四川自流井构造西段海子田浅层天然气前景分析

海子田位于自流井构造西段南西倾伏端北西翼次级构造上。通过自流井构造嘉陵江组三段气藏(简称"嘉三气藏")规律分析,认为海子田区块"嘉三气藏"具有与自流井构造其他区块"嘉三气藏"相同的成藏条件。从地表地质、地震资料、TM遥感和实钻地质资料总结出,海子田区块是自流井构造西段寻找"嘉三气藏"的最佳靶区。     

低渗低阻产水气藏气水层识别:以广安气田须家河组为例

广安气田上三叠统须四段和须六段气藏发育了构造气藏、构造-岩性气藏和岩性气藏.储层具有低孔、低渗、低阻和高束缚水饱和度特征.空间上,储层孔渗相关关系变化大,气水分布复杂,气水层识别困难.根据岩心对测井的标定,研究了须四段和须六段四性关系,认识到储层为细砂岩、中砂岩和粗砂岩,具有低自然伽马、低补偿密度、低电阻率和高声波时差特征,而物性与含气性无明显相关性.采取了分层、分区块建立储层孔隙度、渗透率模型,提高了物性解释精度.不同气藏类型具有不同的气水分布,应用阵列感应、核磁共振和综合判识3种方法进行了气水层识别,提高了广安气田气水层识别精度.这些方法在广安气田的应用表明可以准确识别构造气藏和构造-岩性气藏的气、水层,但对构造幅度低的岩性气藏识别精度不高,因为在这些岩性气藏中气水分异不彻底,气层与气水同层、水层含水饱和度是渐变的.      

莺歌海盆地东方13气田气水分布模式

气水分布复杂是莺歌海盆地东方13气田天然气勘探的难题。基于7口井岩性、测井解释的资料分析和2条连井剖面的对比,结合过井地震剖面解释、气田地质特征研究,揭示了东方13气田的气水空间分布规律和模式。研究表明:气藏主要分布在海底扇的水道发育部位,平面上呈低部位是水、高部位是气的边水气藏结构,从东方13-2构造至东方13-1构造的东部,气藏规模逐渐变小,且变得分散。地层水可分为统一边水、局部深切水道底水、致密砂岩引起的层内水等3种类型。局部深切水道底水和致密砂岩引起的层内水常见于东方13-2构造和东方13-1构造统一边水气藏的中部,这使得气藏的气水分布关系复杂化。基于气水关系和气藏规模推断,东方13气田是由东方13-2边水整装大型气藏、东方13-1边水中型气藏和东方13-1边部分散小型气藏构成,气水按该3种气藏模式有规律地分布。     

试论自流井构造东头嘉陵江组三段浅层天然气的开发前景

四川自流井构造的浅层天然气,与自贡地区的一样,主要产层为须家河组四段(T_3x~4)、二段(T_3x~2),嘉陵江组五段(T_1j~5)雷口坡组一段(T_2l~1)和嘉陵江组三段(T_1j~3)。经140年来的开采,除嘉陵江组三段以外,多已采竭或因采盐注水水体淹没,唯有嘉陵江组三段产层气源未竭,气藏未尽。本文试从嘉陵江组三段产层阶梯状压降漏斗模式、气量估算,构造特征类比、断裂带控气作用诸因素综合论证,预测自流井构造东头还应有嘉陵江组三段浅层天然气区块存在。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布规律

川中地区须家河组是四川盆地致密砂岩气藏储量的主要集中区,而气水分布规律复杂则是造成该区各致密砂岩气藏气井出水严重、产量递减迅速的重要原因。该区致密砂岩气藏的气水分布在剖面上和平面上总体表现为气水过渡带特征,气、水层交互分布。综合气水分布特征、地质背景及生产动态,总结出3种符合该区致密砂岩气藏气水分布的模式:构造带气水分布模式、低渗带气水分布模式及裂缝带气水分布模式,并从气源岩、局部构造、致密砂岩储层及储层裂缝4个方面分析了控制该区致密砂岩气藏气水分布的因素:气源岩充注不足形成了该区气水过渡带的整体特征;局部构造的闭合度控制了气水的分异程度;致密砂岩储层提高了气水的排替难度;储层裂缝提供了气水的渗流通道。     

多组判别分析在气水识别中的应用——以四川某构造须家河组气藏为例

四川某构造须家河组气藏是一个重要的勘探目标。目的层段储层的性质主要为气层、含气层、干层、气水同层及水层等。由于气藏所处的构造平缓,目的层段砂岩分布广泛、泥质含量较高、电阻率较低、中子和密度孔隙度差异较小,使得气水分布关系复杂,建立气水识别模板的难度较大。结合研究层段的射孔资料、试采资料、测试资料及测井资料,运用多组判别的方法,对储层中的流体性质进行了定性的识别。通过回判分析,总的符合率为93.0%。因此,认为利用这种方法对该井区储层流体性质进行识别是可行的。     

四川盆地磨溪区块龙王庙组气藏流体分布控制因素

随着勘探开发的深入,对四川盆地磨溪龙王庙组气藏流体分布的认识发生变化,由早期的无水气藏或无边底水气藏转变为存在边底水、局部封存水,表现出复杂的气水关系,这制约了气藏的高效开发。为此,本次研究综合现有录井、岩心、测井、地震、测试及生产资料,识别出溶蚀孔洞发育区,在此基础上,采用印模法恢复研究区龙王庙组古地貌格局,结合现今构造特征,综合分析认为:(1)油气分布既受现今构造圈闭控制,又受有利岩相控制,也受古地貌影响;(2)古地貌控制了早期油气聚集,在地势较高的缓坡区聚集油气,在局部洼陷区滞留地层水,在地势变陡的低部位形成富水区;(3)在现今构造圈闭范围内,由于物性、闭合度和海拔高差存在差异,导致东、西部井区含气性不同,西区富气程度优于东区;(4)结合古今构造格局,在古地貌地势低部位(地势低于-300m)、现今构造低部位(海拔低于-4385m)广泛分布边水;(5)当古地貌地势低于-300m时,在现今构造和古地貌相对凸起部位存在局部油气聚集。     

从旺14井T1c5-1储层特征看旺隆构造T1c5-1气藏的勘探

通过对旺隆构造旺１４井Ｔ１ｃ＾５－１储层特别是岩芯冒气段的分析评价,再对比分析构造上在Ｔ１ｃ＾５－１有油气显示井的储集特征,从而得出结论：旺隆构造Ｔ１ｃ＾５－１大面积含气,呈层状民面,有孔隙即见气显示,勘探前景极好。但要形成工业气藏需要有裂缝沟通。勘探目标应着重于裂缝发育部位。     

准南独山子背斜构造几何学和运动学参数的确定及其意义

独山子背斜位于准噶尔盆地南缘西部,早在上世纪30 年代就在背斜东部浅层新近系的沙湾组（N1s）发现了石油,是 我国新疆地区发现最早的油田。该区地震成像品质差,影响了人们对独山子背斜构造特征的明确认识,导致深层（古近系 及以下地层）油气勘探滞步不前。该文综合分析了地震、钻井及露头多方面资料,采用地震正演、运动学数值模拟多技术 配套、分步骤实现的定量化构造建模方法,以横跨独山子背斜主体的横剖面为蓝本,确定了独山子背斜的几何学和运动学 参数,最终建立了独山子构造的模型,并揭示其背斜为一三角剪切- 断层传播褶皱,位于主断裂--独山子断裂上盘并受 其控制;主断裂倾角为43°,断层错断白垩系吐谷鲁群（K1tg）至新近系沙湾组（N1s）地层,滑脱面为白垩系吐谷鲁群塑 性地层,前翼发育剪切三角变形区,顶角为25°。该模型有效降低了独山子背斜构造认识的多解性并表明：独山子背斜中- 上侏罗统油气储集层与下白垩统盖层组成的储盖组合成藏条件较好,是下一步油气勘探的现实领域。该方法对我国中西部 前陆冲断带广泛发育的断层相关褶皱的研究具有一定的借鉴意义。     

负向构造带内部远源次生气藏富集规律探讨——以川西坳陷德阳向斜侏罗系蓬莱镇组为例

负向构造带是当前隐蔽性气藏勘探的重点区域,川西坳陷内部蕴藏丰富油气资源,但其具有构造位置低,储层埋藏深,成藏类型复杂的地质特征,勘探难度大.这里通过对川西坳陷德阳向斜地区蓬莱镇组构造特征、储层展布、成藏条件、分布规律等方面的分析,深入评价了该负向构造带油气富集主控因素和分布规律,总结出负向构造带上隐蔽气藏,受控于与源岩断层相接或邻近的孔隙性砂体,有效的岩性圈闭,沟通源岩的边界断层以及成藏期岩性圈闭所处的古构造位置,只有这几者有机匹配,才能形成具有工业价值的气藏.这些认识对于川西坳陷负向构造带内选择有利的勘探区域与识别潜在勘探目标具有重要的指导意义.     

松辽盆地大庆长垣形成时间的厘定及其地质意义

大庆长垣位于松辽盆地北部一级构造单元中央坳陷区内,是松辽盆地中隆升幅度最高、规模最大的背斜,由于其含有十分丰富的油气资源,长期以来备受瞩目,但其形成时间一直存在很大争议。通过对大庆长垣二维、三维地震剖面解析,应用生长地层理论,厘定大庆长垣的形成时间,并探讨其地质意义。研究发现:大庆长垣呈近NNE走向,为一个与近NWW—SEE向挤压作用有关的大型背斜。大庆长垣背斜北部嫩江组—明水组(T_1-T_(02))、中部嫩江组四段—明水组(T_(05)-T_(02))、南部四方台组—明水组(T03-T02)自构造高部位向低部位厚度逐渐增大,为与大庆长垣背斜隆升相伴沉积的一套生长地层;下伏地层在大庆长垣背斜顶部、翼部及两侧向斜部位厚度基本相等,具有前生长地层特征。大庆长垣背斜自嫩江组沉积初期受到近NWW—SEE向挤压作用开始隆升,一直持续到明水组沉积末期,但大庆长垣背斜不同构造部位的隆升时间、隆升速率及隆升高度都有所不同。松辽盆地晚白垩世的挤压作用可能与太平洋板块的俯冲作用有关,对油气的运移和聚集成藏有很大的影响。     

独山子背斜的几何学运动学数字模拟

独山子背斜位于准噶尔盆地南缘西段,是北天山逆冲推覆带在前陆盆地山前形成的断层相关褶皱。本文以横跨背斜的过井地震剖面为蓝本,用钻井数据、相邻地震剖面和地表形态为约束,运用断层相关褶皱模型对独山子背斜进行几何学定量分析,以建立合理的与实际接近的构造模型; 提取构造特征参数进行基于Trishear模型的运动学定量模拟,选取与实际数据吻合度最高的构造形态为独山子背斜的最佳几何模型。模拟数据表明:独山子背斜为前翼呈三角剪切的断层传播褶皱; 背斜变形从喜马拉雅山晚期更新统(Q_1-3)沉积期间开始形成并生长,平均推覆速率为0.18 mm/a; 全新统沉积期间(Q₄)推覆活动强度达到最大值,平均推覆速率为 4.64 mm/a。形成独山子背斜所需的总推覆位移量为5 600 m左右,第四纪期间的平均推覆速率约为0.19 mm/a。     

新疆吉木萨尔大龙口背斜核部露头构造样式研究

通过对新疆吉木萨尔大龙口背斜核部露头剖面的野外观察、实地测量和特征描述,分析研究了其构造发育特征和演化模式。认为大龙口背斜核部露头的构造属于"褶皱相关断层"范畴,岩层能干性对构造变形具有重要影响,最为典型的是发育了"褶翼楔入组"、"类冲起"和"分离反向褶曲"3种特殊的构造样式。     

中国海相油气田勘探实例之八四川盆地磨溪气田嘉二气藏的勘探与发现

磨溪气田位于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带南部,其嘉二气藏为一中型海相气藏,含气面积为179.45km2,主力产层为三叠系嘉陵江组嘉二2亚段。气藏勘探始于1979年,于2004年勘探取得突破,至2005年底探明地质储量为326.59×108m3,年产天然气4×108m3。气藏储层为局限海—蒸发海台地碳酸盐岩微相,储层的发育分布主要受沉积作用和成岩作用控制,气藏类型为岩性—构造复合圈闭,气藏气水关系复杂。论述了气藏的发现和勘探开发历程及气藏的基本地质特征,总结了取得勘探突破的实践、认识与启示。     

太原掀斜构造特征及其成因分析

在对太原掀斜构造形迹分析的基础上,通过节理统计,以板块构造和大陆动力学理论为基础,研究了古构造应力场特征和构造演化历程。结果表明:太原掀斜构造由东山背斜、西山向斜和太原断陷组成。中生代以来的构造演化可分为中生代晚期、古近纪及新生代晚期三个阶段。主体构造,即东山背斜、西山向斜以及相伴生的南北向褶曲等都是在中生代晚期北东—南西向右旋力偶作用下形成。区内等距分布的北东东向至东西向的正断层组等次级构造及太原断陷的雏形形成于古近纪北东—南西向左旋力偶。在新生代晚期北西—南东向拉张应力作用下,太原断陷进一步拉张下陷,形成现今构造格局。不同时期应力场和板块构造动力系统不尽相同,但它们之间有继承的特点,其形成演化与区域大陆动力学条件转化和演化一致。     

蜀南地区茅口组气藏气水分布特征及其控制因素

蜀南地区位于四川盆地南部,勘探面积为5.03×104km2。该区茅口组为一套碳酸盐岩沉积,基质岩块具有低孔低渗的特征。在对工区地质、钻井、生产等资料分析和总结的基础上,对气水关系的复杂性进行了探讨,认为复杂的气水关系表现为:同一背斜构造范围内无统一的气水界面;同一缝洞系统也通常存在多个气水界面;一些缝洞系统在开发过程中经历了产纯气、气水同产、产纯气到再次气水同产等多个反复过程。根据气藏储层特征、开发动态和地层水演化分析,归纳出3种气水分布模式:似构造圈闭的整装气藏类型,背斜-缝洞复合圈闭类型,缝洞圈闭类型,并以宋家场、荔南桐、荷包场茅口组气藏为例加以说明。结合地质背景分析认为,不同的岩溶区域的水动力条件是控制气水分布的决定因素;构造运动控制了气水分布的调整;流体势特征指示了水体的活跃程度。     

呼图壁背斜构造模型和成因机制

呼图壁背斜位于准噶尔盆地南缘褶皱—冲断带的北部，属于天山向准噶尔盆地下方逆冲带的最前缘。基于全新的高精度三维地震资料，本文揭示了呼图壁背斜具有上下分层变形的特点，背斜发育双层滑脱的构造形态，浅层主要以古近系紫泥泉子组的石膏质泥岩为滑脱面，与上覆的古近系和新近系地层产生滑脱背斜；深层主要以侏罗系的八道湾组和西山窑组的煤层为区域性的滑脱面，产生侏罗系和上覆地层的断背斜构造，深浅层滑脱叠置，总缩短量达1 210 m。受二叠系隆凹构造格局的影响，石炭—二叠系古凸起对新生界的变形具有定形、定位的作用。利用ADS法定量分析和研究表明呼图壁背斜的形成经历了前期弱挤压构造运动，发育时间在新近纪，约23 Ma，后期为强烈的挤压构造运动，时间在7 Ma左右，呼图壁背斜的发育与南缘天山的期次隆起具有很好的响应。     

广东云浮含T1硫酸冶炼堆渣场土壤T1污染的元素-Pb同位素示踪研究

利用元素总量和Pb同位素示踪技术对广东云浮硫酸厂含T1黄铁矿冶炼堆渣场周围土壤中T1的污染程度和迁移行为进行了研究.研究发现堆渣场周围土壤中T1污染物丰要集中于表层土壤约16.5 cm深度内,并且表现出沿垂直方向向下迅速下降的特点.堆渣场周围土壤中T1与Pb呈显著线性相关,表明自然条件下T1与Pb在土壤中的迁移相似性,并且都以横向迁移为主.堆渣场固结层周围土壤至少44 cm范围已经受到废渣中T1释放的影响,T1污染物平均下渗速率达到2.75 cm/a.酸性雨水的淋滤作用及废渣自身不断酸化的特性是废渣中T1迁移释放入土壤的主要因素,土壤铁氧化物胶体及有机质是土壤对T1产生吸附的主要载体.     

重庆五斗坝铁矿矿床成因及工程地质特征

<正>1区域地质特征重庆市五斗坝铁矿位于七耀山山脉南部,矿区位于四川中生代前陆盆地之万州红色盆地次级褶皱石柱向斜南东翼,区域上主要构造为石柱向斜、方斗山背斜。矿区位于石柱向斜南东翼,无次级褶皱、断裂。区内构造简单,岩层呈单斜产出,走向北东,倾向北西,309°³29°,倾角43°329°,倾角43°⁶1°。矿区内出露地层有第四系全新统(Q),     

四川盆地元坝二叠系长兴组气藏气水分布特征及水侵早期识别

探讨四川盆地元坝二叠系长兴组气藏气水分布特征及水侵早期识别,可为下一步开发部署指明方向,为气藏稳产提供实用方法。通过动态跟踪气井流体变化特征,结合静态地质特征,明确气藏气水分布特征及控制因素,在此基础上根据产水气井出水类型,建立基于生产数据及产出液化学特征的水侵早期识别模式。研究认为:元坝长兴组气藏气井产出液中凝析水与地层水并存,总矿化度与日产水量、日水气比均呈指数正相关关系。游离气与溶解气并存,随着水侵程度增加,CH4含量降低、H2S含量增加。(3)、(4)号礁带以游离气为主,古油藏应该位于此或范围更小;(1)、(2)号礁带及礁滩叠合区为气水过渡带,局部构造及储层非均质性调整气水分布。裂缝发育程度控制气井产水速度,水产量的上升与多条裂缝逐渐被突破而沟通周边水体相关;元坝长兴组储层裂缝欠发育,气井出水生产类型以线性型为主,存在水侵预警期;对裂缝发育、出水生产类型为多次方型的气井,应加强监控,开展合理配产分析,延长无水采气时间。构造高部位或构造相对低部位裂缝欠发育的礁滩发育区为开发部署首选目标。建立的水侵早期识别模式可推广应用。