四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ13C1和δ13C2值分别介于-34.5‰^-29.3‰和-35.4‰^-21.5‰,δ13CCO2值多数高于-8‰,δDCH4值介于-181‰^-144‰,且与δ13C1值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。

通南巴地区膏盐层分布及其流变学特征

通南巴地区膏盐层层位稳定,形态分布一般平稳连续;当上、下能干层(白云岩层)受到褶皱及断层影响发生形变时,膏盐层呈丘状、楔状、纺锤状等异常膏盐体形态。膏盐层具有多层分布(57～110层)、累计厚度大(273～415 m)的特征,其空间展布与上、下能干层的形态和构造特征关系密切:①白云岩岩层的初始主波长大于膏盐层厚度,能干层间及其所夹膏盐层互相影响,膏盐层变形受接触应变带影响较大,易于形成不协调褶皱;②受应力、温度、流体等因素影响,膏盐岩容易发生蠕变断裂,并在上、下能干层断裂的触发下,发生蠕变流动,形成异常膏盐体。多层分布的膏盐层其封闭能力较单一、巨厚膏盐层的封闭能力弱;异常膏盐体的厚度显著增大,其周围可能是油气勘探的有利场所。

通南巴地区上二叠统—下三叠统层序地层划分

运用海相碳酸盐岩层序地层学及沉积学原理,结合野外露头层序调查和覆盖区钻井、测井及地震等资料的分析,根据层序界面组成、特征、识别标志及形成机理等因素,将四川盆地通南巴地区的上二叠统—下三叠统地层划分为8个Ⅲ级层序、2个Ⅱ级层序。在建立等时地层格架的基础上,对该区上二叠统—下三叠统台盆的沉积充填结构和有利储层发育层位进行了刻划,还指出了本区下一步天然气勘探部署的有利方向为马路背—黑池梁地区的T1f1—P2ch、T1f3、T1j2储层及元坝地区的T1f1—P2ch、T1f3、T1j2储层。

川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因

依据天然气组分、碳同位素和稀有气体等资料对川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因进行了系统研究。结果表明,(H_2S+CO_2)与(H_2S+CO_2+∑C_n)比值可以作为表征热化学硫酸盐还原作用(TSR)程度的参数。元坝地区长兴组至须家河组二段、通南巴地区飞仙关组至须家河组四段天然气δ^(13)C_2变化幅度大于δ^(13)C_1,且δ^(13)C_2值介于-24.4%。^-36.7‰,表明存在油型气和煤型气混合,理论上各层系天然气碳同位素均应呈倒序分布,但元坝地区长兴组、飞仙关组和通南巴地区嘉陵江组天然气受TSR影响,仍表现为δ^(13)C_1<δ^(13)C_2或δ^(13)C_1<δ^(13)C_2<δ^(13)C_3的正序分布。元坝地区须家河组三段、四段天然气δ^(13)C_2值大多重于-28%。,以煤型气为主,表现为δ^(13)C_1<δ^(13)C_2<δ^(13)C_3的正序分布。天然气稀有气体氦同位素R/R_a值分布于0.00881~0.02510,表现出典型的壳源特征,源于TSR的酸性气体和源于烃源岩热演化的有机酸对碳酸盐岩的溶蚀是该地区二氧化碳形成以及δ^(13)C_(CO_2)变重的主要原因。气-气及气-源综合对比表明,元坝—通南巴地区天然气成因类型可以划分为龙潭型(A1型)、混合型(A2型)和须家河型(B型),龙潭型和混合型主要来源于上二叠统龙潭组烃源岩,其中混合型混有少量须家河组来源气,须家河型主要来源于其自身层系的烃源岩。

四川盆地普光和通南巴地区须家河组气藏气源探讨

以天然气和烃源岩的地球化学特征为主要依据,通过气藏气、烃源岩脱附气、烃源岩综合对比,深入探讨了普光和通南巴地区须家河组气藏的气源。2个地区的须家河组天然气以甲烷为主,干燥系数普遍高于0.97,为典型干气。普光地区天然气甲烷和乙烷的δ^(13)C值分别为-36.1‰~-30.8‰,-28.9‰~-26.0‰,具有正碳同位素序列特征,表现为高—过成熟油型气和煤型气的混合气。通南巴地区天然气甲烷的δ^(13)C值高达-25.2‰,具有煤型气的特点,乙烷的δ^(13)C值介于-35.5‰~-28.9‰,为油型气成因,甲烷和乙烷的碳同位素发生倒转,且甲烷的δD值介于-173‰~-122‰,具有海、陆相混源的特征。气源对比研究表明:普光地区须家河组天然气主要来源于自身腐殖型和混合型干酪根,为自生自储型气藏;通南巴地区须家河组气藏具有“海、陆相双源供烃”的特点,通南巴背斜带须家河组天然气主要来源于中—下三叠统碳酸盐岩气藏以及龙潭组和龙马溪组烃源岩,通江凹陷带须四段气藏中海相油型气的比例明显降低,气源主要为须家河组烃源岩。

川东北巴中-通南巴地区须家河组致密砂岩储层裂缝发育特征及控制因素

以岩芯及野外观察、分析测试、测井等资料为基础,分析了川东北巴中-通南巴地区致密砂岩储层裂缝的类型及成因,结合裂缝充填矿物包裹体分析,厘定裂缝形成期次。在此基础上,探讨了岩性组合、岩层厚度、断层、褶皱变形强度对裂缝发育的控制作用。研究表明:研究区须家河组裂缝具有多成因、多期次、差异分布的特点。主要发育构造裂缝,且主要分布于致密砂岩储层中,可划分为3期:燕山中期(中侏罗世)的NNW和NWW向共轭构造缝,被细粒方解石充填;燕山晚期(白垩纪)的NE向断层、褶皱伴生高角度缝,被粗粒方解石或石英充填;喜马拉雅期(古近纪)的NW和近SN向断层伴生缝,被粗粒方解石半充填或未充填。成岩裂缝和超压裂缝的成因与黏土矿物失水收缩及烃源岩大量生烃引起的流体增压有关,主要形成时间为晚侏罗世-早白垩世。裂缝发育的差异性主要受控于岩性组合、地层厚度、断层及褶皱变形强度,单层厚度小、距断层距离近、褶皱变形强度大的中、细砂岩储层,裂缝最为发育。

通南巴地区上三叠统须家河组沉积体系及其主控因素

近年来的勘探实践表明,通南巴地区上三叠统须家河组具有良好的油气勘探前景。通过野外剖面及岩心观察,结合测井和各种分析鉴定资料以及沉积相标志的综合分析,识别出冲积扇、河流、湖泊三角洲、湖泊(受间歇性海水改造)和海相三角洲5种沉积体系,建立了海陆过渡三角洲、冲积扇—辫状河三角洲—湖泊两种沉积演化模式。研究结果还显示,本区沉积体系主要受控于古气候、构造运动和物源区母岩性质:古气候控制着须家河组煤系地层特殊的砂、泥间互的沉积结构及生储盖组合;构造运动控制着各沉积时期的沉积体系类型及砂体展布;不同物源区母岩性质影响沉积物的组分与结构。

通南巴地区飞仙关组三段储层成因机制探讨

通南巴地区飞仙关组三段储层近年获得了工业气流,储层压力较高,储层岩性主要为颗粒灰岩与泥微晶灰岩,物性较差,储集空间以铸模孔、粒内溶孔和晶间溶孔为主,且储集层横向变化大,纵向差异显著,总体看,该区储层发育欠佳。通过研究区成岩作用类型及其对孔隙演化的影响分析、成岩演化序列分析以及与邻区普光气田储层成岩作用对比分析,对通南巴地区的储层成因机制进行了深入讨论。通过研究发现,通南巴地区飞三段储层形成的主要控制因素有以下三个方面:(1)由于沉积成岩环境的限制,白云化作用非常微弱,基本不发育白云岩储层,这导致本区储层较差;(2)原生孔隙基本消失殆尽,溶蚀作用成为飞三段储层形成的关键因素,同生期的溶蚀作用在各期溶蚀作用中占主导地位;(3)由于在中—深埋藏阶段没有烃类注入,飞三段储层基本无TSR反应,破坏性成岩作用相对增强,储层无法得到改善。

川东北通南巴灰岩地区地震勘探采集技术探讨

川东北通南巴灰岩地区表层结构复杂,地震波场混乱,构造成像困难。针对该问题,①进行了激发井深试 验,试验结果表明在高速层激发效果较好;②研究了灰岩区含水条件下使用不同炸药类型的激发效果,在该区使 用高能炸药可以提高激发能量;③基于地质模型进行了观测系统设计研究,并探讨了不同观测系统的实际应用 效果,根据该区实际地质地震条件设计观测系统为3640-60-(20)-60-6040不对称观测系统;④进行了灰岩 激发条件试验,采用水泥、清水和稠泥3种方式封井,清水封井对提高激发效果有明显作用。将上述方法应用于 实际地震资料采集中,地震剖面的品质得到了较大的改善。

通南巴地区下三叠统硫化氢成因及分布

位于四川盆地东北部通南巴构造带上的河坝1井在下三叠统测试获得工业气流,但气样分析中发现了一定浓度的硫化氢,目前还未见到该区硫化氢成因的相关研究成果及报道。为此,对该区下三叠统硫化氢成因及分布进行了研究。通过总结归纳自然界中硫化氢的各种生成机理和特点,对比邻区高含硫化氢气藏的储层特征,认为通南巴地区气藏中的硫化氢由硫酸盐热化学还原作用(TSR)所产生。以此为硫化氢分布预测的依据和前提,进而预测该区下三叠统嘉陵江组三段、嘉一段和飞仙关组三段基本不含硫化氢;嘉二段和飞四段具备硫化氢生成的条件,特别是嘉二段在测试及试采中均发现了一定浓度的硫化氢,但飞四段硫化氢含量有限。

四川盆地北部陆相大气田形成与高产主控因素

基于大量样品分析测试资料和勘探实践,探讨四川盆地北部元坝、通南巴等地区陆相须家河组—自流井组天然气成藏与富集高产控制因素。四川盆地北部地区陆相层系天然气主要源自同层系烃源岩,烃源岩有机质丰度高,达到较好—好烃源岩标准,有机质类型以Ⅲ型为主,整体处于高—过成熟生气阶段。受物源影响,研究区发育多期(扇)三角洲体系,主河道砂体多期叠置、大面积分布,储集层与烃源岩形成下生上储和互层式成藏组合。根据对九龙山、马路背、元坝3个地区5口典型高产井的解剖分析,提出研究区勘探与研究的整体思路:沉积物源控制岩石类型、胶结类型、沉积微相;烃源岩控制成藏规模和气藏位置;构造类型控制裂缝发育的规模、发育的部位;裂缝和储集层的匹配控制产量的高低和稳产时间。依此模式预测元坝地区西部和剑阁地区须三段、须四段,元坝中东部地区须四段、自流井组及通南巴构造马路背、河坝场地区珍珠冲段、须二段,是天然气富集高产的主要区块。

川东北通南巴地区长兴组成岩作用与孔隙演化

通南巴地区长兴组经历了4个成岩演化阶段:准—同生成岩阶段、浅埋藏早期成岩阶段、中埋藏中期成岩阶段、深埋藏晚期成岩阶段。主要成岩作用有:粘结、胶结、压实、压溶、重结晶、白云石化、溶解和构造作用等。与复杂的成岩作用对应,孔隙演化经历了原生孔隙破坏、次生孔隙的形成、次生孔隙破坏3个阶段。通过成岩作用对储层发育的影响可以看出,成岩作用中对储层储集性能的改善主要依赖于成岩中期的白云石化作用和成岩晚期的溶解作用。

四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩封隔型超压系统压力结构特征

致密砂岩气层系通常发育封隔型超压系统,但是封隔型超压系统压力结构的实例研究少见报道。四川盆地北部元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩层系发育典型的封隔型超压系统。基于丰富的实测压力数据,勾画了致密砂岩封隔型超压系统的压力结构轮廓;应用烃源岩与致密砂岩地质、地球化学以及构造演化分析资料,阐述了封隔型超压系统压力结构的影响因素。研究结果表明,须家河组致密砂岩封隔型超压系统的压力结构表现为各砂岩层段以及同一砂岩层段纵横向上压力系统彼此封隔不连通;呈现了多尺度、多层次的封隔型超压系统的特征。烃源岩生烃强度与超压发育幅度成正比,天然气充注是超压发育的主要动力机制;砂岩整体致密化形成了超压系统的背景,区域性泥岩和泥岩间层以及致密砂岩层系内部超致密砂岩层段的发育分布,构成了多尺度、多层次封隔型超压系统的总体格架。

元坝、通南巴地区天然气地球化学特征与成藏关系研究

根据元坝、通南巴地区现有钻井的天然气地球化学特征及其成因分析,结合区域地质背景,研究结果表明:两个工区都以高热演化程度的甲烷为主、低含C2+的干气,且非烃含量较高;天然气母质主要为Ⅱ型有机质,是高热演化阶段的产物,同时研究区天然气是混源作用的结果。通过天然气ln(C1/C2)与ln(C2/C3)值分析表明,元坝地区长兴组-飞仙关组天然气是原油二次裂解的产物,通南巴地区上二叠统-下三叠统天然气是干酪根初次裂解的产物。研究认为元坝地区原生古油藏发生TSR反应(硫酸盐热化学还原反应),导致元坝地区长兴组-飞仙关组天然气中硫化氢含量较高;通南巴河坝地区没有原生古油藏发生TSR反应,造成通南巴地区上二叠统-下三叠统天然气不含硫化氢。

川东北通南巴地区须家河组断层和裂缝特征及发育模型

通南巴地区位于四川盆地东北部,北接米仓山构造带,东临大巴山逆冲推覆带,主要包含一个NEE-SWW向的"长条型"通南巴背斜,是川东北地区重要的产气区之一。自上三叠统须家河组沉积以来,通南巴地区受到来自米仓山构造带近S-N向和大巴山逆冲推覆带近NE-SW向的多次构造挤压,导致研究区形成了一系列的断层、裂缝和褶皱。其中,米仓山构造带的挤压主要造就了通南巴背斜NEE-SWW向主体构造,而大巴山逆冲推覆带的挤压则导致通南巴地区形成了一系列NNW-SSE走向的断层和褶皱(沈传波等,2007;陈龙博等,2017)。

通南巴地区地层剥蚀时间及剥蚀厚度研究

剥蚀厚度和高强度剥蚀时期的确定对烃源岩生烃模拟和成熟演化影响较大,依据测井、地震及实验测试资料对川东北通南巴地区剥蚀厚度和剥蚀时刻进行研究.结果表明：在晚白垩世末期川东北地区开始隆升剥蚀的时间为距今75 Ma;晚白垩时期燕山-喜山隆升运动致使研究区体罗系和白垩系地层存在大面积高强度的剥蚀,在平面上剥蚀强度差异较大,剥蚀厚度一般为700～6 000 m,总体上看呈北东强,南西弱的特征;盆地边缘的米仓山、大巴山隆起地区剥蚀强度最大,达到了6 000 m,而在盆地内部的通南巴及龙4井背斜带剥蚀强度次之,剥蚀量为250 ～3 000 m,而在盆地内部剑阁、苍溪、川复56井等的洼陷区则剥蚀相对弱些,剥蚀量一般为700～1 500 m.

通南巴地区飞仙关组三段高效气藏成因及勘探方向

通南巴地区飞仙关组三段鲕滩大面积含气,但对气藏如何高效成藏与富集规律认识不清是制约勘探开发的瓶颈。综合利用地质、地球物理等资料,结合构造精细解释及典型高产稳产井解剖,探讨通南巴地区飞仙关组三段高效气藏形成机制,分析其天然气成藏过程,并指出下一步勘探方向。通南巴地区河坝场气田飞仙关组三段高效气藏的形成主要受3个因素的控制:高能鲕滩优质储层是高效气藏形成的基础;通源断裂实现源储有效沟通是高效气藏形成的关键;现今有利构造背景促进高效气藏形成。处于通南巴背斜翼部的通江地区发育飞三段优质鲕滩储层和成排成带的通源断裂,烃源岩和保存条件优越,是近期有望实现高效勘探开发的有利区。

四川盆地元坝-通南巴地区关键构造期构造特征及陆相致密砂岩天然气成藏响应

中国多旋回叠合盆地陆相致密碎屑岩层系油气资源丰富,多期、多属性构造作用使其具有复杂而特殊的油气地质特征,四川盆地元坝-通南巴地区位于多旋回、多属性构造作用交接部位,是揭示叠合盆地内多期复杂构造作用与陆相致密碎屑岩油气成藏作用关系和油气富集规律的典型地区.基于地震资料、磷灰石裂变径迹年代学和成藏特征对比,厘定元坝-通南巴地区陆相层系存在燕山晚期(晚白垩世100～70Ma)和喜山早期(始新世-渐新世40～25Ma)两个关键构造期.陆相致密砂岩天然气富集主要受这两次关键构造作用的控制,燕山晚期形成NE向主体构造,是NE向弱变形区、NW-SN向过渡变形带(通南巴西部)和NW向密集变形带的关键成藏期,构造-成藏响应模式为早期成藏、陆源充注、背斜控藏、褶皱控缝.喜山早期形成NW向构造和局限在早期NE向构造之间的近SN向构造,是SN向过渡变形带和NW-SN向过渡变形带(元坝东部)的关键成藏期,也是NW-SN向过渡变形带(通南巴西部)和NW向密集变形带的关键改造期,构造-成藏响应模式为晚期成藏、海相混源、断裂控藏、断裂控缝.

四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩储层成岩—成藏耦合关系

储层致密期与天然气充注期的关系是致密砂岩气成藏机理及富集规律研究中尚未得到很好解决的关键问题。主要基于对四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩成岩演化史、天然气充注历史和致密砂岩储层有机—无机水岩相互作用序列的分析,总结了四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩储层致密化机理,厘定了储层致密期与天然气成藏期的关系。指出早期强的压实作用使储层物性大幅降低及其导致的半封闭—封闭成岩流体系统是致密储层形成的主要原因。后期半封闭—封闭成岩流体系统中,流体流通不畅,溶蚀作用产物迁移受阻,以就地沉淀形成胶结物为主,堵塞溶蚀孔隙和剩余原生孔隙,溶蚀作用越强胶结物含量也越高,从而使储层进一步致密化。须家河组烃源岩生排烃史和储层流体包裹体特征研究表明,天然气的充注发生在中侏罗世—早白垩世,以早白垩世为主。综合储层致密史、天然气充注史和有机—无机水岩相互作用序列分析认为天然气充注时储层已经致密,具有储层先致密天然气后成藏的特征。