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| 1 | 乐山—龙女寺古隆起构造演化及对震旦系成藏的控制显示文摘基于大川中地区近期地震资料构造解释成果,结合钻井与盆地周边露头资料,探讨乐山—龙女寺古隆起不同时期不整合发育特征,研究古隆起构造演化过程及其对震旦系天然气成藏的影响。乐山—龙女寺古隆起发育震旦系不整合、古生界不整合、中生界不整合等重要区域不整合,根据不整合发育特征和剥蚀量,将其构造演化划分为雏形期、发育期、稳定埋藏期和调整定型期4个阶段,在此基础上,分析古隆起构造演化对震旦系天然气成藏的影响。结果表明:不整合控制了与古风化壳有关的古岩溶储集层的发育;古隆起构造演化控制了有机质热演化及油气运聚过程;古隆起形态变迁控制了构造圈闭的形成与消亡。 | 许海龙 魏国齐 贾承造 杨威 周天伟 谢武仁 李传新 罗贝维 | 2012 | 石油勘探与开发2012，39，4： | 101 |
| 2 | 四川盆地及邻区二叠纪层序岩相古地理及有利勘探区带显示文摘通过大量露头、钻井岩心沉积相研究及地震相分析,将四川盆地及邻区二叠系划分为5个三级层序,编制了四川盆地及邻区三级层序地层格架下的二叠纪岩相古地理图,即层序PSQ1(栖霞组)、层序PSQ2-PSQ3(茅口组)、层序PSQ4(龙潭组/吴家坪组)及层序PSQ5(长兴组/大隆组)4个沉积期岩相古地理图,认为四川盆地及邻区二叠纪岩相古地理的演变主要受控于区域张裂构造背景及同沉积正断裂的活动,总体表现为张裂活动逐渐增强的趋势;中二叠世主要发育碳酸盐缓坡,晚二叠世演变为镶边台地;因中二叠世末期的峨眉地幔柱活动及其玄武岩喷发导致了康滇古陆的形成并成为川西南地区陆源碎屑沉积物源。通过岩相古地理图的编制,发现了一批台内礁滩及台内洼地,进一步明确了川北地区中缓坡相及台地边缘相的展布,对于四川盆地及邻区二叠系天然气勘探具有重要指导意义。结合主要烃源岩分布及成藏条件分析,提出环开江—梁平盆地上二叠统白云石化台缘礁滩、城口—鄂西盆地西南缘上二叠统白云石化台缘礁滩、川北地区中二叠统白云石化中缓坡礁滩、茅口组风化壳岩溶储层、上二叠统长兴组白云石化台内礁滩及中二叠统断裂热液白云岩储层是四川盆地二叠系碳酸盐岩储层的有利天然气勘探领域。 | 赵宗举 周慧 陈轩 刘银河 张运波 刘玉娥 杨雨 | 2012 | 石油学报2012，33，A02： | 86 |
| 3 | 拉张槽对四川盆地海相油气分布的控制作用显示文摘四川盆地现今为挤压性的沉积盆地,地表所见构造也均为压性构造;但四川盆地沉积盖层在形成、演化过程中发生了拉张运动(地裂运动)并形成了张性构造(拉张槽等)。现今盆地内已发现的主要拉张槽有开江-梁平海槽(拉张槽)和绵阳-长宁拉张槽。开江-梁平海槽(拉张槽)是四川盆地内深埋地下的二叠纪-三叠纪之间的一个北西-南东向展布的深水碳酸盐岩沉积区,是在峨眉地裂运动理论启示下因生物礁油气藏勘探而发现的。绵阳-长宁拉张槽是四川盆地内发育于早寒武世的一个南北向的下寒武统巨厚碎屑岩沉积(降)区,是在兴凯地裂运动理论指导下通过构造-沉积综合研究而发现的。2个拉张槽的发现和特征研究均经历了漫长过程。拉张槽的形成演化不仅控制了优质泥质烃源岩和优质碳酸盐岩储集岩的发育,而且为优质泥质烃源岩-优质碳酸盐岩储集岩组合的形成和油气成藏效应及规模的提高创造了条件,致使环拉张槽周缘地区是克拉通盆地内油气分布最丰富的地区。 | 刘树根 王一刚 孙玮 钟勇 洪海涛 邓宾 夏茂龙 宋金民 文应初 吴娟 | 2016 | 成都理工大学学报(自然科学版)2016，43，1： | 94 |
| 4 | 四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田分布规律及勘探方向显示文摘基于四川盆地海相大中型气田基本特征分析,结合海相克拉通阶段主要成藏地质单元划分及其对关键成藏要素的控制作用研究,探讨盆地海相碳酸盐岩大中型气田分布规律,指出勘探方向。通过周期性拉张-隆升背景的分析,提出四川海相克拉通阶段发育形成了5个大型古裂陷、3个大型古隆起、5个大型古侵蚀面等大型地质单元,这些地质单元控制了大中型气田的关键成藏要素:(1)大型古裂陷控制了优质烃源岩生烃中心展布;(2)大型古裂陷边缘、古隆起高部位、古侵蚀面控制了优质储集层的展布;(3)大型古裂陷、古隆起、古侵蚀面和现今构造背景联合控制了多类大中型圈闭的形成;(4)大型地质单元内圈闭继承性演化控制天然气规模聚集。通过大中型气田展布特征与大型成藏地质单元的对比分析,提出单个或多个成藏地质单元与现今构造的叠合关系控制了大中型气田的分布,'三古'叠合区最为有利。德阳—安岳古裂陷周缘、龙门山古裂陷东缘、开江—梁平海槽及城口—鄂西海槽边缘带、环川中水下古隆起高部位、川东—蜀南地区茅口组顶界古侵蚀面、川中—川西雷口坡组顶界古侵蚀面等,是四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田勘探主要领域和方向。 | 马新华 杨雨 文龙 罗冰 | 2019 | 石油勘探与开发2019，46，1： | 126 |
| 5 | 烃源岩矿物组成特征及油气地质意义——以中上扬子古生界海相优质烃源岩为例显示文摘系统分析中上扬子古生界3套海相优质烃源岩矿物组成及其影响因素,探讨烃源岩矿物组成所蕴含的油气地质意义。中上扬子古生界下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组、上二叠统大隆组优质烃源岩具有相似的矿物组成,主要为硅质型泥页岩,黏土矿物含量低,而上二叠统龙潭组烃源岩矿物组成变化较大。约65%的烃源岩样品中石英含量大于70%,黏土型泥页岩主要发育在龙潭组。海相烃源岩矿物组成的差异主要由沉积环境导致,同时受生物沉积作用、热演化成熟度的影响。矿物组成差异是导致烃源岩生烃模式和排烃能力差异的因素之一。牛蹄塘组、五峰组-龙马溪组、大隆组优质烃源岩富脆性的硅质矿物而低黏土矿物,有利于页岩气的开采,但较低的黏土矿物含量对泥页岩吸附气能力是一种制约因素;龙潭组页岩气勘探应根据其矿物组成的变化在不同区域分别对待。 | 付小东 秦建中 滕格尔 王小芳 | 2011 | 石油勘探与开发2011，38，6： | 42 |
| 6 | 不同页岩及干酪根比表面积和孔隙结构的比较研究显示文摘运用氮气吸附和扫描电子显微镜实验研究了中国南方古生界不同页岩及其干酪根孔隙发育形态及影响因素.结果显示:二叠系大隆组页岩比表面积介于2.22~3.52 m2 g-1,比表面积与TOC含量之间没有相关性;干酪根纳米孔隙不发育,比表面积为20.35~27.49m2 g-1;志留系龙马溪组页岩比表面积介于17.83~29.49 m2 g-1,比表面积与TOC含量之间有极好的正相关性;干酪根纳米孔隙发育很好,比表面积高达279.84~300.3 m2 g-1;寒武系牛蹄塘组页岩比表面积介于20.12~29.49 m2 g-1,比表面积随TOC含量和蒙脱石含量增加而增加;干酪根发育有一定量的纳米孔隙,比表面积为161.2 m2 g-1.作为比对样品,油柑窝组油页岩比表面积为19.99 m2 g-1;干酪根孔隙极不发育,比表面积仅为5.54 m2 g-1,说明了油页岩的比表面积可能主要是来自蒙脱石等粘土矿物的贡献.页岩比表面积的高低及孔隙的多少与有机质含量、类型、成熟度和蒙脱石含量等因素密切相关.低成熟干酪根基本没有孔隙发育而显示出极低的比表面积;高过成熟干酪根具有较好的孔隙发育及较高的比表面积.龙马溪组干酪根比牛蹄塘组干酪根具有更为发育的纳米孔隙和更高的比表面积,这可能与它们的干酪根类型及显微组分等因素有关.较高的蒙脱石含量也会对页岩比表面积有一定的贡献.低成熟干酪根的孔容和比表面积主要是来自大于10 nm孔的贡献,高过成熟干酪根的孔容主要是大于10 nm孔的贡献,但4 nm左右孔也有一定的贡献,比表面积则主要是来自小于4 nm孔的贡献.通过对比研究不同页岩及干酪根的比表面积与孔隙结构可以得出龙马溪组和牛蹄塘组页岩比大隆组页岩具有更强的吸附能力. | 曹涛涛 宋之光 王思波 夏嘉 | 2015 | 中国科学:地球科学2015，45，2： | 44 |
| 7 | 四川盆地海相油气分布的构造控制理论显示文摘利用四川盆地深部地球物理、地球化学和地质资料,结合测井、岩心等并综合前人研究成果分析四川盆地构造特征、作用、演化过程对油气成藏要素和分布的影响。结果表明,四川盆地海相油气分布的控制因素复杂,主要受拉张槽、古隆起和盆山结构的联合控制。(1)'兴凯'和'峨眉'地裂运动形成的绵阳-长宁拉张槽和开江-梁平拉张槽控制了原生油气地质条件的发育,特别是对烃源岩和储集层展布的控制作用明显,致使烃类的富集区集中在这两个拉张槽周缘地区;(2)加里东和印支古隆起成为区域油气运移的指向区,油气向古隆起高部位运聚并形成古油气藏;(3)盆山结构对保存条件的影响决定了天然气的最终聚集。因而,四川盆地海相天然气勘探应重点选择拉张槽、古隆起与原地隆起-盆地区或突变型盆山结构区三者相叠合的区域。 | 刘树根 孙玮 宋金民 邓宾 钟勇 罗超 冉波 田艳红 李智武 彭瀚霖 尹柯维 | 2015 | 地学前缘2015，22，3： | 50 |
| 8 | 四川盆地叠合演化与油气聚集显示文摘根据前人成果和石油勘探资料,对赋存在扬子板块上的四川盆地进行了解剖,认为盆地经历了震旦纪、寒武纪—志留纪、石炭纪—二叠纪—中三叠世、晚三叠世—侏罗纪—早白垩世和晚白垩世—新生代盆地沉降、隆升剥蚀五大构造演化阶段。震旦纪、寒武纪—志留纪盆地演化阶段受周缘断陷的控制,以碎屑岩、膏盐岩和碳酸盐岩建造为特征,盆地基底整体表现为西高、东低的构造格局。中奥陶世末的构造事件形成了川中古隆起,志留纪末的构造事件导致了盆地的整体隆升与剥蚀。在经历了志留纪末期的构造变形、隆升改造后,石炭纪—中三叠世进入陆表海盆地演化阶段,以碳酸盐岩和膏盐岩建造为主要特征,整体表现为西南隆、东北降的构造格局。茅口组沉积末的构造事件导致了盆地隆升和剥蚀,中三叠世末的构造事件形成了泸州—开江古隆起,盆地消亡,地层遭受剥蚀。晚三叠世前陆盆地叠合在前期海相盆地之上,导致了盆地西低、东高的构造格局,侏罗纪—早白垩世表现为大型陆内坳陷盆地。侏罗纪末的构造事件使川东高陡构造带形成,早白垩世末构造事件导致了盆地的消亡与整体隆升,晚白垩世—新生代盆地沉积在西南部局限分布。盆地叠合演化形成了震旦系、下寒武统、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、二叠系梁山组、龙潭组、上三叠统、下侏罗统等多套富含有机质的烃源岩,与盆地内叠合连片发育的中—上寒武统、下—中三叠统、上三叠统、侏罗系和中新统等多套膏盐岩或泥岩、煤系构成了盆地内良好的源-盖组合,成为盆地油气富集的基础。每套优质的盖层之下都发育了一套优质的储层,并与构造作用形成的圈闭形成了盆地良好的储-圈组合,成为油气富集的必要条件,形成了盆地下组合、中组合和上组合三大勘探层系。勘探成果显示,古隆起、古斜坡和烃源岩分布的配置控制盆地的油气分布。 | 王学军 杨志如 韩冰 | 2015 | 地学前缘2015，22，3： | 43 |
| 9 | 四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气分布特征及其构造主控因素显示文摘为了研究四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气藏的分布规律和主控因素,预测勘探接替区,从盆地区域构造角度,分析油气沿(或在)拉张槽、古隆起和盆山结构区的分布特征,探讨拉张槽、古隆起和盆山结构对海相油气成藏和分布的控制作用,并据此探讨四川叠合盆地深层—超深层海相油气的勘探前景和有利地区。研究发现,拉张槽控制油气成藏的基础条件,即烃源岩、储集岩和优质源-储组合的发育,为油气成藏打下了坚实的物质基础;古隆起是油气运聚的指向地区,控制古油藏和古气藏的形成与演化,奠定了油气成藏的主要聚集区,属于油气藏的建造过程;盆山结构则进一步改变盆地内的构造格局,再分配和调整古油气藏,形成现今油气藏,属于改造过程。拉张槽是油气早期富集最根本的控制因素,古隆起是油气运聚的指向地区,盆山结构是油气晚期散失最主要的控制因素,从基础到建造再到改造的一系列过程相辅相成,共同控制了四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气的分布。在此基础上,推测川西中北段深层—超深层是未来四川叠合盆地海相碳酸盐岩油气勘探最主要的有利地区,具备形成大型气田的基本条件,可能是原生气藏和次生气藏共存的天然气富集区,理由为:1具有以下寒武统优质烃源岩为主的多源供烃系统;2具有多时代优质储集层的叠合层系;3具有以断裂(及不整合面)和优质储层构成的立体输导网络;4具有致密碳酸盐岩、泥质岩和膏盐等构成的多级封盖系统。 | 刘树根 孙玮 李智武 邓宾 钟勇 宋金民 冉波 罗志立 韩克猷 姜磊 梁霄 | 2016 | 岩性油气藏2016，28，5： | 43 |
| 10 | 鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系深层海相碳酸盐岩构造—岩相古地理特征显示文摘多年来,海相碳酸盐岩构造—岩相古地理研究成果在鄂尔多斯盆地油气勘探部署工作中发挥了重要的作用,然而,限于资料和认识程度,原有的沉积相图难以满足该区深层海相碳酸盐岩油气藏勘探开发发展的需求。为此,在分析该盆地古地貌背景的基础上,运用新的钻井和地震资料,结合岩相识别技术,通过编制深层中寒武统张夏组和下奥陶统马家沟组构造—岩相古地理图,分析了张夏期和马家沟期的古地理特征,建立了两期沉积模式,研究了古地理对储层发育和分布的控制作用。研究结果表明:(1)张夏组沉积期具有“三隆四坳”古地理背景,隆坳背景受前震旦系裂陷的影响,呈北东向展布,坳陷区演化为深水海湾或台内洼地,隆起区演化为碳酸盐岩台地,隆坳转折带和古隆起周围发育鲕粒滩,构成张夏组有利的储集相带;(2)马家沟组沉积期具有“三隆两凹一凸”的古地理格局,主要呈南北向展布,古隆具有重要的障壁作用,海侵期沿古隆发育滩和坪、坳陷发育成潟湖,海退期古隆暴露、坳陷则演化为膏盐湖,膏云坪是有利的储集相带,潟湖成为盖层发育的重要场所;(3)构造—岩相古地理控制了储层沉积背景和物质基础,对早期白云石化和岩溶作用改造的范围和程度具有重要影响,从而控制有利储层宏观分布;(4)张夏组镶边台地沉积模式和马家沟组障壁台地沉积模式揭示张夏组存在着3种潜在的油气成藏组合、马家沟组存在着2种油气成藏组合。结论认为,张夏组风化壳,以及马家沟组上组合风化壳、中下组合颗粒滩是该盆地有利的油气勘探方向。 | 周进高 席胜利 邓红婴 于洲 刘新社 丁振纯 李维岭 唐瑾 | 2020 | 天然气工业2020，40，2： | 47 |
| 11 | 四川盆地多层系油气成藏特征与富集规律显示文摘四川盆地是新中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区,经过半个多世纪的油气勘探,共在24个地层层位中发现了油气藏且以气为主。为了预测该盆地各层系下一步天然气勘探的方向和目标,系统总结了该盆地海相、陆相地层的沉积特征,分析了多旋回构造运动不同的表现形式和对沉积、成岩及成藏的控制作用。结果表明:①自震旦纪以来,该盆地经历了从海相沉积向陆相沉积的转变,以海相沉积为主:②多韵律沉积形成多套生—储组合,纵向上具有多层系油气成藏的特征;③多旋回构造运动具有多种表现形式,对沉积、成岩及成藏具有明显的控制作用。进一步分析了油气成藏特征及气藏富集规律,结论认为:①该盆地具有常规与非常规油气藏共存、多层系供烃、多种储层类型、多种圈闭类型、多期成藏、多种成藏模式等特征;②其天然气的富集与烃源强度、大型古隆起、有利沉积相带、沉积—构造间断面、构造裂缝发育带等因素有关。最后,结合油气地质基本条件、富集规律与勘探现状,预测了该盆地各层系下一步的天然气勘探和研究方向。 | 杨光 李国辉 李楠 陈双玲 汪华 徐亮 | 2016 | 天然气工业2016，36，11： | 40 |
| 12 | 四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(一)——烃源岩空间分布特征显示文摘二叠系—中下三叠统是四川盆地天然气勘探的主要目的层系之一,已发现的许多大中型气田的天然气都来源于二叠系烃源岩,但目前对于该层系烃源岩的主要类型与空间分布规律尚缺乏系统完整的认识。为此,通过对该盆地典型井/剖面二叠系烃源岩发育层位的精细地球化学标定,结合钻井、录井资料,探讨了二叠系烃源岩的类型及其空间展布特征。研究结果表明:(1)该盆地二叠系普遍发育中二叠统碳酸盐岩和上二叠统泥质岩两套烃源岩,局部发育上二叠统大隆组海相泥岩烃源岩;(2)上二叠统龙潭组泥质岩类烃源岩厚度大,有机质丰度高且广泛分布于全盆地,是二叠系中最主要的烃源岩,其中盆地北部的苍溪—云阳地区厚度最大(80~140 m),南部的成都—重庆—泸州地区厚度次之(60~100 m),而中部地区则相对较薄(40~80 m);(3)龙潭组煤层也是该盆地非常重要的烃源岩之一,盆地中部—东南部的南充—綦江—泸州地区煤层厚度最大(5~15 m),川东北地区煤层厚度次之(2~5 m);(4)上二叠统长兴组烃源岩发育程度差,但大隆组烃源岩分布于盆地北部开江—广元一线,厚度介于5~25 m,是盆地北部地区重要的烃源岩;(5)中二叠统碳酸盐岩烃源岩广泛分布于全盆地,其中东北部和东南部厚度介于50~150 m,其他地区的厚度则一般小于50 m,是二叠系中次要的烃源岩。 | 陈建平 李伟 倪云燕 梁狄刚 邓春萍 边立曾 | 2018 | 天然气工业2018，38，5： | 35 |
| 13 | 川中—川南过渡带雷口坡组台内滩组合特征显示文摘以四川盆地川中—川南过渡带中三叠统雷口坡组主力产层雷11亚段海相碳酸盐岩为研究对象,通过对钻井、录井、测井及岩心等大量资料的综合分析,研究台内滩结构特征、分布规律及其主控因素。研究区雷11亚段台内滩岩石类型主要包括亮晶鲕粒灰岩、残余鲕粒云岩,亮晶砂屑灰岩、残余砂屑云岩和亮晶砂屑云岩,亮晶生屑灰岩、残余生屑云岩及其过渡类型等,它们分别是构成鲕滩、砂屑滩、生屑滩的主要岩石类型。台内滩垂向上以发育向上变浅的沉积序列为特征,包括滩基、滩核和滩盖3个沉积单元;横向上具有明显的3分性,可分为滩核、滩缘、灰质滩间海3个微相。海平面升降变化引起的海水深度和水动力条件变化控制滩体的发育特征与叠置样式;隆坳分异的古地貌决定台内滩体的差异分布和横向组合特征。 | 丁熊 陈景山 谭秀成 罗冰 吴家杰 杜本强 | 2012 | 石油勘探与开发2012，39，4： | 33 |
| 14 | 四川叠合盆地油气富集原因剖析显示文摘通过总结和综合分析四川叠合盆地油气富集的控制因素——原始生烃条件、古油藏发育特征、保存条件、构造特征以及油气成藏等多方面资料,结果表明四川叠合盆地有7套烃源岩,除上三叠统须家河组和上二叠统龙潭组外均为油系烃源岩,总成烃潜量达4 263.1×1012m3,曾形成过多个层位的古油藏,且古油藏曾经历过深埋藏过程。深埋高温作用使得四川盆地内海相地层中一切能生成天然气的有机质均充分而完全地转化成天然气,致使有机质成气率极高。盆地内的保存条件优越,特别是中下三叠统膏盐岩盖层是重要的区域盖层,封盖性强,致使其下的油气不易逸散。盆山结构是控制油气富集的另一重要因素,突变型盆山结构在盆地内的变形弱,保存条件未遭大规模破坏,有利于喜马拉雅期构造变动时油气的保存和聚集;渐变型盆山结构在盆地内的变形较强,构造变化大,保存条件被不同程度地破坏,不利于喜马拉雅期构造变动时油气的保存。因此,四川叠合盆地油气富集的主要原因(一级控制因素)是烃源充足和保存条件佳。除四川盆地外的广大南方地区,烃源仍较充足,但已剥蚀掉中下三叠统膏盐岩区域盖层的地区,其保存条件较差,不易形成大规模的常规油气聚集。 | 刘树根 孙玮 王国芝 韩克猷 李智武 邓宾 冉波 雍自权 徐国盛 袁海锋 | 2013 | 成都理工大学学报(自然科学版)2013，40，5： | 33 |
| 15 | 四川盆地中二叠世广元—巴中拉张槽的发现及其油气地质意义显示文摘利用野外、钻井和地震资料综合研究,在四川盆地广元—巴中地区发现中二叠世的槽谷,为上扬子西北缘受海西期拉张作用形成的拉张槽。拉张槽的地质—地震特征明显,呈北西向展布,宽度为70~120km,面积约为2×104km2,根据其中线展布将其命名为广元—巴中拉张槽。拉张槽控制着中二叠统的烃源岩展布,拉张槽内为深水欠补偿沉积,充填10~30m的深水陆棚相泥质岩,TOC为2%~9%,为优质烃源岩。该拉张槽还控制着中二叠统茅口组台缘带优质储层的形成与展布,拉张槽两侧发育台地边缘滩相沉积,三维地震资料解释表明,台缘带宽度为8~10km,面积达3000km^2,受岩溶等成岩作用改造,可形成规模优质储层。广元—巴中拉张槽的发现改变了四川盆地二叠纪构造沉积分异形成于长兴期的传统认识,拉张槽内部优质烃源岩与其周缘规模滩相储层构成旁生侧储的源储配置关系,为有利成藏组合,是茅口组重要勘探方向。 | 张玺华 陈聪 黄婕 文龙 谢忱 徐诗薇 高兆龙 | 2019 | 中国石油勘探2019，24，4： | 33 |
| 16 | 四川盆地上二叠统海陆过渡相和深水陆棚相页岩气的勘探潜力显示文摘四川盆地上二叠统发育海陆过渡相和深水陆棚相两种类型富有机质页岩,其中海陆过渡相含煤页岩层系主要分布于成都-南充-广安-石柱-涪陵一线以南的龙潭组,页岩单层厚度薄,但累计厚度大,干酪根类型以Ⅲ型为主,现今处于高-过成熟阶段;页岩储集空间以黏土矿物孔、粒间孔、微裂缝为主,有机质孔不发育,页岩含气性好,但由于页岩黏土矿物含量高、脆性矿物含量较低,可压裂性较差,需要进一步攻关适应性工程工艺技术。深水陆棚相富有机质页岩主要分布于四川盆地北部广元-巴中-宣汉-云阳-石柱一带的吴家坪组和大隆组,其中吴家坪组页岩厚度20~80 m,大隆组页岩厚度10~40 m,有机碳含量普遍大于2%,有机质类型以Ⅱ1型为主,处于高成熟-过成熟阶段;页岩储集空间以有机质孔和粒内孔为主,储集性能好,硅质矿物含量高、黏土矿物含量较低,页岩可压裂性好,是四川盆地页岩气勘探的重要领域。 | 赵培荣 高波 郭战峰 魏志红 | 2020 | 石油实验地质2020，42，3： | 34 |
| 17 | 四川叠合盆地深层海相碳酸盐岩油气的形成和分布理论探讨显示文摘利用地质—地球物理—地球化学综合研究方法,以叠合盆地构造多阶段演化和油气多期成藏过程为主线,揭示四川叠合盆地深层海相碳酸盐岩在(曾)深埋和长(多)期构造差异性作用下油气的形成和分布理论。研究提出四川叠合盆地深层海相油气形成的四中心耦合成藏理论及油气分布的三级三元联控理论。认为天然气藏的形成是在多期构造作用控制下由油气四中心(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)的耦合关系决定的,'三中心'(生气中心、储气中心和保气中心)在空间上的分布关系决定了油气的最终分布;盆地级别(第一级)的三元素(烃源岩发育、有机质成气率高和保存条件佳)控制了油气分布的基础条件和勘探前景;区带级别(第二级)的三元素(拉张槽、古隆起和盆山结构)联合控制了油气分布的有利区带;圈闭或油气藏级别(第三级)的三元素(圈闭闭合高度、封盖强度和油气充注程度)具体控制了规模性气田的分布。油气四中心耦合成藏理论和三级三元联控理论的提出,对(四川)叠合盆地深层天然气勘探开发具有重要的指导意义。 | 刘树根 孙玮 钟勇 田艳红 吴娟 王国芝 宋金民 邓宾 冉波 李智武 | 2016 | 中国石油勘探2016，21，1： | 27 |
| 18 | A comparative study of the specific surface area and pore structure of different shales and their kerogens显示文摘The pore structures and controlling factors of several different Paleozoic shales from Southern China and their kerogens were studied using nitrogen adsorption and scanning electron microscopy methods. The results indicate that: 1) The specific surface area is 2.22–3.52 m2/g and has no correlation with the TOC content of the Permian Dalong Formation shales, nanopores are extremely undeveloped in the Dalong Formation kerogens, which have specific surface areas of 20.35–27.49 m2/g; 2) the specific surface area of the Silurian Longmaxi Formation shales is in the range of 17.83–29.49 m2/g and is positively correlated with TOC content, the kerogens from the Longmaxi Formation have well-developed nanopores, with round or elliptical shapes, and the specific surface areas of these kerogens are as high as 279.84–300.3 m2/g; 3) for the Niutitang Formation shales, the specific surface area is 20.12–29.49 m2/grock and increases significantly with increasing TOC and smectite content. The Niutitang Formation kerogens develop a certain amount of nanopores with a specific surface area of 161.2 m2/g. Oil shale was also examined for comparison, and was found to have a specific surface area of 19.99 m2/g. Nanopores are rare in the Youganwo Formation kerogen, which has a specific surface area of only 5.54 m2/g, suggesting that the specific surface area of oil shale is due mainly to the presence of smectite and other clay minerals. The specific surface area and the number of pores present in shales are closely related to TOC, kerogen type and maturity, smectite content, and other factors. Low-maturity kerogen has very few nanopores and therefore has a very low specific surface area, whereas nanopores are abundant in mature to over- mature kerogen, leading to high specific surface areas. The Longmaxi Formation kerogen has more developed nanopores and a higher specific surface area than the Niutitang Formation kerogen, which may be due to differences in the kerogen type and maceral components. A high content of smectite may also contribute to shale surface area. The pore volume and specific surface area of low-maturity kerogens are mainly attributable to pores with diameters above 10 nm. By contrast, the pore volume of mature kerogens consists predominantly of pores with diameters above 10 nm with some contribution from about 4 nm diameter pores, while the specific surface area is due mainly to pores with diameters of less than 4 nm. Through a comparative study of the specific surface area and pore structure characteristics of different shales and their kerogens, we conclude that the Longmaxi Formation shales and Niutitang Formation shales have greater sorption capacities than the Dalong Formation shales. | CAO TaoTao SONG ZhiGuang WANG SiBo XIA Jia | 2015 | Science China Earth Sciences2015，58，4： | 25 |
| 19 | 四川盆地西部晚二叠世吴家坪组沉积体系显示文摘通过详细的野外剖面观察、地层横向追踪与对比、典型沉积剖面实测、系统取样和室内实验分析等方法,首次对四川盆地西部晚二叠世吴家坪组沉积体系进行精细研究,发现早二叠世末发生的东吴运动属拉张背景下的块断隆升,导致西南康滇古陆受古特提斯洋壳的推挤形成物源区,西北广元—旺苍一带伴生拉张沉降形成海槽地堑区,区内地势由南西向北东方向低角度倾斜,间接控制了吴家坪组沉积及岩相展布,显示宽缓渐变的沉积相带特征。研究表明,晚二叠世吴家坪组为早期风化剥蚀界面基础上一次较高海平面北西-南西向海侵的产物,南西至北西方向依次发育剥蚀区及冲积平原-滨岸平原-滨岸沼泽-碳酸盐岩缓坡沉积体系。其中,浅缓坡生屑滩发育区是最为有利的储集相带,其厚度大、分布面积广,且位于广元-旺苍生烃中心附近,具备就近俘获油气的能力。多轮数字地震详查也发现众多潜伏构造,为盆内碳酸盐岩气藏的扩大勘探展示了全新的后备领域。 | 何江 郑荣才 胡欣 张本健 尹宏 马华灵 王勇 冯春强 | 2015 | 石油与天然气地质2015，36，1： | 24 |
| 20 | 中国二叠系海陆交互相页岩气富集成藏特征及前景分析显示文摘我国二叠系海陆交互相富有机质泥页岩层系分布广泛,主要有以山西组、太原组和龙潭组为代表的形成于滨浅海环境的含煤建造型和以孤峰组、大隆组为代表的含硅质建造型。本文通过大量页岩气富集评价参数资料对比和综合评价,得出两种层系富有机质页岩具有'有机质含量高、热演化适中、含气量高、孔隙度高'等特点,可与四川盆地已经开发的志留系龙马溪组海相页岩参数相媲美。按照页岩气形成富集成藏'岩相控碳、成岩控烃、构造控藏'的三大主控因素,综合评价和优选了鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、南华北盆地、开江-梁平裂陷槽、城口-鄂西裂陷槽、皖江裂陷槽及湘中、川南-黔西等页岩气勘查远景区,期待对我国二叠系海陆交互相页岩气勘查开发提供支持。 | 翟刚毅 王玉芳 刘国恒 周志 张聪 刘晓晨 | 2020 | 沉积与特提斯地质2020，40，3： | 24 |
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