四川盆地东部石炭系黄龙组潮汐沟道发育特征及对优质储层展布的控制作用

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四川盆地东部石炭系黄龙组白云岩成因

四川盆地东部石炭系黄龙组白云岩成因

四川盆地东部石炭系黄龙组白云岩成因刘诗宇;胡明毅;胡忠贵;戴危艳【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2015(027)004【摘要】四川盆地东部石炭系黄龙组是重要的天然气产层,白云石化作用是优质储层发育的必要条件,白云石化成因类型研究对该区油气勘探具有重要意义.根据岩心和野外剖面观察与描述,结合薄片资料,认为区内黄龙组主要发育以下几种类型的白云岩:泥—微晶白云岩、粉—细晶白云岩和残余颗粒粉—细晶白云岩等,以及充填于孔、洞或缝中的白云石胶结物.结合X射线衍射分析数据和稳定同位素δ13C与δTM O资料,发现该区不同类型的白云岩以及白云石胶结物的形成条件和物性特征各异,分别用不同的成因模式来解释更为合理,在此基础上总结了黄龙组具有如下4种白云岩成因模式:泥—微晶白云岩的蒸发泵白云石化成岩模式、(残余颗粒)粉—细晶白云岩的埋藏压实白云石化成岩模式、淡水白云岩的调整白云石化成岩模式和异形白云岩的构造热液白云石化成岩模式.【总页数】7页(P40-46)【作者】刘诗宇;胡明毅;胡忠贵;戴危艳【作者单位】长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100;长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;长江大学地球科学学院,武汉430100【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.四川盆地东部下寒武统龙王庙组白云岩类型及其成因 [J], 孙海涛;张玉银;柳慧林;谢瑞;杨雪琪;任影2.四川盆地东部石炭系黄龙组岩溶角砾碳酸盐岩特征 [J], 朱智鹏;黄勇;汪洋3.云南会泽石炭系摆佐组白云岩地球化学特征及其成因分析 [J], 马宏杰;张世涛;程先锋;眭素刚4.川东邻水-渝北地区石炭系黄龙组白云岩成因 [J], 胡忠贵;郑荣才;文华国;蔡家兰;陈守春;胡九珍;李瑰丽5.四川盆地东部石炭系黄龙组潮汐沟道发育特征及对优质储层展布的控制作用 [J], 王坤;李伟;王东坤因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。

准噶尔盆地东部石炭系源岩灶和成藏特征

准噶尔盆地东部石炭系源岩灶和成藏特征

准噶尔盆地东部石炭系源岩灶和成藏特征准噶尔盆地是中国重要的油气资源基地之一,其中东部地区的石炭系源岩灶和成藏特征备受关注。

在这一地区,石炭系源岩广泛分布,具有较高的有机质含量和丰富的生物标志物,为油气的形成提供了良好的条件。

石炭系源岩主要分布在准噶尔盆地东部的吐哈、额尔齐斯等地区,主要由陆相泥岩和煤系岩石组成。

这些岩石在古地理环境的影响下,经过长期的生物和物理化学作用,形成了丰富的有机质。

有机质的类型和含量是评价源岩质量的重要指标,石炭系源岩中的有机质主要以干酪根和藻类残骸为主,有机质含量一般在1%至10%之间,部分地区甚至超过10%。

此外,石炭系源岩中还存在着大量的生物标志物,如藻类生物标志物和藻类生物标志物等,这些有机化合物可以作为判定源岩类型和生物来源的依据。

石炭系源岩的成藏特征也是研究的焦点之一。

在准噶尔盆地东部,由于古地理环境的不同,石炭系源岩的成藏特征也有所不同。

一般而言,石炭系源岩一般主要以热解产物形式存在,其中以干酪根热解油和沥青质最为常见。

研究表明,石炭系源岩的成藏主要受到热演化程度和埋藏深度的影响。

随着埋藏深度的增加,石炭系源岩的有机质含量和生烃潜力逐渐增加,形成了丰富的油气资源。

准噶尔盆地东部石炭系源岩灶和成藏特征的研究对于油气勘探和开发具有重要意义。

通过对源岩的分析和评价,可以为油气勘探提供有力的依据,确定勘探目标区域和优选开发方案。

此外,研究石炭系源岩的成藏特征,可以为油气资源的合理开发提供指导,提高资源的开采效率和经济效益。

总之,准噶尔盆地东部的石炭系源岩灶和成藏特征具有重要的研究价值。

通过深入研究源岩的特征和成藏机制,可以为油气勘探和开发提供科学依据,促进油气资源的合理开发和利用。

四川盆地威远地区构造演化特征及其对下古生界油气富集的控制作用_喻颐

四川盆地威远地区构造演化特征及其对下古生界油气富集的控制作用_喻颐

威 远 构 造 顶 部 山 区 多 为 上 三 叠 统 须 家 河 组 、沟 谷 多为中三叠统雷口 坡 组,外 围 分 布 侏 罗 系 上 部 地 层。 核 部 出 露 最 老 地 层 为 三 叠 系 下 统 嘉 陵 江 组 上 部 ,外 围 为 侏 罗 系 上 部 地 层 分 布 [7](图 2)。
3 威远地区构造演化分析
3.1 威 远 构 造 演 化 特 征 本次选 取 了 过 威 远 构 造 轴 部 北 西—南 东 向 的
05wy11线和 北 东—南 西 向 05wy30 线 二 条 剖 面 (其 中05wy11 线 与 威 远 构 造 走 向 垂 直,05wy30 线 与 威 远 构 造 走 向 一 致 ),结 合 区 域 演 化 特 征 ,利 用 趋 势 法 进 行 剥 蚀 恢 复 从 而 编 制 构 造 演 化 史 剖 面 ,进 一 步 研 究 威 远 构 造 各 地 质 历 史 时 期 的 形 成 演 化 过 程 (图 5)。
第36卷 第2期 天 然 气 勘 探 与 开 发 地 质 勘 探
四川盆地威远地区构造演化特征 及其对下古生界油气富集的控制作用*
喻 颐1 李 忠 权1,2 杨 渊 宇1 应 文 峰1 杭 文 艳1
(1.油 气 藏 地 质 及 开 发 工 程 国 家 重 点 实 验 室 · 成 都 理 工 大 学 2.构 造 与 成 矿 成 藏 重 点 实 验 室 · 成 都 理 工 大 学 )
图 4 北 东 — 南 西 向 05wy30 线 地 震 解 释 剖 面
通过 对 威 远 背 斜 地 震 解 释 分 析,大 致 可 以 看 出, 威远背斜经历了至少两种不同动力学背景的构造运 动 (拉 张 与 挤 压 )。 现 今 剖 面 上 保 留 有 高 角 度 正 断 层 、 下 正 上 逆 的 高 角 度 反 转 断 层 以 及 低 角 度 逆 断 层 ,说 明 威 远 地 区 早 期 主 要 受 拉 张 作 用 控 制 ,到 了 后 期 才 转 变 为受挤压运动控制。通过对威远地区构造背景的理 解以及地震剖面解释分析,利 用 2DMOVE 软 件 对 威 远 背 斜 进 行 了 剖 面 演 化 史 恢 复 ,从 而 具 体 分 析 威 远 背 斜的形成过程。

四川盆地东南部洗象池群沉积相及与储层的关系

四川盆地东南部洗象池群沉积相及与储层的关系

四川盆地东南部洗象池群沉积相及与储层的关系本论文将四川盆地东南部寒武系洗象池群作为主要研究对象,在调研相关文献的基础之上,以碳酸盐岩沉积学、碳酸盐岩储层地质学及国内外相关研究成果等相关学科为指导,以野外剖面、钻井岩心的宏观与微观鉴定、测录井及相关分析化验等资料为主要研究对象,对四川盆地东南部洗象池群的地层、沉积相及其与储层的关系进行了较为深入的研究,并预测了储层有利区带的分布。

根据地层研究得知,洗象池群地层顶底界线清晰,与上覆地层奥陶系桐梓组和下伏地层寒
武系高台组均呈整合接触,其地层厚度具有由东向西逐渐减薄的趋势。

通过沉积相标志并结合四川盆地洗象池期的沉积背景,认为四川盆地东南部洗象池群总体上属于局限台地相,东缘分布有开阔台地相;按照具体沉积环境和
沉积特征又可将局限台地相细分为台内滩和泻湖亚相,将开阔台地相分为台内滩、滩间海亚相。

其中又以台内滩亚相是储层发育的最有利相带,泻湖亚相中的云质泻湖微相次之。

通过对储层的研究得知,四川盆地东南部洗象池群储层在整段地层中均有分布,储集岩以颗粒白云岩和粉—细晶白云岩为主,储集空间以粒间溶孔、晶间孔和晶间溶孔占优势,裂缝是其主要的渗流空间。

绝大部分储层以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,多属于中低孔中低渗的孔隙型储层。

沉积和成岩作用共同叠加影响并控制储层的最终展布特征以及发育程度。

综合以上分析,本论文认为台内滩亚相的砂屑滩微相与鮞粒滩微相是研究区内洗象池群地层最有利于储层发育的的沉积相带,其次为泻湖亚相中的云质泻湖微相。

前者主要分布在石柱双流坝—丁山1井—习水良村—林1井一线,后者在研究区分布广泛,但各井区之间差异较大。

川东南涪陵地区石炭系黄龙组地震异常特征及其意义

川东南涪陵地区石炭系黄龙组地震异常特征及其意义

反射 响应 。根据工区实际沉 积背景与不 同岩性速
度 统 计 ,采 用 上 部 为 梁 山 组 泥 岩 ,速 度 为
成 的古分化壳界面古地势 , 从高到低形成不同古水 文 区域 分带 , 即补 给 区 、 径流 区、 排泄 区 。 由于受不 同水动力作用的影响 , 岩溶古地貌各具特色。①在
地 下 水 除了垂 向渗 人外 , 以水 平运 动 为 主 , 溶发 岩
பைடு நூலகம்
显示 当石炭系为峰丛相对高位置时, 反射同相轴会 出现上 提现 象 , 同时其 下 部相 位振 幅会 得到 增强 及
上 提 。反 之 , 当石 炭 系地 层 厚 度 减薄 时 , 同相 轴 出
育, 并具有层状分 布及垂 向上有强弱分带的特征 , 部份强径流带可能形成 网络状联通性好 的溶蚀裂
异常地质成因解释进行 了地球物理正演模拟 , 结果显示 了与实际典 型地震反射 结构相吻合 的地
震剖面特征 。其分别代表 了岩溶高地峰丛与浅洼发育; 泥质充填或半充填的溶洞或孔 隙性非 被
常高的储层发育; 高泥质含量充填物 , 或低速度 、 未被 完全充填的缝洞体发育 ; 9m及 以下 7m~ 的黄龙 组 地层 。 同时 , 于特 殊 剖 面 结 构研 究成 果 , 该 区可 能发 育 的新 型 储层 类型 进 行 了预 基 对
了四种典型异常反射结构 : ①地震 同相轴波峰 、 波谷均表 现为中振 幅 一 弱振幅; ②地震 同相 轴下
拉波峰振幅有强有弱 , 上部波谷反射呈现强振 幅 一中振幅 ; ③地震反射 同相轴明显下拉 , 同时下 拉 同相轴上部反射呈现 中振幅 一 弱振幅、 下部反射振 幅减弱; ④地震 同相轴反射为弱振幅 , 空 近 白反 射或 弱 波谷 反 射 。基 于岩 溶 单元发 育理 论模 型及 该 区沉 积特 征 , 四种 典 型地 震剖 面反 射 对

川东地区石炭系黄龙组层序地层

川东地区石炭系黄龙组层序地层

川东地区石炭系黄龙组层序地层作者:邢梦妍代龙来源:《山东工业技术》2016年第18期摘要:川东地区石炭系黄龙组油气资源丰富,是四川盆地最重要的天然气产层之一。

根据区域地质背景、岩心观察和测井特征等资料,将川东地区石炭系黄龙组划分为1个三级层序,Ⅰ型层序界面是该地区主要的层序界面,初始海泛面和最大海泛面可作为地层界线,并据此分为三个体系域:低位体系域(LST)、海侵体系域(TST)和早期高位体系域(EHST)。

继而可划分出三个岩性段,黄龙组一段、黄龙组二段、黄龙组三段,其中,黄龙组一段与低位体系域相当,黄龙组二段与海侵体系域相当,黄龙组三段与早期高位体系域相当。

关键词:川东;石炭系;黄龙组;层序地层DOI:10.16640/ki.37-1222/t.2016.18.072川东地区石炭系黄龙组自1977年钻获工业气流以来,已成为四川盆地最重要的天然气产层之一[1-2]。

因此,有必要研究对于储层发育和油气成藏具有重要意义的层序地层学。

关于研究区石炭系黄龙组层序地层,前人提出了很多不同的观点:有学者根据Galloway成因层序地层学,将研究区黄龙组划分为一个三级层序、三个四级层序和七个五级层序[3];也有学者将黄龙组划分为1个三级Ⅰ型层序和分别相当于C2hl1、 C2hl2、C2hl3三个岩性段的低位体系域、海侵体系域和早期高位体系域[4-5]。

本文通过岩心观察及测井资料解释[6-7],以P.R.Vail 经典层序地层学为理论依据,对川东地区石炭系黄龙组进行层序地层学研究,以期为研究区碳酸盐岩的勘探奠定理论基础。

1 区域地质概况川东地区北抵城口、南达涪陵、西至南充、东邻巫山,面积约5.78万km2。

构造上隶属于川东高陡弧形褶皱带。

受海西运动影响,研究区石炭系黄龙组地层不完整,其顶部与下二叠统梁山组呈不整合接触[8]。

2 层序界面及体系域界面的识别2.1 层序界面识别(1)Ⅰ型层序界面。

Ⅰ型层序是由于海平面上升速率低于盆地上升速率或海平面下降速率大于盆地的沉降速率形成的层序边界。

四川盆地龙王庙组沉积相特征及发育模式

四川盆地龙王庙组沉积相特征及发育模式

学术研讨87四川盆地龙王庙组沉积相特征及发育模式◊中国石化勘探分公司邓金花本文以四川盆地龙王庙组为研究对象,根据岩石学特征、岩性岩相组特征、沉积相标志对四川盆地龙王庙组沉积相进行了划分,共划分为台地蒸发岩相、局限台地、开阔台地、台地边缘礁滩和斜坡-盆地相等五个亚相,其中局限台地台内浅滩和台地边缘礁滩相带沉积能量较高,有利于后期成岩作用的叠加改造,形成良好的油气储集体。

201#四川盆地天然气勘探于川中高石梯-磨溪地区龙王 庙组获得重大突破,提奴然气探明觸權.85 x108m™,展示了四川盆地下组合高演化天然气藏的勘探潜力,前人 针对龙王庙组储层做了详细的研究,认为储层形成主控因 素为有利沉积相带(滩相)叠合岩溶作用溶蚀改造,其中 滩相是储层发育的必要基础对于整个盆地来说寻找到有利相带是探寻龙王庙组优质储层的关键。

鉴于此本文对 四川盆地龙王庙组沉积相进行了详细分析,并结合典型钻 井明确各相带特征和识别标志,以期为今后龙王庙组天然 气勘娜供更详细的科学依据和参考。

1沉积相划分结合区域龙王庙组地质背景研究成果,以岩性组合、沉积构造等标志为主,结合测井相、地震相标志,将四川 盆舰周缘龙王庙组沉积相及其亚相、微相划分絲1。

1.1台地蒸发岩相台地蒸发相沉积以一套含陆源碎肩石英砂、泥质岩的 碳酸盐岩为特征。

具波状、脉状及透镜状层理、沙纹层 理、水平层理、泥裂及其它暴露标志,局部见小型交错层 理。

四川盆地西部及以外地区为广袤的龙门山古陆,靠近 古陆边缘广大地带为混积潮坪亚相。

典型剖面如天星1井、资5井。

1.2局限台地台地向陆一侧十分平缓的海岸地带和极浅水沉积区,由于沉积环境闭塞,水动能量极低,海水循环不畅,盐度 和氧化条件变化大,包括潮汐作用带及其以上的环境,即 通常所称的潮坪沉积环境,包括潮坪、潮间浅滩以及浅潮 下带(如潟湖)[5]。

该相带主要分布于川西-川中地区,岩 性以致密的薄-中层状灰色泥晶白云岩、灰质白云岩、砂质 白云岩等为主,其间夹砂屑云岩、鲕粒云岩和膏质云岩。

四川盆地芭蕉场石炭系储层特征研究

四川盆地芭蕉场石炭系储层特征研究

t.l :l公 勘 探 开 发研 究 院 作 。地 址 : ( 10 1 叫 川 省成 都 市 府 青 路 一 段 1【勘 探 J 发研 究 院 。 E—ma :yq m pt c i . cm.1  ̄ I 605) } t : i th @ e ohn l r a o 2 1 q

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隙包 括粒 间 、粒内溶孔 、砾 内溶孔 、铸模 孔 、体腔孔 及粒裂孔 等。原生孔 隙 中包括粒 问 晶问孔 、生 物遮蔽孔 , 裂缝 为主要的渗流通道 ;有利储层发育的成岩作 用 主要 有白云化作 用和溶蚀 作用 。综合 评价 ,芭蕉 场石炭系储 层为 为低孑 、低渗 、高含气饱和度储层。 L
主要 为石 灰岩 、白云岩 与少 量石 膏 的组合 ,由于沉
缺 少石英 砂浅滩 亚 相和海 湾 浅滩亚 相 ,各 亚相特 征
分述 如下 :
・膏 湖亚相 :位 于海 侵 初 期地 貌 相 对 低洼 带 ,
为封 闭环 境 。由于 炎 热 的气 候 及 强 烈 的蒸 发 作用 , 湖水蒸 发 量大 于供 给量 ,水体 咸化 ,缺乏 生物 ,沉 积 了石 膏 、云质 石膏 夹微 晶 白云岩 ,经表生 期 的去 膏化 、去 云化作 用形 成 的次 生灰岩 或角砾 灰岩 ,孔
・ 泻湖内蒸发坪亚相 :主要 分布于 c h 段的 l 咸 化泻 湖 内 ,岩石 类 型为粉 晶云岩 、粉 晶角 砾云 岩
及膏 溶塌 陷角 砾云 岩 ,岩石 中普遍 含膏 模孔 。
3 储 集 岩 及储 集 空 间
上储 层优 于下 储层 。芭 蕉场气 田石炭 系 的储层 为下
储层。
作者简介
・ 湖亚相 :位于海 平 面下 的相对低 洼 的沉 积 泻

四川盆地海相碳酸盐岩储层特征及控制因素

四川盆地海相碳酸盐岩储层特征及控制因素

80
1.35 1.63 2.56
0.16 0.78 6.14
裂 缝 -孔 隙 型
川东
裂缝型、裂 川东、川
缝-孔隙型 南、川西南
裂缝-孔隙 川东、川南、 型、孔隙型 川西南、川中
6 T1j1 石灰岩、白云岩
200
1.58
0.01 裂缝-孔洞型 川南、川东
7 T1f2+3 8 T1f1
第 33 卷 增 刊 2
2012 年 12 月 文 章 编 号 :0253-2697(2012)S2-064-10
石油学报
ACTA PETROLEI SINICA
Vol.33 S.2
Dec. 2012
四川盆地海相碳酸盐岩储层特征及控制因素
洪海涛 杨 雨 刘 鑫 陈 文 夏茂龙 张 静 王蜀源
0.84
<0.01 裂缝-孔洞型 四川盆地
11 P2q
石灰岩
100
1.09
<0.01 裂缝-孔洞型 泸州、自贡
12 C2h
白云岩
6~40 5.49
0.5~2 裂缝-孔隙型
川东
13 14
O1 ∈2+3
白云岩 白云岩
40 8~60
2.33 2
碳酸盐岩气藏在四川盆地油气生产中占有非常重 要的地位,前人已对 上 三 叠 统 以 下 的 海 相 碳 酸 盐 岩 储 层做了大量深入细致 的 研 究 工 作,得 出 了 很 多 具 有 阶 段性指导作用 的 重 要 认 识 。 [1-3] 从 20 世 纪 90 年 代 以 来 ,四 川 盆 地 碳 酸 盐 岩 勘 探 取 得 了 突 飞 猛 进 的 进 展 ,随 着多个勘探重大发现,地 质 认 识 和 勘 探 理 念 也 在 不 断 更新。以前人的研究 成 果 为 基 础,笔 者 对 该 盆 地 碳 酸 盐岩储层特征进行了梳理和总结。由于四川盆地碳酸

四川盆地东部石炭系含气系统的形成与演化X

四川盆地东部石炭系含气系统的形成与演化X

四川盆地东部石炭系含气系统的形成与演化Ξ 黎颖英 林维澄(中国石油天然气集团总公司信息研究所,北京100011) (西南石油学院) 摘要 为了探讨四川盆地东部石炭系含气系统的形成与演化规律,研究了川东石炭系含气系统的早期聚集和二次成藏模式:第一次成藏从中三叠世末印支运动期—渐新世末喜山运动前,是以开江古隆起继承性发展为背景的烃类持续稳定向古隆起方向聚集和转化的过程,在喜山运动前形成了川东石炭系大面积的地层—构造复合型古气藏;第二次成藏始于渐新世末喜山运动早期,是以开江古隆起为背景的天然气在地层—构造复合圈闭、潜伏背斜圈闭及主体背斜圈闭中重新聚集成藏过程。

主题词 石炭系;含气系统;二次成藏;演化;四川盆地中图分类号 TE111.1文章编号 1000-2643(1999)01-35-38 文献标识码 A1 含气系统的展布与地质要素川东石炭系含气系统是四川盆地一个已知的重要的含油气系统,资源量占川东区的47.4%,其实质是以四川盆地成熟的下志留统泥页岩为烃源岩,以上石炭统黄龙组为储层,并受川东地区已形成的下志留统烃源岩控制,具有多种圈闭类型的气藏的总和,包括石炭系气藏形成时所必不可少的一切地质要素和作用。

含气系统现今气藏的主要特征为:圈闭类型多、气藏充满度大、天然气储量丰富、连片含气,主要大中型气田围绕开江古隆起呈环状分布。

1.1 含气系统的展布含气系统的空间展布以烃源岩展布为背景,严格受储集岩体和控边高陡背斜带(华蓥山、七跃山)的控制(图1),向北以石炭系剥蚀边界为北界与大巴山台缘断褶带相邻,向南以石炭系剥蚀边界为南界与川南低陡断褶带相邻,向西以华蓥山断裂为界,向东以七跃山及四川盆地东界与滇黔川鄂台褶带相邻,面积大约30000km2。

在此区域内构造属于川东高陡背斜褶皱区,以一系列北北东向为主体的高陡背斜带为特征,自西向东有华蓥山—铁山、七里峡、温泉井、明月峡—大天池、南门场、云安厂、大池干井等近平行的高陡背斜带呈雁列分布,背斜宽度5~7km,向斜宽度10~20km,呈隔挡式构造格局展布。

川东建南地区石炭系地震储层预测

川东建南地区石炭系地震储层预测

川东建南地区石炭系地震储层预测秦军;陈晓宇;刘超;易晶晶【摘要】川东建南地区上石炭统黄龙组残余厚度一般在0~30m,岩性以白云岩、石灰岩和角砾岩为主,且以前两类的储集特性较好.白云岩类是工区石炭系最重要的储集层,在白云岩类储层中又以针孔白云岩最好;石灰岩类储层中以角砾状灰岩较好.利用三维地震资料所作的属性定量分析、波阻抗反演及厚度预测等储层预测工作表明,黄龙组储层较围岩具有高阻抗的特点,其中物性最好的针孔白云岩表现为高阻抗背景下的低阻抗特征,物性较差的角砾白云岩表现为高阻抗特征.储层的测井响应特征及地震响应特征分析发现,当地震剖面存在双强相位(双轨特征)的,黄龙组地层存在,而当地震剖面呈现单轨特征时,则黄龙组地层不存在;地震振幅强弱与黄龙组厚度密切相关.利用地震属性及波阻抗反演技术同时预测储层厚度,其结果与实钻结果相当吻合.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2012(017)001【总页数】7页(P10-16)【关键词】碳酸盐岩储层;白云岩储层;地震特征;储层预测;黄龙组;石炭系;建南地区【作者】秦军;陈晓宇;刘超;易晶晶【作者单位】中国石化江汉油田勘探开发研究院;中国石化江汉油田勘探开发研究院;中国石化江汉油田勘探开发研究院;中国石化江汉油田勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE112.23四川盆地东部上石炭统黄龙组自1977年钻获工业气流以来,已成为四川盆地最重要的天然气产层之一[1]。

黄龙组经过三十多年的研究已取得了丰硕的成果[2-6],然而如何利用新的三维地震资料来预测有利储集体的展布等研究工作仍显薄弱[7-10]。

笔者已在川东建南地区开展过对三叠系飞仙关组的地震储层预测[11],并取得了良好的效果。

本文是在此研究基础上进一步开展的对上石炭统黄龙组储层的预测,以期进一步拓宽本区的勘探领域。

建南地区位于四川盆地东缘,构造上处于川东高陡褶皱带的中东部,本次研究范围自西向东横跨方斗山复背斜、石柱复向斜、齐岳山复背斜以及利川复向斜(跨出了盆地边界)等次级构造单元,总面积约10000km2(图1)[11]。

大天池构造石炭系储层特征及有利区预测

大天池构造石炭系储层特征及有利区预测

收稿日期: 200 7- 12 - 22 作者简介: 何志 强 (19 83 - ) , 男, 四川广元人, 硕士研究生, 从事油藏描述方面研究。
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内蒙古石油化工 2008 年第 4 期
时波谷与波峰的时差可反映石炭系厚度。 结合不同 厚度石炭系地层过井地震剖面分析 ( 图3) , 得出以下 石炭系厚度变化识别模式: ①石炭系厚度 < 10m 时 , 波谷、 波峰均很弱 , 即 双弱特征; ②石炭系厚度 > 10m 、 而 < 20m 时, 波谷中强 , 波峰仍然较弱; ③石炭系厚度 > 20m 、 而 < 30m 时强波谷, 中强 波峰; ④石炭系厚度 > 30m 时 , 强波谷, 强波峰 , 呈双 强特征, 可采用波谷与波峰的时差计算石炭系储层 厚度。 据以上的基本响应识别模式, 在地震剖面上可 预测出石炭系地层厚度。
图 1 石炭系黄龙组储层孔隙度分布频率图
石炭系储层的基质渗透率普遍较低 , 渗透率最 2 - 3 2 大在 100× 10- 3 Λ m 以上 , 小于 0. 01× 10 Λ m 的占 85% 。 储层含气饱和度较高 , 最低 66. 86% , 最高为 94. 38% , 平均 80. 1% 。五百梯、 龙门、 沙坪场等构造 含气饱和度相对较高 , 多在 80% 以上。 31 212 孔隙结构特征 压汞及图像分析显示 , 石炭系黄龙组储层孔径 偏小, 孔隙半径主要分布在 0. 65 ~ 1. 75Λ m 间, 喉道 半径集中在 0. 07~ 7Λm 之间, 孔喉的分选性为中至 差 , 储层以中孔中喉及中孔细喉两类为主 , 中孔细喉 型更多。 3. 3 储集类型 孔隙型储层的孔隙度和渗透率通常具有较好的 相关性 , 渗透率往往随着孔隙度的增大而增大。 而裂 缝性储层的孔渗相关性则非常差, 过渡性储层则介 于两者之间。 从大天 2 井储层岩心孔隙度与渗透率 关系图可以看出 , 二者相关性较差, 但孔隙度相对较 高 , 一般为 4%~ 8% , 说明储层孔隙较发育。

盆地安岳气田震旦系碳酸盐岩走滑断裂控储作用

盆地安岳气田震旦系碳酸盐岩走滑断裂控储作用
走滑断裂对碳酸盐岩储层的空间展布具有重要影响。断裂活动可以改善储层的物性,提高储集能力,同时也可作 为油气运移的通道,影响油气的分布和聚集。
04
走滑断裂对碳酸盐岩 储层的改造作用
走滑断裂对碳酸盐岩储层的破裂作用
破裂作用类型
走滑断裂可导致碳酸盐岩储层产生张性破裂、剪性破裂以及混合 破裂等不同类型的破裂。
02
溶蚀作用可在碳酸盐岩储层中形成大量的溶蚀孔洞,改善储层
的储集空间和渗透性。
溶蚀作用受断裂控制
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ03
溶蚀作用的发育程度和分布范围受走滑断裂的控制,断裂带附
近通常溶蚀作用较强。
走滑断裂对碳酸盐岩储层的流体运移作用
流体运移通道
走滑断裂作为重要的流体运移通道,可以促进油气等成藏流体在 碳酸盐岩储层中的运移和聚集。
在气田开发后期,应关注储层保护和提高采收率的技术研发,通过实施注水、注气等二次开 发手段,延长气田的生产寿命。同时,积极开展非常规资源开发技术的研究与应用,为盆地 安岳气田的可持续发展提供技术保障。
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盆地安岳气田震旦 系碳酸盐岩走滑断 裂控储作用
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目 录
• 引言 • 走滑断裂特征与控储机制 • 碳酸盐岩储层特征 • 走滑断裂对碳酸盐岩储层的改造作用 • 结论与建议
01
引言
盆地安岳气田概述
01
02
03
地理位置
位于四川盆地南部,是中 国天然气的重要产区之一 。
气田规模
拥有多个大型气藏,探明 储量巨大。
勘探开发历程
经过多年的勘探和开发, 已经成为中国天然气工业 的重要基地之一。
震旦系碳酸盐岩概述
岩石类型
主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐 岩组成。

浅析川东北元坝地区自流井组珍珠冲段致密储层特征与主控因素

浅析川东北元坝地区自流井组珍珠冲段致密储层特征与主控因素
变 迁时 期 , 即燕 山期一 喜 马拉雅 山期 , 该 地区 曾与南 秦岭 受到 了 由北 向南 的强 烈地质 作用 , 挤 压作 用的 影响使 喜马 拉雅 山继承 了燕 山期 的构造 活动 方式 , 通 过 向南 逆冲 推覆 后定 型为 喜马 拉雅 晚期 。 元坝 区地形 地貌 以 中低 山为 主 , 地质 构造 体系属米 仓 山 , 龙门 山和盆北 低 山三大地 貌 交汇地 带 , 大部 份地 区位 于米仓 山走廊 以南 , 为典型 的侵 蚀 台阶状

孔喉半 径低 、 渗滤通道 窄 。 与 之相 关的 自流井组 珍珠 冲段主 要是 由砾岩 和砂 岩 两套储 层发 育而成 , 砾岩 储层 的储集 空间 以裂缝为 主 , 见少 量微 孔。 孔隙度 、 渗 透率值极 低 , 为典型 孔隙一 裂缝 型储层 。 砂 岩储层 的储 集空 间以原生 粒间 孔 、 粒 间溶 孔 、 粒 内溶孔 为主 , 夹 少量 微裂 缝 , 其 平均 孔隙 度为6 %, 平均 渗透率 为 0 . 1 ×1 0 。“m。 , 为典 型 的孔 隙型储 层 , 经过 勘探 和研究 分析 : 川 东北地 区 自流井组 仍具有 良好 的勘探 潜力 , 尤其
中低 山形 。 地 势北高 南低 , 延缓 下降 , 江河溪 沟纵横 , 山体切割强 烈 , 地 表起伏 不
地区 自流井组成藏条件优越、 气源充足 , 而控制气藏分布的关键因素 征 、 物性 特征 、 孔 隙类型 和成岩 作用
特征及其 相互 关系的影 响与作用 是非常 巨大的 。 而控制 优质储层 发育 的关键 因 素是 沉积相 此外, 成岩作用 和构造裂 隙作 用对储层 发育也有 着重 要的影 响。 川 东北 元坝地 区特别 是其西北 部 由于其发育 成大型相 控型 孔隙砂岩 储层 , 物性较

四川盆地东部上石炭统黄龙组沉积体系及其演化

四川盆地东部上石炭统黄龙组沉积体系及其演化

四川盆地东部上石炭统黄龙组沉积体系及其演化李伟;张志杰;党录瑞【摘要】New research on basic geology has been done for Upper Carboniferous carbonate lithologic gas pools in the Huanglong Formation in the eastern Sichuan Basin. Based on the development characteristics of terrigenous clastic deposit and the development location of suspending gravels with some psephicity, the transgression direction and tidal depositional system distribution are deduced. It is believed that, two transgression channels were developed in southeast of Yunyang and northwest of Dazhou in the area, two tidal-flat depositional systems in Chongqing-Wanzhou and southeast of Dazhou respectively were formed, and a suit of complete type-I sequence composed of lowstand systems tract (C2h1), transgressive systems tract (C2I12) and early highstand systems tract (C2h1) was developed. Sedimentary microfacies features of each member of the Huanglong Formation were delineated finely. In the middle stage of late Carboniferous, transgressive systems tract was developed in eastern Sichuan, where shallow beach and algal dolomite-flat microfacies were developed, which are favorable for the development of carbonate lithologic traps. In contrast, in the early and late stages of late Carboniferous, lowstand systems tract and highstand systems tract were developed, respectively, where shallow beach microfacies were poorly developed, which limited the large scale development of carbonate lithologic traps.%以川东上石炭统黄龙组碳酸盐岩岩性地层气藏为目标,开展新一轮系统基础地质研究.根据陆源碎屑沉积发育特点与悬浮且具有一定磨圆度砾石的发育位置推断海侵方向与潮汐沉积体系分布,认为上石炭统黄龙组发育云阳东南部与达州西北部两个海侵通道,并形成了重庆—万州与达州东南部两个潮坪沉积体系,发育了一套由低水位体系域( C2h1)—海进体系域(C2h2)—早期高水位体系域(C2h3)组成的较完整的Ⅰ型层序.精细刻画黄龙组各段沉积微相分布特征,川东晚石炭世中期为海进体系域发育期,浅滩与藻云坪微相较发育,有利于碳酸盐岩岩性圈闭的形成;晚石炭世早期与晚期分别为低位体系域与高位体系域发育期,其浅滩沉积微相发育局限,不利于碳酸盐岩岩性圈闭的规模形成.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2011(038)004【总页数】9页(P400-408)【关键词】四川盆地东部;黄龙组;碳酸盐岩;沉积体系;沉积微相【作者】李伟;张志杰;党录瑞【作者单位】提高石油采收率国家重点实验室;中国石油勘探开发研究院;提高石油采收率国家重点实验室;中国石油勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司重庆气矿【正文语种】中文【中图分类】TE122.1截至2009年底,四川盆地石炭系已探明天然气地质储量约2 408×108 m3,约占四川盆地天然气探明地质储量的14%;石炭系天然气产量达65×108 m3,约占四川盆地的 43%,是四川盆地重要的天然气产层。

四川盆地上石炭统黄龙组沉积相分析

四川盆地上石炭统黄龙组沉积相分析

四川盆地上石炭统黄龙组沉积相分析代龙;胡明毅;胡忠贵;王伟【摘要】根据四川盆地上石炭统黄龙组野外剖面和钻井岩心观察以及镜下岩石薄片鉴定分析,并结合岩性、古生物及测井等沉积相标志研究以及区域沉积背景和岩性组合特征,认为四川盆地黄龙组主要发育一套潮坪—陆棚沉积体系,其中潮坪体系主要发育碳酸盐岩潮坪相,陆棚体系以周缘受局限的海湾陆棚相为主.并进一步划分出4个亚相带和10个微相带.编制了黄龙组一段、二段和三段的沉积微相平面图,指出潮间坪浅滩、潮间藻砂坪、潮下坪浅滩、滨外浅滩微相为本研究区储层性能最有利的沉积相带.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2015(020)001【总页数】8页(P45-52)【关键词】四川盆地;碳酸盐岩;黄龙组;沉积相;储层评价【作者】代龙;胡明毅;胡忠贵;王伟【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司;长江大学地球科学学院;长江大学地球科学学院;中海石油(中国)有限公司上海分公司【正文语种】中文【中图分类】TE121.3+1上石炭统黄龙组在四川盆地内部大面积缺失,它只主要分布于盆地的东北部以及西北缘的龙门山一带[1-2],黄龙组沉积厚度多为20~60m,局部地区在80m以上(图1)。

经过三十年的勘探开发,以上石炭统黄龙组为主要产层的盆地东部产量逐渐下降,而且目前已由构造油气藏为主的勘探转为了地层—岩性油气藏勘探阶段。

因此,加强对天然气成藏有直接控制作用的沉积相研究,对本区黄龙组勘探领域的优选和增储上产具有十分重要的意义。

对于四川盆地上石炭统黄龙组沉积相的研究,前人提出了很多不同的观点:部分学者认为本区黄龙组的沉积为潮坪模式[3-4],也有学者认为属潟湖—海湾模式[5],还有学者则归属为蒸发台地—局限台地模式[6-7]。

本文通过钻井岩心观察、薄片鉴定,结合岩石学、测井及地震资料的综合研究,认为本区黄龙组主要为一套潮坪—浅海陆棚沉积,并编制了黄龙组一段、二段和三段的沉积微相平面图,以期为提高四川盆地黄龙组勘探开发效益提供更多的地质依据。

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

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

潮坪) 组合,滩间海—颗粒滩 (—台坪) 组合储集层物性较差。
关键词 四川盆地 寒武系 龙王庙组 颗粒滩 沉积组合
第一作者简介 杨伟强,男,1993年生,中国石油大学 (北京) 地球科学学院博士研究生,从事 沉 积 学 与
储 集 层 地 质 学 研 究 。 Email:871958241@qqcom。
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
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
杨伟强 1,2 刘 正 1,2 陈浩如3 兰才俊1,2 徐哲航 1,2 卢朝进 1,2 邹华耀1,2
1 中国石油大学 (北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249 2中国石油大学 (北京) 地球科学学院,北京 102249 3中国地质大学 (武汉) 资源学院,湖北武汉 430074
3 FacultyofEarthResources, ChinaUniversityofGeosciences(Wuhan), Wuhan 430074, China
国家自然科学基金项目 (编号:U1663210)、中国科学院战略性先导科技专项编号 (编号:XDA14010306) 和中国石油化工股 份 有 限 公司项目 (编号:P16108) 联合资助。[CofundedbytheNationalNaturalScienceFoundationofChina(No.U1663210),ChineseAcademyofSci encesStrategicPriorityResearchProgram (No.XDA14010306),andChinaPetroleum andChemicalCorporationResearchProgram (No.P16108)]

大天池构造石炭系储层特征及有利区预测

大天池构造石炭系储层特征及有利区预测

大天池构造石炭系储层特征及有利区预测
何志强;蔡正旗;郑超;张荣义
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2008(034)004
【摘要】通过对大天池构造石炭系黄龙组储层特征的研究,发现储集岩以白云岩为主,储集空间以溶孔和晶间孔为主,储集类型属裂缝一孔隙型.储层以Ⅰ、Ⅲ类储层为主,主要受古岩溶剥蚀和白云岩化作用控制.石炭系黄龙组有效储层一般发育在石炭系地层残厚较大的区域内,且两者呈正相关性.通过地震预测发现,大天池构造中一南段的观音桥一带石炭系黄龙组地层残厚较大,是石炭系黄龙组储层发育的有利区域,也是下一步勘探的重点.
【总页数】3页(P67-69)
【作者】何志强;蔡正旗;郑超;张荣义
【作者单位】西南石油大学,四川,新都,610500;西南石油大学,四川,新都,610500;西南油气田分公司重庆气矿,重庆,400021;西南油气田分公司重庆气矿,重庆,400021【正文语种】中文
【中图分类】P61
【相关文献】
1.川东石炭系地层-构造复合圈闭控制因素及有利区研究 [J], 康保平;张箭;张志勇;彭光明;廖开贵
2.黔西南区下石炭系旧司组页岩气构造有利区的分布 [J], 郭斌
3.扎2区块N1油藏南部储层特征及有利区预测 [J], 付新;薄舒月;刘远志;;;
4.川东三岔坪潜伏构造石炭系储层特征及有利区预测 [J], 蔡正旗;蔡矿;徐志明;刘宏;朱轶
5.大池干井构造带嘉二~2储层特征及有利区预测 [J], 刘宏;蔡正旗;郑超;张荣义因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。

川东北地区黄龙组储层特征及主控因素

川东北地区黄龙组储层特征及主控因素

[ 摘 要 ]川 东 北 地 区石 炭 系黄 龙 组 储 层 受到 多种 成 岩 作 用 影 响 , 对 储 层 发 育 的 控 制 因 素缺 乏 深 入 研 究 而 成 为 制 约 勘 探 的难 点 。通 过 对 川 东 北 地 区黄 龙 组 岩 石 学 、 沉 积 相 和 储 层 特 征 的 综 合
图 l 区域 构 造 图
Fi g . 1 Re gi o na l s t r uc t ur a l ma p
第 1期
陈浩如 等 : 川 东北 地 区黄 龙组储 层特 征及 主 控 因素
・3 7・
等次 级含气 构 造 。位于 上扬 子地 台西 部 的 四川 盆
第 4 1卷 第 1 期 2 Ol 4年 2月
成都 理 工大 学学 报 ( 自然科 学版 )
J OURNAl OF CHENGDU UNI VE RS I TY OF TE CHNOL OGY ( S c i e n c e& Te c h n o l o g y Ed i t i o n )
依据 。
川东 北地 区位 于 四川 盆地 东 北 部 , 地 理 位 置
北起 城 口, 南抵 大竹 , 东 至马槽 坝 , 西到 渠县 , 面积 约 1 8 0 0 0 k m。 ( 图 1 ) ; 构 造上 位 于 川 东高 陡 褶 皱 带 北端 。在 川东 六 大 构 造 带格 局 中 , 该 地 区 横 跨 了铁 山坡 和七 里峡 构造 带 的北 端及 温 泉井构 造 带 主体 , 可 划分 出雷 音铺 、 沙罐 坪 、 黄 龙场 、 马槽 坝
研 究, 认为黄龙组储 层主要发育在其第二段 的 白云 岩 中, 以中一低 孔低 渗 的裂 缝一 孔 隙型储层
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第19卷第期2014年1月沉积窑储层图1四川盆地东部石炭系黄龙组高陡构造与潮坪沉积体系发育位置图(据文献[8]修改)岩均呈不整合接触关系[9-10](图2)。

根据岩性及电性特征,可将黄龙组自下而上分为三段:一段以去石膏化、去白云石化次生灰岩及粉晶白云岩为主,局部含石膏;二段以粒屑白云岩、泥粉晶白云岩、角砾白云岩为主,溶蚀孔洞十分发育;三段以粒屑灰岩、泥晶灰岩、角砾灰岩为主,夹杂粒屑结构白云岩[8,11](图2)。

2沉积体系发育特征2.1潮坪沉积体系平面分布特征前人研究认为川东石炭系黄龙组主要为潮坪沉积体系[10,12],也有人认为是潟湖—海湾沉积体系[13]或浅海陆棚沉积体系[14]。

本文认为,石炭系黄龙组以潮坪沉积体系更为可信,且晚石炭世黄龙沉积期存在两个海侵方向与两个潮坪沉积体系(图1)。

利用地层中陆源碎屑与具有一定磨圆度的砾级碎屑的含量可推断海侵方向并较准确地描述潮坪沉积体系的平面展布[8]。

其基本原理是:陆源碎屑如泥质岩主要发育于潮汐沟道内部,并且其含量向海退方向逐渐减少;潮汐沟道底部可见含量较高的具有磨圆特点的砾屑。

另外,川东地区石炭纪存在两个海侵入口,石炭系沉积在西北方向与川西北石炭系相连[11]。

依据上述方法,可识别出晚石炭世川东地区存在重庆—万州与达州东南部等两个潮坪沉积体系(图1)。

黄龙组沉积早期为一填平补齐的过程,其底部黄龙组一段的沉积厚度变化可以反映潮汐通道的主要位置。

达州东南部潮坪体系位于渠县—大竹—达州地区,规模较小。

位于该区西北方向的河坝1井钻揭33m的黄龙组地层,其上部为26.5m的陆棚相白云质泥岩沉积;向渠县、大竹一带泥质碳酸盐岩及陆源碎屑含量明显减少,说明达州西北向东南存在海侵通道。

重庆—万州潮坪沉积体系主要分布于开江—梁平古隆起东部的五百梯—万州—垫江—华蓥山东南的石炭系发育区。

反映陆源碎屑供给特征的泥质碳酸盐岩的厚度,自重庆—垫江向东北方向逐渐减薄为0m;自梁平地区的0.7~3.4m向其东部的云安厂地区减薄为0~0.3m,这证明万州—云阳及其以东地区是远离陆源区的[14]。

黄龙组一段厚度大于5m的地区主要位于重庆北部到万州—云阳一线,展示出早期的海侵通道。

图2四川盆地东部石炭系层序与沉积相划分综合柱状图(据文献[8]修改)ffs 初次海泛面;mfs 最大海泛面2.2潮坪沉积体系演化特征前已述及,石炭系的顶界、底界均为不整合侵蚀面,这两个界面共同限定了石炭系的Ⅰ型三级层序。

黄龙组二段底部为初次海泛面(ffs ),该界面主要识别标志有:(1)界面上、下岩相发生突变,其下为萨布哈环境下的次生灰岩沉积,其上为白云岩沉积;(2)界面上普遍发育厚0.1~0.3m 的生物碎屑微晶白云岩,生物碎屑以有孔虫为主,含少量海百合、腕足、和红藻等,属快速海侵初期沉积的产物[13]。

最大海泛面(mfs)为黄龙组二段与三段的分界面,自然伽马(GR )曲线表现为一高值层段的底。

该高自然伽马层为该三级层序的凝缩层,岩性以深灰、暗灰色薄层至纹层状泥晶灰岩为主,含少量生物碎屑,该界面是海进体系域与高水位体系域的分界面。

低水位体系域、海进体系域、高水位体系域分别相当于黄龙组一段、二段和三段(图2)。

黄龙组一段主要发育深灰—灰黑色次生灰岩,夹白云岩、角砾白云岩及石膏岩,可见少量泥质次生灰岩、砂质次生灰岩、灰质砂岩、含砂质白云岩等;碎屑颗粒以岩屑为主,次为石英。

可见膏模、叠层石、鸟眼构造、示顶底构造等沉积构造[8,11,15-17]。

由于陆源碎屑的输入,底部常有志留系风化壳残积物[18-19],生物罕见。

以上特征反映出黄龙组一段潮上坪—膏盐湖的沉积特点[8,15-16]。

黄龙组二段发育了潮间带局限潟湖和浅滩沉积。

潮间浅滩相岩性为白云岩、角砾状白云岩夹灰岩、角砾状灰岩,局部地区发育泥质白云岩、砂质白云岩、灰岩、灰质白云岩及角砾灰岩等,生物种类增多;粒屑含量高,主要由砂屑和生物碎屑组成,具有亮晶胶结,常见蓝绿藻、有孔虫、棘皮类、腕足类、腹足类、双壳类等生物化石[10,18]。

可见干裂、纹理、叠层石、鸟眼、生物钻孔、交错层理、冲刷面等沉积构造[10,17-18],这一时期局部地区水动力条件较强,已沉积地层受风暴潮的作用而破碎成砾,并在往复流的作用下形成磨圆度较好且呈悬浮状分布的角砾白云岩。

黄龙组三段以浅灰—深灰色灰岩、生物碎屑灰岩为主,夹白云岩、角砾白云岩及生物碎屑白云岩。

该段生物门类增多,且单个门类的数量也增多,除黄龙组二段所见化石外,还可见三叶虫及海绵骨针,显示水体较深的陆棚—盆地边缘沉积特征[14]。

池2井黄龙组三段泥粉晶灰岩δ13C 值为-1.12‰~-0.80‰,基本属接近于零的小负值,平均为-0.92‰;δ18O 为-9.46‰~-8.23‰,平均-9.12‰[18],属正常的海相沉积[7]。

粒屑滩微相发育程度较二段明显变弱,且以潮下灰泥坪为主。

筐蜒蜓图3四川盆地东部石炭系黄龙组不同沉积微相储集岩物性分布直方图2.3沉积微相对储层物性的影响石炭系黄龙组气藏的储层主要集中在二段白云岩中,为孔隙裂缝型储层,作为油气主要储集空间的孔隙的发育程度直接影响了天然气的富集规模及资源量。

虽然整个川东地区白云石化作用较普遍,但储层特别是孔隙度大于6%的Ⅰ、Ⅱ类储层分布具有明显的非均质性[8]。

不同气藏以及同一气藏不同井之间储层发育程度差别较大,优质储层的横向可对比性差,导致单井产能也差别悬殊。

黄龙组以潮坪环境为主的沉积体系控制了原始沉积物的岩性组合与颗粒结构,不同沉积相带内形成的原始沉积物具有不同的初始孔隙度和渗透率。

虽然在后期的埋藏成岩过程中,压实、胶结、压溶等成岩作用对沉积物的原始储集物性存在破坏和改造,但沉积体系对储层物性仍具有明显的控制作用。

石炭系黄龙组在潮坪沉积体系控制下,主要发育粒屑滩、白云岩坪、潮下灰泥坪、膏盐湖等四类沉积微相[10-14]。

不同沉积相带发育不同的岩性组合,具有不同的物性特征。

本文对不同沉积微相储层的孔隙度和渗透率进行了统计分析(表1,图3),结果表明,各微相类型的孔隙度由高到低依次为:粒屑滩>白云岩坪>潮下灰泥岩坪>膏盐湖;渗透率由高到低依次为:粒屑滩>白云岩坪>膏盐湖>潮下灰泥岩坪。

由图表可见,粒屑滩微相的孔隙度和渗透率明显高于其它微相类型,为有利储层发育的微相类型,而白云岩坪、潮下灰泥岩坪和膏盐湖等微相的储层孔隙度和渗透率普遍较低,一般不利于储层孔隙发育,难以形成优质储层。

表1四川盆地东部石炭系黄龙组沉积微相储集岩孔隙度(ø)、渗透率()统计表通过以上沉积相带与物性的对比可知,粒屑滩微相白云岩的物性整体较好。

其原因在于这种环境中波浪和潮汐的簸选和改造作用较强,细粒的灰泥及白云泥被波浪带走,从而沉积了粒度较为均一的粗粒碎屑,其原始孔隙度、渗透率较高,加之潮汐作用造成的反复剥蚀使得白云岩暴露地表,发生干裂、角砾化等风化作用,使渗透性不断提高,因此粒屑(砂屑、砾屑)浅滩是本区储层发育的有利沉积环境。

白云岩坪微相,在埋藏期经历过白云石化作用,有利于次生孔隙的形成,也为较有利的储集相带。

膏盐湖微相与潮下灰泥岩坪微相,水动力低,以沉积泥粉晶结构的灰岩为主,原生孔隙不发育,难以形成有效储层。

3潮汐沟道与储层潮汐沟道是潮坪环境中特殊的亚环境,由于潮汐沟道的水动力特征明显有别于周围环境,因此它们对潮坪沉积体系的岩性特征以及储集物性有一定的控制作用。

川东石炭系黄龙组沉积在志留系不整合面之上,志留系遭受长期风化剥蚀作用形成的古地貌以及晚石炭世大规模的海侵作用共同控制了较为广泛的潮汐沟道发育区。

本文将在对黄龙组潮汐沟道进行有效识别及预测的基础上,论证其对储层发育的控制作用。

3.1潮汐沟道的识别潮汐的反复冲刷,会造成潮汐沟道内部地层的沉积厚度大于周边地区。

黄龙组原始沉积地层的相对厚薄可有效地反映潮汐沟道的发育位置。

但是川东地区黄龙组曾经遭受过抬升剥蚀,因此现今黄龙组的地层残余厚度能否反映原始地层的相对厚薄,需要进一步论证。

利用碳氧同位素和微量元素特征可定性地分析黄龙组遭受风化剥蚀的程度,其基本依据如下: (1)Mn/Sr值。

受大气淡水的影响,沉积期后碳酸盐岩中的Sr和Na含量降低,而Fe和Mn含量相对增加[20-24],因此Mn/Sr值可作为判断海相碳酸盐岩成岩作用和剥蚀程度的一个灵敏指标。

一般Mn/Sr <10的碳酸盐岩未遭受强烈的溶蚀作用[25-30],而Mn/Sr <(2~3)表示样品很好地保持了原始海水的同位素组成[25],基本未受后期溶蚀改造。

(2)氧同位素组成特征。

一般地,碳酸盐岩的δ18O PDB(‰)值会因后期风化剥蚀过程中的水—岩交换作用而明显降低,但定量的研究目前暂无定论。

一般情况下,当碳酸盐岩的δ18O<-5‰时,表示已受风化剥蚀作用影响,当δ18O<-10‰时,岩石已遭受强烈的剥蚀作用[31-33]。

(3)δ13C和δ18O的相关性。

主要表现在δ13C和δ18O 值的离散性以及δ13C和δ18O值曲线的正相关性。

一般认为,如果δ13C和δ18O数值不具有明显的相关性,则反映海相碳酸盐岩基本保存了原始的碳、氧同位素组成[25-29],后期剥蚀作用不明显。

笔者对川东黄龙组42块岩心样品进行了微量元素及碳、氧同位素分析[33],如图4所示。

图4四川盆地东部石炭系黄龙组氧同位素—微量元素关系图(a)及不同岩性碳氧同位素分布图(b)从图4a可以看出,42块样品的Mn/Sr值除1块样品(Mn/Sr=10.71)外均小于10,有27块样品的Mn/Sr 值小于3。

共有26块样品的氧同位素值大于-5‰,其余样品的氧同位素值小于-5‰,但均大于-10‰。

图4b显示出碳、氧同位素值虽呈现出一定的相关性,但碳同位素值小于0的样品其碳、氧同位素相关性相对较差。

以上分析表明,石炭系表生期虽受到风化剥蚀,但并不强烈,岩溶作用程度有限,间接地反映出剥蚀图5四川盆地东部明月峡地区石炭系黄龙组地层厚度(a )与优质储层累计厚度(b )预测图图形位置对应图1中的A 区。

累计厚度据中子测井孔隙度ø≥10%的储层计算图6四川盆地东部五百梯气田区与南门场—云安厂地区石炭系黄龙组潮汐沟道预测图图(a )的位置对应图1中的B 区作用对石炭系古地貌的改造有限,现今石炭系的厚度可以代表原始地层的相对厚薄关系,因此利用现今黄龙组的地层残余厚度可以预测潮汐沟道的平面分布。

本文对明月峡构造带和南门场—云安厂构造带(图1)198条、4520km 二维测线进行了地震解释,并获得了这两个构造带的上石炭统黄龙组地层厚度图(图5a 和图6a )。

图中均较为清晰地反映了潮汐沟道的平面展布。

另外,对于气田区的潮汐沟道而言,可以辅以丰富的岩心资料来提高潮汐沟道的预测精度。

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