川东南林滩场地区五峰组—龙一段页岩储层特征及含气性影响因素

以川东南林滩场地区五峰组—龙马溪组一段(龙一段)富有机质页岩为研究对象,采用X线衍射全岩矿物分析、干酪根镜检、镜质体反射率、孔隙度、含气性、微量元素测试和测井解释等方法,分析页岩储层有机地球化学、孔隙结构和储集物性等含气性影响因素。结果表明:林滩场地区五峰组—龙一段划分9个小层,主要岩性为黑色炭质笔石页岩夹粉砂岩,干酪根类型以Ⅰ型为主,有机质成熟度介于3.27%~3.47%,w(TOC)介于0.58%~6.43%,孔隙度介于0.52%~10.81%,渗透率介于(0.002~0.684)×10^(-3)μm^(2),含气量介于1.12~3.85 m^(3)/t;沉积环境整体为深水陆棚相过渡到浅水陆棚相,气候湿热,为缺氧还原环境,储层物性好。页岩气探井效益开发最有利的埋深为2.0~3.0 km,林滩场南区埋深在2.5~4.0 km之间,埋深较为适中;页岩气井与断裂距离大于1.2 km,气井测试产量与断裂距离成正比。林页1井附近2.0 km范围内发育5条大尺度断裂,林页3井附近2.0 km范围内发育1条中尺度断裂,林页3井测试产量高于林页1井的。该结果为川东南复杂构造区页岩储层勘探开发提供指导。

川东南JA侧钻水平井地质导向技术

川东南焦石坝及其外围页岩地层地质导向钻井存在井震矛盾突出、岩屑代表性差、地质设计与实钻地层之间往往存在较大偏差等技术难点。针对上述技术难点,基于地震及邻井资料,建立了钻前地质导向模型,以预测可能钻遇的地层;在入靶前的地质导向阶段,根据随钻测井资料和录井资料,进行地层精细对比,并修正地质导向模型,调整靶点深度,确保水平井安全、高效着陆;在水平段地质导向阶段,充分利用随钻测井、气测、钻时、岩性等数据,准确判断钻头位置,并实时修正地质导向模型,以确保钻头始终处于目的层,形成了适用于该地区的页岩水平井地质导向钻井技术。该技术在焦石坝外围的JA侧钻水平井进行了应用,气层钻遇率达到100%,优质气层钻遇率85.5%,取得了良好的应用效果。现场应用表明,该页岩水平井地质导向钻井技术适用于川东南地区页岩水平井钻井,能够有效提高气层钻遇率,对国内类似页岩气区块地质导向钻井也有借鉴作用。

川东南地区下志留统页岩气成藏条件分析

川东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩为一套优质的海相烃源岩,通过对野外露头及井下样品的试验分析,获得了控制页岩气成藏的关键地质参数;并类比美国主要产气页岩发育特征,认为研究区下志留统龙马溪组页岩具备页岩气发育的物质基础。综合研究表明,沿着该区2个深水沉积中心黑色页岩沉积厚度大、有机碳含量较高、成熟度高、生烃强度大、储气能力强、埋深适中。采用综合信息叠合法预测研究,认为綦江南部地区和武隆-彭水地区是研究区页岩气发育有利区,并采用体积法初步估算了两个有利区的资源量,分别为1.2×1012 m3和0.70×1012 m3,显示出该区巨大的页岩气资源勘探潜力。

川东南地区震旦系—志留系下组合有效烃源岩综合研究

震旦系—志留系是川东南地区油气勘探的新层系、新领域,具有较好的勘探前景,但勘探程度极低。以地表露头、钻井岩芯样品为基础,通过地球化学特征、气源和沥青源对比分析,明确了下寒武统牛蹄塘组、下奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组灰黑色泥岩、页岩为区内震旦系—志留系主要烃源岩,其中下志留统龙马溪组烃源岩最为发育,且其发育时期与大地构造格局或沉积盆地性质发生重大变革的转换时期相吻合,还明确了主要烃源岩横向展布特征及其构造沉积主控因素。

川东南嘉陵江组储层地质特征及储层预测研究

针对川东南地区嘉陵江组储层横向变化大、非均质性强、勘探难度较大的特点,以嘉陵江组一段为例,在地层对比、储层微观孔隙结构、储层物性特征研究的基础上,开展波阻抗反演工作,并结合储层的地质特征和地球物理响应特征确定波阻抗反演结果解释方案,进行储层解释,预测有利储层的平面展布特征。依据储层地质特征研究成果,优选相关地震属性,采用多元回归的方法建立地震属性与储层孔隙度的关系,预测储层孔隙度平面展布。最后综合地质、储层预测、孔隙度预测的结果提出有利勘探目标区。结果表明,该套方法比较适合对研究区的地质解释,效果良好。

川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩为四川盆地页岩气勘探重点地区重点层位,应用野外观察、镜下鉴定、化学测试等方法分析石林地区页岩特征.结果表明:川东南地区五峰组—龙马溪组主要为陆棚相黑色页岩、硅质泥页岩和粉砂质泥岩沉积,且黑色页岩段富含黄铁矿和笔石化石;以Ⅱ型干酪根为主,有机碳质量分数大于2.0%,有机质成熟度大于2.0%,具备大量生气条件;脆性矿物质量分数大于50%,有利于人工造缝;储集空间类型丰富,以纳米级孔隙及微裂缝为主,测试孔隙度为2.5%.与焦石坝地区对比,川东南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩整体表现为有机质质量分数高、成熟度高、页岩脆性好和生气能力强的特点,较有利于页岩气的形成和富集,为勘探远景有利区.

川东南地区石牛栏组碳、氧、锶同位素特征及其地质意义

前人对川东南地区石牛栏组地层已进行了大量的研究工作,但有关同位素地球化学方面的研究尚未见报道。本区石牛栏组沉积成因碳酸盐岩的碳同位素值与前人的研究结果一致,而氧同位素值则有所偏低;白云岩δ13C值低,δ18O值高,反映受成岩环境的影响较明显;裂缝中方解石的碳、氧同位素组成分布于两个不同的区间,说明不同期次裂缝充填物形成时的流体性质发生了明显的变化;沉积成因碳酸盐岩具异常低的锶同位素值,与前人研究结果有明显的差异,推测是受贫87Sr同位素的成岩流体的影响;晚期裂缝充填物锶同位素比值较高,也表明它们受到了地表淡水的影响。

川东南林滩场地区五峰组-龙马溪组页岩气藏压力演化及其地质意义

川东南林滩场地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具备较好的勘探开发条件,查明该层系古流体压力演化对揭示页岩气成藏及逸散过程具有重要意义。以林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩构造裂缝和流体超压裂缝脉体为研究对象,综合阴极发光观察、包裹体显微测温、激光拉曼分析及盆地模拟等技术手段查明该地区的古流体压力演化过程及其控制作用。研究表明:(1)林滩场地区经历了常压、微超压—常压、超压、泄压4个阶段,其中超压主要来源于生烃作用,泄压主要由页岩气逸散导致,且使气藏泄压54%。(2)五峰组—龙马溪组黑色页岩层系底部的裂缝存在两期脉体充填。第一期形成于沉降埋深阶段,时间在131~118 Ma,形成温度介于178~205℃,甲烷包裹体捕获压力为105.6~119.8 MPa;第二期形成于构造抬升阶段,时间在25~18 Ma,形成温度介于150~175℃,甲烷包裹体具有相对较低的盐度,其捕获压力介于80.8~92.1 MPa,较低的压力系数(1.37~1.49)指示气藏已发生大量逸散。(3)晚期构造运动,特别是喜马拉雅晚期的快速抬升是造成气藏逸散和泄压的根本原因。有机孔的圆度减弱、孔径减小表明储层物性变差。由于气藏形成和保存时间长,林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩仍具备较好的勘探潜力。该研究有助于深化林滩场常压页岩气藏富集规律的认识,可为该地区页岩气勘探有利区的优选提供一定的理论支撑。

四川盆地东南部海相层系优质烃源层评价——以丁山1井为例

对川东南地区丁山1井钻遇的海相地层的有机碳含量、氯仿沥青"A"、生烃潜量等进行分析,建立了该井的有机地化综合剖面。结合区域地质资料综合分析认为:川东南地区发育了上二叠统龙潭组黑色泥岩及碳质泥岩、下志留统龙马溪组底部黑色泥岩、下寒武统牛蹄塘组底部黑色泥岩3套海相优质烃源岩;震旦系灯影组含沥青藻云岩和二叠系栖霞组生屑灰岩中固体沥青和氯仿沥青"A"含量高,为好的再生烃源;龙马溪组中部灰色泥岩为一套好的烃源岩;志留系石牛栏组底部泥灰岩和龙马溪组顶部灰质泥岩为中等烃源岩。川东南地区多套优质烃源岩及再生烃源的存在,为该区的油气勘探提供了丰富的物质基础。

川中—川东南地区震旦系—下古生界沥青来源及成烃演化

据实测实验数据分析了川中及川东南地区典型构造上勘探井震旦系—下古生界泥岩及沥青样品的生物标志化合物的特征,证实源岩的沉积环境主要为具有一定盐度的还原环境,生物多来自于低等水生生物的菌藻类。川中震旦系—下古生界和川东南震旦系储层沥青主要来自寒武系泥岩;川东南下古生界储层沥青则为寒武系和志留系的混合来源。利用Karweil方法分析了川中地区高科1井寒武系烃源岩的成烃史;采用磷灰石裂变径迹技术与Easy%Ro模型联合模拟恢复了川东南地区丁山1井的生烃史;对比分析表明,川东南寒武系烃源岩成熟时间、主生油及主生气期均早于川中寒武系烃源岩。

川中-川东南震旦系-下古生界烃源岩及储层沥青的地球化学特征

利用色谱-质谱等分析测试技术,对四川盆地川中-川东南地区震旦系、寒武系及奥陶系储层沥青及泥岩岩样进行了地球化学特征分析。从饱和烃色谱、生物标志化合物特征等方面分析入手,对该区的烃源岩的生源与沉积环境作了详细研究。证实源岩的沉积环境主要为具有一定盐度的还原环境,生物多来自于低等水生生物的菌藻类,且储层沥青主要来自于泥岩而不是碳酸盐岩。川中震旦系-下古生界和川东南震旦系储层沥青主要来自寒武系泥岩,川东南下古生界储层沥青则为寒武系和志留系的混合来源。

论非物质文化遗产保护法权利主体制度的构建--以黔东南苗族侗族自治州为例

本文通过田野调查和法理分析,认为传承人和群体构成了非物质文化遗产权利的二元主体,并结合黔东南非物质文化遗产的实际情况,提出了一些非物质文化遗产传承人和群体立法保护的建议。

川东南地区茅口组层序地层学研究

在对川东南地区茅口组沉积背景认识的基础上,通过对野外剖面的详细观察,结合录井、测井资料,对岩性剖面结构进行细致分析,将其划分为3个三级层序。并从地质、测井方面,阐明了层序关键界面识别与划分的标志,认为茅口期相对海平面升降幅度不大,三个三级层序均为II型层序,在此基础上建立了川东南地区茅口组三级层序地层格架。

川东南东溪地区龙马溪组裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

页岩气的商业性开发证实成熟页岩具有较大的勘探潜力,川东南地区是我国南方页岩气勘探开发的战略先导区。裂缝发育情况是页岩气保存和开发部署的关键因素,对于构造环境复杂特殊的盆缘地区,在加大页岩裂缝研究难度的同时,也给页岩气勘探开发提供了新的方向。页岩气勘探作为我国油气勘探的新领域,尚未形成成熟的裂缝评价体系。以川东南东溪地区为例,基于三轴岩石力学实验结果,首先采用有限元数值模拟手段进行应力场模拟,而后利用岩石力学参数进行模型构建和模拟结果的反复试算,以获取东溪地区最大、最小主应力和应力差分布图,最后运用莫尔–库伦准则计算岩体破裂系数预测裂缝分布规律。结果表明:研究区裂缝发育情况主要分为4个级别,其中,Ⅰ级裂缝呈条带状分布在东西两侧断裂附近,Ⅱ级裂缝在Ⅰ级裂缝周围发育,而Ⅲ级裂缝分布在北部背斜核部和西部背斜翼部;优选页岩气埋深、距剥蚀区距离、距齐岳山断裂距离、断裂作用、应力差及压力系数等10个保存条件参数,采用组合权重法确定保存条件参数权重,其中一级参数权重分别为埋深(0.2)、距剥蚀区距离(0.1)、距齐岳山断裂距离(0.1)、断裂作用(0.25)、应力差(0.15)、压力系数(0.2),以此建立相对完善的页岩气评价体系与评价标准。优选出2类页岩气勘探目标有利区,其中A类、B类有利区分别分布在研究区南部背斜核部及翼部和中部宽缓褶皱两翼。研究成果为川东南地区的页岩气勘探提供重要的参考价值。

川东南小河坝组砂岩成岩作用及其演化

本文通过普通薄片鉴定、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射以及阴极发光等多种实验测试手段对川东南地区小河坝组砂岩成岩作用以及成岩演化进行详细研究。研究结果表明:研究区小河坝砂岩主要为泥质石英粉砂岩、泥质长石石英粉砂岩、钙质粉砂岩,具有高石英、低岩屑的特点。成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用,成岩作用处于晚成岩B期。原生残余粒间孔是小河坝砂岩的主要孔隙类型。压实作用是造成原生孔隙减少的主要因素之一,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙度,而胶结作用,尤其是钙质胶结造成次生孔隙进一步减少。

川东南地区地温场形成的地质背景及温泉形成模式探讨——以四川彭水长溪坝址区温泉为例

根据地层岩性、地质构造、地球物理场等资料对川东南地区地温场形成的地质背景进行了分析,并结合对乌江彭水长溪温泉的综合研究,建立了温泉形成的基本模式。

方差体裂缝检测技术在川东南官渡地区的应用

裂缝是影响川东南官渡地区储层产能的重要因素。在对比相干体和方差体两种裂缝检测技术的处理结果后,选择了效果更好的方差体技术应用于该地区。结果表明,方差体裂缝检测技术能够压制地震数据体的横向连续性,并突出其横向的不连续性,常常用于细致的断层解释、砂体及裂缝的检测和某些复杂地质体的识别,而局部这些细微的地质异常特征往往可以指示可能的油气圈闭。

川东南地区海相页岩低电阻率特征与成因

在海相页岩气勘探过程中发现页岩含气性与视电阻率具有相关性,且低电阻率页岩段普遍表现较差的含气性。为揭示海相页岩低电阻率成因,基于川东南地区及邻区重点井的钻井、测井、测试等资料,进行激光拉曼、烘干岩心电阻率测定、扫描电镜荷电效应观察、包裹体、有机地球化学等实验分析,从有机质炭化和保存条件2个方面对页岩储层低电阻率成因进行了探讨,并对影响范围进行了预测。结果表明:低电阻率页岩在电性、物性、含气性等方面具有3个典型特征。在优质页岩段电阻率突变或渐变,孔径小且以孔隙度较低,含气性差且多为干井。对于镜质组反射率(Ro)超过3.5%的页岩,有机质强炭化是导致低-极低电阻率的主要因素。对于Ro小于3.5%的页岩,保存条件变差是形成低-极低电阻率的主要因素,弱炭化对低电阻率也有重要影响。在弱炭化阶段,随着保存条件遭受破坏,页岩含水率和含水饱和度增高,在压实作用下,孔隙和裂隙坍塌闭合,基质颗粒呈镶嵌式接触,导电性增强,电阻率显著降低,且有机质丰度越高,电阻率越低。有机质强炭化的影响范围具有区域性,保存条件变差的影响范围相对较小。

川东南丁山与焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气富集条件差异分析与思考

四川盆地东南缘(川东南)丁山构造五峰组—龙马溪组页岩气勘探已取得突破,但相比涪陵页岩气田焦石坝构造,其富集高产因素又体现出其自身的特殊性。以四川盆地丁山和焦石坝地区五峰组—龙马溪组为研究对象,综合利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,明确了两地区主要富集条件的差异性,建立了2种目标类型页岩气成藏富集模式,研究发现:(1)丁山优质页岩层段TOC≥3%的页岩仅发育于五峰组—龙马溪组一段①—③层,厚15~19 m,明显比焦石坝薄(焦页1井近38 m);(2)丁山构造保存条件明显受齐岳山断裂控制,平面上远离齐岳山断裂、埋深更大的斜坡带和深埋平缓带页岩气层压力系数、孔隙度和含气量明显增大,而焦石坝构造保存条件明显受周边控制构造的断裂影响,压力系数、孔隙度和含气量仅在断裂附近出现明显的降低;(3)丁山优质页岩层段在自身脆性方面与焦石坝无明显差异,但由于埋深变化较大,埋深处于3500~4500 m富集区的优质页岩层段的地应力、岩石破裂压力明显增大。研究认为沉积环境造成了两地区页岩原生品质具有一定的差异,其中丁山属于“较快速海退型”陆棚相沉积,而焦石坝属于“缓慢海退型”陆棚相沉积;而控制构造的断裂是造成页岩气逸散方式和程度不同的主要因素。根据以上特点,建立了丁山“齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散、深埋藏区富集”的盆缘“鼻状断背斜富集型”、焦石坝盆内“控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集”的“断背斜富集型”成藏富集模式。

常压页岩储层优势岩相孔隙结构表征及其影响因素——以川东南林滩场五峰组—龙马溪组为例

为明确常压页岩储层优势岩相孔隙结构特征及其主控因素。以川东南林滩场五峰组—龙马溪组海相页岩为例,定量表征了不同岩相的孔隙结构,并分析其主控因素及含气量差异性。结果表明:林滩场五峰组—龙马溪组岩相可划分为富有机质硅质页岩相(S⁃H)、富有机质混合页岩相(M⁃H)、贫有机质黏土质页岩相(C⁃L)和贫有机质混合页岩相(M⁃L);4类岩相孔隙主要为墨水瓶状或狭缝状,林滩场南部孔隙分布以介孔为主,北部则以微孔和介孔为主,S⁃H和M⁃H岩相的连通性优于C⁃L和M⁃L岩相;S⁃H和M⁃H岩相孔隙主要受控于有机质,其次为脆性矿物含量,C⁃L和M⁃L岩相孔隙主要受控于有机质和黏土矿物含量;裂缝是影响孔隙参数的重要外因,林滩场北部页岩储层纵向上的含气性优于南部,推测是由内部极其发育的裂缝所导致。分析认为裂缝导致的气藏调整、孔隙泄压是造成林滩场南北地区孔隙参数、含气量、产量差异的重要原因,后续应注重裂缝和断层对其产能的综合影响。