李軍 王世謙

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

四川盆地平昌—閬中地區(qū)侏羅系油氣成藏主控因素與勘探對(duì)策

李軍1王世謙2

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

四川盆地平昌—閬中地區(qū)具有十分有利的油氣成藏地質(zhì)條件,但其油氣勘探潛力長期被低估。通過對(duì)沉積、生油、儲(chǔ)集及壓力條件等油氣成藏主控因素的綜合分析,認(rèn)為該區(qū)中下侏羅統(tǒng)具有大面積連續(xù)型油氣聚集成藏的特征:①早中侏羅世處于湖水廣布的繁盛期,烴源巖與儲(chǔ)集巖交互疊置;②烴源巖質(zhì)優(yōu)、層厚,已大量生烴;③砂巖和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層致密,且發(fā)育泥頁巖油氣層;④溶蝕孔洞縫的發(fā)育使致密儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能得到有效改善;⑤油氣層普遍高壓,油氣連續(xù)型聚集成藏。因此,若在該地區(qū)遵循非常規(guī)油氣資源的勘探思路,針對(duì)灘壩砂巖和介殼灰?guī)r致密儲(chǔ)層,采用水平井、加砂壓裂等工藝技術(shù),則有望實(shí)現(xiàn)侏羅系油氣勘探新的突破。

四川盆地 平昌—閬中地區(qū) 侏羅紀(jì) 地質(zhì)特征 成藏特征 連續(xù)型聚集 水平井 加砂壓裂

平昌—閬中地區(qū)處于四川盆地早中侏羅世湖相沉積中心,主要發(fā)育中侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段底—涼高山組上段和大安寨段2套主要含油氣組合,具有十分有利的油氣成藏地質(zhì)條件,油氣資源豐富。但其油氣勘探潛力長期被低估,勘探方向不明。近年來,在該區(qū)大規(guī)模開展的二疊、三疊系礁灘油氣勘探中,許多礁灘鉆井在鉆經(jīng)侏羅系時(shí)油氣顯示頻繁,經(jīng)完井測(cè)試多口井獲得了工業(yè)油氣流,最高測(cè)試原油日產(chǎn)量可達(dá)170 t,顯示出該區(qū)侏羅系油氣勘探的良好前景。研究表明,平昌—閬中地區(qū)侏羅統(tǒng)油氣具有大面積連續(xù)型聚集成藏的非常規(guī)油氣藏特征。若轉(zhuǎn)變勘探思路,采用非常規(guī)油氣勘探方法與技術(shù),則有望加快該區(qū)侏羅系油氣勘探的步伐。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

平昌—閬中地區(qū)橫跨川中隆起帶與川北坳陷帶,其南部為自震旦紀(jì)以來長期繼承性隆起的川中隆起的北斜坡帶,北部是印支運(yùn)動(dòng)以后發(fā)展起來的侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)沉積坳陷盆地[1]。區(qū)內(nèi)構(gòu)造線排列形式明顯受盆緣褶皺山系區(qū)域構(gòu)造的控制,構(gòu)造方向多變,是在燕山晚期構(gòu)造雛形的基礎(chǔ)上經(jīng)多方向、多期次構(gòu)造應(yīng)力改造的結(jié)果[2]。區(qū)內(nèi)構(gòu)造較為平緩,規(guī)模也不大,主要形成于喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。

該區(qū)以中三疊世及其以下的海相碳酸鹽巖為沉積基底,晚三疊世之后,轉(zhuǎn)入了前陸盆地陸內(nèi)沉積發(fā)展階段,并經(jīng)歷了早—中侏羅世早期大型湖泊沉積期,以及中侏羅世晚期—早白堊世河流相沉積期[1,3]。侏羅系沉積厚度巨大,現(xiàn)今的侏羅系殘余厚度一般介于2 000～4 000 m,以平昌—儀隴—巴中一帶侏羅系沉積厚度為最大,一般為3 400～4 000 m。

早侏羅世自流井期至中侏羅世沙溪廟早期,經(jīng)歷了3次大的水進(jìn)水退過程,在縱向上形成了珍珠沖—東岳廟段、大安寨段以及涼高山組—沙一段底部等3大套含油氣組合。特別是后兩次水進(jìn)水退過程,持續(xù)時(shí)間長、規(guī)模大,生儲(chǔ)蓋組合配置有利,成為工區(qū)內(nèi)的主力產(chǎn)油氣層。

2 油氣成藏特征

2.1 早中侏羅世處于湖水廣布的繁盛期,烴源巖與儲(chǔ)集巖交互疊置

早中侏羅世的總體沉積特征由以早—中侏羅世早期的較深水欠補(bǔ)償?shù)暮喟瞪?、泥巖沉積為主,過渡為中侏羅世中、晚期的補(bǔ)償、超補(bǔ)償?shù)暮恿飨嗌皫r和紫紅、棕紅色泥巖沉積為主。早侏羅世中、晚期為典型的溫暖潮濕氣候條件下的大型湖泊環(huán)境,分布范圍廣。整個(gè)湖盆沉積物呈半深湖相—淺湖相—濱湖相不規(guī)則環(huán)帶狀沉積格局,以細(xì)碎屑的湖相泥頁巖夾砂巖和介殼灰?guī)r沉積為特征。湖泊沉積中心位于平昌—儀隴一帶,沉積厚度大,多處在淺—半深湖沉積環(huán)境中(圖1)。

圖1 川中北部地區(qū)早侏羅世自流井期大安寨時(shí)巖相古地理圖

區(qū)域上,由于淺湖—半深湖區(qū)范圍廣泛,因而工區(qū)內(nèi)泥質(zhì)烴源巖廣布。這也是工區(qū)內(nèi)幾乎所有的鉆井在中、下侏羅統(tǒng)各層段中普遍都能見到油氣顯示的主要原因。質(zhì)量較好的烴源巖主要發(fā)育在湖泊水體較深的半深湖—淺湖下部相區(qū),即區(qū)域中部的平昌—儀隴地區(qū)。區(qū)內(nèi)濱淺湖相區(qū)灘壩砂體及生物介屑灘廣泛發(fā)育,并與黑色泥頁巖交互疊置,構(gòu)成區(qū)內(nèi)重要的儲(chǔ)油氣層。

2.2 烴源巖質(zhì)優(yōu)、層厚,已大量生烴

涼高山組和大安寨段黑色泥頁巖普遍含豐富的瓣鰓、介形蟲、葉肢介等水生生物化石及陸源高等植物化石碎片,黃鐵礦呈分散狀分布于其中。這2套烴源巖主要發(fā)育在涼高山組上段(以下簡稱涼上段)和大安寨段中部的大一三層(以下簡稱大一三層),單層厚度一般為2～5 m,厚者可超過40 m,區(qū)域分布范圍廣,厚度一般為100～150 m,尤以平昌—儀隴地區(qū)烴源巖厚度較大。

對(duì)烴源巖樣品分析結(jié)果的統(tǒng)計(jì)表明,涼高山組和大安寨段烴源巖的有機(jī)碳平均含量為1.3%～1.4%,氯仿瀝青“A”平均含量為0.15%～0.20%,總烴平均含量為0.1%～0.15%。儀隴—平昌一帶的有機(jī)碳含量明顯較其他地區(qū)高,平均有機(jī)碳含量大于1.5%。而且烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度隨沉積相帶而變化,從湖盆的沉積中心區(qū)向湖盆邊緣逐漸降低,烴源巖質(zhì)量逐步變差(表1)。

表1 中下侏羅統(tǒng)不同沉積相帶烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度綜合數(shù)據(jù)表

對(duì)烴源巖樣品族組成、顯微組分、元素、碳同位素及生物標(biāo)記物等的多項(xiàng)分析結(jié)果表明,涼高山組和大安寨段烴源巖的有機(jī)質(zhì)主要來源于湖泊中的低等水生生物,同時(shí)也混合有一定量的陸源高等植物,其有機(jī)質(zhì)類型總體上以混合型為特征。其所生成的油氣具有“腐泥型”特征,明顯不同于下伏上三疊統(tǒng)煤系烴源巖所生成的“腐殖型”油氣(圖2)。而且,同一口井同一層段的烴源巖也可能由于受陸生植物輸入量的影響而發(fā)生顯微組成變化,即烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型產(chǎn)生顯著差異(見本文參考文獻(xiàn)[4]中表2)。陸源有機(jī)質(zhì)與湖泊水生生物不同比例的混合可能是造成該區(qū)侏羅系油氣兼生、油氣性質(zhì)多樣以及分布復(fù)雜的主要原因。

圖2 侏羅系與上三疊統(tǒng)原油的庚烷值—異庚烷值關(guān)系圖

兩套烴源巖均已成熟生烴,而且正處于大量生油的高峰階段(Ro為1.0%～1.3%)。區(qū)域上,侏羅系烴源巖成熟度表現(xiàn)為南低北高、西低東高的特征。位于工區(qū)南部的公山廟、營山一帶的侏羅系烴源巖成熟度較低,Ro一般小于1.0%。而儀隴—平昌一帶的侏羅系烴源巖 Ro分布在1.1%～1.35%,成熟度適中,有利于油氣的大量生成。

2.3 砂巖和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層致密且發(fā)育泥頁巖油氣層

沙溪廟組底部和涼上段砂巖儲(chǔ)層主要為一套濱淺湖灘壩相沉積,砂巖粒度多介于粉—細(xì)粒,以富含長石和巖屑為特征,其分布范圍較廣,靠大巴山物源區(qū)較近的東北部厚度相對(duì)較大。與涼上段砂巖相比,沙溪廟組底砂巖的單層厚度較大,粒度較粗,雜基含量較少,物性條件略好。而大安寨段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層主要分布在大安寨段一層(簡稱大一層)和大安寨段三層(簡稱大三層)2個(gè)生物介殼灘發(fā)育層段中,其單層厚度較大,石灰?guī)r質(zhì)地較純;而大一三層中的介殼灰?guī)r多以薄層或介屑條帶的形式分布在大套黑色頁巖中。大安寨段生物介殼石灰?guī)r儲(chǔ)層主要集中發(fā)育在湖盆淺水區(qū)的生物介殼灘上,尤以工區(qū)西部的中臺(tái)山—石龍場(chǎng)灘區(qū)較發(fā)育(見圖1中黃色區(qū)域)。

沙溪廟組底部和涼上段砂巖儲(chǔ)層的物性條件明顯優(yōu)于大安寨段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層,其中沙溪廟組底部砂巖儲(chǔ)層的物性為最好,其平均孔隙度為4.17%,平均滲透率為0.26×10-3μm2。縱向上,沙溪廟組底部砂巖儲(chǔ)層存在相對(duì)的高孔層段(孔隙度為6%～9%),其與砂巖中長石含量的明顯增多有關(guān)(表2)——在酸性介質(zhì)條件下,長石易于被溶蝕形成次生孔隙[5]。涼上段砂巖儲(chǔ)層表現(xiàn)為特低孔滲的特征,其平均孔隙度為1.76%,平均滲透率為0.118×10-3μm2。大安寨段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層也屬典型的特低孔滲致密儲(chǔ)層,其平均孔隙度不足1%,滲透率一般小于0.1×10-3μm2。

大安寨段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層的孔隙度隨泥質(zhì)含量而變化,泥質(zhì)含量越高,儲(chǔ)層孔隙度越高。泥質(zhì)介殼灰?guī)r(泥質(zhì)含量大于25%)的孔隙度明顯高于純介殼灰?guī)r(泥質(zhì)含量小于10%)。特別是大安寨段泥頁巖的孔滲性明顯優(yōu)于介殼灰?guī)r(表3)。因此,在微裂縫發(fā)育的情況下,在大安寨段中也可形成一種非常規(guī)油氣層——泥頁巖裂縫型油氣層(圖3)。實(shí)際上,工區(qū)一些黑色頁巖巖心的頁理面上就富含原油,泥頁巖中發(fā)育的層間縫及構(gòu)造裂縫也多被瀝青條帶充填,鉆井過程中許多發(fā)育裂縫的泥巖層段往往發(fā)生油侵、井涌甚至井噴等現(xiàn)象,油氣顯示頻繁而又強(qiáng)烈,由此形成泥頁巖裂縫性含油氣層。但由于對(duì)這些泥頁巖油氣層的勘探潛力認(rèn)識(shí)不清,過去都未對(duì)其進(jìn)行過專層測(cè)試。在今后的勘探中,對(duì)這種特殊類型的非常規(guī)油氣層也應(yīng)該加以重視。

表2 沙溪廟組底部砂巖儲(chǔ)層中的長石含量與孔隙度之間的關(guān)系統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表

表3 中下侏羅統(tǒng)部分含裂縫儲(chǔ)層樣品的物性特征統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表

圖3 下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段油氣層綜合解釋剖面圖(1 R/h=71.666 7×10-9 A/kg)

2.4 溶蝕孔洞縫的發(fā)育改善了致密儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能

上述分析結(jié)果表明,侏羅系砂巖和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層均屬特低孔滲的致密儲(chǔ)層。但是,在鉆井過程中仍普遍發(fā)生油氣侵、井涌、強(qiáng)烈井噴等良好的油氣顯示,特別是進(jìn)入大安寨段時(shí)常發(fā)生鉆具放空、鉆時(shí)加快、憋跳鉆、鉆井液漏失以及巖屑中分布有次生礦物晶體等現(xiàn)象,證明有較大的溶蝕縫洞存在。例如,川42、井43、石龍13、15等井在大一層中曾發(fā)生放空、漏失現(xiàn)象,均獲得了高產(chǎn)油氣流,其油、氣測(cè)試產(chǎn)量分別為10～80 m3/d和(4.6～60)×104m3/d。公山廟構(gòu)造上所鉆獲的沙一段底高產(chǎn)油井(如公16、公20、公27井等)也證實(shí)與裂縫的發(fā)育直接相關(guān)[6]。

裂縫的存在對(duì)孔隙度影響較小,而對(duì)滲透率的影響巨大。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明,沙溪廟組底部、涼上段砂巖儲(chǔ)層和大安寨段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層若無裂縫,其滲透率幾乎都小于1×10-3μm2。但是,砂巖和介殼灰?guī)r中一旦發(fā)育有裂縫,其滲透率可以成倍、成百倍地增加(表3)。裂縫及與裂縫相關(guān)的次生溶蝕孔、洞是侏羅系儲(chǔ)層主要的儲(chǔ)集空間和滲流通道。鄧康齡[2]的研究結(jié)果也證明,裂縫的發(fā)育程度是決定工區(qū)內(nèi)柏埡—石龍場(chǎng)油氣成藏和高產(chǎn)富集的關(guān)鍵因素。

2.5 油氣層普遍高壓,油氣連續(xù)型聚集成藏

原地礦部西南石油地質(zhì)局在工區(qū)內(nèi)的多口鉆井泥頁巖密度的實(shí)鉆測(cè)定結(jié)果表明,進(jìn)入沙一段之后,泥頁巖密度就開始降低,并偏離正常趨勢(shì)線,特別是進(jìn)入涼高山組之后,泥頁巖密度降低的幅度加大,偏離正常趨勢(shì)線更明顯,明顯處于典型的欠壓實(shí)階段。侏羅系泥頁巖低密度帶所對(duì)應(yīng)的泥頁巖欠壓實(shí)帶一般出現(xiàn)在沙一段底部至大安寨段,該帶既是侏羅系油氣生成帶,也是高壓異常帶(壓力梯度大于1.358 M Pa/100 m),在鉆井過程中表現(xiàn)為鉆井液密度加大,井徑擴(kuò)大,并出現(xiàn)大量油氣顯示等特征。

區(qū)域上,涼高山組和大安寨段油氣層的壓力梯度基本上以儀隴—平昌一帶為異常高壓中心(壓力梯度大于1.6 M Pa/100 m),向四周壓力梯度逐漸降低,并呈環(huán)帶狀分布。產(chǎn)生異常高壓的主要原因是泥頁巖的欠壓實(shí)作用以及烴源巖的生烴增壓作用[6]。

從工區(qū)內(nèi)侏羅系油氣分布情況來看,區(qū)域上表現(xiàn)為油氣大面積區(qū)域性聚集特征,油氣分布完全不受構(gòu)造控制,無論在單斜上還是在向斜中都有油氣顯示或油氣流產(chǎn)出,而且油氣分布復(fù)雜,如平昌—儀隴一帶多口鉆井油氣同產(chǎn),柏埡—石龍場(chǎng)一帶油井與氣井相間,互不連通[2],開采過程中基本上不見水?？v向上,油氣主要分布在涼上段和大一三層烴源層內(nèi)部及其鄰近的沙一段底和大一、大三層中。盡管“關(guān)口砂巖”之上的沙一中上層段以及涼下段—過渡層中的砂體更為發(fā)育,但在鉆井過程中卻極少見到油氣顯示,更鮮見油氣流產(chǎn)出。上述種種跡象表明,工區(qū)內(nèi)侏羅系油氣生成后可能并未經(jīng)歷過在水動(dòng)力的作用下大規(guī)模二次運(yùn)移[2]的聚集過程,由此未能造成油氣水的充分分異,而是自生自儲(chǔ)原地就近聚集,從而具有連續(xù)型油氣聚集(continuous-type accumulations)的非常規(guī)油氣藏特征[7-8]。此外,沙一段底—大安寨段油氣層的高壓特征也預(yù)示其內(nèi)部生成的油氣可能未經(jīng)歷過充分的運(yùn)移、泄壓過程。況且,在晚侏羅世—早白堊世油氣大量生成并開始發(fā)生二次運(yùn)移聚集[2]時(shí),中下侏羅統(tǒng)砂巖和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層經(jīng)歷了深埋藏壓實(shí)(埋深已達(dá)2.5～3.5 km)和強(qiáng)烈的成巖作用而已普遍致密化。因此烴源灶中的油氣難以經(jīng)側(cè)向運(yùn)移而進(jìn)入到致密砂巖和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層中。

3 油氣勘探對(duì)策

3.1 侏羅系油氣勘探未獲突破的原因淺析

自20世紀(jì)70年代以來在工區(qū)內(nèi)開展的侏羅系油氣勘探結(jié)果表明,中下侏羅統(tǒng)中普遍具有豐富的油氣顯示,其中有些鉆井油氣顯示很好且顯示級(jí)別高,但最終未能獲得理想的油氣測(cè)試成果,究其原因主要有以下幾點(diǎn)(限于篇幅,恕不一一舉例說明)。

1)鉆井過程中以及固井時(shí)采用了高密度鉆井液。鉆入油氣層之后所使用的鉆井液密度普遍超過1.35 g/cm3,一些甚至超過1.80 g/cm3,而且鉆穿油氣層后長時(shí)間裸眼,受鉆井液污染、浸泡時(shí)間過長,從而造成了對(duì)油氣層的極大污染和損害,影響了油氣層的測(cè)試結(jié)果。

2)在揭開油氣層之前,為防止井涌、井噴,盲目地加重鉆井液密度,或者在鉆遇井噴后,多次使用高密度鉆井液將油氣層完全壓死,從而影響了鉆井過程中應(yīng)有的直接油氣顯示及測(cè)試效果。

3)井內(nèi)事故復(fù)雜,測(cè)試條件不利,影響了測(cè)試的效果。

4)固井、酸化、測(cè)試工藝的不適應(yīng)及增產(chǎn)措施的不得當(dāng)而得不到應(yīng)有的油氣成果。

由此造成一些鉆井中測(cè)時(shí)(高)產(chǎn),完井測(cè)試不產(chǎn)或低產(chǎn);措施前產(chǎn),措施后不產(chǎn)或低產(chǎn);試修前產(chǎn),試修后不產(chǎn)或低產(chǎn)的非正常現(xiàn)象。

3.2 勘探方法與建議

筆者的研究結(jié)果及現(xiàn)有的勘探成果均表明,平昌—閬中地區(qū)侏羅系具有諸多有利的油氣成藏條件,而且勘探潛力很大,但目前的勘探結(jié)果與認(rèn)識(shí)尚存在較大差距。除上述原因外,勘探思路與方法也是重要的一項(xiàng)制約因素。從上述分析可知,平昌—閬中地區(qū)侏羅系油氣藏具有不受構(gòu)造控制、大面積連續(xù)型油氣聚集的分布特征。因此其勘探思路與方法應(yīng)該明顯有別于常規(guī)油氣藏。筆者認(rèn)為應(yīng)該借鑒北美地區(qū)針對(duì)致密油氣藏、頁巖油氣藏等所采用的一系列非常規(guī)油氣資源勘探技術(shù)與方法[9],如氣體欠平衡鉆井、水平井技術(shù)以及大型分段加砂壓裂技術(shù)等,有望在工區(qū)侏羅系油氣勘探中取得突破。

近年來在平昌—儀隴地區(qū),使用氣體欠平衡鉆井和加砂壓裂測(cè)試技術(shù)初步取得了較好的效果,這正是侏羅系油氣勘探新曙光的初現(xiàn)。由于氣體欠平衡鉆井技術(shù)有效地避免了鉆井液對(duì)致密油氣層的損害和污染,因此在以礁灘為目的層的鉆井過程中,中下侏羅統(tǒng)中油氣顯示更為活躍、頻繁,多口鉆井中直接放噴出了高產(chǎn)油氣流。采用加砂壓裂完井測(cè)試也取得了較好的效果,如LG9井沙一段底油氣層采用加砂壓裂測(cè)試獲得了高產(chǎn),日產(chǎn)油170.34 t、日產(chǎn)氣1 000 m3。由此看來,只要采用了與侏羅系致密油氣層相匹配而適用的勘探方法與技術(shù),完全可能取得明顯的勘探效果。

針對(duì)平昌—閬中地區(qū)侏羅系油氣層特低孔滲性的實(shí)際情況,為能及時(shí)地發(fā)現(xiàn)油氣并將其豐富的油氣資源有效地開采出來,實(shí)現(xiàn)該地區(qū)侏羅系油氣勘探的突破,筆者提出以下幾點(diǎn)勘探建議:

1)為防止鉆井液對(duì)油氣層的損害以及由于固井、酸化、測(cè)試工藝的不適應(yīng),得不到應(yīng)有的油氣成果,建議對(duì)發(fā)現(xiàn)的油氣層應(yīng)及時(shí)采取中途測(cè)試。過去,在中臺(tái)山、石龍場(chǎng)地區(qū),基本上未對(duì)沙溪廟組底和涼高山組油氣顯示層段作解釋及測(cè)試。

2)為降低鉆井過程對(duì)油氣層的傷害,建議控制鉆井液密度,減少油氣層浸泡時(shí)間,以近平衡或欠平衡鉆井方式鉆井,以最大限度地保護(hù)油氣層。

3)由于氣體欠平衡鉆井技術(shù)在油氣層中鉆進(jìn)時(shí)可以實(shí)現(xiàn)零污染,有利于釋放、發(fā)現(xiàn)和保護(hù)油氣層,特別是對(duì)保護(hù)和發(fā)現(xiàn)低滲透油氣藏、提高單井產(chǎn)量具有非常顯著的效果。因此建議在侏羅系油氣勘探中大力采用這項(xiàng)鉆井技術(shù)。

4)采用水平井鉆井技術(shù)和多級(jí)分段加砂壓裂技術(shù)是北美地區(qū)非常規(guī)油氣資源勘探取得巨大成功的主要手段[9]。建議在侏羅系油氣勘探中大力推廣使用這些技術(shù),這可能才是勘探開發(fā)侏羅系非常規(guī)油氣資源行之有效的方法和技術(shù)。

[1]郭正吾,鄧康齡.四川盆地形成與演化[M].北京:地質(zhì)出版社,1996.

[2]鄧康齡.四川盆地柏埡—石龍場(chǎng)地區(qū)自流井組大安寨段油氣成藏地質(zhì)條件[J].油氣地質(zhì)與采收率,2001,8(2):9-13.

[3]四川盆地陸相中生代地層古生物編寫組.四川盆地陸相中生代地層古生物[M].成都:四川人民出版社,1984.

[4]汪澤成,鄒才能,陶士振,等.大巴山前陸盆地形成及演化與油氣勘探潛力分析[J].石油學(xué)報(bào),2004,25(6):23-28.

[5]SURDAM R C,CROSSEY L J,HAGEN E S,et al.Organic-inorganic interactions and sandstone diagenesis[J]. AAPGBulletin,1989,73(1):1-23.

[6]王世謙,張聞林,張光榮,等.川中北部地區(qū)侏羅系油氣成藏規(guī)律及勘探目標(biāo)評(píng)價(jià)[R].成都:中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院,2006.

[7]CURTISJB.Fractured shale-gas system s[J].AAPGBulletin,2002,86(11):1921-1938.

[8]陳更生,董大忠,王世謙,等.頁巖氣藏形成機(jī)理與富集規(guī)律初探[J].天然氣工業(yè),2009,29(5):17-21.

[9]頁巖氣地質(zhì)與勘探開發(fā)實(shí)踐叢書編委會(huì).北美地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)新進(jìn)展[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009.

Themain factors controlling hydrocarbon accumulation in the Jurassic of Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin and itsexploration strategies

Li Jun1,Wang Shiqian2
(1.PetroChina Petroleum Exp loration and Development Research Institute,Beijing 100083,China;2.Exp loration and Development Research Institute,PetroChina Southw est Oil&Gasfield Com pany,Chengdu, Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 3,pp.16-21,3/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The geologic conditions at the Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin are favo rable fo r hydrocarbon accum ulation. However,its exp loration potentials has have long been underestimated.Based on a comp rehensive analysis of geologic sedimentation,hydrocarbon-generation,reservoirs and p ressure conditions,it is believed that the M iddle-Lower Jurassic in the study area has the characteristics of large continuous p lays.①The study area is located in the lacustrine depocenter of the Sichuan Basin during the Early and M iddle Jurassic w hen interbedded source rocks and reservoir rocks were deposited;②The source rocks are high in quality and large in thickness,w ith a large amount of hydrocarbons being generated;③The sandstone and shelly limestone reservoirs are tight and contain well-developed hydrocarbon-bearingmudstone and shale;④The well-developed dissolution pores,caverns and fractures effectively imp rove the poroperm characteristics of tight reservoirs;⑤The hydrocarbon-bearing layers are generally in abnormally high p ressure and fo rm continuous p lays.Should the exp lo ration strategies fo r non-conventional p lays be dep loyed in the study area and horizontal well and sand fracturing techniques be app lied in the tight pay zones,a breakthrough w ill be expected in the exp loration of the Jurassic hydrocarbon reservoirs in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin,Pingchang-Langzhong area,Jurassic,geologic characteristics,hydrocarbon accumulation feature,continuous play,ho rizontal well,sand fracturing

李軍,1960年生,高級(jí)工程師;1982年畢業(yè)于原華東石油學(xué)院石油物探專業(yè);主要從事地質(zhì)綜合研究、地震資料綜合解釋工作。地址:(100083)北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)910信箱地質(zhì)所。電話:(010)83597970。E-mail:lju@petrochina.com.cn

李軍等.四川盆地平昌—閬中地區(qū)侏羅系油氣成藏主控因素與勘探對(duì)策.天然氣工業(yè),2010,30(3):16-21.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

(修改回稿日期 2010-01-10 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

L i Jun senio r engineer,bo rn in 1960,ismainly engaged in comp rehensive research of geology and seismic interp retation.

Add:Mail Box 20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.China

Tel:+86-10-8359 7970E-mail:lju@petrochina.com.cn