深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理与油气藏开发方法研究进展

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料,针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明:(1)断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层;以断裂为主导形成的规模储集体,根据成因可进一步分为3种类型:断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层;优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。(2)中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中,构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素,改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。(3)普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒,采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显;基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化,并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。(4)超深断控缝洞油气藏开发过程中,储层应力敏感,渗透率随压力下降而显著降低,产量递减较快;凝析气藏相态变化快,压降显著影响凝析油采出程度;据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法;采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

深层页岩气井气水两相缝网参数反演方法

深层页岩气藏的开发离不开大规模的体积压裂技术,而缝网参数反演方法是压裂效果评价、产能动态分析的一种重要手段。现有的缝网参数反演方法忽略了支撑剂不均匀分布和气水两相渗流对深层页岩气藏开发的影响,导致参数反演误差较大,且难以区分“近井支撑裂缝”和“远井未支撑裂缝”对产能的贡献。针对这一问题,基于动态分析方法,建立了考虑多重非线性流动机理和未完全支撑裂缝的深层页岩储层气水两相缝网参数反演方法。反演方法建立过程中基于线性流模型假设,将压后的复杂裂缝网络等效为支撑裂缝区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和压裂改造外区4个区域,采用变量替换、摄动变换、逐次替换等手段处理气体高压物性参数、超临界吸附、应力敏感、非达西渗流和气水两相渗流引起的非线性。利用数值模拟模型验证了本文方法的可靠性,并选取四川盆地4口深层页岩气井进行了应用分析。结果表明,建立的深层页岩气水两相缝网参数反演方法考虑了气液同产对产能预测和参数反演的影响,实现了支撑与未支撑裂缝半长和渗透率等参数的定量区分,为准确计算深层页岩气产量、评价压裂效果提供了理论指导。

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩气地质工程一体化高产井培育实践与勘探突破

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高,勘探开发难度大,国内外尚无可直接借鉴的经验。为此,基于地质工程一体化理念,探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系:(1)一体化井位部署,深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识,明确优质储层分布模式,明确高产井实施技术界限,支撑井位优化部署;(2)一体化钻录定导,基于地质工程参数综合评价,优中选优确定靶体,优化井轨迹,强化地质钻井一体化精细管理,保障优质储层钻遇率;(3)一体化压裂增产,基于一体化压裂模型优化压裂设计,形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺,有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化;(4)一体化精细返排,形成“四因子”返排增产技术,结合精细排采分析平台,实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系,资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流,威页1H井成功实现高产井复制,初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km^(2),资源量近2×10^(12)m^(3)。所形成的高产井培育技术和方法,为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

渝西大安区块超深层页岩气水平井钻井提速关键技术研究

针对大安区块超深层页岩气水平井钻井过程中存在难钻地层机械钻速低、旋转导向仪器高温下的故障率高和钻井周期长等技术难点,以大安页岩气高效快速开发为目的,分析了钻遇地层特征和钻井技术难点,通过井身结构优化、高效钻头优选、“铂金靶体”快速识别、水平段降密提速、油基钻井液地面降温、抗高温白油基钻井液体系及等壁厚螺杆技术等技术研究和使用,形成了大安区块超深层页岩气水平井优快钻井技术。该技术在渝西大安区块大安104H超深层页岩气水平井进行了现场试验,实际完钻井深6789 m,水平段长2406.13 m,平均机械钻速10.60m/h,较区块平均机械钻速8.12 m/h提高30.54%。结果表明,超深层页岩气水平井钻井提速技术可为大安页岩气高效开发提供技术支撑。

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。

川东南五峰组-龙马溪组深层、超深层页岩储层特征及其页岩气勘探意义

四川盆地东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组中深层领域页岩气勘探及页岩储层特征与主控因素的研究已经取得了丰硕成果,而作为当前页岩气勘探重点的深层、超深层领域,由于受钻井等因素的制约,对于其储层发育特征及与中深层页岩储层的差异等研究还不够深入。为了明确五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征,为勘探部署提供依据,选取川东南地区4口埋深在2000~6000 m的典型页岩气钻井,系统开展了深层、超深层页岩储层发育特征及差异对比研究,探讨了储层孔隙发育的成因。研究表明:(1)埋深在6000 m以内,五峰组—龙马溪组页岩储层依然能够发育高孔有效储层,且随埋深的增大孔隙度无明显变化,但是有机质孔的形态、孔隙结构及连通性存在一定差异,即随着埋深的增大,有机质孔孔径相对变小,孔隙连通性变差;(2)明确了生物成因的硅质是孔隙发育的基础,流体超压是储层孔隙保持的关键,在两者联合作用下,深层、超深层页岩高孔隙优质储层得以发育和保持;(3)基于储层发育的研究,将页岩气勘探拓深至6000 m,明确了下一步页岩气勘探方向。初步评价四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩气(埋深为4000~5000 m)资源量超2×10^(12)m^(3)。

基于岩石物理相的深层页岩气地质—工程甜点参数测井评价方法——以四川盆地LZ区块五峰组—龙马溪组为例

海相深层页岩气(埋深大于3500 m)储层受沉积、成岩、构造及生物等多种作用影响,甜点成因机制十分复杂,通常的沉积微相、岩相划分难以精细刻画其强非均质性,进一步加大了地质—工程甜点参数测井精细评价的难度。为此,以川南LZ区块页岩气储层为例,在明确海相页岩岩石物理相内涵、影响因素及核心指标的基础上,利用岩石薄片、全岩衍射以及TOC等资料,结合测井响应特征,划分出三类岩石物理相(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ),进一步分为6个亚类(Ⅰ_(1)、Ⅰ_(2)、Ⅰ_(3)、Ⅱ_(1)、Ⅱ_(2)、Ⅲ),明确了不同类型的特征及优势相,并采用随机森林算法建立了连续测井剖面岩石物理相识别方法和基于岩石物理相分类的地质—工程甜点参数测井精细计算模型。结果表明:(1)发育在五峰组顶部和龙一1^(1)—龙一1^(3)小层内的Ⅰ_(1)和龙一1^(4)小层内的Ⅱ_(1)为有利相,通常具有TOC高、孔隙度大、含气性好以及脆性强的特征;(2)基于随机森林分类算法的测井岩石物理相识别效果优于常规测井交会图识别法,准确率可达90%以上;(3)分岩石物理相的随机森林回归模型地质—工程甜点参数计算精度高,各项参数计算结果与实测结果的相关系数均超过0.9。所提方法有效解决了海相深层页岩气储层地质—工程甜点参数求取困难的难题,实现了甜点参数的井剖面精确计算,为评层选区、水平井靶体优选以及资源量估算等奠定了基础。

深层页岩气井气水两相产能预测

气水两相流动对深层页岩气井产能具有重要影响,研究气水两相生产动态对于评估增产效果具有重要意义。考虑压裂液侵入区域(水侵层)和裂缝的气水两相流动,建立了深层页岩气多段压裂水平井的产能预测模型,并结合物质平衡方程,采用逐次迭代方法获得模型的半解析解。利用商业数值模拟器和矿场生产数据验证了模型的可靠性与实用性,并分析了水侵层敏感性参数(水侵层宽度、含水饱和度和渗透率)对产能的影响。研究结果表明:所建立模型能够合理预测深层页岩气井产能;水侵层宽度及含水饱和度越高,页岩气产量越低,但水侵层渗透率越高,页岩气产量越高,水侵层对页岩气产能的影响是多个参数协同作用的结果;水侵层宽度对页岩气20年累积产气量及产水时间影响最大,而对初期产气量影响最大的是水侵层含水饱和度。新模型为深层页岩气井产能预测精度的提高提供了理论基础和科学依据。

海陆过渡相超深层页岩储层特征——以川东北普光气田Y4井上二叠统龙潭组下段为例

为探索超深层条件下海陆过渡相页岩储层特征,针对川东北地区普光气田Y4井上二叠统龙潭组泥页岩开展了有机地球化学、矿物组成、孔隙结构、物性等分析测试。龙潭组泥页岩具有高有机碳含量(主峰区间3.77%~10.72%),Ⅱ_(2)—Ⅲ型干酪根及过成熟特征(R;介于3.82%~3.97%);总孔体积均值为0.047 mL/g,比表面积均值为31.8 m^(2)/g,孔隙度均值为6.64%;储集空间类型以有机孔、黏土矿物层片间孔、脆性矿物溶蚀孔及微裂缝为主,形态多为平行板状与两端开放管状。深水潟湖环境下泥页岩孔隙度与有机碳、黄铁矿、石英含量呈正相关,说明缺氧还原、水体稳定的沉积环境控制着原始矿物组成与结构,同时刚性矿物颗粒与有机质、黏土矿物有效络合,为有机孔保存提供了必要条件。受碾平式改造作用影响的扁平状有机质大孔与密集发育的有机质微—介孔、黏土矿物晶间孔缝、脆性矿物孔缝组成储集网络,最终形成深水潟湖微相超深层泥页岩储层。

南方海相深层页岩气储集空间差异化发育及保持机理探讨

我国南方海相深层(主体埋深大于3500 m)页岩气具备良好的地质条件,资源潜力巨大,但由于埋深大,研究程度低,不同位置的水平井之间产能差异比较明显,勘探开发面临诸多挑战。在调研国内外深层页岩气现状及发展动态的基础上,重点梳理我国南方海相深层页岩气储集空间差异化发育、石英等刚性矿物抗压保孔和储层流体超压保孔等研究进展和存在问题。就川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气而言,储集空间差异化发育及其是否有效保持是控制含气量、产能和单井EUR的主要原因之一,但差异化发育特征及保持机理并不明确,储层近深层原位条件下的差异化响应过程及机理仍需要深入研究;石英等刚性矿物在抗压保孔过程中具有重要的作用,但关于“石英抗压保孔”对不同储集空间类型的差异化作用仍不十分明确;“储层流体超压”作用对于深层页岩气储集空间保持具有重要的意义,但对“储层流体超压”究竟如何作用于深层页岩储集空间了解甚微。解决上述问题的关键在于研究典型富有机质页岩处于近深层原位状态下(多重应力加载和高温)不同类型储集空间类型差异化发育、响应及保持特征和作用机理。

深层—超深层天然气勘探研究进展与展望

从全球油气勘探发展趋势来看,深层—超深层天然气勘探已经成为化石能源勘探未来的主战场。不仅常规碳酸盐岩和碎屑岩领域,非常规的页岩气和煤层气等领域也进入深层—超深层勘探阶段。前期,我国在深层天然气勘探中形成了一批具有开创性的理论和技术,指导了很多具有战略意义的商业发现,提升了我国能源的保障能力。但同时在面向更深层的勘探目标时,还面临着新的地质、工程等方面的挑战,还有很多世界级难题需要攻关。本文系统回顾了近年来,我国在深层—超深层碳酸盐岩、碎屑岩、页岩气、煤层气等领域勘探中取得的成就,重点总结了深层—超深层不同领域天然气成藏条件与主控因素的研究进展,从资源评价、储层发育与保持机理、油气成藏与富集规律、地球物理和工程技术等方面,提出了深层—超深层天然气勘探面临的主要问题与发展建议,以期能为加快我国深层—超深层天然气勘探提供参考。

超分子自交联压裂液的研制及在深层页岩气的应用

针对深层页岩气压裂中存在施工压力高、加砂困难的问题,文章从结构减阻与自交联携砂机理研究入手,研制了超分子自交联压裂液,实现超分子结构减阻及自交联增黏携砂。该超分子压裂液体系具有较好的增黏、携砂、减阻性能,同时具有助排、抗盐等多种功能,满足在线混配要求。可采用返排液配制成压裂液从而减少油田压裂污水排放。在深层页岩气井现场应用表明,采用返排液配制的超分子自交联压裂液平均减阻率达到77.55%,加砂强度达到3.2 t/m,减阻性能及携砂性能优于普通滑溜水压裂液,在深层页岩气压裂上具有广泛的应用前景。

四川盆地深层海相页岩地质特征及其含气量主控因素分析

我国在四川盆地中浅层(2000~3500 m)海相五峰—龙马溪组页岩气勘探中取得了重要成果,随着中浅层页岩油气系统勘探程度提升,对页岩气勘探向深部(3500~4500 m)进行探索是必然趋势,然而,目前对于深层海相页岩含油气系统的研究较少,对深层海相页岩物性和含气量主控因素不清,制约了勘探进程。为此,利用四川盆地东南部林滩场构造最新探井资料,系统识别研究区深层海相页岩岩相类型,阐明不同岩相的物性及含气量特征,建立含气量定量预测模型,对比深层与中浅层海相页岩气地质特征及含气量差异。研究结果表明:研究区深层海相页岩共可识别出4类岩相,分别为富有机质硅质页岩(RS)、富有机质混合页岩(RM)、贫有机质混合页岩(LM)和贫有机质黏土页岩(LC);有机质孔(OM孔)发育程度是导致不同岩相页岩物性和孔隙结构参数存在差异的主要因素,由于TOC丰度较高,RS和RM岩相的OM孔更发育,孔隙网络呈现更复杂的特点,物性更好,含气量更高;与中浅层海相页岩气系统相比,深层海相页岩气系统往往具有更高的压力系数,含气量更高;研究区RS和RM页岩是最有利的岩相,深层海相页岩气储量可能比中浅层页岩气储量更大。

中国海相页岩气资源潜力及未来勘探方向

以中国南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为代表的海相页岩气是国内页岩气勘探开发的主战场。近年来,海相页岩气勘探开发不断面临着新的问题和挑战,开拓页岩气资源新领域和提高页岩气产量仍是重中之重。在梳理前人研究成果的基础上,分析总结国内海相层系页岩气分布特征与资源潜力,并进行有利区预测。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(17.50~33.19)×10^(12)m^(3)和(3.50~6.14)×10^(12)m^(3),其中深层页岩气资源占比超过50%,主要分布在川东高陡构造带和川南低陡构造带;二叠系吴家坪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(8.7~24.6)×10^(12)m^(3)和(1.3~3.7)×10^(12)m^(3),在川东开江—梁平、龙驹坝、建南及三星等地区具有勘探潜力;寒武系筇竹寺组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(5.69~12.71)×10^(12)m^(3)和(0.89~1.06)×10^(12)m^(3),其有利区主要分布在川西南井研—犍为—威远—资阳、川北南江及中扬子宜昌等地区;震旦系陡山沱组、蓟县系洪水庄组和青白口系下马岭组等海相古老层系具有一定的页岩气资源潜力,是潜在的页岩气资源接续,陡山沱组页岩气有利区主要分布在湘鄂西和渝东南地区,洪水庄组页岩气有利区主要分布在河北承德—宽城一带,下马岭组页岩气有利区主要分布在河北涿州—北京房山—门头沟—昌平一带和兰旗营子一带。基于此,进一步对海相页岩气未来勘探方向提出3点建议:一是聚焦深层—超深层、常压页岩气,走向新区新层系,拓宽页岩气勘探领域;二是深化深层—超深层、完善常压及丰富新区新层系页岩气勘探理论;三是着眼深层—超深层页岩气钻完井和开采技术与配套装备改进与创新,降低常压页岩气单井钻采成本。

深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟

深层超深层页岩气井压裂时,受深部地层应力非均质性和“密簇”布缝的联合影响,多簇压裂中的水力裂缝难以同步起裂扩展,同时缝间强干扰作用加剧了裂缝非均衡延伸程度,矿场实践证实缝口暂堵压裂工艺可以有效调控多簇裂缝非均衡延伸,而构建深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂裂缝调控模拟方法,可提高暂堵工艺实施效果。为此,基于岩石力学、弹性力学、流体力学和裂缝扩展理论、水平井分簇压裂中流量分配方程和暂堵球封堵方程,建立了深层超深层页岩气缝口暂堵压裂的裂缝扩展模型及调控模拟方法,并以中石化川东南丁山—东溪构造深层页岩气井为例,模拟了暂堵压裂中暂堵球数量、暂堵次数和时机对暂堵调控的影响,分析了暂堵球对裂缝扩展形态和SRV展布影响。研究结果表明:①缝口暂堵可以显著促进多簇裂缝均衡延伸,模拟证实暂堵球数量、暂堵次数和暂堵时机对裂缝调控具有重要作用;②随暂堵球数量增多,缝网体积先增大后减小,存在最优暂堵球数量;③当暂堵次数较多,可提高暂堵转向工艺容错率,但需要适量增多暂堵球数量;④当暂堵时机适当时,各簇裂缝均衡扩展,缝网体积达到最大值。结论认为,该暂堵裂缝调控模拟方法对完善暂堵压裂优化设计、提高矿场工艺实施水平,有效开发深层超深层页岩气具有重要意义。

川西深层、超深层气井排水采气技术初探

川西北部投产的海相深层气井产层中深普遍超过6000 m,具有温度高、压力高、硫化氢含量高、完井管柱复杂和气水关系复杂、水量范围大的特点,目前排水采气工艺举升深度主要在6000 m以内的气井,6000 m以上气井排水采气尚无应用先例。针对深层、超深层气井特征,通过统计对比研究,初步形成了适应该类气井的排水采气措施:一是针对气井排水采气难点及需求、结合技术应用现状,优选出适合该类气井的排水采气主体技术;二是开展气举工艺可行性论证,结论表明气举能够适应川西海相深层气井生产初期的排水需求,但工艺所需最低地层压力较高,后期需进行工艺接替;三是根据阶段生产特征,制定了“初期降井口压力、中后期降井底流压”的阶段排水采气方案;四是提出超深井排水采气攻关方向及后续接替工艺措施,延长工艺有效期。川西深层、超深层气井排水采气技术的研究和探讨对该类气井稳定生产具有现实指导意义。

深层海相页岩脆性特征分析与表征

针对中国南方深层海相页岩气开发尚未突破的现实,以四川盆地五峰组—龙马溪组页岩为研究对象,聚焦深层海相页岩的脆性表征,建立了基于全应力—应变曲线的脆性定量评价指标,以峰值应变和峰后坡降陡度分别表示页岩发生脆性破坏的难易程度和充分程度。在此基础上,通过对硅质页岩、钙质硅质页岩、钙质页岩和黏土质硅质页岩开展高围压三轴压缩岩石力学实验,明确了围压对页岩脆性的影响,建立了适用于研究区深层海相页岩的脆性评价方法,开展了深浅层页岩脆性对比。结果表明,低围压时,围压主要表现为对页岩抗压强度的强化,脆性随围压增加而增强,高围压时,围压则主要表现为对裂缝产生与扩展的抑制,脆性随围压增加而减弱;以弹性参数为岩性指示因子,以断裂韧性为围压指示因子,建立了力学脆性指数,可作为矿物法和弹性参数法的补充,有效应用于3500m以深页岩储集层的脆性评价;硅质页岩和钙质硅质页岩在4500~5000m仍具有优质储集层的潜力,但是深层海相页岩脆性的弱化使得优质储集层厚度减小。

深层-超深层碳酸盐岩多类型储集体地震预测

塔里木盆地、四川盆地以及鄂尔多斯盆地深层-超深层碳酸盐岩油气藏是中国油气勘探的重要领域.由于中国海相深层碳酸盐岩储层发育的主控因素差异很大,碳酸盐岩储集体类型多,非均质性极强.随着深度增加,海相地层地震资料信噪比低、分辨率变差,增加了碳酸盐岩储层地震预测的难度.本文提出了以“相、面、断”三种端元为基础的深层碳酸盐岩储集体分类的新方法,针对相控型、面控型和断控型三种类型储集体,形成了相应的储集体预测方法、流程,包括:(1)川西雷口坡组气田潮坪相白云岩薄储层“三型两构”组合预测技术;(2)川北茅口组气藏礁滩相白云岩薄储层地震沉积学分析约束的高分辨率反演技术;(3)顺北油气田奥陶系断控储集体基于振幅响应正演模拟的定性-定量描述;(4)大牛地奥陶系不整合面岩溶储集体地质规律指导下的波形分类与古地貌刻画技术.这些方法围绕特定类型储集体的特征,充分运用地质分析所建立的储集体模式,较好地预测了储集体的厚度、物性、含油气性及分布范围,实现了单纯依据地震数据无法达到的预测目标,取得了良好的应用效果,有力支撑了深层-超深层油气勘探突破与高效开发.

四川盆地深层-超深层天然气勘探进展与展望

四川盆地深层-超深层天然气勘探近年来虽然取得了重大突破,但天然气整体探明率仍然较低。为了进一步明确四川盆地深层-超深层天然气的勘探前景,对先期在常规天然气领域发现的普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田(藏)与该盆地南部丁山、东溪深层非常规天然气--页岩气勘探突破进行了系统深入地研究与分析。研究结果表明:①对于常规天然气领域的深层-超深层礁滩气藏来讲,大型高能相带是控制规模性礁滩储层发育的基础,储层原始孔隙度高,早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、"孔缝耦合"则主要控制次生孔隙的发育,热液流体对储层的贡献具有双面性,烃类早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今,大型天然气成藏多具有"近源富集、相态转化、动态调整"的特点,持续保存是关键;②对于非常规天然气领域的深层-超深层页岩气藏来讲,页岩气普遍具有"高地层压力、高孔隙度、高含气量"的"超压富气"特征,"石英抗压保孔"和"储层流体超压"是深层优质页岩高孔隙度发育的关键,晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持"高地层压力、高含气量"的主要原因。结论认为,四川盆地深层-超深层常规与非常规天然气勘探潜力巨大;深层-超深层天然气地质目标识别与"甜点"预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步,是深层-超深层天然气高效勘探的前提和保障。

中国南方海相页岩超低含水饱和度特征及超压核心区选择指标

中国南方古生界页岩成熟度高,大部分地区埋藏较深,经历了复杂的构造热演化历史,地层抬升对页岩的储集能力和含气饱和度有着重要的影响。为分析这一影响的程度和后果,选取南方海相下志留统龙马溪组页岩样品进行了含水饱和度实验、相对渗透率和流体包裹体分析,发现页岩含水性存在2种现象,即低含水饱和度和高含水饱和度现象,富气页岩含水饱和度一般较低,贫气页岩含水饱和度一般较高;最后一期的喜马拉雅构造抬升作用对龙马溪组页岩的含气性产生了重要影响,进而影响到页岩气富集成藏,导致部分页岩含水饱和度超高,页岩气藏遭到破坏。结论认为:中国与北美页岩气最大的差异在于成熟度的高低和构造运动强弱的差别,在中国南方海相页岩这种特殊的地质条件下,只有在超压地层条件下页岩气才能富集,而超低含水饱和度存在则是超压地层条件页岩气存在的基础。据此提出页岩地质评价选区新的标准,将页岩超压条件(超压系数、地层倾角)作为页岩气地质选区新的指标。