2019年, 第24卷, 第1期　
刊出日期：2019-03-30

  

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沉积·储层
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  川北地区下寒武统龙王庙组沉积相 及与储层的关系

  海相油气地质. 2019, 24(1): 1-8.

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  以四川盆地北部下寒武统龙王庙组为研究对象,利用野外露头、测井及岩心等资料,探讨了川北地区下寒武统龙王庙组的沉积相类型及特征,并分析了其对储层的影响.研究认为:川北地区在早寒武世龙王庙期的沉积环境为碳酸盐台地,发育潮坪、局限台地和开阔台地等3种相带,这些相带又进一步细分为混积潮坪、台内点滩、潟湖和滩间海等4种亚相.其中,混积潮坪亚相主要发育砂质白云岩坪、白云岩坪等,部分地区可见潮道;台内点滩亚相以砂屑白云岩最为常见,沉积厚度不大;潟湖亚相以白云质潟湖沉积和白云质灰质潟湖沉积为主,分布面积大;滩间海亚相沉积物以深灰色块状石灰岩为主,局部夹白云质豹斑灰岩.纵向上,大部分地区龙王庙组沉积由2次海退旋回构成,潟湖主要发育在单个沉积旋回的中下部;台内点滩主要发育在沉积旋回的中、上部,单个滩体厚度较薄;混积潮坪发育在旋回顶部,即旋回末期.平面上,由于受古陆影响,研究区自西向东具有物源供应减少、沉积水体逐渐变深,以及沉积相从潮坪—局限台地—开阔台地过渡的特征,台内点滩主要围绕局限潟湖分布.结合不同沉积相带储层物性的分析,认为台内点滩的颗粒白云岩储集性能最好,晶粒白云岩次之,膏盐岩最差.龙王庙组储层发育的最有利沉积环境为台内点滩.
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  川北地区震旦系灯影组储层特征与主控因素

  海相油气地质. 2019, 24(1): 9-19.

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  近年来,四川盆地震旦系灯影组的油气勘探开发不断深入推进,川北地区作为后续勘探接替区,其灯影组储层的相关研究亟待进行.综合川北地区灯影组的地层、岩石及矿物特征,采用分析化验等手段揭示其储层特征,结果表明:灯二段、灯四段为川北地区灯影组储层发育层段,颗粒粘连白云岩、叠层状微生物白云岩和粉晶白云岩为主要储集岩类,次生溶孔、溶洞为主要储集空间;灯影组储层类型多样,发育孔-洞型、孔隙型、孔隙-裂缝型及溶洞型储层,以孔隙-裂缝型储层质量最佳.储层发育特征表明:滩丘沉积是灯影组储层发育的物质基础,后期岩溶改造是储层发育的关键;灯二段滩丘厚度相对更大,而储层物性相比灯四段较差.基于宏观储层演化和微观孔隙特征,建立了川北地区灯影组2种储层发育模式:灯二段以表生岩溶为储层发育的主控因素,见有不同期次白云石胶结和上覆地层细粒沉积物充填;灯四段以埋藏溶蚀为储层发育的主控因素,存在广泛的重结晶造成的溶蚀、溶蚀流体中硅质组分对孔隙的充填、以及溶蚀孔隙中沥青对储层的保护.依据不同的岩溶模式,可预测灯二段、灯四段有利储层的发育位置:在潜流带与滩丘沉积体叠加的部位,灯二段储层发育最佳;自顶部向下,自台缘向台内,灯四段储层质量逐渐下降.
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  川东北普光地区茅口组白云岩发育特征

  海相油气地质. 2019, 24(1): 20-26.

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  近年来,在川东北普光地区中二叠统茅口组白云岩储层中发现了良好的气显示,揭示了新的勘探领域.基于钻井岩心、薄片等研究认为:川东北普光地区茅口组白云岩类型主要为灰质(含灰)粉—细晶白云岩,局部见灰质(含灰)砂屑白云岩,偶见粗晶白云岩;粉—细晶白云石多呈半自形—自形晶,残余粒间孔、晶间孔缝发育.纵向上,研究区内茅口组白云岩主要发育在茅二段(明1井最厚,达18.1 m,一般钻井厚度10 m左右)和茅一段顶部,茅三段白云岩厚度较薄.横向上个别层段白云岩分布可对比,但整体可对比性较差;平面上,茅口组白云岩主要分布于双石庙构造和东岳寨构造,其次是东南方向的清溪场构造和宣汉东构造.研究区内茅口组白云岩分布与沉积作用及断裂系统均有一定联系,在台内滩与北东向、北西向2组断裂叠合的部位,白云岩相对更发育.
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  羌塘盆地东部冬曲地区上三叠统巴贡组 沉积环境分析

  海相油气地质. 2019, 24(1): 27-34.

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  羌塘盆地东部冬曲地区上三叠统巴贡组主要发育暗色细粒碎屑岩沉积.冬曲野外露头剖面巴贡组碎屑岩的岩性特征、沉积构造、概率累积曲线、粒度参数和C-M图等的分析结果表明:冬曲地区巴贡组砂岩总体较细,分选较差,概率累积曲线主要为"一段式",悬浮总体含量较高,跳跃总体和滚动总体较少;在C-M图上表现为与C=M基线平行的直线段;沉积构造发育深海—半深海复理石标志性的Paleodictyon古网迹遗迹化石.综合研究认为冬曲地区巴贡组为一套典型的远源滑塌浊积岩沉积.结合邻区巴贡组沉积特征,推测羌塘盆地晚三叠世具有多岛海的古地理格局.
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  柴达木盆地石灰沟地区 下古生界碳酸盐岩储层特征及控制因素

  海相油气地质. 2019, 24(1): 35-43.

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  基于对柴达木盆地石灰沟地区下古生界野外剖面的踏勘实测及样品采集,综合应用薄片观察、扫描电镜,以及常规物性分析方法,对下古生界碳酸盐岩储层的储集特征及控制因素进行了研究.研究结果表明:储层原生孔隙不发育,物性相对较差,但次生孔隙,如溶蚀性孔洞、裂缝及孔洞-裂缝等孔隙类型优势发育;储层性质的控制因素主要为岩石组构、成岩演化和构造运动等.通过对各种因素的综合分析,认为储层的孔喉结构是以原生孔隙为基础,经后期复杂的成岩作用及多期构造叠加改造而成的;先期的溶蚀是受岩石组构控制的选择性溶蚀,而后期构造运动产生的缝隙是溶蚀性储层发育的关键因素.
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  伊拉克HF油田Mishrif组碳酸盐岩 米级旋回的识别及意义

  海相油气地质. 2019, 24(1): 44-50.

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  伊拉克HF油田上白垩统Mishrif组发育于新特提斯洋被动陆缘的碳酸盐缓坡,沉积相受海平面变化的影响尚不明确.通过对岩心、薄片的观察和分析,对HF油田Mishrif组中的储层发育段MB1-2层(厚度约100 m)的岩性及沉积微相特征进行了研究.结果表明:MB1-2层段发育了中缓坡生物碎屑滩与内缓坡泥晶灰岩交互相沉积,岩性变化频繁,具有向上沉积水体变浅、颗粒变粗、岩层变厚的特征,表现为较典型的潮下型米级旋回.应用米兰科维奇周期原理,根据MB1-2层的单层厚度(0.1～4.8 m),通过Matlab软件计算,将自然伽马曲线转换到频率域以捕获米氏旋回信息,得出旋回周期为2～48 ka,并推断研究区MB1-2层的交互式沉积环境受岁差旋回与黄赤交角旋回相互作用所控制.
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  湖北鹤峰地区二叠系大隆组页岩气 储层特征及评价

  海相油气地质. 2019, 24(1): 51-62.

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  根据6条露头剖面和HD1井薄片的详细观测,并借助偏光显微镜、X射线衍射、场发射扫描电镜和有机碳含量(TOC)分析,常规孔隙度和渗透率分析,以及比表面积和孔径分析等,对湖北鹤峰地区二叠系大隆组黑色岩系的储层进行了研究.结果表明,研究区大隆组具备发育页岩气的基本地质条件:岩石类型以富有机质的泥页岩为主,局部夹碳酸盐岩和薄层状硅质岩,脆性矿物含量较高,这有利于后期成岩流体的改造和页岩气开发阶段的水力压裂改造;有机质含量多大于2,,热演化程度较高(Ro平均为2.38,),且为利于生成油裂解气的Ⅰ型干酪根,富有机质的黑色岩系沉积厚度较大(介于30.3～38.0 m),具有较高的生烃能力;储集性能在纵向上变化不大,总体表现为低孔—特低孔、特低渗特征,有机质孔隙和矿物基质孔中的微孔和中孔是页岩比表面积的主要贡献者,它们构成了气体吸附的主要场所.HD1井大隆组埋藏较浅,断裂复杂且较发育,这可能是造成大隆组生烃条件优异而含气量相对较少的原因.因此,保存条件应是控制鹤峰地区大隆组页岩气含气量的主要因素,保存条件较好的鹤峰向斜发育区应为页岩气有利区.
勘探·评价
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  琼东南盆地陵水凹陷渐新统陵水组 沉积特征及烃源岩发育模式

  海相油气地质. 2019, 24(1): 63-70.

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  琼东南盆地陵水凹陷深层渐新统陵水组烃源岩的沉积成因机制和发育分布规律,成为制约现阶段深水区油气勘探的关键问题.综合应用二维地震资料和钻井资料,将陵水组地层划分为3个三级层序.在层序地层格架内,共识别出丘状、楔状前积、斜交前积、席状、下切充填、波状等典型地震相类型.依据地震沉积学理论进行了沉积相解释,识别出滨岸平原、浅海、半深海、海底扇、扇三角洲等5种沉积相类型,并分层序分析了受分隔性古隆起影响的滨浅海沉积体系的平面展布特征.结合地球化学资料,建立了滨岸平原含煤系烃源岩和陆源海相烃源岩的沉积发育模式:腐殖型含煤系烃源岩主要分布于陵水凹陷东侧松南低凸起和南侧陵南低凸起边缘的滨岸平原相带内,有机质来源为陆生高等植物;陆源海相烃源岩主要发育于扇三角洲体系与浅海相、半深海相的过渡带,有机质来源为陆生高等植物与水生生物的混合.
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  南华北盆地尉参1井上古生界海陆交互相 页岩地球化学及其含气特征

  海相油气地质. 2019, 24(1): 71-77.

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  为了明确南华北盆地太康隆起上古生界海陆交互相页岩含气性特征及资源潜力,以太康隆起西部页岩气参数井尉参1井的钻录井、岩心和测试分析等资料为基础,对泥页岩的发育特征、地球化学特征及含气性进行了研究.结果表明:太康隆起上古生界海陆交互相泥页岩较发育,累计厚度大;泥页岩有机碳含量高,二叠系太原组和山西组TOC平均值分别为1.46,、1.01,;泥页岩有机质类型均为Ⅲ型,现场解吸气含量分别为0.172～5.478 m3/t和0.242～2.858 m3/t.并进一步探讨了埋藏深度、岩性特征及地球化学特征与含气性之间的关系,优选了优质烃源岩发育层段.
技术·应用
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  页岩气水平井含气性定量评价方法研究 ——以涪陵页岩气田为例

  海相油气地质. 2019, 24(1): 78-84.

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  页岩气水平井含气性评价是页岩气开发评价的难点之一.以四川盆地涪陵页岩气田奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩为主要研究对象,依据大量页岩气水平井钻井及生产数据,结合研究区探井含气性主控因素的分析结果,优选出4项有效评价页岩气水平井含气性的参数:全烃校正值、孔隙压力系数、测井解释孔隙度及测井解释含气量.选取涪陵页岩气田焦石坝区块的压裂施工参数相当的53口水平井作为样本井,采用赋值法和极大值法对各项参数值统一量纲,再通过灰色关联系数方法计算各项参数的权重,最终建立水平井含气性计算方程.基于计算结果的概率累积曲线,建立了页岩气水平井含气性分级模型.整体上形成了一套能够定量评价页岩气水平井含气性的方法体系.对研究区样本井之外的页岩气水平井进行含气性定量评价,结果与实际生产数据吻合度较高,证实该方法能较好地反映页岩气水平井的含气能力,可以有效预测气井测试产量.
盆地·构造
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  尼日尔三角洲盆地深水区逆冲构造演化特征

  海相油气地质. 2019, 24(1): 85-96.

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  关于尼日尔三角洲盆地陆坡深水区的逆冲构造,其逆冲背景下的构造演化阶段及古地貌变迁特征,是一个需要深入研究的问题.以尼日尔三角洲盆地某深水研究区为例,基于三维地震资料解释,识别了3个关键界面和4种构造样式,将新生界划分为3个超层序,进一步分析了SSQ1超层序内部的泥岩滑脱面;厘定了中新统逆冲构造的演化阶段,并分析了不同阶段内的地貌特征.形成于构造活动期的超层序(SSQ3)可进一步划分为3个三级层序,自下而上依次由逆冲断层、泥底辟和披覆沉积所主控,对应3个不同的构造演化阶段:①逆冲断层主控阶段.在重力滑脱作用下,逆冲断层沿不同深度滑脱面发育,所产生的位移差导致构造变换带内地层受到剪切应力而发育撕裂断层,其走向与逆冲断层近垂直;剪切破裂面的存在使地层抗应力强度大幅降低,在地层超压作用下,构造变换带内沿撕裂断层发育泥底辟褶皱;顺陆坡倾向搬运的重力流沉积物受到逆冲相关褶皱阻挡而发生沉积,导致重力流岩性圈闭集中分布于逆冲断层上盘的地貌低部位.②泥底辟主控阶段.在差异负荷作用下,塑性超压泥岩向逆冲相关褶皱与撕裂断层相关褶皱核部集中,形成大型滑脱褶皱;泥岩的塑性变形主要发生在由不同深度滑脱面所限定的地层单元内;滑脱褶皱的存在使其两侧形成了沿陆坡倾向展布的地貌低部位,并成为重力流储层发育的有利场所.③构造平静阶段.构造活动明显减弱,在填平补齐作用下地貌逐渐趋于平缓.