雪峰隆起西缘页岩气构造保存条件的古流体评价

古隆起周缘页岩生烃时间晚、热演化程度低,已成为中扬子地区油气勘探的重要领域。本文对雪峰古隆起西缘典型井JD1井寒武系页岩脉体系统采样并开展流体地球化学与包裹体分析,从构造保存的角度探讨了影响研究区页岩气富集的主控因素。研究结果认为(1)牛蹄塘组页岩方解石脉FeO、MnO组分自下而上增高,方解石脉δEu也整体具有向上增加的趋势,与牛蹄塘组页岩Fe、Mn元素含量、δEu值自下而上呈降低的趋势刚好相反,表明下部古流体的还原性弱于上部。(2)包裹体群组分中CH_(4)含量、包裹体类型比例中甲烷包裹体比例都指示牛蹄塘组上部页岩的含气饱和度高于下部,显示下部裂缝系统是页岩与外界气水交换的通道。(3)以包裹体类型、均一温度和纯CH_(4)包裹体压力计算为基础,揭示了牛蹄塘组在中侏罗世处于超压状态,压力系数最大为1.4;中‒晚侏罗世牛蹄塘组下部水溶液沿破碎带侵入页岩时的埋深为4~4.8 km,致使页岩含气饱和度明显降低、含水饱和度明显上升。雪峰古隆起形成时间早,但是在缺少刚性基底保护的条件下,印支期以来构造变形强度大,大型断裂发育使之碎片化,大型断裂与牛蹄塘组底部破碎带形成了连通的疏导体系并持续开启,成为页岩气散失的直接通道,导致该区构造保存条件差,不利于页岩气的富集成藏。

大巴山冲断带下寒武统页岩气构造保存单元划分及分区评价

大巴山冲断带下寒武统具有较好的页岩气发育物质基础,钻井显示了一定的资源潜力,但在强烈的构造作用下,构造保存条件具有复杂性和差异性,这也是影响该区下寒武统页岩气勘探的关键。采用野外地质调查、地球物理解释、分析测试等方法,将大巴山划分为5个页岩气构造保存单元,分别为南大巴山前缘褶皱单元(Ⅰ)、对冲断褶单元(Ⅱ)、叠瓦断夹片单元(Ⅲ)、北大巴山线状复式向斜—浅变质单元(Ⅳ)及穹窿状复式背斜—深变质单元(Ⅴ)。综合考虑大巴山抬升剥蚀作用、封盖条件、断裂发育、地层破碎程度、构造样式、变质作用与岩浆活动等构造因素对下寒武统页岩气保存的影响,对各构造保存单元进行分区评价,评价结果显示各构造保存单元保存指数分别为:Ⅰ:0.84;Ⅱ:0.72;Ⅲ:0.365;Ⅳ:0.54;Ⅴ:0.365。针对该区提出了圈闭保存型、断裂逸散型、散失残存型、散失破坏型等4种页岩气构造保存模式,其中,圈闭保存型比较有利于页岩气的富集与保存,主要表现在构造相对稳定宽缓的南大巴山前缘褶皱带,下寒武统埋深较浅的背斜构造是下一步页岩气勘探的有利方向。

川西南部地区苏码头构造须二段气藏保存条件

苏码头构造须二段气藏烃源及储集条件优越,但经历了多期构造运动,油气保存条件成为制约该气藏勘探的关键因素。在前人研究基础上,对盖层条件、断层活动期次、断层断面压力、地球化学特征等因素进行了综合研究。结果表明,苏码头构造须二段气藏区域盖层封堵性优越,直接盖层的宏观封堵性较好;不同的控藏断层垂向封闭性具有差异,其中M1断层垂向封闭性好。综合分析盖层、断层及地化特征等因素,认为苏码头构造须二段气藏保存条件主要受控于断层,M1断层上盘须二段气藏遭到M4断层的破坏,保存条件较差;M1断层下盘须二段气藏保存条件相对较好。

我国南方不同地区寒武系页岩含气性差异主控因素探讨

中国南方寒武系富有机质页岩具有很大的页岩气资源潜力,但不同地区的勘探效果差异较大。本文分析了近年来我国寒武系页岩含气性研究进展,讨论了寒武系页岩的储层特征、总有机碳(TOC)含量、孔隙度和构造保存条件等因素对页岩含气性的影响。中上扬子地区的寒武系富有机质页岩主要发育在绵阳—长宁裂陷槽、鄂西裂陷槽和湘黔渝深水陆棚—斜坡等沉积相区。寒武系页岩的孔隙度主要分布在1%~6%,孔隙以微孔和介孔占主导,总体以孤立密集发育的海绵状有机孔为主,区别于志留系龙马溪组页岩极为发育的气泡状有机孔。位于裂陷槽环境的寒武系筇竹寺组/水井沱组页岩的有机孔隙发育程度较好(有机质平均面孔率可达20%~50%),且无机孔也对总孔隙度有所贡献;页岩现今含气量为1.5~5.5 m^(3)/t,是理论总生成气量的10%~30%(最大甚至超过50%),反映页岩气保存条件总体较好。而位于深水陆棚—斜坡环境的寒武系牛蹄塘组页岩有机孔发育程度较差(有机质平均面孔率小于20%),页岩现今含气量基本小于1.0 m^(3)/t,不足理论总生成气量的10%,反映页岩气可能发生过大规模散失,页岩气保存条件较差。中上扬子地区寒武系富有机质页岩底部通常存在区域性的不整合面,在沉积之后也普遍经历过强烈的后期构造抬升作用,均可能造成油气的散失。相比之下,绵阳—长宁裂陷槽和鄂西裂陷槽环境下的寒武系页岩孔隙发育情况和构造保存条件相对较好,富有机质层段内发育的钙质页岩/泥灰岩夹层可能会限制油气在垂向上的运移和散失,为寒武系页岩气的保存创造了有利条件,应是寒武系页岩气勘探的重点目标,这也与我国目前的寒武系页岩气勘探实际相对应。

川滇黔邻区龙马溪组页岩气富集主控因素与勘探方向

中国的页岩气资源评价必须立足于中国主要陆块的地质条件与构造演化特点之上,对于不同层系、不同地区的页岩气选区评价,也必须抓住关键因素。川滇黔邻区的五峰组-龙马溪组富有机质页岩发育,但保存条件较渝东南地区更为复杂。印支期以来,该区经历了多期次构造应力场转换,断裂、褶皱发育,因此,建立针对性的页岩气选区评价参数体系是该区页岩气勘探走出困局的当务之急。本文在分析该区已有页岩气钻井成效的基础上,立足于扬子海相层系页岩气勘探应是基于保存条件的"连续型甜点区"的选区评价基本思路,结合前人研究成果,系统梳理出一套评价指标体系。该体系涵盖5大因素(区域盖层、直接盖层、底板条件、页岩层自身条件、构造改造强度)、4个等级、17个选区评价参数。另外,根据已有相关钻井数据,总结提出了5个页岩气层评价表征参数(含气量、孔隙度、电阻率、氮气组分含量和压力系数)。根据该指标体系,对川滇黔邻区的主要构造单元进行了梳理分析,优选出5个有利区,提出了各有利区的首选可能突破点。本研究对复杂构造区页岩气有利区带优选具有一定的指导意义。

四川盆地龙马溪组与大安寨段泥页岩差异性分析

陆相泥页岩油气勘探已引起越来越多的关注。选取我国四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段陆相泥页岩与已经初步实现规模化商业性生产的下志留统龙马溪组海相泥页岩进行类比,分析二者在发育层位、岩石类型、岩石组分、有机质地球化学特征及储集物性等方面的差异性,以便建立一套适用于四川盆地陆相页岩气勘探开发的评价标准。研究表明：龙马溪组埋藏深度一般为2 000～4 000 m,主要发育黑色硅质页岩、硅质岩、炭质页岩和深灰色泥岩等,具有纹层状构造,泥页岩矿物成分主要为石英、碳酸盐矿物、黏土矿物、白云母和黄铁矿等,TOC质量分数主要为1%～4%,Ro一般为2.4%～3.6%,处于高—过成熟生气阶段,有机质类型以Ⅰ型为主,晶间孔、粒间孔和微裂缝发育,构造保存条件较好;大安寨段埋藏深度主要为1 400～4 300 m,发育暗色泥页岩,且以暗色泥页岩夹薄层介壳灰岩或二者互层为特征,泥页岩页理发育,具有纹层状构造,矿物成分主要为石英、长石、黏土矿物、方解石、白云石及黄铁矿等,TOC质量分数主要为0.58%～3.81%,Ro为1.05%～1.85%,处于成熟—高成熟生气阶段,有机质类型以Ⅱ2型为主,主要发育粒间孔、晶间孔、生物体腔孔、溶蚀孔和裂缝,具有裂缝型介壳灰岩油气藏或孔隙-裂缝型含有机质介壳灰岩油气藏与页岩气藏共存的特征。综合研究认为,与龙马溪组相比,大安寨段也具有较大的页岩气资源潜力和较好的勘探开发前景。

四川盆地及周缘龙马溪组页岩产气效果影响因素

我国在四川盆地及周缘下志留统龙马溪组页岩气勘探开发中已取得一些重要发现和突破。JY1HF井、彭页1Hf、DY2HF井、南页1HF、龙参2井、保页1井等一系列针对龙马溪组的钻井及压裂改造都展现了我国南方龙马溪组页岩具备良好的勘探开发前景。本文对比分析了四川盆地及周缘多口页岩气井压后产量与储层地质条件、储层物性、地应力、构造保存及压裂施工规模等影响页岩气产能参数的相关性,总结提出了影响页岩气勘探开发效果的主要控制因素为优质页岩厚度、含气性、脆性矿物含量、孔隙度、地层压力系数和水平应力差异系数,为今后我国南方海相页岩气的高效勘探开发提供了重要的借鉴和指导。

试论我国古层间氧化带砂岩型铀矿床成矿特点、成矿模式及找矿前景

文章将我国中新生代陆相盆地中发育的古层间氧化带砂岩型铀矿床分为地层超覆埋藏亚型、构造抬升破坏亚型、构造褶断保存亚型等3种亚型,文中主要讨论了这3种亚型古层间氧化带砂岩型铀矿床的成矿特点、成矿模式及找矿前景。作者认为,除近代层间氧化带砂岩型铀矿床以外,古层间氧化带砂岩型铀矿床在我国中新生代陆相盆地也有很大的找矿潜力。因此,需要从成矿理论上认真总结和不断充实,以推动我国砂岩型铀矿找矿工作不断向前发展。

黔北地区五峰组—龙马溪组页岩储层含气性特征及其影响因素

黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育一套优质富有机质页岩,具有良好的资源前景,但页岩储层特征、含气特征和主控因素尚不明确。基于前人资料和最新钻井,对黔北地区五峰组—龙马溪组页岩的有机质特征、储层物性和含气性特征进行了系统的分析,并探讨了含气性的主要影响因素。结果表明:黔北地区五峰组—龙马溪组为浅水陆棚—深水陆棚沉积,优质页岩主要分布在道真—习水一线深水陆棚相,最大厚度达80~100 m;五峰组和龙马溪组下段富有机质页岩TOC含量高,多在2%以上,有机质类型好、成熟度适中,具有良好的页岩气物质基础;优质页岩脆性矿物含量较高,具有较好的可压裂性,储层空间类型多,以有机质纳米孔为主,孔渗相对较低;页岩的甲烷吸附能力强,主要受控于TOC含量和热成熟度。黔北不同地区页岩含气量差异较大,在习水和道真地区页岩气含量相对较高、在桐梓—正安等地区页岩气含量相对较低,同一构造部位页岩气含量的差异受控于TOC含量、纳米孔隙发育程度和含水饱和度,不同构造部位页岩气含量受控于构造保存条件,构造宽缓、远离大断裂和较大的埋深等保存条件较好的页岩含气量普遍较高。