含海泡石层系泥质灰岩中自生黏土矿物的类型、组成与成岩演化过程--以川东地区中二叠统茅口组茅一段为例

通过野外露头剖面实测和岩心观察,结合薄片鉴定、氩离子抛光、X射线衍射、扫描电镜、能谱分析和激光剥蚀元素面扫描等方法,对四川盆地东部地区中二叠统茅口组一段(简称茅一段)含海泡石层系泥质灰岩中自生黏土矿物类型、产状及其组成进行了分析,明确黏土矿物的成岩演化序列,建立黏土矿物沉积-成岩演化模式。研究表明,川东地区茅一段在富Si^(4+)、Mg^(2+)的凉水文石海中沉淀自生海泡石矿物,形成含海泡石层系;在埋藏成岩过程中,自生黏土矿物会经历两条可能的演化序列:①早成岩A期到中成岩A_(1)期,在普遍缺乏Al^(3+)的浅埋藏环境中,海泡石维持稳定状态;中成岩A_(2)期,自生海泡石开始演化为斯蒂文石;中成岩B_(1)期演化为无序滑石;中成岩B_(2)期至晚成岩期,最终演化为滑石,形成了茅一段主要的自生黏土矿物成岩演化序列“海泡石—斯蒂文石—无序滑石—滑石”。②早成岩A期,风暴和上升洋流携带的Al^(3+)参与成岩过程,微量海泡石向蒙脱石演化,部分蒙脱石继续演化为绿泥石;早成岩B期至中成岩A_(1)期,部分蒙脱石演化为伊/蒙混层;中成岩A_(2)期至中成岩B_(2)期,伊/蒙混层向伊利石发生演化,至晚成岩期全部转化为伊利石,由此形成茅一段次级自生黏土矿物成岩演化序列“海泡石—蒙脱石—绿泥石/伊利石”。含海泡石层系泥质灰岩中自生黏土矿物的类型与演化具有两方面的油气地质意义:①海泡石吸附和聚集大量有机质,有效提升茅一段烃源岩的品质和生烃潜力。②海泡石向滑石演化过程中形成大量有机质孔和黏土收缩孔(缝),同时释放富Mg^(2+)成岩转化流体,使凹陷内或凹陷边缘区的灰岩发生白云石化,在中二叠统形成自生自储和(旁)下生(侧)上储型的源储配置新模式,提高了油气成藏效率。

四川盆地东部地区二叠系茅口组孤立浅滩的发现及天然气勘探潜力

中二叠统茅口组长期以来一直是四川盆地天然气勘探的重点层系之一,茅口组天然气勘探开发先后以四川盆地南部地区岩溶缝洞型石灰岩储层和四川盆地中部地区滩相白云化储层为主要目的层系。为了寻找并落实茅口组下一个天然气勘探方向,在勘探程度相对较低的四川盆地东部(以下简称川东)地区开展了大量基础研究工作,在重新梳理地层格架的基础上,对茅口组沉积、储层及成藏条件进行了系统分析,指出了该区孤峰段硅质岩下茅二下亚段孤立浅滩的存在,最后明确了茅口组天然气的勘探潜力。研究结果表明:(1)川东地区在茅口组孤峰段事件性硅质岩沉积之前,宣汉—万州地区茅二下亚段发育碳酸盐岩孤立浅滩,面积可达6500 km^(2);(2)在宣汉—万州地区茅二下亚段发现了滩相基质孔储层,其中发育于茅二下亚段底部的孔隙型白云岩储层厚3~12 m,发育于茅二下亚段中上部的孔隙型石灰岩储层厚5~18 m;(3)川东地区茅口组滩相储层成藏条件优越,其中烃源岩主要为下伏上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组厚层页岩,且与烃源岩沟通的断裂发育,区域盖层主要为孤峰段硅质岩及吴家坪组海相泥岩、页岩,保存条件良好。结论认为,川东地区茅口组孤立浅滩的发现和良好的成藏组合条件,将进一步加快该区天然气勘探开发进程,茅口组大面积分布的高能浅滩有望成为下一个天然气勘探开发重要领域。

四川盆地茅口组一段缝洞充填物特征及成因——以A1井为例

近年来,四川盆地二叠系茅口组一段不断取得天然气发现,其泥灰岩的储集空间成因机制已成为关注的问题之一。厘米级缝洞型储集空间是茅口组一段新发现的储集空间类型之一,相关研究尚未公开报道。以四川盆地A1井为例,在岩心观察描述基础上,通过显微岩石学、碳氧同位素、锶同位素与微量元素的对比分析,研究了缝洞充填物特征及成因。茅口组一段缝洞中方解石胶结物与泥灰岩基质具有相似的碳氧同位素与锶同位素分布特征,表明方解石主要来源于围岩的溶解再沉淀;与泥灰岩相比,缝洞方解石胶结物的变价元素(V、Cr、U、Mo)、稀土元素(REE)含量降低,而微营养元素(Ni、Cu、Zn)含量升高,揭示了在此过程中微量元素的差异性迁移规律;方解石与泥灰岩基质的Mn与Sr含量的差异性变化特征揭示了成岩流体的海水亲缘属性,进一步表明其与大气淡水、深部热液流体无关。晚侏罗世以来的侧向构造推覆挤压力,形成了川东南地区滑脱断层及相关褶皱体系,在此过程中可能导致了茅口组泥灰岩变形并产生了厘米级裂缝空间。泥灰岩在后续压实—压溶作用(包括侧向压溶)等形成的成岩流体为缝洞石英和方解石胶结物提供了物质来源。

川南威远地区二叠系茅口组一段泥灰岩储层特征及其发育主控因素

四川盆地南部威远地区的二叠系茅口组一段(下文简称茅一段)勘探程度较低,根据早期的钻井资料所进行的铸体薄片和氩离子电镜分析认为,滑石孔缝为最主要储集空间,滑石化作用对储层贡献最大。而最新钻井实物资料显示,茅一段泥灰岩储层的储集空间类型及储层成因与前期的认识有较大偏差,因此,需要进一步明确该区茅一段泥灰岩储层发育主控因素。通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、氮气吸附—脱附、氩离子抛光扫描电镜和孔隙定量表征,从定性和定量的角度剖析了茅一段泥灰岩主要储集空间和储层类型,结合总有机碳(TOC)含量测定、稀土元素分析以及全岩X衍射等手段,明确了该套储层发育的主控因素。川南威远地区茅一段优质储层发育在泥灰岩中,为一套低孔、低渗裂缝—孔隙型泥灰岩储层,主要发育Ⅲ类储层,少量为Ⅱ类储层;储集空间以溶蚀孔、有机质孔和滑石孔缝为主,孔隙发育与TOC含量具有较好相关性,滑石化作用、白云岩化作用和硅化作用并未产生明显的次生储集空间,对孔隙贡献不明显;泥灰岩储层受早期溶蚀作用、沉积相和有机质丰度共同控制,早期溶蚀作用是泥灰岩溶蚀孔缝形成的关键,内缓坡浅水环境的高初级生产力和高有机质沉降率为有机质孔形成提供了物质基础。该认识可为盆地内相似油气储层的勘探部署提供理论支撑。

川东红星地区二叠系茅口组页岩气勘探突破及富集主控因素

四川盆地二叠系页岩气具有良好的成藏条件和勘探潜力,继二叠系吴家坪组获得勘探突破后,将低勘探程度层系——茅口组“高灰”页岩气作为重要的勘探接替方向。利用HYM-1等井的岩心、测录井和分析化验资料,系统开展茅口组页岩气藏条件与富集特征的研究,认为茅口组四段一亚段页岩具有高碳、高灰、高孔隙度、高含气性、高杨氏模量、薄储层、多夹层的“五高一薄一多”的典型地质特征;与五峰组—龙马溪组等页岩相比,茅四段页岩碳酸盐矿物含量更高、黏土矿物含量更低,储集空间类型以有机质孔为主,无机孔较少,孔隙度平均4.27%,整体表现为高孔隙度;茅四段一亚段平均含气量为4.96m^(3)/t,具备较高的含气量。综合分析认为,富藻高碳页岩的发育、良好的储集能力和保存条件,以及页岩储层的可压裂性,是茅四段页岩气富集高产的主控因素。

储层预测技术应用于合川–潼南地区下二叠统茅口组勘探

四川盆地川中合川–潼南地区下二叠统栖霞、茅口组薄层灰云岩由于自身的沉积相带及岩溶古地貌差异导致储层非均质性强、厚度差异大、物性较差、埋藏深且跨度大等因素,给大庆油田的川渝勘探团队带来困难。海相碳酸盐岩缝洞处理技术近年来已经成为了四川盆地储层预测的热点与亮点。单井高保真保幅宽频处理、古地貌岩溶精细刻画、有利沉积储层相带预测以及均方根振幅属性储层反演预测等多维度地震储层处理技术是川中地区勘探方向的突破口。宽频成像精度是储层预测技术对地震资料高保真高保幅考核的重要指标。储层地震资料解释方面,以精细描述云岩储层为目标,综合考虑断裂、岩溶等因素,预测有利区和优选目标。在断裂对储层的控制作用、沉积对储层的控制作用、成岩对储层的控制作用、岩溶对储层的控制作用研究基础上(四元控储);结合典型 + 井解剖、储层–预测,划分有利区带,优选有利井位目标。对合川–潼南地区茅二段白云岩、灰云岩储层进行精细解释与优选,优选出了10个白云岩、灰云岩储层风洞体发育区,该有利区指导了合川潼南研究区勘探部署,新钻井结果获得了超过15口百万方以上的预探井,为提交千亿方天然气探明储量提供了扎实的地震勘探技术,也为下一步合川 + 潼南地区常规油气勘探开发及综合地质研究提供了有力的技术支撑和勘探启示。

川东南地区中二叠统茅口组三段白云岩成因机理

白云岩是四川盆地海相层系最为重要的天然气储层类型之一,也是深层碳酸盐岩油气勘探的重点,白云岩成因机理的研究是预测深层优质白云岩储层分布的基础。通过川东南地区茅口组三段白云岩露头、岩心、薄片等资料,结合碳氧同位素、锶同位素、稀土元素等研究了白云岩的成因机理。川东南地区茅三段白云岩可分为层状粉晶白云岩、层状细—中晶白云岩以及鞍形白云石胶结物。层状细—中晶白云岩是最主要的白云岩类型,未受热液影响的该类型白云岩δ^(18)O_(VPDB)值为-7.04‰~-6.08‰,与泥晶灰岩相似,^(87)Sr/^(86)Sr比值为0.707 550~0.707 740,处于同期海水范围值内,主要成因为准同生—埋藏期封闭局限海水渗透回流白云岩化;受到热液影响的该类型白云岩δ^(18)O_(VPDB)值为-7.33‰~-7.11‰,与泥晶灰岩相比略微偏负,^(87)Sr/^(86)Sr比值为0.707 950~0.708 171,高于同期海水。层状粉晶白云岩未明显受到热液影响改造,其成因与上述未受热液影响的层状细—中晶白云岩一致。而溶洞、裂缝中的鞍形白云石胶结物则是热液流体直接沉淀或重结晶所形成,具有较高的^(87)Sr/^(86)Sr比值(均值0.707 970)、明显偏负的δ^(18)O_(VPDB)值(均值-7.32‰)以及Eu的正异常。从层状粉晶白云岩、层状细—中晶白云岩到鞍形白云石胶结物,呈现出一种受控于封闭局限海水到热液流体的梯度性变化,研究区内的白云岩是由多期次流体、多次成岩作用的结果。

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素,恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料,采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算,并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示,对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明:①四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合,仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世,上扬子地台内部沉积稳定,构造运动较弱,沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。②研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0~120m,其中北部剥蚀最强烈,如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置,向东南方向剥蚀强度逐渐减弱,地势逐渐降低;剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部,代表了岩溶古地貌地势的最低位置,整体呈现北部高,南部低,东北部最低的地貌格局。③研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度,可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地貌单元,其中岩溶斜坡易形成良好的储集空间,为油气圈闭的形成奠定了良好的基础,是下一步有利勘探方向。

川西北下二叠统茅口组古构造演化与控藏作用

利用钻井、测井、岩心、野外剖面和地震等资料,开展川西北二叠系茅口组成藏期古构造恢复及控藏作用研究。研究表明:川西北茅口组台缘滩和台内滩发育,寒武系和二叠系烃源岩在区内分布较广;晚二叠世茅口组顶古构造整体呈“南高北低”格局,发育NW—SE向的低幅隆起;早中三叠世该古构造转变为“西高东低”格局,剑阁地区形成了面积较大的古构造圈闭;早侏罗世该古构转变为“东高西低”格局,构造高点向东迁移至九龙山地区,后经喜山期调整为盆地边缘高,中部地区凹陷的格局。流体包裹体均一温度的分析表明,茅口组存在4期油气运移。结合区域生烃演化史,研究认为:晚二叠世茅口组台缘带是原油运移的有利区,早中三叠世形成的剑阁地区古圈闭能够较好地捕获油气,晚三叠世天然气主要向NE方向的剑阁、九龙山和元坝地区形成的低幅度背斜圈闭运移,喜山期天然气进一步向高部位聚集并调整形成现今气藏。剑阁—柘坝场的台缘带与烃源岩和古构造的匹配关系好,具有较大的天然气勘探潜力。

川西南地区中二叠统茅口组一段沉积微相特征及有机质富集模式

为了研究四川盆地中二叠统茅口组一段(茅一段)沉积微相和有机质富集规律,开展了岩石学、沉积微相分析。将川西南乐山沙湾剖面茅一段划分为生物碎屑含灰泥岩(MF1)、生物碎屑泥灰岩(MF2)、生物碎屑含泥灰岩(MF3)、灰泥灰岩(MF4)、生物碎屑粒泥灰岩(MF5)、钙藻粒泥灰岩(MF6)、生物碎屑泥粒灰岩(MF7)和钙藻泥粒灰岩(MF8)共8个沉积微相。结合沉积古环境及地球化学分析认为:①茅一段早、中期,主要发育MF2沉积微相,其次为MF7和MF8沉积微相。该期整体为海侵、缺氧环境,发育上升洋流,初级生产力较高。中、晚期主要发育MF6、MF7和MF8沉积微相,为相对海退环境,含氧量略有上升,上升洋流强度减弱,初级生产力下降。末期以MF2沉积微相为主,含氧量略有上升,初级生产力增强。②茅一段的有机质富集主要受海洋初级生产力与缺氧环境的调控,同时受上升洋流的间接影响。较高的初级生产力与较低的含氧量有利于有机质富集与保存。上升洋流可带来深层营养成分,从而增强海洋初级生产力。③MF2与MF7沉积微相在区域上稳定分布,且具有较高初级生产力和较低含氧量沉积环境,是茅一段有机质富集的有利沉积微相。

川东地区茅口组储层特征及主控因素

为阐明川东地区茅口组储层特征,厘清储层发育的主控因素,基于野外露头、钻井岩心以及大量测井资料,开展了川东地区茅口组储层特征研究。结果表明:1)亮晶颗粒灰岩、颗粒云岩与细—中晶白云岩为川东地区茅口组主要储集岩;2)溶洞与裂缝在石灰岩和白云岩中均有发育,孔隙主要分布于细—中晶白云岩中;3)茅口组储层主要分布于茅二a,b亚段,平面上受到颗粒滩及断裂带的控制;4)颗粒岩为茅口组储层提供了物质基础,是形成储层的最重要因素,断裂系统决定了储层的最终分布,表生期岩溶以及白云石化作用形成了大量储集空间,是改善储层质量的关键。研究认为,邻水—丰都一带沿15#基底断裂分布的茅二a,b亚段地层中的颗粒滩可以作为重点勘探开发目标。

川西南自贡地区二叠系茅口组 储层裂缝特征及期次演化

四川盆地自贡地区二叠系茅口组海相碳酸盐岩储层裂缝普遍发育,对储层的储集性能、渗流规律和油气富集具有重要影响。综合利用岩心、薄片、成像测井及分析测试等资料,明确裂缝成因类型及发育特征,分析裂缝形成时间,确定裂缝形成期次。结果表明:自贡地区茅口组海相碳酸盐岩储层发育构造剪切裂缝、构造张性裂缝、水平层理缝和成岩缝合线;构造剪切裂缝为茅口组储层主要裂缝类型,以NEE和NNE走向为主,裂缝倾角介于20°~80°,延伸长度小于60 cm,充填程度较低,有效性较好;结合分析测试资料确定自贡地区茅口组储层裂缝形成于3期构造运动:第1期为海西晚期-印支早期,在华南板块顺时针运动派生的SW向应力作用下,发育少量剪切裂缝,裂缝多被矿物充填,属于裂缝次要发育时期;第2期形成于燕山晚期-喜山早期,在江南雪峰隆起产生的NW向应力作用下发育大量构造裂缝,是研究区裂缝主要形成时期;第3期为喜山晚期,裂缝形成于印度洋板块碰撞产生的NEE向挤压应力下,且裂缝多无充填,有效性较好。通过上述裂缝相关研究,为研究区有利勘探区带确立提供了依据。

川东地区中二叠统茅口组沉积微相与环境演变——以重庆市武隆区羊角剖面为例

近年来,川东地区中二叠统茅口组持续发现工业气流,研究该区域茅口组的沉积微相与环境演化对油气勘探具有重要意义。以重庆市武隆区羊角剖面为研究对象,在野外沉积特征观察的基础上,通过岩石薄片鉴定及地球化学分析,研究了沉积微相及该地区茅口组的沉积环境演化特征。研究表明羊角剖面茅口组主要发育5种沉积微相。茅口组下部主要为含生物碎屑泥晶灰岩和泥晶灰岩沉积微相,是水体能量低的较深水环境下的沉积产物。茅口组中部以亮晶生物碎屑灰岩、泥晶生物碎屑灰岩、生物碎屑泥晶灰岩和生物碎屑泥晶灰岩为主,亮晶生物碎屑灰岩的出现表明高能的沉积环境,水体较浅。茅口组上部以泥晶生物碎屑灰岩、生物碎屑泥晶灰岩和含生物碎屑微晶灰岩为主,此时水体再次变深。茅口组下部δ^(13)C_(carb)值较低,平均3.00‰,中-上部δ^(13)C_(carb)值主要在4.00‰以上。显示茅口组一段为缺氧环境,随后氧化性增强转换成贫氧环境,茅口组沉积晚期再次回到缺氧环境。川东地区茅口组沉积微相特征及海平面变化受冰期影响,全球海平面下降是沉积环境转变的主控因素,浅水沉积环境是高能颗粒滩发育的有利地质条件,高能滩发育是川东地区茅口组中-上部优质储层形成的主要原因。

四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶刻画及预测

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术,对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明:①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带,茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制,储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高,为岩溶作用供水区域,是相控岩溶发育的有利位置;溶丘平原地貌相对较低,为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带,研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位,并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围,研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育,最大厚度为28m。

川东—川北地区二叠系茅口组沉积演化及其油气地质意义

近年来,四川盆地二叠系茅口组的勘探思路和布井原则由原来的“占高点、沿长轴”转变为以寻找滩相孔隙型规模储层为目标,并取得了新突破,使其成为了勘探热点层系,这就需要详细的沉积演化研究来支撑。川东—川北地区是茅口组构造—沉积分异最为明显,也是勘探潜力较大的区域。对茅口组386口钻井的测井资料进行系统梳理,并利用野外剖面和钻井取心进行沉积相分析,结合测井曲线与沉积相,分析研究区茅口组的沉积演化。研究认为,川东—川北地区茅口组一段到茅口组二下亚段总体为碳酸盐缓坡,地层厚度和沉积相总体受川中古隆起的影响,局部发育低能滩;茅二上亚段到茅三段转变为具有镶边性质的碳酸盐台地,地层厚度和沉积相带展布转变为北西—南东向,自西向东依次发育台地相、台缘带、斜坡和陆棚相,台缘带发育高能滩相。研究区茅口组沉积期相对海平面总体经历了两次升降过程,对应地层分别为茅一段到茅二下亚段和茅二上亚段到茅三段。受区域海平面升降、区域构造活动以及碳酸盐台地类型的控制,茅一段到茅二下亚段缓坡发育具有岩溶和云化的滩相储层;茅二上亚段到茅三段海槽内发育潜在烃源岩,是非常规油气勘探潜在有利区,而海槽西侧则发育具重要勘探价值的规模性台缘带高能滩。

贵州遵义沙坝沟地区茅口组硅质岩-粘土岩沉积建造成因研究

贵州遵义地区中二叠统茅口组中上部发育特殊的硅质岩-粘土岩沉积建造,其对区域沉积作用、构造及古地理演化具有重要的指示意义。本文以遵义沙坝沟地区中二叠统茅口组中上部沉积建造为研究对象,通过野外剖面观察、岩石学、矿物学及地球化学手段分析硅质岩、粘土岩的物源及成因。硅质岩-粘土岩沉积建造见厚层-块状构造、角砾状构造、条带状构造及气孔状构造。结合微量元素及稀土元素特征,认为该硅质岩-粘土岩沉积建造形成于大陆边缘的氧化环境中,硅质岩具有典型的热水沉积成因,粘土岩为热水物质与陆源物质混合成因,与中二叠世茅口中晚期地幔柱活动具有显著的成因联系。

四川盆地栖霞组——茅口组沉积储层特征及勘探领域

二叠系栖霞组—茅口组是四川盆地天然气勘探的重点层系,为了寻找栖霞组—茅口组未来天然气勘探的重点方向,在大量钻井、野外露头、测井、地震及地球化学数据等资料分析的基础上,针对四川盆地栖霞组—茅口组的沉积储层关键地质问题进行了研究,并对勘探领域进行了梳理分析。结果表明:(1)四川盆地栖霞—茅口期主要为台地沉积体系,可以划分为3个层序。除川西台缘带之外,盆内川中—川东地区栖霞组—茅口组在三级层序高位域发育多期高能浅滩,总面积超过4×10~4km~2。(2)栖霞组—茅口组主要储层为孔隙-孔洞型白云岩、岩溶缝洞型灰岩以及微孔-微缝型泥灰岩。其中,孔隙-孔洞型白云岩是近期勘探的主要储集岩类型,栖霞组白云岩主要分布在川西广元—北川—雅安—峨眉一带,茅口组白云岩主要分布在宣汉—万州、广元—剑阁地区以及剑阁—广安—丰都一带。(3)四川盆地栖霞组—茅口组天然气勘探可划分为4个现实领域及2个潜在领域。其中,川北—川中—川东茅二段白云石化滩带是目前中二叠统天然气增储上产最重要的现实勘探领域,而川东茅二下亚段孤立白云石化浅滩有望成为未来最重要的勘探领域之一。

蜀南自贡地区茅口组岩溶储层成因及地震预测方法

近年来,四川盆地下二叠统茅口组大量非构造圈闭钻井获得高产,证实了岩溶储层是茅口组岩性气藏的一个重要控制因素。但岩溶储层的成因及地震响应特征尚不明确,不同地区的岩溶储层预测方法不尽相同。通过对蜀南自贡地区茅口组构造特征、地层特征和岩溶储层地震响应特征研究,得出以下5方面认识:①台内滩相是岩溶储层发育的物质基础,自贡地区茅口组台内滩相主要在茅三段和茅二b段发育;②东吴运动差异抬升是研究区岩溶储层的主控因素;③断层形成于茅口组沉积之后,茅口组顶部岩溶储层受后期局部持续风化控制,茅口组内部岩溶储层受后期断层改造控制;④距茅口组顶距离不同,岩溶储层地震响应特征不同,茅三段表层型岩溶储层物性与茅口组顶部波峰振幅呈负相关,茅二b段内幕型岩溶储层物性则与茅口组内部波峰振幅呈正相关;⑤表层型岩溶储层在平面上不依赖断层且具有一定规模。

川中-蜀南地区茅口组岩溶储层油气成藏条件与有利区带预测

四川盆地茅口组早期勘探一直聚焦蜀南和川东高陡构造带及裂缝发育区,近年来老井复查揭示川中-蜀南地区非构造高部位,特别是斜坡-向斜区的油气显示活跃,但是斜坡-向斜区油气储层分布及发育模式认识不清,区域茅口组岩溶储层油气勘探部署方向不明确。利用岩心观察、CT成像、测井解释、地震预测等方法,针对川中-蜀南地区茅口组岩溶储层开展攻关。结果表明:茅口组发育2套颗粒滩体,下部茅二段b亚段颗粒滩发育一种受水平潜流带控制的岩溶储层新类型,即孔隙-孔洞型,与茅口组上部茅二段a亚段至茅三段颗粒滩发育的裂缝-孔洞型岩溶储层一起,构成了川中-蜀南地区茅口组的有效岩溶储层;茅口组岩溶储层经历了3期油气充注过程,具有“现今背斜构造区早期规模富集、晚期差异调整,斜坡-向斜区原位保存”大面积成藏的特点;结合关键成藏期古地貌、颗粒滩体和现今构造,最终优选威远—古蔺一带附近茅口组2个有利勘探区带,同时建议油气勘探目标可从传统的仅为上部的裂缝-孔洞型岩溶储层类型拓展到上下2套储层兼顾,特别是不发育断裂且构造稳定的向斜区,新发现的孔隙-孔洞型碳酸盐岩储层是茅口组油气勘探的新领域,本研究可为四川盆地茅口组油气勘探提供新的思路。

四川盆地不同地区二叠系茅口组缝洞粗晶方解石碳氧同位素差异及其古岩溶环境意义

茅口组缝洞型储层是四川盆地重要的天然气产层。为认识这些缝洞的形成环境以及在盆地不同地区的差异,通过测试和收集缝洞方解石碳氧同位素数据,发现茅口组方解石碳氧同位素可分为4类,分别指示4种不同流体性质的古岩溶环境:第Ⅰ类缝洞方解石氧同位素值与茅口组灰岩或中二叠海水值基本一致,δ^(13)C为1.8‰~3.83‰,δ^(18)O为-8.95‰~-4.11‰,指示准同生岩溶环境;第Ⅱ类缝洞方解石具有较高负偏的δ^(13)C和δ^(18)O值,δ^(13)C<0‰,δ^(18)O为-12‰~-9‰,指示大气淡水岩溶环境;第Ⅲ类缝洞方解石具有较低的δ^(18)O值,比基岩明显负偏,而δ^(13)C值与基岩值基本一致,δ^(13)C为0‰~3.83‰,δ^(18)O为-12‰~-8.5‰,主要指示埋藏岩溶环境;第Ⅳ类缝洞方解石δ^(18)O值明显偏负(<-12‰),指示高温热液环境。区域对比发现川中、川南较川北氧同位素更负偏,而川北、川中碳同位素较川南更负偏,认为川南地区以埋藏岩溶为主、大气淡水岩溶和准同生岩溶次之,形成以裂缝型为主的储层;川中地区除准同生岩溶、大气淡水岩溶外,还发育有高温热液岩溶,热液岩溶对川中茅口组白云岩中孔洞发育具有贡献;川北地区以准同生岩溶、大气淡水岩溶为主,形成了川北以溶蚀孔洞为主的储层。