页岩柱塞样与碎样孔隙度差异性分析与启示

页岩孔隙度是评价页岩储层品质和页岩气储量计算的重要参数之一,因此准确测量页岩孔隙度十分重要。测量页岩孔隙度的方法较多,从样品形状上可分为柱塞样和碎屑颗粒样,从测量方法上可分为液体饱和法和氦气饱和法。目前对柱塞样孔隙度和碎样孔隙度测量结果比对研究较少,两者差异更是鲜见报道。首先通过测量典型柱塞样孔隙度,确定不同测量方法的适用范围;然后将柱塞样粉碎后测量其碎样孔隙度及分析影响碎样孔隙度的因素;最后比较柱塞样孔隙度和碎样孔隙度之间的差异。实验结果表明,页岩柱塞样氦孔隙度为页岩连通孔隙度,碎样氦孔隙度为页岩总孔隙度,且后者较前者高0.65%~2.40%,约占总孔隙度的11.21%~44.36%。柱塞样氦孔隙度偏小的原因主要有:(1)测量氦孔隙度的注入压力过低;(2)测量氦孔隙度前未对样品抽真空;(3)柱塞样中大量的不连通孔隙无法被氦气有效饱和。不同矿物组分与柱塞样、碎样孔隙度之间的相关性分析表明,不连通孔隙主要存在于有机质中,少量存在于黏土矿物中。为实现页岩气高效开发,可在压裂液中添加适当的化学剂,改造有机质和黏土矿物结构,释放不连通孔隙中的页岩气,以提高页岩气单井产量和页岩气采收率。     

四川盆地中部中二叠统热液白云岩储渗空间类型及成因

近年来,四川盆地川西北地区有多口井在中二叠统栖霞组、茅口组钻获高产气流,展现出该层系巨大的天然气勘探潜力,但有关该盆地中二叠统白云岩储层的成因机理则众说纷纭,一直未达成共识。为此,基于川中地区栖霞组、茅口组岩心及薄片等岩相学特征,以及碳、氧、锶同位素和包裹体均一化温度等地球化学特征,开展了中二叠统热液白云岩储渗空间类型及储渗相特征研究,分析了白云岩储层的成因及其控制因素。结果认为:(1)茅口组、栖霞组石灰岩地层经历了构造控制热液活动,发育萤石、鞍状白云石、天青石的热液矿物组合和膨胀角砾结构;(2)较之于宿主石灰岩,细—中晶云岩和鞍状白云石均呈现出δ18O负偏移、87Sr/86Sr正偏移;(3)中二叠统形成由热液溶孔、热液白云岩晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝等4种储渗空间构成的热液白云岩储渗体。结论认为:(1)热液白云岩储集相发育和分布受深大断裂的控制,呈"透镜状"分布在具"下凹"地震反射特征的区域;(2)中二叠统热液白云岩储集相与下伏烃源岩和上覆封堵层的有机组合可构成有利的天然气勘探目标。     

海相页岩气储层评价发展趋势与综合评价体系

目前,我国页岩气勘探开发中还存在着储层有效性评价体系不完善、储层评价体系不能满足页岩气高效开发需要等问题。为了完善储层评价内容与标准,基于现有的页岩气储层评价方法,分析页岩气储层静态评价的不足及其面临的挑战,建立了页岩气储层有效性评价方法和孔隙系统划分方案;在此基础上,探讨了页岩压后动态评价参数及其对排采措施的影响,研究了"自动缓解水锁"潜力评价参数,建立了"静—动"结合的储层综合评价体系。研究结果表明:①页岩气储层评价的新挑战表现为"储层有效性、压后动态评价参数体系、压后排采措施"研究不够深入,导致现有的页岩气储层评价体系相对于生产具有严重的滞后性;②储层有效性评价主要表现为有效孔隙度下限评价,体现在黏土矿物束缚水和不连通孔隙对页岩气开发的影响;③页岩气储层评价发展趋势表现为细化储层静态评价参数、建立"自动缓解水锁"潜力评价指标和"静—动"结合的储层综合评价体系;④确定了"润湿性、吸水滞留能力、吸水膨胀方式、膨胀率和吸水产生裂缝能力"等"自动缓解水锁"潜力评价指标的压后动态评价体系;⑤提出了"页岩气储层静态评价是基础,压后动态评价是补充"的储层评价思路,并建立了一套适合我国海相页岩气储层评价的"静—动"结合的储层综合评价体系。     

川东地区开江—梁平海槽南段飞仙关组鲕滩储层特征及主控因素

开江-梁平海槽中-北段飞仙关组鲕滩气藏勘探已在多个区块取得重大突破,而海槽南段的勘探进展有限,其储层面貌及分布的控制因素不明确。基于录井、岩心、岩石薄片和碳、氧、锶同位素、主量与微量元素等测试资料,根据矿物组成、晶粒大小和孔隙成因类型,在开江-梁平海槽南段飞仙关组鲕滩识别出粒间孔型鲕粒灰岩（A型）、铸模孔型鲕粒灰岩（B型）、粒间溶孔型鲕粒白云岩（C型）、铸模孔型鲕粒白云岩（D型）、细晶白云岩（E型）和粉晶白云岩（F型）6种储集岩类型以及鲕粒灰岩储层、鲕粒白云岩储层和晶粒白云岩储层3类储层。鲕粒灰岩储层分布在台缘带和台内。台缘带鲕粒灰岩储层岩石类型为粒间孔型鲕粒灰岩,储集空间以残留粒间孔为主;台内鲕粒灰岩储层岩石类型为铸模孔型鲕粒灰岩,储集空间主要为铸模孔或粒内溶孔。鲕粒白云岩储层仅发育在台缘带,储集岩类型为粒间溶孔型鲕粒白云岩或粒间溶孔型鲕粒白云岩与铸模孔型鲕粒白云岩的组合。晶粒白云岩储层仅在台缘带发育,储集岩类型为细晶白云岩或粉晶白云岩,储集空间以晶间孔为主。飞仙关组鲕滩储层整体为低孔、低渗,鲕粒白云岩储层与晶粒白云岩储层、细晶白云岩与粒间溶孔型鲕粒白云岩的储集物性相对较好。组构选择性溶蚀作用和同生成岩阶段-早成岩阶段中等盐度海水主导的渗透回流白云石化作用是飞仙关组鲕滩储层与储集岩类型多样化及其分布规律的主要控制因素。     

四川盆地龙岗东地区长兴组生物礁储层多期流体充注及油气成藏过程

基于四川盆地龙岗东地区长兴组礁滩储层的充注序列、流体包裹体、激光拉曼分析,对比潜在烃源岩生物标志化合物,认为长兴组储层存在多期流体充注,充填序列包括:第一期次方解石→沥青→第二期次方解石;沥青→萤石→石英→第二期次方解石等。第一期次方解石代表浅埋藏环境中正常地层流体充注;储层沥青来源于龙潭组烃源岩;萤石、石英具有异常高温,代表热液流体充注,含沥青包裹体(含油包裹体的裂解产物)富集表明热液流体充注与龙潭组生烃时期匹配;第二期次方解石代表中—深埋藏中正常地层流体充注,表明总体具有3期油气充注阶段:第一期为早侏罗世中—晚期(约190～175Ma)的少量龙马溪组天然气充注,对应长兴组地层温度约为110～130℃。第二期为中侏罗世到晚侏罗世早期(约175～160Ma)的龙潭组生油高峰期充注,形成大量含油包裹体,伴生大量含甲烷气—液两相包裹体,地层温度为130～140℃。第三期为早白垩世中晚期—晚白垩世中期(约120～90Ma)的原油裂解成气过程(地温超过160℃),伴生大量储层沥青。关键充注时期的逆断层活动是后期保存条件被破坏的主要原因。     

川中高石梯区块震旦系灯影组岩溶储层特征与储渗体分类评价

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)震旦系灯影组四段(以下简称灯四段)气藏是以丘滩复合体沉积与表生岩溶作用为主、多因素叠加形成的大型气田,现有行业标准在表征该地区岩溶储层特征上存在着局限性。为此,借助于川中地区高石梯区块岩心观察、常规—成像测井手段,结合配套CT扫描、薄片鉴定结果,利用储渗空间搭配关系对该区内灯四段储层进行类型划分,再基于三维地震资料,以岩溶储层类型的精细刻画为约束,井震结合分析丘滩复合体展布、缝洞发育分布、优质储层分布、优质储层储量丰度,并结合实际生产资料,建立灯四段白云岩岩溶储渗体分类标准,开展储渗体划分与分类研究,明确各类储渗体动态、静态特征,优选有利开发储渗体目标。研究结果表明:①研究区灯四段岩溶储层可划分为孔隙型、孔隙—溶洞型、裂缝—孔洞型等3种类型,其中后两者具有物性好、开采动用较容易、测试效果好的优点,为灯影组优质岩溶储层类型;②建立了岩溶储渗体分类标准,将研究区储渗体细分为3类,其中一、二类储渗体投产井稳产能力较强、生产效果较好,能够实现效益开发;③该区内可划分出一类储渗体7个,二类储渗体10个,三类储渗体15个,一、二类储渗体天然气动态储量介于21.69×10~8~37.08×10~8 m~3。结论认为,该区一、二类储渗体缝洞搭配关系好、优质储层厚度大、储量丰度大、生产效果好,可以作为有利的天然气开发目标。     

四川盆地高石梯区块震旦系灯影组四段储层类型及气井产能模式

四川盆地高石梯区块震旦系灯影组四段气藏以丘滩复合体沉积和表生岩溶作用为主控因素，具有多因素叠加成因，依据现有储层分类评价标准对灯影组四段进行储层表征存在一定局限。基于岩心观察、常规测井和成像测井资料分析，结合配套CT扫描和薄片鉴定，利用储渗空间的搭配关系可将高石梯区块内灯影组四段的岩溶储层划分为孔隙型、孔隙-溶洞型和裂缝-孔洞型3类。其中，裂缝-孔洞型和孔隙-溶洞型储层具有物性好、开采动用较容易、试采效果好的特点，为灯影组四段的优质储层类型。在单井储层类型精细划分的基础上，运用常规地震剖面的储层预测技术、"蚂蚁体"追踪技术，结合典型井的试井曲线、生产曲线和无阻流量等动态资料，建立高石梯区块灯影组四段气井产能划分方案，可将气井产能模式分为3类（Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类）。其中，Ⅰ类井产能模式和Ⅱ类井产能模式的优质储层占比高，其地震剖面上显示灯影组四段上亚段呈宽波谷，"蚂蚁体"属性显示缝洞体较发育，具有较好的试采效果。     

开江—梁平海槽东侧飞仙关组岩相分区及地质意义

沉积相带演化规律一直是制约环开江—梁平海槽二叠系—三叠系礁滩储层发育及分布的重要因素。基于钻井、岩心、地震资料,认为海槽东侧下三叠统飞仙关组以罗家寨—正坝—赵家湾一线为界,南、北岩相具有分区的性质,地震振幅属性表明该线为沉积地貌高低转折带,以残余鲕粒云岩和亮晶鲕粒灰岩的高能沉积岩相组合为主,该线以北为石膏岩—膏质泥晶云岩—膏质残余鲕粒云岩的蒸发岩岩相组合,以南为泥晶灰岩—泥质灰岩的低能沉积岩相组合。长兴组中—晚期为缓坡开放型有镶边台地沉积背景下的低位体系域沉积;飞一段沉积早期为海侵体系域,即长兴组沉积古地貌基础上的缓坡开放型无镶边台地沉积,膏质鲕粒白云岩组成的鲕粒滩集中在台地内部(月溪1井—金珠1井—高张1井区),储集性相对较差。飞一段沉积晚期—飞二段沉积期是鲕滩储层发育关键期,为高位体系域下的缓坡封闭型有镶边台地沉积,受NW向基底断裂和NE向地貌高地的共同控制,沿台缘带发育"U"型厚层台缘鲕粒滩,鲕粒滩障壁作用导致台缘带以北为蒸发潟湖环境,以南沿天成1井—门南1井—新兴1井一线发育上斜坡沉积环境,向南过渡为下斜坡沉积环境。     

川东地区台内洼地二叠系生物礁、滩沉积格局及勘探意义

川东地区晚二叠世—早三叠世发育武胜—石柱台内洼地和重庆—綦江台内洼地，明确环台洼边缘分布的生物礁滩沉积格局及演化对四川盆地二叠系—三叠系礁滩气藏勘探的重要指导意义。基于川东地区卷洞、菊花坝、太运和冷水溪剖面长兴组的现场实测和系统取样分析，结合实际钻井资料和前期研究成果，认为长兴组沉积早期，除开江—梁平海槽外，研究区内其余地区均处于缓坡沉积环境，以硅质结核灰岩和泥晶灰岩等较深水沉积为主；而随着长兴组沉积中—晚期海退，开始出现明显的沉积分异现象，由南向北呈“两洼”—“一台”—“一槽”的沉积格局，即重庆—綦江台内洼地亚相及其以北的武胜—石柱台内洼地亚相（“两洼”）、武胜—石柱台内洼地亚相与开江—梁平海槽之间的台坪亚相（“一台”）及开江—梁平海槽主体（“一槽”）。沿武胜—石柱台内洼地南、北两侧台洼边缘带，发育生物礁滩组合，生物礁滩组合在北侧主要发育在长二段—长三段下部，在南侧则发育在长三段上部，具有“北早—南晚”的沉积特征，认为长兴期沉积古地貌上具有“北高—南低”的特点。研究区台内洼地沉积格局及生物礁滩演化规律的明确，为川东地区二叠系长兴组礁滩气藏勘探新领域评价提供了依据。     

四川盆地川中地区震旦系灯影组热液白云岩储集相

四川盆地中部(简称川中地区)上震旦统灯影组是近几年该盆地天然气勘探的重点目标之一,尤其是表生岩溶作用及其所形成的储渗空间一直是相关研究的重点。为此,以岩心、岩屑样品的岩石学特征研究为基础,结合相关微量元素、同位素和阴极发光等实验分析结果,证实灯影组白云岩中发育有基质重结晶白云岩、充填状鞍状白云石(包裹体均一化温度平均值为178.5℃、高Fe、Mn含量、~(87)Sr/~(86)Sr值偏高)和热液矿物组合(包括闪锌矿、方铅矿、黄铁矿、石英等)。进而提出该区灯影组白云岩中存在热液白云岩储集相的认识,即指由热液流体对致密基质白云岩改造而形成的由热液溶蚀孔隙、热液成因晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝4种储集空间构成的白云岩储集体。为有效地认识和鉴别灯影组热液白云岩储集相,从岩相学和地球化学两方面建立了鉴别标志。结论认为,该区热液白云岩储集相发育的控制因素为:(1)深大基底断裂作用;(2)热液作用强度。