川中地区须家河组天然气成藏条件研究

【摘要】：本论文以川中地区须家河组天然气藏为研究对象，采用沉积岩石学、石油地质学、成藏动力学等多学科方法，研究了川中地区须家河组构造条件、烃源条件和储集条件等成藏地质要素，揭示了川中须家河组气藏的成藏机理及成藏系统，建立了川中地区须家河组天然气成藏模式，确定了成藏的主控因素，得到了以下认识： 1、古构造演化对川中上三叠统须家河组的成藏有一定的控制作用，现今构造与油气分布的关系南北有异，在三台蓬溪南充线以北油气成藏与构造关系相对密切，而该线以南与岩性圈闭关系相对密切。 2、川中地区须家河组烃源岩有机质类型主要为湖泊河流相沉积的含煤地层Ⅲ型有机质，有机质含量多数在0.7%~1.2%之间，热演化程度较高，一般达到高成熟湿气阶段。气源对比表明与上覆侏罗系大安寨与下覆中、下三叠统雷口坡嘉陵江组天然气有明显的区别，天然气为须家河组煤系地层自生自储的天然气。 3、揭示了了川中须家河组储层的致密化过程：a.须家河组沉积后下降，在准同生期到早成岩A阶段形成方解石连晶胶结物；b.地层继续埋深，砂岩发生压实压溶，形成绿泥石包壳和第I期石英加大边，原生孔隙度大大降低，随之而来的强烈胶结、压实致使须家河组砂岩致密；绿泥石环边胶结具有双重作用，减少原生孔隙的同时也保护了孔隙进一步被破坏；c.中-晚侏罗世须家河组烃源岩开始生烃，有机质分解形成有机酸开始溶蚀长石形成次生粒内溶孔，这决定了储层储集空间的发育程度；d.随着长石继续溶蚀和压溶作用的增强，导致第II期石英次生加大边和第III期自生石英胶结继续发育，使须家河组砂岩储层进一步致密；e.进入喜山期，由于区域性构造运动产生断裂，形成现今以次生孔-裂缝为主要储集孔隙的须家河致密砂岩储集层。 4、利用AFT裂变径迹技术和Easy%Ro化学动力学模型计算了川中典型构造须家河组的热史和生烃史，须家河组烃源岩在中-晚侏罗世开始进入生烃门限，白垩纪末期达到生烃高峰期，晚白垩世末期至今为构造隆升过程，生烃过程作用近乎停滞。由于构造演化过程的差异，不同构造区须家河组烃源岩的成熟演化过程也存在一定差异。 5、包裹体记录了两期油气充注事件，分别在侏罗纪末期和白垩纪沉积期末；测年结果表明川中地区成藏时间具有北早南晚的特征。川中须家河组具有三期成藏的特征，两期主要为油气的充注期，一期为构造运动对气藏的改造和定位；构造隆升过程对气藏的影响最为重要。 6、川中须家河组的成藏机理表现为：①大面积“层状蒸发式”排烃机制；②近距离运聚成藏，游离相为主、水溶相为辅的运移机制；③生烃增压及压实差异形成的源储压力差的成藏动力机制；④构造隆升天然气的泄压膨胀对天然气的聚集成藏的改造机制。 7、对构造、沉积、烃源、储层、成藏机理等方面研究及典型气藏剖析可知，四川盆地上三叠统气藏近源聚集特征明显，总体以自生自储为主，因此纵向上可将须家河组划分为3套成藏系统：①须一-须二含油气系统；②须三-须四含油气系统；③须五-须六～侏罗系含油气系统，每个含油气系统都是相对独立的生储盖单元。 8、川中须家河组油气成藏可以概况为三元耦合控藏，即烃源岩的成熟度和生烃强度控制了气藏的分布，优质储层的发育控制了天然气的富集区带，古构造的演化过程控制了油气的充注方向和气藏的后期改造。但从主要控制因素的综合分析认为，优质储层的发育和构造演化对气藏的分布影响更大。 【关键词】：四川盆地 须家河组 成藏机理 成藏系统 主控因素
【学位授予单位】：成都理工大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2013
【分类号】：P618.13
【目录】：

• 摘要4-6
• Abstract6-9
• 目录9-11
• 第1章 引言11-16
• 1.1 选题依据及研究意义11
• 1.2 国内外研究现状及发展趋势11-12
• 1.3 主要研究内容和方法12-14
• 1.3.1 主要研究内容12-13
• 1.3.2 研究思路及技术路线13-14
• 1.4 取得的主要认识14-16
• 第2章 区域地质概况16-20
• 2.1 地理位置16
• 2.2 区域地质背景16-18
• 2.3 勘探开发概况18-20
• 第3章 川中须家河组构造演化特征20-26
• 3.1 构造演化特征分析20-23
• 3.1.1 须家河组构造演化过程20
• 3.1.2 须家河组现今构造特征20-23
• 3.2 构造与油气分布关系23-26
• 3.2.1 古构造与油气分布关系23-24
• 3.2.2 现今构造与油气分布关系24-26
• 第4章 川中须家河组烃源条件26-36
• 4.1 须家河组油、气地球化学特征26-29
• 4.1.1 天然气地球化学特征26-28
• 4.1.2 凝析油碳同位素特征28-29
• 4.2 须家河组油气源对比分析29-31
• 4.2.1 气～气碳同位素对比29
• 4.2.2 油～油对比29-31
• 4.3 须家河组烃源岩条件31-34
• 4.3.1 有机质丰度31-32
• 4.3.2 烃源岩厚度及分布32-33
• 4.3.3 有机质类型33-34
• 4.3.4 有机质热演化程度34
• 4.4 须家河组烃源岩生烃强度34-36
• 第5章 川中须家河组储集条件及控制因素36-45
• 5.1 须家河组沉积背景36-37
• 5.1.1 沉积基底特征36
• 5.1.2 沉积演化特征36-37
• 5.1.3 沉积相特征37
• 5.2 须家河组储集条件及控制因素37-45
• 5.2.1 岩石类型37-38
• 5.2.2 孔隙类型38-40
• 5.2.3 储层物性特征40-41
• 5.2.4 储层发育控制因素41-45
• 第6章 川中须家河组天然气成藏机理及成藏系统45-73
• 6.1 须家河组天然气成藏年代45-54
• 6.1.1 须家河组热史和烃源岩生烃史45-48
• 6.1.2 须家河组天然气成藏定年48-54
• 6.2 须家河组油气成藏过程模拟54-58
• 6.2.1 螺隆区域剖面生烃模拟结果54
• 6.2.2 立中区域剖面生烃模拟结果54-58
• 6.3 须家河组气藏成藏机理58-67
• 6.3.1 烃源岩排烃机制58-59
• 6.3.2 天然气运移机制59-63
• 6.3.3 天然气成藏机制63-67
• 6.4 须家河组致密砂岩成藏系统67-73
• 6.4.1 须一（T_3x~1）——须二（T_3x~2）成藏系统67-68
• 6.4.2 须三（T_3x~3）须四（T_3x~4）成藏系统68-70
• 6.4.3 须五（T_3x~5）须六（T_3x~6）～侏罗系（J）成藏系统70-73
• 第7章 川中须家河组成藏主控因素73-85
• 7.1 典型气藏解剖73-80
• 7.1.1 充西须四段气藏73-76
• 7.1.2 合川须二段气藏76-80
• 7.2 成藏主控因素分析80-85
• 7.2.1 现今构造因素80-81
• 7.2.2 古构造因素81
• 7.2.3 烃源因素81-82
• 7.2.4 储集因素82-83
• 7.2.5 保存条件因素83-85
• 结论85-87
• 致谢87-88
• 参考文献88-91
• 攻读学位期间取得的学术成果91

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