石油实验地质

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2023, 45(4): .

摘要(229) PDF(37)

摘要:

张奎华, 孙中良, 张关龙, 宋振响, 于洪洲, 周健, 曹婷婷, 宋梅远, 王斌, 李志明

2023, 45(4): 593-605. doi: 10.11781/sysydz202304593

摘要(904) HTML (399) PDF(124)

摘要:
相较于准噶尔盆地玛湖凹陷，与之紧邻的哈山地区经历了多期推覆改造，油气形成演化过程复杂，页岩油勘探面临优势岩相不明、富集规律不清等诸多挑战。为落实哈山地区下二叠统风城组页岩优势岩相，总结页岩油富集模式，以该区的哈山5井、哈深斜1井等8口探井200余块样品为基础，基于岩心、普通薄片观察等手段，在沉积环境及沉积相研究的基础上系统开展页岩岩相类型划分；结合XRD、扫描电镜、低温氮气吸附、热解等实验方法分岩相综合开展了储层物性及含油性评价；基于页岩矿物组成及有机质丰度和含油性的相关性分析，初步建立了哈山地区风城组页岩油富集模式。哈山地区风城组页岩可分为陆源碎屑岩相、白云质混积岩相、含碱性矿物混积岩相和含火山碎屑混积岩相4种岩相类型。陆源碎屑岩相中的(泥质)粉砂岩、白云质混积岩相中的白云质砂岩及含火山碎屑混积岩相储层物性及含油性较好，为有利的页岩油储集岩。页岩油富集模式可分为3类：在三角洲外前缘的陆源碎屑岩相中，主要为邻层运移的页岩油富集模式；在滨浅湖—半深湖发育段，白云质混积岩相发育段主要为同层裂缝运移以及邻层运移的页岩油富集模式；在含火山碎屑混积岩相发育的层段，为自生自储的基质型页岩油富集模式。

准噶尔盆地腹部上二叠统—下三叠统浅水辫状河三角洲沉积特征与模式

王斌, 邱岐, 陆永潮, 刘德志, 王继远, 杜学斌, 李振明, 李祥权

2023, 45(4): 606-619. doi: 10.11781/sysydz202304606

摘要(778) HTML (332) PDF(96)

摘要:
准噶尔盆地下组合油气资源规模巨大，是最重要的战略接替领域；腹部四大凹陷二叠系—三叠系发育规模三角洲砂体，并在其中连获油气新发现。为了揭示腹部凹陷区沉积特征、沉积模式和砂体展布规律，基于大量新钻井岩心、测录井和地球物理资料，系统开展了盆地原型、层序格架、古地貌恢复和沉积体系研究。准噶尔盆地腹部上二叠统—下三叠统浅水辫状河三角洲发育期具有大型坳陷湖盆发育背景，沉积时期地形平缓，坡度小，物源供给充足，水体极浅且频繁动荡，氧化和还原环境交替出现，且整体以氧化环境为主；浅水辫状河三角洲具有粒度较粗、低杂基含量、中等结构成熟度、较长距离搬运、强水动力淘洗、发育交错层理和平行层理等沉积特征；腹部地区上乌尔禾组—百口泉组沉积时期优势水系主要来自西北和东北方向，整体自北向南延伸，发育乌尔禾、克拉玛依及克拉美丽3大物源体系。盆内地形分带性明显，形成扇三角洲区、辫状河三角洲平原区、前缘区和湖区4个相带，由此在腹部地区形成了“大平原、小前缘”的浅水辫状河三角洲沉积格局，其中平原区和前缘区均为有利砂体发育地带。

准噶尔盆地腹部深层—超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征

张关龙, 王继远, 王斌, 刘德志, 郑胜, 穆玉庆, 邱岐

2023, 45(4): 620-631. doi: 10.11781/sysydz202304620

摘要(908) HTML (466) PDF(131)

摘要:
腹部下组合(二叠系—三叠系)是准噶尔盆地油气勘探重要的战略接替领域。多井钻揭6 km以下优质碎屑岩储层，大大突破了传统碎屑岩有效储层埋深下限，明确储层发育状况及孔隙演化过程是确定油气能否富集成藏的关键问题。以腹部地区典型钻井为例，综合岩石薄片镜下分析、孔渗测试、图像分析技术、孔隙度演化定量表征及包裹体测温和盆地模拟等方法，从定性和定量的角度全面剖析准噶尔盆地腹部下组合深层—超深层碎屑岩储层的岩石学、物性及孔隙结构特征，并定量恢复孔隙演化过程。结果表明，腹部下组合中三叠系百口泉组砂体最为发育，二叠系上乌尔禾组及三叠系克拉玛依组次之；各层位岩石类型均以岩屑砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，岩屑成分主要为中—基性火山岩屑，长石、石英含量偏低，二者之和普遍低于20%；克拉玛依组原生孔隙发育，物性最好，孔隙度最高可达13.18%。上乌尔禾组和百口泉组以次生溶蚀孔为主，溶蚀物质主要为中—基性火山岩屑、浊沸石胶结物及少量长石，二者物性较其上覆克拉玛依组差；克拉玛依组孔隙演化经历较弱压实(压实减孔量21.08%)、弱胶结(胶结减孔量2.88%)和弱溶蚀(溶蚀增孔量1.4%)，现今高孔隙度主要得益于弱压实、晚期弱胶结作用下原生孔隙的大量保存；百口泉组和上乌尔禾组经历强压实(压实减孔量分别为26.60%和26.43%)、强胶结(胶结减孔量分别为7.43%和11%)和中等—强溶蚀(溶蚀增孔量分别为6.32%和4.21%)，溶蚀作用是二者增孔的最主要途径，但不足以弥补强压实和强胶结的减孔效应，导致二者现今孔隙度较低。

准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组储层成岩作用及孔隙演化

王剑, 高崇龙, 白雷, 向宝力, 刘金, 鲜本忠, 连丽霞, 刘可

2023, 45(4): 632-645. doi: 10.11781/sysydz202304632

摘要(525) HTML (250) PDF(67)

摘要:
准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组具有十分优越的油气勘探前景，系统研究其成岩作用特征及孔隙演化过程，明确有利储层发育区，可以为后期油气精细勘探评价提供指导。基于普通薄片、铸体薄片、全岩X衍射、粒度、扫描电镜、碳酸盐胶结物碳氧同位素与流体包裹体分析，综合研究准南西段清水河组成岩特征及其孔隙演化过程，并进一步探讨了不同成岩相间的储层孔隙演化过程差异。研究表明：(1)研究区清水河组储层以砂砾岩为主，岩屑含量高，平均占比65.97%，并以凝灰岩岩屑为主。胶结物主要为方解石。储层平均孔隙度为6.2%，平均渗透率为7.45×10^-3 μm²，整体表现为低孔—低渗型的致密储层，但局部仍有优质储层发育；(2)储层埋藏方式以长期浅埋—晚期快速深埋为特征，并可进一步划分出长期浅埋、构造抬升至近地表、正常深埋和快速深埋4个演化阶段。其中在长期浅埋、构造抬升至近地表、正常深埋阶段储层成岩演化处于早成岩A期，而快速深埋阶段储层处于早成岩B期—中成岩A期；(3)清水河组储层可划分出4种典型成岩相，即强压实相、钙质/铁泥质强胶结相、凝灰质充填—弱溶蚀相和弱压实—孔隙发育相，并以成岩相为约束建立准噶尔盆地南缘清水河组碎屑岩储层孔隙演化模式。弱压实—孔隙发育相为优质储层成岩相类型，其次为凝灰质充填—弱溶蚀相。

准噶尔盆地沙湾凹陷东部原油地球化学特征和来源

吴小奇, 任新成, 刘德志, 陈迎宾, 穆玉庆, 王斌, 商丰凯, 孙中良, 曲彦胜, 宋振响, 邱岐

2023, 45(4): 646-655. doi: 10.11781/sysydz202304646

摘要(479) HTML (216) PDF(60)

摘要:
沙湾凹陷是准噶尔盆地腹部重要的勘探领域之一，为了更好地厘清凹陷内二叠系、侏罗系和白垩系储层中原油的来源，明确油气成藏过程和富集规律，对该凹陷东部典型井原油样品开展了碳同位素和生物标志化合物分析，并基于对原油地球化学特征的分析，开展了原油分类和油源对比。沙湾凹陷东部不同层系原油可以分为3类：第一类原油赋存于二叠系及侏罗系储层中，其全油δ¹³C值和Pr/Ph比值分别介于-31.0‰~-29.0‰和1.0~2.0，αααR规则甾烷相对含量具有C₂₇＜C₂₈＜C₂₉的特征，萜烷类多数表现出C₂₀＜C₂₁＞C₂₃TT、C₂₄TeT/C₂₆TT＜1的特征，且伽马蜡烷指数均小于0.30，这类原油主体来自中二叠统下乌尔禾组烃源岩，其中上二叠统上乌尔禾组油样中未检出Ts，β-胡萝卜烷/C₃₀藿烷比值大于1，三环萜烷分布表现出C₂₀＞C₂₁＞C₂₃TT的特征，且甲基菲分布分数反映了原油处于高成熟演化阶段，这表明其中混入了少量下二叠统烃源岩生成的原油；第二类原油赋存于中侏罗统储层中，其典型特征为全油δ¹³C值及正构烷烃单体δ¹³C值主体大于-29.0‰，Pr/Ph比值相对较高，介于2.0~2.5，且C₂₄TeT/C₂₆TT比值大于1，表明这类原油主体为侏罗系烃源岩生成；第三类原油赋存于下白垩统储层中，其全油δ¹³C值和Pr/Ph比值分别小于-31.0‰和1.0，αααR规则甾烷含量呈C₂₇≈C₂₈＜C₂₉特征，伽马蜡烷指数均高于0.50，正构烷烃单体δ¹³C值随碳数升高而逐渐降低，且主体小于-31‰，表明这类原油主要来自下白垩统烃源岩。

准噶尔盆地石北凹陷岛弧环境下火山—沉积建造特征及源储发育模式——以石炭系姜巴斯套组为例

熊伟, 王越, 熊峥嵘, 梅文科, 白仲才, 蔡倩茹, 宋智华

2023, 45(4): 656-666. doi: 10.11781/sysydz202304656

摘要(598) HTML (236) PDF(51)

摘要:
准噶尔盆地石北凹陷位于盆地东部的陆梁隆起带北部，前期针对石北凹陷石炭系火山岩圈闭勘探一直未获突破。近期完钻的准北6井揭示了其石炭系姜巴斯套组自生自储型油气藏具有较大的勘探潜力，但以往针对这类储层的成因及分布研究较少。为了深入研究石北凹陷岛弧环境下火山—沉积建造特征及其源储发育模式，在前人研究的基础上，利用钻井岩心、地震及测试资料，结合烃源岩地球化学特征分析，对姜巴斯套组火山—沉积建造、烃源岩特征进行了系统研究，建立了岛弧控制下的火山岩—火山碎屑沉积岩—烃源岩发育模式，以期为具有相同沉积背景的地区油气勘探提供理论依据。研究表明，石北凹陷姜巴斯套组中基性火山岩形成于与俯冲相关的岛弧环境，火山建造主要为近火山口爆发相、近火山口溢流相、远火山口爆发相，沉积建造以岛弧侧翼的扇三角洲相凝灰质砂砾岩、砂岩与远岛弧低洼地带的滨浅海相凝灰质泥岩为主；姜巴斯套组凝灰质泥岩为一套处于成熟—高熟阶段的中等烃源岩，呈北西—南东向条带状分布，厚度分布在100~500 m之间；姜巴斯套组火山岛弧间歇喷发，远岛弧低洼地带凝灰岩与滨浅海凝灰质泥岩互层状分布，凝灰质泥岩与扇三角洲砂砾岩、岛弧火山岩具有良好的源储配置关系，两类储层为下一步重点勘探方向。

准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩生烃演化特征及其石油地质意义

王圣柱, 梅文科, 熊峥嵘, 白仲才, 熊伟, 于洪洲, 鲍军

2023, 45(4): 667-680. doi: 10.11781/sysydz202304667

摘要(548) HTML (273) PDF(77)

摘要:
准噶尔盆地东北缘石炭纪沟弧盆环境发育多种类型的烃源岩，为落实主力烃源岩高效供烃区，指导该区油气勘探，基于钻井、露头烃源岩样品有机地球化学及生烃热模拟实验等测试数据，地质—地化相结合，对不同类型烃源岩生烃机制、生烃潜力、生烃演化过程及供烃特征进行了研究。研究区石炭系主要发育泥岩、凝灰质泥岩和碳质泥岩3种类型的烃源岩；不同类型的烃源岩生烃母质构成、生烃活化能分布不同，其生烃潜力及生烃演化模式存在明显差异，即泥岩相对低成熟演化阶段快速生烃，凝灰质泥岩持续缓慢生烃，碳质泥岩相对高成熟演化阶段快速生烃；后期构造改造、沉积充填及地温场演化联合控制了烃源岩生烃热演化过程及供烃特征。依据烃源岩生烃与油气散失时空耦合，划分出高效生烃—低散失—高效供烃、高效生烃—较高散失—较高效供烃、较高效生烃—低散失—较高效供烃、较高效生烃—高散失—低效供烃、低效生烃—高散失—低效供烃和低效生烃—低散失—低效供烃6种供烃模式。石北、滴水泉等凹陷属较高效生烃—低散失—较高效供烃单元，具备形成大中型油气田的物质基础，为最有利的勘探区。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油赋存定量表征及其主控因素

李嘉蕊, 杨智, 王兆云, 唐勇, 张洪, 蒋文琦, 王小妮, 魏琪钊

2023, 45(4): 681-692. doi: 10.11781/sysydz202304681

摘要(478) HTML (245) PDF(58)

摘要:
准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油赋存特征及控制因素复杂，赋存状态与定量表征难度大，厘清页岩油赋存特征和主控因素对优选甜点体具有重要意义。为表征玛湖凹陷不同赋存状态页岩油含量，对凹陷中心区和斜坡区的风城组页岩样品进行分步抽提，建立了不同赋存状态页岩油定量表征实验方法，分别得到游离轻烃、游离重烃和吸附烃的含量。在有机地球化学和储层微观特征研究的基础上，得到以下认识：由于研究区有机碳和黏土含量较低，风城组页岩油以游离赋存状态为主，吸附烃含量最少；页岩油多以油膜状赋存于矿物表面和干酪根中，重烃通常赋存于微孔比表面积大的页岩中，宏孔是游离油的主要赋存场所；有机质丰度和孔径增大，不同赋存状态页岩油含量均呈增加趋势，较高有机质丰度和孔径较大的储层有利于页岩油富集；成熟度可以很大程度上影响页岩中流体的吸附能力，有机质成熟度越高的页岩样品游离烃占比越多、吸附烃占比越少；比表面积的增大促进吸附油与游离重烃的富集，制约游离轻烃的富集，中孔比表面积对于页岩油的吸附量具有控制作用，比表面积越大页岩的吸附能力越强。相关研究和认识可为研究区优选甜点段和评价页岩油开采效益提供依据。

准噶尔盆地哈山地区二叠系风城组细粒沉积特征与演化模式

李振明, 熊伟, 王斌, 宋振响, 宋梅远, 孙中良, 于洪洲, 周健, 吴小奇

2023, 45(4): 693-704. doi: 10.11781/sysydz202304693

摘要(678) HTML (304) PDF(63)

摘要:
准噶尔盆地西北缘哈山地区地质条件复杂，勘探难度大，明确该地区二叠系风城组烃源岩沉积与演化特征对拓展盆缘油气勘探具有重要意义。基于全岩XRD、元素地球化学、有机质丰度、薄片鉴定和岩相组合特征，开展了玛湖凹陷和哈山地区风城组沉积特征与岩性、岩相组合差异分析，恢复了该区古沉积环境演化序列，建立了古沉积演化模式。哈山地区风城组岩相组合特征及古沉积环境演化序列与玛湖凹陷高度相似，整体为火山背景下的碱湖多源混合细粒沉积建造，发育多种岩相组合，沉积古环境具有阶段性演化特征。哈山地区风二段典型碱性矿物的大量出现，揭示该地区发育除玛湖凹陷外的另一湖盆中心。风一段沉积时湖平面相对较高，水体盐度较低，气候半干旱，火山沉积发育，岩相以含有机质块状凝灰岩为主；风二下段沉积时湖盆开始萎缩，气候相对更干旱，水体开始变咸，环境更局限，岩相以富有机质层状云质泥岩为主；风二段顶部和风三段下部沉积时环境相对最封闭，水体盐度大，发育大量碱性矿物，岩相以富有机质纹层状含碱云质泥岩和富有机质纹层状混合质页岩为主；风三段上部沉积时陆源碎屑输入增多，咸化减弱，发育扇三角洲沉积体系，岩相以含有机质块状粉细砂岩为主。风城组沉积环境控制了有机质的富集程度，总体上，碎屑输入少、温暖湿润、盐度相对较小的深水环境更有利于有机质富集。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同源储结构页岩生排油实验研究

李二庭, 潘越扬, 杨光庆, 白海枫, 马万云, 曾溅辉, 张宇

2023, 45(4): 705-713. doi: 10.11781/sysydz202304705

摘要(587) HTML (261) PDF(54)

摘要:
准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为中国典型陆相页岩油层系。为了探究不同源储组合对烃源岩生排油的影响，基于前人对芦草沟组源储组合类型的划分，利用半封闭热模拟体系，开展不同源储结构芦草沟组页岩生排油实验研究，为页岩油富集规律及“甜点”精细评价提供参考依据。实验结果显示，储夹源型组合模式更有利于排油，源储互层型略低，源夹储型排油效率最低。碎屑岩+烃源岩组合下，储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为35.6%、30.7%、25.6%；碳酸盐岩+烃源岩组合下，储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为27.4%、27.5%、12.3%。结合排出油、储层中接收油及烃源岩中滞留油的族组成特征，发现储集岩中的接收油主要来自邻源供烃，源储距离越远，供烃关系越不明显。储夹源型页岩主要为下部邻源供油的特点，上部碎屑岩储层接收油量为10.7 mg/g，而下部碎屑岩储层接收油量仅为1.4 mg/g；源夹储型页岩以自生自储为主，烃源岩的滞留油含量较高，碎屑岩储层接收油量为6.0 mg/g，烃源岩中滞留油量为21.1 mg/g；源储互层型页岩以邻源供烃为主，自生自储为辅，从烃源岩到储集岩，抽提物族组分变化差异并不大，饱和烃含量分布在22.8%~33.0%，芳烃含量分布在6.2%~15.1%，非烃和沥青质含量分布在28.5%~41.1%和21.0%~30.0%，且储层岩性不同对其生排油效率影响相对较弱，含油性非均质性弱。从不同源储结构页岩生排油效率来看，源储互层型和储夹源型是芦草沟组页岩油勘探的较为有利的配置组合。

蜀南—渝西地区中二叠统茅一段灰质源岩气储层特征及主控因素——以DB1井为例

梁兴, 徐政语, 栗维民, 马立桥, 计玉冰, 罗瑀峰, 丁邦春

2023, 45(4): 714-725. doi: 10.11781/sysydz202304714

摘要(580) HTML (252) PDF(67)

摘要:
四川盆地中二叠统茅口组是天然气的重要产层，近期浙江油田分公司在渝西大安探区DB1井茅一段“眼皮眼球”灰岩的灰质源岩气储层中，直井试气获得42 000 m³/d、水平井(DB1H井)试气初产55.6×10⁴ m³/d以上的工业气流，实现了蜀南—渝西泥质灰岩非常规天然气勘探突破，展示了该区良好的勘探前景。四川盆地茅一段眼皮眼球灰岩具有自生自储特征，连续稳定展布，且热演化成熟度高，中缓坡相带纯灰岩不具有水敏和酸敏特性，以碳酸盐脆性矿物为主，易于酸化压力开发，因此开展富有机质灰岩储层特征及主控因素研究意义重大。以DB1井为例，研究茅一段岩石学、沉积学及储层特征，发现沉积于水体较震荡、生物发育的中缓坡相带、主体为深灰—灰黑色富有机质的泥晶灰岩储层物性较好，总体上茅一c亚段好于茅一a亚段，眼皮灰岩大孔发育程度高于眼球灰岩，微孔发育程度差别不大。茅一段主要储集空间类型有溶蚀孔、裂缝、黏土矿物孔缝和有机质孔，黏土矿物(主要是滑石)和有机质内的孔隙主要分布于眼皮灰岩中；沉积过程与成岩作用是控制茅一段眼皮、眼球灰岩储层发育的主要因素，中缓坡沉积相带控制了富有机质纯泥晶生屑灰岩储层的发育特征和区域展布，成岩作用和断裂、断溶作用影响灰岩储层储集性能的改善，并成为富集高产的主因。渝西DB1井区“黑茅口”富有机质的茅一段直井、水平井突破商业气流获得稳定高产，表明茅一段灰质源岩气成藏赋存条件好，具有自生自储为主+局部构造带短距离聚集的2种成藏模式以及气藏连续型展布、资源规模大的特征，茅一段灰质源岩气“连续型气藏”勘探潜力大，将成为四川盆地重要的潜在勘探新层系。

四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层古温度演化及驱动机制

范建平, 宋金民, 刘树根, 江青春, 李智武, 杨迪, 金鑫, 苏旺, 叶玥豪, 黄士鹏, 王佳蕊, 姜华, 罗平

2023, 45(4): 726-738. doi: 10.11781/sysydz202304726

摘要(724) HTML (320) PDF(77)

摘要:
发生于晚石炭世—中二叠世末期的冰期事件是显生宙史上最剧烈的冰期事件，也是地史上最后一次从冰室期到温室期的转换期。通过薄片鉴定、扫描电镜、主量元素、微量元素、碳氧同位素和锶同位素等地球化学手段，对四川盆地中二叠统茅口组一段古温度及古气候进行恢复，探讨中二叠世重大气候演变过程及驱动机制。研究结果表明，四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层的生物组合类型以有孔虫、腕足和软体动物为主，不发育造礁生物和钙质绿藻；岩石结构以生物碎屑支撑和灰泥支撑为主，无鲕粒等非骨架颗粒，与国际典型的凉水碳酸盐岩类似。通过δ¹⁸O与ω(Mg)/ω(Ca)恢复古温度，灰岩沉积期的古海水温度为3.72~12.38 ℃(平均8.15 ℃，δ¹⁸O标准)，13.79~14.28 ℃(平均13.90 ℃，ω(Mg)/ω(Ca)标准)；泥质灰岩沉积期的古海水温度为7.00~14.24 ℃(平均10.97 ℃，δ¹⁸O标准)，13.82~15.41 ℃(平均14.27℃，ω(Mg)/ω(Ca)标准)。中二叠统茅一段沉积期古温度变化主要受米兰科维奇短偏心率旋回驱动，短偏心率的旋回性变化是古温度、古气候旋回变化的驱动机制。

川东南林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩气藏压力演化及其地质意义

唐建明, 何建华, 魏力民, 李勇, 邓虎成, 李瑞雪, 赵爽

2023, 45(4): 739-750. doi: 10.11781/sysydz202304739

摘要(712) HTML (305) PDF(68)

摘要:
川东南林滩场地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具备较好的勘探开发条件，查明该层系古流体压力演化对揭示页岩气成藏及逸散过程具有重要意义。以林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩构造裂缝和流体超压裂缝脉体为研究对象，综合阴极发光观察、包裹体显微测温、激光拉曼分析及盆地模拟等技术手段查明该地区的古流体压力演化过程及其控制作用。研究表明：(1)林滩场地区经历了常压、微超压—常压、超压、泄压4个阶段，其中超压主要来源于生烃作用，泄压主要由页岩气逸散导致，且使气藏泄压54%。(2)五峰组—龙马溪组黑色页岩层系底部的裂缝存在两期脉体充填。第一期形成于沉降埋深阶段，时间在131~118 Ma，形成温度介于178~205 ℃，甲烷包裹体捕获压力为105.6~119.8 MPa；第二期形成于构造抬升阶段，时间在25~18 Ma，形成温度介于150~175 ℃，甲烷包裹体具有相对较低的盐度，其捕获压力介于80.8~92.1 MPa，较低的压力系数(1.37~1.49)指示气藏已发生大量逸散。(3)晚期构造运动，特别是喜马拉雅晚期的快速抬升是造成气藏逸散和泄压的根本原因。有机孔的圆度减弱、孔径减小表明储层物性变差。由于气藏形成和保存时间长，林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩仍具备较好的勘探潜力。该研究有助于深化林滩场常压页岩气藏富集规律的认识，可为该地区页岩气勘探有利区的优选提供一定的理论支撑。

川东南五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征及其页岩气勘探意义

魏富彬, 刘珠江, 陈斐然, 袁桃, 李飞

2023, 45(4): 751-760. doi: 10.11781/sysydz202304751

摘要(635) HTML (343) PDF(82)

摘要:
四川盆地东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组中深层领域页岩气勘探及页岩储层特征与主控因素的研究已经取得了丰硕成果，而作为当前页岩气勘探重点的深层、超深层领域，由于受钻井等因素的制约，对于其储层发育特征及与中深层页岩储层的差异等研究还不够深入。为了明确五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征，为勘探部署提供依据，选取川东南地区4口埋深在2 000~6 000 m的典型页岩气钻井，系统开展了深层、超深层页岩储层发育特征及差异对比研究，探讨了储层孔隙发育的成因。研究表明：(1)埋深在6 000 m以内，五峰组—龙马溪组页岩储层依然能够发育高孔有效储层，且随埋深的增大孔隙度无明显变化，但是有机质孔的形态、孔隙结构及连通性存在一定差异，即随着埋深的增大，有机质孔孔径相对变小，孔隙连通性变差；(2)明确了生物成因的硅质是孔隙发育的基础，流体超压是储层孔隙保持的关键，在两者联合作用下，深层、超深层页岩高孔隙优质储层得以发育和保持；(3)基于储层发育的研究，将页岩气勘探拓深至6 000 m，明确了下一步页岩气勘探方向。初步评价四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩气(埋深为4 000~5 000 m)资源量超2×10¹² m³。

塔里木盆地巴麦地区东段北东向走滑断裂体系特征及油气地质意义

张仲培, 徐勤琪, 刘士林, 周雨双, 邱华标, 陆红梅, 王瀚洲, 齐育楷

2023, 45(4): 761-769. doi: 10.11781/sysydz202304761

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摘要:
塔里木盆地巴楚—麦盖提地区(简称“巴麦地区”)东段已发现的多个奥陶系油气藏与多期活动断裂密切相关，明确断穿寒武系膏盐层的通源断层是寻找该区油气藏的关键。基于大量新地震资料的断裂构造解析，结合前人研究，对巴麦地区东段的断裂体系，特别是走滑断裂的展布和活动特征进行了再认识。结果表明，巴麦地区在古隆起迁移演化和大型逆冲断裂带活动的同时，还发育一系列起变形调节作用的北东向展布的高角度小断距走滑断层，它们共同构成了该区变形构造体系。该区发育两类走滑断层，一类与北东向和近东西向展布的寒武系盐上滑脱断褶带同时或后期叠加发育，走向与逆冲断裂带走向一致，主要分布在和田古隆起边界和内部；另一类发育于大型逆冲断裂带围限的挤压缩短区，与近东西向逆冲断裂带呈大角度相交，主要分布于和田古隆起和巴楚断隆内。前者主要形成于海西晚期，喜马拉雅晚期局部弱活动，后者主要形成于喜马拉雅晚期。走滑断层叠加上经历过加里东中晚期和海西早期岩溶改造的奥陶系碳酸盐岩，更有利于形成有效的裂缝—溶蚀孔洞型储集体；它们贯通膏盐层上、下地层，活动期与盐下深层烃源岩主要生烃期一致，更有利于输导烃源向上运移到奥陶系聚集成藏。位于源上且与两类高角度走滑断裂连通的规模储集体是奥陶系有利勘探方向。

塔里木盆地顺南地区深层碳酸盐岩热液溶蚀及其油气勘探意义——以顺南蓬1井为例

韩俊, 董少峰, 尤东华, 张胜, 肖重阳, 王英明

2023, 45(4): 770-779. doi: 10.11781/sysydz202304770

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摘要:
为揭示深层碳酸盐岩储层的成因机理，对塔里木盆地顺南地区蓬1井进行了研究。顺南蓬1井取心段揭示，在埋深超过7 500 m的碳酸盐岩中发育有大量的裂缝和溶蚀孔洞，基于详细的岩心观察和描述发现这些溶蚀孔洞主要分布在取心段下部上寒武统白云岩中，而在取心段上部下奥陶统碳酸盐岩中很少。溶蚀孔洞的直径随埋藏深度的增加逐渐增大，表明这些孔洞是由来源于深部的热流体而非大气淡水下渗溶蚀形成的。各成岩矿物(白云岩、方解石)与宿主围岩具有相似的碳同位素值和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值，说明成岩流体与原始碳酸盐岩发生了强烈的水—岩反应，主要继承了原始封存的孔隙水的地球化学特征。但是，明显偏负的氧同位素值(平均-13.26‰)表明它们形成于较高温度的成岩流体中，这一推论也得到了流体包裹体显微测温的证实，表明白云岩的重结晶和随后方解石的沉淀都与断裂相关的深部热流体密切相关。此外，全直径CT扫描揭示，裂缝可以明显改善热液白云石化作用形成的白云岩的储集性能，尤其是渗透率，至少提高一个数量级，即从0.02×10^-3 μm²提高至0.39×10^-3 μm²。鉴于塔深1井及古城地区具有相似的情况，塔里木盆地深层—超深层碳酸盐岩可能广泛发育热液相关的白云岩储层。因此，在塔里木盆地及其他地区未来的油气勘探中，热液改造型相关的白云岩储层值得重点关注。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段储层特征及主控因素

牟春国, 许杰, 古永红, 贾建鹏, 王文雄, 谭秀成

2023, 45(4): 780-790. doi: 10.11781/sysydz202304780

摘要(490) HTML (303) PDF(50)

摘要:
近期勘探实践表明，鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组四段豹斑状白云岩储层具有良好的勘探开发潜力。为此，基于钻井岩心、岩石薄片和分析化验资料，解析了该层段的储层特征及主控因素。结果表明：(1)马四段储层的储集岩类主要包括豹斑状云质灰岩、豹斑状灰质云岩、晶粒云岩和凝块云岩，储集空间类型以晶间(溶)孔为主，含少量格架孔和微裂缝。(2)研究区储集层整体表现为低孔—中低渗孔隙型储层，其中储集性能以豹斑状灰质云岩和晶粒云岩最佳且分布范围广，是区内最优质的储集岩类。而豹斑状云质灰岩发育规模较大，储集性能整体较差，凝块云岩储集性能较好，但发育频率较低。盆地中东部马四段储层发育主要受沉积微相、生物扰动、白云石化作用以及早成岩期岩溶作用综合控制：有利沉积微相是储层发育的物质基础，控制储层平面横向分布；生物扰动作用有利于白云石化作用；白云石化作用是储层形成的关键，有利于储层孔隙的保存；早成岩期岩溶作用对储层质量改善有着重要贡献。马四段有利储层纵向上主要位于高频向上变浅序列的中上部；平面上，主要集中在研究区西侧乌审旗—靖边—志丹一线以及东侧的神木、米脂两个相对独立的区域。

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏效益开发地质评价参数的确定

何晨毓, 刘丽琼, 肖玉茹, 黄学斌, 李姝

2023, 45(4): 791-796. doi: 10.11781/sysydz202304791

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摘要:
由于致密油藏勘探开发成本高，如何实现致密油效益开发是当前亟需解决的问题。针对鄂尔多斯盆地红河油田长8致密油藏特点，突出单井信息，从影响致密油藏经济性的关键参数——单井经济可采储量入手，建立了一套基于单井经济可采储量的致密油藏效益开发地质评价参数确定方法和流程。针对红河油田长8致密油藏单井可采储量受裂缝控制的特殊性，油藏地质评价参数的确定增加了裂缝发育程度，选取单井技术可采储量、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度和裂缝发育程度5个参数进行分类，细分为6种类型。通过单井技术可采储量与有效厚度交会图，对照2种情景下的经济下限和油藏地质参数分类, 综合确定油藏地质参数下限。该方法在红河油田长8油藏取得了良好的实用效果，可为国内致密油藏“甜点区”的筛选和开发部署优化提供技术支撑。

断陷盆地顺向断阶带油气充注期次与成藏模式——以渤海湾盆地歧口凹陷埕北断阶带为例

文璠, 罗群, 董雄英, 邱兆轩, 贺小标, 王仕琛, 张宏利, 张泽元

2023, 45(4): 797-808. doi: 10.11781/sysydz202304797

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摘要:
我国东部断陷湖盆多发育断阶带构造，其中顺向断阶带比例较高，其时空配置关系和油气成藏期次、成藏条件对区域油气勘探地质评价起着关键性作用，但研究难度大。渤海湾盆地歧口凹陷埕北断阶带是具有典型意义的顺向断阶带，为了进一步明确其油气成藏模式和充注期次，以古近系东营组和沙河街组为主要目的层，选取歧东3-1井、张10井和埕海16井分别代表断阶区的低、中、高断阶，通过储层显微岩相观察、流体包裹体鉴定、盐水包裹体均一温度和盐度测试、GOI统计分析等技术，对埕北各区不同充注期的油气性质和分布规律进行了研究；应用激光拉曼测试对张10井和歧东3-1井单个包裹体的气体成分进行有效识别，结合歧东3-1井单井埋藏史、古地温史图和自生伊利石K-Ar同位素测年技术，确定出埕北断阶区的具体油气成藏时间，并在调研和样品实验的基础上总结了埕北区的烃源岩、储集层、保存和运聚4个成藏要素条件。研究区储层存在2期充注：第一期油气具体成藏时间在东营末期—馆陶初期, 约16 Ma左右；第二期成藏时间在明化镇初期, 从6 Ma左右开始延续至今。研究区具有多套生储盖层，发育的断阶构造对源储的沟通和油气的封堵、保存和运聚成藏起到控制作用；区域成藏条件较为成熟，在油气成藏过程中体现出双源供烃、多期成藏的横向运聚模式和断砂耦合、接力爬坡的纵向运聚模式。

鄂尔多斯盆地古生界天然气地球化学特征与成因

李芙蓉, 刘文汇, 王晓锋, 张东东, 罗厚勇, 陈晓艳, 李福奇, 张雯

2023, 45(4): 809-820. doi: 10.11781/sysydz202304809

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摘要:
鄂尔多斯盆地古生界天然气地球化学特征与成因复杂，下古生界气源存在争议。为更好地把握盆地古生界天然气的整体地球化学特征和变化规律，在系统收集、整理和解析前人资料基础上，对全盆地700余个天然气样品的地球化学资料进行了综合分析，并结合对天然气成源、成烃和成藏等关键要素的分析，探讨了天然气的成因。结果表明，鄂尔多斯盆地上古生界天然气主体为受成熟度控制的煤型气，由东北向西南方向成熟度升高，盆地南部上古生界地层存在上、下古生界天然气的混合。下古生界天然气以海相碳酸盐岩层系油型气为主，其中上组合具有上古生界煤型气—下古生界油型气两源复合成藏特征，中—下组合天然气是相对独立的油型气藏，以地质条件和有机质热演化程度为基础受不同程度的次生改造作用，造成了其碳同位素组成的显著异常。研究证明了盆地下古生界存在包括碳酸盐岩在内的海相烃源的规模贡献，在盆地的不同位置，上、下古生界天然气存在不同程度的混合。

中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质技术之核磁共振岩心分析技术

2023, 45(4): 821-821.

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2023年第45卷第4期

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