川东北地区大安寨段陆相页岩气藏地质特征

为探索陆相页岩气藏地质特征及勘探开发潜力,以川东北元坝、涪陵地区侏罗系自流井组大安寨段为例,通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、有机碳含量分析、扫描电镜、高压压汞和氮气吸附等测试手段,重点研究了陆相页岩沉积环境与岩性、有机地球化学特征、储集空间与含气性、矿物组成、流体性质等气藏地质特征。研究结果表明,大安寨段发育浅湖—半深湖相富有机质页岩,岩性以页岩夹条带状或薄层状砂岩、介壳灰岩为主,有机质类型为Ⅱ_2型或Ⅲ型,TOC为0.33%～3.78%,R_o为1.11%～1.82%,总体处于成熟—高成熟演化阶段;页岩储层以无机质孔为主,孔隙度为1.5%～6.7%,以小于2nm的微孔和2～50nm的介孔为主,具有良好的含气性(含气量平均为1.49m~3/t);页岩可压裂性较好,脆性矿物含量平均达51%。已有12口井获高产油气流,总体表现出良好的勘探开发潜力。在对比研究陆相页岩与海相页岩特征差异性基础上,进一步明确有利沉积相是川东北地区大安寨段陆相页岩气富集高产的重要基础,同时受控于岩石组合及岩性成分、有机碳含量、物性参数、流体压力和微裂缝发育程度,以上认识可为四川盆地侏罗系陆相页岩气最佳勘探开发层系优选提供依据。     

涪陵海相页岩气和元坝—兴隆场湖相页岩气富集条件差异性分析

以四川盆地下古生代海相五峰—龙马溪组和湖相下侏罗统大安寨段泥页岩为研究对象,在岩心观察和样品实验数据分析的基础上,对海、湖相页岩气在富集条件的差异性进行了精细对比研究,明确了富集高产的主控因素。结果表明:(1)五峰—龙马溪组早期陆内拗陷深水陆棚滞留闭塞页岩发育模式,有利于大规模的富有机质泥页岩的形成,富有机质泥页岩具有"高TOC、高孔隙度、富硅质"的特点,同时表现出"高TOC、富有机孔、高含气量"以及"高TOC、高硅质"良好的耦合关系,但其对保存条件要求严格;(2)自流井组大安寨段湖相页岩气虽然普遍具有异常高压的特征,但分布于浅湖、半深湖—深湖相带的富有机质泥页岩连续性差、岩相丰富,不同岩相的TOC、物性以及矿物成分等参数值分异性高,加之有机孔隙总体不发育,含气量较低,TOC与黏土矿物呈明显的正相关关系,使其页岩气富集条件总体不利。结论认为:(1)在明确海、湖相页岩气差异性特点的基础上,有利相带暗色泥页岩是海、湖相页岩气富集高产的基础;(2)良好的保存条件是海相页岩气高产的关键;(3)有利的岩相耦合微裂缝发育更有利于湖相页岩气的高产。     

陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析-以元坝地区为例

元坝地区在下侏罗统泥页岩层段获得高产页岩油气流。其中,千佛崖组页岩气水平井产量稳定,油气并产;自流井组大安寨段直井常规侧试单井气产量最高达21 × 104 m3/d。文中通过分析总结元坝陆相页岩气特点和勘探开发成果认为：元坝地区泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带,具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好,以及可压性等特点,具备陆相页岩气形成的有利地质条件;沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布,岩相控制了物性特征及可压裂性,裂缝和超压控制了页岩气的高产。同时,初步建立了陆相页岩气有利区选区标准：半深湖一浅湖相带,暗色泥页岩累计厚度不小于30 m,TOC不小于1%,Ro不小于1.1%,孔隙度不小于2%,含气量不小于0.5 m3/t,理深在500-4200 m,裂缝发育,地层压力系数不小于1.30     

页岩气储层特征及含气性主控因素——以湘西北保靖地区龙马溪组为例

湘西北保靖地区龙马溪组富有机质泥页岩是重要的页岩气勘探层位。为研究其页岩气储层特征和气体赋存规律,利用矿物组分、有机地球化学、物性、含气性、等温吸附、扫描电镜和Nano-CT扫描等测试资料,并结合野外地质调查,分析和探讨了龙马溪组岩相特征、储层特征及储层含气性主控因素。结果表明:龙马溪组发育3种岩相,分别为炭质-粉砂质泥页岩相、炭质泥页岩相、含炭泥质粉砂岩相;储层孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、化石孔、有机质孔和微裂缝,其中裂缝类型主要为构造缝和成岩缝;孔隙按孔径大小可分为微孔、介孔和宏孔,介孔占总孔容的比重最大,其次是微孔,宏孔最少。综合分析认为:微孔孔容、页岩比表面积与甲烷最大吸附量呈正相关性,受控于页岩有机质含量(TOC);微裂缝与页岩含气量也呈正相关性,说明微裂缝的发育程度对页岩含气性具有影响作用。利用Nano-CT扫描结果,认为绝大部分气体流动空间位于有机质孔隙以及微裂缝中。TOC和微裂缝的发育程度是该区龙马溪组页岩气富集的主控因素。     

川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质分析

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、储集空间特征、孔渗性特征和地质力学性质等方面,对川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质特征进行了综合研究。显著地质特征是:富有机质泥页岩主要发育于自流井组大安寨段和千佛崖组千一—二段,为浅湖—半深湖沉积,黑色泥页岩夹灰岩或砂岩。有机质较为发育,有机碳含量平均为1.14%,有机质类型以Ⅱ₂型为主,镜质体反射率（R_o）介于1.4%~1.6%之间,均处于凝析油—湿气的成熟—高成熟阶段。总体上,中下侏罗统页岩气构造简单、稳定,断裂不发育,保存条件良好,有利于烃类形成。大安寨段湖相页岩油气总体与北美Eagle Ford页岩气特征相似。大安寨段暗色泥页岩厚40~115 m,孔隙类型丰富,发育水平缝和微裂缝,脆性矿物含量平均为52.7%,杨氏模量平均为37 GPa,泊松比平均为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。      

四川盆地大安寨段非常规储层的储集空间类型与评价

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段是储层较致密和勘探难度较大的层系。 以野外剖面及钻井岩 心描述、薄片鉴定和场发射扫描电镜分析为基础,结合岩相古地理、测井和孔渗等资料,研究了大安寨段 的储层特征,确定其为特低孔、特低渗裂缝-溶蚀孔、洞、缝型非常规储层,位于浅湖介壳滩与半深湖-深 湖过渡带的湖坡为有利储层的发育相带,储集空间由不同尺度的各类裂缝,溶蚀孔、洞、缝,粒缘孔（或 缝）、粒内孔和晶间孔等次生孔隙,以及泥页岩中的纳米-微米级有机质孔（或缝）和黏土矿物层间孔（或 缝）组成。 储层发育条件可归结为“层、相、位”三要素：“层”要素为区域分布较稳定的大二亚段,其厚度较 大,泥页岩中有机质与脆性矿物含量均较高和基质岩中纳米-微米级有机质孔与黏土矿物层间孔（或缝） 均较发育;“相”要素为黑色泥页岩与介壳灰岩不等厚互层组合的湖坡相带,该相带在成岩过程中因差异 压实作用往往可形成分布较密集的成岩压裂缝;“位”要素为多类型与多期次破裂作用和溶蚀作用追踪 叠加发育的部位,该部位是大安寨段致密储层中相对优质储层的分布位置,即大安寨段页岩气（油）非常 规储层勘探与开发的“甜点”位置。     

四川盆地陆相页岩油气富集主控因素及类型

四川盆地陆相页岩气勘探虽然已在涪陵、元坝等地区下侏罗统大安寨段获得工业气流,但与海相下志留统龙马溪组页岩气相比,富集条件存在较大的差异,勘探潜力尚待探索。通过X衍射矿物组分、有机地化、氩离子抛光-扫描电镜、压汞-吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、含气性测试等方法技术,对控制陆相页岩气富集的岩性组合、成熟度和压力3个关键因素进行了研究。湖相碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层,具有良好页岩气生烃(有机质丰度大于1.4%)、储集(孔隙度大于3%)、渗透(水平缝发育)和可压裂(脆性指数大于0.6)的配置条件,为最有利的岩性组合类型;成熟度控制着页岩储层有机质孔的发育和页岩油气的生成(以成熟度1.3%为界);超压(压力系数大于1.2)是陆相页岩油气富集高产的关键。据此将陆相页岩油气富集类型划分为超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型;优选涪陵北东岳庙段和元坝大安寨段为页岩气有利目标,涪陵北和阆中-平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气较有利目标。     

川东地区侏罗系大安寨段页岩储层特征及发育控制因素

为探究陆相页岩储层特征及页岩储集空间发育的控制因素,文中以四川盆地东部大安寨段页岩为例,基于页岩岩心的分析化验资料,对页岩储层孔隙发育控制因素进行了研究,明确了优势岩相及甜点储层特征。研究结果表明：1）川东地区大安寨段页岩岩相类型包括硅质页岩、混合质页岩以及黏土质页岩,其中黏土质页岩总有机碳质量分数最高,其次为混合质页岩。2）页岩孔隙类型以片状黏土矿物晶间孔与有机质孔为主,裂缝以页理缝为主。3）页岩储集空间的发育主要受矿物组分、成岩作用以及构造因素的共同控制。4）基于页岩生烃潜力与储集能力,认为混合质页岩为大安寨段的优势页岩岩相。大安寨段页岩甜点储层段主要分布于大二亚段a小层,主要为混合质页岩与介壳灰岩的薄夹层。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩储层特征及影响因素

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气勘探已取得重大突破,其储层研究尤其是优质储层发育的影响因素对四川盆地海相页岩的下一步勘探具有重要意义。在岩心观察和岩石薄片鉴定的基础上,通过扫描电镜和 X 射线衍射等分析,对四川盆地东部下志留统龙马溪组储层特征进行了研究,确定了有利储层形成的主控因素。研究区地层矿物成分以石英和黏土矿物为主,方解石、白云石及黄铁矿等的含量较低;干酪根类型以腐泥型（Ⅰ）为主、腐殖腐泥型（Ⅱ1）次之;TOC质量分数为 0.10%～8.67%,平均为 1.49%,Ro 为 1.63%～2.81%,平均为 2.18%;地球化学特征为富有机质和高-过成熟;储集空间类型可分为孔隙和裂缝两大类,其中粒间孔、有机质孔及构造缝为主要储集空间。四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩储层的发育受沉积环境、页岩脆性及有机质丰度与成熟度等因素的影响。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20~80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

四川盆地陆相富有机质层段剖面结构特征及类型划分

为了揭示四川盆地富有机质层段特征及不同类型剖面结构的产能规律,以四川盆地侏罗系自流井组大安寨段和三叠系须家河组须五段为研究对象,在野外实测剖面和钻井资料分析的基础上,结合区域沉积背景,利用泥地比、单层砂（灰）岩厚度等为标准,对陆相富有机质层段剖面结构进行了划分,并与北美 Bakken 组致密油气地层剖面结构和生产特征进行了对比。 陆相富有机质层段可划分为致密砂（灰）岩型、富砂（灰）夹泥型、砂（灰）泥互层型、富泥夹砂（灰）型及泥页岩型等 5 种类型的剖面结构。 富有机质层段中致密砂（灰）岩油气与页岩油气共存,其中页岩油气产出剖面主要集中于砂（灰）泥互层型、富泥夹砂（灰）型及泥页岩型剖面结构。 陆相地层具有多产层特征,将富有机质页岩夹砂（灰）岩地层作为整体进行页岩油气勘探开发,应是今后陆相页岩油气地层重要的勘探开发思路。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气优质储层成因机制

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是四川盆地页岩气勘探开发的重点层系,但对其储层成因机制、演化历史以及矿物成岩演化对页岩气储层形成控制作用等的认识目前尚不明晰。为此,通过岩石学、矿物学和有机地球化学等分析,结合盆地模拟和页岩气勘探开发实践,分析了四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组有机质孔隙演化历史和矿物成岩演化过程,探讨了页岩气优质储层的类型和成因机制,明确了页岩气优质储层的发育层段。研究结果表明:①该盆地五峰组—龙马溪组页岩气开发层段的岩石类型主要包括硅质页岩、含灰硅质页岩和黏土质页岩,岩石类型对页岩储集空间类型和特征具有重要的控制作用,其中硅质页岩、含灰硅质页岩的有机质孔隙最为发育,储集能力最强;②矿物成岩演化对页岩气储层的形成具有重要的控制作用,生物成因硅在早成岩阶段形成,并以微晶聚集体的形式与陆源碎屑硅、黄铁矿一起形成颗粒支撑格架,有效抑制了压实作用,保存了大量残留粒间孔隙,有利于页岩气优质储层的形成;③WF2—LM4笔石带(五峰组—龙马溪组底部)硅质页岩具有"多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储层"的优质储层成因机制。结论认为,WF2—LM4笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩为页岩气优质储层的主要发育层段。     

川南地区二叠系龙潭组页岩储层特征及勘探潜力

二叠系龙潭组是目前四川盆地页岩气勘探开发的新热点层位。通过偏光显微镜鉴定、场发射扫描电镜分析、X射线衍射测试、有机碳含量测定及高压压汞分析、现场解析气实验等手段和方法,对川南地区二叠系龙潭组页岩储层进行了综合研究。研究结果表明: ①川南地区二叠系龙潭组为一套陆相曲流河沉积,河漫沉积的页岩发育,其矿物成分主要为石英和黏土矿物,含少量碳酸盐矿物。②研究区页岩储层主要发育粒间 (缘) 孔与微裂缝,局部发育粒内孔与溶蚀孔,偶见有机质孔隙,其中黏土矿物层间微裂缝最为发育。孔隙结构表现为以微孔为主,介孔 (孔径为2～50nm) 次之,孔径普遍较小,分选较差,孔隙和喉道半径差异较大,非均质性强。③研究区页岩储层中煤岩含气量最高,炭质泥岩与泥岩次之,泥质粉砂岩、粉砂岩与细砂岩含气量最低。与龙马溪组页岩储层相比,龙潭组泥岩孔隙度与总含气量更好,渗透率较差,其中炭质泥岩的孔隙度和总含气量最佳。④研究区二叠系龙潭组勘探潜力较大,烃源岩中有机质类型主要为Ⅲ型,其次为Ⅱ₂型;其R_o值平均约为2.8%,达到高熟阶段;TOC含量变化范围大,炭质泥岩中的TOC一般大于15%。⑤川南地区二叠系龙潭组发育河漫平原沉积,富有机质泥页岩分布稳定,具备良好的页岩气形成条件,估算其天然气资源量约为2.4×10¹²m³,有利勘探区主要位于川南古蔺-叙永地区。     

页岩气储层微观孔隙结构特征及发育控制因素——以川南—黔北XX地区龙马溪组为例

利用扫描电镜以及比表面积分析仪产生的试验数据、吸附脱附曲线对页岩气储层储集空间类型、微观孔隙结构的系统研究表明,川南—黔北XX地区龙马溪组页岩气储层储集空间多样,包括残余原生粒间孔、晶间孔、矿物铸模孔、次生溶蚀孔、黏土矿物间微孔、有机质孔以及构造裂缝、成岩收缩微裂缝、层间页理缝、超压破裂缝等基质孔隙和裂缝类型。发现研究区龙马溪组泥页岩比表面积和孔体积都较大且具有良好的正相关性,并认为微孔隙越发育,泥页岩的比表面积和孔体积越大,越有利于泥页岩对页岩气的吸附储集。建立了泥页岩的孔隙模型,并利用吸附脱附曲线分析了研究区龙马溪组泥页岩的微观孔隙结构特征,指出研究区龙马溪组泥页岩以极为发育的微孔为主,其中为泥页岩提供最大量孔体积和表面积的孔隙主要为Ⅲ类细颈瓶状(墨水瓶状)孔和Ⅰ类开放透气性孔。认为有机碳含量、伊/蒙间层矿物含量以及热演化程度是控制研究区龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构的主要因素。     

川中地区侏罗系适合页岩油气藏开采的地质依据

四川盆地川中地区中、下侏罗统油气藏包括大安寨段、马鞍山段、珍珠冲组（段）、凉高山组、下沙溪庙组底部油气藏。对于大安寨段油气藏的储层类型,传统观点公认为是裂缝型,并且得到了井筒的相关资料证实,但是随着该区页岩气的开采成功,又开拓了新的认识起点：随着远离井筒,不少证据显示出大安寨段油气藏储集层具有裂缝-孔隙型特征,而这些孔隙似乎更可能是存在于页岩当中的,后续产出的油气很可能还有页岩当中游离油气的供给。通过对油气显示、储层特征以及生产动态等资料的分析,认为该区大安寨段油气藏由页岩中的油气补给而形成目前的生产状况更为合理;裂缝更多起的是一种疏导通道作用--当然并不排除介壳灰岩中可能存在孔隙的可能性,只是认为石灰岩中的孔隙不应该是唯一的储集空间,甚至可能不是其最为重要的储集空间;中国石油化工股份有限公司在元坝区块已经做出了有关尝试,并取得成效。结论认为：如果页岩中的油气是该区侏罗系油气藏重要的补给源,那么,应用页岩油气（致密油）的开采思路和技术将有可能是更为有效的手段和方式。     

川东北地区平安1井侏罗系凉高山组页岩油重大突破及意义

位于四川盆地东北部(简称川东北)古中央凹陷的平安1井在侏罗系凉高山组页岩获得百吨高产,实现了四川盆地凉高山组页岩油气勘探的重大突破.基于平安1井的勘探成果,系统分析了川东北地区凉高山组页岩油成藏条件和下一步勘探方向.研究结果表明:平安1井突破层系为凉高山组湖相富有机质页岩,其岩石类型为长英质页岩,孔隙度平均值为2.06...