米仓山前缘长兴—飞仙关组油气成藏特征分析

米仓山前缘油气勘探潜力大,构造变形强,油气成藏复杂,勘探程度低。为此,从米仓山前缘露头、实钻资料入手,开展山前带油气成藏特征分析。资料显示:地层水为典型的海源沉积型气田水,未有地表水渗入;天然气组分、同位素具有PG,YB气藏类似的原油裂解气特征,与浅层陆相存在较大差异,表明该区油气保存条件好;二叠系烃源条件较PG、YB气藏差,并且研究区礁滩岩性圈闭规模大,造成早期油气充注不足。沥青分布统计、生烃高峰时期古构造分析认为,东北部构造高部位可能发育有规模性油气藏。

川东北地区长兴组—飞仙关组油气成藏组合特征及有利勘探区带

随着油气勘探的逐渐深入，近年在川东北地区相继发现了铁山坡、渡口河、普光、龙岗以及元坝等大中型气田后，长兴组—飞仙关组礁滩储层逐渐被重视，成为目前川东北地区主要的勘探层系。因此，本文以长兴组—飞仙关组储层为核心开展川东北地区油气成藏组合特征的研究，并最终预测有利勘探区带。针对以上研究目的，本文从川东北地区长兴期—飞仙关期沉积相人手，结合川东北地区含油气系统以及成藏事件，并通过对典型油气藏特征的剖析，研究川东北地区成藏组合特征。受开江-梁平海槽演化的控制，研究区长兴期—飞仙关期主要发育开阔台地-蒸发台地以及陆棚。长兴组—飞仙关组主要发育有生物礁相孔缝型灰岩储层、台缘（内）滩相孔缝型白云岩储层以及台内滩相孔隙型白云岩储层。以下志留统、中．上二叠统烃源岩为研究核心，研究区主要发育S1-P3ch含油气系统以及P2．P3-P3ch．T1f含油气系统。通过对川东北地区典型气藏剖析，将长兴组—飞仙关组油气藏划分为S1．P2．P3生-P，ch储短距离垂向运聚模式（元坝模式）以及S1.P2．P3生-P3ch．T1f垂向运聚模式（龙岗-普光模式）。以长兴组—飞仙关组礁滩储层为核心建立3类油气成藏组合，分别为生物礁相灰岩成藏组合、台内滩相白云岩成藏组合以及浅滩相白云岩成藏组合。综合对川东北地区油气成藏条件及其在时空上配置关系的研究，认为南大巴山前冲断带、川东冲断带的达州-开江-梁平-带以及阆中-平昌斜坡带的龙岗地区为长兴组—飞仙关组礁滩储层有利勘探区带；通南巴背斜西南部、九龙山背斜中南部以及中部断褶带为较有利勘探区带。

云阳—涪陵地区长兴组—飞仙关组沉积相研究

运用层序地层学的理论和方法,将云阳—涪陵地区长兴组—飞仙关组划分为4个三级层序,包括8个体系域,进一步建立相关层序地层格架。通过对层序地层格架内沉积相展布的研究,发现该地区长兴组—飞仙关组发育台缘礁滩和潮坪及台内礁滩有利储集相带,并受开江—梁平海槽的控制,沿海槽两侧呈条带状分布。此外,还受气候背景和台缘类型、台地部位及其类型以及海底高地貌的控制。在有利储集相带分布预测成果的基础上,结合多种地质信息进行综合分析,将研究区划分为5类有利勘探区带,即台缘礁区、台缘滩区、台缘潮坪区、台内礁区及台内滩区,其中台缘礁滩及潮坪区是最为有利的勘探区带和当前勘探的重点;台内礁滩区是台缘礁滩区的补充,可望取得突破。

四川盆地开江—梁平海槽周缘长兴组—飞仙关组气源差异及龙潭组煤成气有利勘探方向

基于天然气组分、碳氢同位素、储层沥青、烃源岩条件和源储组合分析,明确了四川盆地开江—梁平海槽两侧长兴组—飞仙关组天然气的来源及其差异,并指出了龙潭组煤成气的有利勘探方向,取得如下认识:(1)长兴组—飞仙关组天然气主体上以烷烃气为主,均为典型干气;(2)海槽东侧长兴组—飞仙关组甲、乙烷碳同位素组成明显轻于海槽西侧,西侧的龙岗气田乙烷碳同位素组成要重于元坝气田,而甲烷氢同位素组成则要比元坝气田偏轻;(3)东岳寨气田、普光气田和元坝气田天然气主要来源于吴家坪组II_(1)—I型腐泥型有机质;龙岗气田则是煤成气和油型气的混合气,煤成气的比例稍高,来源于吴家坪组II_(1)—II_(2)型混合型有机质;(4)龙潭组内部可形成煤岩气、致密砂岩气和页岩气等多类型气藏。遂宁—泸州、阆中—广安—涪陵一带分别是煤岩气和海—陆过渡相页岩气勘探的有利区带;遂宁—合川、广安—南充一带长兴组礁滩发育区也是煤成气勘探的有利勘探区带。

四川盆地龙岗气田长兴组和飞仙关组气藏天然气来源

采用地球化学方法对龙岗气田长兴组和飞仙关组天然气来源进行了详细研究,天然气干燥系数很高,乙烷等重烃含量极低,非烃气体中除了少量的N_2和CO_2以外,普遍含有H_2S气体。气田范围内长兴组和飞仙关组本身不具生烃能力。天然气地球化学特征与来自志留系和寒武系烃源岩天然气差异很大,也不可能来自志留系和寒武系烃源岩。气藏中普遍含有储层沥青,被认为是原油裂解的产物。因储层沥青与甲烷碳同位素之间没有明显分馏关系,甲烷并非直接来自原油裂解气。气藏中甲烷和乙烷碳同位素组成都很重,为高—过成熟的煤型气,天然气主要来自龙潭组煤系。与川西坳陷高—过成熟须家河组煤系烃源岩生成的天然气相比,龙岗气田甲烷碳同位素组成异常偏重,是由于烃源岩高演化程度和水溶气脱气混入这2个因素叠加而成,并不是目前多数研究者认为的是由TSR作用造成,因为甲烷碳同位素值和H_2S含量没有明显的相关性。

川东北地区长兴组—飞仙关组礁滩相沉积体系优质储层形成过程及储集空间演化主控因素分析

川东北地区长兴组—飞仙关组发育的台地边缘礁滩相和浅滩相沉积体系,为优质储层发育奠定了基础。储层现今的孔隙类型主要是以粒间孔、晶间孔、生物体腔孔和各种溶蚀孔以及裂缝为主的次生孔隙,原生孔隙已基本被成岩作用所改造,其中晶间孔、溶蚀孔及裂缝是研究区主要的储集空间。在地质历史时期,该区储层主要经历了7种成岩作用,各种成岩作用均对台地边缘礁滩相和浅滩相沉积体系进行了改造,但影响效果较明显的是白云岩化、溶蚀及破裂等作用,其作用结果为优质储层的发育提供了条件:白云岩化作用改造了礁滩相储层孔隙结构,溶蚀作用进一步扩大溶蚀孔洞的发育效果,破裂作用连通孔隙并提供油气运移通道。基于岩心与薄片的鉴定及扫描电镜分析资料,通过对研究区不同岩石类型储集空间发育特征、成岩环境、岩体特征及储层发育条件分析研究,认为礁滩相沉积体系优质储层发育主要受3方面因素控制:礁滩相沉积微相、成岩作用及构造破裂作用。在此控制之下长兴组生物礁滩相储层孔隙分原生孔、晶间孔及早期和晚期埋藏溶解孔4个演化阶段,飞仙关组礁滩相储层孔隙演化与长兴组有着相似的发育过程,但其孔隙类型稍有不同,分为原生孔、鲕模孔/粒内溶孔及浅埋和深埋溶孔4个演化阶段;整体上礁滩相优质储层只有在后期白云岩化、破裂作用及溶蚀作用改造后,才能发育成为优质储层。

四川盆地元坝气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因类型

元坝气田是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田,有关其海相层系礁滩相储层特征与成藏主控因素的研究取得了重要进展,但对其及邻区长兴组—飞仙关组天然气成因的认识仍存在分歧。地球化学特征研究表明,元坝气田长兴组—飞仙关组天然气以烃类气体为主,其中甲烷占主导,干燥系数均高于0.995,非烃气体CO_2和H_2S平均含量分别高达8.55%和6.47%;δ^(13)C_1值和δ^(13)C_2值分别介于-31.2‰^-27.9‰和-29.9‰^-25.0‰之间,且普遍具有正序特征;δ^(13)C_(CO_2)值普遍高于-8‰,δD_1值介于-156‰^-107‰之间。元坝气田长兴组—飞仙关组天然气普遍经历了硫酸盐热化学还原作用的改造,其主体为原油裂解气,主要为龙潭组烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。气藏中的CO_2主体为无机成因,来自酸性流体与碳酸盐岩储层的相互作用。

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气地球化学特征及成因

四川盆地龙岗气田长兴组—飞仙关组天然气主要为烃类气体,干燥系数非常高,非烃气体以CO_2为主,H_2S及N_2含量较低,甲烷碳、氢同位素组成偏重,个别样品出现碳同位素倒转(δ^(13)C1>^(13)C_2)现象,并且天然气轻烃主体具有高甲基环己烷、低正构烷烃、低芳香烃的特点。气藏经历了较弱的TSR反应,对天然气组分及烷烃碳同位素影响较小,CO_2气体主要来源于酸性流体与碳酸盐岩储层的反应。综合天然气碳、氢同位素及轻烃特征,分析认为天然气以高—过成熟煤成气为主,并存在少量油型气混入。天然气乙烷—储层沥青—烃源岩干酪根碳同位素综合对比表明,龙岗气田天然气主体煤成气来自下二叠统龙潭组煤系气源岩,其中混有少量来自上二叠统泥质烃源岩的原油裂解气。

碳酸盐岩中“假纹层构造”的成因分析

常见于泥微晶碳酸盐岩中的毫米级水平纹层是低能沉积环境特有的相标志。川东北地区长兴组—飞仙关组碳酸盐岩地层无岩芯钻探的岩屑中,通过岩石薄片鉴定发现该层段岩屑样品中,大量岩屑出现纹层构造,甚至水动力条件下不可能形成水平纹层构造的颗粒碳酸盐岩、结晶碳酸盐岩中也有出现,通过对这些现象的薄片鉴定、电子探针及Kα元素面分布等分析手段证实其为非沉积成因、非构造成因的"假纹层构造",研究后将其归因为钻探工艺所使用的钻头(PDC型)。为准确对岩石薄片进行鉴定并提升无岩芯钻井地质剖面的解释质量,针对沉积动力学、构造动力学和制片工艺学都无法解释的"假纹层构造"的成因分析具有十分重要的现实意义。