四川盆地高石梯-磨溪構(gòu)造震旦系-寒武系含氣層系流體特征

吳 娟, 劉樹(shù)根, 趙異華, 孫 瑋, 宋林珂, 宋金民, 梁 鋒, 田艷紅, 龍 翼, 李俊良

(1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059;2.中國(guó)石油西南油氣田分公司 川中油氣礦，遂寧629001)

在含油氣盆地中，地層水與油氣共同存在于巖石孔隙中，是沉積和構(gòu)造演化過(guò)程中水文地質(zhì)、流體-巖石相互作用、流體流動(dòng)及混合作用等的綜合反映，是油氣運(yùn)移、聚集的動(dòng)力和載體[1-5]。分析地層水的化學(xué)特征，對(duì)于判識(shí)儲(chǔ)層的水文地球化學(xué)環(huán)境、揭示沉積成巖作用、評(píng)價(jià)油氣保存條件都具有重要作用。地層壓力是地層流體另一個(gè)重要的特征，與沉積盆地內(nèi)油氣的生、運(yùn)、聚、保這一系列成藏過(guò)程息息相關(guān)。研究地層壓力的分布特征及其作用對(duì)于闡明油氣成藏動(dòng)態(tài)過(guò)程具有重要意義。四川盆地震旦系-下古生界(簡(jiǎn)稱下組合)的油氣勘探活動(dòng)始于20世紀(jì)50～60年代，在古隆起控制油氣分布理論的指導(dǎo)下[6-8]，下組合勘探已進(jìn)行多年并取得一定的成效，油氣主要集中在震旦系-寒武系構(gòu)造中；但是，在1964年發(fā)現(xiàn)了威遠(yuǎn)氣田后，勘探就一直處于停滯狀態(tài)。直到近年來(lái)，隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)和資料的豐富與勘探技術(shù)的提高，四川盆地下組合天然氣勘探不斷取得突破，尤其是2013年川中古隆起高石梯-磨溪構(gòu)造震旦系-寒武系特大型氣田的發(fā)現(xiàn)，終于打破這種局面。該氣田的主力含氣層系為下寒武統(tǒng)龍王廟組和上震旦統(tǒng)燈影組，地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)到萬(wàn)億方，是大型整裝原生古油藏裂解氣大氣田[9, 10]。本文以川中高石梯-磨溪構(gòu)造震旦系-寒武系主要含氣層系為研究對(duì)象，從地層水化學(xué)特征和地層壓力出發(fā)，結(jié)合近年來(lái)的油氣勘探成果，系統(tǒng)剖析地層流體特征與天然氣富集的關(guān)系，旨在為四川盆地下組合天然氣勘探提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

川中地區(qū)位于四川盆地中部，屬于典型的地臺(tái)型構(gòu)造(圖1)，東西分別以華鎣山和龍泉山為界，以近東西-北東東向構(gòu)造為主，構(gòu)造幅度較小，變形相對(duì)較弱。高石梯-磨溪構(gòu)造位于川中樂(lè)山-龍女寺繼承性古隆起東部。該隆起經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)：上震旦統(tǒng)燈影組沉積期，古隆起已具雛形，主要發(fā)育在威遠(yuǎn)地區(qū)；早寒武世早期，受區(qū)域拉張活動(dòng)控制，綿陽(yáng)—長(zhǎng)寧拉張槽繼承性發(fā)育，沉積了厚度較大的麥地坪組和筇竹寺組[10-12]；志留紀(jì)末的加里東運(yùn)動(dòng)，使古隆起定型，志留系被大面積剝蝕；海西-燕山早期，古隆起繼承性演化并不斷深埋；燕山晚期-喜馬拉雅期，受威遠(yuǎn)構(gòu)造快速隆升影響，古隆起西段發(fā)生強(qiáng)烈構(gòu)造變形，而東段構(gòu)造變形微弱，使古隆起天然氣保存條件呈現(xiàn)“西差東好”的格局，東段高石梯-磨溪-龍女寺構(gòu)造帶成為現(xiàn)今天然氣聚集成藏最有利的地區(qū)[8,10,13]。

受多期構(gòu)造作用疊加改造，下組合油氣成藏經(jīng)歷了古油藏-古氣藏-現(xiàn)今氣藏的一系列演化過(guò)程[14,15]，天然氣的分布受生氣中心-儲(chǔ)氣中心-保氣中心的控制[11,16,17]，形成了復(fù)雜的含油氣系統(tǒng)，保存條件成為油氣富集的決定性因素之一[18]。同時(shí)，天然氣的大量生成形成了大幅度的超壓，對(duì)下組合天然氣聚集及成藏具有重要作用。

圖1 四川盆地二疊紀(jì)前古地質(zhì)圖及研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 The paleogeologic map before Permian period and the location of the study area(據(jù)劉樹(shù)根(2012)修改)

2 地層水化學(xué)特征

作為地下流體，地層水同油氣一樣，經(jīng)歷了復(fù)雜而漫長(zhǎng)的地質(zhì)演化過(guò)程[5]。在不同的水文地質(zhì)發(fā)展階段，地層水具有不同的化學(xué)組成、總礦化度、水型和水性系數(shù)等化學(xué)特征，能體現(xiàn)油氣層流體分布特征，反映油氣保存條件的好壞。

2.1 地層水離子組成

圖2 燈影組-龍王廟組地層水離子濃度縱向變化特征Fig.2 Vertical changes of the ion concentration of the formation water in Dengying Formation-Longwangmiao Formation

龍王廟組(497件樣品)燈四段(44件樣品)燈二段(42件樣品)均值范圍均值范圍均值范圍ρB/g·L-1K++Na+10.900.01～67.239.120.96～43.1918.651.20～45.68Ca2+4.510～74.6521.007.04～34.8611.710.32～125.12Mg2+2.390～41.4712.463.84～24.593.470.13～10.30Cl-31.650.01～243.4679.5222.64～146.3948.738.34～104.96SO2-40.200～21.220.120～0.750.630～6.43HCO-30.290～1.530.040～0.750.010～0.27礦化度50.700.06～365.41123.3836.34～205.3484.8047.27～207.89r(Na+)/r(Cl-)0.660.01～14.040.140.04～0.521.060.04～6.55100×r(SO2-4)/r(Cl-)4.320～161.650.080～0.252.410～26.37r(Cl-)/r(Mg2+)30.680.15～615.284.862.13～18.7814.304.13～73.53r(Mg2+)/r(Ca2+)0.920～10.011.010.46～1.260.600.04～0.87

(r表示離子的毫克當(dāng)量濃度)

圖3 燈影組-龍王廟組地層水中離子濃度折線圖Fig.3 The ion concentration of the formation water in Dengying Formation-Longwangmiao Formation

2.2 地層水礦化度及成因類型

礦化度(TDS)即單位體積水中無(wú)機(jī)礦物的含量，對(duì)地層水的化學(xué)性質(zhì)起著主導(dǎo)作用，與油氣藏的形成與分布有著密切關(guān)系。在地層水常量組分保持相對(duì)不變的情況下，保存條件較好的儲(chǔ)層，地層水礦化度較高，反之，礦化度較低[20]；同時(shí)，礦化度升高的方向一般是油氣的聚集方向[3]。故可以利用地層水礦化度大小來(lái)判斷油氣聚集保存條件。

地層水礦化度統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示：龍王廟組礦化度(質(zhì)量濃度)的分布范圍較寬，從0.06 g/L到365.41 g/L，平均值為50.70 g/L；燈四段礦化度分布在36.34～205.34 g/L之間，平均值為123.38 g/L；燈二段礦化度介于47.27～207.89 g/L之間，平均值為84.80 g/L(表1)。礦化度隨深度的增加呈先增大后減小的變化規(guī)律，各層礦化度平均值的大小關(guān)系為燈二段<龍王廟組<燈四段(圖4)。總體上，研究區(qū)具有高的地層水礦化度，是長(zhǎng)期的地層內(nèi)水循環(huán)、水-巖相互作用及濃縮變質(zhì)的結(jié)果[1]，有利于油氣聚集保存。

水型是地層水化學(xué)特征研究的重要內(nèi)容。沉積盆地中地層水的水型是由含油氣構(gòu)造的水文地質(zhì)條件所決定的，是反映油氣運(yùn)聚和保存條件的重要水化學(xué)指標(biāo)。地層水的劃分方案很多，但實(shí)質(zhì)上都是以6種常量組分作為分類基礎(chǔ)，其中尤以蘇林的分類方案最為簡(jiǎn)明而經(jīng)典[21]。按照該分類標(biāo)準(zhǔn)，高石梯-磨溪構(gòu)造主要含氣層系中存在Na2SO4、NaHCO3、CaCl2和MgCl24種水型[22]，各水型分布存在較大差異(圖4)。

CaCl2型地層水是研究區(qū)最主要的地層水類型，來(lái)自于深層水，代表與地表隔絕的區(qū)域水動(dòng)力阻滯環(huán)境，總礦化度高，封閉條件好，對(duì)油氣保存十分有利；NaHCO3型水在龍王廟組和燈二段均有出現(xiàn)，其交換能力相對(duì)于CaCl2型要強(qiáng)，礦化度值略小于相同深度的CaCl2型地層水，具有一定的保存油氣的能力；MgCl2型水偶見(jiàn)于龍王廟組和燈四段中，主要來(lái)自于海水，礦化度較低，對(duì)油氣保存較為不利；Na2SO4型水僅分布于局部井位龍王廟組上部，礦化度值遠(yuǎn)低于其他3種水型，一般該類型地層水多存在于裸露并遭到嚴(yán)重破壞的構(gòu)造中，為地表水或淺層地下水，總礦化度低，不利于油氣保存[1, 22]。根據(jù)眾多油氣田的勘探經(jīng)驗(yàn)，水型對(duì)烴類聚集的有利程度依次為CaCl2型>NaHCO3型>MgCl2型>Na2SO4型[1,3-5,20,23,24]。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)約90%以上的天然氣藏都存在于CaCl2型水分布區(qū)[1]，但并不意味著凡是CaCl2型水分布區(qū)都能發(fā)現(xiàn)天然氣藏或者天然氣藏只能存在于CaCl2型水分布區(qū)。例如，M9井龍王廟組天然氣日產(chǎn)量1.542 9×106m3，在所測(cè)的55個(gè)水樣中，NaHCO3型水樣占32個(gè)，CaCl2型水樣只有12個(gè)，說(shuō)明NaHCO3型地層水存在區(qū)同樣能聚集烴類(表2)。值得注意的是，M9井、M8井、M201井地層水礦化度明顯低于其他井，推測(cè)其可能具有不同的地層水來(lái)源，具有獨(dú)立的流體系統(tǒng)。

2.3 地層水化學(xué)特征參數(shù)

圖4 燈影組-龍王廟組地層水礦化度縱向變化特征Fig.4 Vertical changes of the total salinity of the formation water in Dengying Formation-Longwangmiao Formation

高石梯-磨溪構(gòu)造龍王廟組-燈影組化學(xué)特征參數(shù)在縱向上具有如下變化特征：隨著深度的增加，鈉氯系數(shù)和脫硫系數(shù)先減小后增大，氯鎂系數(shù)呈增大-減小-增大的交替性變化；而鈣鎂系數(shù)與氯鎂系數(shù)變化規(guī)律相反，呈減小-增大-減小的變化規(guī)律，與離子濃度縱向變化具有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系(圖5，表2)。龍王廟組上部地層水的鈉氯系數(shù)、脫硫系數(shù)和鎂鈣系數(shù)較大，多數(shù)水樣的鈉氯系數(shù)>1.0，向下鈉氯系數(shù)、脫硫系數(shù)和鎂鈣系數(shù)減小，說(shuō)明下部封閉條件優(yōu)于上部；燈四段地層水的氯鎂系數(shù)相較于龍王廟組要小，但大多數(shù)水樣的鈉氯系數(shù)<0.50，脫硫系數(shù)在0.08左右，為停滯環(huán)境，反映地層水變質(zhì)程度深、封閉性好、還原性強(qiáng)，對(duì)油氣聚集保存非常有利；燈二段地層水的鈉氯系數(shù)、脫硫系數(shù)均大于燈四段，化學(xué)特征參數(shù)顯示該環(huán)境相對(duì)不利于油氣保存。

3 地層壓力分布特征

表2 高石梯-磨溪構(gòu)造部分產(chǎn)氣井日產(chǎn)量及流體特征參數(shù)Table 2 Gas production per day and fluid characteristics parameters of the gas wells in the Gaoshiti-Moxi structure

圖5 燈影組-龍王廟組地層水化學(xué)特征參數(shù)縱向變化特征Fig.5 The Vertical changes of the hydrochemical characteristic parameters of the formation water in Dengying Formation-Longwangmiao Formation

圖6 燈影組-龍王廟組地層壓力及壓力系數(shù)縱向變化特征Fig.6 The vertical changes of the formation pressure and the pressure coefficient in Dengying Formation-Longwangmiao Formation

研究區(qū)經(jīng)歷了古油藏向古氣藏轉(zhuǎn)化的熱裂解過(guò)程，生成大量的天然氣，在燈影組和龍王廟組古氣藏內(nèi)形成了大幅度的超壓[27]，且有相當(dāng)一部分被保存下來(lái)。據(jù)實(shí)測(cè)壓力資料顯示(圖6)，高石梯-磨溪地區(qū)龍王廟組現(xiàn)今普遍發(fā)育超壓，壓力系數(shù)最小為1.51，最大為1.70，平均值達(dá)到1.64，且隨著深度的增加，壓力系數(shù)逐漸減小。龍王廟組超壓主要由裂解生氣而造成，上部壓力系數(shù)大于下部，說(shuō)明其整體封閉條件好，有利于天然氣聚集，且上部天然氣聚集程度更高。位于燈影組頂部的燈四段，壓力系數(shù)從1.06到1.14，平均值為1.11，整體表現(xiàn)為常壓帶，壓力系數(shù)值隨深度增加表現(xiàn)出緩慢增大的趨勢(shì)。而埋深更大的燈二段，壓力系數(shù)由淺至深變化較大，上部表現(xiàn)為常壓帶，壓力系數(shù)在1.10左右，到下部突然降至0.76，最小值僅為0.40，表現(xiàn)為異常低壓。與異常高壓相比，異常低壓的形成更為復(fù)雜，往往是多種條件和因素綜合作用而引起的，其成因主要可以概括為：地層剝蝕卸載后的反彈作用、流體供排不均衡、輕烴擴(kuò)散作用、斷裂和不整合面壓力釋放作用、滲透和過(guò)壓實(shí)作用、構(gòu)造抬升引起的溫度變化等[28,29]。高石梯-磨溪地區(qū)在樂(lè)山-龍女寺古隆起定型后構(gòu)造變形較微弱，且包裹體PVT模擬結(jié)果顯示燈二段曾經(jīng)發(fā)育過(guò)異常高壓，故排除了地層剝蝕、構(gòu)造抬升和原本壓力過(guò)低的因素，認(rèn)為低壓最有可能是燈二段內(nèi)部流體排出所造成的。

總體來(lái)看，龍王廟組-燈影組地層壓力系數(shù)隨深度增大呈減小-增大-減小的變化規(guī)律，根據(jù)壓力系數(shù)分布特征，將龍王廟組-燈影組現(xiàn)今地層劃分為3個(gè)壓力發(fā)育帶：龍王廟組為異常高壓帶，燈四段-燈二段上部為常壓帶，燈二段下部為異常低壓帶。地層壓力的分帶特征同時(shí)也能說(shuō)明龍王廟組和燈影組現(xiàn)今為兩個(gè)獨(dú)立的壓力系統(tǒng)，且天然氣來(lái)源明顯不同：龍王廟組天然氣來(lái)自于下寒武統(tǒng)筇竹寺組，而燈影組天然氣既有筇竹寺組的貢獻(xiàn)，又有燈影組自身生成的天然氣[30]。由此判斷，氣藏形成后流體未發(fā)生過(guò)跨層流動(dòng)，筇竹寺組除作為下組合主要的烴源巖，還起到了有效的封隔作用。

4 地層流體特征與油氣成藏

單從地層水化學(xué)特征來(lái)看，燈四段地層水礦化度高，氯鎂系數(shù)大，鈉氯系數(shù)、脫硫系數(shù)、鎂鈣系數(shù)小，水型主要為CaCl2型，對(duì)油氣保存最有利；其次是龍王廟組，勘探結(jié)果已證實(shí)其保存條件的有效性；燈二段底部保存條件相對(duì)較差，但中上部仍具有一定的潛力。龍王廟組普遍發(fā)育超壓，超壓體系中高的孔隙流體壓力具有很強(qiáng)的封蓋作用，它能阻止包括油氣水在內(nèi)的任何流體的體積流動(dòng)[31]。即使巖層發(fā)生破裂，只要這種高壓存在，超壓流體都能有效阻止油氣以各種形式運(yùn)移。從這個(gè)角度上說(shuō)，超壓使蓋層的封閉性能更好，形成更有效的封閉體系[32]。

通過(guò)高石梯-磨溪構(gòu)造主要含氣層系的天然氣日產(chǎn)量分布可以看到(圖7)：從龍王廟組到燈二段，隨著深度的增加，天然氣日產(chǎn)量表現(xiàn)出減小-增大-“陡降”的變化規(guī)律，龍王廟組和燈二段天然氣產(chǎn)量在局部隨地層水礦化度增加而增加，但總體與壓力系數(shù)的變化特征更為一致(圖6，圖7)，燈四段天然氣產(chǎn)量則與地層水礦化度和壓力系數(shù)同時(shí)正相關(guān)。因此，龍王廟組現(xiàn)今地層水礦化度雖不如燈四段高，但其內(nèi)部發(fā)育的異常高壓彌補(bǔ)了這一不足，尤其在M9井龍王廟組這樣的低礦化度分布區(qū)，仍然獲得了1.542 9×106m3的日產(chǎn)量，與異常高壓的發(fā)育是密不可分的，超壓的存在對(duì)天然氣保存起到有利的作用。

圖7 高石梯-磨溪構(gòu)造燈影組-龍王廟組天然氣日產(chǎn)量Fig.7 Gas production per day of Dengying Formation-Longwangmiao Formation in the Gaoshiti-Moxi structure

綜合來(lái)看，高石梯-磨溪構(gòu)造天然氣高產(chǎn)區(qū)與地層水礦化度高值區(qū)和超壓發(fā)育區(qū)具有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，因此可以通過(guò)地層流體特征輔助尋找潛力勘探區(qū)。下組合總體保存條件較好，能否找到工業(yè)性氣藏與天然氣在構(gòu)造中聚集的規(guī)模有關(guān)。龍王廟組探明地質(zhì)儲(chǔ)量已達(dá)到數(shù)千億方，燈影組尤其是燈四段也應(yīng)具有良好的勘探前景。

5 結(jié) 論

a.川中高石梯-磨溪構(gòu)造含氣層系內(nèi)地層水離子以Cl-、K++Na+和Ca2+為主，離子濃度隨深度增加呈交替性變化。研究區(qū)總體具有高的地層水礦化度，且礦化度隨深度的增加呈增大-減小的變化規(guī)律，燈四段礦化度平均值最大。CaCl2型水是研究區(qū)最主要的地層水類型，NaHCO3型水在龍王廟組和燈二段均有出現(xiàn)，MgCl2型水偶見(jiàn)于龍王廟組和燈四段中，Na2SO4型水僅分布于局部構(gòu)造的龍王廟組上部。燈四段氯鎂系數(shù)大，鈉氯系數(shù)、脫硫系數(shù)、鎂鈣系數(shù)小，水型為單一的CaCl2型，對(duì)油氣保存最有利；其次是龍王廟組；燈二段底部保存條件相對(duì)較差。

b.高石梯-磨溪構(gòu)造含氣層系普遍發(fā)育超壓。龍王廟組-燈影組地層壓力系數(shù)隨深度增大呈減小-增大-減小的演化規(guī)律。根據(jù)壓力系數(shù)分布特征，將龍王廟組-燈影組現(xiàn)今地層劃分為3個(gè)壓力發(fā)育帶：龍王廟組為異常高壓帶，燈四段-燈二段上部為常壓帶，燈二段下部為異常低壓帶。

c.高石梯-磨溪構(gòu)造天然氣高產(chǎn)區(qū)與地層水礦化度高值區(qū)以及超壓發(fā)育區(qū)具有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。從龍王廟組到燈二段，隨著深度的增加，天然氣日產(chǎn)量表現(xiàn)出減小-增大-“陡降”的變化規(guī)律，與壓力系數(shù)的變化特征一致，燈四段天然氣產(chǎn)量與地層水礦化度和壓力系數(shù)同時(shí)正相關(guān)；相較于地層水化學(xué)特征，壓力系數(shù)對(duì)天然氣產(chǎn)量的影響更為明顯。

[參考文獻(xiàn)]

[1] 李賢慶,侯讀杰,柳常青,等.鄂爾多斯中部氣田下古生界水化學(xué)特征及天然氣藏富集區(qū)判識(shí)[J].天然氣工業(yè),2002,22(4):10-14.

Li X Q, Hou D J, Liu C Q,etal. Hydrochemical characteristics of Lower Paleozoic formation water and identification of natural gas enrichment area in central gas fields in E’erduosi[J]. Natural Gas Industry, 2002, 22(4): 10-14. (In Chinese)

[2] 李賢慶.鄂爾多斯盆地中部氣田地層流體特征與天然氣成藏[M].北京:地質(zhì)出版社,2005.

Li X Q. Fluid characteristics and natural gas accumulation of the central gas fields in Ordos Basin[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2005. (In Chinese)

[3] 張宗峰,查明,高長(zhǎng)海.大港油田埕北斷階區(qū)地層水化學(xué)特征與油氣成藏[J].石油與天然氣地質(zhì),2009,30(3):268-274.

Zhang Z F, Zha M, Gao C H. Hydrochemical characteristics and hydrocarbon accumulation in the Chengbei fault terrace zone of Dagang oilfield[J]. Oil & Gas Geology, 2009, 30(3): 268-274. (In Chinese)

[4] 趙衛(wèi)衛(wèi),王秀娟,楊兆林,等.蘇里格地區(qū)下古生界馬家溝組地層水化學(xué)特征與天然氣聚集關(guān)系[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2012,27(1):35-41.

Zhao W W, Wang X J, Yang Z L,etal. Relationship between hydrochemical characteristics of Majiagou formation water in Lower Paleozoic in Sulige region and natural gas accumulation[J]. Journal of Xi’an Shiyou University (Natural Science), 2012, 27(1): 35-41. (In Chinese)

[5] 梁積偉,李榮西,陳玉良.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西部盒8段地層水地球化學(xué)特征及成因[J].石油與天然氣地質(zhì),2013,34(5):625-630.

Liang J W, Li R X, Chen Y L. Geochemical behaviors and genesis of formation water in 8thMember of Xiashihezi Formation in western Sulige gas field, Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2013, 34(5): 625-630. (In Chinese)

[6] 徐世琦,洪海濤,師曉蓉.樂(lè)山—龍女寺古隆起與下古生界含油氣性的關(guān)系探討[J].天然氣勘探與開(kāi)發(fā),2002,25(3):10-15,62.

Xu S Q, Hong H T, Shi X R. Discussion about the relationship between Leshan-Longnvsi Paleohigh and the oiliness of Lower Paleozoic in Sichuan[J]. Natural Gas Exploration & Development, 2002, 25(3): 10-15, 62. (In Chinese)

[7] 徐春春,沈平,楊躍明,等.樂(lè)山—龍女寺古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)龍王廟組天然氣成藏條件與富集規(guī)律[J].天然氣工業(yè),2014,34(3):1-7.

Xu C C, Shen P, Yang Y M,etal. Accumulation conditions and enrichment patterns of natural gas in the Lower Cambrian Longwangmiao Fm reservoirs of the Leshan-Longnvsi Paleohigh, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 1-7. (In Chinese)

[8] 李宗銀,姜華,汪澤成,等.構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)四川盆地震旦系油氣成藏的控制作用[J].天然氣工業(yè),2014,34(3):23-30.

Li Z Y, Jiang H, Wang Z C,etal. Control of tectonic movement on hydrocarbon accumulation in the Sinian strata, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 23-30. (In Chinese)

[9] 鄒才能,杜金虎,徐春春,等.四川盆地震旦系—寒武系特大型氣田形成分布、資源潛力及勘探發(fā)現(xiàn)[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2014,34(3):278-293.

Zou C N, Du J H, Xu C C,etal. Formation, distribution, resource potential and discovery of the Sinian-Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 34(3): 278-293. (In Chinese)

[10] 杜金虎,鄒才能,徐春春,等.川中古隆起龍王廟組特大型氣田戰(zhàn)略發(fā)現(xiàn)與理論技術(shù)創(chuàng)新[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2014,34(3):1-10.

Du J H, Zou C N, Xu C C,etal. Theoretical and technical innovations in strategic discovery of huge gas fields in Longwangmiao Formation of central Sichuan paleo-uplift, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 34(3): 1-10. (In Chinese)

[11] 劉樹(shù)根,孫瑋,羅志立,等.興凱地裂運(yùn)動(dòng)與四川盆地下組合油氣勘探[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2013,40(5):511-520.

Liu S G, Sun W, Luo Z L,etal. Xingkai taphrogenesis and petroleum exploration from Upper Sinian to Cambrian Strata in Sichuan Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2013, 40(5): 511-520. (In Chinese)

[12] 鐘勇,李亞林,張曉斌,等.四川盆地下組合張性構(gòu)造特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2013,40(5): 498-510.

Zhong Y, Li Y L, Zhang X B,etal. Features of extensional structures in pre-Sinian to Cambrian strata, Sichuan Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2013, 40(5): 498-510. (In Chinese)

[13] 李偉,易海永,胡望水,等.四川盆地加里東古隆起構(gòu)造演化與油氣聚集的關(guān)系[J].天然氣工業(yè),2014,34(3):8-15.

Li W, Yi H Y, Hu W S,etal. Tectonic evolution of Caledonian paleohigh in the Sichuan Basin and its relationship with hydrocarbon accumulation[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 8-15. (In Chinese)

[14] 劉樹(shù)根,馬永生,蔡勛育,等.四川盆地震旦系—下古生界天然氣成藏過(guò)程和特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2009,33(4):345-354.

Liu S G, Ma Y S, Cai X Y,etal. Characteristic and accumulation process of the natural gas from Sinian to Lower Paleozoic in Sichuan Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2009, 33(4): 345-354. (In Chinese)

[15] 黃文明,劉樹(shù)根,馬文辛,等.四川盆地震旦系-下古生界古油藏特征[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2010,37(6):638-645.

Huang W M, Liu S G, Ma W X,etal. Primary study on characteristics of paleo-oil reservoirs of Sinian System-Lower Paleozoic in Sichuan Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2010, 37(6): 638-645. (In Chinese)

[16] 孫瑋,劉樹(shù)根,徐國(guó)盛,等.四川盆地深層海相碳酸鹽巖氣藏成藏模式[J].巖石學(xué)報(bào),2011,27(8):2349-2361.

Sun W, Liu S G, Xu G S,etal. Formation models of marine carbonate natural gas pools in the deep part of the Sichuan Basin, China[J]. Acta Petrologica Sinica, 2011, 27(8): 2349-2361. (In Chinese)

[17] 劉樹(shù)根,秦川,孫瑋,等.四川盆地震旦系燈影組油氣四中心耦合成藏過(guò)程[J].巖石學(xué)報(bào),2012,28(3):879-888.

Liu S G, Qing C, Sun W,etal. The coupling formation process of four centers of hydrocarbon in Sinian Dengying Formation of Sichuan Basin[J]. Acta Petrologica Sinica, 2012, 28(3): 879-888. (In Chinese)

[18] 劉樹(shù)根,孫瑋,王國(guó)芝,等.四川疊合盆地油氣富集原因剖析[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2013,40(5):481-497.

Liu S G, Sun W, Wang G Z,etal. Analysis of causes of oil and gas accumulation in superimposed Sichuan Basin of China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2013, 40(5): 481-497. (In Chinese)

[19] 陳榮書.石油及天然氣地質(zhì)學(xué)[M].武漢:中國(guó)地質(zhì)大學(xué)出版社,1994.

Chen R S. Oil and Natural Gas Geology[M]. Wuhan: China University of Geosciences Press, 1994. (In Chinese)

[20] 徐振平,梅廉夫.川東北地區(qū)不同構(gòu)造帶地層水化學(xué)特征與油氣保存的關(guān)系[J].海相油氣地質(zhì),2006,11(4):29-33.

Xu Z P, Mei L F. Relationship between chemical features of formation water and hydrocarbon preservation in different structural areas in northeast part of Sichuan Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2006, 11(4): 29-33. (In Chinese)

[21] 蘇林.天然水系中的油田水[M].北京:石油工業(yè)出版社,1956.

Сулин B A. Natural Water System in Oil Field Water[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1956. (In Chinese)

[22] 張厚福.石油地質(zhì)學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.

Zhang H F. Petroleum Geology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999. (In Chinese)

[23] 劉東鷹.蘇北盆地天然氣藏地層水化學(xué)特征分析[J].復(fù)雜油氣藏,2010,3(1):6-9.

Liu D Y. Hydrochemistry characteristics of grounwater of gas reservoir in Subei Basin[J]. Complex Hydrocarbon Reservoirs, 2010, 3(1): 6-9. (In Chinese)

[24] 王威.中揚(yáng)子區(qū)海相地層流體特征及其與油氣保存關(guān)系研究[D].成都:成都理工大學(xué)檔案館,2009.

Wang W. Study on the Fluids Characteristics of the Marine Strata in the Middle Yangtze Region and It’s Connection with Hydrocarbon Preservation[D]. Chengdu: The Archive of Chengdu University of Technology, 2009. (In Chinese)

[25] 史建南,姜建群,張福功,等.大民屯凹陷地層水水文地質(zhì)特征與油氣聚集關(guān)系[J].海洋地質(zhì)動(dòng)態(tài),2003,19(11):24-30.

Shi J N, Jiang J Q, Zhang F G,etal. Relation between hydro-geologic characteristics of formation water and oil migration and accumulation in Damintun Depression[J]. Marine Geology Letters, 2003, 19(11): 24-30. (In Chinese)

[26] 胡緒龍,李瑾, 張敏,等.地層水化學(xué)特征參數(shù)判斷氣藏保存條件——以呼圖壁、霍爾果斯油氣田為例[J].天然氣勘探與開(kāi)發(fā),2008,31(4):23-26.

Hu X L, Li J, Zhang M,etal. Judge gas reservoir preservation by chemical characteristic parameters of formation water: examples from Hutubi and Huo’erguosi oil-gas fields[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2008, 31(4): 23-26. (In Chinese)

[27] 王國(guó)芝,劉樹(shù)根.海相碳酸鹽巖區(qū)油氣保存條件的古流體地球化學(xué)評(píng)價(jià)——以四川盆地中部下組合為例[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2009,36(6):631-644.

Wang G Z, Liu S G. Paleo-fluid geochemical evaluation of hydrocarbon preservation in marine carbonate rock areas: Taking lower association in central Sichuan Basin as an example[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2009, 36(6): 631-644. (In Chinese)

[28] 金博,劉震,張榮新,等.沉積盆地異常低壓(負(fù)壓)與油氣分布[J].地球?qū)W報(bào),2004,25(3):351-356.

Jin B, Liu Z, Zhang R X,etal. The anomalous low pressure (negative pressure) and hydrocarbon accumulation in a sedimentary basin[J]. ACTA Geoscientica Sinica, 2004, 25(3): 351-356. (In Chinese)

[29] 張立寬,王震亮,于在平.沉積盆地異常低壓的成因[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2004,26(5):422-426.

Zhang L K, Wang Z L, Yu Z P. Causes of subnormal pressure in the sedimentary basins[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2004, 26(5): 422-426. (In Chinese)

[30] 鄭平,施雨華,鄒春艷,等.高石梯—磨溪地區(qū)燈影組、龍王廟組天然氣氣源分析[J].天然氣工業(yè),2014,34(3):50-54.

Zheng P, Shi Y H, Zou C Y,etal. Natural gas sources in the Dengying and Longwangmiao Fms in the Gaoshiti-Maoxi area, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 50-54. (In Chinese)

[31] 陳中紅,查明,張善文,等.東營(yíng)凹陷古近系天然氣成藏條件及其主控因素[J].天然氣工業(yè),2008,28(9):9-12,16.

Chen Z H, Zha M, Zhang S W,etal. Conditions and main controlling factors of natural gas pooling in the paleogene in Dongying Sag[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(9): 9-12, 16. (In Chinese)

[32] 陳中紅,查明,曲江秀.沉積盆地超壓體系油氣成藏條件及機(jī)理[J].天然氣地球科學(xué),2003,14(2):97-102.

Chen Z H, Zha M, Qu J X. Conditions and mechanism of hydrocarbon accumulation in overpressured systems in sedimentary basins[J]. Natural Gas Geoscience, 2003, 14(2): 97-102. (In Chinese)