六盘水煤田上二叠统煤系气成藏特征及共探共采方向

六盘水煤田上二叠统含煤地层中煤层、页岩、砂岩叠置频繁,统筹勘探不同储层中的天然气有助于减少资源浪费,提高开发效益。通过对煤系气储层岩相、厚度、源岩地化、储层物性及空间赋存规律的研究,分析了六盘水煤田煤层气、煤系页岩气和煤系致密气成藏潜力,讨论了煤系气的空间叠置关系和勘探前景。结果显示:区内晚二叠世煤层煤种齐全,厚度较大,变质程度普遍偏高,含气显示优越;页岩和砂岩累计厚度大,有机地球化学和储集物性参数良好;不同岩性的区域和层位分布差异较大,组合类型多样,空间配置关系有利于发育垂向多套天然气藏。煤系页岩气最有利勘探层位为龙潭组下段,煤层气和煤系致密气最有利层位为汪家寨组和龙潭组上段;以此为基础,总结提炼出"源储一体型"独立煤系页岩气藏、"源储紧邻型"煤系"三气"组合气藏、"下生上储型"煤系"两气"组合气藏共3种气藏类型。初步认为晴隆向斜深部为煤系页岩气优先勘探区,青山向斜深部适合煤层气和煤系页岩气共探共采,盘关向斜和格目底向斜深部适合煤层气和煤系致密砂岩气共探共采。     

沁水盆地柿庄北地区致密砂岩含气性测井评价研究

运用三孔隙度测井曲线法、常规测井与阵列声波测井对比法和气测资料与含气相关性解释法等三种综合评价的方法,力求对致密砂岩的含气性和富集规律做出综合正确的评价。通过研究发现,含气层在三孔隙度测井曲线上呈现时差值高而中子值和密度值低的测井响应特征,在SX-006井3~#煤层下砂岩三孔隙度曲线形成一定的包络面积,含气特征明显,综合解释为含气层;通过常规测井曲线和阵列声波测井曲线对比,两者对砂岩含气性的解释呈现明显的一致性,可以用来对比解释砂岩储层的含气特征;柿庄北地区煤层含气性的解释与气测解释相符,而砂岩段与气测资料解释相关性不强;沁水盆地柿庄北区块致密砂岩气富集区总体上呈现NNE向展布,在石炭系的本溪组、太原组和二叠系的山西组、上下石盒子组砂岩含气性较好,尤其以下石盒子组砂岩气最为有利,而山西组也有一定的勘探开发潜力。研究表明柿庄北砂岩层含气显示厚度大、品位中等,含气性较好的层位在埋深1000m左右及更深部。     

沁水盆地煤系非常规天然气共生聚集机制

沁水盆地煤系非常规天然气(煤系"三气")资源丰富,研究煤系非常规天然气的共生聚集机制有助于天然气资源的综合利用。依托煤系有机地化与储层物性相关测试数据,分析了煤系非常规天然气的生烃物质基础与储层特征;基于典型钻孔的沉积序列、岩性组合和气测资料,建立了三类煤系非常规天然气共生模式并探讨了其在层序格架内的分布特征;通过成藏过程和成藏动力分析,评估了盆地内煤系非常规天然气的共采前景。研究认为:沁水盆地煤系非常规天然气生烃物质基础雄厚,天然气生成、运聚的宏观动力条件和储层条件时空配置得当,共生成藏条件良好;石炭-二叠系山西组与太原组发育"三气"共生和两种"二元"气藏共生组合,联合勘探开发前景较好,页岩气和致密砂岩气单独开发风险较大。     

中国煤系“三气”成藏特征及共采可能性

煤系地层中的非常规天然气资源是非常规天然气的主要组成部分。目前,对煤系地层煤层气、页岩气、致密砂岩气等非常规天然气资源的认识还较薄弱,资源勘探开发程度也都比较低。根据气藏合层开采经验,把煤系地层视作一个整体,综合勘探开发煤系煤层气、页岩气、致密砂岩气不仅可以减少勘探开发成本,增大非常规天然气总储量和技术可采资源量,还可以提高气井使用效率和单井利润。将煤系地层中的煤层气、页岩气、致密砂岩气称为"煤系三气",从煤系地层岩性分布特征、煤系气体成藏机理、不同类型含气储层特征和开采特征等方面分析煤系"三气"共采可能性及共采急需解决的难点。     

“源-储-输导系统”联控煤系气富集成藏机制——以鄂尔多斯盆地东缘为例

煤系气资源丰富,如何系统认识煤系多种非常规天然气富集成藏机制,是实现气藏有效开发的关键。从"源-储-输导系统"时空耦合配置角度,阐明煤系生烃—运聚—成藏的关键过程和主控因素,建立煤系气富集序列,丰富煤系气综合成藏内涵。稳定烃源岩是煤系气富集的基础,沉积微相宏观上控制优势储层展布,储层物性微观上决定成藏有效性,在输导体系影响下动态调整构成煤系综合含气系统。输导系统和储集系统受控于构造、沉积和成岩作用,生烃强度和生烃演化过程直接影响气体运移和聚集,输导系统转换是界定源内滞留和源外富集成藏的关键因素。输导系统转换界面之下,以煤系煤层和页岩内部发育的微纳米孔喉网络作为储集系统,煤系气在其中不运移或短距离运移;界面之上以砂体、裂缝和断层作为输导系统,煤系气就近或远距离运移。在此基础上,提出煤系气综合成藏序列,包括原位滞留型(包括太原组和山西组煤层气及页岩气)、近源充注型(包括山西组和下石盒子组致密气)和远源调整型(包括上石盒子组、石千峰组砂岩气和马家沟组灰岩气)的煤系气综合聚集模式,借此分析了华北地台煤系气富集规律和勘探方向,为煤系多气多层综合开发提供借鉴。     

川西地区上三叠统非常规天然气勘探潜力分析

川西地区上三叠统油气勘探经历了曲折复杂的过程,以砂岩地层为主,但砂岩储层表现为薄砂薄储,埋深大,物性差,勘探难度大,效益开发风险大,制约了川西油气勘探进程。川西须家河组主要为砂泥岩互层,泥页岩单层厚度和累计厚度均较大,有机质类型以Ⅲ型为主,有机碳量较高,有机质热演化程度较高,Ro在1.1%~2.3%,处于生烃高峰期,生成的天然气一部分运移到砂岩储层中,形成构造气藏及致密砂岩气藏,大部分天然气以游离和吸附状态存在于泥页岩中,为页岩气藏的形成奠定了基础。分析认为,川西地区须家河组具有致密砂岩气与页岩气共生的特点,致密砂岩气和页岩气的开发手段都以压裂造缝为改造工艺,具有相似性,为川西地区须家河组砂—泥岩一体化勘探提供了条件。研究得出,对川西须家河组非常规气勘探不能“单打一”,应有针对性地对砂岩、泥页岩实行“组合拳”式的综合勘探,从而发现更多的天然气资源。     

临兴地区非常规天然气合探共采地质条件分析

本文通过对三种非常规天然气资源勘探和开发地质条件的系统分析,结果表明,临兴地区具有煤层气、页岩气和致密砂岩气优越的成藏条件和良好的配置关系。提出了该地区非常规天然气的勘探开发可遵循以下原则: 东部浅层进行太原组煤层气、页岩气以及山西组煤层气的合探共采,西部深层集中进行山西组页岩气、致密砂岩气以及太原组致密砂岩气的合探共采。     

湘中邵阳凹陷煤系气成藏基础及其共生组合特征

在系统收集整理邵阳凹陷煤系矿产勘查与评价资料及样品分析测试结果的基础上,将研究区煤系地层中的非常规天然气作为一个整体进行研究,查明了测水组煤层-煤系页岩-煤系砂岩的展布特征,分析了研究区测水组煤系气成藏的可能性,总结了测水组地层垂向发育的岩相组合特征及其对应的煤系气组合模式,通过典型钻孔分析,确定了煤系气发育的有利层段及其气藏类型。结果显示,研究区测水组主要发育以泥页岩为主的岩相组合和以页岩气-煤层气为主的煤系气藏,泥页岩对邵阳凹陷煤系气成藏起关键作用;但在聚煤中心附近的局部区域内,煤储层是煤系气成藏的关键因素。     

渤海湾盆地石炭-二叠系页岩气资源分布特征研究

渤海湾盆地石炭-二叠系是我国重点海陆过渡相页岩气目的层系,具备一定成气条件和基础。本文通过沉积和地球化学特征分析认为泥页岩有机碳含量相对较高,太原组好于山西组;整体演化程度比较高,太原组高于山西组,均处于有利生气范围之内;有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主,有利于生气。建立了海陆过渡相页岩气有利区优选标准,重点优选了济阳坳陷有利区,有利区总面积1675km2,主要分布在车镇凹陷西部、惠民凹陷南部、东营凹陷南部等地区。石炭-二叠系太原组、山西组海陆过渡相碳质泥岩是页岩气发育的有利层段,整体上以聚集页岩气为主,具备形成页岩气藏的物质基础、储集条件和资源潜力。     

临兴地区深部煤层气及致密砂岩气资源潜力评价

针对鄂尔多斯盆地东缘临兴地区主煤层埋深较深、致密砂岩产气层数较多的特点,分析了区内煤储层特征,评价了深部煤层气及致密砂岩气的资源潜力。研究表明,区内构造简单,以单斜构造为主,东中部局部地区发育断裂,煤储层相对稳定,储层压力呈欠压-常压状态,有利于煤层气的富集;深部5号和9号煤层以半亮型的肥煤到焦煤为主,储层物性较好,且9号煤层资源潜力较大,是深部煤层气勘探的主要煤层;致密砂岩展布主要受控于煤系地层沉积特征,在北部地区相对发育。研究认为,该区有利于深部煤系煤层气与致密砂岩气多层共采,而中南部地区为煤层气单采有利区。     

临兴地区上古生界煤系致密砂岩气成藏条件分析

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带临兴地区致密砂岩气藏与邻区气藏相似,具有低平宽缓的构造背景和广覆式砂泥岩垂向间互分布的特征,但是由于处于不同的大地构造位置,其成藏条件具有显著差异性。针对研究区烃源条件、致密砂岩储层特征及封存条件,探讨致密气藏成藏特征。认为太原组主力煤层(8+9煤)和山西组主力煤层(4+5煤)是主力烃源岩,受紫金山构造岩浆作用影响,局部区域热演化程度进入干气阶段,为区内致密气藏提供充足的气源。岩相古地理和成岩相控制优质储层的发育和分布,本溪组向上到石千峰组,古地理环境由海变陆,频繁震荡的水体形成了多期次、多层位的储集体,潮汐砂坝、水下分流河道等粒度粗的砂体为优势致密储层,由北向南优势储层逐渐减少;砂岩储层总体孔渗性差,后期溶蚀作用对深部储层改造作用明显。煤岩、砂岩垂向组合决定了致密砂岩气藏的运聚模式,区内发育"源储接触"的原地匹配型气藏和受储层和运移通道双重控制的异地匹配型2类致密砂岩气藏,受断层和陷落柱影响而形成的微裂缝是垂向运移的主要通道。     

大宁—吉县上古生界主要砂体储层物性及含气特征

鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县地区上古生界具有巨大的非常规天然气资源潜力,其中,太2段、山2段、山1段和盒8段为研究区上古生界主要的致密砂岩发育层段。结合大量的钻井资料及储层物性测试数据对研究区4套主要砂体进行了分析,得出研究区从本溪组到盒8段砂体发育规模逐渐增大;孔隙度主要集中在5%～7%,渗透率偏低,大多在（0～0.6）×10^-3 μm²。运用曲线重叠法对研究区砂岩气层进行了识别与评价,并在考虑到区内砂岩泥质含量较高的基础上,对印尼公式的参数进行一定的优化,计算了该区的砂岩含气量,含气量整体呈现南高北低、西高东低的规律。     

页岩气储层有机碳含量与测井参数的关系及预测模型

页岩气储层总有机碳(TOC)含量是页岩气评价的重要参数,如何准确确定TOC含量是页岩气勘探开发研究的一个关键问题。以黔江地区下志留统龙马溪组为研究对象,通过页岩气储层有机碳含量测试和钻井测井资料的统计分析,研究了TOC含量的测井响应特征,优选了体积密度（DEN)、自然伽马(GR)、自然电位（SP)和声波时差（AC)4条测井曲线作为特征向量,建立了TOC含量的BP神经网络预测模型,改进了BP神经网络算法,并对黔江地区1口页岩气井下志留统龙马溪组TOC含量进行了预测和对比分析。结果表明：基于测井参数的BP神经网络模型具有极强的非线性逼近能力,能真实反映页岩气储层TOC含量与测井参数之间的非线性关系,预测结果与实测值之间误差小,相对误差一般小于10%。     

页岩有机碳含量测井评价方法及应用——以贵州岑巩区块下寒武统牛蹄塘组为例

我国页岩气资源丰富,目前已在四川盆地及周缘下志留统龙马溪组页岩获得突破。与龙马溪组相比,下寒武统牛蹄塘组黑色页岩具有更大的沉积厚度和更广泛的分布面积,是我国页岩气勘探开发亟待突破的重点层系。页岩气“源储一体”的特性使对总有机碳（TOC）含量的连续定量评价成为其勘探开发中一项重要的研究内容。本次研究依据岑巩区块下寒武统牛蹄塘组页岩的测井响应特征,采用ΔlogR法、自然伽马与自然伽马能谱测井法、密度测井法和多元参数回归分析法对研究区牛蹄塘组页岩TOC含量进行计算,并对模型计算精度与适用性进行对比分析。结果显示：ΔlogR法计算精度较低,对南方构造复杂、保存条件差异较大地区的过成熟海相页岩适用性较低;自然伽马与自然伽马能谱法和密度测井法计算精度较高;通过选取与TOC含量具有相关性的测井参数进行多元回归分析可进一步提高模型计算精度。此外,地层电阻率与声波时差对含气性及保存条件响应敏感,可作为页岩含气性与保存条件的判识性指标。     

下扬子皖南地区古生界页岩气形成条件及勘探潜力评价

为评价皖南地区古生界页岩气勘探潜力、优选勘探层系,根据钻井岩芯和露头岩样的地化、岩石学分析数据及野外调查等资料,对该地区古生界3套富有机质层系的页岩气形成地质－地球化学条件进行初步研究,结果表明：古生界上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、二叠系(孤峰组＋龙潭组＋大隆组)富有机质泥页岩层系在区内分布广、厚度较大、有机质丰富（TOC普遍>2%）和热演化程度较高(Ro=1.3%～3.0%),具有形成页岩气的良好物质基础;同时,其埋深适中且泥页岩与硅质岩相伴生,利于人工压裂和勘探开发,有较大勘探潜力。另一方面,古生界寒武统黄柏岭组富有机质页岩也有良好的成气潜力,但因其普遍深埋、成熟度偏高,该区后期发生的多期强烈构造运动等因素对早期形成页岩气的富集及保存可能有一定影响,其勘探潜力有待进一步深究。     

陆相页岩含气性分析及勘探远景—以松辽盆地南部青一段为例

松辽盆地南部青山口组一段发育一套半深湖相沉积的暗色泥页岩,有机碳含量高,偏腐泥型有机质,热演化程度适中,老井复查存在大量的泥页岩含油气异常,测井响应特征明显,是页岩气研究的有利层位。本文在对储层基础地质条件研究基础上,运用地球物理、测井和现场解析等手段全方位分析了泥页岩的含气性和平面展布特征。对青山口组一段进行了有利区预测和资源计算,显示本区具有丰富的页岩气资源潜力,满足陆相页岩气选区含气量要求,是有望取得页岩气勘探进一步突破的有利靶区。