中牟区块太原组-山西组页岩气勘探井位优选

页岩气井位优选在于选准最佳的勘探层段、缩小目标范围,部署最有利页岩气区域,减少钻探风险,减低勘查成本,加速成果突破的目的。本文在中牟区块现有油气地质资料、钻井样品测试地化成果、三维地震勘探成果的基础上,综合研究后确定太原组-山西组泥页岩在2806m—2979m段为页岩气勘探井位最有利层位;依据沉积、构造、TOC、有机质成熟度、含气量、脆性、裂缝、可压性等成果数据要素,通过软件优选多要素叠加成图,圈定各项特征相对好的区域作为页岩气勘探目标区,圈定区块内四个页岩气勘探范围。已在优选范围部署一口探井现已排采试气,得了较好的页岩气显示。     

南华北盆地中牟凹陷太原组-山西组页岩气成藏特征——以河南中牟区块ZDY2井为例

河南中牟区块ZDY2井海陆过渡相太原组和山西组页岩气层系地质特征分析表明:太原组和山西组富有机质页岩厚度均为77.5m,有机质类型主要为Ⅲ型,少量Ⅱ型;有机碳平均含量分别为2.18%和1.90%;有效孔隙度分别为1.53%和2.4%,现场解析平均含气量分别为1.32m~3/t和1.1m~3/t,其中太原组中部优质压裂层段平均含气量为1.56m~3/t;有机质成熟度Ro值在2.6%～3.4%之间;黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主。综合研究认为中牟区块太原组、山西组页岩气层系普遍含气,太原组中部页岩层段及山西组下部大占砂岩是有利勘探层位。通过ZDY2井太原组中部43.3m页岩层段压裂,获得日产天然气3 614m~3,南华北盆地海陆过渡相页岩气勘探取得重大进展。     

河南中牟区块太原组-山西组页岩气富集控制因素

河南中牟区块牟页1井是南华北地区第一口海陆过渡相页岩气探井,对太原组、山西组压裂试气,取得了日产1256m3天然气的重大发现.基于对牟页1井及地震等资料综合研究,认为太原组和山西组页岩气富集与产能控制因素取决于原始沉积条件和后期保存条件;泥炭沼泽亚相和潟湖亚相为页岩气发育最有利相带,页岩厚度大、有机质含量高是页岩气勘探选区的重要评价指标;区块内通天断层较多,盖层为泥岩而非封闭更好的膏盐岩,显示总体保存条件一般;在页岩气层系地化指标、厚度、埋深、沉积相及盖层条件相似的情况下,寻找构造相对稳定的区域是下一步勘探选区的关键.     

中牟页岩气区块泥页岩井壁稳定影响因素分析及技术对策

井壁失稳是钻井过程中常常遇见的难题之一,尤其在钻遇泥页岩井段。针对河南中牟页岩气区块在山西组-太原组泥页岩钻进过程中发生井壁坍塌掉块、卡钻、井径扩大率大等复杂情况,利用MY1井钻井岩心从泥页岩类型划分、孔渗特征、微观结构、岩石力学以及地应力等方面开展井壁稳定性影响因素实验分析。通过分析可知,中牟区块泥页岩属硬脆性泥页岩,造成井壁失稳的主要因素为地层非均质性强,岩石脆性程度较高,微裂缝发育,易导致井壁机械剥落、坍塌掉块。通过合理控制钻井液密度、优化井身结构及钻井参数、研发低自由水强封堵钻井液提高井壁稳定性,在区块钻井实践中取得了较好的应用效果,基本解决了井壁失稳难题。     

河南中牟页岩气区块地层特征及钻探问题研究

页岩气主要以吸附和游离状态贮藏在海相、陆相和海陆过渡相泥页岩中,这些岩石的沉积过程、时间和类型不同,表现出了地层或岩石的物理化学性质各向异性的特点。页岩气钻探所遇地层主要是不同时代的泥岩、砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩等,这些岩石对钻井液中水分子具有极强的敏感性。所以,在钻探过程中常遇到起下钻遇阻、孔内沉渣多、重复破碎、卡钻等问题,由此花费大量的时间处理,从而减少了纯钻时间。这些问题的根本原因则是由于岩石膨胀缩径、孔壁崩塌超径所造成的。本文首先对河南中牟页岩气区块地层特征进行了描述,并就牟页1井钻探问题从钻孔缩径和超径2个方面进行了理论研究和分析,最后从钻井液和钻探工艺选择方面提出了原则性的建议。     

浙西北地区临安区块页岩气勘探前景评价

对浙西北地区临安区块及周缘早寒武世荷塘组页岩进行了露头及野外路线地质调查、样品测试与邻井资料分析认为:临安区块荷塘组黑色页岩厚度大(150 ~ 300 m),有机碳含量高(0.22% ~ 13.56%),干酪根类型好(以Ⅰ型为主,含少量Ⅱ1),热演化适中,脆性矿物含量高(大于50%),页岩含气量高,具有形成页岩气藏的潜力.综合考虑目的层位、地表出露地层及产状、构造形态、断裂发育情况、页岩有效厚度及埋藏深度、地形地貌等因素,优选出临安区块3个勘查有利区,并预测了下一步勘探方向.     

江苏下扬子区二叠系龙潭组-大隆组页岩气勘探前景分析

江苏下扬子区龙潭组-大隆组暗色泥页岩厚度较大（60~100m）,有机碳含量较高（平均为2.0%~3.0%）,热演化程度区域上差异较大（0.5%~3.0%）,总体具有形成页岩气藏的良好潜力。暗色泥页岩中脆性矿物含量较高,利于后期的压裂和开发。根据研究区暗色泥页岩页岩厚度、埋深、有机碳含量和成熟度展布,以矿物成分和含气性特征等特征,运用信息叠合法,最终优选出溧水-句容、丹阳-海安为Ⅰ类有利区,无锡-张家港为Ⅱ类有利区。     

河南牟页1井山西组—太原组页岩含气性控制因素

目前页岩含气性控制因素是页岩气勘探研究的一个关键问题。基于中牟区块及周边研究资料,在太原组—山西组海陆过渡相的泥炭沼泽亚相和潟湖亚相沉积岩是页岩气发育最有利相带,对岩芯进行含气量测试研究。结果表明:1)山西组泥页岩平均含气量为1.82m~3/t,累计厚度20～25m;太原组泥页岩平均含气量为2.64m~3/t,累计厚度26～30m。2)太原组泥岩的有机碳含量要高于山西组;随着埋藏深度的加大,有机碳含量具有逐渐增加的趋势,且非均质性较强。3)地层垂向岩性变化、厚度、有机质含量、有机质生烃能力影响页岩含气性。4)现场解吸气量、有机质丰度、厚度、埋深、裂缝、孔隙结构是牟页1井山西组—太原组页岩含气性控制因素。     

页岩气成藏条件及中上扬子区志留系页岩气勘探前景分析

分析对比美国与中国南方页岩气成藏条件,认为页岩气富集主要取决于以下几个因素:①泥页岩有机质地球化学特征(厚度、有机质类型、丰度、成熟度);②储集条件(矿物组成、孔隙度和渗透率及裂缝发育);③保存条件主要包括埋藏深度、温度与压力等.其中前两项为页岩气成藏主要条件.总结出有利的页岩气藏开发下限指标为:w(TOC)≥0.5％...     

湘中及湘东南地区上泥盆统佘田桥组页岩气勘探前景

湘中及湘东南地区泥盆纪佘田桥组具有良好的页岩气成藏条件,为页岩气勘探远景区。选取地质条件优越、页岩气特征明显的泥盆纪佘田桥组含气页岩作为主要研究对象,对页岩气储气特征和勘探开发潜力进行了分析。研究表明：含气页岩层分布面积广、有机碳含量高（TOC均值0.61%）、热演化程度高（Ro均值2.71%）,低孔低渗（孔隙度为0.7%,渗透率小于0.04×10^-3μm2）,且吸附能力强。含气页岩层厚度展布在凹陷盆地形成独特的“中心薄边缘厚”格局,结合其成藏特征和物化指数,划分出页岩气潜力较大的四个有利区。     

利用油气微生物勘探技术寻找页岩气有利目标区

利用油气微生物勘探技术,可以开展预测含油气区、油气前景分级评价、油气成藏主控因素分析等。近几年来该技术在中国12个区块应用效果良好。页岩气是一种非常规的天然气。控制页岩气富集的因素较多,如有机碳含量、有机质类型、热演化程度、页岩的孔隙与裂缝、埋深、压力等。在页岩气勘探中,原生页岩气藏较高的异常压力、气藏的隐蔽特性、页岩的孔隙与微裂缝愈发育气藏富集程度愈高等这些有利的页岩气成藏特点,均为油气微生物勘探技术充分发挥其独特优势提供了得天独厚的条件,可以更有效地反映页岩气的富集规律,进而圈定页岩气有利目标区,大大提高页岩气的勘探成功率,降低页岩气的勘探风险。     

利用油气微生物勘探技术寻找页岩气有利目标区

利用油气微生物勘探技术,可以开展预测含油气区、油气前景分级评价、油气成藏主控因素分析等。近几年来该技术在中国12个区块应用效果良好。页岩气是一种非常规的天然气。控制页岩气富集的因素较多,如有机碳含量、有机质类型、热演化程度、页岩的孔隙与裂缝、埋深、压力等。在页岩气勘探中,原生页岩气藏较高的异常压力、气藏的隐蔽特性、页岩的孔隙与微裂缝愈发育气藏富集程度愈高等这些有利的页岩气成藏特点,均为油气微生物勘探技术充分发挥其独特优势提供了得天独厚的条件,可以更有效地反映页岩气的富集规律,进而圈定页岩气有利目标区,大大提高页岩气的勘探成功率,降低页岩气的勘探风险。     

湖南弗拉阶地层的分布特征和页岩气有利区

湖南上泥盆统弗拉阶佘田桥组泥页岩是重要的页岩气勘探目的层。由于区域上具有岩相分异显著、变化快的特征,佘田桥组存在多个同期地层,容易造成引用和野外识别困难,严重制约其页岩气调查工作进程。通过梳理佘田桥组及其同期地层的历史沿革,明确和圈定了它们的分布区域和使用范围。基于佘田桥组的岩石组合特征、有机碳含量的区域变化和已有调查成果,提出受陆缘碎屑输入影响较强的新化-涟源、邵东地区为页岩气有利勘探区的设想,同时认为找准台盆范围是页岩气调查发现的关键。     

页岩气地质综合评价和目标优选

页岩气为烃源岩层系的油气聚集,属于源岩滞留气,以游离和吸附状态为主存在。中国页岩气资源调查和勘探开发刚刚起步,工作基础差别较大。在含油气盆地,由于有以往油气勘探开发资料,对含气页岩发育层系、有机质热演化程度、气显示等基本资料,具有一定的工作基础;在含油气盆地外以及油气勘探程度很低的沉积区,以上基础资料缺乏,仅有地表和部分固体矿产探井资料可供参照,工作基础薄弱。在不同工作基础的地区,页岩气地质综合评价所处阶段不同,主要评价指标也不同;随着工作程度的提高,资料的不断丰富,评价指标也逐步增加。页岩气地质评价以区域地质演化分析为基础,主要涉及以下几方面内容：（1）含气页岩评价。主要研究划定含气页岩层段,页岩的TOC、Ro、岩石和矿物成分,页岩分布、厚度、埋深、纵向和横向变化规律等,优选页岩气富集远景区。（2）页岩含气性和资源潜力评价。主要研究页岩的含气量、吸附能力、储集空间类型、储层物性、储层裂缝及其变化规律,预测页岩气资源潜力等。（3）页岩气开发条件和开发经济性评价。研究储层温度、流体压力、流体饱和度及流体性质,研究页岩的敏感性,页岩的岩石力学参数、区域现今应力场特征,地表条件和开发保障条件,通过试验井产量数据分析开发经济条件。综合各方面因素,优选有利开发区。     

来凤咸丰区块LD2井五峰-龙马溪组页岩发育特征及含气性分析

来凤咸丰区块位于湘鄂西褶冲带。页岩气参数井LD2井的钻探揭示了来凤咸丰区块两河口向斜翼部五峰-龙马溪组页岩发育特征和含气性特点,通过有机地球化学、X衍射全岩矿物、扫描电镜以及现场解析等实验方法手段,明确了LD2井五峰-龙马溪组页岩有机碳含量较高(TOC:0.42%~3.20%)、热演化程度适中(Ro:1.47%~2.63%)、矿物成分以碎屑岩脆性矿物为主(石英+长石:37.4%~65.3%)、特低孔特低渗的特征。通过与位于两河口向斜轴部的LD1井对比研究,认为两口井页岩品质大致相当,但LD2井含气量明显偏低,最大含气量仅0.72m~3/t,分析认为LD2井在新滩组钻遇断层,且龙马溪组顶界距离断层的横向距离不足20m,保存条件被破坏是导致LD2井五峰-龙马溪组页岩含气量偏低的主要原因。     

四川盆地西南缘五峰—龙马溪组页岩气资源潜力分析

为深化认识四川盆地西南缘五峰—龙马溪组页岩储层参数特征及其资源潜力,通过地球化学、矿物组分、物性、扫描电镜、比表面-孔径和等温吸附等研究,测试分析结果表明,富有机质泥页岩(TOC1%)厚度一般为54～162 m,优质段(TOC2%)厚度26～70 m,有机碳平均2.99%～3.78%,硅质含量27.96%～37.0%,长石2.87%～4.85%,碳酸盐岩44.2%～54.2%,黏土9.9%～27.80%,具有低硅质、高钙质及普遍含黄铁矿等特点。埋藏环境下页岩孔隙度明显与含气性呈正相关关系,含气性越好,孔隙度越高。主要孔隙类型为有机质孔、黏土矿物晶间孔和黄铁矿晶间孔。孔隙演化可以划分为埋藏阶段有机质孔的形成、气藏破坏阶段有机质孔隙的破坏和表生岩溶3个阶段。Ro为2.38%～3.37%,古地温梯度32.57～37.55℃/km,大地热流值为84.32～97.21 mW/m2,受晚海西期岩浆活动影响,热演化程度、古地温梯度和大地热流值较高相对较高,不同地区差异较大。四川盆地西南缘五峰—龙马溪组页岩沉积相有利、页岩厚度大,各项参数良好,该区五峰—龙马溪组页岩气影响因素为有利岩相组合、较好的保存条件和相对适中的热演化程度(Ro3.0%)。该区页岩气勘探应由"正向构造"向"稳定向斜"进行拓展,其中木杆、高桥、永盛、大谷堆等4个稳定向斜区是下一步页岩气勘探与突破的最有利区。     

鄂西宜昌斜坡带五峰组—龙马溪组页岩优势岩相及其生气潜力

【研究目的】不同页岩岩相的矿物组分、含气性和可压性等的差异,决定不同岩相的开发潜力不同,页岩岩相的划分及评价对找寻页岩气勘探开发甜点具有重要指导意义。【研究方法】基于钻井、岩心和分析测试资料,综合利用地质理论结合硅质矿物-黏土矿物-碳酸盐矿物含量三端元图解,对鄂西宜昌斜坡带上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下段含气页岩岩相进行划分,结合有机碳含量、含气量、岩心镜下特征等划分优势岩相。优选有机质丰度、硅质矿物含量、黏土矿物含量3项指标与页岩含气量进行相关性分析,建立了五峰组—龙马溪组含气页岩优势岩相的分级标准。【研究结果】研究区优势岩相均为II类优势岩相,II₁类（最优）优势岩相为S-2混合硅质页岩相和S-3含黏土硅质页岩相,位于龙马溪组一亚段和五峰组上段,厚6 m;II₂类（次优）优势岩相为S硅质页岩相,位于五峰组下段,厚4 m。【结论】宜昌斜坡带和涪陵地区具有相似的岩相垂向演化序列,优势岩相均位于五峰组—龙马溪组一亚段,但同一岩相组合的页岩厚度和品质差异较大,发生在鲁丹阶早期的湘鄂西水下隆起和鲁丹阶晚期的水下隆起是造成宜昌地区优势岩相的厚度和品质均要差于涪陵地区的主要原因。创新点：建立五峰组—龙马溪组含气页岩优势岩相的分级标准,提出龙马溪组一亚段和五峰组是优势岩相发育层位。