龙门山冲断带北段前山带构造分带性及山前带变形特征

龙门山冲断带构造分带性是龙门山构造研究中的核心内容和关键科学问题.在野外实测地质大剖面以及路线地质调查的基础上,根据冲断带不同部位构造样式的不同,将龙门山冲断带北段前山带划分出3个构造亚带,即唐王寨-仰天窝飞来峰-滑覆体构造亚带、楼子坝-雁门坝-马角坝叠瓦冲断亚带、矿山梁-天井山-二廊庙冲断背斜亚带.各亚带具有不同构造变形特征:飞来峰-滑覆体构造亚带具有"推覆加滑覆"的构造叠加和演变特征;叠瓦冲断亚带中冲断构造十分发育,从北西至南东方向,不同系、同一系中不同组、同一组中不同段的地层依次由老向新逆冲,组成典型的叠瓦状构造样式,逆冲断裂向西呈铲式倾斜,并收敛于逆冲断裂系底板断层之上.构造岩片中褶皱构造十分发育,以断层传播褶皱为主,其轴迹走向和轴面产状与叠瓦冲断亚带中各条断层的总体产状几乎相同,均倒向前陆方向.冲断背斜亚带具有双重构造特点,在浅层表现为近直立的短轴背斜,构造样式以断层转折褶皱为主,深层由多个逆冲岩片叠置而成.下寺-金子山-厚坝山前带浅部层次中冲断稀少、规模较小、变形微弱,主要表现为向南东倾斜的单斜构造,深部层次发育有大型隐伏逆冲断裂.从前山带和山前带总体上具有变形强度向前陆方向有规律递减、卷入构造的地层逐渐变新、变形层次逐渐变浅的趋势,反映了冲断构造具有前展式特征.冲断构造是晚三叠世与新生代两期构造变形的产物:晚三叠世构造变形强烈,是龙门山前陆冲断带的主要形成期;新生代变形较弱,叠加和改造了晚三叠世的构造变形.     

川西龙门山褶皱冲断带分带性变形特征

通过野外地质考察和地震资料解释,将龙门山褶皱冲断带划分为5个构造带,即青川-茂汶断裂以西为松潘-甘孜构造带,青川-茂汶断裂与北川-映秀断裂之间为韧性变形带,北川-映秀断裂与马角坝-通济场-双石断裂之间为基底卷入冲断带,马角坝-通济场-双石断裂与广元-关口-大邑断裂之间为前缘-褶皱冲断带,广元-关口-大邑断裂以东为前陆坳陷带,在构造变形特征上,各条断裂在演化上具有前展式特征,在松潘-甘孜构造带和韧性变形带构造变形强烈,形成推覆构造带等构造变形样式,在前缘-褶皱冲断带和前陆坳陷带,变形强度较弱,形成背冲断块或断层相关褶皱等构造,西北部区域的变形表现为塑性变形特征,向南东方向渐变为塑-脆性变形和脆性变形,在剖面上各条断裂所形成的深度向盆地方向逐渐递减。龙门山褶皱冲断带的分带性变形特征是由多种因素共同影响的结果,这些因素主要有板块构造背景的决定作用、多套滑脱层的控制作用和岩性因素的制约作用。     

龙门山前陆褶皱冲断带构造解析与川西前陆盆地的发育

通过详细的野外地质调查和精细的地震剖面构造解析。揭示了龙门山前陆褶皱冲断带的基本构造特征。对比分析了龙门山北段与南段构造变形几何学和运动学的差异。提出龙门山北段主要表现为一系列复杂的逆冲推覆构造,晚三叠纪变形强于新生代;龙门山南段则以基底卷入的叠瓦状冲断为特点,晚白垩纪-早第三纪变形尤为突出。与前陆褶皱冲断带相对应的是,川西晚三叠纪时期的周缘前陆盆地主要表现在整个龙门山褶皱冲断带的前渊地区;而晚白垩纪-早第三纪再生前陆盆地却局限在川西盆地的南部,并且印-藏碰撞的持续挤压作用使得晚新生代构造变形不断向东扩展进入川西盆地南部。     

龙门山冲断带构造特征研究主要进展及存在问题探讨

在前人研究成果基础上,对龙门山冲断带差异构造变形特征,构造几何样式,构造演化等几个方面进行了综述。研究表明,龙门山冲断带具有明显差异构造变形特征,即东西分带、南北分段、上下分层,同时发育大量构造变形样式,如断层相关褶皱、三角带、飞来峰、双重构造等等,在经历了多期复杂构造演化之后,构造变形样式具有多期叠加特征,最后提出详细地表构造地质建模、地震剖面精细解释及合理模型的建立,同时结合多种量化测试分析手段能够有效推进龙门山冲断带复杂构造样式与多期构造演化阶段分析研究工作,以及推动该地区的油气勘探。     

川西龙门山前缘雷口坡组油气成藏条件

龙门山前雷口坡组烃源岩为中等烃源岩,干酪根类型以I型干酪根为主,生气丰度30-50×10^8m^3／k^2,生气中心在安县。雷口坡组储集岩为粒屑白云岩,主要发育于雷三段,其次为雷一段,为孔隙性储层。研究表明这些粗结构碳酸盐岩的发育与滩相沉积环境密切相关。中坝雷三气藏成藏主控因素是：早期的构造,有利的储层和良好的保存条件。龙门山前缘雷口坡组天然气勘探前景良好,龙门山前缘中北段双鱼石至金河一带为有利勘探区带。     

中国中西部前陆冲断带盖层品质与油气成藏

中西部前陆盆地沉积演化经历前前陆盆地克拉通沉积、早期前陆盆地沉积、中生代坳陷盆地沉积和新生代再生前陆盆地沉积四个阶段,共发育四种类型的盖层：即克拉通或海陆过渡期盖层、湖沼相煤系盖层、氧化宽浅湖或边缘海相膏泥岩盖层和湖相泥岩盖层。通过叠合型（准噶尔南部（准南））、改造型（川西）和新生型（柴达木北缘（柴北缘））三种典型的前陆盆地各套盖层岩性、盖层岩石累积厚度、盖层岩石占地层厚度的比值、盖层岩石单层厚度、岩石力学特征和盖层封闭烃柱高度定量对比分析,认为川西盖层封闭能力总体优于准南,准南各套盖层封闭能力又优于柴北缘,柴北缘上新统上下油砂山组盖层品质较差,准南中新统塔西河组、柴北缘渐新统上干柴沟组和始新统路乐河组盖层品质较好,其余盖层品质为好。品质好的盖层分布于储盖组合Ⅱ（晚三叠世—侏罗世前陆盆地或坳陷盆地陆相沉积阶段形成的储盖组合）和Ⅲ（晚侏罗世—古近纪陆内坳陷磨拉石沉积阶段形成的储盖组合）中,组合Ⅱ中为中生代湖沼相煤系盖层,控制着自生自储原生油气藏的聚集和保存,组合Ⅲ中多为古近系氧化宽浅湖或边缘海相膏泥岩盖层,对断层沟通下伏烃源岩或调整早期油气到组合Ⅲ中聚集成藏起到重要的封盖作用。受品质好盖层控制,中西部前陆盆地油气主要富集在储盖组合Ⅱ和Ⅲ中。     

龙门山褶皱冲断带典型地震剖面平衡剖面恢复及构造演化分析

近年来,龙门山褶皱冲断带是国内外专家学者研究复杂构造地质的天然实验室。通过野外地质调查和精细地震构造解释,利用最新最的油气勘探地球物理资料,通过选取龙门山北段、中段、南段与构造走向基本垂直的成像效果较好具有代表性的区域地震大剖面3条,借助Geo—sec二维平衡剖面构造恢复技术,对龙门山褶皱冲断带的构造发育及其演化过程进行分析。通过对各段构造发育及断裂演化史进行深入剖析,总结出7种构造发育样式以及北、中、南段构造组合特征。通过对比北、中、南段构造发育及演化特征,证实龙门山褶皱冲断带是由多期构造运动叠加形成的复式构造,具体表现为基底卷入推覆冲断、盖层滑脱叠瓦状推覆冲断、逆冲双重构造等多种构造样式。印支运动早期以前,主要以拉张环境为主,缓慢隆升;印支晚期以后,以挤压环境为主,逆冲推覆快速隆升,至喜马拉雅运动时期定型。在此基础上,综合石油地质综合评价,结合各段区域内已发现气田的构造特征,对有利油气构造样式进行了预测,指出其中的被动断弯与断展背斜构造、顶板双重构造、背冲构造是油气勘探的有利构造样式。     

前陆盆地冲断带构造分段特征及其对油气成藏的控制作用

以中国中西部典型前陆盆地为例,分析了典型前陆盆地前陆冲断带的构造分段特征,总结构造分段的主控因素主要包括构造动力学背景、调节构造、构造变形期次与构造叠加、滑脱层与构造变形强度的影响等。中国中西部前陆冲断带的油气勘探成果表明,构造分段特征对不同构造段油气成藏具有明显的影响和控制作用,主要表现为:不同构造段的油气富集层位不同;不同构造段的油气成藏时间及成藏期次特征存在差异,主成藏期也不同。     

库车前陆冲断带横断层发育特征及其形成机制

横断层是指走向与主构造走向线直交或大角度相交的伴生断层,在冲断带中普遍存在且具有一定的研究意义。库车前陆逆冲带是中亚地区典型的逆冲褶皱带,是经历多期构造形成的再生前陆盆地,具备发育横断层的构造基础。结合前人资料,通过对地貌遥感影像、深部物理资料以及地震勘探等资料的分析解译,对库车前陆冲断带的横断层构造特征、形成机制以及地质意义进行了探讨。通过研究发现:(1)库车前陆冲断带存在16条主要横断层(组),其中9条横断层结构及性质确定,总体来看主要分布在北部单斜带、克拉苏构造带以及秋里塔格构造带;(2)依照形成机制,研究区横断层可以分为基底断裂活化型走滑横断层、盖层撕裂型走滑横断层以及盐上张性横断层三大类;(3)横断层在调节冲断带不同段逆冲差异、横向河流发育、丰富构造样式以及控制油气运移等方面具有一定的地质意义。     

龙门山褶皱冲断带南北分段性与汶川地震的关系

龙门山褶皱冲断带位于青藏高原东缘与四川盆地之间,中生代以来主要经历了晚三叠世和新生代两期重要的地壳缩短变形,形成了典型的逆冲推覆构造带.龙门山的形成和演化与青藏高原隆升以及地震活动有着密切的关系,因此龙门山褶皱冲断带南北两段的差异性被众多学者所关注.文章在前人工作的基础之上从3个角度来阐述龙门山南北两段的差异性:1)地质调查和地震反射剖面解释表明,晚三叠世龙门山北段变形强烈而南段变形不明显,南北分段格局就此形成;2)汶川地震同震地表破裂的差异,北段以右旋斜向逆冲为主,南段则主要以逆冲为主.兼有少量的走滑分量;3)同震断裂的三维构造建模揭示出,同震断层的三维几何形态同样存在南北差异,北段同震断层只有一条且不能向下延伸至深部的主滑脱层,而南段同震断层有两条分支,二者在大约10km的深度合并成一条,并向下延伸至约17km深度与主滑脱层相连.因此,认为汶川地震同震破裂的南北分段性是由于晚三叠世龙门山先存的南北构造差异性所引发的.     

川南龙马溪组页岩储层特征及主控因素

以川南长宁页岩气示范区A井页岩气优质产层龙一1小层与非优质产层龙一2小层及龙二段为主要研究对象,从储层矿物组成、纳米孔隙发育特征和赋存载体组合样式及其主控因素等微观层面进行系统对比,进一步明确了两者的差异及相互关系.研究结果显示:1)龙一1小层富含有机质、石英和黄铁矿,页岩孔径分布呈前峰型,纳米孔隙发育主要受TOC含量...     

Characteristics and Main Controlling Factors of Tight Oil Reservoir in the Jimsar Sag of Junggar Basin

<正>1 Introduction Jimsar sag covers about 1278 km2 in the south of the eastern uplift of Junggar basin.It is a half graben depression area in which the west,south and north is controlled by faults(Fig.1),and is tilting uplift to the east.It deposited Permian,Triassic,Jurassic,the Cretaceous and Cenozoic strata chronologically.The thickness of Lucaogou Formation is about 200 m to 350 m,it is the     

川东建南地区须家河组储层特征及发育控制因素研究

川东建南地区须家河组砂岩致密化程度高,非均质性强,有利储层的发育分布成为勘探的难点.本文基于铸体薄片、扫描电镜和实测物性等分析化验资料,在查明须家河组砂岩的岩石学特征、物性特征和孔隙结构特征的基础上,揭示砂岩的致密化成因和储层发育控制因素.建南地区须家河组砂岩中塑性岩屑含量较高,岩石类型以岩屑砂岩为主,含有少量岩屑石英...     

塔里木盆地英买力地区奥陶系储层特征及主控因素研究

塔里木盆地英买力地区奥陶系碳酸盐岩油气成藏条件优越.该地区一间房组和鹰山组为优质储层分布的主要层位,储层分布具明显差异性.通过岩心,薄片,测井及分析测试等资料对该地区奥陶系碳酸盐岩储层进行分析.结果表明,英买力地区一间房组岩性主要为滩相泥晶颗粒灰岩及亮晶颗粒灰岩,鹰山组岩性为泥晶灰岩和颗粒灰岩交互分布.储层储集空间以构造裂缝和孔洞为主,储层类型主要为孔洞-裂缝型和裂缝型.沉积相带控制了原始沉积的物质基础,构造作用、埋藏溶蚀连同大气淡水溶蚀等多种建设性成岩作用使研究区内台内滩储集体和礁滩储集体的连通性增强,储集空间增大,便于形成较好储层,溶蚀作用和构造运动是控制储层发育分布的关键因素.     

陕北青化砭油田长2砂岩储层物性的控制因素

青化砭油田上三叠统长2辫状河砂岩储集层物性主要受沉积相及成岩作用的控制。沉积相通过控制储集岩的颗粒粒度及粘土矿物含量来控制储集物性,河道中心砂岩的物性好于河道侧翼砂岩,河道间沉积的储集物性最差。压实作用是造成砂岩原生孔隙丧失的主要原因,碳酸盐矿物和石英的次生加大胶结是降低储层物性的主要胶结作用,经溶解作用改造的辫状河河道砂体成为储集性能良好的油气储集体,是今后研究区长2油层组的主攻目标。     

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏特征及控制因素分析

通过对松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏类型及其特征研究,总结出该区岩性油藏主要受4种因素控制:（1）断裂是最重要的超压流体优势输导通道;（2）古超压是油气向下运移的输导动力;（3）长期继承性古鼻状构造是油气侧向运聚的优势指向区;（4）以空间成因单砂体为控制因素形成的单一岩性圈闭是最基本的控油与聚油单元,垂向多个小层、平面多支单砂体形成的圈闭以及非圈闭在空间上复杂叠置是造成油水分布极其复杂的根本原因。这对该区岩性圈闭预测、岩性油藏成藏分析以及对极其复杂的油水分布机理与规律研究提供极为重要的基础,对当前复杂的油气勘探与开发具重要理论意义。     

松辽盆地榆树林油田葡萄花油层主控因素分析

对榆树林油田的地质、钻井和地球化学资料分析表明,榆树林油田青1 段烃源岩有机质丰度高、生烃潜力大。油源 对比表明,葡萄花油层中的油来源于青1 段烃源岩。储层以浅水三角洲沉积环境下的分流河道砂为主,属于中孔- 中渗储层。 研究区油藏类型以岩性油藏为主,油水分布平面上呈现由西南部向东北部油层逐渐减少、水层逐渐增多的趋势,剖面上呈 现西南部广泛发育油层、中部上油下水、东北部水层居多的特征。研究发现,由西南部向东北部随着烃源岩演化程度的降低, 油层发育逐渐减少,有效储集体的分布与油层的发育在平面上对应关系明显,生、排烃时期断层活动性强的区域更有利于 葡萄花油层成藏。烃源岩成熟度、有效储集体、断层活动性控制了榆树林油田葡萄花油层的成藏。     

Characteristics and Controlling Factors of Shale Oil Reservoir Spaces in the Bohai Bay Basin

The Cenozoic continental strata of the Bohai Bay Basin are rich in shale oil resources, and they contain various types of reservoir spaces that are controlled by complex factors. Using field emission scanning electron microscopy(FESEM), automatic mineral identification and characterization system(AMICS), CO2 and N2 gas adsorption, and focused ion beam scanning electron microscopy(FIB-SEM), the types of shale reservoir spaces in the Bohai Bay Basin are summarized, the spatial distribution and connectivity of the various types of pores are described in detail, the microscopic pore structures are characterized, and the key geological mechanisms affecting the formation and evolution of the reservoir spaces are determined. Three conclusions can be drawn in the present study. First, the shale reservoir spaces in the Bohai Bay Basin can be divided into three broad categories, including mineral matrix pores, organic matter pores, and micro fractures. Those spaces can be subdivided into seven categories and fourteen sub-categories based on the distribution and formation mechanisms of the pores. Second, the complex pore-throat structures of the shale reservoir can be divided into two types based on the shape of the adsorption hysteresis loop. The pore structures mainly include wedge-shaped, flat slit-shaped, and ink bottle-shaped pores. The mesopores and micropores are the main contributors to pore volume and specific surface area, respectively. The macropores provide a portion of the pore volume, but they do not significantly contribute to the specific surface area. Third, the factors controlling the development of microscopic pores in the shale are complex. The sedimentary environment determines the composition and structure of the shale and provides the material basis for pore development. Diagenesis controls the types and characteristics of the pores. In addition, the thermal evolution of the organic matter is closely related to inorganic diagenesis and drives the formation and evolution of the pores.     

涠西南凹陷西北陡坡带流三段砂砾岩储层特征与主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射分析等实验手段,结合物性、有机质演化、埋藏史、测录井等资料,研究涠西南凹陷西北陡坡带流三段砂砾岩储层储集性能、成岩特征及物性主控因素.结果表明:（1）流三段储层岩石类型以岩屑砂岩为主,岩性以粗粒级砂砾岩、含砾粗砂岩为主,储集空间以粒内溶孔、残余粒间孔、铸模孔等为主,物性变化大,以低孔特低渗、中孔低渗、中孔中渗、高孔高渗为特征,非均质性强.（2）持续的压实作用是物性变差的主要原因,碳酸盐胶结和自生粘土矿物充填使部分原生孔隙丧失,高泥质含量部位表现为早期强压实;粗粒级砂岩的中-强溶蚀作用有利于次生孔隙的发育,而微裂缝是深层砂砾岩储层的重要渗流通道之一.西北斜坡带流三段扇三角洲水下分流河道发育厚层的砂砾岩、含砾粗砂岩,杂基含量低,压实作用较弱,是研究区的优质储层发育带;湖底扇压实作用强,微裂缝提供了有机酸性流体活动的渗流通道,砂砾岩储层发生次生溶蚀使储集性能得以改善,为深层相对有利储层.      

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层特征及其主控因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段,研究了松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层的沉积特征、岩石学特征、物性特征、孔隙类型、结构特征及成岩作用特征,并进一步分析了储层主控因素。研究结果表明:红岗北地区扶余油层岩性油藏储层主要是顺源带状展布的(水下)分流河道微相及河口坝微相砂体,岩性主要以长石岩屑砂岩、粉砂岩为主,属于低—特低孔、低—特低渗储层,成岩阶段处于晚成岩A2段。储层物性主要受控于成岩作用和沉积微相,压实和胶结作用使储层孔隙度大量丧失、物性变差,而溶蚀作用产生次生孔隙使储层物性得到改善;不同沉积微相类型的储层物性差异较大,分流河道微相和河口坝(或席状砂主体)微相是油气聚集的有利相带。