江汉盐湖盆地盐间非砂岩储层参数实验对比分析

通过盐间非砂岩储层岩心样品在常温常压和模拟地层条件下的实验结果对比研究分析认为,覆压对孔隙度、渗透率影响较大,储层评价时必须充分考虑覆压的影响;高温高压对岩电实验参数影响较大,采用地层条件下所测定的岩电实验参数,计算的含油饱和度与实测含油饱和度误差相对较小.     

复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。     

准噶尔盆地柴窝堡区块储层油气识别与应用

在研究了以岩心、录井及实验室分析资料的基础上,采用了岩心刻度测井分析技术,建立了岩性判别标准和储层物性及含油气性测井解释模型,结合测试成果资料,制定了油气层判别标准,并对柴窝堡地区储层物性及含油气性进行了评价。     

复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。     

渝东南构造复杂区常压页岩气生产特征及开发技术政策

针对渝东南构造复杂区常压页岩气压力系数低、吸附气占比高、地应力复杂及压裂形成复杂缝网难度大等地质特点,在60余口页岩气水平井钻探成果和生产特征分析基础上,总结了常压页岩气生产规律,划分了生产阶段,明确了产能主控因素,提出了开发技术政策。结果表明：常压页岩气生产具有初期以排液为主,产气量较低,随着返排率增大,产气量不断增大,后期产量逐渐稳定,产量递减慢,单位压降产气量较高,单井可采储量较小的特点。可划分为纯液、过渡、稳定生产和低压排采等4个阶段,不同阶段生产特征受地层压力系数影响明显：压力系数越高,纯液生产时间越短,见气返排率降低;在过渡阶段,返排率越低,气液平衡时间越长;在稳定生产阶段,产气能力越强,单位压降产量和单井可采储量越高。产能主要受地层压力系数和有效改造体积控制,其中有效改造体积主要受控于最优靶窗钻遇率、水平段长、水平段方位以及压裂改造规模等,压力系数越高,最优靶窗钻遇率越高,水平段长越长,压裂改造规模越大,越利于提高单井产量和最终经济可采储量。在上述认识基础上,提出了渝东南构造复杂区页岩气开发技术优化政策和配套的压裂工艺参数,以指导常压页岩气效益开发。     

南川地区龙马溪组页岩气地应力场特征及对产量影响分析

南川地区处于四川盆地盆缘转换带的构造复杂区,龙马溪组以常压页岩气为主,具有较好的页岩气成藏富集条件,但地应力场复杂,单井产量差异较大,成为制约常压页岩气效益开发的关键因素之一。通过野外剖面测量、有限元应力场数值模拟、特殊成像测井分析及区域应力场研究,结合大量页岩气水平井压裂实践,认为：①燕山中期南川地区最大主应力在背斜区呈EW向,在南部单斜区呈NEE向;喜马拉雅期以来,现今水平地应力场在平面上具明显的分区特征,局部存在地应力方位和大小的转换带,纵向上受岩性影响地应力自上而下呈下降趋势,局部粉砂岩及观音桥段介壳灰岩地应力明显增大。②龙马溪组地应力主要受构造改造强度、构造样式、埋深、裂缝发育程度等影响,改造弱、埋深大、背斜核部或向斜核部、天然裂缝发育较少的地区地应力较高。③明确地应力场对页岩气井产量有重要影响,古地应力场控制天然裂缝发育程度,影响储层物性、含气性,现今地应力场影响人工裂缝的复杂程度。地应力适中、水平井轨迹与最小水平主应力夹角越小,越易改造并有利于形成复杂缝网,可提高单井产量,有效指导南川地区页岩气勘探开发。     

贝叶斯判别分析在江陵凹陷测井解释中的应用

利用最能反映储集层岩性、物性及合油性的测井曲线，提取岩性系数、声波时差差值、深侧向电阻率、径向电阻率比值四种特征参数，根据贝叶斯判别分析原理，建立了江陵凹陷新沟咀组油、水、干层判别函数。应用证明，该方法对江陵凹陷油水干层判别效果良好。     

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。     

四川盆地东南部页岩气同位素分馏特征及对产能的指示意义

页岩气甲烷碳同位素是研究页岩气同位素分馏特征及产出过程的重要指标。选取四川盆地东南部及盆缘转换带内6大区块10口页岩气井上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩,通过现场含气量测试过程中页岩气甲烷碳同位素变化,研究不同压力系统、不同小层下甲烷碳同位素分馏特征,探讨页岩气同位素与物性、含气性关系,并结合实际排采数据,对典型页岩气井产出阶段进行划分。页岩气解吸过程中,逐渐升高,甲烷碳同位素逐渐变重;超压页岩气甲烷碳同位素整体较小,从盆缘外部向内部,甲烷碳同位素逐渐变轻。纵向上,随着深度的增加,甲烷同位素整体变轻;页岩孔隙度越大、游离气含量越高、页岩保存条件越好,甲烷碳同位素分馏作用就越不明显。最后,选取武隆向斜L井岩心现场解吸气样,通过甲烷同位素分馏,对页岩气解吸阶段进行划分,并将排采气同位素与现场解吸气同位素进行比对。该井排采气的δ13C₁值对应现场岩心连续解吸0.9 h释放气体的δ13C₁值,其采收率约为24.8%,尚处于初期排采阶段。      

昌图凹陷复杂岩性储层测井分析与评价

以昌图凹陷岩心镜下鉴定资料为基础,讨论了昌图凹陷各种岩石类型测井曲线的响应特征,根据岩心室内分析资料,建立岩性解释模型,确定储层物性参数计算方法;针对火山碎屑岩储层空间具有裂缝-孔隙型双重体积的特点,根据测井解释理论,探讨了火山碎屑岩储层物性解释方法,为储层评价提供合理、准确的储层参数。