陆相页岩气储层特征与潜力评价

在日益剧增的能源需求与北美页岩气成功开发的推动下,近年来我国页岩气勘查与潜力评价取得了一系列成果。我国广泛发育中生代以来的陆相沉积,各主要含油气盆地内陆相富有机质页岩极为丰富,评价其页岩气成藏潜力具有特殊的理论与现实意义。与海相页岩气储层不同,陆相富有机质页岩的热演化程度较低,有机质含量高;石英含量相对较低,而长石、碳酸盐矿物含量较高,总体脆性条件好;黏土矿物含量高,后期构造活动改造弱。这些特点决定了陆相气页岩储层评价的标准不能简单照搬海相储层的评价标准。在总结了目前我国主要陆相页岩气勘查评价成果的基础上,参照北美海相页岩气储层评价标准,认为陆相页岩气储层评价标准可定为：TOC＞2.0%,热成熟度RO＞0.9%,脆性矿物含量＞40%,黏土矿物含量＜40%,含气量＞1.0m³/t,孔隙度＞2%,有效厚度＞30m。     

准噶尔盆地二叠系页岩气储层特征及潜力区优选

为探讨准噶尔盆地二叠系泥页岩分布、页岩气储层特征及潜力区优选,通过常规油气井岩性识别、样品实验数据和文献资料,分析了研究区页岩储层的分布面积、埋深、累计厚度、脆性矿物含量、孔隙度、渗透率、TOC、R_o、生气强度等参数。结合页岩气储层评价的最新观点,以国内外页岩气商业开发成功案例区的相关数据为对比依据,识别出盆地西北部玛湖凹陷至盆1井西凹陷一带和东南部的阜康凹陷-北三台斜坡一带为2个优势区块。根据研究区页岩气实际储层特征,综合考虑“木桶短板效应、补偿效应、风险最小化、利益最大化”有利区选择原则,最终将玛湖凹陷至盆1井西凹陷评价为首选有利区,阜康凹陷-北三台斜坡一带评价为次有利区。该研究对准噶尔盆地二叠系页岩气的后续勘探开发有一定指导意义。     

页岩气储层评价参数研究概述

目前,中国正在开展页岩气的勘探和开发,但是面临着一些问题。其中,最重要的问题是储层的有效性评价体系不完善,储层评价体系对于页岩气高效开发存在限制。评价页岩气储层时需要关注其生气能力、储集能力和可压裂能力。研究页岩气储层的特征和评价参数对于提高采收率非常重要。通过整理分析国内外相关文献,可以总结出页岩气成藏过程、赋存状态以及储层特征。在进行页岩气储层评价时,需要从矿物组分、成熟度、有效厚度、物性特征、含气性特征等多个方面进行评价,并按照相应标准进行系统总结。这些评价结果可以为储层精确评价和有利区优选提供重要依据。     

页岩气储层改造有效性分析

针对目前美国页岩气成功开发所采用的水平井技术和储层改造技术,总结了水平井水力压裂裂缝起裂机理和地层各向异性对压裂裂缝形态的影响规律.分析表明:页岩地层水平井压裂在低应力各向异性区产生有效的裂缝网络,而在高应力各向异性区产生窄裂缝通道;压裂过程中同时产生主裂缝和垂直于主缝的二级裂缝,两者构成裂缝网络,当井眼轨迹方位与水平...     

页岩气储层特征及地球物理预测技术

为掌握富有机质页岩的地球物理响应特征,进而为页岩气储层评价奠定基础,对南方海相页岩及其围岩的复电阻率进行了实验研究。结果认为:页岩具有不同强度的激发极化效应且极化率参数值高于围岩地层;其电性响应特征与页岩的总有机碳含量、矿物成分、热成熟度等有关。虽然反演的电阻率值比较单一,在油气勘探中既有低阻也有高阻特征,但极化率参数可以为页岩气的评价提供可靠信息,其综合时间常数和频率相关系数,可直接进行页岩气储层预测。该研究可为页岩气勘探和储层评价提供理论依据。     

页岩气钻井储层潜在损害分析和保护技术探讨

随着我国传统油气资源的日趋紧缺,页岩气成为近十年来我国最具有吸引力的新兴能源之一。目前,我国页岩气研究起步较晚,开发技术相对落后,在钻井的过程中不适当的操作及处理,页岩气储层极易受到不可逆的伤害,此时,储层潜在损害因素分析和保护技术讨论显得尤为重要。文章以页岩气储层为例,在系统调研了国内外钻井过程中页岩气储层相关文献的基础上,并结合我国页岩气储层的地质特征,总结归纳了页岩气储层潜在损害因素与保护技术,并提出应立即全面开展页岩气储层伤害机理、评价标准和保护技术研究的建议。     

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层流体地球化学特征

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层中多发育薄层粉细砂岩夹层,部分页岩气在形成后便近距离聚集在砂岩夹层中,因而赋存于砂岩夹层不同期次成岩矿物中的流体包裹体便成为研究页岩气储层流体形成与演化过程的"活化石"。从页岩有机地球化学特征、储层显微偏光/荧光特征、流体包裹体的温度及成分特征等方面入手,系统分析了研究区页岩气的形成和保存条件。结果表明,研究区石炭系泥页岩有机质丰度高,有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型,普遍处于成熟—高成熟阶段。页岩气储层存在2期次的油气充注过程:第1期发生在早二叠世末期,油气的成分成熟度较低,为砂岩夹层中环石英颗粒加大边内侧分布的重质油包裹体及现今储层中残留的褐色、灰褐色稀油沥青;第2期发生在新近纪早期—现今,为砂岩夹层中沿石英颗粒成岩期后微裂隙成带分布的凝析油及天然气包裹体,是现今页岩气储层油气的主体。盆地东缘及东北缘部分砂岩夹层中气体包裹体成分多为CH4+CO2、CO2+CH4+N2,属于岩浆热液作用下的变质流体。研究区中部石炭系页岩有机碳含量高、成熟度适中(Ro均值约为1.0%)、油气保存条件较好,现今仍存可动轻质油气,具有良好的页岩气勘探前景。     

北美页岩气储层孔隙类型研究的启示

对北美页岩气储层孔隙类型研究方法和成果进行了全面的分析和总结。分析结果表明:与砂岩和碳酸盐岩相比,页岩储层孔隙类型更复杂,孔隙直径更小,普通探测和描述方法难以进行精细研究;北美研究机构多采用氩离子抛光扫描电镜方法对页岩孔隙进行研究;页岩储层孔隙可分为5种基本类型,粒间孔、矿物质孔、有机质孔、化石孔和微孔道;由于页岩沉积环境中富含古生物,所以富含有机质的页岩中有机质孔是主要的孔隙类型,页岩中富含粘土矿物和硅酸盐、磷酸盐矿物,这些矿物间的微小孔隙也是重要的孔隙类型。     

页岩气储层综合评价技术在涪陵页岩气田的应用

四川盆地涪陵岩气田是国内迄今为止发现并投入商业开发的首个大型非常规气田。借鉴美国页岩气储层评价八项重要指标,根据四川盆地涪陵岩气田具体特征,形成一套适用于页岩气储集层的储层综合评价关键技术。这项技术根据储层物性,总有机碳含量,脆性,水平应力差异这四方面性质,对储层进行综合评价。     

延安地区山西组页岩气储层特征及资源潜力分析

延安地区山西组具有丰富的页岩气资源,研究山西组页岩气储层特征,预测其资源潜力,对该地区页岩气勘探具有重要意义。该研究以延安地区山西组为目的层,基于岩心观察、扫描电镜、X射线衍射分析和含气量解析等一系列分析测试成果,从矿物组成、有机地球化学、砂层夹层发育特征、孔隙结构以及含气性等方面综合表征山西组页岩气储层特征,开展页岩气资源潜力评价。结果表明：1)山西组泥页岩厚度平均为55 m,平面展布广,有机碳含量平均值为6.24%,泥页岩含气量平均值为1.2 m³/t,砂质夹层累计厚度为5～16 m,孔隙度为5%～7%;2)砂岩夹层中发育岩屑溶蚀孔、高岭石晶间孔、粒间溶孔及微裂缝等多种孔隙,泥页岩中的孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、有机质孔和晶间孔等;3)运用条件概率体积法和容积法评价出山西组页岩气资源总计为10 009.6×10⁸ m³,其中山2段资源量为6 457.09×10⁸ m³,是未来页岩气勘探的重点方向。     

中美典型高压页岩气藏钻井提速技术对比与启示

美国Haynesville高压页岩气气藏与中国长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组高压页岩气藏的地质、钻井条件最为类似,前者的钻井提速技术思路对于我国页岩气快速钻井也具有重要的参考借鉴意义。为了实现我国页岩气藏的钻井提速,通过对比中国和美国典型高压页岩气藏钻井提速技术,分析探讨了上述两个气藏在钻井提速技术方面的异同点。研究结果表明:①目前美国Haynesville等页岩气藏已将水平段井眼尺寸从215.9 mm缩小到171.5 mm或161.1 mm,单井钻井投资降低超过25%,节能减排优势明显;②美国同行采用的"高效钻头+配套井下提速工具+钻井参数优化软件/装备"的硬研磨性难钻地层系统化钻井提速技术,值得国内重视、借鉴、攻关、应用;③"控压钻井+降密度"钻井技术能够在高压页岩层段钻井提速中起到至关重要的提速应用效果。结论认为,应积极在国内国家级页岩气示范区开展缩小井身结构尺寸及其相关的钻井配套装备、工具、软件的应用探索试验;在目的层段值得持续探索、优化、应用控压钻井技术。     

页岩储层泛连通特征及气体赋存方式

目前对页岩储层微观孔隙的连通特征、气固作用关系认识尚有不足,对纳米级空间（尺度为0.5~4.0 nm）在气体储集、流动中的作用没有开展系统研究。通过透射电子显微镜观察到页岩储层固体矿物颗粒内部存在大量纳米级空间,并通过实验证实镜下观察到的纳米级空间对甲烷气体具有可通过性、可存储性;基于观察和实验结果提出了页岩储层泛连通的概念;提出页岩气新的储集形态——固溶气,将页岩气的储集方式分为自由气、吸附气、固溶气、溶解气4种;依据新的认识给出实际页岩气储量计算新公式,实际计算得到页岩气储集量增加7%~32%。该认识和结论同样可应用于高温高压致密气藏,可以形成基于泛连通和固溶气概念的页岩储层微观评价和渗流机理的理论体系。     

页岩气藏形成机理与富集规律初探

我国存在大量富含有机质页岩地层,具有广阔的页岩气藏勘探开发前景。分析页岩气成藏特征,探讨页岩气藏形成机理与富集规律,有助于为更好地评价和开发我国的页岩气资源。研究表明：页岩气藏是一种区域性连续聚集型非常规天然气藏;页岩具有一定厚度、有机质含量丰富、处于生气窗演化阶段以上、天然裂缝发育、位于构造低部位或盆地中心等是页岩气藏形成的主要条件;自生自储、不间断供气与连续聚集、未经运移或极短距离运移等是页岩气藏形成机理的重要特征;页岩有效厚度、有机碳含量、基质孔隙与天然裂缝发育程度是页岩气富集成藏的关键因素。     

页岩储层的岩石力学特性

页岩储层岩石具有基质致密,微裂隙、层理面发育,岩石性脆等非常规地质特征,其力学性质与一般的致密砂岩、碳酸盐岩相比具有一定的特殊性。为探寻这一特殊的岩石力学性质,利用MTS多功能岩石力学实验系统对取自四川盆地某区的M组页岩开展了三轴、单轴、巴西力学实验。结果表明：页岩岩石三轴平均抗压强度为265.75 MPa,平均杨氏模量为4.59×10⁴ MPa,平均泊松比为0.25,属于中硬地层;单轴垂向取样抗压强度（151.92 MPa）是水平取样抗压强度（为69.18 MPa）的2.2倍;页岩抗张强度较低,平均为2.94 MPa。综合分析页岩储层脆性指数后认为,M组页岩属于脆性岩石,储层脆性指数均超过50,有利于对页岩储层进行大型水力压裂;压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式,压裂设计应遵循“大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”的原则。     

页岩气地面工程标准化设计

页岩气藏的特殊物性决定了其地面工程建设必须采用非常规、标准化的技术手段,加之我国页岩气藏地面工程设计面临集输规模不确定性强、管网和站场布局适应性差、工艺设备配套难度大及后期需考虑增压开采等诸多难点,因此要求页岩气地面工程建设必须向标准化设计、模块化建设、橇装化配备的方向发展。为此,在文献调研和技术探索的基础上,形成了以标准化井场布局、通用化工艺流程、模块化功能分区、橇装化设备选型、集约化场地设计、数字化生产管理为核心的页岩气地面工程标准化设计技术;并以国内川渝地区典型页岩气田为例,讨论其应用背景和地面工艺技术路线,对地面集输系统进行标准化设计,包括标准化工艺流程、模块化集输站场、系列化脱水装置、集约化平面布置,取得了显著的效果。建立了灵活、实用、可靠的地面生产体系,完成了丛式井平台、集气站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计,形成了一套适应于国内页岩气田地面工程建设的技术体系。     

页岩气储层测井解释评价技术

较之于常规储层,页岩气储层的测井解释评价工作显得更为复杂。通过近两年的跟踪研究,结合岩心分析和试油资料,从页岩地层的地质、测井特征和评价难点入手,通过对页岩气储层评价关键参数（如总有机碳含量、吸附气与游离气含量、页岩岩石脆性指数等）的计算分析,基本上掌握了页岩气储层关键评价参数的计算方法,从而建立起了页岩气储层定性评价标准,并编制出了页岩气储层解释处理软件。同时,在页岩气储层定性评价方面也给出了划分标准,即：①异常高的自然伽马段对应高有机质含量段,吸附气含量高;②无铀伽马低值,黏土含量低,脆性物质含量高;③裂缝和孔隙发育段的游离气含量高;④高声波、低密度、高电阻率段的有机质含量高,含气饱和度也高;⑤电阻率低于10 Ω·ｍ的地层,其黏土含量高,含气饱和度低,不具备开发潜能。     

页岩气储层的基本特征及其评价

页岩气独特的赋存状态,"连续成藏"的聚集模式,区别于常规天然气储层的特征以及评价内容等决定了页岩气储层研究的特殊性。目前,国内针对页岩气储层特征及评价的工作开展得相对较少,需要建立相应的评价标准。在大量调研国外文献的基础上,综合利用四川盆地最新的浅井钻探和野外露头取样资料,从常规储层研究思路入手,详细分析了页岩气储层的基本特征(有机质特征、矿物组成、物性特征、储渗空间特征),进而总结了页岩气储层评价的主要内容;同时,借鉴美国页岩气勘探成功经验,从实际资料出发,筛选出有机质丰度、热成熟度、含气性等8大关键地质因素,进而提出了一套较为适用的储层评价标准。据该标准评价后认为,四川盆地下古生界筇竹寺组和龙马溪组2套海相黑色页岩具有良好的勘探开发前景。     

页岩气评价标准与储层分类

随着中国页岩气勘探开发的迅猛发展,页岩气评价标准和储层分类方法的建立显得尤为重要。在调研国内外页岩气地质特点、生气能力、储气能力和易开采性等资料的基础上,结合中国四川盆地具体地质情况,筛选出10个储层评价参数,并界定了评价参数分级分值。随后,采用灰色关联分析法定量化各因子之间的大小关系,计算出了各主、次因子的权重和页岩气储层质量综合评价因子,从而进行了储层分类。分析发现,我国四川盆地页岩气储层与美国五大页岩气盆地地质特点极为相似,并且龙马溪组和筇竹寺组储层综合评价因子分别为0.48和0.45,与美国New Albany页岩气盆地储层评价因子相差不大,开发潜力巨大。实例证明,储层分类结果与实际生产情况吻合度非常高。该评价方法可为我国页岩气储层评价和选区提供依据。     

Predicting the total porosity of shale gas reservoirs

The favorable zone with organic-rich shale reserve is the “sweet” in the exploration of shale gas, while the logging evaluation of reservoirs, to which the accurate assessment of total porosity is instrumental, is critical to seek this “sweet.” Taking the reservoirs in the Wufeng-Longmaxi Formation in Jiaoshiba region of Fuling, China as an example, the applicability of Herron Model for total porosity was first analyzed based on the logging data of Well #S1 (including element capture spectroscopy (ECS) and conventional logging) as well as the core analysis data (including total porosity and total organic carbon). Results show that the total porosity of target horizons was not accurately calculated with the Herron Model for the following two reasons: (a) in the calculation of apparent density porosity and apparent neutron porosity, rocks are taken as a simple combination of matrix and pore, neglecting the organic matters in reservoirs; (b) the weight coefficients of apparent density porosity and apparent neutron porosity are constant, ignoring their variation in various geological structures. Based on this analysis, an improved method of evaluating the total porosity of shale gas reservoirs was put forward and used to calculate the total porosity of Well #S2 in Wufeng-Longmaxi Formation in Jiaoshiba. Compared with original Herron Model, the new method offers simpler operation and considerably better accuracy, which make it suitable for wide range of applications.     

考虑页岩气储层及开发特征影响的逻辑增长模型

随着页岩气开发工作的持续快速推进,如何深入分析页岩气井生产动态、评价气井生产特征,成为页岩气建产区评价、新区开发方案制订和规划方案编制等工作中亟待解决的问题。已有学者将逻辑增长模型(以下简称LGM模型)应用于非常规气藏气井的产量递减分析中,但未考虑页岩气储层及开发特征的影响,该方法仍有进一步完善和发展的空间。为此,基于前人的研究成果,建立了考虑页岩气储层及开发特征的逻辑增长模型(以下简称RB-LGM模型),并且以四川盆地长宁区块页岩气开发井为例对页岩气井生产动态进行了分析,将分析结果与Arps双曲递减模型的拟合、预测结果进行了对比;在此基础上,采用RB-LGM模型来确定水平井的最优井距。研究结果表明:①在LGM模型的基础上,RB-LGM模型根据页岩气开发采取大批量集群式部署水平井的特点,将页岩气储层参数(厚度、页岩密度、含气量)及开发参数(水平段长度、井距、采收率)相结合,作为水平井产气量拟合的逻辑控制因素,从而使气井的产量预测结果更加合理;②采用RB-LGM模型既能够对气井早期生产数据进行良好拟合,又能够保证后期预测结果在逻辑条件控制下收敛;③由于RB-LGM模型考虑了页岩气储层和开发特征的影响,因而既可以用于水平井井网优化,又可以通过数据反演来分析开发区域内储层参数的变化趋势。