勘探阶段页岩气资源与选区评价思路和方法——以五峰组—龙马溪组海相页岩气为例

勘探阶段由于钻井及其他相关资料较少,页岩气的资源评价和选区评价工作具有一定的特殊性,应根据阶段特点选择相适应的评价思路和评价方法。基于五峰组-龙马溪组海相页岩气勘探工作实践,系统梳理了勘探阶段页岩气资源评价和选区评价的内容和思路,明确了该阶段相适应的资源评价和选区评价方法。将页岩气勘探阶段划分为区带评价、目标评价和气藏评价等3个次一级评价阶段。资源评价中区带评价阶段的主要方法为含气量类比法、资源丰度类比法、成因法和综合法;目标评价阶段的主要方法为含气量体积法、含气量类比法、资源丰度类比法和综合法;气藏评价阶段的主要方法为含气量体积法、含气量体积法+含气饱和度容积法和综合法。以四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组作为类比标准区,建立了总含气量和资源丰度2个关键参数的类比参数体系。勘探阶段页岩气选区评价方法可归纳为2种:综合参数叠合分析法(叠图法)和参数归一化定量评价法。针对区带评价阶段建立了“地质条件-工程条件”双因素区带评价参数体系;针对目标评价阶段建立了“地质条件-工程条件-经济条件”3因素目标评价参数体系。建立的区带评价和目标评价参数体系更能体现评价阶段特点,很好地满足了相应的评价需求。

论海相页岩气富集机理——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

深入探究页岩气富集机理是保障勘探开发高效推进的基础。本研究通过对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发实践的系统分析,梳理总结前人研究成果,从生成机理、运移机理、赋存机理和保存机理四个方面对海相页岩气富集机理进行了深入分析,并讨论了深层和常压页岩气的勘探开发潜力。结果表明:在生成机理方面,埋藏史和热演化史控制了页岩生排烃史、生排烃量和现今含气量;页岩气运移机理涉及运移动力、运移相态、运移方式和运移通道四方面内容,页岩气运移主要是烃源岩内的初次运移,同时讨论了初次运移的影响因素;在赋存机理方面,甲烷—页岩间表现出单/多分子层吸附和微孔充填等多种赋存机制,组分润湿性和孔隙有效性是决定甲烷吸附赋存和解吸运移的关键;在保存机理方面,盖层和物性自封闭是主要的保存机理,构造运动引起的裂缝—流体活动是页岩气保存条件遭到破坏的主要原因,流体活动时间和期次研究是页岩气保存条件和含气量定量评价的重要内容。页岩气富集机理的系统分析和创新认识为页岩气勘探开发评价提供了重要依据,建议加强页岩气演化历史全过程的动态评价。结合深层和常压页岩气勘探实践,分析了深层和常压页岩气的成因机制及主要特征,指出了下一步攻关内容及勘探方向。

四川盆地东南部五峰组-龙马溪组深层页岩气藏类型、特征及勘探方向

四川盆地东南部是中国石化五峰组-龙马溪组深层页岩气勘探的主战场,钻井受工程技术约束目前深度主要集中在小于4500 m的深层,大于4500 m的超深层尚未取得实质性勘探突破。构造类型是该地区页岩气藏局部深度差异的主控因素,同时也是保存条件和工程技术条件的重要控制因素,开展页岩气藏构造类型划分和特征研究,查明该地区页岩气藏深度分布的整体特征对后续勘探评价与部署具有重要参考意义。通过将研究区深层页岩气藏划分为盆缘背斜型、盆缘斜坡型、盆内高陡型和盆内向斜型4种主要类型,明确了不同类型深层页岩气藏的特征和主要勘探目标。盆缘背斜型的阳春沟、新场西部、丁山、林滩场、桂花,以及盆缘斜坡型的新场东部、东溪东部、良村北、永乐-古蔺等目标最为有利。构造类型对储层含气性及产量也具有一定的控制作用,研究表明控制作用具有盆缘背斜型>盆缘斜坡型>盆内高陡型的特征。同时构造类型还控制着深层页岩气的深度分布特征以及工程改造的效果和资源分布特征,其中改造效果较好的3500~4500 m深层主要分布在盆缘背斜型和盆缘斜坡型,但其资源量占比相对较小,深度大于4500 m的超深层在4种构造类型中都有分布,其资源量占主体地位。综合考虑构造类型、深度分段、资源规模和工程技术条件,认为研究区深层页岩气的勘探应分3个层次逐步开展:①效益攻关盆缘背斜型和盆缘斜坡型3500~4500 m深度段;②突破攻关盆缘背斜型、盆缘斜坡型和盆内高陡型4500~5000 m深度段;③跟踪评价盆内向斜型大于5000 m深度段。

四川盆地东部页岩气水平井裂缝识别方法及应用

根据地质(岩心)、成像测井、测井评价、地震预测等资料,利用四川盆地东部南川—武隆地区裂缝与气测关系,研究了页岩气水平井裂缝的识别方法。针对该区岩心、成像测井缺乏和页岩气水平井的天然裂缝难识别,首先从地质上通过直井建立起岩心尺度级别的页岩天然裂缝识别模式,岩心高角度裂缝的发育与全烃异常高值、尖峰较为吻合;其次,结合裂缝识别模式,基于全烃信息可快速、低成本定性识别出无取心直井裂缝发育层段,在裂缝发育段中会出现全烃值突增的现象,特别是低有机碳含量(TOC)的页岩段,全烃值的突增代表着裂缝的存在;最后,利用TOC值与归一化全烃相关性图版法,定量识别无取心、无成像测井资料的直井与水平井裂缝段,将归一化全烃值大于等于0.4、TOC值大于等于0.5%所圈定的区域作为水平井裂缝发育段。基于识别出的水平井裂缝段,从地质—工程一体化角度出发,压裂时可提前避开或注意这些密集发育的大型或巨型裂缝,从而提高单井产量。

美国页岩油分布规律及成藏特点

分析美国页岩油分布规律及成藏特点认为，美国目前的页岩油区带主要分布在西海岸地区、落基山地区、墨西哥湾沿岸地区、西南地区和中陆地区，盆地类型涵盖了前陆盆地、克拉通盆地和断陷盆地，发育地层以上古生界密西西比系和中生界白垩系居多。成藏特点分析认为，美国页岩油具有岩性组合多样、有机质丰度高（TOC质量分数一般大于2．0％）、有机质类型好（以易生油的Ⅱ型为主）、热演化程度适中（Bakken和Barnett为0．6％～1．0％，Eagle Ford为1．0％～1．3％）、储层致密（页岩段孔隙度一般为2％～3％，夹层或互层一般小于10％）、脆性矿物含量高（石英体积分数一般大于40％）或碳酸盐岩含量高（EagleFord体积分数大于60％）、地层压力高（压力系数0．99—1．80）和油质轻（密度小于0．8448g／m^3）等特点。根据页岩油成藏特点，将页岩油划分为纯页岩型页岩油和混层型页岩油2种类型。分析我国中生界和新生界陆相页岩层系页岩油形成的条件，提出了页岩油勘探的主要前景领域。

塔河油田深层能量场特征及其与油气运聚关系

以塔河油田深层能量场为研究对象,通过系统分析能量场特征来探讨其与油气运聚的关系。研究认为,多期构造应力作用是塔河油田现今断裂发育形态的主控因素,现今区域应力场特征表明塔河油田是油气运移的有利指向区;奥陶系现今压力场整体上属于略偏低异常的压力系统,流体势特征显示油气运移存在东部自东向西局部性运移趋势以及南部由南向北区域性运移趋势;奥陶系现今地层水离子构成符合典型的CaCl2型水特征,地层水地化指标显示塔河主油区具有良好的封闭性,是油气聚集保存的有利区;盐水包裹体均一温度测试结果主要集中在80-100℃、120-130℃和150-170℃等3个温度段,前两个温度段分别对应于塔河油田2次大规模的油气成藏期：海西早期和喜马拉雅期,而最后一个温度段主要受控于构造变动和二叠系岩浆活动,代表了一期局部油气成藏事件。

塔里木盆地台盆区中奥陶统底界垂向构造变动强度定量研究

采用垂向构造变动强度定量计算方法对塔里木盆地台盆区中奥陶统底界在志留纪末—二叠纪末、二叠纪末—侏罗纪末和侏罗纪末—现今3个主要构造变动期的垂向构造变动强度进行了定量计算.3个构造变动期内,中奥陶统底界分别呈现出"东抬西降、沉降为主"、"东西抬升、中间稳定、抬升为主"和"整体沉降"的垂向构造变动特征,绝对强度和相对强度分别为-8～20 m/Ma和-0.2～0.9、-36～8 m/Ma和-0.9～0.2以及-4～40 m/Ma和-0.1～1.其中,对于油气成藏具有重要作用的2个变动期(志留纪末—二叠纪末和侏罗纪末—现今)均发育以沉降作用为主的构造变动,且侏罗纪末—现今的构造沉降绝对强度远远大于志留纪末—二叠纪末.而构造变动相对强度分析认为,塔里木盆地台盆区主要含油气区大多发育在每期构造变动的相对稳定地带(枢纽带),具有相对于生烃坳陷较高的构造位置,以及相对较小的变动强度,因此是油气运聚的有利指向区和保存区.

辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气成藏条件与分布预测

对辽河东部凹陷储层和烃源岩等成藏条件进行系统研究,通过对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计,并结合成藏条件分析,对根缘气藏发育有利区进行了预测。研究结果表明:沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件:沙三段晚期沉积环境,以及后期成岩演化作用,使沙三段45.1%的砂岩储层孔隙度≤13%,25.5%的渗透率≤1.5×10-3μm2,形成较大规模的致密砂岩发育带,成为根缘气储层发育的主体;沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的ⅡB型和Ⅲ型为主,有机质丰度高,且已进入大规模生气阶段,为根缘气藏的形成提供了有力气源保障。由于运聚机理与常规储层气不同,根缘气具有致密砂岩底部含气特点,在气测曲线形态上形成下部异常的特征。凹陷北部茨榆坨-牛居地区和南部黄金带-大平房地区为根缘气藏发育最有利地区。

页岩气成藏动力特点及其平衡方程

针对页岩气吸附加游离的成藏方式对其成藏动力特点进行了系统分析。与特定的储集物性条件与相应的气源压力相匹配时,页岩气藏中游离气具有与根缘气或常规储层气相似的作用力类型,包括生烃膨胀力、连续气柱顶界静水柱压力、连续气柱底界静水柱压力、连续气柱重力、毛细管压力和动水头压力等,而造成气体分子在有机质颗粒及岩石矿物表面进行吸附与游离相态转换的作用力类型则为吸附作用力和解吸作用力。天然气动力类型存在运移动力与成藏动力的区别,页岩气作为源储一体的聚集模式,其运移动力和成藏动力具有方向相反特点。根据页岩热演化程度、生气强度、构造条件、物性条件等,将页岩气成藏划分为4个阶段,对每一阶段的成藏动力特点进行了系统分析,据此建立了成藏(运移)动力平衡方程,并采用权重系数赋值方法建立了页岩气成藏(运移)动力平衡方程通式。

四川盆地及其周缘下古生界页岩气保存条件研究

页岩气的勘探表明,页岩含气已成为一个不争的事实,但是含气的规模以及是否具有工业价值需要进一步研究。与美国相比,中国页岩气具有独特的地质条件,页岩气保存条件可能是中国南方下古生界页岩气勘探研究的重点。文中以四川盆地及其周缘下古生界下寒武统和上奥陶统—下志留统页岩层系为研究对象,从物质基础、构造作用和演化历史、地层水条件、盖层及其微观性质、天然气组分和压力系数等几个方面对页岩气的保存条件进行研究,并综合分析各种指标,提出页岩气保存条件综合评价指标体系,以期对四川盆地及其周缘下古生界页岩气勘探提供更进一步的参考资料。

页岩气资源评价方法体系及其应用——以川西坳陷为例

根据页岩气发育条件及富集机理,结合油气资源评价方法的基本原则,系统归纳并建立了适合于不同地质及资料条件下的页岩气资源量与储量评价方法体系,包括:类比法(规模类比法、聚集条件类比法、综合类比法等)、成因法(产气历史分析法、剩余资源分析法、成因分析法等)、统计法(体积统计法、吸附要素分析法、地质要素分布概率风险分析法、产量分割法等)和综合分析法(蒙特卡洛法、打分法、盆地模拟法、专家赋值法、特尔菲综合法等)。通过对四川盆地川西坳陷页岩气地质条件和富集有利性的分析,优选上三叠统须家河组须五段为该地区页岩气发育且具有经济可采意义的有利层段。结合该地区实际地质条件,分别采用地质类比法、成因分析法和体积法对川西坳陷页岩气资源量进行了计算,运用特尔菲法加权得到该地区页岩气资源总量为1.47×1012～1.68×1012m3,均值为1.58×1012m3。平面上,页岩气勘探研究有利区主要分布于新场—德阳—广汉—新都—温江—大邑一线的成都凹陷。

中国东部断陷盆地页岩油成藏条件与勘探潜力

页岩油作为一种重要的非常规资源类型,拓展了油气勘探开发的新领域。中国东部断陷盆地古近系湖相泥页岩分布范围广、有机质丰度高、厚度大、埋藏较浅、普遍处于生油高峰阶段,具有巨大的页岩油资源潜力。在与北美典型页岩油产区对比的基础上,对中国东部断陷盆地古近系页岩油地质条件进行综合分析,根据富有机质泥页岩的沉积相带、岩石组合、储集空间类型、烃源条件等特征,将页岩油藏划分为深凹区纯泥页岩型、盐间型(盐间高压泥页岩裂缝型、盐间泥页岩夹薄砂岩裂缝型、盐间泥质云岩裂缝型)和泥页岩夹脆性层型(泥页岩夹薄砂岩型、泥页岩夹灰岩型、云质泥岩夹白云岩型)3大类页岩油藏类型,并对其分布特征进行了探讨。在此基础上,对东部断陷盆地古近系页岩油的勘探潜力进行了初步分析,并预测了页岩油有利区。

四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“源-盖控藏”富集

根据页岩气地质理论研究进展和勘探发现,基于"源-盖控烃"论分析了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的主控因素。1"源控"主要表现在优质页岩厚度、面积、有机碳含量等物质基础参数控制了页岩的生烃能力和储集能力,上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)具有沉积速率低、有机质类型好、有机碳含量高和生烃能力强等特点,具备良好的页岩气发育生烃物质基础;浮游藻类来源的成烃生物有利于大量生烃和有机质孔大量发育,且高有机碳含量保证了发育大量有机质孔并形成三维连通的有机质孔孔隙网络,为天然气提供良好的赋存空间和渗流通道。2"盖控"的盖层包括直接盖层和间接盖层,直接盖层指龙马溪组一段中上部(LM5笔石页岩段及其以上)页岩对五峰组和龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)的封闭;中下三叠统膏盐岩、泥岩间接盖层(区域盖层)保证了一定的压力封闭,使得其下的五峰组和龙马溪组页岩气能有效富集,形成高压富集的页岩气藏(焦石坝、富顺—永川、长宁等地区);在中下三叠统缺失的地区,先存的高压封闭体系被破坏,页岩气保存失去有效性,形成低压—常压富集的页岩气藏(渝东南彭水、云南昭通等地区)。源-盖空间匹配关系的数量(静态匹配)和质量(动态匹配)控制着页岩气富集位置和富集程度。四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)发育厚度大,中下三叠统膏盐岩、泥岩盖层发育,主成藏期在J3—K1以新的地区,是四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的有利地区。

四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气聚集条件

通过对25处野外露头的观测、采样以及吸附气含量、地化参数和物性参数等测试分析,研究了四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统黑色页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、成熟度、孔隙度和含气量等页岩气成藏条件。与美国主要产气页岩相比,研究区发育的页岩具有沉积相有利、厚度大、有机碳含量高、成熟度高、孔隙度高和含气量高等特点,具备页岩气藏发育的良好地质条件。此外,建立了预测页岩气藏发育有利区的参数模型,采用综合信息叠合法预测四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气藏的有利发育区位于川南-黔北、鄂西-渝东和川(渝)东北-鄂西北等地。在各个有利区的具体指标中,川南-黔北有利区具有较高页岩含气量,是目前勘探较为现实的地区。根据实测含气量,采用体积法计算研究区上奥陶统—下志留统页岩气资源量为(2.2～8.5)×1012m3,中值为5.3×1012m3。

中国陆相页岩油富集特征

文章对页岩油的富集机理、富集过程和富集主控因素等进行了研究。页岩油比页岩气的发育条件苛刻,分布区域比页岩气局限,勘探难度较大。美国目前勘探开发的页岩油赋存于海相页岩,具有分布范围大、成熟度高、石油密度小、含蜡量低和黏度低等特征,为轻质油;我国页岩油主要为陆相页岩,具有分布范围小、成熟度低、石油密度大、含蜡量高和黏度高等特征,为稠油。美国产油页岩的矿物组成的石英和碳酸盐多为生物来源,石英含量、碳酸盐含量与有机碳含量有很好的正相关关系,与页岩油的含量也是正相关关系,且有利于后期压裂改造;我国陆相含油页岩的石英多为碎屑来源,碳酸盐多为化学沉积,石英含量、碳酸盐含量与有机碳呈负相关关系,与页岩油的含量也是负相关关系,且不有利于后期压裂改造。海陆相页岩油特征的差异可能是导致我国页岩油产量较低的原因,制约了页岩油的勘探开发。我国陆相断陷盆地页岩油勘探应寻找页岩有机质成熟度相对较高的深凹区和砂岩夹层发育的斜坡区,深凹区具有"油稀、高压和可改造"等特点,斜坡区具有"夹层发育、可改造"等特点。

川东南地区下古生界页岩储层微观类型与特征及其对含气量的影响

通过氩离子抛光+扫描电镜、压汞和气体吸附等方法,对川东南地区下古生界页岩储层微观类型和特征进行了研究,认为页岩储层微观类型主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝3类,有机质孔主要指各种有机质内孔隙,孔隙形态主要有圆孔形、椭圆形和不规则形等,在一定成熟度范围内,孔隙度随页岩有机质含量和热演化程度的升高而升高;矿物质孔主要包括颗粒间孔、颗粒内孔、各种溶蚀孔和矿物比表面等,孔隙形态主要有层形、圆孔形、椭圆形、三角形和不规则形等,孔隙结构和大小主要受颗粒的大小、压实程度、成岩作用阶段和胶结类型等控制,孔隙大小随页岩脆性矿物含量的升高而增加,随演化程度和压实程度的增加而降低,随溶蚀作用增强而增加;微裂缝主要发育在脆性矿物颗粒间和颗粒内、黏土矿物颗粒内,宽度一般为几十nm,长度为数μm。页岩微观孔隙具有nm级孔隙发育多,μm级微孔发育少的特点,以孔隙直径小于100nm为主,占50%以上,个别样品超过90%,μm级孔隙直径含量一般小于5%。在剖面上,页岩层段下部具有较高的有机碳含量,微观孔隙以有机质孔为主,向上有机质孔减少,矿物质孔增加;在平面上,靠近沉积中心区域的深水陆棚、深海等沉积相带的页岩以有机质孔为主,向陆缘方向的浅水陆棚、滨海等沉积相带的页岩有机质孔减少、矿物质孔增加。研究区下志留统龙马溪组页岩以有机质孔为主,局部地区溶蚀孔隙比较发育,下寒武统牛蹄塘组页岩以残留粒间孔和有机质孔为主,局部地区溶蚀孔隙比较发育,决定了页岩气以吸附态赋存为主,生产曲线上表现为与美国页岩气井区别较大的平稳形态。

页岩气成藏控制因素及中国南方页岩气发育有利区预测

在系统研究美国页岩气成藏理论和成藏条件的基础上,分析了页岩气成藏的主要控制因素,分为内部因素和外部因素:前者指页岩本身的因素,包括有机质类型和含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度等;后者主要包括深度、温度和压力等。其中,有机质类型和含量、成熟度、裂缝及孔隙度和渗透率是控制页岩气成藏的主要因素。结合主要影响参数,建立了预测页岩含气的种类、比例和页岩气藏发育有利区的参数模型。运用此模型类比研究发现,中国南方古生界海相页岩层中,寒武系和志留系是页岩气发育的最有利层系。寒武系页岩气藏发育最有利区位于四川盆地和米仓山—大巴山前陆以及渝东、黔北、湘西—江南隆起北缘一线;志留系页岩气藏发育最有利区位于上扬子的四川盆地和米仓山—大巴山前陆和渝东—鄂西一带、中扬子鄂北以及下扬子苏南等地。并对各有利区的泥页岩指标进行分析,以期为中国页岩气早期评价提供参考。

页岩气理论研究的基础意义

页岩气作为油气勘探的一个新领域,越来越受到世界各国的重视。页岩气的勘探开发对于提高中国天然气产量具有重要意义,但页岩气的研究意义又不仅限于能源领域。系统的分析与研究表明,页岩气研究在能源、地质、环境等方面均具有重要意义。页岩气研究是一个涉及多学科、跨领域的系统工程,应采取系统论的观点对页岩气和其它沉积矿产、低温层控矿产等共伴生矿产进行系统研究,结合地质工程、环境保护等展开全面的基础性分析。

四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气成藏体系研究

通过对页岩层系发育的时代、沉积特征、演化历史、现今所处的大地构造位置、构造特征、页岩残留状况、分布特征、埋深和含气量等因素的综合考虑,根据"单源一位"页岩气成藏体系划分的一般性原则,将四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气成藏体系划分为川南—川东南、黔北、渝东、湘鄂西、龙门山、米仓山—大巴山和川中7个成藏体系,描述了不同成藏体系中页岩层系的厚度、有机碳含量、成熟度和含气量等特征,并按战略展开区、战略突破区、战略准备区和战略远景区4个层次对成藏体系进行了评价,明确了勘探层次。

川东下侏罗统自流井组页岩储层特征及勘探潜力评价

通过对侏罗系自流井组页岩层系的岩心和野外露头观察、薄片鉴定、氩离子抛光、扫描电镜、压汞和气体吸附等手段,研究了页岩层系的岩石类型及储层微观类型和特征。页岩层系的岩石类型以黑色页岩为主,黑色页岩储层以矿物质粒间残留孔为主,微裂缝和有机质孔发育较少,孔隙度分布在1.4%~4.9%,孔隙结构以直径小于100 nm的孔隙为主,占85%以上。与研究区海相页岩相比,陆相侏罗系页岩微观储层有机质气孔较少、孔隙度较小且孔喉直径也较小。在勘探上,考虑到侏罗系大面积和全层系油气显示以及页岩油气在个别地区的突破,建议在侏罗系页岩(烃源岩)厚度较大和成熟度较高的区域开展研究.这些地区具有较好的页岩油气形成物质基础和储集条件,在紧邻页岩的致密砂岩或灰岩也可能具有致密油气或常规圈闭油气成藏的良好条件。