稳定连续,保存条件较好,是进一步勘探开发的重点地区。

川东南涪陵地区长兴组气藏成藏特点

为了进一步明确涪陵地区长兴组台地边缘礁滩相气藏的展布规律,寻找有利钻探目标,在前期长兴组沉积相研究的基础上,通过对已钻井的综合分析,从地质背景、储层特征、成藏过程和成藏主控因素4个方面对涪陵地区长兴组台地边缘礁滩相气藏成藏规律进行了探讨。认为涪陵地区长兴组台地边缘相带发育礁滩储层,具有形成岩性气藏的良好条件,长兴组礁滩气藏成藏具有"近源、岩性控藏和晚期调整"的特点,主要受到烃源岩、台地边缘沉积相带展布和晚期构造运动等因素的影响。

农村村委会换届选举中的问题与对策——以四川省资中县A村为例

四川省东南地区资中县A村村委会换届选举存在准备不足、操作不规范、投票率低、乡镇干预等突出问题,这些问题的产生有经济、制度、文化等深层次原因。针对上述问题,应规范和完善村委会选举应转变农村经济发展方式,完善法律制度,加强农村文化教育和选举宣传动员,创造有利条件吸引优秀人才回到农村。

川东南丁山地区五峰组—龙马溪组页岩气藏“六性”特征

川东南丁山地区于晚奥陶世—早志留世发育一套富有机质泥页岩,已钻井资料揭示该区具有良好的页岩气勘探开发前景,但探井的试气效果具有较大差异。通过放射性元素测井、有机地球化学分析、岩心描述、全岩X射线衍射、扫描电镜分析、物性测试、现场含气性测试等方法,探究川东南丁山地区五峰组—龙马溪组页岩的沉积环境,以及气藏的有机地化特性、含气性、岩性与矿物组分、脆性(可压裂性)、物性、非均质性(各向异性)等"六性"特征。研究结果表明:在放射性元素中,Th/U值小于7,V/Ni值大于1.0,V/(V+Ni)值大于0.56,表明为海相缺氧还原环境;岩性自上而下总体由灰黑色含粉砂质灰岩、泥岩递变为黑色缺氧富含碳质和笔石泥页岩,脆性矿物含量、总有机碳含量、镜质组反射率及含气量均呈递增趋势,页岩底部的岩石脆性指数大于50%,总有机碳含量大于2%,镜质组反射率大于2%,含气量大于3 m^3/t,有机质类型以Ⅰ型干酪根为主,总体处于高成熟晚期—过成熟产气阶段;无机质孔的孔隙度普遍小于有机质孔,不同地层条件下垂向渗透率远小于横向渗透率;缺氧闭塞的还原环境是有机质富集的基础,良好的保存条件是页岩气成藏的关键。

川东南平桥地区寒武系洗象池群多元复合成藏过程及其勘探启示

深层海相碳酸盐岩油气成藏普遍具有多源多期的特征,复杂成藏过程的准确剖析对油气的高效勘探具有重要的指导意义。为了确定川东南平桥地区寒武系洗象池群油气成藏过程,针对多期次储层孔洞缝充填物,开展了阴极发光、元素和同位素、流体包裹体捕获古温压和沥青激光拉曼光谱等分析测试。研究结果表明:储层多期矿物充填序列表现为第一世代白云石、第二世代方解石和晚期石英;沥青广泛分布于基质白云岩溶孔及第一世代白云石晶粒间,同时白云石发育沥青包裹体和气包裹体;第二世代方解石捕获了原生和次生甲烷包裹体。碳、氧、锶同位素和稀土元素分析表明成岩矿物流体来源以储层流体为主,方解石形成与有机流体参与相关。储层沥青和沥青包裹体的热成熟度Ro主要分布于2.90%~3.59%,结合与沥青包裹体伴生的盐水包裹体均一温度及烃源岩生烃史,推断沥青来源于下寒武统筇竹寺组液态烃充注洗象池群后热裂解干气阶段伴生的焦沥青。方解石中原生甲烷包裹体捕获压力集中分布于55.8~81.7 MPa(捕获温度198~203℃),指示埋藏期液态烃热裂解干气阶段压力系数为1.06~1.56,具有中等超压特征;次生甲烷包裹体捕获压力分布于42.1~65.0 MPa(捕获温度为150°~155℃),指示抬升期五峰组-龙马溪组页岩气泄压供烃阶段压力系数为0.94~1.45,仍保持有中等超压特征。平桥地区寒武系洗象池群存在埋藏期下寒武统筇竹寺组液态烃充注和原位裂解气成藏与抬升期五峰组-龙马溪组页岩气泄压供烃成藏的多元复合成藏过程。多元复合成藏模式为寻找寒武系洗象池群风险勘探目标提供了新的方向和思路。

川东南涪陵地区凉高山组凝析油气藏特征及成因

川东南涪陵地区下侏罗统凉高山组凝析气藏流体性质复杂,多井测试气油比差异大。利用原油色谱质谱、天然气组分、碳同位素、流体包裹体等资料,明确了原油及天然气基本特征,以天然气组分经验计算法及PVT流体相态模拟实验综合确定了气藏性质及相态。在此基础上,探讨凝析气藏特征及成因。结果表明,凉高山组天然气藏主要为无油环凝析气藏,原油及天然气以Ⅱ_(2)型干酪根成熟阶段生成的原生型凝析油气为主,局部地区可能存在原油裂解气。烃源岩热演化程度及现今压力系统的差异是造成油气藏性质差异的主要原因,成藏时期的相对深埋区与现今相对高压区的叠合区,是下一步勘探的有利目标。

四川盆地东南缘林滩场地区上奥陶统五峰组-龙马溪组页岩气储层甜点预测

中国石化西南油气分公司2017年在四川盆地东南缘林滩场完钻的探井林页1井,证实林滩场构造在奥陶纪末—早志留世处于深水陆棚有利相带,页岩气形成条件较好。为进一步落实该区勘探开发潜力,实现五峰组-龙马溪组页岩气的商业突破,对林滩场进行区域构造和沉积特征分析。在大量基础地质实验数据分析的基础上,优选总有机碳(TOC)含量、有效孔隙度(POR)和含气量(GAS)作为地质甜点评价参数,脆性指数(BI)和水平主应力差作为工程甜点评价参数,地层倾角、断裂影响和地层压力作为保存条件评价参数。利用叠前反演求取地震弹性参数(纵横波速度比、密度和泊松比),通过岩心样品测试分析数据、储层地质岩性特征以及储层岩石物理分析,建立储层评价参数与地震弹性参数之间的定量关系,根据定量关系利用叠前反演CRP道集内岩性信息的AVO特征,对各项页岩储层评价参数进行平面预测,最终优选出林滩场页岩气有利目标区。应用地质-测井-地球物理一体化方法对页岩储层甜点区做出精准平面预测,对实现川东南盆缘复杂构造区页岩气勘探开发一体化具有重要的指导意义。

川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩气藏中的超压作用

中国南方海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组高产页岩气藏普遍发育超压,为分析超压对于页岩气藏的作用,选取川东南涪陵页岩气田典型钻井进行了系统解剖研究。超压是页岩气藏良好保存条件的直接表征,其中,有机质热演化生烃增压是造成该地区异常高压的主要因素;涪陵焦石坝主体龙马溪组页岩气高产层段地层均发育超压,页岩储层孔隙度高、含气量高。超压对页岩气藏的影响:一方面,超压能减缓作用在岩石骨架上的有效应力,使页岩储层保存相对较高的孔隙度,超压可形成页岩超压微裂缝,提高页岩储集层的渗流能力,同时超压意味着地层能量高,游离气含量高,页岩气藏含气性更好;另一方面,超压降低了作用在页岩储层的有效应力,同时超压微裂缝的发育有利于页岩压裂改造.

古海相致密碳酸盐岩储层描述技术——以川东南涪陵南部地区飞仙关组三段鲕粒灰岩为例

针对涪陵南部低钻探程度区,以层序地层、沉积相等研究为主,地震参数为辅的技术思路开展储层描述。基础研究表明,涪陵南部地区与鄂西渝东建南地区处于同一个缓坡高能沉积相带内。利用层系地层学建立飞三段鲕滩发育模式,结合前人对飞三段鲕滩储层响应特征描述、建南地区jian35井飞三段鲕滩储层地震响应特征分析及模型正演,开展研究区飞三段鲕滩储层响应特征分析,总结出涪陵南部飞三段鲕滩储层具有叠置迁移的"亮点"响应特征。进一步结合地震相、地震属性及地震反演,落实出涪陵南部飞三段鲕滩储层有利分布区。

渝东南地区民间手工艺荣昌陶瓷文化创意产品设计研究

文章通过对渝东南地区非物质文化遗产荣昌陶瓷的实地调研,以荣昌陶瓷为设计对象,将荣昌陶瓷文化的教育性、传承性、审美性等多个特征因素灵活运用于文化创意产品设计中,采用实地调研法、访谈法以及文献法,围绕建立以特色资源为根本的文化创意产品价值链,让设计赋能地域资源,以此推动地区民间手工艺的传播和发展。

川东南灰岩地区陡高边坡的地貌演化研究——以重庆市金佛山甄子岩为例

【目的】四川盆地东南部灰岩陡高边坡十分发育,研究其地貌演化规律有助于推动防灾减灾学科的发展。【方法】以南川金佛山甄子岩为例,用地貌学方法分析了该地区地貌演化过程。【结果】甄子岩地貌具有阶梯状层状地貌特征,存在两级显著的夷平面,两级陡崖短期内局部后退,较长时间尺度表现为两级陡崖平行后退。由软、硬岩性组合的的两级陡崖上发育了大量的危岩,由于多因素影响,侧向卸荷、软、硬岩组合及外力地质作用使甄子岩陡崖上危岩体形成具有3种典型结构面,即水平状原生结构面、顶部坡肩卸荷拉裂面及底部软、硬岩界面的拉裂面,使危岩体具有类砌体结构面特征,其破坏具有塔状压裂座溃破坏、板状倾倒式破坏及塑流-拉裂破坏3种典型破坏模式。新构造运动、长江水系归并重组的过程中对川东南的地貌进行了明显的改造,在外力地质作用下加剧陡崖边坡的演化。【结论】研究成果为进一步研究灰岩陡崖演化的力学机制提供重要的科学依据。