四川盆地红星地区二叠系页岩岩相及其微观孔隙结构特征

四川盆地红星地区二叠系是页岩气勘探的重要接替领域,目前整体勘探程度低,页岩岩相类型不清、储层微观孔隙结构特征不明。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、总有机碳(total organic carbon,TOC)和低温氮气吸附实验等技术手段,明确了二叠系茅口组四段-吴家坪组页岩岩相类型及其微观孔隙结构特征,探讨了优质储层主控因素。结果表明:①红星地区二叠系页岩发育高碳高硅类、高碳低硅类、低碳高硅类、高黏土类和灰质混合类共5种岩相类型;②高碳高硅类岩相储集特征以微孔-小孔为主,高碳低硅类页岩储集特征以微孔为主,低碳高硅类页岩储集特征以小孔-中孔为主,高黏土类页岩储集特征以中孔-大孔为主;灰质混合类页岩储集特征以大孔为主;③高碳高硅类岩相孔隙度、孔体积和比表面积最大,其次为高碳低硅类、高黏土类和低碳高硅类,灰质混合类岩相最小;④微孔主要受有机质含量控制,微孔体积与有机质含量成正比,小孔体积与长英质矿物含量成正比,中孔体积与黏土矿物含量成正比,大孔基本不发育;⑤综合岩相发育占比和储集特征认为,高碳高硅类和高碳低硅类岩相是最优质的岩相类型,高黏土类和低碳高硅类次之,灰质混合类相对最差。

压裂液渗吸与富气页岩气井典型生产规律关系剖析

压裂液渗吸会改变储层内的原始气水赋存特征,进而影响页岩气井生产规律。为此,通过动态驱替与核磁共振实验,结合前人研究成果,剖析了孔隙内原始气水分布、压裂液渗吸对通孔和盲孔内气体赋存的影响以及气井生产规律与压裂液渗吸的关系。研究表明:孔隙内原始气水赋存类型与矿物种类、裂缝孔径及储层湿度有关,小孔隙、孔角处存在束缚水,大孔隙内甲烷吸附面积随储层湿度的增大而减小,吸附气含量受有机质孔隙占比及成熟度的影响;近裂缝区存在渗吸影响区,在影响区内压裂液渗吸可促进吸附气解吸,并驱替非均衡渗吸通孔中的游离气,压缩均衡渗吸通孔及盲孔中的游离气;非均衡渗吸通孔中被驱替出的气体是水力裂缝中游离气的主要来源之一,只有当井筒、裂缝及影响区内滞留的压裂液排出,各区域内部的气体才能产出,从而导致产气曲线滞后于产水曲线的现象,且裂缝排液阻力远小于基质孔隙排液阻力,是产气及产水曲线呈“L”形递减的主要因素。该研究成果聚焦于压裂液渗吸对气体赋存及产出的影响,可丰富页岩气储层保护理论,对气井高效开发具有指导作用。

深层页岩气产出过程碳同位素分馏特征及其地质意义——以川南地区泸州区块奥陶系五峰组-志留系龙马溪组为例

四川盆地南部地区(以下简称川南地区)中浅层页岩气已实现规模效益开发,深层页岩气是当前和将来一段时间增储上产的重要领域。为了探索川南地区深层页岩气中碳同位素分馏影响因素及其地质意义,以川南地区泸州区块深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩为研究对象,系统开展了12块岩心现场解析测试和2口生产井连续监测工作,分析了甲烷、乙烷碳同位素(δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2))分馏机理,建立了同位素分馏模式,并构建了根据同位素分馏参数计算吸附气与游离气相对比例和EUR的数学模型和方法,最后分析了页岩气赋存状态、富集特征和流动产出规律。研究结果表明:①川南地区深层页岩气解析过程中δ^(13)C_(1)值变重幅度介于10.3‰~22.7‰,δ^(13)C_(2)值变重幅度最大仅为4.2‰,页岩气井生产过程中甲烷和乙烷均存在约8‰的碳同位素分馏幅度;②页岩气完整产出过程中碳同位素分馏普遍存在“稳定—变轻—变重—再变轻”的4阶段模式,装罐后解析气仅能观测到基质产气为主所对应的变重阶段,而生产井井口气能够观测到反映裂缝与基质共同产气所对应的变轻阶段,环境温度和压力变化均会改变原有天然气碳同位素分馏模式,影响程度与所处阶段密切相关;③生产初期井口气样相较于岩心解析气样和生产中—后期井口气样更能反映储层原始天然气碳同位素组成信息;④通过构建多尺度多机理耦合的天然气碳同位素分馏模型,能够准确计算深层页岩原位含气量、吸附气/游离气比例等关键参数,实现页岩气井EUR预测和生产过程中吸附气/游离气产出比例的有效评价。结论认为,开展页岩气产出过程中碳同位素分馏影响因素及机理分析,可为深层页岩气赋存状态、富集特征和流动产出规律提供全新的视角和技术手段,将有助于深层页岩气的效益开发。

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩成岩作用与成储关系研究

鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩气藏具备良好的勘探前景。但在强烈的成岩作用改造下,临兴-神府地区上古生界砂岩储层非均质性强,严重制约了勘探效果。根据铸体薄片和扫描电镜数据,对研究区致密砂岩储层的成岩作用开展了系统研究;基于岩芯孔渗测试,高压压汞测试,表征了研究区致密砂岩的微观孔隙结构;结合探井产气特征,依据水膜厚度法、充注动力法、试气产能法及浮力平衡法确定了研究区致密砂岩储层的理论下限、成藏下限、有效渗流下限和致密上限。结果表明:研究区致密砂岩储层现今正处于中成岩A-B演化阶段,压实和各类胶结作用的差异发育是导致储层非均质强的原因。根据致密储层成岩改造的差异划分出5种成岩相:绿泥石包裹相、溶蚀相、石英胶结相、混合胶结相及致密相。根据成储界线划分出:常规储层、Ⅰ级致密储层、Ⅱ级致密储层、Ⅲ级致密储层。常规储层与Ⅰ级致密储层对应致密上限,常规储层主要包括以绿泥石包裹相和溶蚀相,Ⅰ级致密储层以溶蚀相为主,混合胶结相次之;Ⅱ级致密储层和Ⅲ级致密储层对应有效渗流下限,Ⅱ级致密储层以溶蚀相和混合胶结相为主,Ⅲ级致密储层以混合胶结相和致密相为主。其中常规储层和Ⅰ级致密储层是最具潜力的勘探目标。

致密砂砾岩成储界限及分级评价标准——以松辽盆地徐家围子断陷白垩系沙河子组为例

徐家围子断陷下白垩统沙河子组砂砾岩储层是松辽盆地深部重要的致密气藏储层,其孔渗关系复杂,给成储界限的厘定和储层分级评价带来挑战。针对沙河子组砂砾岩储层,采用水膜厚度法、充注动力法、试气产能法和力学平衡法厘定了理论下限、成藏下限、有效渗流下限和成储上限,根据不同成岩作用主控因素下的孔渗关系确定成储界限物性值。在此基础上,结合储层微观孔隙结构差异划分储层类型,建立致密储层分级评价标准,并利用测井资料将分级评价标准进行应用,为研究区致密气甜点区优选提供依据。将沙河子组砂砾岩分为常规储层、Ⅰ—Ⅳ级致密砂砾岩储层和非储层,成储界限与分级评价结果具有很好的匹配关系。其中,常规储层孔隙度大于9%,渗透率大于0.05×10^(-3)μm^(2);Ⅰ级致密储层孔隙度为8%~9%,渗透率为(0.01~0.05)×10^(-3)μm^(2);Ⅱ级致密储层孔隙度为5%~8%,渗透率为(0.001~0.01)×10^(-3)μm^(2);Ⅲ级致密储层孔隙度为3.5%~5%,渗透率为(0.2~1)×10^(-6)μm^(2);Ⅳ级致密储层孔隙度为2%~3.5%,渗透率为(0.05~0.2)×10^(-6)μm^(2);非储层的孔隙度小于2%,渗透率小于0.05×10^(-6)μm^(2)。致密砂砾岩气产量受控于致密储层类型;Ⅰ级、Ⅱ级致密储层是致密气高产的有利层段;徐家围子断陷北部安达—宋站地区有利储层厚度较大,为致密气勘探开发甜点区。

从能耗比论低熟富有机质页岩原位改质转化的经济可行性及增效途径

在原位改质技术开发中,对低熟页岩的巨大的油气资源潜力的技术可行性质疑不多,但由于致热页岩耗能巨大,经济可行性还面临重重质疑,也缺乏有力的定量论证。本文从能量守恒原理出发,对致热页岩过程中生成油气的获能和裂解有机质的耗能、页岩吸热耗能、围岩散热耗能分别进行了定量评价,得到了不同条件下的能耗比及其影响因素,结果表明:能耗比随TOC含量的升高快速增大,对倾油性的页岩,能耗比为3时对应的TOC含量≈4.2%,表明,当TOC含量较高时,有望通过大规模作业摊薄工程成本,使考虑工程成本之后的能耗比>1,即原位加热改质技术可以具有经济效益。从有关因素对能耗比的影响幅度来看,提高经济可行性的增效途径之一是探寻高效致热页岩、减少围岩传导耗热的技术;途径之二是探寻高效转化有机质为油气的技术,即探索具有催化效应/能力的技术,减少页岩吸热和致热时间;途径之三是探寻综合考虑能耗比、时间成本、工程成本的水平井综合布井技术。

塔里木盆地塔北隆起英买力地区陆相原油分子地球化学特征及来源

尽管塔北隆起英买力地区陆相油气获得了重要突破,但油气成因类型及油源尚存在争议,根据分子地球化学及同位素参数,通过油源对比研究,明确了原油成因类型及来源。研究结果表明:研究区原油主要分为两种类型,其中第Ⅰ类原油广泛分布在除YM21井和YM46井外的其他地区,三环萜烷多以C_(21)为主峰,C_(24)四环萜烷含量相对较高,C_(24)Tet/C_(26)TT介于1.0~2.0,重排藿烷含量相对较低,该类原油与库车坳陷黄山街组烃源岩生物标志物特征类似;第Ⅱ类原油分布在YM21井和YM46井,原油中三环萜烷通常以C_(19)为主峰,C_(24)四环萜烷含量较高,明显高于第Ⅰ类原油,C_(24)Tet/C_(26)TT约为3,C_(30)重排藿烷/C_(30)藿烷约为0.5,该类原油与恰克马克组烃源岩生物标志物特征较为接近。此外,第Ⅰ类原油具有相对较轻碳同位素值,主要分布在-29.6‰~-28.2‰,第Ⅱ类原油具有相对偏重的碳同位素值,其同位素值约为-27‰,同位素特征也揭示第Ⅰ类原油和第Ⅱ类原油分别来源于黄山街组和恰克马克组烃源岩。

陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素

通过中国陆上不同类型致密油典型实例解剖,开展烃源岩、储集层、原油等样品测试分析,运用核磁-驱替物理模拟、格子玻尔兹曼数值模拟等技术方法,研究了中国陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素。研究表明陆相湖盆致密油充注运聚机理:优质烃源岩生排烃动力是决定致密油充注效率和聚集效果的动力基础,原油运移阻力是影响致密油充注效率和聚集效果的关键要素,充注动力与致密储集层孔喉阻力耦合作用控制聚集效果及富集程度。陆相湖盆致密油富集程度主要受烃源岩、储集层孔喉大小、储集层结构各向异性及裂缝4大因素控制:优质烃源岩控制致密油近源分布,储集层物性及孔喉大小与致密油富集程度呈正相关,储集层结构各向异性揭示顺层运移速率最高,层内裂缝提高运聚效率与含油饱和度。

页岩吸附油定量评价模型——以松辽盆地北部白垩系青山口组一段为例

以松辽盆地北部白垩系青山口组一段页岩为例,在研究成熟度演化对干酪根吸附-溶胀的控制作用的基础上,考虑页岩样品中具有吸附油的黏土孔表面积以及地层温度的影响,通过开展自然演化干酪根样品的溶胀油实验和由泥页岩分离获得的黏土样品的吸附油实验,提出一种综合干酪根吸附-溶胀和黏土孔吸附的页岩吸附油量评价模型,并分别建立了干酪根吸附-溶胀油量和矿物吸附油量评价图版。结果表明:①青山口组一段页岩成熟度增加,干酪根吸附-溶胀油能力(Mk)降低,在Ro值为0.83%~1.65%时,Mk值约为50~250 mg/g;②页岩中黏土以吸附沥青质为主,黏土孔的吸附油能力(Mc)为0.63 mg/m^(2),黏土孔壁中平均约15%的表面被吸附油占据;③中—低成熟阶段,页岩吸附油主要受有机碳含量的控制,而当Ro>1.3%时,页岩吸附油量以黏土吸附为主;④与地层原位对比,地表室温评价结果高估吸附油量为8%~22%,平均约15%。该评价模型能够揭示不同成熟度页岩油的赋存机制,为地层温度条件下页岩油的储量评估提供了一种新的途径。

四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件

基于钻井岩心的地球化学及其他实验分析结果,结合生产测试资料,对四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件进行研究,并划分了勘探有利区。研究结果表明:(1)仪陇—平昌地区凉高山组为早侏罗世第3次湖盆扩张期的沉积产物,整体经历了凉下段滨湖—浅湖、凉上段中—下部深湖—半深湖及浅湖、凉上段上部三角洲前缘和浅湖的沉积环境变化。(2)研究区凉高山组页岩可分为长英质页岩、钙质页岩、黏土质页岩等3种;页岩有机质丰度高,TOC值为0.50%~3.39%,平均值为1.30%,有机质类型以Ⅱ_(1)和Ⅱ_(2)型为主,热演化程度高,镜质体反射率(Ro)为1.00%~1.90%,处于高—过成熟阶段。(3)凉高山组页岩物性较好,孔隙度为0.48%~7.17%,平均为3.61%,发育无机成因孔、有机孔和构造缝等储集空间类型;含油性较好,以轻质组分为主,整体呈零散状、点状分布,局部呈团块状富集;凉上段下部富有机质页岩更发育,是目前勘探的重点层位。(4)凉高山组页岩油气的富集受控于前陆盆地过渡期的弱沉降环境、大面积分布的深湖相沉积、较高的热演化程度以及普遍发育的微裂缝。中南部为页岩油气潜力区,页岩储层厚度一般大于15 m,TOC值大于1.50%,孔隙度大于4.00%,R_(o)大于1.30%;凉高山组页岩油资源量为26.75×10^(8)t、页岩气资源量为1.72×10^(12)m^(3),有望成为四川盆地石油产量增加的主力层系。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油录井响应及“甜点”快速评价技术

混积型页岩油岩性复杂、矿物类型多、“甜点”横向变化快,常规测井对岩性、物性及含油性响应不敏感,而核磁测井需要岩石物理实验标定,解释周期长,尚缺乏有效的现场“甜点”快速评价技术。针对上述问题,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层为例,以核磁测井解释为依据,研究气测、碳酸盐矿物、钻时等录井资料对混积型页岩油岩性、物性和含油性的响应特征,明确内在联系,优选敏感参数,实现页岩油储层参数和“甜点”的快速评价。研究表明:混积型页岩油岩性、物性及含油饱和度在录井资料上均有明显响应,其中,碳酸盐含量和白云石占比能有效反映粉砂岩、云质粉砂岩、砂屑白云岩、泥晶白云岩和云质灰岩等主要岩性,碳酸盐含量、全烃/钻时对孔隙度反映敏感,碳酸盐含量、湿度比和全烃对含油饱和度敏感。基于录井敏感参数的孔隙度和含油饱和度解释模型,精度可达71.0%,与核磁测井相比,Ⅰ类油层“甜点”识别率超90%,能够实现随钻过程中页岩油“甜点”的快速准确评价。研究成果对提高混积型页岩油水平井“甜点”钻遇率及降本增效有指导意义。

高—过成熟陆相断陷盆地页岩与海相页岩储层特征对比——以徐家围子断陷沙河子组和四川盆地龙马溪组为例

我国陆相断陷盆地含气页岩发育广泛,以往主要作为气源岩研究,对其储集性及影响因素的研究较少,亟须开展相应研究来明确陆相断陷盆地页岩储层发育主控因素。选取松辽盆地徐家围子断陷沙河子组与四川盆地龙马溪组页岩,利用有机地化、全岩分析、扫描电镜、低温氮气吸附和核磁共振等实验,对比研究高—过熟陆相断陷盆地和海相含气页岩储层特征差异并探讨主控因素。研究表明:沙河子组页岩形成环境多样,有机质类型以Ⅲ型(腐殖型)为主,黏土矿物含量高,胶结石英发育,黏土相关孔和石英粒间孔为主要孔隙类型,比表面积小但孔径大,储层发育受压实作用、黏土矿物转化和煤层发育的控制;龙马溪组页岩形成于陆棚环境,有机质类型以I型(腐泥型)为主,有机质丰度高,生物成因石英含量高,有机孔和黏土相关孔为主要孔隙类型,有机质类型和成熟度主控孔隙发育。整体上,沙河子组页岩储层发育条件稍差于龙马溪组,但平原沼泽微相页岩紧邻煤层发育,自生胶结石英发育、伊蒙混层比例高,储层有机质丰度高、可压性好、孔体积和比表面积较大、孔隙发育较好,可作为潜在有利目标开展进一步评价研究。

渝东南地区龙马溪组页岩储层非均质性控制因素

非均质性是页岩储层内在的、固有的属性,根据测量尺度和方法的不同可进步划分为微观和宏观非均质性。微观非均质性主要是指借助于实验手段所测量的页岩储层微—纳米尺度的非均质性,例如孔隙大小、分布、连通性等,而宏观非均质性般表现为厘米及以上尺度,主要依赖于地震、测井和岩心观察等手段。尽管前人已经对页岩储层岩相、含气性、沉积环境、孔隙结构等宏微观性质开展了研究(王玉满等,2016).

致密气充注聚集机理及数理模型

致密气的气-水分布和产出非均质性虽已从实验和地质观察角度总结了相应认识规律,但一直缺少定量的数理模型揭示其聚集机理。从驱替-核磁物理模拟、考虑物质平衡和力学平衡的数值模拟以及实际地质观察3方面论证致密气充注聚集机理,结果显示致密气充注聚集时会在源-储界面附近优先形成含气饱和度稳定带,气源不足时,从源-储界面起,依次形成含气饱和度降低带和未充注带。源岩条件越好,排气量越多、超压越大,致密储集层含气饱和度稳定带和降低带越厚,整体含气饱和度越高;源岩条件有限时,致密储集层条件越好,孔渗越高、孔喉越大,含气饱和度稳定带和降低带厚度越薄,但含气饱和度高。致密气“甜点”有利层段发育在靠近源岩的优质储集层中,对应含气饱和度稳定带。基于数理模型的数值模拟结果很好地吻合了驱替-核磁物理模拟结果,并合理解释了松辽盆地徐家围子断陷深层和鄂尔多斯盆地临兴—皇甫致密气区的气-水分布和产出规律。

页岩油气资源分级评价标准探讨

研究页岩油气资源分级评价标准,以准确评价页岩油气资源潜力。对松辽、海拉尔、济阳等5个地区烃源岩层地球化学指标进行统计分析,利用烃源岩含油量与TOC关系的"三分性",按富集程度将页岩油气分为分散(无效)资源、低效资源和富集资源3级;有机质大量生油/气的成熟阶段对应富集页岩油/气窗,页岩油气资源级别按TOC值划分。结合页岩中脆性矿物的含量、页岩(层系)的厚度、埋深等,定义评价页岩油气可采性的可采性指数并建立其计算公式,以定量评价页岩油气的可采性。实际应用中,根据用TOC-测井响应相关性确定的井剖面上的TOC值变化,可以得到不同级别页岩的等厚图及分级页岩油气资源量;再结合分级标准,利用TOC等值线和Ro等值线的叠合,可识别有利的页岩油气区。

松辽盆地生油门限重新厘定及其意义

对松辽盆地滨北地区、主力烃源岩区（齐家－古龙凹陷和三肇凹陷）、主力烃源岩层（白垩系青山口组一段、青二段－青三段）成烃转化率－埋深关系曲线及R0－埋深关系曲线进行了系统分析，重新厘定盆地生油门限深度。结果表明，松辽盆地主力烃源岩的生油门限深度可能为1400～1700m，而不是过去认为的1200m左右。生油门限深度的变化对盆地各地区资源潜力和勘探方向具有不同的影响：对于主力烃源岩区，生油门限变深，将使评价所得生、排烃量减少，但对资源潜力没有明显影响，可能影响对勘探方向和有利目标的评价；对于烃源岩埋藏相对较浅的滨北地区，生油门限变深，勘探潜力、勘探方向、有利目标评价将受到至关重要的影响；对于盆地内抬升剥蚀量较大的东南隆起区，生油门限变浅，约为700m，将明显提升朝阳沟阶地、长春岭背斜和宾县－王府地区的勘探潜力。

未熟—低熟油生成机理的化学动力学研究及其初步应用

对树脂体、木栓质体、可溶有机质、富硫有机质、经细菌强烈改造过的有机质等各类与未熟─低熟油产出密切相关的样品及部分参照样品所进行的系统的化学动力学定量研究显示 ,虽然未熟─低熟油的产出和富集可能与多种不同的地质条件或因素有关 ,但它们的共同之处在于这些有机质较常规有机质具有明显偏低的成烃活化能。化学动力学模型的初步应用显示 ,这些有机质的确能在浅于常规生烃门限的地质条件下开始大量成烃 。

密闭体系与开放体系模拟实验结果的比较研究及其意义

利用广泛应用的高压釜和Rock-Eval热解实验技术,对松辽盆地3个有机质样品同时进行了密闭条件下的加水恒温热解实验和开放条件下的恒速升温热解实验。利用后一实验数据所标定得到的化学动力学模型计算了与高压釜相同实验条件下的有机质产油、产气率。结果表明,在线计量的恒速升温Rock-Eval实验方法由于不损失C6—C13的轻质烃组分,在计量液态油的产量方面较需要抽提、恒重的高压釜实验方法更为准确。因此为解决热模拟实验中难以计量、但对成烃评价有重要意义的C6—C13组分的计量问题提供了一条有效的途经。这可能也表明,先由实验数据建立有关的化学动力学模型,之后由它来进一步计算有机质的成烃率,不仅是可行的,而且应该更为准确。

原油族组分成气的化学动力学模型及其标定

利用等温密封热解实验技术及恒速升温热解实验与PY—GC分析技术的结合,本文分别建立并标定了原油中各族组分,即饱和烃、芳烃、非烃和沥青质成气的化学动力学模型。结果表明,原油中不同族组分成气的过程均可用平行一级反应描述,但不同组分在平均活化能及活化能分布上有明显的差异。各族组分在地史过程中成气的过程可由各自的化学动力学模型来描述。这将使原油成气过程的定量、动态描述成为可能。

倾油性有机质生成轻质油的评价方法及其应用

将有机质成烃的过程分解为有机质生成C14^＋油、C6-C13轻质油及C5^-天然气3组平行过程,进行了求取各组成烃反应化学动力学参数所需的模拟实验,建立并标定了3组化学动力学模型。运用该模型评价了松辽盆地齐家-古龙凹陷3类油气组分的生成量、排出量及凝析油气的资源量。结果表明,区内凝析油的资源量约为（150-870）×10^4m^3,对应的凝析气的量为（750-4350）×10^7m^3,总体资源潜力不大,但轻质油的总资源量可高达22.3×10^8t。