微米级X射线断层成像技术对四川元坝地区页岩微裂缝的定量表征

页岩中微裂缝的定量研究有利于认识储层类型与页岩气勘探潜力评价。微米级X射线断层成像(微米CT)技术是观测微裂缝最为直观的方法。本文以四川盆地元坝地区大安寨段页岩为研究对象,通过微米CT二维图像上微裂缝的识别与统计,定量计算了页岩样品的微裂缝孔隙度,并结合氦气法获得的页岩样品的总孔隙度,定量评价了微裂缝在页岩总孔隙空间的比例。结果表明:页岩中微裂缝主要为构造微裂缝,缝宽主要在0～12μm,三维空间内呈层状展布;页岩的氦气孔隙度为2.24%～4.60%(平均3.48%),其中微裂缝孔隙度为0.25%～1.06%(平均0.82%),在总孔隙空间中占比平均23.28%。与四川盆地焦石坝地区海相龙马溪组页岩(微裂缝孔隙度平均0.3%～1.3%,占总孔隙空间的6.1%～22.4%)中微裂缝的发育程度相当。元坝地区大安寨段页岩为孔隙型储层,发育丰富的纳米级基质孔隙,有利于页岩气的富集;同时微裂缝发育,可以沟通众多孤立的基质孔隙,有利于页岩气的高产。元坝地区大安寨段页岩为孔隙型储层同时微裂缝发育,表明具有页岩气高产稳产的孔隙条件和良好勘探潜力。     

中二叠统茅口组白云岩发育机理:以川中-川东地区为例

白云岩储层是茅口组一种重要的储层类型,其成因是研究重点。为此,以川中-川东地区茅口组白云岩为例,通过露头观测、岩心观察、岩石薄片鉴定及岩石地球化学分析的方法,分析了茅口组白云岩(石)的成因。结果表明:茅口组白云岩(石)可划分为层状粉晶白云岩、层状细-中晶白云岩、灰岩中零散分布的白云石、透镜状中-粗晶白云岩和鞍形白云石胶结物5种类型。其中,层状粉晶白云岩原始结构保存较好,地球化学特征与原始灰岩相似,是早期埋藏环境下形成的产物;层状细-中晶白云岩与层状粉晶白云岩相伴生,δ¹⁸O值较灰岩偏负,包裹体均一温度大于正常地层埋藏温度,部分样品可见Eu正异常,是由层状粉晶白云岩在热液作用下重结晶形成;灰岩中零散分布的白云石则与矿物的稳定化有关;透镜状中-粗晶白云岩和鞍形白云石胶结物镜下可见白云石晶面弯曲和波状消光,其δ¹⁸O值可达-10‰,包裹体均一温度高于正常地层埋藏温度,Eu正异常明显,是典型的热液白云岩(石)。     

四川盆地下寒武统龙王庙组颗粒滩沉积组合及其对储集层的控制作用

基于前人研究成果, 综合四川盆地龙王庙组野外露头、钻测井、岩心及薄片等资料, 对龙王庙组的岩石类型、沉积亚相和岩石物性进行了详细的分析, 探讨了龙王庙组颗粒滩沉积组合的特征、分布规律及其对储集层发育的控制作用。结果表明： （1）四川盆地龙王庙组可以识别出4种主要的岩石类型, 垂向上主要发育3种与颗粒滩相关的水体向上变浅的沉积组合： 多期颗粒滩垂向叠置、颗粒滩—台坪（混积潮坪）、滩间海—颗粒滩（—台坪）;（2）颗粒滩沉积组合分布受控于古地貌和海平面升降;平面分布主要受控于古地貌, 多期颗粒滩垂向叠置组合主要发育在川中地区, 颗粒滩—台坪（混积潮坪）组合主要发育在川北、川西南地区, 滩间海—颗粒滩（—台坪）组合主要发育在川东、川东南地区;垂向分布主要受控于海平面升降, 与所处层序地层的位置有密切关系, 滩间海—颗粒滩组合多发育于层序中下部, 颗粒滩—台坪（混积潮坪）, 多期颗粒滩垂向叠置组合发育于层序中上部;（3）多期颗粒滩垂向叠置组合最有利于储集层发育, 其次是颗粒滩—台坪（混积潮坪）组合, 滩间海—颗粒滩（—台坪）组合储集层物性较差。     

冀中坳陷饶阳凹陷北部烃源岩生物标志物特征与油源对比

饶阳凹陷北部油气资源丰富、圈闭类型多样,但其原油成因类型和来源尚不明确.利用烃源岩和原油生物标志物参数特征,有效区分3套烃源岩并通过聚类分析法划分原油成因类型,建立油岩关系并探讨各类型原油分布特征.研究表明:3套烃源岩在8组生标参数上表现出明显差异.饶阳北部地区发现的原油可划分为4种类型,包括沙三型、沙三和沙一下混合型、沙一下和沙三上混合型、沙一下型.3套烃源岩的生物标志物差异反映了它们具有不同的母质类型和沉积环境.沙三型分布在任丘潜山北部任北斜坡;沙三和沙一下混合型原油分布在马西洼槽中南部;沙一下和沙三上混合型分布在马西洼槽南边的八里庄油田;沙一下型分布在研究区西部蠡县斜坡上的高阳油田.这种分布特征主要是受到源岩分布和热演化程度的控制.      

川中地区中上寒武统洗象池组颗粒滩储集层特征及主控因素*

川中地区中上寒武统洗象池组油气勘探一直未取得大规模突破,仅在威远—资阳地区获得了少量产能,研究其储集层形成过程和主控因素可以为勘探提供更可靠的地质依据。本研究基于川中地区的野外露头、岩心、薄片和钻测井等地质资料,对川中地区洗象池组储集层特征进行了详细的研究,在此基础上分析了不同类型颗粒滩沉积组合、准同生溶蚀作用和表生岩溶作用对储集层的影响。结果表明: (1)研究区洗象池组储集岩主要为颗粒白云岩,根据原始结构保存程度,可将颗粒白云岩划分为残余颗粒白云岩和粉晶—细晶白云岩,储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔及小型溶洞为主,整体表现为低孔低渗的特征;(2)研究区洗象池组发育潟湖—颗粒滩(—台坪)、颗粒滩—台坪(混积潮坪)、多期颗粒滩垂向叠置3种颗粒滩沉积组合类型,其中多期颗粒滩垂向叠置可形成厚度较大的颗粒岩段,其储集层物性最好;(3)准同生溶蚀作用是川中洗象池组储集层形成的关键,加里东期表生溶蚀作用改善了储集层质量。     

库车坳陷克拉苏逆冲带晚期快速成藏机理

基于库车坳陷克拉苏逆冲带喀桑托开背斜带克拉1、克拉2和克拉3构造油气生、运、聚过程分析, 以及通过一系列油气藏地球化学证据表明, 烃源岩晚期快速生烃与超压流体主排放通道及其控制的天然气快速汇聚输导体系是逆冲带天然气晚期快速成藏的2个重要条件. 由于逆冲带构造叠加导致的地层重复加厚, 使得下伏烃源岩快速深埋, 在较短的2.3 Ma时间内烃源岩成熟度自1.3% Ro增加到2.5%Ro, 熟化/生烃速率达到了0.539%Ro/Ma, 表现出逆冲构造叠加作用对烃源岩生烃的显著加快效应, 以及逆冲带烃源岩在短期内可以为晚期成藏快速提供充足的气源. 该背斜带具有多种构造样式, 只有断层扩展褶皱相关断层才能形成切穿膏泥岩盖层的超压流体主排放通道, 由此导致的盐下流体低势区成为天然气快速汇聚的有利部位. 露头构造、地震剖面解释构造和自生高岭石与储层物性证据一致表明, 克拉2构造相关断裂形成的超压流体主排放通道及其天然气快速汇聚输导体系是该大型气田成藏的关键; 而克拉2构造两侧的克拉1和克拉3构造由于不具备天然气快速汇聚输导体系, 从而不利于天然气聚集成藏.     

莺歌海盆地天然气生成模式及其成藏流体响应

在莺歌海盆地已发现天然气的氮气含量介于3.5%～35%之间, 二氧化碳含量为0.1%～93%, 同一气田氮气和二氧化碳含量变化范围大. 根据已知气田氮气、二氧化碳和烃气的共生组合关系及潜在源岩的模拟实验结果, 建立了莺歌海盆地的天然气生成演化模式. 莺歌海盆地第三系-第四系厚度超过17 km, 包括了从成岩作用(生物甲烷)到准变质作用的所有天然气生成阶段. 莺歌海盆地的氮气为有机成因, 主要生成于深成作用阶段, 与烃类气体基本同步；二氧化碳主要为无机成因, 在准变质作用阶段由碳酸盐矿物高温分解形成. 东方1-1气田表现出强烈的层间流体非均质性, 不同气层记录了不同天然气生成阶段的产物, 因此莺歌海盆地天然气组成的复杂性是天然气生成多阶段性和运聚多期性共同作用的结果.     

Reserve and Pressure Change of Paleo-oil Reservoir in Puguang Area,Sichuan Basin

The Puguang (普光) gas field is the largest gas field found in marine carbonates in China.The Feixiangnan (飞仙关) and Changxing (长兴) reservoirs are two such reservoirs that had been buried to a depth of about 7 000 m and experienced maximum temperature of up to 220 ℃ before uplift to the present-day depth of 5 000-5 500 m,with present-day thermal maturity between 2.0% and 3.0% equivalent vitrinite reflectance (Ro).Bitumen staining is ubiquitous throughout the Feixianguan and Changxing formations,with the greatest concentrations in zones with the highest porosity and permeability,suggesting that the solid bitumen is the result of in-situ cracking of oil.According to the distribution of bitumen in the core,the paleo-oil boundary can be approximately determined.The paleo-oil resource is calculated to be about (0.61-0.92)×109 t (average 0.76×109 t),and the cracked gas volume is about (380.80-595.80)×109 m3 (average 488.30×109 m3); at least 58.74% of cracked gas is preserved in Puguang gas field.The study area experienced not only the cracking of oil but also thermochemical sulfate reduction,resulting in large quantities of nonhydrocarbon gas,with about 15.2% H2S and 8.3% CO2,together with the structural reconfiguration.During the whole process,the great change of volume and pressure compels the PVTsim modeling software to simulate various factors,such as the cracking of oil,the thermochemical sulfate reduction (TSR) and the tectonic uplift in both isolated and open geological conditions,respectively.The results show that although any one of these factors may induce greater pressure changes in an isolated system than in a closed system,the oil cracking and C3+involving TSR lead to overpressure during the early stage of gas reservoir.Therefore,the tectonic uplift and the methane-dominated TSR,as well as the semi-open system contribute to the reducing pressure resulting in the current normal formation pressure.     

辽西低凸起与辽中凹陷油气成藏期次的异同

为了准确认识油气藏形成和分布规律, 在运用泥岩声波时差法和地层趋势外推法确定古近纪末期剥蚀量的前提下, 综合生烃史、流体包裹体均一温度、热史、埋藏史、原油性质、储层温压特征等因素探讨了辽西低凸起和辽中凹陷的油气成藏期次.研究表明剥蚀量整体处于150~450 m范围; 辽西低凸起和辽中凹陷区的油气均为晚期成藏, 均是12 Ma以来甚至更晚才有油气充注; 不同在于辽西低凸起上的沙河街组油气为两期充注, 后一期充注为主, 潜山的油气充注晚于沙河街组; 而辽中凹陷的油气为一期充注.      

准噶尔盆地中部油气藏调整与再聚集规律

我国叠合盆地具多期构造叠加、油气多期充注、晚期定位的石油地质特征.为了客观认识准噶尔盆地中部原生油气藏在喜山期构造运动控制下的调整改造样式与再聚集规律,通过有机包裹体颗粒指数分析、测井/试油成果对比、储层物性相关性研究及数值模拟实验分析,认识到现今油气藏储层物性与含油性关系复杂,古今油水界面不一致,识别出调整保存、调整残留/余、调整散失3种油气藏调整类型,模拟了油气优势调整路径,总结出准噶尔盆地中部调整型油气藏的再聚集机理与分布规律.