四川盆地西北缘上三叠统多源—汇体系导致盆内砂泥岩展布规律复杂多变。为定量追索上三叠统须家河组源—汇体系，开展碎屑锆石磷灰石裂变径迹年代学和盆缘造山带物源区构造年代学编图对比分析，建立了四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系构造年代学多期响应模式。结果表明：①川西北地区工农镇和汉旺须家河组露头剖面碎屑锆石裂变径迹年龄为143~226 Ma，分异系数为15%~35%，220余颗单颗粒碎屑锆石裂变径迹年龄大部分大于其沉积地层年龄，反映不同物源区构造变形与抬升剥蚀特征；②碎屑锆石裂变径迹峰值年龄集中为325±16 Ma、228±11 Ma、213±16 Ma、196±15 Ma，分别代表了物源区石炭纪和中—晚三叠世3期构造抬升剥蚀事件；③晚三叠世3个裂变径迹年龄峰值分别对应了盆地北缘大巴山—武当古陆、米仓山—汉南古陆、摩天岭古陆和松潘—甘孜地区的晚三叠世印支期早幕（约230 Ma）、印支期中幕（约210 Ma）和印支期晚幕200 Ma构造抬升剥蚀事件。因此，四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系具有明显的构造年代学和沉积响应特征，体现出由北向南渐进式盆山系统构造—沉积耦合特点。
中国西部叠合盆地古老深层碳酸盐岩成岩演化特征复杂，有效定量研究其油气成藏过程是一项关键性技术难题。碳酸盐矿物激光原位U—Pb定年受矿物低放射性元素丰度制约的同时，普遍存在微量元素分馏、质量歧视、普通铅校正等缺点，基于高质量标样、207Pb⁃和208Pb⁃校正方法等能有效降低其U—Pb年龄误差值。为有效进行古老碳酸盐岩油气成藏期次年代学研究，采取烃类包裹体赋存碳酸盐矿物U—Pb定年“五步法”分析过程，包括岩心观察、同位制片、显微无损观测分析、原位主—微量元素测试和激光U—Pb定年，能够有效指导定量成藏年代学过程中点位选取，最大限度降低矿物微量元素非均一性等缺陷对测试结果的影响。川中地区震旦系灯影组成藏期次定量化研究表明：灯影组储层流体活动可分为粉晶白云岩/栉壳状白云石（509±38 Ma）→第一期沥青→中—粗晶白云石（453±52 Ma）→鞍形白云石/萤石（240±34 Ma）→第二期沥青→石英多期充注过程。进一步综合研究表明，川中地区筇竹寺组烃源岩历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪多期生烃过程，灯影组储层内油气历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪幕式油气充注过程，以及侏罗纪—白垩纪原油原位裂解生气成藏过程。
四川盆地蓬莱气区灯二段油气勘探的突破揭示该层在川中古隆起北斜坡区域勘探潜力巨大。基于岩心薄片、物性测试、碳氧同位素测试和碳酸盐岩U-Pb定年等综合分析，明确蓬莱气区灯二段优质微生物白云岩储层成因机制。结果表明，灯二段主要岩石类型为微生物白云岩，垂向上底部以微生物丘间微相泥—粉晶白云岩为主，中部以微生物丘核微相凝块石白云岩、泡沫绵层石白云岩为主，上部以微生物丘坪微相纹层—叠层石白云岩、砂屑白云岩为主。其中，丘核建造为主的层段孔、渗特征和孔隙结构最好，以丘坪建造为主的层段次之，而丘间的泥—粉晶白云岩储层物性较差。蓬莱气区微生物丘沉积微相展布是控制灯二段优质白云岩储层发育分布的基础，同沉积断层活动使得准同生期角砾白云岩优质储层连片发育，准同生期与表生期溶蚀作用的叠加最终决定了灯二段微生物岩优质储层形成。
四川盆地中部地区是中国致密气勘探开发的重点地区，复杂的砂体分布以及优质储层的形成机制和分布规律是制约该地区天然气勘探开发的关键科学问题。基于岩石学、铸体薄片、物性测试及高压压汞等方法，综合研究天府含气区沙溪庙组一段储层岩石类型、储集物性、储集空间及成岩作用，并据此分析储层主控因素。结果表明：研究区沙溪庙组一段致密砂岩储层主要发育在中—粗粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩中，储集空间以原生粒间孔为主，其次为长石、浊沸石溶孔，喉道多呈片状及缩颈型喉道。沙溪庙组致密砂岩储层受沉积作用、物质组成及成岩作用共同制约，其中高能稳定的沉积相是形成优质储层的先决条件，长石含量决定了储层整体溶蚀孔隙发育程度，岩屑类型的不同导致后期差异成岩作用的产生。绿泥石包壳及早期形成的胶结物抵抗压实作用使原生孔隙得以保存，长石及早期浊沸石的溶蚀成为储层物性改善的关键，而晚期的浊沸石和方解石胶结是导致储层被破坏的主要因素。
川中北斜坡中二叠统茅口组岩性主要为生屑灰岩，发育岩溶缝洞型储层。通过岩心观察、镜下薄片鉴定，结合阴极发光特征，确定了茅口组溶蚀孔洞及裂缝中的矿物充填序列。在此基础上对不同期次成岩矿物中捕获的流体包裹体特征进行分析，结合川中北斜坡二叠系埋藏热演化史及成岩矿物U—Pb定年数据，明确茅口组油气成藏过程。结果表明：茅口组储层储集空间以残余溶蚀孔洞及裂缝、溶蚀缝为主；孔洞中见粉—细晶方解石→细—中晶方解石→粗—巨晶方解石3期充填。第二期方解石U—Pb年代学定年时间为晚二叠世（244.1±6.3 Ma），流体包裹体特征表现为高成熟度液烃包裹体与盐水包裹体混生，测得均一温度峰值主要集中在120~130 ℃之间，第三期粗—巨晶方解石发育高密度甲烷包裹体及沥青包裹体，其均一温度峰值主要集中在165~170 ℃之间。川中地区中二叠统茅口组经历了3期成藏事件：第一期为晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组生成的原油充注形成古油藏；第二期为中侏罗世—早白垩世油藏裂解形成气藏；第三期为晚白垩世喜马拉雅期构造抬升气藏调整形成现今混合气藏。中二叠统天然气主要为筇竹寺组烃源岩生成的原油裂解气，混有少量中二叠统自身烃源岩的贡献，川中地区发育的继承性断裂具有较好的沟通源储作用。
鄂尔多斯盆地上古生界盒8段致密砂岩气藏含气饱和度分布范围为17%~87%，不同地区气水分布特征存在明显差异，成因机理不明确。通过对盒8段致密砂岩储层特征和压差、浮力作用下致密砂岩储层中天然气运聚特征的分析，阐明了不同区块盒8段气藏气水分布特征及成因机理。研究结果将盒8段气藏划分为超低含水饱和度区、束缚水区、局部自由水区3类。超低含水饱和度区位于盆地东部的子洲、清涧地区，成因为天然气饱和充注后高温天然气对束缚水进一步蒸发汽化；局部自由水区主要分布于盆地西部和盆地北缘的鄂托克前旗、鄂托克旗和伊金霍洛旗地区，成因为天然气充注量及动力不足，对地层水驱替不彻底，浮力作用下在储层物性较好或裂缝发育的构造高部位气水发生分异，含气富集受储层物性和局部构造双重控制；束缚水区主要位于乌审旗、定边、吴起和横山地区，成因为致密储层可动水基本被天然气全部驱替，束缚水主要分布于孔隙的边角处和微细毛管中，浮力不发挥作用，气水混储。
成藏期古压力对油气分布具有重要影响，但对其识别及成因分析的难度也远高于现今压力。为探讨鄂尔多斯盆地长7段是否存在古超压及其测井响应机制，提出了一套有机质含量影响的定量分析模型。通过经典超压成因判识模板反演分析与盆地模拟正演分析相结合，讨论了研究区长7段古超压成因及其成藏意义。结果显示：长7段高有机质含量对测井参数具有显著影响，定量分析认为由有机质引起的声波时差增量及密度减量分别在2.56~169.78 μs/m和0.01~0.61 g/cm3之间。以去除有机质贡献的声波时差和密度资料为依据，利用计算孔隙度对比法以及声波—密度交会图法进行分析，认为长7段存在过古超压，且生烃导致的流体膨胀增压是成藏期超压的主要来源。结合盆地模拟，指出生烃增压在时间上与烃源岩热演化匹配，在空间上与油藏分布吻合，进一步佐证了生烃增压成因的认识。认为古压力是重要的成藏主控因素之一，烃类聚集分布于高剩余压力区域中的局部低剩余压力区。
断控储集体是多期活动的走滑断裂破碎带经深部酸性流体溶蚀改造形成的多重孔隙介质特殊储层。断控储集体内部结构极其复杂，储集空间纵横向非均质性极强，缝洞结构纵横向分隔性明显，常规储层预测方法在储集体内部结构及物性变化表征上，存在分辨率低、细节缺失等问题。研究提出了一种基于两步相控反演碳酸盐岩断控储集体预测技术。第一步，计算地震数据体结构张量属性，将结构张量属性体包络作为空间约束相，建立地震相约束低频趋势模型，使用该低频模型约束进行确定性反演，能够有效降低水平层状地震反射对确定性反演造成的干扰，准确刻画地震分辨率下储层顶、底位置及储集体内部非均质性横向变化特征；第二步，基于确定性反演波阻抗及测井主要岩相概率密度函数（洞穴相、孔洞相、裂缝相和非储层相），计算得到不同岩相的贝叶斯后验概率体，将该贝叶斯推论概率体作为反演相控体约束模型，进行三级相控地质统计学反演（即，第一级为结构张量属性体约束；第二级为确定性反演岩相体约束；第三级为测井一维岩相比例空间约束），能够进一步提升断控储集体内部储层横向非均质性及纵向分辨率预测精度。应用效果显示，“两步串联，三级相控”的相控反演方法，即常规地震分辨率叠后确定性波阻抗反演与高分辨率叠后地质统计学反演两步串联，地质统计学反演内部实现过程做三级相控，将地震的预测性与测井及地质信息的描述性有机结合，突破了对地震分辨率的传统认知，刻画断控储集体内部细节精度及横向非均质性变化能力提升，能够发现更多储集体内部形态变化及物性变化特征。两步相控反演方法在类似地质及储层条件研究区具有推广应用价值。
随着塔河油田开发程度的不断深入，仅依靠主干断裂带上的大串珠已难以稳产，因而钻探目标逐步转向小尺度缝洞体，而常规地震属性在小溶洞（直径约为地震道间距）平面位置和横向分隔性识别方面应用效果较差，亟需加强小溶洞体地震预测方法研究。为此，研究提出多方位二阶梯度新技术来提高小溶洞体识别的横向分辨率，从而准确刻画溶洞的平面位置并一步判定溶洞的分隔性。通过设计数值正演模型分析传统振幅变化率属性在溶洞识别方面的局限性，并针对该缺陷进一步提出方位二阶梯度属性；将该方法应用于塔河油田不同区块的三维溶洞识别中，并与其他常规属性进行对比，进一步验证新属性在溶洞识别方面的横向高分辨率特征，为塔河油田缝洞型油气藏开发井位部署和方案调整提供有力依据。
氦气是重要的稀有战略资源，目前主要来自天然气。氦气如何在气藏中富集是当前研究热点，也是氦气勘探迫切需要解决的关键问题。在柴达木盆地、四川盆地和准噶尔盆地采集天然气样品进行氦气和氮气含量测试及分析，并结合对其他国内外主要富氦气田天然气组分和氦气含量研究，发现富氦气田中氦气含量与氮气具有很好的相关性。不仅如此，一些贫氦气田也存在该现象。据此，提出氦气富集与氮气具有耦合作用，二者同时在天然气中富集，都与地下水有关，可能来自相同的源岩。氦气与氮气耦合关系的提出，或许能够真正找到氦气富集的奥秘，为寻找富氦资源打开新思路，为氦气富集理论提供依据。
塔里木盆地北部雅克拉地区发现具有开采价值的含氦气田，其中古生界氦气的平均含量为0.31%，是氦气资源量最丰富的层位，高于氦气工业生产标准，但其氦气资源潜力和成藏模式尚不清楚。基于雅克拉地区14口钻井的自然伽马能谱测井资料，对雅克拉地区古生界氦气资源生成量进行了定量评估，并结合成藏要素进行综合分析，根据氦气的运聚过程及载体特征，总结出氦气成藏模式。结果表明：雅克拉地区古生界平均生氦潜量为2.37×10-10 cm3/g，氦气生成总量为3.22×109 m3。生氦潜量最高的区域位于沙15井附近区域，其次为沙49井附近区域，从沙5井至沙49井的呈带状展布的狭长地带是生氦主力。区域内古生界沉积岩系供给含氦气藏的氦气量可高于天然气藏中的氦气总量，沉积岩系可为有效氦源岩，生成氦气以主要形成于加里东—海西构造期的断裂、裂缝为运移通道，在地下水和天然气的协助下持续运移，以古老地层水运移聚氦模式、天然气沿古老储层运移聚氦模式进行聚集成藏，上覆3套厚度较大的泥岩层、膏岩层，可对气藏有效的封存保护。
贵州省页岩气资源丰富，近年来，与四川盆地毗邻的黔北正安区块在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的页岩气勘探开发上取得了重要进展。由于页岩气分布区地质条件复杂，生态环境脆弱，页岩气开采可能存在严重的环境污染风险，因此，针对黔北地区正安区块AY7?4井页岩气压裂返排液/采出水进行了元素和氢氧同位素分析。结果表明，AY7?4井返排液/采出水K、Na、Ca、Mg、NH4+等组分含量都很高，平均分别为118 mg/L、7 616 mg/L、266 mg/L、47 mg/L、76 mg/L，其中Na、Ca、Mg含量与威远页岩气压裂返排液/采出水的相近，但低于长宁和涪陵；
全球规模不断扩大的页岩气开发对水环境的潜在影响正逐渐受到世界各国的普遍重视。明确页岩气开发过程对水环境的潜在影响及机理、制定相关环保应对措施，对于页岩气行业的绿色可持续发展具有重要意义。页岩气开发过程中潜在的水环境风险主要包括水资源污染和水资源短缺两大类型。引发水资源污染的主要原因有：①烃类气体沿页岩气井、天然断裂体系或邻近油气井迁移至浅部地下水或地表水；②压裂液或添加剂在地表储存、输送、混合以及入井过程中，由于机械故障、容器或管线破裂等原因而发生的压裂液或添加剂的泄漏；③返排液发生泄漏或不当排放。气候干旱地区大规模页岩气水力压裂作业可能引发局部地区地下水位下降或河水流量降低，增大区域水资源压力。页岩气开发过程中水资源风险的主要应对措施包括：优化完井与施工，做好页岩气井完整性监测；加强管理，防止发生压裂液、返排液泄漏事故；优化返排液处理技术，加强返排液排放管理；依据区域水资源现状，制定合理的页岩气开发方案，并通过废水再利用等降低页岩气开发对区域淡水资源的影响；同时，选取典型区域开展持续性水资源污染监测，及时发现问题并解决问题。
常规/非常规油气演化过程中伴生有低分子量芳烃类化合物，在油气开采过程中这些芳烃类化合物可通过不同途径进入周边水体环境，造成潜在的生态风险。建立快速灵敏的芳烃类化合物监测技术，对于环境管理部门和生产单位日常监测以及应对意外事件，都具有重要意义。基于箭形固相微萃取（SPME Arrow）结合气相色谱—质谱技术，建立了水相中的芳烃类化合物快速分析方法。研究考察了萃取头、萃取温度、萃取时间、解吸时间和搅拌速度对SPME萃取效果的影响，结果显示，萃取头DVB/PDMS 120 μm对芳烃类化合物有较好的选择性，在萃取温度50 ℃、萃取时间50 min、解吸时间5 min、搅拌速度1 000 r/min下，方法重复性较好，具有良好的线性关系。该方法样品需求量少，且避免使用有机溶剂，对环境友好；操作过程简单，能够实现对芳烃类化合物的快速检测。
甘公网安备 62010202000678号
