湖相碳酸盐岩致密储层有机质赋存状态与孔隙演化微观机理

孔隙发育机理及预测是湖相碳酸盐岩致密储层研究中的一大难题。以渤海湾盆地束鹿凹陷沙三下亚段致密碳酸盐岩为对象，开展热压模拟实验模拟岩石埋深演化过程。通过对实验岩石产物进行地球化学、离子抛光扫描电镜及低温氮气吸附实验分析，研究了有机质赋存状态及成熟作用对其储集孔隙的影响，揭示了致密储层有机质孔隙热演化机制。结果表明：碳酸盐岩中有机质主要与泥质或灰泥质基质以络合-复合的形式存在，成熟作用对有机质孔隙形成与演化影响巨大。随有机质成熟度（ R0 ）从0.5%增加到1.5%，有机质丰度（TOC）减少一半以上（从2.07%降低到0.85%），孔隙总比表面积和孔隙体积增加3～4倍。在低成熟-生油窗阶段（R0 =0.5%～1.0%），有机质孔隙不很发育；随成熟度升高，有机质逐渐发育裂缝和孔隙，尤其进入湿气窗-干气窗阶段（R0≥1.5%），孔隙比表面积和总孔隙体积快速增加，孔隙大量生成。有机质的分解是孔隙总体积和比表面增加的主要原因。新生成孔隙主要为有机孔，尤其以微孔-介孔对成熟度变化最为敏感，直径小于5nm的孔隙对新增总孔隙体积和比表面积贡献最大。孔隙总体积和比表面的增加主要依赖于新增孔隙的形成，而不是原有孔隙的扩大。

鄂尔多斯盆地延安地区长7段陆相页岩气储层三维地质建模研究

以鄂尔多斯盆地延安地区长7段陆相页岩气储层为研究对象,采用petrel 2018建模软件,综合应用确定性建模与随机建模相结合、等时建模和沉积相控建模等建模原则,建立长7段陆相页岩气储层三维构造模型及GR、孔隙度、TOC、吸附气和抗压强度三维属性模型。依据三维地质模型,推导长7段页岩的TOC值、孔隙度值、吸附气量、抗压强度的井间数据,刻画各属性的平面展布特征。结果表明,页岩TOC值分布在0.5%~4.5%之间,TOC高值区位于研究区西南部;页岩孔隙度值分布在2.0%~5.0%之间,孔隙度高值区位于研究区中部;页岩吸附气量分布在0.4~3.5m^(3)/t之间,吸附气量高值区位于研究区西南部;抗压强度分布在80~250MPa之间,抗压强度高值区位于研究区东北部。对三维地质模型进行抽稀验证,实钻数据与模型数据趋势基本一致,该三维地质模型可靠性较高。

Petrel地质建模数据准备的若干原则探讨

运用Petrel软件进行地质建模时,数据准备阶段作为建模的第一步必须遵循一定的原则。建模者应严把数据质量关,为成功准确建模打下扎实基础。本文针对Petrel建模所涉及到的常见数据类型及格式,结合吉林扶余油田三维地质建模过程中遇到的一些问题,试探讨Petrel地质建模时数据准备阶段应遵循的一些原则。

延长探区陆相页岩气产能影响因素分析

目前国内对页岩气产能的影响因素研究较为薄弱。为此,以鄂尔多斯盆地延长探区陆相页岩为研究对象,分别从宏观和微观两方面,深入地分析控制研究区陆相页岩产能的主要因素,认为有三个方面:(1)制约该区陆相页岩气产能的宏观影响因素有高吸附气含量、高黏土含量、强横向非均质性以及低地层压力,微观影响因素主要为有机质的连续性和黏土矿物与有机质之间的复杂空间分布关系;(2)基质渗透率是控制页岩气产能的重要因素,受有机碳(TOC)、有机质孔隙度、矿物成分和黏土矿物类型等多种地质地化因素控制,但控制机理复杂;(3)有机质分散分布,与黏土矿物存在着复杂的共生关系,造成有机质孔隙连通性较差,制约着页岩气产能的提高。

陆相页岩吸附CH4的热力学特征——以鄂尔多斯盆地延长气田上三叠统延长组页岩为例

为了完善等量吸附热的计算方法、明确陆相页岩吸附CH4的热力学特征、揭示其吸附机理,选取鄂尔多斯盆地延长气田上三叠统延长组长7段页岩岩样,开展了页岩吸附CH4的等温吸附实验并获得了过剩吸附量曲线,通过对比分析过剩吸附量与绝对吸附量之间的差异,阐明了基于不同类型吸附量的页岩等量吸附热特征。研究结果表明:①同一温度、压力条件下绝对吸附量大于过剩吸附量,绝对吸附量与过剩吸附量的差值在低温高压条件下较高,该差值与平衡压力符合指数函数变化关系,若采用过剩吸附量评价页岩储层的吸附性能,会造成评价结果偏低;②延长组页岩吸附CH4的绝对等量吸附热、过剩等量吸附热分别与绝对吸附量、过剩吸附量呈线性正相关关系,吸附质分子间的作用力对等量吸附热的影响占主导;③绝对等量吸附热小于过剩等量吸附热,相对误差介于18.18%~49.79%,并且在低吸附量阶段相对误差较大,如果采用过剩吸附量作为基础数据计算初始等量吸附热,计算结果会偏高,从而造成对吸附剂与吸附质分子间的作用力的评价结果偏高。

鄂尔多斯盆地下寺湾地区山西组页岩气储层特征与评价

为了研究下寺湾地区山西组页岩储层特征,建立一套适用鄂尔多斯盆地的页岩气储层评价标准,文章以试验分析数据为基础,结合钻井资料、野外露头和已有的研究文献,从岩石矿物学、有机地球化学,物性、储集空间和含气性特征等方面进行研究,建立了一套适用于鄂尔多斯盆地上古生界页岩气储层的评价标准和方法。结果表明:(1)山西组页岩矿物学和力学性质适中,脆性矿物平均超过40%,泥页岩杨氏模量10-80GPa,泊松比0.20-0.40,具有较高的弹性模量和低泊松比特征,有利于后期开发;(2)山西组泥页岩以Ⅲ型干酪根为主,TOC平均值3.12%,Ro值平均值2.63%,是优质的气源岩;(3)相比北美典型页岩,山西组页岩孔隙度偏低,平均为0.77%,渗透率较高,平均为0.03999×10^-3μm^2,页岩总含气量平均为1.19cm^3/g,达到商业开采价值。以上成果认识对鄂尔多斯盆地页岩气勘探和同类盆地页岩气储层评价具有重要指导意义。

鄂尔多斯盆地子长地区盒8、山1段储层特征

根据薄片、铸体薄片、扫描电镜及化验分析等资料,对子长地区盒8、山1段储层岩石学、孔隙类型与结构以及物性特征进行研究,并分析了影响优质储层形成的主要控制因素。结果表明:该区盒8、山1段砂岩组成为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、石英砂岩;储层孔隙类型以次生溶孔为主,晶间孔和微裂缝发育;孔喉偏小,孔喉分选和连通性较差,孔隙度和渗透率整体偏低,属于低孔、低渗、特低渗致密储层。盒8段储层孔喉结构和物性略优于山1段。储层主要受沉积作用和成岩作用的控制。沉积作用控制了砂体的展布,强烈的压实、压溶作用及胶结作用是造成该区储层低孔、低渗的主要原因,而高岭石晶间孔、溶蚀作用和破裂作用一定程度上改善了储层物性。

鄂尔多斯盆地延长探区延长组泥页岩有机地球化学特征及评价

鄂尔多斯盆地三叠系延长组在特殊的构造运动和沉积背景下发育了长7和长9两套暗色泥页岩层系,成为了延长组油气成藏的重要烃源岩。鉴于此,本文运用有机地球化学手段对其进行系统的特征描述并进行评价。结果表明,本区延长组泥页岩有机碳含量总体较高,质量分数为3.2%~15.2%,平均为6.8%;氯仿沥青“A”的含量为0.31%~1.15%,平均为0.71%;生烃潜量为10.20~69.93 mg/g,平均为18.28 mg/g;总体评价为好—最好烃源岩。通过热解参数和干酪根显微组分综合分析,延长组泥页岩有机质类型总体以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,少量为Ⅱ2型。延长组泥页岩镜质体反射率R o值为0.48%~1.32%,最大热解峰温T max分布在431~474℃,平均为450.9℃,大部分进入生烃门限,主要处于低成熟—成熟阶段。该成果对中生界油气藏的勘探部署和评价有一定的借鉴意义。

延安气田多层合采气井各层产能贡献规律研究

延安气田属于特低渗、致密气藏,单层开采难以保证气井产能和稳产时间,为研究延安气田多层合采气井存在的问题,更加有效地分析多层合采气井各层产能贡献规律,利用数值模拟软件、采用单因素和正交分析方法研究气井多层合采时储层物性、储层压力以及气井配产等因素对合采效果的影响。研究表明,储层压力差异对气井生产中前期影响较大,气井生产中后期低渗层会逐渐接替高渗层成为主力生产层位,且高配产会减弱层间干扰程度。考虑以上3个影响因素,通过大量数值模拟建立了气井多层合采层间干扰图版。实例表明,利用此方法可以在气井投产前评估各层产能贡献率,为评价各层储量动用程度提供依据。

鄂尔多斯盆地东南部云岩气区海陆过渡相页岩储层地化特征

鄂尔多斯盆地山西组泥页岩形成于海陆过渡环境下,对山西组页岩储层进行地球化学特征研究有利于认识储层生烃潜力及对储层进行评价。本文通过地球化学方法研究了储层地化特征,结果显示研究区海陆过渡相页岩储层有机质类型主要为腐殖型,有机碳含量较高,有机质热演以过成熟阶段为主,由于海陆过渡相沉积的富氧化环境,有机质保存条件一般,SiO2含量和Al2O3含量较高,微量元素Cu和BA的含量高,轻稀土元素相对富集,表明研究区山西组海陆过渡相储层具页岩气开发的生烃潜力。