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。

四川盆地东部中二叠统茅口组孤峰段展布特征及其油气地质意义

基于钻井岩-电特征和野外露头特征,结合区域沉积-构造格局,利用宏观及微观观察、主微量及稀土元素测试、总有机碳含量和镜质体反射率测定等手段对四川盆地东部中二叠统茅口组孤峰段展布特征、沉积环境和成藏条件进行研究。结果表明:①川东地区茅口组孤峰段的存在,证实茅口中、晚期受构造-沉积分异的影响,出现槽台格局。在茅口组二段B亚段沉积期(茅二B沉积期),川东地区孤峰段主要分布在盆地东北角。在茅口组二段A亚段沉积期(茅二A沉积期),孤峰段向南扩大到渠县—大竹—梁平,呈北西-南东向带状展布,厚度在0.8~26.6 m,川西北-川北则对应茅口组三段(茅三段)或茅口组四段(茅四段)。②孤峰段硅质页岩富含硅质放射虫,有机质含量高,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试数据反映硅质页岩为深水缺氧还原环境且盐度较高,硅质来源以生物硅为主。③孤峰段烃源岩为一套富有机质的优质烃源岩,总有机碳含量整体较高、变化范围大,分布在1.69%~38.27%,平均值为11.51%,处于成熟-过成熟阶段。④川东地区孤峰段优质烃源岩可通过断裂与开江-梁平海槽礁滩相储层沟通,构成“下生上储”的源-储关系;此外,也可与茅口组优势滩相储层形成“旁生侧储”的成藏组合。川东地区孤峰段有望作为区域内优质烃源岩的接力勘探层系,对研究区内下一步油气勘探开发具有重要意义。

川东地区茅口组白云石化滩相储层特征及分布

四川盆地中二叠统茅口组自20世纪50年代获得天然气发现以来,一直是油气勘探的热点层系。川中地区白云石化滩相储层无疑是近年来四川盆地茅口组勘探效果最好的领域,目前已逐步进入开发阶段。为了寻找茅口组下一个白云石化滩储层发育区,针对目前该层系勘探程度相对低的四川盆地东部地区进行了大量的老井复查以及地震资料解释,初步研究成果表明:①川东地区茅口组碳酸盐岩多相变为中二叠统孤峰段硅质岩,而在宣汉—万州一带硅质岩之下茅口组新发现白云石化滩相储层。②白云石化滩相储层镜下白云石以粉细晶结构为主,整体白云石化程度较高,纵向上主要发育在茅二段底部,测井孔隙度3.5%~4.3%,厚度普遍介于3~12 m,具备较好的储集性能。③储层平面分布预测结果显示,开江以东五百梯地区的储层厚度最大,局部超过15 m;川东硅质岩下茅口组白云石化滩相储层厚度大于6 m的勘探有利区域面积约3900 km2,有望开辟川东老区增储上产的新战场,成为潜在的接替领域。

川西北地区茅口组海槽相地质特征及其油气地质意义

川西北地区中二叠统茅口组钻井显示频繁,含气性好,但由于对茅口组相带认识不够深入,不了解储层分布特征,一直未获得具有经济开采价值的气藏。根据川西北剑阁—九龙山地区井下岩石的薄片观察及测井解释,认为区内茅口组顶部发育一套深水相有机质泥岩,为海槽相沉积,可与中下扬子地区的孤峰组对比。并以此建立茅口组孤峰段的测井识别标志,井震联合解释,刻画了川西北地区茅口组海槽相及环海槽台缘滩相展布特征。结论认为:(1)茅口末期已形成开江—梁平海槽雏形;(2)茅口组孤峰段岩性以薄层状深色有机质泥岩为主,呈北西—南东向展布,是潜在的优质烃源岩;(3)环海槽发育茅三段台缘滩相沉积,地震响应特征明显,台缘宽度约8~10 km;(4)川西北地区茅三段台缘滩相叠加岩溶作用易形成层状孔隙型储层,同时该套储层与孤峰段深水沉积侧向对接,具有良好的源储配置关系,是茅口组未来勘探的有利方向。

四川盆地东部中二叠统茅口组地层划分、对比与岩溶古地貌恢复

四川盆地东部(以下简称川东地区)中二叠统茅口组后期沉积相变过程复杂,加之茅口组顶界尚缺乏统一的划分标准,由此导致所恢复的茅口组岩溶古地貌格局与实际情况之间存在着较大的差异。为了给该区茅口组岩溶储层的天然气勘探提供帮助,利用露头地质调查、钻井岩心、测井及地震人工虚拟井等资料,在通过标志层对茅口组进行精细划分和对比的基础上,综合地层残余厚度、地层岩性、地层剥蚀层段分析,建立了茅口组古岩溶地貌单元划分标准,刻画出岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地的分布格局。研究结果表明:①该区茅口组残余地层厚度具有“北薄南厚”的分布特征,其中茅一段厚度分布稳定,茅二段残余地层厚度变化较大;②海槽相孤峰段开始沉积于茅二^(b)期,结束于茅二^(a)晚期,地层厚度一般小于25 m,分布局限于川东北地区;③茅三段和茅四段在川东地区的中部和北部均遭到不同程度的剥蚀;④茅口组末期古地貌可划分出2个岩溶高地、3个岩溶盆地及2个岩溶斜坡。结论认为,川东地区茅口组古地貌总体上呈岩溶斜坡为主、岩溶高地次之,岩溶盆地分布范围相对较小,其中北部和中部地区岩溶高地、岩溶斜坡带茅口组上部地层剥蚀较多,岩溶储层主要发育于茅二^(b)亚段、茅二^(c)亚段及茅一段中上部,南部地区岩溶储层主要发育于茅三段、茅二^(a)亚段及茅二^(b)亚段。

四川盆地北部中二叠统茅口组孤峰段优质烃源岩特征及其油气地质意义

二叠系是四川盆地海相烃源岩发育的重要层系,对天然气勘探具有重要意义。基于钻井、测井与露头剖面资料综合分析,厘定了四川盆地北部重点钻井中二叠统与上二叠统界线,证实在盆地北部广泛发育茅口组孤峰段薄层状碳硅泥岩,揭示了孤峰段优质烃源岩分布、地球化学特征与发育环境,评价了其生烃潜力及成藏贡献。结果表明:①四川盆地北部孤峰段优质烃源岩厚度在5~40m,呈北西-南东向带状展布,存在4个厚值区;②孤峰段烃源岩TOC整体极高、变化范围大,分布在0.5%~31.04%,均值5.08%,为一套优质烃源岩,有机质类型主要为Ⅱ型,有机质成熟度处于成熟—过成熟阶段;③拉张构造背景下形成的台内裂陷深水沉积环境、强还原条件与高古生产力共同控制了孤峰段优质烃源岩发育与分布;④孤峰段优质烃源岩生烃潜力较大,生烃强度主要在5×10^(8)~25×10^(8)m^(3)/km^(2),对研究区内海相常规天然气和页岩气勘探均具有重要意义。