含气页岩不同纹层及组合储集层特征差异性及其成因——以四川盆地下志留统龙马溪组一段典型井为例

基于薄片、氩离子抛光大片成像和纳米CT扫描等实验分析资料,对四川盆地下志留统龙马溪组一段典型井含气页岩不同纹层及组合储集层特征差异性及其成因进行研究。结果表明,该套页岩发育泥纹层和粉砂纹层,二者的单层厚度、物质组成、孔隙类型及结构、面孔率和孔径分布均存在差异性。泥纹层单层厚约100μm,有机质含量大于15%,石英含量大于70%,有机孔占比和面孔率高,顺层缝发育,有机质和有机孔均相互连通构成网状。粉砂纹层单层厚约50μm,有机质含量为5%~15%,碳酸盐含量大于50%,无机孔占比高,顺层缝不发育,有机质和孔隙均相互不连通。泥纹层和粉砂纹层的形成可能与富硅生物的勃发有关,间歇期形成泥纹层,勃发期形成粉砂纹层。泥纹层和粉砂纹层可构成条带状粉砂、砂泥递变和砂泥薄互层3类纹层组合。条带状粉砂纹层组合的孔隙度和水平与垂直渗透率比值均最大,砂泥递变纹层组合次之,砂泥薄互层纹层组合最低,泥纹层与粉砂纹层含量比值造成水平与垂直渗透率比值差异。

四川盆地下志留统龙马溪组底部界线研究

针对下志留统龙马溪组底部界线划分问题,在前人研究的基础上,通过对四川盆地及周缘地区的野外剖面和钻井岩芯的宏观与微观观察以及对录井、测井、分析化验等资料的分析,发现龙马溪组底部界线上下地层具有以下特征上的差异:五峰组顶部灰质含量较高,腕足类化石丰富,测井曲线上表现为低伽马高电阻率,TOC值较低,矿物组分中方解石含量较高;而龙马溪组底部不含灰质,不含腕足类化石,笔石化石丰富,测井曲线上呈高伽马低电阻率,高黏土和石英含量,TOC出现峰值。研究认为检测灰质含量和对比电测曲线是现场划分龙马溪组底界最快捷和准确的方法,能为四川盆地龙马溪组页岩气勘探提供一定的理论基础。

水岩作用对页岩岩石物理性质的影响——以四川盆地下志留统龙马溪组页岩为例

页岩气的勘探开发离不开高效的钻井和有效的压裂,勘探开发过程中页岩—水的相互作用有利也有弊,但目前缺少水岩作用对页岩岩石物理性质影响的系统认识。为此,以四川盆地下志留统龙马溪组页岩为例,开展了页岩岩样的吸附性能、孔隙度、渗透率、声波速度和力学性能等测试与分析,研究了水岩作用对龙马溪组页岩岩样孔隙结构的影响,并讨论了页岩孔隙结构的变化规律。研究结果表明:(1)页岩中水相的存在会降低甲烷的吸附量,导致页岩对甲烷吸附能力的降低;(2)随着页岩在水中浸泡时间增加,页岩孔隙度和渗透率由快速上升变为缓慢上升,且页岩渗透率的增大幅度明显大于孔隙度增幅;(3)随着浸泡时间增加,页岩声波速度降低、衰减系数增大,且衰减系数的增幅要明显大于波速降幅;(4)随着浸泡时间增加,页岩单轴抗压强度和断裂韧性呈下降趋势;(5)随着浸泡时间增加,页岩比表面积、总孔容、平均孔径呈增大趋势,水岩作用过程中的页岩孔隙形态类型不发生较大的变化,且较大孔隙(孔径大于5 nm)的分形维数与浸泡时间呈良好的正向关系。结论认为:(1)水岩作用在一定程度上可以改变页岩的岩石物理性质,导致页岩的岩石强度和断裂韧性降低,弱化页岩气地层钻井过程中的井壁稳定性;(2)水岩作用也会导致页岩中裂缝尖端处应力强度因子增大,有利于页岩中裂缝延伸与扩展,加快页岩气渗流速度,促进页岩气解吸,提高页岩气产量,缩短页岩气井的生命周期,提高页岩气开发的综合效益。

深层富有机质页岩孔隙结构分形特征及其地质意义——以四川盆地威远地区下志留统龙马溪组为例

与中、浅层页岩不同,四川盆地南部地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层富有机质页岩经历了复杂的成岩作用,发育不同的孔隙结构,影响页岩气的赋存状态。为了探讨深层富有机质页岩的孔隙结构、分形特征及其对页岩气富集的影响,以该盆地南部威远地区龙马溪组页岩为研究对象,综合运用有机碳分析、X射线衍射、高分辨率扫描电镜和低温氮气吸附等测试手段,定量表征研究区深层富有机质页岩储层的基础参数及其孔隙结构特征;并运用FHH分形理论,结合低温氮气吸附实验,计算页岩孔隙分形维数,讨论孔隙结构的影响因素及其地质意义。研究结果表明:(1)研究区龙马溪组深层页岩有机质含量(TOC)高,平均值为2.04%,石英等脆性矿物含量占38.00%~73.00%;(2)龙马溪组深层页岩储层普遍发育墨水瓶状有机孔、狭缝型或平板状无机孔等,BET比表面积介于1.252~28.676 m^(2)/g,BJH孔体积介于0.013 192~0.063 874 cm^(3)/g;(3)深层页岩孔隙分形具有明显的分段性,分形维数D_(2)>D_(1),孔隙结构受页岩组成控制,分形维数受控于比表面积和孔径,且与TOC密切相关;(4) LM1—LM3笔石带沉积的富有机质硅质页岩TOC高、分形维数D_(1)和D_(2)值大,介孔BET比表面积和BJH孔体积最大,既有较多的气体吸附位点赋存吸附气,又有良好的孔隙空间贮存游离气,是深层页岩气富集的“甜点段”。结论认为,综合页岩品质参数和分形维数特征可有效评价页岩气富集的“甜点段”,并对实现深层页岩气的增储上产具有现实的指导意义。

四川盆地天宫堂地区下志留统龙马溪组天然裂缝特征及形成期次

四川盆地西南缘下志留统龙马溪组页岩气储量巨大,裂缝发育特征与形成期次对页岩气富集及产能具有重要影响。以天宫堂地区龙马溪组为研究对象,采用岩心分析、FMI成像测井、岩石声发射实验、裂缝充填物碳氧同位素测试、包裹体均一温度测试和埋藏—热演化史分析等分析技术和综合地质方法,研究页岩中天然裂缝的发育特征和形成时期。结果显示,研究区龙马溪组天然裂缝以构造成因的直立缝与低角度缝共同发育为特征,岩心裂缝具有发育程度高、延伸短、充填程度高等特征。成像测井裂缝倾角比对、岩心裂缝交切关系、裂缝充填物流体包裹体测试及岩石声发射实验等结果表明,天宫堂地区龙马溪组裂缝形成与3期构造运动有关。结合埋藏—热演化史分析可证实:第一期为NW向、NNE向平面剪切缝和NEE向剖面剪切缝,形成于燕山中期—晚期(130~62 Ma),构造应力方位为近SN向(345°±5°),包裹体均一温度为185~206℃;第二期为NE向、NWW向平面剪切缝和NNW向剖面剪切缝,形成于燕山晚期—喜马拉雅中期(62~34 Ma),构造应力方位为EW向(80°±5°),包裹体均一温度为165~184℃;第三期为近SN向、NEE向平面剪切缝和NE向剖面剪切缝,形成于喜马拉雅中期—现今(34 Ma至今),构造应力方位为近NW向(315°±5°),包裹体均一温度为125~162℃。结合地质力学背景,建立了天宫堂地区龙马溪组3期构造裂缝演化模式。

方解石双晶古温标基本原理及其利用--以川南上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为例

我国西部盆地深层—超深层古老碳酸盐岩层系由于缺少传统古温标/地质热温度计,其盆地热史演化与古地温场特征备受争议。笔者等介绍方解石机械双晶形成演化机制及其与变形温度相关性,以川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组脉体方解石为例,结合流体地球化学和埋深热史过程恢复,表明方解石机械双晶能有效揭示五峰组—龙马溪组热史特征。方解石机械双晶具有双晶位错形成、双晶增厚和合并生长增厚的3个演化过程,导致方解石不同双晶结构(薄片、板状、锥状弧形等)分别形成于低于170℃、170~200℃和大于200℃环境,且伴随温度增大具有双晶密度减小、宽度增大的趋势特征。川南威远地区五峰组—龙马溪组发育典型板状方解石双晶,双晶宽度为1~4μm、密度30~50条/mm;长宁五峰组—龙马溪组方解石双晶宽度较大(约为3μm)、密度较低(15~20条/mm)。包裹体均一温度和埋深热史综合表明,长宁地区包裹体均一温度峰值为120~140℃、160~180℃和200~220℃,其埋藏热史明显大于威远地区,它们共同揭示长宁地区五峰组—龙马溪组相对威远地区具有较高的机械双晶形成环境温度。因而,方解石机械双晶形态几何学能够作为典型的古温标应用于我国西部古老深层碳酸盐岩层系热史研究。

页岩储层渗吸过程微观孔缝演变特征及影响因素——以四川盆地渝西地区龙马溪组龙一1亚段为例

水力压裂已成为页岩气开采的重要手段,明确渗吸过程页岩储层孔隙、微裂缝的演变特征与影响因素,对指导页岩气井压后增产措施优化具有重要意义。为此,选取四川盆地渝西地区大足区块主力产层龙马溪组龙一1亚段底部黑色页岩为研究对象,开展渗吸水过程的氩离子抛光场发射扫描电镜(FE-SEM)定点观察实验,明确了渗吸水不同时间页岩储层微观孔缝演变规律。研究表明:①页岩储层渗吸水7 d后,有机质边缘有机孔出现不同程度的减小,而内部孔隙形态、大小基本不变;②粒内溶蚀孔和粒间孔会出现明显的扩溶现象,引起矿物颗粒溶蚀、脱落,增大页岩气泄气面积;③页岩储层渗吸水后不会大量萌生新的微裂缝,仅在原有微裂缝的基础上进行扩展,在吸水14 d后缝宽扩展为原来的5~10倍;④页岩储层面孔率在渗吸水后7 d达到最大值,大于7 d后微裂缝缝宽受黏土矿物持续膨胀影响出现不同程度的减小;⑤页岩储层增孔扩缝强度主要受矿物组成与孔渗性质影响,不稳定矿物与脆性矿物含量越高、粒径越大,增孔现象越明显,越有利于压后页岩气的渗流。

四川盆地下志留统龙马溪组页岩小层划分与储层精细对比

四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩气工作已经从初期的资源调查、评层选区阶段进入大规模效益开发阶段,开展页岩地层小层划分及页岩储层精细对比,是页岩气勘探—开发一体化的迫切需要、是实施地质—工程一体化的重要指导。通过岩心描述、薄片鉴定、测井及实验分析资料对典型井的岩性、地层层序、沉积旋回、古生物等研究,进行区域小层划分;开展小层沉积微相对比及页岩储层精细对比,探讨各小层储层与产量影响关系。四川盆地龙马溪组底部龙一1亚段由下至上进行＂四分＂小层：龙一1^a、龙一1^b、龙一1^c和龙一1^d,龙一1^b小层为全盆地标志层,对比性高龙一1^a、龙一1^b小层沉积微相以炭质泥棚级、硅质泥棚级为主,区域延续性好,为优势相带;龙一1^a、龙一1^b小层页岩储层以Ⅰ类为主,纵横向连续性好,龙一1^c、龙一1^d小层页岩储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主,储层连续性差。通过生产井压裂效果分析表明,靠近龙马溪组底部的龙一1^a小层和龙一1^b小层优势微相发育,且Ⅰ类储层连续性好,其压裂效果好于顶部龙一1^c、龙一1^d小层。

四川盆地南缘下志留统龙马溪组页岩气储层矿物成分特征及意义

运用X射线衍射技术,对四川盆地南缘长宁—兴文地区下志留统龙马溪组39个露头泥岩/页岩样品进行了定性和定量分析。结果表明,龙马溪组泥岩/页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主,平均含量分别为53.39%和29.15%;其次为方解石,平均含量为5.46%;另外,还含有少量的长石、白云石、石膏、黄铁矿等矿物。龙马溪组为浅海陆棚沉积,对有机质的富集和保存有利,为页岩气藏的形成提供了良好的沉积条件;黏土矿物组合特征反映出龙马溪组已经历晚成岩阶段,对应有机质演化的成熟—高成熟阶段,具有适宜页岩气形成的成熟度条件。黏土矿物对页岩气藏的形成和开发有一定积极意义,龙马溪组底部厚度约为30m的地层,伊利石和绿泥石含量低、相应孔隙率高且脆性矿物石英含量大于50%,是理想的页岩气重点勘探开发层位。页岩气储层矿物成分研究为其吸附储存、裂缝评价、渗流运移、压裂造缝和工艺性能等的研究提供了坚实的基础。

四川盆地东部地区下志留统龙马溪组页岩储层特征

四川盆地是中国西南部重要的含油气盆地,在东部和南部地区下志留统龙马溪组页岩广泛发育。在川东南、鄂西渝东地区的勘探井中志留系具有良好的气显示。研究区龙马溪组厚65～516m,底部为一套海侵沉积的富含笔石的黑色页岩,龙马溪组向上和向东砂质和钙质含量增加,演变为浅水陆棚沉积。龙马溪组主要由层状-非层状泥/页岩、白云质粉砂岩、层状钙质泥/页岩、泥质粉砂岩、层状-非层状粉砂质泥/页岩、粉-细粒砂岩、钙质结核、富含有机质非层状页岩8种岩相组成。总有机碳含量(TOC)为0.2%～6.7%。有机质以II型干酪根为主,Ro为2.4%～3.6%。页岩中石英矿物含量在2%～93%,主要呈纹层状或分散状分布,主要为陆源碎屑外源成因。龙马溪组页岩岩心孔隙度为0.58%～0.67%,渗透率为0.01×10-3μm2～0.93×10-3μm2。扫描电镜下龙马溪组页岩微孔隙度为2%左右,主要包括晶间孔和粒内孔,孔隙直径为100nm～50μm。页岩储层的形成机理主要为有利矿物组合、成岩作用和有机质热裂解作用。龙马溪组与美国Barnett页岩具有一定差异,主要表现在龙马溪组页岩埋藏较深、热演化程度较高、含气量较低、储层较致密、以陆源成因石英为主。对于评价下志留统龙马溪组页岩气勘探前景而言,今后须重点加强针对龙马溪组底部黑色硅质岩系石英成因、成熟度、埋藏史、含气量等方面的研究,以及进行详细的古地貌和古环境恢复。

四川盆地南缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩矿物组成与脆性特征

通过X射线全岩衍射、光学薄片鉴定及扫描电镜等技术手段,对四川盆地南缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩野外露头及新钻井岩心样品进行测试分析.结果表明,五峰组-龙马溪组页岩矿物组分以石英和粘土矿物为主,其次为方解石和白云石,还有少量的钾长石、斜长石和黄铁矿.其中石英以陆源碎屑来源为主,部分为生物成因;伊利石与绿泥石组合是粘土矿物的特征组合类型;方解石和白云石多以亮晶胶结物和裂缝填充物的形式存在.以矿物组分为依据,将五峰组-龙马溪组页岩划分为富石英页岩、富粘土页岩及富碳酸盐页岩3类端元岩相,每类岩相在矿物组成、结构、构造及沉积背景等方面均表现出不同特征.经计算该页岩脆性指数为0.36-0.74,平均为0.51,表明该套页岩具备良好的脆性与可压裂性,有利于页岩气的开采.其中,底部页岩石英含量高,脆性指数大且富含有机质,有利于页岩气富集与储层压裂改造,是研究区页岩气勘探开发的重点层位.

四川盆地东部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组斑脱岩发育特征及地质意义

基于重庆石柱漆辽上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组剖面,系统研究四川盆地东部斑脱岩发育特征,并分析其地质意义和科学价值。研究得到5点认识:①石柱漆辽剖面共发现6个斑脱岩密集段,主要赋存于凯迪阶、鲁丹阶和埃隆阶的6个笔石带,大部分斑脱岩密集段显示出黏土矿物明显增加、自然伽马曲线出现峰值响应、火山灰与有机碳含量关系不明显等典型特征;②龙马溪组斑脱岩密集段在川东及邻区广泛分布,自然伽马曲线普遍显示尖峰特征,可以成为川东—鄂西地区Coronograptus cyphus笔石带底界和鲁丹阶顶界划分的重要参考界面;③以斑脱岩密集段作为鲁丹阶和埃隆阶分层依据,以此确定鲁丹阶在川东坳陷区沉积厚度为10~40m,但在宜昌上升区的腹部仅沉积Coronograptus cyphus笔石带上段,厚度仅为3~7m;④在宜昌上升区的腹部,五峰组—鲁丹阶缺失至少5.5个笔石带,鲁丹阶沉积时间不足0.4Ma;⑤斑脱岩密集段是奥陶纪-志留纪之交扬子海盆强烈挠曲的重要沉积响应,反映川东坳陷存在拗陷初期、拗陷中晚期、前陆挠曲初期和前陆挠曲发展期等4个构造活动期次,优质页岩主要发育于拗陷初期—拗陷中晚期。

四川盆地不同成熟度下志留统龙马溪组页岩有机孔特征

有机质孔隙是页岩气的主要储集空间,也是页岩天然渗流通道的重要组成部分。选取四川盆地不同热成熟度的下志留统龙马溪组页岩,采用场发射扫描电镜开展页岩不同显微组分有机质孔隙形成演化研究。笔石是龙马溪组页岩主要的结构有机质,含量较少,自身不发育有机质孔隙。成岩过程中由脂类原位聚合或外部地质聚合物交代使得笔石化石具有一定的生烃潜力,导致局部存在有机质孔隙。固体沥青是龙马溪组页岩最主要的显微组分,也是有机质孔隙发育的主要载体。考虑细粒沉积物成岩和有机质生烃演化,结合固体沥青赋存形态,可将固体沥青区分为前油沥青和后油沥青,且后油沥青含量占绝对优势。固体沥青有机质孔隙演化与热成熟度密切相关。总体上,随着热成熟度增加,固体沥青有机质孔隙越来越发育。成熟-高成熟早期(GR_o<2.3%),固体沥青孔隙不太发育,可能受到有机质生成的烃类物质掩盖。高成熟晚期-过成熟早期(2.3%4.5%),有机质炭化对页岩孔隙产生强烈破坏作用,导致页岩气勘探风险加剧。

四川盆地及周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组关键界面基本特征

以典型剖面详测和重点资料点解剖为基础,结合观音桥段介壳层典型特征分析,以特定斑脱岩层为重点,系统研究四川盆地及周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组内部关键界面基本特征及其与富有机质页岩沉积关系。研究区五峰组—龙马溪组发育特征笔石带、观音桥段介壳层、斑脱岩密集段、结核体等4种具有界面属性的标志层,可成为笔石页岩内地层划分与对比的关键界面:观音桥段介壳层是五峰组—龙马溪组内部最标准的关键界面,也可作为判断重点地区富有机质页岩沉积规模的重要标志;发育两种类型8个斑脱岩密集段,主要赋存于7个笔石带,与观音桥段介壳层在厚度、自然伽马响应等方面具有相似的界面特征,属构造界面(即事件性沉积),并具有全域、大区域和局部3种分布规模,可相应成为三级、四—五级层序界面,对富有机质页岩沉积具有差异控制作用;特征笔石带的首现层位即为等时界面,与富有机质页岩沉积并无直接关系;结核体仅在局部区域产出,且在纵向和横向分布的稳定性较差,与富有机质页岩沉积关系并不明显。

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏应力敏感性及其对产能影响的定量评价

应力变化对页岩的渗透率影响较大,应力增加造成的渗透率降低对于页岩气储层产能会造成影响。通过四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏围压循环下的气测渗透率试验,建立了应力与渗透率的关系曲线。试验结果表明,应力敏感性对页岩渗透率的损伤具有明显的不可逆性,研究所用样本卸去围压后渗透率仅恢复至初始值的28%。采取有限元数值方法,基于质量守恒方程、达西定律、固体变形和孔隙弹性力学理论,建立了相应的流固耦合数值模型,用以定量表征相关参数和应力敏感性对产能的影响。模拟结果表明,在相同围压条件下,加压阶段弹性模量较大,卸压阶段弹性模量较小;沿岩心轴向方向,靠近出口处的渗透率和孔隙度较低,主应力较大;如果不考虑非线性应力敏感性效应,总产能计算结果可能被高估。

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏超压成因及演化规律

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏普遍存在超压现象,但目前对于页岩气藏超压形成的原因及演化过程尚不清楚。为了揭示五峰组—龙马溪组页岩气藏超压的形成机制与演化规律,利用测井、数值模拟和激光拉曼实验等方法,综合判识了五峰组—龙马溪组页岩超压成因机理,并基于正演模拟联合反演方法验证了埋藏—抬升全过程的压力动态演化,进而建立了盆内、盆缘和盆外的超压发育模型。研究结果表明:①采用测井组合法、鲍尔斯法、声波速度—岩石密度交汇图版法综合判识出五峰组—龙马溪组页岩的超压成因属于生烃膨胀增压机制;②生烃增压与有机质丰度及类型、原始氢指数、干酪根质量分数及转化率、原油裂解率和滞烃系数等因素密切相关;③焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩干酪根生油可致储层地层压力系数增至1.73,理论计算原油裂解生气可致储层地层压力系数增至2.78,原油裂解生气增压贡献率远大于生油增压;④川南地区五峰组—龙马溪组页岩中流体包裹体的平均捕获压力为163.20 MPa,平均地层压力系数为2.51;⑤焦石坝地区构造抬升过程中因温度下降、孔隙回弹和页岩气散失分别引起地层压力下降44.16 MPa、40.28 MPa和36.50 MPa。结论认为,超压成因和演化的系统研究有助于页岩气差异富集成藏理论的认识,对指导四川盆地及其周缘地区复杂构造背景下海相页岩气选区评价具有重要意义。

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩关键矿物成岩演化及其控储作用

利用岩心—薄片—扫描电镜观察、X-射线衍射分析、碳酸盐岩碳氧同位素和能谱分析等手段,对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩中的石英、长石、黄铁矿、碳酸盐类和黏土矿物进行了有效识别与划分,分析了矿物成岩演化序列及其对储层发育的影响。结果表明,良好的物质基础和独特的成岩改造是优质页岩储层形成的关键:(1)莓状/自形黄铁矿、生物石英和微生物白云石主要形成于同生—早成岩阶段早期,对页岩原始孔隙的保持具有破坏性和建设性双重作用,其建设性支撑格架作用对优质页岩的形成起决定性作用,此类矿物与陆源碎屑构成的刚性支撑格架有利于原始孔隙的保持与后期的压裂改造。(2)生烃—成岩协同演化促进储集空间的发育,中成岩早期有机酸的产生和消耗、不稳定矿物(长石和碳酸盐矿物)溶蚀/蚀变、黏土矿物转化和干酪根生油具有同步性,为生油期液态烃的充注与滞留提供了有利空间;中成岩晚期—晚成岩阶段,干酪根和滞留烃裂解生气、成孔和增压促进了有机孔与微裂缝的发育,利于页岩气的富集与高产。

海相黑色页岩甜点类型、特征及页岩气勘探意义——以四川盆地南部五峰组—龙马溪组为例

黑色页岩甜点类型、识别标准及分布规律直接影响勘探层位优选及钻井靶点设计。为此,以四川盆地南部(以下简称川南地区)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相黑色页岩为例,结合岩石学、层序地层学等理论,综合分析了相对海平面变化、裂缝类型与页岩储层品质之间的关系。研究结果表明:①川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩可划分出沉积型和裂缝型2类甜点,其中,沉积型甜点细分为早期海进型、快速海进型、晚期海进型和近滨海进型4类,裂缝型甜点分为网状微裂缝型和网状宏观裂缝型2类。②早期海进型和近滨海进型以半远洋沉积为主,粉砂和黏土混杂堆积,TOC较低;快速海进型以远洋沉积为主,微晶石英发育,TOC高,有机孔发育;晚期海进型以等深流沉积为主,TOC偏低,无机孔相对发育。③裂缝型甜点储层宏观裂缝和微裂缝发育,但基质孔隙度和渗透率不一定高。④早期海进型甜点分布于笔石带WF2—WF3,快速海进型甜点分布于笔石带LM1,晚期海进型甜点分布于笔石带LM2—LM4及LM5,近滨海进型甜点分布于笔石带LM1—LM4,网状微裂缝型甜点主要分布于笔石带LM1,网状宏观裂缝型甜点的分布受断层规模和构造转换带变形程度控制。⑤笔石带LM6—LM8黏土矿物含量高、成岩收缩缝发育的位置可形成网状微裂缝型甜点;构造转换带与调节带具有弱变形与弱改造特征,网状宏观裂缝发育,可形成网状宏观裂缝型甜点。结论认为,川南地区快速海进型和近滨海进型甜点勘探已取得重大突破,早期海进型和晚期海进型是下一步勘探的重要目标;以沉积学及裂缝特征为判识依据的甜点类型划分为页岩气深化勘探和效益开发提供了理论支撑。

四川盆地南部龙马溪组页岩气藏井壁强化钻井液技术

四川盆地南部地区(以下简称川南)页岩气资源丰富,历经十余年研究与实践,目前已经实现了页岩气规模化和商业化开发,但是在钻进下志留统龙马溪组目的层时井下复杂严重且发生频繁、事故多、起下钻趟数多、耗时长,是至今仍然没有能够很好解决的重大钻井技术难题。为了降低开发综合成本、大幅度缩短钻完井周期从而使页岩气开发具有显著的经济效益,最有效的途径之一就是形成适用的页岩气藏井壁强化钻井液技术。为此,通过研究页岩地层岩石物性及特征,发现钻井液对地层微纳米裂缝封堵能力不足导致滤液侵入是致使该区龙马溪组页岩气藏井壁坍塌失稳的主要原因之一;针对上述情况,制备纳米封堵剂高质量本征态石墨烯纳米片,并提出了二维纳米石墨烯片界面强吸附黏着封堵理论;进而基于紧密堆积原理优选了适用于粒度级配的微米刚性封堵剂,形成了适用于川南龙马溪组页岩气藏井壁强化钻井液技术。现场应用结果表明,该技术在稳定井壁和强化井壁方面具有突出的效果,并且所研制的钻井液综合性能均优于现场井浆。结论认为,该项研究成果为实现该区页岩气效益开发提供了技术支撑。

四川盆地大安区块五峰组—龙马溪组深层页岩地质特征与勘探有利区

近年来,四川盆地渝西地区大安区块上奥陶统五峰组—下志留统龙一1亚段连续获得多口高产工业气井,展示了该区块页岩气良好的勘探开发前景。但由于该区块页岩埋藏深,勘探程度低,深层优质页岩段沉积微相类型、储层特征及其空间展布规律不清,页岩气有利区优选依据不充分,制约了该区页岩气的深化勘探与开发。为此,通过岩心观察、扫描电镜、地球化学与物性测试、含气量测定和核磁共振等实验手段分析,结合钻测井资料,研究了大安区块五峰组—龙一1亚段各小层地质特征及储层展布规律,建立了深层页岩气有利区评价标准,优选了深层页岩气勘探有利区。研究结果表明:①高碳硅质页岩微相和高碳含黏土硅质页岩微相是最优质页岩气储层发育的沉积微相,主要发育于五峰组—龙一13小层。②龙一11—龙一14小层孔隙度平均超过4%,储集性好;五峰组—龙一13小层超大孔和裂缝较发育,所占比例分别为66%和25%。③五峰组—龙一13小层脆性矿物平均含量为55%,可压性好;含气量平均值不低于4.0 m^(3)/t,含气条件较好;龙一11—龙一13小层各层平均总有机碳含量超过3.0%,生烃条件好;地层压力系数普遍大于1.90。结论认为:①五峰组—龙一13小层页岩储层品质最优;②Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类页岩气有利区资源量分别为3775.78×10^(8) m^(3)、2970.05×10^(8) m^(3)、599.83×10^(8) m^(3);③该区深层页岩气勘探潜力大,是四川盆地重要的天然气产能接替区,其中临江向斜为下一步页岩气勘探的最有利区。