苏北盆地古近系阜宁组二段页岩油储集空间特征及甜点段评价——以溱潼凹陷QY1井为例

苏北盆地古近系阜宁组二段是常规油重点产层,同时也是中国东部陆相页岩油勘探开发的优选层位。对溱潼凹陷QY1井岩心样品进行分析测试表明,该套页岩具有低有机质丰度、较低镜质体反射率(R_(o))、矿物组分均衡及孔隙网络复杂的特点;运用岩石学及地球化学方法等对该页岩油储层的岩相特征、储集空间特征、含油性与可动性、脆性指数与可压性特征等进行研究,指明了生产甜点段。阜二段是一套混积页岩纹层型储层,矿物组成以黏土、长英质和碳酸盐矿物为主,有机碳含量平均值为1.32%,R_(o)为0.9%~1.1%;平均孔隙度中下部为4%,上部为2.2%。根据“有机质丰度+构造特征+岩性”将阜二段页岩划分为6种岩相,其储集性具有明显差异,纹层发育特征的差异是导致不同岩相具有不同储集空间特征的重要原因。除低有机质纹层/层状灰云质页岩外,其他岩相都具有较好的含油性;高有机质层状灰质页岩的有机碳含量最高。纹层数量与油气可动性具有较好的对应性,从中有机质纹层状含灰云页岩到高有机质块状泥岩,平均含油饱和度指数从202.62 mg/g降至77.83 mg/g。高有机质块状泥岩由于存在大量塑性矿物,造缝效果是6种岩相中最差的。中有机质纹层状含灰云页岩是最优岩相,中有机质层状含灰云页岩和中有机质纹层/层状灰云质页岩略差,但也可以作为优势岩相成为勘探开发的重点。根据优势岩相在纵向上的分布,优选阜二段Ⅰ亚段③—⑤小层和Ⅱ亚段②—④小层为该区地质甜点段。

中国湖盆细粒重力流沉积作用及其对页岩油“甜点段”发育的影响

通过分析中国陆相湖盆细粒重力流沉积作用的地质条件和过程,建立湖盆细粒重力流沉积模式,揭示细粒沉积和源储发育规律,识别页岩油“甜点段”。研究表明:细粒重力流是深湖环境中重要的沉积作用之一,能把浅水细粒碎屑和有机质搬运到深湖,有利于形成优质烃源岩和页岩油的“甜点段”。中国湖盆深水环境发育的细粒重力流沉积主要是细粒浓缩密度流、细粒浊流(包括浪涌状浊流和细粒异重流)、细粒黏性流(包括细粒碎屑流和泥流)和细粒过渡流沉积。温暖湿润的气候条件下,湖平面升降、洪泛事件和湖底古地貌控制欠补偿型湖盆细粒重力流的沉积分布。湖平面上升期,洪水引发的细粒异重流在湖盆地形平坦的深湖区形成“细粒水道—堤岸—朵叶”体系。湖平面下降期,坳陷湖盆的挠曲坡折及沉积斜坡部位、断陷湖盆的陡坡带发育非限定水道为主的湖底扇体系,断陷湖盆的缓坡及轴向发育限定或非限定水道湖底扇体系,湖底扇扇缘可发育细粒重力流沉积。湖盆四级沉积层序水进可形成富有机质页岩和细粒异重流的沉积,水退可引起细粒浓缩密度流、浪涌状浊流、细粒碎屑流、泥流和细粒过渡流沉积。二叠纪以来中国湖盆页岩层系多个四级层序水进-水退旋回形成了多套源储组合,中国湖盆多样的细粒重力流沉积作用形成了由细粒浓缩密度流、细粒异重流、浪涌状浊流沉积形成的薄层粉砂岩“甜点段”,由细粒过渡流形成的泥岩与粉砂互层的“甜点段”,由细粒碎屑流、泥流沉积等形成的含粉砂屑和泥屑的水平层理泥页岩“甜点段”。湖盆细粒重力流沉积模式的建立,对科学评价页岩油“甜点段”和优质烃源岩具重要意义。

南华北盆地中牟地区太原组页岩气储层特征及甜点段优选

页岩气作为一种非常规油气资源,已成为中国天然气增储上产的重要接替对象。本文以南华北盆地中牟地区重点探井中牟2井为研究对象,分析了太原组储层地质特征,基于实验测试分析、显微薄片鉴定、测井解释评价以及沉积微相等研究手段,在泥页岩储层精细分析评价的基础上,将中牟地区石炭系太原组泥页岩划分为3大段、7小层。通过小层综合对比分析显示:太原组潮坪相页岩层段②~④小层具有高TOC含量(平均3.24%)、高脆性矿物含量(平均54.5%)、高孔隙度(平均1.8%)、高含气量(平均1.45 m^(3)/t)及高全烃显示(1.89%)的“五高”特征,据此将②~④小层优选为太原组页岩气储层甜点段,研究成果可为下一步中牟地区水平井部署及水平段穿行层位优选提供指导。

海-陆过渡相与海相页岩气“甜点段”差异特征与形成机理

为了指导海-陆过渡相页岩气的勘探开发,以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区二叠系山西组2段3亚段(山2^(3)亚段)海-陆过渡相页岩气甜点段与四川盆地南部地区志留系龙马溪组一段1亚段(龙一1亚段)1小层海相页岩气甜点段作为研究对象,开展系统的岩心观察、薄片鉴定、全岩-黏土X射线衍射、有机地球化学分析、扫描电镜观察、N2低温吸附、CH_(4)等温吸附以及主、微量元素分析实验,系统对比研究了海-陆过渡相与海相页岩气甜点段的特征与形成机理。研究结果表明:①海相页岩气甜点段稳定分布与发育;海-陆过渡相页岩气甜点段横向不连续,纵向多层段发育。②海-陆过渡相页岩气甜点段总有机碳含量(TOC)高,处于中-高成熟阶段,有机质以Ⅱ_(2)-Ⅲ型为主;海相页岩气甜点段TOC较高,处于高-过成熟阶段,有机质以Ⅰ-Ⅱ_(1)型为主。③海-陆过渡相页岩气甜点段矿物组成以黏土矿物为主,黏土矿物孔隙以介孔和宏孔为主,它们控制游离气的赋存;有机质以发育微孔为主,它是比表面积的主要贡献者,控制吸附气的赋存。海相页岩气甜点段以石英矿物为主;页岩有机质同时发育微孔和介孔,它们是页岩气赋存的主要储存空间。④海-陆过渡相页岩气甜点段以吸附气为主,平均占66.06%;海相页岩气以游离气为主,吸附气占11.15%~43.75%。⑤海-陆过渡相和海相页岩气甜点段有机质富集均受到古气候、古环境以及地质事件控制,但陆源碎屑输入对海-陆过渡相页岩气甜点段有机质富集具有重要控制作用。⑥鄂尔多斯盆地海-陆过渡相页岩气单井最高产量达到7.9×10^(4)m^(3)/d,研究和勘探表明海-陆过渡相页岩气具有良好的勘探前景。

陆相页岩油“甜点”段评价关键参数界限探讨

合理确定陆相页岩油“甜点”段评价关键参数的界限,是实现经济效益开发的关键。根据陆相页岩油探井现场观测与室内分析、综合前人研究成果与勘探开发实践成效,系统研究了不同类型页岩油“甜点”段TOC(总有机碳含量)、Ro(镜质体反射率)、S1(游离烃含量)、孔隙度、渗透率、OSI(含油饱和度指数)以及脆性矿物含量等关键参数的界限。研究表明:①源-储一体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段TOC最低门限应大于1.0%或2.0%,最高门限值不宜超过6.0%。②盐水-咸水、咸化-半咸水和微咸水-淡水湖盆地烃源层系页岩油“甜点”段Ro最低门限分别为0.50%,0.60%和0.80%。③S1受分析样品处置方式等因素影响,建议“甜点”层段TOC下限取1.0%时,“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取1.0 mg/g和2.0 mg/g。当“甜点”层段TOC下限取2.0%时,“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取2.0 mg/g和4.0 mg/g。④夹层型页岩油“甜点”段的孔隙度和渗透率最低门限分别为5.0%和0.01×10^(-3)μm^(2)。纹层状、层状构造及裂缝发育的页岩型和混积型页岩油“甜点”段孔隙度和水平渗透率最低门限分别为4.0%和0.01×10^(-3)μm^(2)。⑤页岩型和混积型页岩油“甜点”段,OSI取值下限为100 mg/g或200 mg/g。夹层型页岩油“甜点”段,OSI取值下限为300 mg/g或400 mg/g。⑥页岩油“甜点”段脆性矿物含量下限为65.0%。研究结果可为低油价时期页岩油勘探开发聚焦到真正的页岩油“甜点”段并实现规模效益开发奠定基础。

荆门探区五峰组–龙马溪组页岩储层特征及甜点层段评价

为进一步明确荆门探区五峰组—龙马溪组页岩气资源潜力,优选甜点层段,以X井五峰组-龙马溪组一段页岩为主要研究对象,利用干酪根薄片、X衍射、核磁共振、微纳米CT扫描及地化分析等多种测试手段,结合测井解释成果,从岩石学、有机地球化学、矿物组成、孔隙类型及结构、物性及含气性等方面,系统评价五峰组—龙一段各小层储层特征,以优选甜点层段。结果表明:五峰组—龙一段以硅质页岩为主,主要形成于深水陆棚相还原环境,优质页岩段页岩气品质较高,有机地化特征优越;多手段测试孔隙率与渗透率均具有正相关特征,饱和水页岩核磁共振T2谱可分为2类5型,不同类型T2谱所反映的页岩孔径分布特征具有差异性,孤立孔主要存在于小于2 nm的微孔中,占比非常小;基于储层特征评价,优选出龙一-(1)^(1)—龙一_(1)^(2)小层为一类储层,五峰组上段和龙一_(1)^(3)小层为二类储层,龙一_(1)^(4)小层为三类储层,富碳高硅页岩段的五峰组上段—龙一_(1)^(3)小层(厚度约17.7 m)为页岩气甜点层段,研究成果可为荆门探区页岩气勘探开发确定水平井的靶体层段提供参考依据。

苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段页岩油测井评价研究

如何利用常规测井资料对储层含油性、储集性及可压性进行有效评价,是苏北页岩油规模化开发亟需解决的生产难题。利用常规测井资料与岩心实验资料,采用最优化、拟合、正反演数值模拟等数学手段,建立起总有机碳含量、有效孔隙度、层理缝密度、矿物组分含量等参数的计算模型,对页岩沉积构造和岩相进行分类研究。研究表明:溱潼凹陷阜宁组二段(以下简称阜二段)泥页岩以富有机质层状或纹层状泥岩、富有机质块状泥岩为主,有利岩相为富有机质层状或纹层状泥岩,有利岩相纵向上与非有利岩相交互出现。采用文中所导出的模型识别的“甜点”层段与采用特殊测井分析的层段位置具有良好的一致性,且现场应用效果良好。该方法和技术已应用于苏北盆地页岩油储层地质工程“甜点”段的选定工作,对苏北页岩油效益开发具有重要意义。

五峰组—龙马溪组储层特征及甜点层段评价——以昭通页岩气示范区A井为例

以昭通页岩气示范区A井五峰组—龙马溪组一段页岩为主要研究对象,利用薄片、氩离子抛光-场发射电镜、核磁共振、液氮吸附、X衍射及地化分析等多种测试手段,从岩石学、有机地化、矿物组成、孔隙类型及结构、物性特征及含气性等方面,系统评价了五峰组—龙一段各小层储层特征,并优选了页岩地质与工程甜点层段。结果表明:五峰组—龙一段以硅质页岩为主,优质页岩主要形成于海侵期-海退早期的深水陆棚相贫氧-厌氧环境;有机质孔和黏土矿物层间粒内孔最为发育;五峰组—龙一段储层孔隙以中孔为主,微孔对比表面贡献最大,而中孔和微孔提供了主要的孔体积;龙一11—龙一21小层相对其他层段,具有相对高的TOC含量、孔隙度、含气量及压力系数,且各项指标具有向上减小或降低的趋势。同时,龙一11—龙一21小层具有高脆性指数、高杨氏模量、低泊松比的岩石力学特征;基于地质与工程综合评价,优选龙一11—龙一21小层即富碳高硅页岩段为纵向上甜点层段,为昭通页岩气示范区水平井的靶体层段。

短轴物源型致密砂岩“甜点”储层测井划分方法初探——以大民屯凹陷西部斜坡带为例

大民屯凹陷西部斜坡带沙四段短轴物源砂砾岩体具有分选差、储集类型复杂、有效储层识别难度大等特点,针对上述难题,开展储集类型研究及控油因素分析等工作,并针对性开展自然电位幅度差的"甜点"识别方法构建工作。研究表明,结构成熟度、成分成熟度低是研究区储层致密的关键因素;本区的储层存在裂缝,渗透性控制了储集体的含油性;自然电位幅度差能够较好地表征储层渗透性的变化。通过开展单井致密砂砾岩体储层划分及分类,确定了研究区单井"甜点段"划分标准,为下步勘探奠定基础。

四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩孔隙结构特征与页岩气赋存模式

近年来,四川盆地南部地区(以下简称川南地区)下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发取得了实质性的突破,但是,关于筇竹寺组页岩气储层孔隙结构特征及其对页岩气赋存模式影响的研究还较为薄弱。为此,以川南地区W207井筇竹寺组页岩为例,以总有机碳含量(TOC)不小于1.0%为界,将筇竹寺组页岩划分出4个高有机碳页岩层段(H1—H4层),并基于大视域扫描电镜、流体注入法孔隙定量表征、三维分子结构建模与分子模拟等方法,研究了不同富有机质层段页岩孔隙特征,并着重分析了H3层页岩孔隙发育特征与页岩气赋存模式。研究结果表明:(1)筇竹寺组页岩纵向上孔隙发育差异较大,其中H3层页岩孔隙系统最为有利,发育粒缘缝—有机质纳米连通孔隙—有机质基质分子内孔隙3级孔隙网络,其矿物粒缘缝与有机质纳米孔隙提供了较大的游离气储集空间,页岩有机质分子结构中普遍发育微孔,提供了较大的吸附空间;(2)微孔对总吸附量的贡献随压力增高而降低,但在30.0 MPa时仍贡献了56%以上的总吸附气量;(3)高温高压下(30.0 MPa、70℃),页岩中游离气甲烷含量占总含气量的57%,当压力由30.0 MPa降低至16.5 MPa,游离气贡献总开采气量超过80%;(4)粒缘缝、有机质纳米连通孔隙和有机质基质分子内孔隙良好的配置关系为页岩气富集及开发提供了良好的连通体系,远离风化壳的超压层段有利于页岩孔隙发育。结论认为,川南地区筇竹寺组H3层页岩孔隙系统发育,具备页岩气高产地质条件,是筇竹寺组下一步重点关注层段,在此基础上寻找远离风化壳、孔隙发育的超压页岩储层是筇竹寺组选区选层的关键。

中国断陷和坳陷湖盆高可容纳空间层序细粒重力流沉积及其页岩油意义

重力流包括粗粒和细粒重力流,是深湖环境最重要的沉积类型之一,其中,细粒重力流能成为非常规页岩油的“甜点段”。研究该沉积在陆相湖盆层序格架中的分布规律,对页岩油“甜点段”的预测具有重要意义。作者通过对中国主要湖盆重力流发育与层序格架的系统对比研究发现,重力流沉积体系主要发育在高可容纳空间沉积层序中。断陷湖盆的低位域(LST)湖底扇近端发育粗粒重力流沉积,远端发育薄层细粒重力流沉积,其分布受沟谷和同沉积构造坡折的控制。水进体系域(TST)发育细粒水道—堤—朵叶体系。高位体系域(HST)发育非限定水道湖底扇,细粒重力流沉积分布在扇的远端。坳陷湖盆的水进体系域(TST)主要发育受洪泛影响的大型细粒水道—堤—朵叶体系,而在湖盆挠曲坡折的较陡斜坡发育细粒湖底扇体系。高位域(HST)及低位域(LST)既可形成细粒湖底扇体系,也可发育细粒的水道—堤—朵叶体系。分布在湖底扇远端和水道—堤—朵叶体系的细粒重力流沉积能形成页岩油的“甜点段”。泥流沉积形成页理型“甜点段”,细粒碎屑流、细粒浊流、细粒异重流和细粒过渡流沉积形成纹层型、层理型“甜点段”,细粒浓缩密度流沉积只形成层理型“甜点段”。细粒重力流沉积是页岩油勘探开发的有利“甜点段”。

川北—鄂西上二叠统富有机岩沉积与地球化学特征

【目的】随着非常规油气理论的发展,沉积有机质富集机理再次成为热点研究,其中有机质富集主控因素成为争论的焦点。以往的研究对沉积过程的分析较少,这可能是存在争论的原因之一。【方法】结合沉积学与地球化学研究方法,在分析层序地层学和沉积环境的基础上,详细开展元素地球化学研究,讨论富有机岩沉积有机质富集机理。【结果】四川盆地北部和鄂西盆地上二叠统吴家坪组自下而上分为吴一段、吴二段和吴三段,大隆组自下而上分为大一段和大二段。吴家坪组至大隆组自下而上总共分为五个三级层序SQ1~SQ5。由层序地层学分析将广利海槽和鄂西海槽的发展分为四个阶段,分别为初始、快速发展、高潮稳定和萎缩阶段。初始阶段主要发育SQ2时期斜坡相暗色硅质灰岩,快速发展阶段主要发育SQ3时期陆棚相钙质页岩,高潮稳定阶段主要发育SQ4时期盆地相黑色硅质岩,萎缩阶段主要发育SQ5时期斜坡相石灰岩。含异常高有机质的甜点段主要形成于SQ3高位域至SQ5海侵域沉积期,在该时期Fe、Cu、Ni和Zn营养元素周期性富集,Mo、V、Fe/Al和S等氧化还原敏感元素均表现为较高的水平,热液强度参数Al/(Al+Fe+Mn)和Al-Fe-Mn三角图均指示频繁的热液活动特征。【结论】在甜点段,高营养元素含量和初级生产力水平的出现早于强还原条件,说明沉积水体的氧化还原条件主要受控于沉积有机质沉降埋藏过程中对氧的消耗,有机质的富集主要受较高初级生产力的控制。营养物质P、Si、Fe、Zn的供应主要与裂陷槽形成过程中深部热液活动和周围火山活动有关,这些构造活动周期性带来大量营养物质提高了初级生产力水平。因此海洋表层高的初级生产力水平是甜点段异常高有机质富集的启动和基础条件,而海洋底部水体较强的还原环境是有机质埋藏和保存的关键因素。

准噶尔盆地玛湖凹陷玛页1井二叠系风城组全井段岩心剖析与油气地质意义

玛湖凹陷是准噶尔盆地重要的生烃凹陷,位于凹陷北部的玛页1井对二叠系风城组进行了全井段连续取心。通过系统描述和剖析岩心特征,结合高密度取样分析、电性及核磁共振分析,揭示出风城组常规和非常规储层并存,碱湖环境造就了这一特殊组合。常规储层以火山岩类、砂砾岩类和砂岩类为主,发育于低位期淡水或低盐度水体;非常规储层以泥岩类、云岩类和粉砂岩类为主,发育于弱水动力条件及强烈蒸发环境。根据四性关系,初步建立甜点评价标准,揭示了玛页1井风城组发育有一个常规“甜点段”和三个非常规“甜点段”,常规“甜点段”发育于风城组一段中部和下部,非常规“甜点段”发育于风城组三段下部、风城组二段,进一步证实了碱湖沉积盆地具有较好的油气勘探潜力。玛页1井风城组岩心剖析,进一步证实了碱湖沉积丰富的油气资源潜力,同时也为玛湖凹陷风城组“铁柱子”的建立奠定坚实基础。

新疆阜康地区多煤层组合条件下开发层段评价优选

多煤层地区优势开发层段评价以及优势组合层段选取是决定煤层气资源动用率、开发经济效益的重要工作。从煤储层可改造性和排采关键参数出发,优选煤岩力学性质、有效压裂厚度、煤体破碎程度、临储压力比和试井渗透率5个评价指标,利用模糊数学层次分析法优选甜点层段。考虑资源适配性、层间兼容性和排采稳定性,选取煤层相对埋深、含气量、临储比、储层压力梯度和渗透率5个关键参数,采用聚类分析对优势产层组合关系进行探讨。评价结果显示:以潜力值U>0.75为节点可优选出A2,A5,39,41,42共5个甜点层段,资源配置优,渗透性好,可改造性强;优选出A3-A4,A7-A8和41-42共3套优势组合层段,组合层段间具有相似的渗透率、压力梯度以及临储比,排采过程中易达到生产“同步”,评价优选结果与气井产能特征基本一致。进一步结合排采特征分析认为,多因素的耦合作用是四工河矿区煤层气井的主要控产机理,生产部署应着重考虑构造部位、埋深特征,首当考虑优势单煤层开发(A2,A5煤),多煤层优势组合多为低潜力煤层(A3-A4,A7-A8煤),可于开发后期进行开发部署;白杨河矿区煤层气井产能整体受控于煤体结构、多煤层排采组合以及生产井型,应在充分考虑煤体结构的非均质性以及煤层发育的不连续性的基础上,规避碎粒、糜棱煤发育区,对优势单煤层开发(42煤等)的同时可兼顾优势煤层组(41-42,39-41-42煤)合层排采,提高煤层气资源动用率。

陆相页岩油富集基础研究进展与关键问题

中国陆相页岩油资源丰富,先后在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、三塘湖、松辽、苏北、江汉、四川、柴达木等盆地取得重大突破。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油区带储层类型、岩性岩相组合、有机质丰度、有机质类型、成熟度、原油物性、气油比均有较大差异,目前勘探开发成效亦有明显不同。通过系统剖析中国陆相页岩油基础理论研究进展与勘探实践成果,提出中国陆相页岩油富集基础研究的4个关键问题:(1)富有机质页岩沉积环境与成因模式;(2)页岩储集空间跨尺度表征实验方法与储集性;(3)页岩油赋存机制、相态与可动性评价;(4)“甜点段/区”优选评价。加强基础研究与生产实践的结合,解决页岩系统成岩-成烃-成储-富集规律不明,可动性评价与“甜点段/区”评价难度大等问题,明确影响页岩油商业产量的关键因素,为加快中国陆相页岩油勘探开发进程和规模效益勘探开发提供理论基础和技术支撑。

我国陆相中高熟页岩油富集条件与分布特征

我国相继在多个盆地陆相页岩油勘探中获得突破,展示了良好的发展前景。基于现阶段勘探认识,本文认为陆相页岩油富集主要条件是:(1)稳定且有规模和适宜热成熟度的富有机质页岩是重要物质基础,以TOC含量>2%,最佳为3%~4%、母质类型Ⅰ和Ⅱ_(1)型为主,R_(o)>0.9%或更高(咸化环境0.8%);(2)有一定容积规模的微纳米孔隙且具脆性的多类储层是重要条件,页岩储层有效孔隙度宜>3%~6%;成岩阶段偏低时,纯页岩段不是中高熟页岩油富集段,致密砂岩和混积岩黏土含量宜<20%;成岩阶段高时,页岩黏土含量可高至40%左右;(3)滞留烃数量大且品质好是重要保证,以S_(1)>2 mg/g为门限,最佳>4~6 mg/g;气油比>80 m^(3)/m^(3),最佳150~300 m^(3)/m^(3);(4)顶底板具封闭性保持超压且滞留足够多轻-中组分烃类。陆相页岩油分布特征是:(1)有外物质注入的深-半深湖相是页岩油主要富集区;(2)具备“四高一保”条件的页岩层系控制页岩油垂向富集分布;(3)页岩组构与岩性组合对富集区/段分布也有重要控制作用。初步评价我国陆相中高熟页岩油地质资源量(131~163)×10^(8) t,其中经济偏好的地质资源量(67~84)×10^(8) t,主要分布在鄂尔多斯盆地长7^(1+2)、松辽盆地古龙凹陷青一、二段、渤海湾盆地沧东、岐口凹陷和济阳坳陷孔店组、沙河街组与准噶尔盆地芦草沟组等层系。

中国陆相页岩油发展潜力与技术对策

陆相页岩油是埋藏300 m以深、Ro值大于0.5%的陆相富有机质页岩层系中赋存的液态烃和各类有机物的统称,是源岩油气的重要组成类型。以成熟度控制富有机质页岩生排油演化模式为依据,将陆相页岩油划分为中高成熟度和中低成熟度两种类型,研究发现中国陆相页岩层系:①发育淡水和咸水两类湖相优质烃源岩,存在碎屑岩、碳酸盐岩、混积岩、沉凝灰岩、泥页岩等多种类型储集层,形成多套近源或源内聚集的“甜点段”和大面积分布的“甜点区”,具规模资源基础。②富有机质页岩实验分析表明,波状和水平纹层状页岩具良好储集条件,页岩水平渗透率是垂向渗透率的数十倍—数百倍,利于源内页岩油横向规模运聚。③经评价,中高成熟度页岩油地质资源总量超过100×10^8 t,采用水平井体积压裂技术可以有效开发,是近期石油勘探现实领域;中低成熟度页岩油资源潜力大,初步评价技术可采资源量为(700~900)×10^8 t,是未来石油工业发展的战略性接替资源,需要原位转化等技术突破才能实现效益开发。陆相页岩油是中国陆上油气勘探从“源外”走向“源内”的必然选择,突破“甜点区”评价优选、水平井体积压裂工程技术以及原位转化技术装备等核心理论技术,是实现陆相页岩油规模效益发展的重要途径。

中国陆相致密油效益勘探开发

在北美致密油勘探开发现状调研基础上,总结北美致密油规模效益勘探开发的成功经验和做法,分析中国陆相致密油与北美海相致密油成藏地质条件差异,提出中国陆相致密油产业发展的技术对策。北美致密油规模勘探、效益开发有6方面经验值得借鉴:在成熟探区寻找新的效益勘探层系;加强"甜点区"经济评价,重点开发高收益"甜点区";通过重复压裂、立体压裂,最大限度提高致密油储量动用程度;优化钻完井技术,降低工程作业成本;采用商品套期保值措施确保公司长期持续盈利;加强不同资源综合开发利用,提升整体经济效益。中国陆相致密油有较好的资源基础,借鉴北美海相致密油勘探开发的成功经验,针对中国致密油储集层地质条件,提出4方面建议:评价致密油资源潜力,优选致密油勘探战略选区;选准"甜点区"、"甜点段",实现精准高效开发;采用先进致密油压裂改造技术实现经济效益开发;通过管理体制创新,推进致密油规模效益开发。

“进源找油”:论四川盆地非常规陆相大型页岩油气田

源岩油气规模快速发展,是中国能源结构转型的重要战略选项;陆相页岩油和气是中国源岩油气最具潜力的组成类型,是中国陆上未来"进源找油"最重要的突破对象。本文首次研判提出四川盆地侏罗系油和气发展,应尽快由常规构造-裂缝石油、致密灰岩与砂岩油向孔隙型页岩油气转变,重点阐述了大安寨段页岩油气4项新进展:①评价侏罗系4套富有机质页岩总生油量245×10^8t,石油总资源量172×10^8t,还有相当规模的天然气资源,既富油又富气,其中67%的油气资源集中在大安寨段;②大安寨段二亚段是侏罗系页岩油和气的"甜点段",黑色页岩厚度一般20~80m,TOC平均值大于2%,Ⅱ1~Ⅱ2型干酪根,Ro主体1.1%~1.4%,处于轻质油-凝析油气窗口,页岩储层孔隙度4%~6%,页理裂缝发育,脆性矿物含量一般在50%以上,压力系数1.2~1.8,滞留烃量多为100~200mg/g·TOC,油质较轻,地层埋深较浅,具备与北美页岩油气媲美的地质工程条件;③优选出页岩油气"甜点区"评价的3项核心参数(Ro、富有机质页岩厚度、埋藏深度),评价出大安寨段二亚段页岩油"甜点区"主要分布在盆地中北部地区,页岩厚度20~50m,面积约2×104km2;④提出了加快页岩油和气以水平井体积压裂为核心的风险勘探和开发试验、加强全层系资源评价、加速准备先导试验技术方案等建议,力争推动侏罗系孔隙型页岩油和气突破发现。四川盆地侏罗系陆相页岩油和气新认识,可能为真正开启侏罗系源岩油气"进源找油"、规模开发新征程提供重要的理论依据。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油地质特征与勘探潜力

准噶尔盆地二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一,是近海咸化湖盆混积岩沉积,具有丰富的致密油、页岩油资源,吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地东部典型富液态烃凹陷。基于页岩层系实际地质资料分析,发现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系发育上、下两个含油系统,具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的特征:(1)近海湖泊沉积环境,间歇性海水注入使湖泊生物群体死亡,利于有机质富集保存;细粒混积岩沉积为主,划分为6层2.5个三级沉积旋回;(2)烃源岩主要发育在芦草沟组第2段(P2l2)和第5段(P2l5),岩性主要为碳酸盐质泥岩和硅质泥岩,有机碳含量多大于4%,Ⅱ型干酪根为主,Ro介于0.6%~1.1%,处于生油窗口;(3)储层普遍较致密,岩性主要为碳酸盐岩、碳酸盐质砂岩、硅质砂岩,孔隙度主体介于6%~12%,空气渗透率小于0.1 m D,连通孔喉直径主体介于几十至几百纳米,以粒内孔、粒间溶蚀孔为主,含油饱和度多介于80%~90%,储油条件较好;(4)地层流体压力系统以常压—弱超压为主,原油密度平均为0.8971g/cm^3,50℃平均黏度为165.2m Pa·s,为低—中等热演化程度产物,地层条件下整体流动性较差。吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油资源丰富,经评价致密油技术可采资源量为0.91×10~8t,其中P_2l_1和P_2l_4是致密油"甜点段",致密油"甜点区"主要分布于凹陷中部;页岩油技术可采资源量为1.10×10~8t,其中P_2l_2和P_2l_5是页岩油"甜点段",页岩油"甜点区"也主要分布于凹陷中部。