上扬子区页岩气甜点分布控制因素探讨——以上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为例

上扬子区作为中国南方海相地层最稳定的地区,发育多套海相页岩。为研究控制该区页岩气甜点分布的主要因素,以上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为研究对象,依据上扬子区域地质事件及盆地结构特征,从构造控源控藏的角度对该区构造格局、高产井分布与气藏控制因素进行了分析,指出四川盆地东南及边缘发育的达州—利川、涪陵—彭水、南川—遵义、永川—习水、富顺—盐津、威远—犍为6大构造转换与调节带,其页岩具有弱变形与弱改造特征,是盆内最有利的页岩气赋存与保存区。结论认为:(1)受高热演化、强改造因素影响,上扬子区海相页岩以构造转换带与调节带变形最弱,具有页岩气多源汇聚与复合成藏的有利条件,且天然缝网与圈闭最为匹配,是盆内最有利的页岩气赋存与保存区,页岩气资源量最为丰富;(2)四川盆地东北部达州—利川及东南永川—习水构造转换带与调节带应引起下一步页岩气选区评价与勘探工作的高度重视。

北秦岭二郎坪群抱树坪组沉积时代与构造环境

二郎坪群抱树坪组作为北秦岭早古生代重要的沉积记录,其研究程度较低。本文通过对抱树坪组内火山岩夹层和花岗斑岩脉进行岩石学、地球化学和锆石U-Pb测年研究,旨在进一步确定其沉积时代与构造环境。研究结果表明:豫西夏馆地区抱树坪组火山岩夹层已变质为(黑云)阳起钠长片岩,常与黑云石英片岩呈“互层状”产出;岩石原岩为安山质凝灰岩,具有相对低的SiO_(2)(52.56%~62.04%)、较高的Al_(2)O_(3)(10.70%~18.55%)、低的MgO(4.06%~6.21%)和FeO^(T)/MgO(1.23~1.81),富集轻稀土元素和大离子亲石元素Rb、Th、U、K,相对亏损高场强元素Nb、Ta、P、Ti,具镁安山质岩石的特点;结合地球化学特征及前人研究认为,抱树坪组可能形成于活动陆缘弧后盆地。获得黑云阳起钠长片岩原岩的结晶锆石U-Pb年龄为446.0±1.7 Ma,以及侵入其中花岗斑岩脉的成岩年龄为430.0±3.0 Ma,首次将抱树坪组的形成时代准确地限定为晚奥陶世至早志留世。综合区域研究成果认为,小寨组和抱树坪组在地层层序和地层时代上符合广义二郎坪群的划分方案,但大庙组、火神庙组及由小寨组和抱树坪组构成的整体三者在形成时代上表现为近于同时性,在空间上主体呈现近平行关系,可能主体属时代大体相当的不同沉积环境的产物;在大地构造属性方面,认为二郎坪群是在约470 Ma之前由于商丹洋向北俯冲而形成的火山岛弧,在470~436 Ma转化为弧后盆地,至约430 Ma之前最终完成消减闭合。

威远地区龙马溪组高频层序地层划分与纵向优质页岩段探讨——以龙一^(1)亚段上部气层为例

四川盆地威远页岩气田下志留统龙马溪组下部地层海相黑色页岩广泛发育,已实现了规模效益开发。但是随着气田投产年限增长,部分气井产量递减明显,给气田稳产带来较大压力,迫切需要开辟新的勘探开发层系和领域。以威远地区龙一^(1)亚段上部地层为研究对象,综合利用野外剖面、岩心、岩石薄片、古生物化石、测井、地球化学资料,以岩石地层学、化学地层学和生物地层学理论为指导对目的层进行层序界面的识别和层序的划分。建立了区内龙一^(1)亚段上部地层的层序格架,并探讨层序格架内有机质富集和储层品质的特征。结果表明:①龙一^(1)亚段上部地层经历了3次中小规模的海侵—海退旋回,划分出3个四级层序和6个体系域;②层序格架对有机质富集和储层品质的控制作用,主要体现在层序Pss7较层序Pss8水体更深,且海侵规模更大,尤其在上升半旋回内TOC和孔隙度值明显优于Pss8,层序Pss7之后海侵规模减小,Pss8-Pss9水体逐渐变浅,TOC和孔隙度变差,③层序Pss7—Pss8海侵期—海退早期为上部地层优质页岩储层发育期,是有机质富集的优势层位,也是立体开发的重点开发单元。

上扬子地区五峰组—龙马溪组优质页岩沉积主控因素

为揭示上扬子地区优质页岩的分布规律和沉积主控因素,基于四川盆地南部(以下简称川南)野外露头剖面和钻井资料,结合地球化学元素测试和生物地层分析结果,从板块运动、海平面变化、古生产力、沉积速率、古地理环境等方面研究了该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩的分布规律和沉积主控因素。结果表明:①扬子地块与周缘地块的碰撞、拼合及板内变形作用总体呈现早期和缓、晚期强烈,西北部和缓、东南部强烈的态势,造就了上扬子沉降沉积中心向西北迁移,川南海域封闭性出现早期弱、晚期强的演化特征;②海平面在奥陶纪—志留纪之交呈现由深→浅→深→浅的旋回变化,早期的高海平面与稳定海盆配置,形成了海底大面积缺氧、有机质有效保存的构造沉积空间;③受构造活动和海域封闭性的影响,川南海域古生产力呈现早期高、晚期低的变化趋势,沉积速率则表现为早期慢、晚期快的变化特点;④富有机质、富硅质页岩的规模沉积和分布主要受缓慢沉降的稳定海盆、相对较高的海平面、半封闭水体和低沉积速率等因素的控制。结论认为:①该区优质页岩多期叠置、横向连片、沉积时代向西北不断变新,优质页岩形成主要在五峰期—鲁丹期,其次为埃隆期;②主力勘探层系在川南—川东坳陷区为五峰组—鲁丹阶,在威远地区为鲁丹阶—埃隆阶,在川中—川北地区则为五峰组—特列奇阶。

川南地区五峰组—龙马溪组页岩笔石带对比及沉积特征

四川盆地南部长宁与威远区块是我国页岩气主要产区之一,主要产气层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩厚度介于20~40 m,具有良好的可对比性,然而,从笔石地层的角度分析后发现,上述2个区块黑色富有机质页岩的沉积时间和沉积速率均存在着明显的差异。为此,应用沉积学、生物地层学、地球化学和矿物学等研究手段,开展了上述2个区块8口钻井的岩心描述和笔石生物地层划分等工作。研究结果表明:(1)长宁地区的富有机质页岩主要沉积于WF1—LM4笔石层段,而威远地区则主要沉积于LM1—LM8笔石层段,二者富有机质页岩的沉积时间差异较大;(2)受广西运动的影响,富有机质页岩的沉积中心不断向北(威远地区)迁移,越靠近南部的海岸线,富有机质页岩沉积结束的时间就越早;(3)威远地区局部缺失观音桥组下部和部分笔石带,发育水下古隆起(赫南特冰期或已隆出水面),其边界目前尚未明确,影响了富有机质页岩的沉积,在该区域进行页岩气勘探部署需格外谨慎。

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩脆性评价与“甜点层”预测

页岩气储层评价过程中,有机碳含量是表征富有机质页岩的主要指标,脆性指数则是反映压裂品质的重要参数,有机碳含量与脆性指数相结合可以更为精细地刻画"甜点层"的分布,从而为勘探开发工作提供有利依据。为此,依据岩矿资料,应用"石英+白云石+黄铁矿"三矿物脆性指数模型对四川盆地焦石坝、长宁和威远3个气田的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩进行了脆性评价。基于脆性指数(BI)与有机碳含量(TOC)之间的显著相关性,综合有机质丰度和可压裂性,建立了储层品质的分级标准:TOC>3%且BI>50%为优质储层(甜点层);2%<TOC<3%且40%<BI<50%为次优储层;1%<TOC<2%且30%<BI<40%为差储层;TOC<1%且BI<30%为非储层。依据该标准,长宁地区优质页岩气储层厚度为32 m,焦石坝地区优质储层厚度为22 m,威远地区优质储层厚度为13 m。探索脆性指数与测井响应之间的相关性,并建立了富有机质、高脆性页岩的常规测井响应图版,以自然伽马大于160 API、钍铀比小于3且密度小于2.58 g/cm^3作为优质储层的测井识别标准,进而预测了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩"甜点层"的平面展布特征。

四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产。为了给类似页岩气水平井的开发设计提供技术参考,以长宁区块五峰组—龙马溪组页岩气井为研究对象,采取地质与工程相结合、动态与静态相结合、统计分析与模拟预测相结合的技术手段,量化页岩气井产能主控因素,建立页岩气井产量预测模型,优化该区块页岩气水平井巷道方位、巷道位置、巷道间距、水平段长度以及气井生产指标等地质目标关键技术参数。结论认为:(1)水平段方位与最大主应力和裂缝发育方向之间的夹角最大、水平井巷道位于最优质页岩内、水平段钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;(2)水平井的井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障。依据该研究成果形成了长宁区块页岩气开发的技术政策,指导了该区块页岩气的开发建产,也为类似区块页岩气水平井的开发设计提供了借鉴。

宣汉—巫溪地区五峰组—龙马溪组黑色页岩生物地层特征及分层对比

要实现我国"十三五"页岩气产量发展目标(2020年年产300×10~8 m^3),亟需寻找新的页岩气勘探开发有利区。四川盆地东部宣汉—巫溪页岩气矿权区块具有良好的页岩气勘探开发潜力,为进一步分析该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩地层的发育特征,通过对巫溪、田坝等剖面的野外地质踏勘,TOC、含气量等分析化验,古生物化石鉴定和精细地层对比,得出了巫溪和涪陵一带同属一个沉积中心、巫溪地区TOC>2%的富有机质页岩累计厚度超过90 m的认识。进而针对该区五峰组—龙马溪组黑色页岩层系难以区分的难题,根据区域地层特征和笔石带序列对复杂构造区典型井——巫溪2井的页岩储层进行了精细划带,确定了8个笔石带,即五峰组的WF2笔石带—龙马溪组LM9笔石带。结论认为:该区生物地层基本稳定,优质页岩主要位于WF2(Dicellograptus complexus)—LM6(Demirastrites triangulatus)笔石带,但同时在大巴山南缘优质页岩的横向分布仍存在着不稳定性。

滇黔北地区五峰组—龙马溪组页岩气富集条件及有利区预测

滇黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩具有较好的页岩气资源前景,但目前对于其复杂地质条件下的页岩气成藏富集规律仍不明确。为此,基于最新的钻井资料,结合野外露头剖面观察和样品测试结果,对该区五峰组—龙马溪组的沉积环境,优质页岩的分布与埋深、有机地球化学指标、储集性参数、含气性等页岩气富集条件进行了系统分析,预测了优质页岩有利区带并评价其勘探潜力。结果表明:(1)该区五峰组—龙马溪组为浅水陆棚—深水陆棚沉积,沉积环境控制了优质页岩的厚度与分布,地史沉积格局和后期构造运动改造控制了底界埋深——底界埋深介于0~4 000 m,优质页岩沉积厚度介于0~60 m;(2)该区优质页岩有机碳含量高(1.0%~4.0%),热演化程度高(过成熟),有机质类型稳定(腐泥型—偏腐泥混合型),生烃强度高(1.0×10~8~4.0×10~8m^3/km^2),生烃潜力较大;(3)优质页岩脆性矿物含量较高,破裂潜力较好,储层储集空间类型多、微裂缝发育;(4)区内局部保存条件较好,具备页岩气成藏的良好地质条件。结论认为:盐津西、筠连南、威信—叙永—古蔺、习水东等4个区域五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件优越,具备良好的页岩气勘探潜力,为该区最有利的页岩气勘探区带。

塔里木盆地轮南古隆起形成时间的判定

轮南古隆起位于塔里木盆地北部,是一个大型基底卷入型鼻状背斜。卷入背斜构造变形的地层包括下古生界及其以下地层。它的形式演化控制着轮南复式油气聚集区的形成与分布。过轮南古隆起的地震剖面上显示,这里发育上泥盆统东河砂岩底、志留系底和上奥陶统底3个与古隆起形成密切相关的不整合面。上奥陶统底是一个低角度不整合面至平行不整合面,地层间断很小。志留系与下伏地层之间是一个低角度不整合接触,存在一定规模的地层间断。东河砂岩与下伏地层之间是一个明显的角度不整合接触,是一个较大的地层间断。东河砂岩直接不整合覆盖在下志留统甚至更老地层之上。上奥陶统至下志留统(中-上志留统缺失)为生长地层;上奥陶统之下的地层是前生长地层;东河砂岩及其上覆的石炭系是生长后地层。根据已有构造分析成果,塔里木盆地中志留世—中泥盆世处于造山后区域性伸展构造背景。据此分析,轮南古隆起(背斜)的构造变形起始于中奥陶世末—晚奥陶世初,持续至早志留世。此后进入风化夷平阶段,古隆起依然存在,但是背斜构造变形已经结束。至东河砂岩沉积时,轮南古隆起基本被夷平,并逐渐被埋于地下。

深层页岩气双“甜点”参数地震预测技术

要实现页岩气有效建产,首先要存在页岩气的富集区,其次要能对页岩储层进行有效的压裂改造,前者表现为页岩的地质"甜点",后者则表现为页岩的工程"甜点",地质工程双"甜点"的预测与评价是页岩气效益开发的基础。为此以四川盆地南部某地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层为例,根据岩性、电性、生物化石分布规律、TOC变化以及含气性等,将该储层底部优质页岩层划分为9个小层,从下到上编号①~⑨,以三维地震为依托,对该段页岩储层开展地质工程双"甜点"参数地震预测,以评价其勘探开发潜力,以期为页岩气水平井的部署论证及压裂设计提供依据。预测结果表明:①在该区页岩气勘探的初始阶段,地震主要预测页岩气的地质"甜点",即通过平面上预测的优质页岩厚度、TOC、孔隙度及含气量等参数,结合埋深、构造样式、断裂发育情况等,进行页岩气的分区选带,以明确页岩气富集有利区;②页岩气工程"甜点"参数的运用较为微观,其在地质甜点区的基础上,结合工程施工能力,利用脆性、水平应力差异、裂缝发育情况等因素优选出压裂能产生最好效果的区域和小层,并进一步指导页岩气水平井轨设计以及水力压裂的分段分簇设计。

川南地区五峰组—龙马溪组下段页岩岩相特征及演化序列差异性成因

为了厘清四川盆地南部地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下段海相页岩岩相的时空分布特征,分析其对页岩气平面有利区选择、纵向甜层评价及优选的关系,基于岩心、岩石薄片、X射线衍射、ECS元素测井、主量/微量元素等资料,利用页岩岩矿三端元法和三级命名方法,对该区五峰组—龙马溪组下段页岩岩相进行划分,并分析了不同地区的岩相演化序列及其差异性成因。研究结果表明:①五峰组—龙马溪组下段发育硅质页岩、钙质—黏土质—硅质页岩、黏土质硅质页岩、硅质黏土质页岩、钙质黏土质页岩、含钙黏土页岩和黏土页岩共7种岩相;②具有3种页岩岩相演化序列,其中威远地区为富硅富钙页岩—黏土页岩型,永川地区为硅质页岩—黏土页岩型,林滩场地区则为硅质页岩—钙质页岩型;③该区页岩岩相演化序列的差异性主要受控于古地貌、沉积环境、陆源碎屑物质供给。结论认为,盆内五峰组—龙马溪组下段页岩岩相序列的厚度、有机质丰度、可压裂性均优于盆缘,硅质页岩、钙质—黏土质—硅质页岩发育的2~31小层为纵向甜点层,该研究成果对于该区页岩气勘探选区、有利目标评价及压裂设计方案的优化都具有重要的指导意义。

四川盆地南部深层页岩储层地质模型的建立

四川盆地南部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段页岩纵、横向矿物组分差异大、储层非均质性强、有机质含量差异明显,造成测试产量差异较大,需要找准优质储层才能实现高效益的页岩气勘探开发。为此,以川南威荣地区、永川地区为例,基于精细小层划分的页岩岩石相标定,建立了川南可对比的7大类储层地质模型,明确了目前经济技术条件下"地质+工程"Ⅰ类甜点储层参数及宏观、微观特征。研究成果表明:①五峰组建立了钙—硅—黏土混合型储层和硅质—黏土质储层2类,龙马溪组建立了硅质储层、黏土质—硅质储层、硅质—黏土质储层、硅质类向黏土质过渡型(混合型)页岩储层和黏土质页岩储层等5类;②纵向上位于龙马溪组底部的富有机质生物硅质页岩储层,具有"五高两低"(高有机质含量、高有效孔隙度、高含气量、高脆性、高脆性指数、低黏土含量、低地应力差异系数)的特征,为"地质+工程"Ⅰ类甜点储层,是目前经济技术条件下最有利的目标层系,被确定为最有利的水平井轨迹穿行位置。

中国南方盆外复杂构造区页岩气井评价与认识——以湖北来凤咸丰区块来页1井为例

为了在中国南方四川盆地以外复杂构造区确定页岩储层的核心评价参数,准确把握页岩气"甜点"目标,以湖北来凤咸丰区块来页1井为例,利用钻井、二维地震及实验室分析测试数据等资料,对该区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气的形成条件进行了评价。结果表明:该区五峰组—龙马溪组页岩具有厚度较大、有机质丰度高、热演化程度较高、储集物性及含气性较好、可压性良好和保存条件良好等优点,为该区页岩气的生成和富集提供了良好的地质条件。进而建立了适合南方复杂构造区五峰组—龙马溪组页岩的主要评价指标体系,归纳了获得商业发现的5项核心评价指标:(1)优质页岩厚度大于20 m;(2)有机碳含量超过2.0%;(3)脆性矿物含量介于40%~70%;(4)页岩含气量大于2 m^3/t且甲烷含量超过90%;(5)距离通天断裂及目的层剥蚀线超过3 km。结论认为:该区块志留系五峰组—龙马溪组页岩满足上述评价标准,具有进一步开展工作的潜力;同时,五峰组—龙马溪组埋藏较浅,不属于超压体系,也对后期的规模开发和稳产提出了挑战。

页岩气储层录井配套技术应用新进展

经过10余年的探索和实践,四川盆地南部地区3 500 m以浅的页岩气资源已进入了规模开发阶段,该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏目的层小层明确,但如何依靠录井配套技术实现水平井批量优快钻井是当前需要研究的重点问题之一。为此,从分析该盆地五峰组—龙马溪组页岩气储层特征入手,结合100余口页岩气井的录井成果,开展页岩气储层识别、小层划分与评价方法等方面的研究,优选适用于页岩气评价的录井采集参数,形成了页岩气储层识别与评价的录井配套技术系列。研究结果表明:①利用元素录井+自然伽马能谱录井,可有效划分页岩气目的层小层,结合随钻伽马可有效辅助地质导向,确保页岩气水平井入靶成功率及水平段井眼轨迹的适时调整;②综合利用元素录井+自然伽马能谱录井+核磁共振录井+气体录井,结合页岩气储层评价标准,可实现对页岩气储层的划分和定量评价,为水平井导向提供支撑;③现场应用效果证实,所形成的录井配套技术拓展了录井技术的应用领域,能够快速识别、评价页岩气储层,有效指导了该区的钻井作业、提高了页岩气优质储层的钻遇率。

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏关键地质因素

中国南方中扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有较好的页岩气勘探前景,但目前对于该区复杂的地质条件及页岩气勘探开发潜力的认识尚不够全面,制约了其勘探成效。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素,以单井储层综合评价为基础,结合钻井、测井、岩心、露头及分析测试数据,对五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积环境、储层发育特征及保存条件等页岩气关键富集条件进行研究,并与四川盆地焦石坝和长宁等页岩气主产区块进行对比。研究结果表明:①该区富有机质页岩段形成于五峰组—龙一3亚段沉积期,为深水陆棚沉积,厚度介于15~39 m,由南至北逐渐增厚;②优质页岩段储层岩石相类型以硅质页岩相为主,孔隙度介于1.60%~7.44%,储集空间以有机孔为主、连通性较好,总有机碳含量高,有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型,热演化程度高,含气性较好,可压裂性好;③当阳复向斜内地层保存较好、产状平缓、断裂发育少、顶底板厚度大且分布稳定,页岩气保存条件较好;④较之于长宁、焦石坝等区块,中扬子地区具有埋藏深、两向应力差较大和地层压力系数较低的特点。结论认为,该区五峰组—龙马溪组具有较好的页岩气富集条件,具备进一步开展勘探工作的潜力;但其高应力差、大埋深和相对较低的压力系数也给后期的页岩气经济开发和规模上产带来了挑战。

四川盆地南缘昭通页岩气示范区构造变形特征及页岩气保存条件

四川盆地南缘昭通国家级页岩气示范区地处我国南方海相构造复杂区,页岩变形改造强烈、甜点控制因素复杂,保存条件对页岩气富集具有重要的影响。为了支撑该区页岩气甜点区的优选评价工作、提高钻探成功率,通过对野外露头的地质调查,利用钻井、录井和物性测试资料,分析了该示范区构造变形样式及区域变形特征,研究了地层节理及裂缝发育特点、页岩围岩封盖能力、气藏展布特征,探讨了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气的保存条件。研究结果表明:①该区由南向北依次发育隔槽式、等幅式与隔档式等3种构造变形样式,依次分布黔中隆起剪切变形区、滇黔北坳陷压扭变形区与蜀南坳陷挤压变形区等3大区域;②五峰组—龙马溪组及其上覆地层发育与地层走向呈高角度、中—低角度及顺层相交关系的3类节理与裂缝,其产状特征与3大变形区基本一致;③五峰组—龙马溪组页岩北厚南薄,具备源储一体、自身封盖成藏的保存条件,外加上覆地层与顶底板的封盖能力,保存条件总体较好;④该区页岩气组分自北向南可划分为甲烷、甲烷+氮气混合、氮气等3个带,页岩气保存条件总体呈北好南差的格局。结论认为,该区中—北部(挤压变形区及其南缘)页岩厚度大、改造与变形弱、节理及裂缝顺层发育、封盖性能好、保存条件优越,为最有利区;中部滇黔北坳陷压扭变形区保存条件中等,为较有利区;南部黔中隆起剪切变形区保存条件差,为远景区。

昭通页岩气井返排水化学特征及生产特征分析

昭通页岩气田气井生命周期内采出水主要为压裂液的返排,投产5年气井的压裂液返排率介于5%~33%,采出水成为页岩气田开采后期制约气井低压低产阶段生产的关键因素。通过分析气田采出水的化学特征,研究其在气井返排生产过程中变化规律和成因,提出表征页岩气藏沉积和保存条件的水化学因素和及时判断页岩储层改造效果。结果表明:①昭通龙马溪组页岩是在较强蒸发浓缩作用下经过深水陆棚沉积环境形成的岩石,保留了沉积水体较高的盐度,A区块沉积蒸发作用强,水体流动缓慢,保存条件较好,B区块后期抬升构造运动使得保存条件变差;②通过Cl^-的动态监测,研究Cl^-返排变化的规律及井筒积液对生产的影响,可以及时判断页岩储层盐类离子的溶解及改造效果;③对于套压快速增加、产量快速下降、产水降低的气井,在泡排中大剂量加药,可快速清除积液,迅速恢复产能,而对于套压缓慢增加、产量缓慢减少、产水降低的气井,在连续加药后,即可达到持续排液的目的,从而使产气量逐步增加。

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明,地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响,以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为例,依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料,研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明:①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制,孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用,总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好;②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著,而对硅质页岩的影响则较低;③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好;④盆内深层页岩气泄压程度低,保存条件优越,储层物性普遍优于盆缘常压—超压区,富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能;⑤盆缘常压区泄压程度较高,富黏土质页岩储集性能降低,封盖性增强,并逐渐演化为直接盖层。