海陆过渡相储层不同岩性断裂特征及其对压裂的影响

岩石断裂力学性质是决定储层压裂改造效果的内在地质力学基础,明确海陆过渡相储层不同岩性断裂力学性质对于优化压裂改造措施、改善造缝效果具有现实意义。以鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相储层为研究对象,开展储层多种岩性断裂韧性测试,明确储层不同岩性断裂力学特征及影响因素,并在有限元平台建立了具有测井岩石力学参数分布特征的压裂数值模型,着重研究了岩性组合对裂缝高度扩展规律的影响。结果表明:海陆过渡相储层岩性复杂,富含石英和黏土矿物,力学变形破坏呈较强的脆性特征;与海相页岩相比,海陆过渡相储层岩石具有低断裂韧性的特点,断裂韧性值大小呈现煤岩<碎屑沉积岩<灰岩的特征,其中植物碎屑、纹层等弱结构面通过改变断裂路径影响相应岩性的断裂韧性,有较强的劣化作用;储层岩石静态弹性模量是控制不同岩性断裂韧性的重要力学因素,断裂韧性与静态弹性模量具有线性正相关性;储层岩石具有较强的层间力学非均质性,水力裂缝高度倾向钝化于由泥岩层进入砂岩层过程中,储层夹煤层将明显降低裂缝高度,增大支撑剂在储层非均匀铺置的概率。储层地应力对裂缝高度形态的影响与岩性组合有关,因此在前期水平井穿行轨迹选择需要重视水平井上、下岩性组合特征对后续水平井压裂效果的影响。

海陆过渡相页岩孔隙结构表征及页岩气渗流规律模拟

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆过渡相页岩储层非均质性强,碳质页岩和纯页岩的孔隙结构特征及页岩气渗流规律具有明显的差异,然而目前针对不同岩性孔隙结构下的页岩气渗流规律研究较为缺乏。文中以这2种岩性页岩为研究对象,基于CT扫描、扫描电镜物理实验技术,测定了二者的基质孔隙和层理缝特征参数,对比了二者的孔隙结构差异,构建了考虑吸附效应和滑脱效应的格子玻尔兹曼数值模拟方法,分析了二者孔隙结构对页岩气渗流规律的影响。研究结果表明:1)碳质页岩裂缝呈空间网状结构,纯页岩裂缝为平行层理方向裂缝。与纯页岩相比,碳质页岩孔隙尺度较大,但孔隙数量较少,孔隙度更低。2)页岩孔隙中存在明显的滑脱效应。滑脱效应提高了气相流动速度,页岩气从孔隙壁面解吸减缓了孔隙压力降低速率,延长了生产时间。建议在开发纯页岩层段时,适当降低生产压差,增强小孔隙中的滑脱效应;在开发碳质页岩层段时,适当增加生产压差,通过解吸作用提高页岩气产量。

海陆过渡相与海相页岩气储层特征差异性分析——以南川地区龙潭组与龙马溪组为例

南川地区发育海陆过渡相、海相2种沉积类型的页岩层系,以龙马溪组为代表的海相页岩气实现了商业开发,而对以龙潭组为代表的海陆过渡相页岩气的认识程度较低。利用野外露头、钻井岩芯、薄片及氩离子抛光扫描电镜等实验数据和地层微电阻率扫描成像(FMI)测井等资料,从沉积相、岩性组合、储集条件、矿物组分、可压性及含气性等方面,开展这2套页岩储层特征的差异性分析。结果表明,2套储层在以上方面都存在较大差异:①龙潭组岩性复杂,发育粉砂质页岩、炭质页岩、灰质页岩、灰岩及煤层,而龙马溪组主要以硅质页岩为主;②受岩性、有机质类型及热演化程度影响,龙潭组储集空间主要以微裂缝(粒缘缝和收缩缝)和无机孔为主,而龙马溪组主要以有机质孔和微裂缝为主;③龙潭组页岩黏土矿物含量高(47.6%),脆性矿物含量低(35.8%),杨氏模量低(32.3 GPa),泊松比高(0.3),塑性较强,可压性差于龙马溪组页岩;④龙潭组页岩含气量平均为2.2 m^(3)/t,吸附气占比54.5%,而龙马溪组页岩含气量平均为5.2 m^(3)/t,吸附气占比43.3%。通过2套页岩层系储层差异性分析,明确了龙潭组页岩储层具有岩性复杂、黏土矿物含量高、可压性差、吸附气占比高的特征。龙潭组谭一段页岩连续厚度大、含气量高、储集物性好,从整体性评价来看,是龙潭组的“甜点”段;但其黏土矿物含量也高,且地质“甜点”与工程“甜点”的耦合性较龙马溪组页岩差,建议优化压裂工艺,提高缝网改造体积和单井产量,实现勘探突破。

海陆过渡相页岩储层合层开采数值模拟研究

由于沉积环境的不同,海陆过渡相页岩与海相页岩存在较大差异。基于鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩储层的特点,建立了纵向多岩性叠置储层水平井产能数值模型,分析了不同岩性组合模式下的气井单段生产动态特征,研究了煤层渗透率、储层叠置关系等关键参数以及生产制度对生产特征的影响。研究结果表明:①富煤型页岩储层合层开采初期气水同产,采出气主要来自砂岩和页岩储层的游离气,采出水主要来自压裂液及煤层水。煤层的渗透率越高,合层开采的累计产气量越大,累计产水量也随之提升。②含煤叠置组合类型进行合层开采最理想的空间叠置顺序为页—砂—煤,在该叠置顺序下,煤层产水对合层开采干扰最小。③煤层产气量受应力敏感的影响最大。

元素录井技术在海陆过渡相页岩气水平井地质导向中的应用

河南省页岩气资源主要发育于上古生界海陆过渡相沉积中,海陆过渡相页岩气层系具有多岩性频繁互层、单层厚度小、纵向变化快的特点,加上局部地区微幅构造发育,使得水平井地质导向中小层识别和水平段钻头方向的判断难度很大。为此,利用研究区优质页岩气层段的X射线荧光元素录井数据,通过统计分析对目的层各小层进行精细刻画,提出利用Si、Al、Na、Fe、S、K、Mn和Ti元素含量的变化关系分别建立砂岩、煤岩和泥岩元素交会图版,并利用Ba、Ti、Ca、S和Sr元素组合与深度的关系建立随钻元素定量模型。根据元素交会图版进行目的层小层识别,为水平井入窗提供准确依据;在水平段利用随钻元素定量模型判断钻头穿行方向。该技术在通许隆起中部中深层页岩气水平井钻井过程中进行了现场应用,取得了较好的效果。

海陆过渡相页岩岩相特征及测井识别方法

与海相页岩相比,海陆过渡相页岩具有更复杂的岩性及更强的非均质性,常规的基于矿物组分的三端元岩相划分方法和常规测井资料无法精细而准确地反映岩性及非均质性的变化。以鄂尔多斯盆地东缘的大宁吉县地区二叠系山西组2段3亚段(P_(1)s^(3)_(2))页岩为研究对象,利用X衍射、岩心薄片、有机碳等实验资料实现以“沉积环境指示+有机质+矿物组分”为核心的有利页岩岩相划分,通过岩心与测井资料的相互标定,总结出不同页岩岩相的测井响应特征,在选取敏感测井参数的基础上应用贝叶斯判别法建立不同页岩岩相的测井识别方法。研究结果显示:①目的层主要发育有3大类7小类11个细分页岩类型,其中富有机质硅质页岩、富有机质混合质页岩具有较好的有机质、物性、含气性及脆性指标,是最优的页岩类型,其次为富有机质黏土质页岩及中有机质黏土质页岩,并且同类页岩中厌氧型页岩各项参数指标相对更优;②通过选取密度中子包络面积、声波电阻率包络面积、伽马去铀伽马差值、深浅电阻率比值、脆性指数、钍元素含量共6条敏感测井曲线建立贝叶斯判别方程,能准确有效地识别研究区P_(1)s^(3)_(2)的不同页岩岩相类型。研究结果可为海陆过渡相页岩储层后续参数精细评价及压裂选层提供有利技术支撑。

鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩岩相特征及储层差异

鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系发育海陆过渡相沉积岩系,其内也实现了煤层气和致密气等多种类型天然气的勘探突破和商业开发,是非常规天然气重要接替领域之一。为揭示海陆过渡相页岩岩相类型差异及分布规律,指导下一步油气勘探开发,基于野外露头、岩心以及全岩矿物,综合划分了石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组页岩岩相类型,并结合含气性、力学性质、孔隙度和渗透率测试等资料,明确了不同岩相类型下对储层发育特征的控制作用。研究结果表明:①海陆过渡相页岩以黏土类、硅质类和混合类为主,其中潮坪相以纹层状低有机质—混合页岩为主,潟湖相以纹层状高有机质—富黏土硅质页岩为主,三角洲相以块状低有机质—富硅质黏土质页岩为主;②海陆过渡相页岩开发潜力较好,有机碳含量中等(平均约2.26%),低孔隙度(约1.41%)低渗透率(约0.12 mD),含气量偏低(约1.23 m^(3)/t),具有低泊松比(约0.2)和高弹性模量特征(约22 GPa);③含气性和物性综合分析优势岩相为高有机质—富硅质黏土质页岩、中有机质—富硅质黏土质页岩等,在潮坪相和潟湖相更为发育。结论认为,海陆过渡相沉积环境多变,岩相类型差异明显,应立足“优势环境—优势层段—优势岩相”的勘探开发思路,寻找地质和工程甜点叠合区段进行勘探部署,该认识可为海陆过渡相页岩气和煤系多层系天然气规模效益开发提供技术支撑,有助于实现非常规海陆过渡相页岩气科学开发。

南苏门答腊盆地J区块中新统Gumai组岩性油气藏成藏条件及有利区带

南苏门答腊盆地中新统Gumai组下段发育岩性油气藏。运用测井、录井、地震等资料,结合区域地质研究,对南苏门答腊盆地J区块中新统Gumai组下段砂体的成藏条件、控制因素开展了综合研究,并预测了有利区带。研究结果表明:①南苏门答腊盆地J区块油气主要来自东部Betara生烃凹陷,共发育3套烃源岩,分别为Talang Akar组下段烃源岩,Talang Akar组上段烃源岩及Gumai组烃源岩。其中,Talang Akar组下段发育的海陆过渡相烃源岩最好,以Ⅰ型或Ⅱ型干酪根为主,含大量煤层,TOC值主要为0.5%~2.0%,氢指数(HI)主要为100~350 mg/g,氧指数(OI)平均为30 mg/g。②J区块Gumai组下段自东向西发育一套三角洲近端前缘—远端前缘—前三角洲沉积体系,区块东部近端前缘以厚层砂岩为主,西部远端前缘以泥岩夹薄层砂岩为主。块状中—细砂岩为主要储集岩,泥质条带广泛发育,为三角洲前缘水下分流河道和河道溢岸沉积。③J区块Gumai组岩性油气藏主要受泥岩盖层和大断裂控制,油气多聚集于区块西部远端前缘泥岩含量高、封盖条件好的地区,且紧邻大断裂。④J区块Gumai组下段岩性油气藏具有“下生上储、复合输导、盖层控藏”的成藏模式,中部的W地区及P地区为岩性油气藏勘探的有利区。

鄂尔多斯盆地西缘冲断带石炭系羊虎沟组沉积特征

根据钻井、录井、测井及地震资料,结合岩石矿物特征、古生物化石以及地球化学特征,对鄂尔多斯盆地西缘石炭系羊虎沟组沉积相特征和展布规律进行了系统研究。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地西缘羊虎沟组岩性以泥岩、炭质泥岩、煤层为主,间夹泥质粉砂岩、砂岩,形成于海陆过渡相沉积环境,沉积期古气候为温暖潮湿气候。靖远组—羊虎沟组沉积期,湖盆水体盐度逐渐增大,古气候从早期的温湿气候向干热气候过渡,沉积环境由早期的氧化环境向中、晚期的氧化—还原环境过渡,相对古水深由小向大过渡,至羊虎沟组沉积晚期,发生快速水退。(2)研究区羊虎沟组以混合沉积为主,发育三角洲—障壁海岸—滨浅海等沉积体系,属于典型的海陆过渡相。韦州—石沟驿地区发育澙湖—障壁岛沉积相带,总体可分为两大区域性海进、海退旋回,下部海进旋回以海湾—潮坪沉积为主,上部海退旋回以三角洲沉积为主。(3)羊虎沟组沉积水体较浅,周边发育三角洲,内部障壁砂坝较发育,形成了有利沉积相带,垂向上靖远组—羊虎沟组为海湾—潮坪—障壁岛—澙湖—沼泽相的区域海进—海退沉积旋回。

临兴地区下二叠统太原组页岩气地质特征及勘探潜力

为揭示鄂尔多斯盆地东缘临兴地区太原组页岩气地质特征及勘探潜力,以富含有机质泥页岩为研究对象,基于野外钻孔和测井基础地质资料,查明了泥页岩累计厚度和单层最大厚度分布规律;针对泥页岩开展了有机地化、物性特征、X射线衍射和等温吸附等试验测试分析,对页岩气聚集成藏条件及勘探潜力进行了研究。结果表明:临兴地区太原组泥页岩分布稳定,累计厚度为10~50 m,平均为30 m,单层最大厚度为5~25 m。有机质丰度较高,TOC含量介于0.26%~12%,平均为3.81%,有机质类型以II、III型干酪根为主,最高热解峰温介于443~576℃,在紫金山岩体附近泥页岩热成熟度明显增大。泥页岩发育纳米级-微米级的孔裂隙,有机质孔多呈圆形、椭圆形和蜂窝状,碎屑矿物溶蚀孔等其它类型孔隙均有发育,矿物颗粒内部、碎屑颗粒边缘和有机质内部的微裂隙较为发育。石英、长石等脆性矿物含量占45%~65%,黏土矿物含量介于28%~62%,多为非膨胀类矿物。泥页岩含气量变化范围大,介于0.08~7.3 m^(3)/t,平均为1.41 m^(3)/t,含气量与TOC呈明显的正相关关系。综合考虑泥页岩厚度、有机质丰度、热演化程度等因素,临兴地区的中北部泥页岩厚度大、TOC含量高,矿物组合有利于储层改造,为页岩气勘探有利区。与四川盆地海相页岩气勘探区相比,临兴地区太原组泥页岩具有埋深浅、含气量偏低的特点,在油气资源勘探开发中宜注意与煤系地层的砂岩气和煤层气的联合勘探开发。

柴达木盆地东部上石炭统海陆过渡相烃源岩生烃特征:来自天然气地球化学的证据

推进柴达木盆地东部(以下简称柴东地区)上石炭统油气勘探进程亟待明确其烃类地球化学特征、赋存状态及其生成过程。为此,通过天然气组分与碳同位素测试,探讨了柴东地区欧南凹陷2口关键井上石炭统天然气的成因与来源,在此基础上厘清了上石炭统海陆过渡相烃源岩生烃过程及烃类赋存状态。研究结果表明:①上石炭统天然气中烃类气平均含量为94.51%,非烃气平均含量为5.49%,干燥系数介于0.28~1.00,干气为主,湿气仅发育于上石炭统浅层,深层天然气干燥系数较高;②浅层气甲烷碳同位素明显偏轻,乙烷碳同位素和二氧化碳碳同位素分布范围大,低碳烷烃以腐泥型干酪根初次热解为主,早期产出的液态烃经微生物降解形成生物甲烷,高碳烷烃与原油裂解作用密切相关,腐殖型干酪根初步热解的煤成气多以吸附态形式赋存;③深层低碳烷烃为裂解反应较充分的原油裂解气混入部分煤型游离气,高碳烷烃可能与腐泥型干酪根二次活化裂解有关;④天然气中二氧化碳不仅存在干酪根热降解有机成因类型,也发育碳酸盐矿物化学反应释放的无机成因类型。结论认为,上石炭统烃源岩混合了海洋、陆地两种环境来源的生物有机质,海相腐泥型有机质因热化学活化能低而优先进入生烃门限生成液态烃及伴生油型湿气,原油裂解和陆相腐殖型干酪根生气在高成熟阶段逐步启动,在过成熟阶段2种生气机制的作用愈发突显,残余腐泥型干酪根也因高温条件发生二次活化裂解并生成少量高碳烷烃。

川东南二叠系龙潭组海-陆过渡相页岩气甜点评价及意义

川东南二叠系龙潭组海-陆过渡相沉积是一套潜在的页岩气勘探领域,但目前面临勘探方向不清等问题。综合岩石学、有机地球化学和储层地质学,基于X射线衍射、有机岩石学分析、氩离子抛光扫描电镜、氦气孔隙度测试和联测实验等,分析了川东南地区S1井等重点井龙潭组9个小层中泥页岩有机地化、储层和含气性及其纵向变化特征,优选了页岩气富集的有利层段。研究结果表明,川东南地区龙潭组海-陆过渡相泥页岩沉积厚度大(TOC>2%的泥页岩累计厚度50.11 m)、黏土矿物含量高(平均值42.69%),以煤层、炭质页岩、泥页岩、粉砂质泥岩、含灰/灰质泥岩和泥质灰岩为主。泥页岩TOC均值为4.63%,孔隙度均值大于2.0%,且都具有煤>炭质页岩>泥页岩>粉砂质泥岩>含灰/灰质泥岩的变化趋势。有机质类型以Ⅲ型为主,Ro平均为2.07%,储层以黏土矿物孔和微裂缝为主。②—④小层、⑥小层和⑧小层的煤层和泥页岩组合具有“厚度大、有机质丰度高、孔隙度高和含气性好”的特征,是海-陆过渡相页岩气勘探的有利目标层段。

考虑段间SRV非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型

准确认识水平井压裂后各段产出贡献、返排规律及井底生产动态是判断压裂改造有效性和提升设计针对性的依据,对提高气井产能和降本增效具有重要意义。为此,针对海陆过渡相页岩气长水平井非均质性和差异化增产改造引起的各段改造程度差异性问题,建立了考虑页岩储层非均质性和各段改造体积与改造程度差异的5区不稳定线性流压裂水平井产出剖面预测模型,运用现代数学物理方法和Stehfest数值反演方法获得了气井产量及各压裂段流量产出贡献曲线,并分析了各段的天然气产出规律及其影响因素。研究结果表明:(1)压降双对数、产能递减和各段产出贡献曲线可划分为裂缝线性流、裂缝改造区流、改造区外流、系统拟径向流及边界控制流5个流动阶段;(2)改造区渗透率和面积对裂缝线性流动阶段、裂缝改造区流动阶段的产出贡献率影响为正相关关系;(3)改造区外渗透率增加,系统拟径向流阶段产出贡献率增长且持续时间增加;(4)实际页岩气井产出剖面预测与示踪剂监测结果吻合较好,验证了模型的实用性和可靠性。结论认为,考虑段间SRV非均质性的页岩气压裂水平井产出剖面预测模型,可以有效解决页岩气藏工程中产出剖面预测难的问题,对页岩气压裂工艺优化及效益开发具有重要的指导作用。

南华北盆地海陆过渡相煤系页岩地质特征及可压性分析——以中牟区块太原组为例

为探究页岩可压裂性特征,以南华北盆地海陆过渡相煤系页岩为研究对象,利用钻井、测井、录井和实验测试数据开展太原组页岩储层地质特征和可压性综合研究。结果表明:(1)太原组页岩具有低孔、低渗、有机质丰度高、脆性好、杨氏模量高、泊松比中等、应力差异适中、天然裂缝较发育等特点,具备压裂形成复杂裂缝基础;(2)页岩、砂岩、灰岩的新脆性指数均不同程度降低,灰岩降幅最大,新方法可更合理地计算出页岩最真实的脆性特征;(3)Y2井太原组6号层下部到3号层上部(2862.32~2887.64m)页岩段可压性最好,CFI指数为45.26%~64.65%,平均56.44%,高于页岩可压性评价标准(>50%)。Y2井上述井段实施直井分段压裂改造,试气后获得3 614 m^(3)/d的稳定产气量,较邻井Y1井提高2倍,表明建立的可压性评价模型可有效指导压裂施工,具有较好的工程应用价值。

鄂尔多斯盆地东南缘晚石炭系-早二叠系海陆过渡层序及聚煤模式

综合岩心、钻测井及地化资料,研究鄂尔多斯盆地东南缘晚石炭系—早二叠系海陆过渡层序地层演化及其内部聚煤规律,建立海陆过渡层序下的聚煤模式。结果表明:研究区识别区域不整合面、河道下切侵蚀面、暴露面和洪泛面4类层序界面类型,划分SQ1、SQ2、SQ3和SQ44个四级层序,内部发育障壁—潮坪—潟湖、碳酸盐台地、曲流河三角洲和辫状河三角洲4类沉积序列类型。由晚石炭世到早二叠世,沉积环境经历由近海海相到陆相三角洲的完整海陆过渡演化过程。SQ1和SQ3层序是主要的聚煤阶段,潮坪—潟湖和三角洲水下分流间湾为成煤提供有利环境,分别形成区域分布的厚层连续煤和厚薄交互连续煤。SQ2和SQ4层序聚煤作用较弱,局部发育薄煤和炭质泥岩。层序可容纳空间差异和相对海平面变化控制海陆过渡层序地层格架内的聚煤规律,高可容空间下HST晚期聚煤、低可容纳空间下HST早期聚煤。该结果揭示海陆过渡含煤地层层序演化及其聚煤作用,有助于指导煤层气资源的勘探和开发。

川西南-滇东北地区晚二叠世早期海陆过渡相沉积地层特征及岩相古地理探讨

川滇地区的峨眉山玄武岩组底部一般以玄武岩或玄武质角砾岩与下伏的中二叠统灰岩呈不整合接触。为进一步揭示峨眉山玄武岩的初始喷发时限、古地理环境,对川西南-滇东北地区的峨眉山玄武岩及下伏的阳新组开展了详细的路线地质调查、实测剖面和古生物化石观察等地质调查工作,研究了在金河-箐河深断裂以东的四川峨眉山市挖断山、乐山市沙湾、美姑县柳红、普格县西罗等13个地区的陆相峨眉山玄武岩组与阳新组(茅口组)浅海相灰岩之间发现的一套海陆过渡相含煤岩系地层。认为该套地层单元厚度薄,区域上层位相对稳定,与上覆、下伏地层均为平行不整合接触,是中二叠世晚期研究区整体不均衡隆升、残余海盆向陆演化的沉积过程响应,控制了峨眉山玄武岩喷发的最初时限,其岩石组合和古生物化石指示了川西南-滇东北地区在阳新世冷坞期早时处于滨海→湖泊→沼泽相演化的古地理特征,应建单独的地层单位进行研究。

中国页岩气勘探领域和发展方向

我国油气对外依存度较高,勘探开发页岩气是缓解能源和环境压力的重要途径。尽管我国页岩气在短时间内已经取得了一系列重大进展,但目前仍然处于勘探发展方向选择的“十字路口”。为此,系统梳理了我国页岩气地质条件的特殊性,结合页岩气成藏机理研究成果,指出了我国不同领域的页岩气勘探方向。研究结果表明:①中国页岩气勘探可分海相、陆相及海陆过渡相3大基本领域,华北、扬子及塔里木3大板块页岩气地质特点各异,构造沉积演化、页岩生气成藏、后期改造破坏等多因素相互作用,形成了中国页岩气地质分布的复杂性及勘探领域的多样性;②海相页岩有机孔缝发育,奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩仍将是未来一段时间内页岩气勘探的主体,扬子地区的寒武系牛蹄塘组和震旦系陡山沱组、滇黔桂地区的泥盆系罗富组和石炭系旧司组、华北地区的蓟县系洪水庄组和中元古界下马岭组等可以作为页岩气勘探战略突破的对象;③大中型陆相盆地的构造深部位和斜坡部位、中小型盆地的沉降—沉积中心是陆相页岩气勘探的两大主要方向,页岩层理缝和粒间孔发育,多类型有机质与热演化程度的匹配常使得页岩油、页岩气共生,将成为陆相页岩气进一步探索的重要领域;④海陆过渡相页岩主要形成于晚石炭世—二叠纪,页岩与砂岩、泥岩、煤层及碳酸盐岩地层之间的旋回组合特点明显,页岩中成岩裂缝发育,较好的构造保存条件与成岩保存条件是该类型页岩气富集的两大要素,潮坪—潟湖沉积体系和三角洲沉积体系、大中型叠合盆地和中小型残留盆地,以及盖层发育且构造保存条件好的深层是海陆过渡相页岩气勘探的有利方向。

华北石炭—二叠纪层序-古地理及聚煤规律

在对露头及钻孔剖面沉积特征研究的基础上,建立了华北地台石炭—二叠纪近海型含煤岩系层序地层格架,恢复了基于三级层序的岩相古地理,并分析了聚煤规律。根据区域不整合面、河流下切谷冲刷面、沉积体系转换面、古土壤及根土岩、地层颜色突变面、煤层等层序地层关键界面特征,将华北石炭—二叠系划分为7个三级层序。通过绘制各三级层序地层厚度、砂泥比、石灰岩含量等单因素等值线,恢复出各三级层序的岩相古地理。利用煤层厚度与岩相古地理平面展布规律可知,最有利成煤环境为三角洲沉积体系,其次为河流、潮坪-潟湖沉积体系,聚煤作用以SQ2(太原组中上部)和SQ3(山西组)最强,聚煤中心位于准格尔、大同、朔州、乌海、峰峰等煤田和京津唐地区,SQ4(下石盒子组)和SQ5(上石盒子组第1段)聚煤作用仅限于华北盆地南缘,聚煤中心位于两淮地区。

我国富含有机质泥页岩发育特点与页岩气战略选区

我国页岩气勘探才刚刚起步,目前研究主要集中在页岩气成藏条件和有利区评价方面。页岩气有利区优选还处于富含有机质泥页岩优选阶段,优选出的主要是页岩气发育远景区。受复杂地质背景和多阶段演化过程的影响,我国含油气盆地类型多、盆地结构复杂,盆地的不同演化规律直接控制着富含有机质泥页岩的发育与分布。为此,依据形成环境将富含有机质泥页岩划分为海相厚层富含有机质泥页岩、海陆交互相及陆相煤系地层富含有机质泥页岩、湖相富含有机质泥页岩这3种类型,并分别探讨了其页岩气勘探开发前景。结论认为:①海相厚层富含有机质页岩是我国近期页岩气勘探的首选;②海陆交互相及陆相煤系地层富含有机质泥页岩单层厚度较薄,但与致密砂岩气和煤层气有共生条件,发展页岩气与致密砂岩气等多类型天然气资源多层合采技术具有十分现实的意义;③湖相富含有机质泥页岩成岩程度普遍不高,需要进一步优选岩石强度较大、具备裸眼完井条件的层位进行勘探开发。

海陆过渡相页岩气层系沉积研究进展与页岩气新发现

四川盆地海相页岩气成功规模效益开发,使我国页岩气跨入了高速发展的快车道,确立了页岩气在我国能源安全保障中的重要战略地位。我国海陆过渡相页岩气资源丰富,有望成为我国页岩气增储上产的现实领域。目前海陆过渡相页岩气勘探开发和地质评价还处在初期阶段,海陆过渡相富有机质页岩发育特征与分布、沉积模式、有机质富集机理等非常规油气沉积学相关研究有待深入。通过系统厘定海陆过渡相相关概念与特征,明确了国内外典型海陆过渡相页岩气层系;系统总结海陆过渡相页岩沉积研究现状与新进展,揭示了海陆过渡相中富有机质页岩有利发育环境、主要沉积模式和页岩气储层基本特征。系统梳理鄂尔多斯、四川、渤海湾等盆地海陆过渡相页岩气勘探开发新发现,指出了我国海陆过渡相页岩气具有良好勘探开发前景。海陆过渡相页岩层系常伴有煤层,可进行页岩气、煤层气等联合开采,实现“体积开发”,以期有效推动我国天然气产业高质量大发展。