渝东南—黔北地区牛蹄塘组页岩微-纳米级孔隙发育特征及主控因素分析

以渝东南-黔北地区牛蹄塘组页岩岩心及野外新鲜露头样品为研究对象,运用低温液氮吸附实验和氩离子抛光扫描电镜观察,划分页岩微纳米级孔隙类型,并对其发育程度和形态结构进行定量表征,结合页岩样品地球化学测试数据,明确页岩微观孔隙发育主控因素,试图建立微纳米级孔隙发育程度与主控因素定性或半定量关系。结果表明：研究区牛蹄塘组页岩微纳米级孔隙分为有机孔、无机孔和微裂缝3大类,包括7个亚类。有机质粒内孔结构特征为球状、细瓶颈状和墨水瓶状,无机孔主要为串珠状、球状和楔状,微裂缝呈四方开口的平行板状、夹板状。有机质粒内孔、矿物粒间孔和微裂缝为主要孔隙类型,且具有较好连通性,可作为页岩气赋存空间和渗流通道。页岩孔隙以中孔为主,其次为宏孔,孔隙直径分布范围主要在1~50 nm。比表面积主要由孔径≤5 nm孔隙所提供,页岩孔隙孔径越小,对比表面积贡献越大,越有利于页岩气吸附聚集,随着孔隙体积的增加,比表面积不断增加。有机碳含量是控制页岩微纳米级孔隙发育和比表面积的最重要内因,特别体现在对微孔和中孔发育的控制上;黏土矿物含量增加能增强页岩吸附能力,但对孔隙体积和比表面积主控作用不明显;脆性矿物含量主要控制宏孔发育,对页岩吸附的贡献可以忽略;热演化程度过低或过高均不利于有机质孔隙的发育,微纳米孔隙体积随着成熟度增加呈现出先增后减的趋势,对于高过成熟页岩,不同干酪根类型的有机质孔隙发育程度和比表面积大小次序为Ⅰ型＞Ⅱ型＞Ⅲ型。     

柴达木盆地西部新生代生长构造格架与油气聚集

柴达木盆地西部地区新生界断裂划分为同生逆断裂、后生同生逆断裂和后生断裂 ,背斜发育有同生断展背斜、后生断展背斜及生长背斜 ,昆北断阶区褶皱发育演化序列为同生断展背斜之上叠加了生长背斜 ,一里坪坳陷、茫崖坳陷褶皱发育演化序列是后生断展背斜上叠加了同生断展背斜 ,同生断展背斜之上又叠加了生长背斜。新生代生长构造格架由三期生长构造组成 ,古近纪—早上新世逆同生构造、中—晚上新世逆同生构造和中—下更新世生长背斜组成 ,不同构造单元构造格架组成略有不同。三期生长构造是由E—N12 盆地基底扭压整体拗陷作用、N22 —N3 2 盆地基底扭压差异拗陷作用和Q盆地基底扭压缓慢拗陷作用而形成的。构造圈闭主要有同生断展背斜、后生断展背斜、生长背斜、断鼻等 ,且具有明显的层次性 ,主要分布在昆北断阶、茫崖坳陷。同生逆断裂的长期活动有利于油气的运移、聚集 ,位于油源区附近的同生和后生断展背斜有利于油气聚集成藏。     

中国西北地区页岩气形成地质条件分析

长期以来,对西北地区盆地常规石油勘探已经取得了巨大突破,但页岩气的勘探仍处于起步阶段。页岩气具有自身的
成藏机理,需要特殊的地质条件。通过分析我国西北地区塔里木盆地、柴达木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、银-额盆地和焉耆盆
地页岩分布情况、厚度、面积、总有机碳含量、热演化程度、有机质类型、矿物岩石成分等因素,认为中国西北地区页岩分布面积广
泛、厚度大,许多盆地或地区页岩有机碳含量高、热演化程度高、有机质类型好,具备页岩气大规模成藏的地质条件。其中吐哈盆
地页岩与塔里木盆地页岩中黏土矿物含量低,石英等脆性矿物含量高,易受外力作用影响形成天然裂缝与诱导裂缝网络结构,有
利于页岩气开采。与美国产气页岩的各项指标比较发现,塔里木盆地与准噶尔盆地古生界海相及海陆交互相页岩厚度大、脆性矿
物种类多且含量高,但有机质丰度较美国海相产气页岩低,且热演化程度高(大部分处于高-过成熟热解气阶段)。与埋深超过
3000m的古生界过成熟(Ro 为0.51%~3%)页岩和浅埋深但有机碳含量偏低(普遍小于2%)的新生界陆相页岩相比,中生界湖
相和湖-沼相高有机碳含量(最高值达15.6%)页岩更具有勘探价值。      

致密砂岩气储层裂缝评价方法与表征

致密砂岩气储层裂缝特征是影响储层含气性差异的主导因素,裂缝发育“甜点区”的准确预测是天然气获得高产、稳产的关键。在中国不同时代地层、沉积相、埋深及构造演化背景条件下均有致密砂岩气储层分布,这些因素导致致密砂岩气储层中裂缝发育特征具有特殊性和复杂性。本文系统提出了致密砂岩气储层裂缝评价的思路和方法,强调评价中应采用岩心观察统计与测井解释相结合、地震储层预测与钻井约束相结合、宏观尺度与微观尺度相结合、定性评价与定量表征相结合、数据统计与计算方法相结合、实验分析与数学模拟方法相结合的方法。最后,指出致密砂岩气储层裂缝评价的7个重点方面：(1)致密砂岩气储层不同级别裂缝发育层段综合识别特征研究;(2)裂缝发育层段特征参数定量表征;(3)裂缝类型及形成机理研究;(4)裂缝发育主控因素分析;(5)裂缝分布预测研究;(6)裂缝发育程度与主控因素和含气性关系及控气模式研究;(7)压裂过程中水力缝、天然裂缝及应力间耦合关系研究。     

页岩储层构造应力场模拟与裂缝分布预测方法及应用

裂缝是页岩气富集高产的关键因素。页岩储层相对于其他类储层,其塑性相对较强,非构造裂缝比较发育。构造裂缝除了高角度的张性裂缝以外,还发育有较多近水平的层理缝和低角度构造滑脱缝等。针对页岩储集层的特点和裂缝发育特征,从地质成因的角度,明确了页岩储层构造应力场模拟数值模拟与裂缝分布预测的方法,其核心在于建立模拟地区目的层的精确地质模型、力学模型和计算模型。利用页岩的单轴和三轴压缩变形试验和声发射古、今地应力测试结果进行应力场数值模拟,获得研究区构造应力场分布,将应力场模拟果与实际地质资料对比分析,进一步检验校正已建立地质模型的合理性;在此基础上,针对富有机质页岩主要发育张裂缝和剪裂缝的特殊性,分别采用格里菲斯、库伦摩尔破裂准则计算页岩储层张破裂率、剪破裂率,依据张裂缝与剪裂缝所占的比例关系,求取页岩储层的综合破裂率,据此分别定量表征页岩储层中张裂缝、剪裂缝和构造裂缝的发育程度及分布特征;并在全面考虑影响页岩储层裂缝发育程度的综合破裂率、脆性矿物含量、有机碳含量多种主控因素的基础上,进一步提出了页岩“裂缝发育系数”作为最终判别指标,综合定量表征页岩储层裂缝的发育程度和预测裂缝的分布,页岩裂缝发育系数越大,裂缝发育程度则越高。该方法在我国渝东南地区下志留统龙马溪组页岩储层裂缝分布预测中得到了有效应用。此不仅为页岩气甜点优选提供了一种新的技术方法,而且模拟成果对页岩气水平井和压裂改造方案的设计具有重要的参考价值。     

泥页岩单轴抗压破裂特征及UCS影响因素

正确认识泥页岩单轴抗压破裂特征及UCS影响因素对探究泥页岩破裂机制、钻完井设计、压裂评价、微裂缝预测、测井解释及地震响应等方面均具有重要参考价值。本文在对国内外近些年有关泥页岩单轴抗压及UCS研究系统调研及近期研究成果全面分析基础上,对泥页岩破裂特征及UCS影响因素进行了综合分析。研究结果表明,泥页岩单轴加载曲线的非弹性段变形机制受微裂缝的滑动、新微裂缝的产生、扩展及孔隙坍塌的综合影响。泥页岩单轴抗压破裂呈张性或张剪性,张性破裂易发生于刚度较高、固结程度较强的部位;而剪性破裂易发生于刚度较低、固结程度较弱的部位。S型破裂准则可以较为准确的描述泥页岩从单轴到三轴发生破裂时所对应的强度变化。从地质学角度,对影响泥页岩UCS的因素进行了归纳,分别为矿物组成、层理面角度、分选性、微组构、有机质含量及分布、孔隙度、水分、微裂缝8方面因素,详细分析了不同影响因素的影响机制。在这些影响因素中,微裂缝由于分布特征复杂,其对泥页岩单轴抗压破裂及UCS的影响机制研究尚不深入。因此建议未来应加强泥页岩微裂缝参数的定量化研究,从微观尺度研究微裂缝对泥页岩单轴抗压破裂的具体影响机制,该研究可以为页岩油气勘探、开发提供科学指导。     

致密砂岩气成藏机制类型及特征研究

致密砂岩气是一种重要的非常规天然气资源,并且在我国其储量占全国天然气总储量的比例较大。系统的研究致密砂岩气藏的成藏机制有助于划分气藏类型,确定勘探方向,提高天然气产量。本文通过大量的文献调研,对比分析不同致密砂岩气藏在成藏过程中天然气的运移模式,根据气体运移动力的种类,提出了"活塞充注型致密砂岩气藏"、"混合驱替型致密砂岩气藏"及"置换聚拢型致密砂岩气藏"三种成藏类型,并阐述其地质特征。     

储层裂缝综合表征与预测研究进展

裂缝性油气藏在世界石油和天然气的产量、储量中均占有十分重要的地位.天然裂缝一方面可以显著改善储层的渗透性,甚至可以为油气聚集提供一定的储集空间,另一方面对储层的压裂改造和石油工程方案优化设计有重要影响.通过调研储层裂缝近年来的研究热点,总结了储层裂缝表征方法、表征参数以及预测方法的研究进展,分析了储层裂缝的主控因素,最后讨论了储层裂缝研究中面临的实际问题.目前,裂缝识别与表征方法主要包括地质与岩石学法、测井方法、钻井与录井以及生产动态资料分析法.伴随着非常规油气开发,裂缝的充填特征、连通性、有效性、开启压力、封闭性、动态参数以及裂缝面粗糙度等参数日益得到研究人员的关注.在裂缝预测方法中地震法、应力场数值模拟法是目前主流的裂缝反演、正演预测方法.通过鄂尔多斯盆地周缘野外地质考察,将裂缝与结构面组合样式分为终止型、穿透型、变换型以及复合型四大类.提高测井与地震识别、预测裂缝的精度,建立精细的有限元地质力学模型以及准确预测油藏裂缝开度是目前储层裂缝表征、预测的瓶颈制约.     

巴彦浩特盆地东部坳陷石炭系流体势特征及油气运聚单元划分

巴彦浩特盆地是油气勘探的重点,但其流体势特征及油气运聚单元始终未进行研究,限制了区域成藏研究及勘探目标的优选。文章探讨巴彦浩特盆东部坳陷石炭系流体势特征及油气运聚单元的划分,从油气运移动力学角度分析巴彦浩特盆地东部坳陷油气运聚规律及原因。以盆地主要成藏时期晚白垩世的构造演化活动为基础,结合该时期的构造格局,计算出巴彦浩特盆地东部坳陷晚白垩世时期石炭系流体势,明确流体势场表现出的油气运聚特征。结果表明晚白垩世时期石炭系总体上表现为自坳陷东部及南部向西部及东南部降低的规律,高势区分布范围较小,主体位于坳陷的东部及南部。在此基础上,可划分为3个油气运聚区8个油气运聚单元。上述流体势特征有利于油气长期运移聚集,较好的油气运聚单元是未来巴彦浩特盆地东部坳陷勘探的主要潜力区。