塔西南寒武系—奥陶系斜坡带特征与油气成藏条件分析

综合利用露头、岩心及地震资料,剖析了塔西南寒武系-奥陶系碳酸盐岩台缘斜坡带的发育特征及其迁移变化规律,在此基础上,揭示了该区寒武系-奥陶系烃源岩、储层与盖层的匹配关系,并分析了有利的成藏组合。结果表明:塔西南寒武系-奥陶系发育优质烃源岩且油源充足,台缘沉积相带以及台地内部发育多种类型的碳酸盐岩优质储层,加之优越的盖层封闭条件和良好的油气运移通道,在研究区内形成了上部、中部和下部3套成藏组合。塔西南寒武系-奥陶系台缘斜坡带的礁滩体沉积、下斜坡带的滑塌体沉积、台地内的深埋白云岩以及不整合面附近的缝洞型碳酸盐岩均为储集性能良好的潜在储层,其中,中部成藏组合由于储层最发育,且可以兼顾来自下伏的中下寒武统与上覆的上奥陶统烃源岩所生成的油气,是塔西南最具勘探开发前景的成藏组合。     

"源控论"再探讨 ——以四川盆地海相碳酸盐岩气藏勘探为例

烃源岩作为油气成藏要素的首要条件,其品质的好坏和分布直接制约着油气藏的形成和展布。四川盆地海相碳酸盐岩勘探实践及地质研究充分证明,海相油气藏源控性特征依然十分显著,规模烃源是基础,规模性分布的优质烃源岩是大中气田形成的重要基础,大中型气田都具有近源(生烃中心)分布的特征:乐山-龙女寺古隆起已获得勘探发现的震旦系-下古生界安岳气田、威远气田及资阳含气构造位于德阳-安岳台内裂陷槽两侧,紧邻裂陷槽内下寒武统优质烃源岩发育区,近源成藏有利;川东石炭系气藏直接覆盖于志留系广覆式分布的优质烃源岩之上,成藏条件优越;二、三叠系礁滩气藏位于开江-梁平海槽上二叠统优质烃源岩发育区两侧,近源成藏有利。     

地球内部物质物性的原位高温高压研究：大体积压机与同步辐射源的结合

四川盆地是一个大型复合含气为主、含油为辅的叠合盆地。多旋回的沉积演化过程,孕育了多套海相、陆相烃源岩,且不同区域发育不同成因类型的烃源岩。目前下寒武统、志留系、下二叠统、上二叠统和上三叠统五套主要烃源岩均已进入高演化阶段,并以成气为主。由于多阶成烃、混源聚集和后期遭受TSR次生蚀变等成藏过程的复杂性使得天然气组分较干、碳同位素组成复杂,常规方法进行气源对比较困难。文中在对四川盆地沉积演化背景分析的基础上,通过对有效烃源岩发育特征和分布规律的探讨,分区域进行了气藏的分析,特别是对天然气组分、非烃组成(H2S、CO2、N2等)和碳同位素等资料综合研究的基础上,基本确定了各区块各含气层系的主力源岩。认为川东主力产层石炭系、三叠系和二叠系的气源分别为志留系、上二叠统龙潭组和下二叠统;川南气区震旦系灯影组、寒武系、二叠系和三叠系产层的气源分别主要来自下寒武统,上、下二叠系源岩;川西气区侏罗系和三叠系须家河组主产层的气源主要来自三叠系须家河组煤系烃源岩,下二叠统和嘉陵江组产层气源则可能主要来自二叠系;川中主要为产油区,下侏罗统自流井群原油应来自侏罗系源岩,浅部层系气源为上三叠统须家河组的陆相烃源岩,深部气藏则为寒武系烃源岩。由于川东北部烃源岩发育层数最多,且质量都较好,因此川东北部是烃类最富集的地区,也是勘探潜力最大的地区。     

“源控论”再探讨——以四川盆地海相碳酸盐岩气藏勘探为例

烃源岩作为油气成藏要素的首要条件,其品质的好坏和分布直接制约着油气藏的形成和展布。四川盆地海相碳酸盐岩勘探实践及地质研究充分证明,海相油气藏源控性特征依然十分显著,规模烃源是基础,规模性分布的优质烃源岩是大中气田形成的重要基础,大中型气田都具有近源(生烃中心)分布的特征:乐山-龙女寺古隆起已获得勘探发现的震旦系-下古生界安岳气田、威远气田及资阳含气构造位于德阳-安岳台内裂陷槽两侧,紧邻裂陷槽内下寒武统优质烃源岩发育区,近源成藏有利;川东石炭系气藏直接覆盖于志留系广覆式分布的优质烃源岩之上,成藏条件优越;二、三叠系礁滩气藏位于开江-梁平海槽上二叠统优质烃源岩发育区两侧,近源成藏有利。     

黔中隆起及其周缘地区“下组合”油气地质特征

黔中隆起及其周缘地区包括滇黔北部坳陷、黔中隆起、滇东隆起、黔西南坳陷、黔南坳陷和武陵坳陷等六个一级构造单元。“下组合”包括震旦系、寒武系、奥陶系和志留系,具有丰富的油气资源和较好的油气成藏条件。两套区域性海相烃源岩,包括下寒武统牛蹄塘组碳质页岩和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组石灰岩和碳质页岩,Ro值普遍在2%以上,主体处于高成熟晚期—过成熟早期。上震旦统陡山沱组发育地区性黑色页岩和碳质灰岩等烃源岩。主力储层包括上震旦统灯影组、中—上寒武统、下奥陶统桐梓组—红花园组及下志留统石牛栏组。区域盖层发育于下寒武统下部和下志留统下部,皆以泥质岩为主。各区块海相“下组合”纵向生储盖组合发育情况有所差异,黔中隆起区和黔南坳陷有两套组合,滇黔北部坳陷则有四套组合。以下寒武统牛蹄塘组为烃源岩、上震旦统灯影组白云岩为储层、下寒武统泥岩为盖层的生储盖组合,是黔中隆起及其周缘地区“下组合”勘探的主要目的层系。     

华北地区东部下古生界烃源岩分布特征及其发育模式

华北地区下古生界烃源岩研究对前第三系油气战略资源选区具有重要意义。从沉积学角度出发,通过对研究区有机碳含量、生烃潜力和氯仿沥青"A"等参数的统计分析和平面制图,划分了烃源岩类型,并进行了品质评价,分析了烃源岩的成因,总结了烃源岩发育模式。研究认为:华北东部奥陶系上、下马家沟组及峰峰组为较好的烃源岩,平均有机碳含量分别为0.183%、0.21%和0.181%;下寒武统发育优质烃源岩(TOC平均值为6.46%,最高值为11.2%),但分布范围局限。华北地区东部烃源岩按岩石类型不同可分为两套,即下寒武统泥质烃源岩,中、下奥陶统的碳酸盐岩烃源岩。烃源岩的成因取决于沉积环境,泥质烃源岩发育于陆棚浅海环境,而碳酸盐岩烃源岩则受控于云坪和局限台地环境。对烃源岩空间展布规律研究发现,合肥盆地为潜在的泥质烃源岩发育区,而东濮拗陷、临清拗陷、冀中拗陷为潜在的碳酸盐岩烃源岩发育区。     

柴达木盆地德令哈地区下古生界成藏地质条件研究

德令哈地区位于柴达木盆地东北部,油气勘探和研究程度较低。文章在野外地质调查基础上,结合钻井和地震资料解释成果,主要开展下古生界烃源岩、储盖层、储盖组合和输导条件等成藏条件研究,根据构造条件和周边油气发现,对研究区下古生界含油气系统进行推测。研究结果表明,德令哈地区下古生界发育两套烃源岩,即震旦系全吉群红藻山组滨岸潮坪相灰黑色-黑色泥页岩,奥陶系石灰沟组浅海半深海相灰黑色黑色泥页岩。其中,震旦系烃源岩46%达到有效烃源岩标准,有效烃源岩有机质丰度平均为0.72%,奥陶系烃源岩38%达到有效烃源岩标准,且分布于石灰沟组底部,有效烃源岩有机质平均为0.77%;两套烃源岩有机质类型以Ⅰ型为主,热演化程度已进入高成熟-过成熟阶段。研究区发育碎屑岩和碳酸盐岩两类储层,三角洲前缘和台缘礁滩相是优势储集相,碳酸盐岩储层的储集空间主要为裂缝和溶蚀孔隙。根据烃源岩特征和周边油气发现,将研究区划分为推测的Z∈(?)油气系统和OO(?)油气系统。     

江汉盆地海相探区中寒武统盐下层勘探潜力浅析

江汉海相探区内中寒武统覃家庙组膏盐岩盐下层系中发育有两套良好的生储盖组合.对盐下层系生、储、盖特点和分布规律的分析表明,上震旦统陡山沱组及下寒武统水井沱组发育页岩烃源岩,上震旦统灯影组碳酸盐岩和下寒武统石龙洞组碳酸盐岩有良好的储集条件,而覃家庙组的膏盐岩和下寒武统石牌组-天河组泥质岩又为盐下的油气聚集提供了区域性盖层条...     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组天然气成藏特征及勘探潜力

通过对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组沉积特征及源储配置关系的研究,分析了古隆起的演化对储层发育及天然气聚集的宏观控制作用,提出储层旋回性的发育及其与上古生界煤系烃源岩较好的源储配置关系,是形成多层系含气并在奥陶系顶部风化壳大面积天然气聚集的主要原因,同时认为下古生界海相烃源岩仍然具有一定的生烃能力,强调了奥陶系生成的天然气垂向或侧向运移对马家沟组中下组合成藏的重要性,预测中下组合中的构造-岩性复合圈闭勘探潜力大,是近期盆地下古生界海相碳酸盐岩勘探的重要方向和接替领域。     

马来盆地成藏规律研究及有利区预测

马来盆地烃源岩包括湖相页岩和河流三角洲相煤、页岩.湖相烃源岩为盆地主力烃源岩，K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.盆地中部源岩通常都是过成熟，边缘大多处于生油窗或未成熟.中-晚中新世马来盆地发生构造反转，反转主要集中在盆地的东南部和中部，构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大，东南方向反转强度增加.马来盆地大致划分为4个成藏组合带：基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带.晚渐新世-中中新世构造成藏组合带为马来盆地内最重要的一个成藏组合带，其石油储量占整个盆地的85%，天然气占48%.盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程，在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气运移以横向运移为主，垂向运移为辅.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制，呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.将马来盆地划分为6个大勘探区域，其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区，石油储量占整个马来盆地的69%，天然气储量占62%.提出9个潜在有利目标区，其中3个为潜在勘探有利区，6个为新兴勘探区.     

Petroleum geology and exploration direction of gas province in deepwater area of North Carnarvon Basin,Australia

North Carnarvon Basin is a gas province with minor oily sweet spots in deepwater area with water depth more than 500 m, which is one of the hot spots of global petroleum exploration for its series of giant hydrocarbon discoveries in recent years. However, the degree of oil and gas exploration in deepwater area is still low, and the conditions for oil and gas accumulation are not clear. Based on the current exploration situation and latest database of fields, applying multidisciplinary analysis of hydrocarbon geology, hydrocarbon accumulation elements and its exploration direction of North Carnarvon Basin in deepwater area are analyzed. The results show that there are three sets of main source rocks in deepwater area of North Carnarvon Basin, which are Triassic marine shale in Locker Formation and delta coal-bearing mudstone with thin carbonaceous mudstone in Mungaroo Formation, Lower –Middle Jurassic paralic carbargilite and coal measure strata in Athol Formation and Murat Formation, Cretaceous delta mudstone in Barrow Group and marine shale in Muderong Formation. Most source rock samples show gas-prone capability. The coarse sandstone of delta facies in Middle–Upper Triassic Mungaroo Formation is the most important reservoir in deepwater area, Lower Cretaceous Barrow Group deep-water gravity flow or underwater fan turbidite sandstone is the secondly main reservoir. Lower Cretaceous marine shale in Muderong Formation is most important regional caprock. Triassic mudstone in Mungaroo Formation is an important interlayer caprock in deepwater area. There are two main reservoir accumulation assemblages in deepwater area, one is Triassic structural-unconformity plane reservoir accumulation assemblage of Locker Formation to Mungaroo Formation, and the other is Lower–Middle Jurassic Athol Formation and Murat Formation–Lower Cretaceous stratigraphic lithology-structural reservoir accumulation assemblage of Barrow Group to Muderong Formation. There are three main control factors of hydrocarbon Accumulation: One is coupling of source and seal control hydrocarbon distribution area, the second is multi-stage large wave dominated deltas dominate accumulation zone, the third is direction of hydrocarbon migration and accumulation in hydrocarbon-rich generation depression was controlled by overpressure. The south of Exmouth platform in deepwater area is adjacent to hydrocarbon rich depression zone, reservoir assemblage is characterized by “near source rocks, excellent reservoir facies, high position and excellent caprocks ”, which is the main battlefield of deepwater oil and gas exploration in North Carnarvon Basin at present. There are a lot of fault block traps in the northern structural belt of Exmouth platform, and the favorable sedimentary facies belt at the far end of delta plain in Mungaroo Formation is widely distributed, which is the next favorable exploration zone. The Lower Cretaceous, which is located at the concave edge uplift adjacent to the investigator depression and the Exmouth platform, also has a certain exploration prospect in northwest of deepwater area.     

再论岩相古地理可作为页岩气地质调查之指南

在页岩气的区域地质调查阶段,主要通过有机质含量（TOC）与类型、有机质热演化程度、含气页岩厚度、矿物组分类型与含量以及储集层特征等基本地质条件参数,对页岩气有利区进行评价,而以上页岩气基本地质因素均受沉积相的控制。以详细的沉积相研究为基础,通过岩相古地理编图,可以明确富有机质页岩的展布特征,所以岩相古地理控制了页岩气的发育特征。通过利用主要基本地质条件参数,对川南及邻区志留系龙马溪组黑色岩系页岩气有利区进行初步评价,认为川南及邻区志留系龙马溪组,只要已进入中成岩阶段的浅海陆棚相黑色岩系,就能形成页岩气储层。在前人研究的基础上,进一步实例论证并提出沉积相或岩相古地理研究应为页岩气地质调查和选区评价的关键和基础。     

贵州遵义板桥剖面奥陶系湄潭组黑色页岩沉积环境条件判识及烃源意义*

华南上扬子地区下奥陶统湄潭组是一套厚度较大的泥页岩沉积,黑色页岩十分发育,但对其沉积环境的认识争议较大。文中以贵州遵义板桥剖面为例,通过对黑色页岩及其共生岩石的沉积特征及地球化学特征的综合研究,着重分析湄潭组黑色页岩沉积期的相对水深、沉积水动力条件以及古海水物理化学性质等沉积环境条件。结果表明: (1)板桥剖面湄潭组黑色页岩以颜色暗黑和水平纹理发育良好为显著特征,不产出宏体生物化石,主要以与生屑灰岩或钙质粉砂岩不等厚频繁互层的共生形式产出,说明湄潭组黑色页岩应该不是深水环境的沉积产物,而是在混积台地内低能的浅水泥质潟湖环境中沉积的;(2)与黑色页岩互层的生屑灰岩层段多发育下细上粗的逆粒序结构,顶部可见铁质氧化物,钙质粉砂岩则多发育浪成交错层理和生物钻孔,均呈现出浅水沉积特征;(3)黑色页岩的V/(V+Ni)、Th/U、V/Cr以及Ni/Co的平均值分别为0.71、5.52、1.07和2.04,均指示次氧化—氧化环境;Sr/Ba值介于0.11~2.20之间,平均值为0.55,指示淡水—半咸水环境;(4)生屑灰岩的部分层段可见明显的侵蚀面,镜下可见岩溶发育,同时其REE配分形态趋于水平,∑REE值较高、Y/Ho值较低,具暴露岩溶特征;(5)黑色页岩TOC值介于0.09%~1.05%之间,平均值为0.39%,恢复的原始TOC含量介于0.28%~3.16%之间,平均值为1.25;R_O平均值为2.095,有机质类型主要为腐泥型。综合上述分析结果,认为遵义板桥剖面湄潭组黑色页岩为一套形成于浅水、次氧化-氧化环境的有效烃源岩,高的古生产力是有机质富集的主要原因。研究结果为判识川南地区湄潭组黑色岩系沉积环境和生烃潜力提供有力的证据,也为浅水成因黑色页岩沉积环境条件判识研究提供了一个新的实例。     

四川盆地南部地区寒武系油气勘探前景

为明确四川盆地南部地区寒武系常规油气和页岩气的勘探前景,应用岩相学和地球化学分析手段相结合,对研究区中上寒武统娄山组和下寒武统清虚洞组的厚度、孔隙度、渗透率、孔隙类型和下寒武统筇竹寺组的厚度、总有机碳质量分数w(TOC)、镜质体反射率Ro、矿物组分等进行了深入剖析.结果表明:①川南地区烃源岩厚度大(80～100m),w...     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油系统的成藏特殊性

通过烃源岩条件、储层特征与原油类型分布及其来源、源-储配置关系的系统分析,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下段致密油系统的自生自储与层控成藏特征。结果表明,芦草沟组咸水湖相沉积中的不同岩性均有不同含量的原始有机质,其中的泥岩有机质丰度和生烃潜力最高,为主力烃源岩,母质类型具倾油特征,处于生油阶段。位于烃源岩层系内的砂岩类与碳酸盐岩类储集层主要为低孔低渗-致密背景,含油性与物性差异存在密切关系。源-储配置表现为互层和泥包砂特征,具有源、储邻近叠置分布的致密油聚集条件。芦草沟组上、下段的原油物性与地化特征存在明显差异,分别主要来自邻近层段烃源岩。综合研究认为吉木萨尔凹陷内芦草沟组具有就近运移、自生自储的层控致密油成藏模式。     

四川盆地东南部震旦系灯影组四段台缘带天然气勘探前景

四川盆地绵阳-长宁拉张槽两侧震旦系灯影组台缘带是重要的天然气勘探领域,自川中古隆起核部拉张槽东侧灯影组台缘带发现安岳气田以来,处于古隆起南、北两侧深层-超深层斜坡和深洼陷区的灯影组台缘带日益受到关注,但对其发育特征尤其川中古隆起南侧灯影组四段台缘带的发育特征和油气成藏条件等缺乏清晰的认识。基于此,充分利用最新地震和钻井等资料,选择四川盆地东南部绵阳-长宁拉张槽东侧灯影组四段台缘带进行了重点研究。结果表明,该区灯影组四段台缘带平面展布方向自南向北从北东向转为北北西向,剖面上与川中古隆起及其北斜坡至深洼区的陡坡型台缘带差异显著,以缓坡型台缘带为特征;该区油气成藏条件优越,发育陡山沱组、灯三段和筇竹寺组3套烃源岩,储层品质良好,发育系列由台缘丘滩体构成的岩性圈闭,空间上存在“下生上储、旁生侧储和上生下储”等多种源储配置样式,具有近源优储的显著特点,且保存条件好,勘探前景好。     

四川盆地奥陶系岩相古地理与勘探潜力

在前人研究基础上,依托露头和钻井资料,以沉积相分析为核心,结合四川盆地构造演化,采用单因素分析多因素综合法,以"组"为单元编制了奥陶纪岩相古地理图。奥陶纪四川盆地及邻区总体呈现西高东低的古地理格局,自西向东发育滨岸相、混积潮坪相、局限台地相、开阔台地相和斜坡相—盆地相。从岩相古地理视角对成藏条件的分析表明:奥陶系五峰组沉积期四川盆地主体属于局限海环境,发育了一套优质烃源岩,此外,与奥陶系临近的上覆志留系龙马溪组和下伏寒武系筇竹寺组烃源岩在有断层沟通的情况下可提供有效气源;奥陶系碳酸盐岩总体致密,白云石化、表生溶蚀和裂缝的存在是储层形成的关键因素,对应发育了桐梓组—红花园组颗粒滩白云岩储层、岩溶储层和宝塔组裂缝储层等三类储层;奥陶系发育下部(下生上储)和上部(上生下储)两套成藏组合,具有较好的勘探潜力。