四川龙门山中段上三叠统须家河组特征

上三叠统须家河组广泛分布于四川汶川县、都江堰市、崇州市、大邑县等毗邻地区。呈NE向展布,出露面积大于150km²,厚度大于2851m。笔者在进行1:5万“三江幅”和“万家坪幅”区域地质调查时,于该区测制了须家河组剖面。本文对这一地区的须家河组进行了一、二、三段的划分,并对岩石特征、地层对比、底顶界线、生物地层和年代地层进行概略讨论;须家河组的沉积环境可划分为三角洲相和河流相。     

四川盆地上三叠统须家河组的双壳类动物群

本文通过四川盆地上三叠统须家河组中丰富的双壳类化石新资料的研究,划分出了两个双壳类化石组合带,并对其组合特征、地区分布和沉积环境进行了讨论,还描述5个新种,刊出了主要化石图版。     

四川盆地东缘上三叠统须家河组沉积特征

根据露头剖面实测、观察资料,分析和总结了四川盆地东缘上三叠统须家河组(T3x)的地层、岩性特征及沉积相标志.研究区内须家河组岩性为成分成熟度低的砂岩夹泥岩(局部有薄煤层及煤线),结合沉积相标志的研究结果认为其主要为三角洲-湖泊、辫状河、曲流河沉积,且以辫状河沉积为主.三角洲-湖泊沉积在须家河组下部相对发育,包括了沼泽、分流河道、水下分流河道、分流间湾、浅湖等微相类型,辫状河则在该组中部发育,包括了心滩、废弃河道等微相类型,曲流河沉积发育于该组近顶部,包括了边滩、泛滥平原(沼泽)等沉积微相,其中辫状河心滩是区内主要储集体,而三角洲-湖泊泥岩是良好的烃源岩,提出了区内须家河组的沉积相模式.     

试论川渝河包场地区上三叠统须家河组沉积相

川渝河包场地区发育上三叠统须家河组,该组假整合于中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩侵蚀面之上,不整合/整合伏于侏罗系红层之下的一套以砂泥岩为主,砂岩与泥岩不等厚互层夹薄煤层的煤系地层,该组的沉积相长期存在争议。笔者据野外实测剖面资料,结合室内薄片分析,从沉积学观点系统地分析了其砂体展布、岩性、组构等特征,认为河包场地区的须家河组沉积相为湖泊相,沉积亚相主要为滨浅湖亚相及滨岸沼泽。     

川中合川地区上三叠统须家河组二段储层特征

合川地区须家河组二段显示出较好的含油气性,通过对该地区岩心及铸体薄片观察分析,对该区须家河组二段的沉积相、岩石学特征、孔喉结构、成岩作用、物性特征及其主控因素进行了深入研究.认识到合川地区须二段岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,属于三角洲前缘亚相沉积,水下分流河道和河口砂坝是主要储集砂体,储集空间类型主要为粒间孔和粒内溶孔,并搞清了合川地区须二段储层的成岩作用、物性特征及其控制因素,对加快合川地区须二段的勘探开发步伐具有重要的理论价值和现实意义.     

重庆地区上三叠统须家河组煤质特征规律初探

重庆地区须家河组为一套砂岩、泥岩、砂质泥岩、粉砂岩和煤层组成的湖滨-三角洲型沉积,煤质分级主要为中灰（特低灰-高灰）、低硫（特低硫-中高硫）、高热值（低热值-特高热值）煤;灰分与硫分等值线分布较为相似,总趋势为北东-南西向展布,呈不规则条带状和团块状分布;原煤灰分值与发热量值呈负相关性,浮煤灰分值与发热量值呈正相关性,初步得出同一采集点原煤和浮煤的灰分与发热量的相关性正好相反,煤类分布与挥发分等值线展布相似的结论。     

川中广安地区上三叠统须家河组岩相组合与沉积特征

根据露头剖面、钻测井资料,分析和总结了川中广安地区上三叠统须家河组(T3x,原称香溪群)的岩相组合、沉积特征及有利储层评价。研究区内须家河组可识别出11种岩相类型、7种岩相组合。川中广安地区在须家河组沉积时期,主要发育了湖泊沉积体系和3个三角洲沉积体系,三角洲砂体以三角洲平原辫状河道与三角洲前缘水下分支河道微相的正韵律砂体叠置发育为特征,三角洲体系中的主干河道叠置带明显控制了有利储层的平面分布,三角洲平原-前缘的过渡区为最有利储层的发育区。     

川中地区上三叠统须家河组气源分析

通过对川中与川西北主要气田的天然气组分、天然气运移指标等资料的详细分析,发现川中地区须家河组天然气主要来自内部的次级生烃洼陷,其中须家河组二、四、六段气源分别为一、三、五段烃源岩,且不同含气层段之间很少有气源窜通的现象。最后指出即使生气强度小于20×108m3/km2,但只要紧邻生气洼陷,储层物性就相对较好,又有良好的构造背景,也能形成大中型气田。     

四川盆地上三叠统须家河组沉积时期古气候

四川盆地上三叠统须家河组可分为6段,整体表现为砂—泥间互的沉积结构,古气候是控制这种沉积结构的重要因素之一。文中利用孢粉分析法、黏土矿物分析法和特征元素分析法对全盆地6个采样点、6个层段的泥岩样品进行了系统分析,分别恢复了四川盆地晚三叠世须家河组各段地层沉积时期的古气候。研究表明,四川盆地晚三叠世须家河组沉积时期古气候特征为热带—亚热带背景下发生的温热交替、干湿更迭:须1段为海陆过渡相沉积,该时期温度高、湿度大,为炎热潮湿气候;须2段沉积时期,温度与须1段沉积时期持平或略低、湿度大幅降低,为温和干燥气候;须3段沉积时期,温度和湿度均比须2段沉积时期高,炎热潮湿,沼泽沉积发育;须4段沉积时期,温度升高、湿度略有降低,气候温和干旱;须5段沉积时期,温度和湿度均达到峰值,为整个须家河组沉积时期最炎热潮湿的阶段;须6段沉积时期,温度降至最低、湿度有所下降,气候温和干旱。     

四川盆地川中地区上三叠统须家河组绿泥石胶结相储层特征

四川盆地川中地区须家河组储集砂岩中发育大量自生绿泥石,本文通过绿泥石胶结相砂岩样品的薄片观察、扫描电镜以及压汞等实验分析,发现绿泥石胶结相的砂岩储层中绿泥石与孔隙之间存在密切关系,随着绿泥石含量增加,孔隙度相应提高,绿泥石与面孔率呈明显正相关关系。绿泥石在岩石孔隙中以包膜或孔隙衬里的形态产出,绿泥石环边在成岩过程中抑制石英的次生加大,可提升储层岩石的机械强度和抗压能力,造成储层岩石的原生孔隙在复杂的地质作用中得以保存。然而,随着绿泥石含量增加,渗透率明显降低,表现出负相关关系,因此,绿泥石对须家河组致密储层影响表现为两方面,它虽能提高面孔率却降低了储层渗透率,在储层评价过程中应分别描述。     

川西上三叠统须家河组超致密砂岩储层评价

川西须家河组超致密砂岩中发育多种储层类型,天然气产出能力各异。针对须家河组超致密砂岩整体孔渗关系差,以孔隙度为基础、单定量孔渗关系模型评价精度低的特点,以微观孔隙结构与储集物性关系深入分析为基础,建立了以渗透率为基础,利用与多种储集类型相配置的孔渗多定量关系模型,分别确定了不同储集类型的不同下限,提高了超致密砂岩储层的评价水平。     

川中地区上三叠统须家河组成岩层序地层学特征

充分利用薄片分析以及X-衍射等资料,结合元素俘获(ECS)测井解释所获得的岩石矿物组合特征,从层序界面对成岩特征的控制以及不同基准面旋回内的成岩作用发育规律两个方面分别对川中须家河组层序地层格架内的成岩作用特征进行探讨。结果表明,须家河组可划分为2个超长期和5个长期基准面旋回层序。须二段、须四段底部的层序界面之下碳酸盐胶结物含量普遍增加,而界面之上的砂体普遍见溶蚀现象,储层物性相对变好。须四段基准面上升半旋回时期形成的沉积物颗粒粒度较粗、泥质含量低、砂体厚度大、连通性好,在成岩过程中原生孔隙容易得到保存,再加上受到层序界面所控制的有机酸性水溶蚀作用的影响,有利于次生孔隙的产生。而基准面下降期,砂体的连通性变差、泥质夹层增多,在成岩过程中原生孔隙不易保留同时也不利于次生溶蚀孔隙的产生,因而物性最差。须二段总体也具此规律,但由于其埋藏更深,经历成岩作用更为复杂,因此并不如须四段明显。研究成果可为研究区优质储层追踪对比及预测提供依据,同时也能为成岩层序地层学的研究提供借鉴。     

四川盆地东部上三叠统须家河组层序地层及聚煤特征研究*

四川盆地东部上三叠统须家河组共分7段,其中须一段与川西小塘子组为同期异相沉积。须一、须三、须五、须七段为含煤泥岩段,须二、须四、须六段为砂岩段。对区内钻井剖面及露头剖面进行分析,在须家河组中识别出区域性构造不整合面及河流下切冲刷面等层序界面,将须家河组划分为4个三级层序,分别对应于须一段、须二段—须三段、须四段—须五段、须六段—须七段。以地层的岩性、岩相变化特征细化分出低位体系域、湖侵体系域和高位体系域。其中低位体系域以广泛分布的河道砂岩沉积为特征;湖侵体系域与高位体系域以湖滨三角洲相的细砂岩、粉砂岩、泥岩及煤层互层为特征。对层序地层格架下的聚煤特征分析表明,层序Ⅲ聚煤最有利,其次为层序Ⅳ,层序Ⅱ最差;在层序Ⅲ内,高位体系域比湖侵体系域更有利于成煤。煤层厚度变化明显受泥炭堆积速率与可容空间增加速率的控制,高位体系域早期较高的可容空间增加速率与较高的泥炭堆积速率保持平衡,有利于厚泥炭(煤)层的形成。     

德阳须家河组四段沉积相特征和砂体分布规律

孝泉—新场—合兴场地区上三叠统须家河组四段以发育扇三角洲沉积体系为主,其砂体成因类型为扇三角洲前缘水下辫状分流河道(含砾)中—粗粒砂岩夹少量碎屑流沉积砾岩。须家河组四段可划分为1个长期、3个中期和18个短期基准面旋回层序,主要砂体合并为6套砂组。各砂组分布与由基准面变化引起的可容纳空间和沉积物供给量比值密切相关:低位体系域沉积期,基准面上升缓慢,沉积物供给(远)大于可容纳空间,沉积作用以主动进积为主,砂体不断向湖盆方向推进;湖侵体系域沉积期,基准面快速上升,沉积物供给量逐渐减少而(远)小于可容纳空间,沉积作用由进积逐渐转入加积和退积;高位体系域沉积期,基准面由缓慢上升逐渐进入到快速下降,可容纳空间由缓慢增加突变为迅速减小,而沉积物供给由小于或略等于可容纳空间逐渐变为(远)大于可容纳空间,沉积作用由弱进积、加积迅速变为强迫进积。     

川西前陆盆地上三叠统须家河组成岩相研究

通过成岩分析,将川西前陆盆地须家河组储层分为压实-压溶成岩相、碳酸岩胶结交代成岩相、粘土矿物（伊利石）胶结交代成岩相、绿泥石环边胶结成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相和破碎裂缝成岩相、石英次生加大成岩相、有机质充填成岩相等8种单因素成岩相,并从构造、沉积和成岩作用三类储层要素入手分析其成因及展布,在此基础上划分出须家河组综合成岩相。冲断带发育的压实-破碎-硅质胶结成岩相、近前渊三角洲相砂体中发育强压实-溶蚀-绿泥石衬边胶结成岩相和前隆带三角洲相中发育的中压实-溶蚀-绿泥石衬边胶结相均可形成较好的储层。     

Tectonic Fractures in Tight Gas Sandstones of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the Western Sichuan Basin,China

<正>The western Sichuan Basin,which is located at the front of the Longmen Mountains in the west of Sichuan Province,China,is a foreland basin formed in the Late Triassic.The Upper Triassic Xujiahe Formation is a tight gas sandstone reservoir with low porosity and ultra-low permeability, whose gas accumulation and production are controlled by well-developed fracture zones.There are mainly three types of fractures developed in the Upper Triassic tight gas sandstones,namely tectonic fractures,diagenetic fractures and overpressure-related fractures,of which high-angle tectonic fractures are the most important.The tectonic fractures can be classified into four sets,i.e.,N-S-,NE-, E-W- and NW-striking fractures.In addition,there are a number of approximately horizontal shear fractures in some of the medium-grained sandstones and grit stones nearby the thrusts or slip layers. Tectonic fractures were mainly formed at the end of the Triassic,the end of the Cretaceous and the end of the Neogene-Early Pleistocene.The development degree of tectonic fractures was controlled by lithology,thickness,structure,stress and fluid pressure.Overpressure makes not only the rock shear strength decrease,but also the stress state change from compression to tension.Thus,tensional fractures can be formed in fold-thrust belts.Tectonic fractures are mainly developed along the NE- and N-S-striking structural belts,and are the important storage space and the principal flow channels in the tight gas sandstone.The porosity of fractures here is 28.4%of the gross reservoir porosity,and the permeability of fractures being two or three grades higher than that of the matrix pores.Four sets of high-angle tectonic fractures and horizontal shear fractures formed a good network system and controlled the distribution and production of gas in the tight sandstones.