川东南地区志留系龙马溪组页岩孔隙结构特征

页岩储层的孔隙结构对页岩气资源评价和勘探开发具有重要意义。通过高压压汞法、低压氮气吸附法、氩离子抛光-场发射扫描电镜对川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征进行了深入的研究,分析了微观孔隙发育影响因素。研究表明,页岩排驱压力比较高,孔隙分选差,退汞率极低,说明孔隙与喉道非常不均一;页岩比表面积为12.330~29.822 m2/g,平均为20.132m2/g;孔体积为0.015 9~0.094 7cm3/g,平均为0.044 5cm3/g;平均孔径为3.484~12.473nm,平均为7.400nm;主体孔隙为中孔,存在一部分的微孔和大孔,氮气吸附-脱附曲线表明孔隙形态以墨水瓶形孔和狭缝状孔为主。孔隙类型可分为有机质孔、原生残余孔、次生溶蚀孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔、裂缝6种类型,其中原生残余孔、次生溶蚀孔可达微米级。有机碳含量、石英含量、黏土矿物含量、热演化程度均会影响微观孔隙发育,比表面积和孔体积随有机碳、石英含量的增加而增加;而随黏土矿物含量的增加,比表面积、孔体积呈减小趋势;适宜的热演化程度是纳米级孔隙发育的重要影响因素。      

川东南丁山地区龙马溪组富有机质页岩脆性评价

开展页岩储层的脆性评价对优选页岩气藏有利层段具有重要意义。综合利用岩心、测井、Ｘ 射线衍射、岩石力学实验等资料,采用岩石矿物组分法和弹性参数法对丁山地区龙马溪组页岩脆性特征进行了综合研究,进而开展了页岩储层可压裂性评价。结果表明:研究区龙马溪组页岩矿物脆性主要受石英、长石、黄铁矿等矿物的影响,矿物脆性指数为３６．２％～６２．７％,平均４８．１％;不同围压条件下,页岩受力破坏主要有劈裂型、双剪切型、单剪切型 ３种模式,力学脆性指数为 ４０．７％ ～６１．６％,平均５２．６％。与国内外其他页岩产气区相比,研究区页岩脆性指数级别为中等偏上,脆性矿物、脆性指数与 ＴＯＣ含量具有较好的相关性,岩石可压裂性较好。ＤＹ１井龙马溪组脆性较强井段位于２０２７．０～２０５４．２ｍ,脆性指数均超过５０％,可实施压裂求取产能,与实际生产情况匹配性较好。      

美国Marcellus页岩与中国南方龙马溪组页岩地质特征对比及启示

摘 要:中国南方地区下志留统龙马溪组富有机质页岩与美国阿巴拉契亚盆地中泥盆统Marcellus页岩,在形成构造背景、沉积环境方面具有一定的相似性,均形成于前陆盆地构造背景下的陆棚－斜坡浅海,沉积环境具有半封闭性。同时,二者也存在一定差异性,Marcellus页岩形成于前陆盆地早期快速沉降阶段斜坡带,其后期经历的构造变形相对较弱;中国南方龙马溪组页岩形成于前陆盆地持续沉降背景下,但其后期经历的构造改造作用多期复杂,其中四川盆地处于距离造山带较远的隆后凹陷构造位置,其除经历了频繁的升降运动外,挤压、拉张改造相对其周缘地区较弱。二者在具体地质特征方面也具有一定差异,主要表现在龙马溪组页岩埋藏较深、有效厚度大、热演化程度相对较高以及有机质含量相对较低。二者形成沉积构造背景以及地质特征的对比研究,对中国南方志留系龙马溪组页岩气进一步的勘探评价以及研究工作具有重要的指导意义。      

四川盆地长宁示范区龙马溪组页岩岩石力学特性及脆性评价

页岩的岩石力学特性对页岩气开发效果具有重要影响,因此以四川盆地长宁示范区志留系龙马溪组泥页岩层段为研究对象,分析其力学与脆性特性。采用矿物组分分析、地球物理测井分析和实验室力学实测相结合的方法,比较了龙马溪组龙一段和龙二段的脆性矿物含量、泊松比、杨氏模量、岩石脆性、三轴压力等力学特性。结果表明:龙二段比龙一段具有更高的脆性矿物含量,龙一段的泊松比明显高于龙二段,利用纵横波时差比可以反映泊松比的变化,纵横波时差关系图的斜率与泊松比具有相反的变化趋势。龙一段样品的杨氏模量低于龙二段样品,通过杨氏模量和泊松比关系图发现龙一段与龙二段发生分离,龙二段页岩段的脆性指数大于0.5,应力、应变曲线的负坡较陡。综合评价分析表明:龙二段具有较低的泊松比、纵横波时差比和较高的杨氏模量,龙一段比龙二段更易变形。因此龙二段脆性优于龙一段脆性,有利于后期的压裂改造。      

潜江凹陷潜江组油气成藏期次及时间分析

基于圈闭形成时间法推测潜江凹陷潜江组油气藏形成的最早时间为上始新统潜二段沉积初期,利用烃源岩生排烃史法
分析潜江凹陷潜江组油气成藏的最早时间为晚始新世,应用流体包裹体资料揭示潜江凹陷潜江组共经历了晚始新世-早渐新世
(37~32Ma)、早渐新世-中中新世(32~14Ma)及中上新世-现今(3~0Ma)共3期油气充注过程,并以第2期早渐新世-中中
新世油气充注最为重要,且自蚌湖向斜带和潜北陡坡带至周矶向斜带再至斜坡带,油气充注时间有逐渐变晚的趋势。由此得出,
综合应用流体包裹体法、圈闭形成时间法、烃源岩生排烃史法等多种方法可较为有效地确定具有复杂构造-沉积背景与演化历史
的含油气盆地(凹陷)的油气成藏期次与时间。      

湘中涟源凹陷下石炭统天鹅坪组页岩气成藏条件及主控因素

下石炭统天鹅坪组页岩是湘中地区页岩气勘探的新层系。基于野外地质调查、页岩气钻井的样品采集和分析测试等对湘中涟源凹陷石炭系天鹅坪组泥页岩的发育特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性等页岩气成藏地质条件进行了分析。结果表明:涟源凹陷石炭系天鹅坪组有机质丰度较高,w（TOC）分布在0.78%~2.84%之间,有机质类型以Ⅱ₁型为主,有机质成熟度R_o分布在1.48%~2.09%之间,处于高成熟演化阶段;泥页岩矿物成分以石英和黏土矿物为主,黏土矿物主要由伊蒙混层、伊利石和绿泥石组成;泥页岩有机质孔较发育,孔隙度平均为1.97%,渗透率平均为0.847×10-3 μm2,但大多小于0.1×10-3 μm2;湘新地4井天鹅坪组泥页岩含气量分布在1.64~4.29 m3/t,平均2.69 m3/t（不含残余气）。结合区域构造-沉积演化背景的分析表明,涟源凹陷下石炭统天鹅坪组页岩气成藏条件的主控因素为沉积环境、构造保存条件,其中深水陆棚相是页岩气有利相带,复杂构造背景下由对冲式构造样式形成的向斜对页岩气保存条件最为有利,是研究区页岩气勘探的"甜点区"。研究成果可以为该区后续油气勘探提供参考。      

海拉尔盆地伊敏凹陷煤层气成藏条件及成藏模式

为明确海拉尔盆地伊敏凹陷中低煤阶煤层气成藏富集条件,研究主力煤组的煤岩煤质、厚度、埋深、煤储层物性、含气性、顶板封盖性,以及水文地质条件,类比国内外中低煤阶成熟勘探区成藏地质条件,综合构造、煤储层分布、含气性、保存条件和水文地质条件,建立煤层气成藏模式,提出勘探选区建议。结果表明:伊敏凹陷西南部和中南部主力煤组(16号煤组、27号煤组)煤层厚度大,埋深适中,储层物性较好,顶板封闭性强,水文地质条件处于缓流区,适合煤层气富集成藏;研究区成藏条件与国内外中低煤阶成熟勘探区对比具有一定相似性,具备良好煤层气富集成藏基础,建立断层—地层封盖型热成因气和缓坡带晚期生物气型或混合型两种成藏模式,且前者优于后者;五牧场等地埋藏较深的大磨拐河组为煤层气勘探首选目标区,西南部埋藏较浅的大磨拐河组和伊敏组为煤层气勘探的第二选择。     

泌阳凹陷下二门地区核桃园组油气成藏再认识

泌阳凹陷下二门地区位于泌阳凹陷东部,区内已发现下二门油田。该油田在核三上段至核二段下部为纯油藏,核二段上部为具气顶的油藏,核一段和廖庄组为纯气藏。经过40多年勘探开发,在下二门地区油气藏的发现难度越来越大,油气勘探陷入瓶颈期。为了进一步扩大该区勘探规模,取得新的油气发现,需要对该地区油气成藏机制再认识进而决定其下一步勘探方向。利用最新勘探和油藏资料,通过烃源条件分析、油源对比、天然气成分分析及油藏精细解剖,重新认识了该地区油气成藏机制。研究结果表明:泌阳凹陷深凹区的核二段泥页岩发育广,生烃指标较好,已进入低成熟阶段,具备较好的生油条件;下二门地区各层系油气与深凹区的源岩关系明确,表明油气以顺层运移为主,即核二段低熟油应该来自深凹区核二段低熟烃源岩,核三上段和核三下段原油分别来自深凹区核三上段和核三下段的成熟烃源岩;下二门地区核二段产出的天然气为低成熟伴生气,明显不同于深层凝析气,并非深层油气沿断层调整而来;下二门地区深层油气资源量大,但目前已发现储量规模有限,这预示着该区仍有较大的勘探潜力。因此,总结下二门地区的油气成藏特点及成藏模式,不仅可为该区油气勘探提供指导,而且可为我国东部类似断陷湖盆含油构造的进一步勘探提供借鉴。      

歧口凹陷埕海潜山油气成藏条件与主控因素

歧口凹陷在经历了复杂的基底断裂改造后形成了大量的潜山构造,而大港探区历年的潜山勘探均以高位序潜山为主,埋深较大的中、低位序潜山由于上覆巨厚的中生界和古生界,勘探程度相对较低,但勘探成效却十分显著,部分潜山井获高产。以歧口凹陷埕海潜山为例开展了油气成藏条件分析,该区油气源充足,供烃条件优越,碳酸盐岩缝洞型储层发育,构造圈闭数量多,且形成时间与排烃期有效匹配,断层与不整合面构成良好的油气输导系统,表明歧口凹陷石炭系-二叠系覆盖区中、低位序潜山成藏条件十分有利。基于该区成藏条件和勘探实践分析,进一步总结出潜山多期构造活动背景、缝洞型储层发育程度以及烃源岩条件是埕海潜山油气成藏的主控因素,直接影响潜山油气分布和富集程度。      

泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程

为了深入了解油气分布规律，利用流体包裹体显微荧光光谱和显微测温以及一维盆地模拟的埋藏热历史，结合地震构造属性和沉积相分析，对泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程进行了研究。结果显示北部缓坡带核桃园组第三段储层检测到橙黄色、黄绿色和蓝绿色3种颜色荧光油包裹体，反映了3幕不同成熟度的原油捕获。油包裹体的丰度和伴生盐水包裹体均一温度和埋藏史曲线表明，北部储层共存在两期三幕充注事件:第一期规模小，发生于断陷末期的相对低成熟度发橙黄色荧光油，第二期发生在中新世构造抬升期的相对高成熟度的黄绿色和蓝绿色荧光油。流体包裹体古压力模拟显示第二期油气充注时储层是超压状态，推测与当时的构造挤压有关。超压持续作用以及北部地层抬升造成与深凹带源岩增加的流体势差为第二期油气提供了强有力的动力；频繁的断层活动，特别是走滑断裂使得单一的砂体顺层输导转变为砂体顺层输导+断裂垂直输导的复合立体运移输导体系，使得原油以高效率运移到凹陷北部缓坡带。这对精细理解构造抬升控制油气大规模运聚具有重要的意义。      

东北通化盆地群下白垩统页岩油气成藏地质条件

东北通化盆地群油气勘探程度低,非常规油气地质条件的研究少,资源潜力不清。以新钻获的3口地质调查井岩心为对象,采用岩心对比、烃源岩地球化学测试和岩矿鉴定等方法,结合野外地质调查成果,研究通化地区下白垩统泥页岩油气地质条件。结果表明:研究区泥页岩分布范围广,沉积厚度大,生油岩具有中等—好的有机质丰度,干酪根类型以Ⅱ型和Ⅰ型为主,局部为Ⅲ型,处于成熟—高成熟阶段;泥页岩脆性矿物质量分数分布在27.00%～85.00%之间,平均为51.73%,有利于压裂改造;属于特低孔特低渗致密储层,有机质孔隙、微裂缝、溶蚀孔较发育,颗粒间孔隙、颗粒内孔隙、晶间孔隙次之。生烃基础、存储空间和保存条件是页岩油气富集的主要控制因素。通化盆地群下白垩统具备页岩油气形成和富集的良好地质条件。该结果对东北通化盆地群下白垩统湖相页岩油气地质研究具有借鉴意义。     

东濮凹陷濮卫洼陷油气成藏期分析

综合利用断裂和圈闭发育史、油藏饱和压力、烃源岩主生排烃期、储层流体包裹体均一温度等方法对东濮凹陷濮卫洼陷油气成藏期进行了分析,并提出对于存在剥蚀厚度比较大的地区在利用饱和压力方法计算成藏期时应结合埋藏史.研究认为,该区主要为两期成藏,分别为古近纪末期和新近纪末期一第四纪,且东西两侧油气成藏期存在差异,东侧濮城地区两期成藏,在古近纪末期和新近纪末期一第四纪均发生油气充注成藏,而西侧卫城地区仅在古近纪末期存在油气充注成藏,为一期成藏.     

琼东南盆地北部中生代凹陷特征及油气成藏条件初探

琼东南盆地的中生代凹陷群是扩大油气勘探发现的远景区。为了实现琼东南盆地中生界的勘探突破,急需落实中生代凹陷的油气成藏条件和有利勘探领域。基于地球物理、地球化学、钻井资料及古生物资料,首次对琼东南盆地中生代凹陷开展了深入系统的分析研究。研究表明,在琼东南盆地北部崖北凹陷、崖城凸起、崖南低凸起和西南部陵南低凸起及南部隆起均存在中生代沉积地层。根据盆地构造演化分析,中生代沉积形成于燕山期太平洋板块向欧亚板块俯冲期以及其后的弧后伸展期,存在烃源岩、储层及圈闭等油气地质基本条件。琼东南盆地北部坳陷带崖城-崖北地区相比盆地其他地区中生代沉积凹陷规模大,因此本研究重点对琼东南盆地北部坳陷带崖城-崖北地区进行了系统的油气地质综合分析研究,落实了崖城-崖北地区中生界沉积地层分布,并初步评价预测了有利油气勘探区带及重点目标。研究表明,琼东南盆地崖城-崖北地区中生代凹陷发育湖相烃源岩、三角洲等储集体以及构造与地层圈闭,存在西洼南坡带和中部隆起带2个有利油气勘探区带。在这些区带加大勘探,有望获得中生界油气突破。      

黄河口凹陷东南缘火山活动特征及其对油气成藏条件的影响

为解决黄河口凹陷东南缘钻井稀少、火山岩发育及油气分布不清等问题,利用三维地震、钻井和地化分析等资料,结合沉积背景,分析该区沙二段—东一段火山岩分布、火山活动特征及其对油气成藏条件的影响。结果表明:黄河口凹陷东南缘沙二段—东一段主要发育2种火山相类型:火山通道相和溢流相。火山通道相往往成群出现,溢流相以多期叠加为主,局部发育孤立的火山通道相和溢流相。纵向上,沙二段—东一段火山活动呈"强—弱—强"的演化特点;平面上,不同时期、不同位置火山岩的分布和活动强度具有明显的差异性。火山岩的分布阻碍烃源岩的演化进程,火山活动形成的火山通道相和溢流相占据沉积可容空间,对烃源岩和储层的分布起阻碍作用;与火山岩密切相关的沸石的形成对储层物性具有明显的改善作用。火山岩发育形成局部盖层,使油气更有利于在盖层下的古近系储层富集。该结论对寻找火山岩发育区有利勘探目标提供一定的帮助。     

珠江口盆地恩平凹陷新近系油气成藏主控因素分析

通过分析恩平凹陷新近系油气成藏背景及已钻目标的油气展布特点,探讨了新近系油气成藏的主要控制因素。研究表明:新近系油气主要来自文昌组烃源岩,且沿主力生烃洼陷展布,集中在EP17洼南部缓坡带;6套区域海泛泥岩盖层控制油气的纵向分布,下韩江组及珠江组是新近系主力含油层段。基底不整合面及文昌组整体南倾,决定了油气的优势运移方向;“接力式”运移模式通过不整合面、区域性砂体、多期“中转站”及次级断层的复合输导,成为新近系油气运移的主要方式。二级构造带决定烃源岩排烃后油气运聚的有利区带,是油气主要的汇聚单元;断圈形成期与烃源岩大量排烃期耦合较好,且断层侧向封堵性较好的新近系圈闭油气富集规模大,控圈断裂制约油气的富集程度。      

湘中及湘东南地区泥盆纪榴江组页岩气成藏条件及前景分析

对湘中及湘东南泥盆纪榴江组页岩气有利层位进行了地球化学、物性特征分析,结合地质保存条件对榴江组含气页岩层进行综合解析。主要物化指数:TOC介于0.44%~2.35%之间,平均值为1.50%;Ro值范围为2.17%~2.59%,均值为2.42%;有机质类型为Ⅱ型,具有良好的生油生气潜力;脆性矿物含量46%~90%,脆性矿物含量较高;其有效孔隙度度为2.4%,渗透率小于0.04×10-3μm2;厚度变化在整个盆地形成"中间薄两头厚"的特点,主要范围为50m~500m。依据物化特征及成藏地质背景划分了三个有利区,以期更好的重点突破。     

渝东南地区龙马溪组构造应力场数值模拟及裂缝有利区预测

渝东南地区页岩储层发育,以下志留统龙马溪组为主力储层。此类页岩储层以构造裂缝发育为主要特征,是控制研究区油气运移与富集的主要因素。对渝东南地区龙马溪组的裂缝进行预测,可为研究区下一步勘探开发提供重要依据。以野外地质踏勘为基本方法,选取区内典型剖面,对渝东南地区的构造特征进行系统分析;在此基础上,针对研究区龙马溪组页岩储层建立地质模型,利用有限元分析软件ANSYS15.0进行构造应力场数值模拟。以构造应力场数值模拟结果为依据,进一步综合页岩储层的多个影响因素,引入"裂缝综合发育系数I_F",定量表征与预测页岩储层的裂缝分布与发育程度。结果表明,裂缝综合发育系数I_F越大,页岩储层裂缝越发育。依此将渝东南地区龙马溪组页岩储层划分为Ⅰ类裂缝有利区带（I_F ≥ 3.0,裂缝发育）、Ⅱ类裂缝有利区带（（3.0,2.0],裂缝较发育）和Ⅲ类裂缝有利区带（2.0,1.0]。构造应力场数值模拟结果恢复再现了喜马拉雅时期的构造应力场,与实际地质构造取得了较高的吻合度。      

中国近海富烃凹陷油气成藏特征

富烃凹陷是当今油气勘探的主战场,中国近海已发现的油气储量主要集中在14个富烃凹陷中。利用钻井、测井、地震及化验测试等资料,结合最新油气勘探成果,从温压系统、储盖组合、热流体活动及油气输导与聚集等方面分析、总结了中国近海典型已证实富烃凹陷的油气成藏特征。研究表明:中国近海富烃凹陷深层超压普遍发育,地温梯度高,复合型温压系统构成,为油气成藏提供了充足的动力;主力储层物性好,发育1~2套优质的区域性盖层,至少存在2套有利的储盖组合;发育多种类型的烃类包裹体,油气主成藏期集中,并存在快速幕式充注现象;发育高效优势输导体系、多种圈闭与油气藏类型,存在多种油气成藏模式,油气呈带状差异富集与分布。      

重庆黔江地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件

下寒武统牛蹄塘组是重庆黔江地区继下志留统龙马溪组之后,最有望取得页岩气勘探突破的重点层系之一,但其页岩气勘探方向仍不明确。通过钻井岩心和野外露头剖面观察,采用显微薄片、扫描电镜、全矿物-黏土矿物X衍射、有机地球化学参数等多项实验测试方法,系统分析了区内牛蹄塘组沉积环境、富有机质页岩的分布与埋深及其有机地球化学指标、储集性特征、保存条件与含气性特征等页岩气成藏条件。研究表明区内牛蹄塘组处于浅水陆棚-深水陆棚过渡沉积环境,富有机质页岩分布于地层下部,沉积厚度40～80 m;有机碳质量分数介于2.0%～6.0%,热演化程度达过成熟阶段,有机质类型以Ⅰ型为主,生烃强度5×108～20×108 m3/km2,生烃潜力较大;脆性矿物含量较高,黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主,页岩储层储集空间类型多样,具低孔-超低渗特征,具备了页岩气藏发育的良好地质条件。综合各种页岩气选区评价指标表明,黔江-濯水-酉阳以西、彭水以东、北抵郁山-黔江、南至洪渡-酉阳等区域的牛蹄塘组页岩气成藏条件优越,为区内页岩气勘探有利区带。      

武威盆地上石炭统羊虎沟组页岩气成藏条件

武威盆地上石炭统羊虎沟组是中小盆地海陆过渡相泥页岩层系的典型代表,分析其页岩气成藏条件对揭示该区页岩气潜力和勘探方向具有重要意义.对野外露头和钻井样品进行了采集,并分析了泥页岩的发育特征、有机地球化学、储层物性和含气性.结果表明,羊虎沟组泥页岩单层厚度薄、累计厚度大、连续性差;有机质丰度高、热成熟度适中、类型以Ⅱ１~Ⅱ２ 型为主.Pr/nC１７和 Ph/nC１８相关性揭示羊虎沟组泥页岩形成于还原性较强的沉积环境.矿物组成以黏土矿物为主,质量分数为２８．５％~７３．４％,平均为５３．０７％,其次是石英和少量的菱铁矿.孔隙类型主要为有机质孔和微裂缝,钻井样品的平均孔隙度为４．８９％,渗透率主要分布在０．００１×１０－３ ~０．１×１０－３ μm２,比表面积介于４．７４~２２．２９m２/g.２个钻井样品的解析气含量分别为２．１９cm３/g和２．３９cm３/g,气体组成以 CH４ 为主;泥页岩甲烷等温吸附量为０．６８~８．５７cm３/g.TOC和 Ro 是武威地区海陆过渡相泥页岩物性和含气能力的主控因素,伊蒙混层含量的增加也可使泥页岩孔隙度和含气能力轻微增加.