鄂西地区二叠系孤峰组—大隆组沉积演化及其页岩气地质意义

鄂西地区二叠系发育孤峰组、吴家坪组和大隆组三套黑色岩系,为页岩气探勘新主力层系,其沉积背景、沉积环境及时空分布却不尽一致.本次在前人的研究基础上,通过野外剖面和最新的钻井资料综合分析,对该地区二叠系孤峰组—大隆组沉积演化进行了深入解剖,并通过岩相古地理图约束了富有机质页岩的空间分布特征,旨在为鄂西地区二叠系页岩气地质调查和选区评价提供基础资料.研究认为,鄂西地区孤峰组主要发育盆地相碳质硅质泥岩,局部地区发育外缓坡相富有机质泥质灰岩;吴家坪组炭山湾段主要发育潮坪相泥质粉砂岩夹煤层,并在利川地区发育陆棚相的碳质硅质泥岩;吴家坪组灰岩段主要为内缓坡相的生屑泥晶灰岩.大隆组主要发育盆地相碳质硅质泥岩,其次为外缓坡相富有机质泥质灰岩,利川见天坝可见发育内缓坡边缘点礁.综合前人对各层位研究的页岩气参数认为,鄂西地区孤峰组和大隆组具有有机质含量高(＞2％)、厚度大(＞20 m)、脆性矿物含量高(＞60％)等形成页岩气的基本地质条件,深水盆地相为有利相带;吴家坪组炭山湾段潮坪相的黑色泥岩较薄(＜10 m),连续性差,但利川地区吴家坪组炭山湾段深水陆棚相黑色泥岩厚度较大(～30 m),为潜在的页岩气勘探区域.     

对江南-雪峰带构造属性的讨论

讨论了江南-雪峰山“隆起带”的性质问题,它既不是造山带的“厚皮构造”,也不属于沉积盖层褶皱的“薄皮构造”,而是“过渡型的基底拆离式”的构造。其发生机制是印支—早燕山运动期间由SE向NW(同时派生由S向N、由E向W)的基底拆离和推覆,成为控制整个扬子板块海相中古生界盆地改造变形的动力来源和主导因素,也控制了海相油气的形成与聚集。     

塔里木西南大陆边缘原特提斯洋构造演化

通过对塔里木西南地区奥陶系-泥盆系的钻井和露头碎屑岩样品开展锆石U-Pb年代学、地球化学和重矿物分析,探讨塔西南大陆边缘原特提斯洋的俯冲增生演化过程.碎屑锆石记录了482~443 Ma、438~425 Ma和414~406 Ma三期寒武纪以来的构造-热事件,以及840~750 Ma的新元古代裂谷岩浆事件.奥陶系-泥盆系碎屑岩具有高的SiO₂含量和相对低的Al₂O₃和TFe₂O₃+MgO含量,以及弱-中等的Eu负异常、LREE相对富集和HREE分布较平坦的特征.地球化学图解反映晚奥陶统碎屑岩来源于大陆岛弧和活动大陆边缘环境,早志留世-中泥盆世期间物源区可能以大陆岛弧和被动陆缘环境为主,还间断出现少量活动大陆边缘环境,晚泥盆世以后主要呈现被动陆缘环境.重矿物组合指示早志留世至中泥盆世期间,中-酸性岩浆活动加剧,而基性岩浆活动趋弱,晚泥盆世以后陆壳基底或造山带已大规模隆升.塔西南边缘原特提斯洋构造演化以奥陶纪向北俯冲、志留纪弧后洋盆关闭-褶皱造山和泥盆纪后碰撞伸展为特征.      

苏北朱家墩气田成藏特征对南黄海南部盆地勘探的意义

南黄海南部盆地是下扬子地台沿北东方向向海域的自然延伸,盆地的区域构造及油气地质特征与陆上苏北盆地相似。苏北盆地朱家墩气田的成功开发为南黄海南部盆地的勘探提供了借鉴,在分析朱家墩气田成藏特征的基础上,将南黄海南部盆地的成藏条件与朱家墩气田成藏条件进行对比,发现两者具有很强的可比性,得出南黄海南部盆地具有良好的勘探前景,其勘探方向为寻找"古生新储"的气藏,其发育部位为邻近大断裂一侧的深凹带。     

海相烃源岩有机质丰度的影响因素

影响海相烃源岩有机质丰度的因素主要为有机质来源、生物生产率以及沉积环境,其次是矿物岩石作用和沉积速率,其他因素还包括微量元素、物理化学作用、保存条件和演化程度等。以甲藻、颗石藻等浮游藻类为有机质来源的海相烃源岩有机质丰度往往很高,TOC一般大于1%。在高生物生产率海洋区域,海相有机质具有很高的富集程度。海相烃源岩大多形成于弱碱性水、咸水以及弱水动力的还原环境。     

中国陆相页岩油富集特征

文章对页岩油的富集机理、富集过程和富集主控因素等进行了研究。页岩油比页岩气的发育条件苛刻,分布区域比页岩气局限,勘探难度较大。美国目前勘探开发的页岩油赋存于海相页岩,具有分布范围大、成熟度高、石油密度小、含蜡量低和黏度低等特征,为轻质油;我国页岩油主要为陆相页岩,具有分布范围小、成熟度低、石油密度大、含蜡量高和黏度高等特征,为稠油。美国产油页岩的矿物组成的石英和碳酸盐多为生物来源,石英含量、碳酸盐含量与有机碳含量有很好的正相关关系,与页岩油的含量也是正相关关系,且有利于后期压裂改造;我国陆相含油页岩的石英多为碎屑来源,碳酸盐多为化学沉积,石英含量、碳酸盐含量与有机碳呈负相关关系,与页岩油的含量也是负相关关系,且不有利于后期压裂改造。海陆相页岩油特征的差异可能是导致我国页岩油产量较低的原因,制约了页岩油的勘探开发。我国陆相断陷盆地页岩油勘探应寻找页岩有机质成熟度相对较高的深凹区和砂岩夹层发育的斜坡区,深凹区具有“油稀、高压和可改造”等特点,斜坡区具有“夹层发育、可改造”等特点。     

煤心损失气量计算方法在页岩气中应用的适用性分析

煤心损失气量计算方法在工程条件、煤心性质等方面均有约束条件和适用范围,探讨该方法在页岩气中应用的适用性尤为重要。分析认为,该方法约束条件和适用范围的提出,主要是基于煤层气赋存状态的多样性以及不同煤心损失气、解吸气和残余气占比的差异性。煤层气赋存受控于煤层演化程度及结构,损失气、解吸气和残余气占比与工程条件密切相关。页岩与煤相比,在岩石性质、组成、孔隙结构、比表面特征等方面存在较大差异,加之页岩岩心与煤心钻取条件的不同,决定了煤心损失气量计算方法应用于页岩气的适用条件是:页岩中微孔占有明显优势;比表面积大、具有很强的气体吸附能力;页岩气赋存状态以吸附态为主;提心过程中逸散气量小。     

川西油气田区地球化学场特征

对川西地区地球化学场的参数特征、丰度场特征、变异性特征、结构特征等进行了研究和解剖，用统计参数和因式表现了区域地球化学场的特征和变化。甲烷、重烃的丰度系数（K值)在川西地区的北部最高，南部最低，而△C的K值系数具有从东往西渐减的南北分区特征，Hg的K值则呈明显的东西分带性。变异性分析(Cv)结果显示了川西地区为非均匀地球化学场，干燥系数(C1/C2^ )和琼斯图解分析均显示了以含气为主的地球化学场特征。这些特征是地质构造运动、烃类微渗漏、地球化学作用等相互交织影响的综合效应表现。     

鄂西地区二叠系孤峰组—大隆组沉积演化及其页岩气地质意义

鄂西地区二叠系发育孤峰组、吴家坪组和大隆组三套黑色岩系,为页岩气探勘新主力层系,其沉积背景、沉积环境及时空分布却不尽一致.本次在前人的研究基础上,通过野外剖面和最新的钻井资料综合分析,对该地区二叠系孤峰组—大隆组沉积演化进行了深入解剖,并通过岩相古地理图约束了富有机质页岩的空间分布特征,旨在为鄂西地区二叠系页岩气地质调查和选区评价提供基础资料.研究认为,鄂西地区孤峰组主要发育盆地相碳质硅质泥岩,局部地区发育外缓坡相富有机质泥质灰岩;吴家坪组炭山湾段主要发育潮坪相泥质粉砂岩夹煤层,并在利川地区发育陆棚相的碳质硅质泥岩;吴家坪组灰岩段主要为内缓坡相的生屑泥晶灰岩.大隆组主要发育盆地相碳质硅质泥岩,其次为外缓坡相富有机质泥质灰岩,利川见天坝可见发育内缓坡边缘点礁.综合前人对各层位研究的页岩气参数认为,鄂西地区孤峰组和大隆组具有有机质含量高(＞2％)、厚度大(＞20 m)、脆性矿物含量高(＞60％)等形成页岩气的基本地质条件,深水盆地相为有利相带;吴家坪组炭山湾段潮坪相的黑色泥岩较薄(＜10 m),连续性差,但利川地区吴家坪组炭山湾段深水陆棚相黑色泥岩厚度较大(～30 m),为潜在的页岩气勘探区域.     

油气化探数据处理系统

在建立中国主要含油气化探数据库的基础上，研究开发了油气化探数据处理系统。组构异常的提取技术使油气化探异常评价进入了新的阶段，开拓了油气化探新思路。对油气化探数据预处理、指标优选、单指标异常提取、综合异常分析等进行了系统研究。