中国南方海相页岩气成藏差异性比较与意义

中国南方地区寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组—志留系龙马溪组均发育一套富有机质页岩,但页岩气钻探效果差别极大,开展成藏差异比较研究具有理论和现实意义。研究认为:1四川盆地五峰组—龙马溪组TOC值比筇竹寺组略高,盆地外围地区筇竹寺组TOC存在高值区;2筇竹寺组热演化程度较五峰组—龙马溪组明显偏高;3筇竹寺组有机质孔隙不发育,孔隙度是五峰组—龙马溪组的1/3~1/2;4筇竹寺组含气量低,仅为五峰组—龙马溪组的1/2;5筇竹寺组以硅质页岩为主,五峰组—龙马溪组以钙质、钙质硅质页岩为主,硅质成因不同;6五峰组—龙马溪组普遍超压,筇竹寺组以常压为主。这种差异形成的原因在于:1沉积环境不同,影响TOC值和页岩厚度;2筇竹寺组热演化程度过高,导致生烃衰竭、有机质炭化、孔隙度降低,含气性变差;3筇竹寺组顶底板封闭条件较差,影响页岩气保存;4构造位置不同,五峰组—龙马溪组处于斜坡和向斜区,具超压,有利于页岩气保存;5筇竹寺组放射性铀含量约为五峰组—龙马溪组的2倍,是热演化程度高的重要原因。从而提出南方海相经济性页岩气富集需具备有利的地质条件(富有机质集中段发育,热演化程度适中,有机质孔隙发育,含气量高,顶底板保存条件良好,埋深适中),其中五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件有利、资源经济性好,筇竹寺组成藏条件总体较差、有利区范围有限。     

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组与筇竹寺组页岩含气性差异及成因

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩和筇竹寺组页岩是同时期进行页岩气勘探开发的2套重点层位,五峰组—龙马溪组页岩气勘探取得了重大突破,而筇竹寺组页岩气勘探效果却不理想。利用四川盆地及其周缘野外露头资料、已钻页岩气井生产资料以及前人研究成果,总结了四川盆地及其周缘海相页岩的地质特征,并分析了五峰组—龙马溪组页岩与筇竹寺组页岩的含气性差异及其主要原因。研究认为,四川盆地及其周缘海相页岩最显著的特征为"高演化"和"强改造",这与北美海相页岩差异明显。统计大量页岩气井生产情况发现,五峰组—龙马溪组页岩产气情况明显好于筇竹寺组页岩。筇竹寺组页岩压力系数较低,有机孔发育程度较差,相邻储层沥青分布广泛,这些都证实了桐湾期不整合面对筇竹寺组页岩含气性的破坏作用。震旦系顶桐湾期不整合面形成的排烃"通道"从生烃期开始的长期排烃,使层内残留烃量减少,是筇竹寺组页岩含气性较差的主要原因。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气的晚期逸散

为了探讨四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散方式和强度,应用典型井页岩气层埋藏史、构造特征、压力系数、含气量和页岩岩心物性分析资料,通过页岩气晚期逸散时间和特征分析以及模式构建,指出页岩气晚期逸散的时间为页岩气层晚期持续抬升的整个阶段,从盆缘到盆内五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散开始的时间从早白垩世演变为晚白垩世。页岩储层基质孔隙以纳米级为主、渗透率属纳达西级（平均为0.000 215×10^-3 μm²）、渗透率应力敏感性强（岩心有效覆压从3.5 MPa升高到40 MPa,渗透率降低了两个数量级）。在断裂不发育的页岩气层深埋区,页岩气的逸散为浓度差驱动的微弱扩散。晚期构造作用导致页岩储层抬升或发育开启断裂,随着地应力的释放,页岩储层渗透率增大,且水平渗透率远大于垂直渗透率（地表全直径岩心水平渗透率平均为0.567 8×10^-3 μm²、垂直渗透率平均为0.153 9×10^-3 μm²）。剥蚀露头区附近或浅埋藏带以及开启断裂附近页岩气逸散强烈,且沿层方向逸散强度远大于垂直层面方向。从深埋区到浅埋区再到露头区,以及逐渐靠近开启断裂,随着地应力、页岩渗透率、烃浓度的变化,页岩气沿层方向逸散方式表现为从微弱扩散到较强扩散再到强烈扩散或渗流的渐变特征,且逸散强度有序渐次增大。     

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2HF为例

涪陵页岩气田开发的巨大成功（JY6-2HF井累产超过3×10⁸ m³）为五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发提供了新的启示,这一成功的关键在于①焦石坝地区位于鄂西-渝东五峰组-龙马溪组深水沉积区,WF2—LM4笔石带页岩厚度较大,具有较好的页岩气富集的物质基础;②JY6-2HF井主要穿行在WF2—LM4笔石带页岩层位中,该套优质页岩与中东-北非的“Lower Hot Shale”具有全球可对比性。涪陵、威远和长宁等页岩气田开发井的主要水平段也都在这段笔石带之中,该笔石带页岩具有有机碳含量高（TOC>3%）、有机质孔最发育（有机质孔隙度>4%）和含气量高（6.87~9.02 m³/t）等特点。综合分析认为,在类似的地质和工程条件下,页岩气井水平轨迹在WF2—LM4笔石带页岩中穿行比例决定了页岩气单井产量和最终可采储量（EUR）。研究成果将为四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气和世界其他地区志留系页岩气勘探开发提供参考。     

鄂西宜昌地区下古生界五峰组-龙马溪组页岩气储层发育特征与勘探潜力

近年来,鄂西宜昌地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气勘探取得了一系列重要发现和突破。为进一步明确该区五峰组-龙马溪组页岩气勘探潜力,文章在前人研究的基础上,利用钻井及野外露头资料,结合地震、测井和分析测试数据,对宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩气储层发育特征、优质储层分布及勘探潜力等进行了深入研究。结果表明,宜昌地区五峰组-龙马溪组下部黑色富有机质页岩储层岩石类型丰富,普遍具有高硅(石英平均含量>50%)、高碳(TOC平均为2.47%)、高成熟度(R_o普遍大于2%)、低孔(普遍低于5%)和特低渗(平均为0.19×10^-3 μm²)特征,储层含气性较好,平均含气量超过2.0 m³/t。优质储层主要集中在五峰组和龙马溪组黑色页岩下部,对应于凯迪阶WF2-WF3笔石带和鲁丹阶LM2-LM3笔石带,厚度约11 m,与四川焦石坝和长宁地区相比,该区优质储层厚度偏薄。最后通过保存条件和经济性评价分析,认为鄂西宜昌东部斜坡区五峰组-龙马溪组页岩气保存条件相对较好,埋藏较浅,地质资源量超过1 200×10⁸ m³,具有良好的勘探潜力。     

中国海相页岩气资源潜力及未来勘探方向

以中国南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为代表的海相页岩气是国内页岩气勘探开发的主战场。近年来,海相页岩气勘探开发不断面临着新的问题和挑战,开拓页岩气资源新领域和提高页岩气产量仍是重中之重。在梳理前人研究成果的基础上,分析总结国内海相层系页岩气分布特征与资源潜力,并进行有利区预测。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(17.50～33.19)×10¹² m³和(3.50～6.14)×10¹² m³,其中深层页岩气资源占比超过50%,主要分布在川东高陡构造带和川南低陡构造带;二叠系吴家坪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(8.7～24.6)×10¹² m³和(1.3～3.7)×10¹² m³,在川东开江—梁平、龙驹坝、建南及三星等地区具有勘探潜力;寒武系筇竹寺组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(5.69～12.71)×10¹² m³     

重庆及其周缘地区下古生界页岩气资源勘探潜力

四川盆地经历了从震旦纪到中三叠世的克拉通和晚三叠世到新生代的前陆盆地2个构造演化过程,在克拉通盆地演化阶段主要发育一套巨厚的海相沉积。晚震旦世和中奥陶世开始的2次大规模海侵作用,在深水环境中沉积了下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组2套黑色页岩。由于该盆地演化过程中复杂的构造变动,重庆及其周缘地区的区域构造主要以高幅抬升及强烈挤压为特点,下古生界埋藏浅、变形严重、破坏强烈,现今构造形态表现为高陡状褶皱,形成了与美国东部典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件。研究表明,该区具有页岩气富集的有利地质条件,是页岩气勘探研究值得关注的重要领域。采用体积法对该区下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源量做了初步估算。结果表明：重庆及其周缘地区筇竹寺组页岩气资源量约为7.5×10₁₂ m₃,五峰组-龙马溪组页岩气资源量约为11.5×10₁₂ m₃,显示出该区巨大的页岩气资源勘探潜力。     

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气储层及含气性特征

中扬子地区是中国南方重要含油气区域之一,五峰组—龙马溪组泥页岩在中扬子地区广泛发育,且湘鄂西地区钻遇五峰组—龙马溪组泥页岩的钻井中具有良好的天然气显示。在北美页岩气成功商业开采和我国积极寻找页岩气有利区并争取取得页岩气勘探突破的背景下,现阶段开展页岩气储层和含气性特征等基础研究对指导我国页岩气勘探开发具有重要的现实意义。以中扬子地区深水海相沉积的五峰组—龙马溪组泥页岩为研究对象,在野外剖面和岩心观察的基础上,通过岩石薄片鉴定、矿物含量分析、扫描电镜、物性分析、有机地球化学分析和现场解析等手段,剖析了五峰组—龙马溪组泥页岩的岩相、矿物学特征、储集空间类型和含气性特征。结果表明研究区五峰组—龙马溪组页岩层系主要由泥页岩、硅质泥页岩、笔石泥页岩、炭质泥页岩和粉砂质泥页岩等岩相组成;矿物成分以石英矿物和黏土矿物为主;识别出基质孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝4种储集空间类型;游离气量和吸附气量范围分别为0.09～0.17m³/t和0.20～0.84m³/t,控制其大小的分别为总孔隙度和有机碳含量,总含气量范围为0.29～1.01m³/t。根据页岩气界定标准认为五峰组—龙马溪组页岩气有利区位于恩施—彭水一带,估算其地质资源     

四川盆地及周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩岩相划分

页岩岩相对页岩气勘探"甜点"的确定具有十分重要的意义,不同专家和学者提出了不同的页岩岩相划分方案,但目前还未形成明确统一的标准。在总结前人对四川盆地及周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩岩相划分的基础上,从页岩品质和可压性的角度,开展了页岩硅质成因分析和岩相划分特征参数的研究,明确了五峰组-龙马溪组页岩岩相综合划分方案:(1)分别以钙质含量大于50%、硅质含量大于75%、黏土含量大于50%为界,划分出泥灰岩、硅质岩和黏土岩3大类岩相和页岩混合岩相区;(2)将页岩混合岩相区以页岩气储量申报标准有机质含量1%、2%和4%为界,形成了低碳、中碳、高碳和富碳页岩4种页岩岩相;以页岩常见硅、钙矿物组分含量25%和50%为界,形成了低硅/中硅/高硅+低钙/中钙页岩等5种页岩岩相。该套以有机碳-矿物组分为基础、结合硅质成因分析的岩相综合划分方案,在科学研究和实际应用中适用性强、可推广,为五峰组-龙马溪组页岩纵横向优势岩相展布规律的研究奠定了基础。     

美国典型页岩气藏类型及勘探开发启示

通过对比研究,按照岩性组合、气藏压力和页岩矿物组成3个关键参数,将美国典型页岩气藏划分为层状常压—低超压硅质页岩型(Barnett页岩)、层状超高压硅质—钙质页岩型(Haynesville页岩)和互层状超高压钙质页岩型(Eagle Ford页岩)3类。与美国页岩气藏相比,四川盆地及周缘页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点,可划分为盆缘层状常压—低超压硅质页岩型(彭水、昭通五峰—龙马溪组页岩)、盆内层状超高压硅质页岩型(涪陵、长宁、富顺五峰—龙马溪组页岩)、盆内互层状超高压钙质—黏土质页岩型(涪陵、元坝大安寨段页岩)3大类。借鉴美国的成功经验,开展与之相适应的页岩气开发工程技术对策和经济评价,是实现中国多类型页岩气藏商业性开发的关键。     

准噶尔盆地南部霍玛吐构造带古近系紫泥泉子组储层发育特征与控制因素分析

油气勘探与评价结果表明,储层发育的复杂性是除复杂构造变形特征与构造样式之外控制准南前陆盆地霍玛吐构造带油气成藏与油气分布的另一重要因素。从沉积相和岩石学特征入手,结合常规薄片观察、扫描电镜、压汞实验等分析成果,对霍玛吐构造带古近系紫泥泉组储层特征进行分析研究。结果表明,紫泥泉子组三段储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩,岩石粒度偏细。由于沉积作用和成岩作用的共同控制,决定了霍玛吐构造带3个构造储层物性的差异性：玛纳斯背斜储层物性最好,孔渗分布模式呈现“后峰型‘’;霍尔果斯背斜储层物性中等,孔渗分布较均匀,呈现“双峰型”;而吐谷鲁背斜储层物性最差,孔隙度分布略呈现“双峰型‘’,渗透率分布则呈现“前峰型”。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

高含水致密砂岩气藏储层与水作用机理

我国多数气藏均具有高含水饱和度特征,储层与水作用机理的认识是指导气藏科学开发的一项重要依据。建立了一套长岩心物理模拟实验方法,分类选择储层基质岩心分别在不同含水条件下,采用湿气开展了气藏衰竭开采物理模拟实验研究,得出了衰竭开采过程中不同渗透率储层实验前后含水饱和度变化特征,发现一项重要的开发机理认识,即不同渗透率砂岩储层与水的相互作用机理差异明显:①水在Ⅰ类、Ⅱ类储层(>0.5×10^-3μm²)内具有较好的流动性,在生产过程中岩心含水饱和度会下降,水会随气体一起产出,说明这类储层即使本身含水饱和度较高或者有外来水时,水也不会在储层中过多滞留从而对气相渗流造成致命影响;②水在Ⅲ类、Ⅳ类储层(<0.5×10^-3μm²)中渗流能力差,如果气藏没有足够大的能量,这类储层岩心的细微孔喉则会对原始孔隙水产生束缚作用,对外来侵入水产生捕集作用,从而导致储层含水饱和度升高,影响气相渗流能力。这一开发机理认识对于指导高含水致密砂岩气藏制订合理工作制度和开发对策具有一定意义。     

渝东南下志留统龙马溪组页岩理化性能实验

为了研究长水平井钻井中页岩储层井壁失稳的内在原因,采集渝东南下志留统龙马溪组露头页岩样品,进行了理化性能和页岩声波响应室内评价实验,并结合灰色关联度法分析了理化性能参数间的相关性。通过实验结果可以看出：1渝东南龙马溪组页岩孔隙度范围为1.5%~2.5%,平均值为1.9%,渗透率平均值为6.72×10^-4mD,岩样层理、微孔隙和微裂缝发育;2页岩主要矿物成分为石英、斜长石、黄铁矿和黏土,脆性矿物含量高,石英平均含量超过45%,黏土含量约为22%,并以伊利石为主,含少量的膨胀性黏土伊/蒙混层;3实验样品阳离子交换容量CEC值均小于10 mmol/100 g,平均值为8.2 mmol/100 g,比表面积的平均值为18.39 m²/g,孔径分布平均值为3.76 nm,比表面积和孔径呈现出负相关性;4随层理与岩心轴向夹角的变大,波速呈现出减小趋势;5比表面积和孔径与波速关联度较好,分别呈正、负线性相关。     

库车坳陷中侏罗统页岩气地质特征及有利区预测

库车坳陷中侏罗统发育富有机质的煤系烃源岩和湖相泥页岩,具有良好的页岩气勘探前景,综合运用有机地球化学、岩石学和等温吸附等分析测试手段,系统分析库车坳陷中侏罗统富有机质泥页岩分布特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性,初步优选了页岩气富集的有利区。库车坳陷中侏罗统陆相泥页岩厚度较大,有机质类型以II₂-Ⅲ型为主,总有机碳含量平均值约为3.1%,镜质体反射率多介于0.5%~1.6%之间,具有良好的页岩气生气条件|矿物组成主要为石英和黏土矿物,黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主|孔隙度介于0.5%~7.3%之间,渗透率多小于0.1×10^-3μm²,属于低孔超低渗储层|储集空间主要包括纳米-微米级矿物基质孔、有机质微孔、构造微裂缝和成岩微裂缝等类型|最大吸附气量多介于0.5~8m³/t之间,含气性主要受有机碳含量和矿物成分的影响。综合分析得出克拉苏构造带北缘和依奇克里克构造带克孜-依西地区是库车坳陷中侏罗统陆相页岩气富集的有利区。     

大庆油田聚合物驱后周期分质注聚合物技术

为进一步提高聚合物驱开发效果,针对不同渗透率地层,研究了不同分子量聚合物分子回旋半径与地层孔喉半径的配伍关系,结合周期注水原理,形成不同分子量聚合物溶液周期注入技术。在考虑聚合物井筒炮眼剪切降黏作用下,地层平均渗透率为35×10-3μm2时,应选用800×104分子量聚合物;平均渗透率为100×10-3μm2时,应选用1 200×104分子量聚合物;渗透率大于300×10-3μm2时,应选用2 500×104以上分子量聚合物;分质注聚合物半周期控制在约3个月为最佳。相比传统笼统注聚合物方法,周期分质注聚合物技术可以综合聚合物驱及周期注水技术,更为有效地提高石油采收率。     

高含水低渗致密砂岩气藏储量动用动态物理模拟

气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况,采用长岩心多点测压实验装置,选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10^-3μm²,(0.41~0.73)×10^-3μm²,(0.049~0.084)×10^-3μm²的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心,模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化,研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著,明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%),生产至废弃条件时,Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0,而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上,且压力梯度大,表明含水气藏,渗透率越低储量动用越困难,动用均衡性越差;考虑含水,随含水饱和度增加,Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大;渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类),其压力剖面形态变化极为显著,含水较高时,压力难以向外波及,储量难以有效动用,且非均衡性极强。     

黔西北威宁地区龙参1井下石炭统旧司组—祥摆组海相页岩气储层物性及含气性特征

黔西北下石炭统旧司组—祥摆组是重要的海相页岩层系,为进一步加强贵州省页岩气的基础地质勘察,形成贵州特色页岩气地质理论,以威宁龙街向斜龙参1井下石炭统旧司组—祥摆组页岩为研究对象,通过岩石学、地球化学、储层物性及含气性相关测试评价了其勘探开发潜力。结果表明：①祥摆组页岩厚度介于74.76~255.6 m之间,有机碳含量中等（平均为2.01%）、热演化程度较高（R_o,max值平均为2.54%）;显微组分以壳质组（平均为43.31%）为主,腐泥组（平均为38.08%）次之;有机质类型为Ⅱ₁型和Ⅱ₂型。②黏土矿物含量较多（质量分数平均为45.4%）,石英次之（质量分数平均为38.08%）,脆性指数整体较高。③孔隙度中等（平均为4.77%）,核磁渗透率范围跨度较大,介于（0.079 7~4.63）×10^-6 μm²之间,平均为1.32×10^-6 μm²,属低渗储层;主要发育微裂缝、粒内孔、粒间孔和有机质孔;孔隙比表面积（平均为14.387 m²/g）和总孔体积（平均为0.016 76 cm³/g）较大,以介孔为主,平均孔径介于3.79~8.45 nm之间,平均为5.89 nm。④旧司组—祥摆组含气量中等,最高达1.48 m³/t,TOC是泥页岩含气性的主要影响因素,TOC与兰氏体积、总孔体积呈良好的正相关关系,石英与TOC、R_O呈正相关关系。旧司组—祥摆组页岩气储层符合产业开发条件,与国内外页岩储层特征综合对比认为,旧司组—祥摆组深色页岩有机质丰度中等,热演化程度较高,脆性指数高,多介孔,有较好的探勘开发潜力。