致密岩油的研究进展、存在问题和发展趋势

致密岩油是我国石油勘探比较现实的接替领域。致密岩油研究的难点在于:致密化过程与不同级别孔隙对石油迁移的影响,石油可否发生明显运移;是否全部为连续性油气聚集。近年来,人们总结出国内致密岩油的主要地质特征,初步探索了致密岩油的形成分布、富集成藏特征,逐步建立了纳米级孔喉的观测技术。国外研究认为,致密岩层内的流体流动受控于优势孔隙—喉道的分布,中孔网络与有机质内的大孔相连,提高了致密岩层的渗透性;致密油在富集过程中也会发生明显的侧向运移;连续性油气聚集模型不能准确反映威利斯顿盆地和大绿河盆地的油气资源潜力。今后应关注:岩石致密化过程和微米—纳米级孔喉的形成分布、致密岩油的赋存状态和运移成藏机理、我国致密岩油的资源潜力评价指标等3个关键科学问题。

中国致密岩油气资源潜力及勘探方向

中国是世界上最早发现致密岩油的国家之一,1907年就在鄂尔多斯盆地延1井上三叠统发现了致密岩油,1989年又在该盆地石炭—二叠系发现了致密砂岩大气田——靖边气田。之后,在四川、准噶尔、松辽、渤海湾等多个盆地也相继发现了致密岩油气。中国致密岩油气具有多层系分布的特征,几乎在所有大中型盆地内均有发育,油气资源十分丰富,勘探开发潜力巨大,估算的中国致密岩油资源量为(280~300)×10~8 t、致密岩天然气资源量为(66~70)×10^(12) m^3。特别是近年来,中国致密岩油气的储量和产量较快增长。为此,在综合分析中国致密岩油气形成的地质条件、成藏条件、油气富集"甜点"的主要控制因素和指标、致密岩油气分布规律、油气资源潜力及面临挑战等的基础上,认为目前中国国内致密岩油气勘探开发技术已较为成熟,可作为中国非常规油气发展之首选。

中国非常规致密岩油气藏特征

致密岩油气是非常规油气资源的一种,在全球广泛分布,在中国分布也十分广泛,具有广阔的开发潜力,但目前我国对其的勘探程度还比较低。为此,研究并总结了中国致密岩(砂质岩、泥质岩、泥质灰岩等)油气的主要特征:具有特低的孔隙度、渗透率条件,致密岩与烃源岩多呈互层状,多时代、多层段叠置并大面积成藏,该类油气藏组合类型多样、以自生自储组合为主,具有多层、多点、全方位排烃和充注的特点,油、气、水关系复杂,常与泥页岩油气及煤层气共存。结论认为,在中国非常规油气资源类型中,致密岩油气资源潜力最大,而且致密岩油气比暗色泥页岩油气或煤层气开采技术难度相对要小,是我国当前和今后油气勘探开发最重要和现实的接替领域之一。

中国石炭—二叠系致密岩油气资源潜力分析

自1989年鄂尔多斯盆地靖边石炭系致密砂岩大气田发现开始,中国致密岩油气已有20多年的勘探历史。近年来,在鄂尔多斯、四川、准噶尔和塔里木等盆地中的志留系、石炭—二叠系、三叠系和白垩系等层位发现了致密砂岩油气田,进一步证明中国致密岩油气潜力巨大。研究认为,石炭—二叠系致密岩油气前景最大,从原型盆地沉积体系和含油气体系等方面,论述了其含油气前景和勘探方向。

基于氦气注入法的致密岩孔隙度测试

常规的氦气注入法对致密岩孔隙度的测试具有一定的局限性。为了提高致密岩孔隙度的测试效果,分析了氦气注入法的工作原理,对该方法进行了参数优化并进行了实验验证。实验结果表明:优化后的氦气注入法能有效提高致密岩孔隙度的测试效果,可使油水饱和度之和最大降低18.0%。因此,经过参数优化后,氦气注入法更适合致密岩孔隙度的测试。

海陆过渡相高黏土含量微孔致密岩屑砂岩储层特征

海陆过渡相地层中致密砂岩气、页岩气和煤层气的勘探开发前景十分广阔。过去的研究工作主要集中在海陆过渡相的页岩和煤层的地质和地球化学特征上,对其中的致密砂岩关注较少。以黔西地区海陆过渡相上二叠统龙潭组砂岩为例,利用薄片观察、压汞法、核磁共振实验等技术手段,综合分析龙潭组致密砂岩储层特征。龙潭组砂岩属于岩屑砂岩,典型储层特征包括砂体单层厚度薄,岩屑和黏土含量高,基本以微孔为主,孔喉结构复杂,孔隙度和渗透率非常低。与国内其他大规模开发的致密砂岩相比,龙潭组砂岩岩屑成分含量更高,孔喉结构更致密,致密砂岩气潜力比较有限。龙潭组砂岩与泥岩和煤层呈互层分布,致密砂岩气与页岩气和煤层气的合采方式是可行的,从而为海陆过渡相非常规气开发找到突破口。

低渗透致密岩性储层注水工艺技术研究

随着鄂尔多斯盆地石油资源的开发,为提高低渗透储层的采收率,开展对低渗透致密岩性储层的注水工艺技术的研究。通过对油套分注技术、空心集成分注技术、偏心分注技术等应用于低渗透致密岩性储层的注水技术的对比研究,结果认为桥式偏心注水技术和偏心注水技术是现阶段最有效的低渗透储层分层注水技术。在延长油田永宁采油厂的三口注水井组中应用桥式偏心注水以及偏心注水技术进行试验,均见到了增液、增油的效果。

图像分析法测定致密岩粒度分布的研究

介绍了致密岩粒度图像分析测定方法,包括国内外图像分析粒度测试技术现状、图像分析仪的组成结构及性能、图像分析的颗粒计算、样品的制备、样品测试实验、地质应用和结论等.致密岩是由固结的硅质胶结或重结晶的泥质胶质而成的碎屑岩,其解散相当困难,或者无法松解.要想了解岩石粒度分布情况,传统的筛析、沉降、光透法、激光法都无法进行检测,将样品制成薄片,利用图像分析技术进行检测是唯一的方法.因此,开展此项测试技术具有十分重要的意义.

鄂尔多斯盆地太原组致密灰岩天然气成藏地质特征与勘探潜力

2021年鄂尔多斯盆地榆探*H在太原组灰岩完钻喜获日产超50万m^(3)的高产工业气流,勘探取得重大突破,同时还有700余口探井在太原组灰岩见到明显的含气显示,展示了盆地太原组灰岩良好的潜力,对于重新认识盆地太原组灰岩勘探领域具有极其重大的地质意义。对该区烃源岩特征、沉积环境、储集特征及成藏组合等进行综合研究表明:(1)太原组灰岩为陆表海碳酸盐沉积,发育生屑滩、生物丘有利沉积相带,沉积大面积分布的生屑粉晶灰岩、藻黏结灰岩,经准同生期短暂的大气淡水淋滤后,可形成有利储层;(2)太原组灰岩发育多类型储集空间,溶孔、亚微米级及纳米级晶间微孔、微裂缝等叠置组合发育,构成立体网络储集空间,平面上,横山—靖边—志丹生屑粉晶灰岩储层发育,厚4~10 m,佳县—子洲—清涧地区藻黏结灰岩储层发育,厚2~6 m;(3)发育“三明治”成藏模式,灰岩储层夹在主力煤系烃源岩之间,生成的天然气通过断裂、裂缝进入灰岩储层聚集,形成岩性气藏,横山—靖边地区的生屑滩和子洲—清涧的生物丘是太原组灰岩有利勘探区,面积约为1.5万km 2,有望形成天然气增储上产的现实领域。

致密碎屑岩裸眼井测井系列适应性分析与优化

随着地质对象越来越复杂,资源品质越来越低,工程作业要求越来越高,“测量难、评价难”成为测井面临的突出问题。致密碎屑岩矿物组分复杂,孔隙度低,孔隙结构复杂,非均质性强,导致测井流体识别、孔隙结构与产能评价困难。此外由于自然产能低,需要测井为压裂改造提供岩石力学参数。通过对致密碎屑岩测井系列适应性分析,区域井(参数井)/预探井测井系列必测项目应包括双井径(方位)、自然伽马能谱、自然电位、双侧向-微球/双感应-八侧向电阻率、补偿声波、岩性密度、补偿中子、井斜方位、井温、元素扫描、微电阻率扫描成像、核磁共振(二维)和阵列声波测井项目。评价井测井系列在探井测井系列基础上,减去元素扫描、微电阻率扫描成像、核磁共振(二维)和阵列声波测井项目。水平井/大斜度井根据井况参照直井测井系列。

西沙群岛西科1井三亚组一段致密白云岩围岩矿物及稀土元素特征

西沙群岛西科1井致密白云岩具有低孔低渗特征,前人证实其是由填隙物与围岩2个相互独立的岩石矿物学端元组成,同时西沙群岛远离陆架,其内碳酸盐岩中的地球化学指标尤其稀土元素可以很好地指示古海洋和沉积环境。作者以致密白云岩围岩为研究对象,通过显微观察、SEM-EDS(场发射扫描电子显微镜-X射线能谱仪)、激光原位剥蚀技术分析其矿物及稀土元素特征。结果表明围岩中白云石以细晶白云石为主,包括自形、半自形及他形,孔隙细小,发育典型雾心亮边构造。稀土配分表现为LREE亏损、La正异常、Ce负异常、高Y/Ho值等典型海相碳酸盐岩稀土元素特征。此外Eu具有正异常,认为与来自海底的热液活动有关。

适合保护川西致密碎屑岩双重介质储层的钻井完井液体系

川西致密碎屑岩双重介质气藏具有纵向储集层多、多压力系统，砂体中含多种粘土矿物成份，水敏和硷敏严重；作为导流通道的裂缝压力敏感性强，给保护气层的钻井完井液的评价选择带来难度。针对这一特点，研究采用了钻井液滤饼质量特性评价方法，并结合钻井液体系的伤害评价，室内筛选保护气层的钻井完井液体系。通过对ＣａＣｌ２ —ＫＨｍ 、三磺和两性复合离子聚合物三种低ｐＨ 值、低滤失量的钻井液体系试验评选，确定了适合川西致密碎屑岩双重介质储层的钻井液———两性复合离子体系及其配方。评价试验中，为了消除多次围压的加载、卸载对裂缝岩心渗透率的影响，设计改进了仪器系统，以提高模拟评价结果的可靠程度。

基于FZI的致密砂岩渗流特征分析

为解决致密岩性油气藏储层非均质强渗流特征复杂,剩余油富集规律不清的问题,以靖边油田为例,运用Amaefule提出的流动分层指标法,建立流动单元分类标准图版,进而确定出流动单元类型。通过岩心归位建立孔、渗透率的解释模型,求取各井点FZI值,划分平面流动单元,采用单井劈分法研究剩余油的分布规律,分析流动单元类型与剩余油分布响应关系。结果表明致密岩性储层的渗流特征体现流动单元类型与剩余油的响应关系,流动单元类型与井网完善程度对剩余油分布均有明显控制作用,井网完善程度较低时,流动单元指数越高,单井的剩余储量越大,井网完善程度较高时,在流动单元的过渡区剩余油的储量较大。利用FZI流动分层指标法研究致密岩性储层的渗流特征,可以更加有效地指导开发剩余油。

川西某工区致密碎屑岩储层预测与流体识别

致密碎屑岩具有低孔低渗的特征,导致与围岩差异较小,利用常规地震反演方法进行储层预测与流体识别得到的结果精度较低。针对川西某工区致密碎屑岩储层采用波形指示反演方法和时频域联合反演方法开展储层预测与流体识别,形成从储层到流体到有利区评价的完整技术流程,实现致密碎屑岩储层高精度预测。

湖相致密复杂岩性地震识别技术

针对湖相复杂致密岩性地震预测难点多的特点,提出一种在高分辨率层序约束下利用贝叶斯统计方法识别致密岩性的思路。应用地震时频旋回技术和Wheeler变换与反变换技术建立三维高分辨率层序格架,划分沉积体系域。运用中观尺度测井数据开展岩石物理交会分析,利用实验室X-射线衍射数据(XRD)和等效介质模型进一步从微观尺度分析,最终确定拟声波阻抗和纵、横波速度比是区分岩性的敏感参数。在此基础上,开展高分辨率层序约束下的波阻抗及纵、横波速度比反演,而后利用反演属性进行贝叶斯统计,在井上岩性识别精度高的前提下,利用得到的条件概率分布预测空间岩性最佳分布,最后对岩性分类结果进行对比分析。实际应用证明,在高分辨率层序约束反演的基础上利用贝叶斯统计识别复杂致密岩性具有较高的吻合率,该项技术适用于湖相复杂致密岩性识别。

致密灰岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

开发低孔、低渗的致密灰岩储层需要进行大规模的水力压裂。致密灰岩的成岩过程、矿物组成以及岩石力学性质与致密砂岩等储层差异很大,在不同应力状态以及施工参数条件下水力裂缝扩展形态有待研究。采用真三轴水力压裂试验系统对致密灰岩露头展开压裂物模试验,研究地应力差、压裂液黏度、变排量、酸处理等多种因素对水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验结果表明：当水平地应力差在2~8 MPa之间时,水力裂缝易于沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络;压裂液黏度升高,会降低剪切滑移和滤失膨胀的可能性,从而降低裂缝的复杂程度;在走滑断层的应力状态下,即σ_H〉σ_V〉σ_h,容易形成水平缝,特别是当井眼方向沿着层理面时极易沿着层理起裂;变排量压裂可以激活更多的天然裂缝,有助于形成复杂的裂缝网络;酸液预处理裸眼井段能够显著降低破裂压力,随泡酸时间的增加,破裂压力下降幅度逐渐增大。研究成果为现场压裂施工提供参考。

Hoek-Brown准则在致密砂岩弹性参数测井解释中的应用

为了解决深层-频繁互层型致密砂岩、泥页岩地层弹性参数测井解释结果可靠性难以保证的问题,以致密砂岩和泥页岩试样为研究对象,分析了岩石应力-应变各阶段的特征及地层应力状态;基于Hoek-Brown准则提出了一种岩石弹性参数测井解释新方法,对该准则中GSI,a,s和mb进行了合理取值;对岩石弹性模量和泊松比进行了最终解释。研究发现,利用波速自洽确定的GSI值与岩石三轴强度具有较好的对应关系;mb和s与岩石三轴强度正相关,a与其负相关,可以利用s对mb进行定量表征(相关系数为0.884);岩石弹性模量及泊松比解释结果的平均相对误差分别为6.50%和5.55%,优于常规解释方法的平均相对误差8.44%和5.78%。研究表明,新方法不需要横波测井资料,岩石弹性模量与Hoek-Brown准则参数间具有指数相关性,岩石泊松比与弹性模量间具有线性相关性;同时,岩石纵波波速与Hoek-Brown准则的定义参数间亦具有较好的线性关系,可以利用纵波波速对弹性模量进行定量表征。

主成分分析法在致密碎屑岩储层有效裂缝识别中的应用

有效裂缝识别对致密碎屑岩储层的储渗能力评价及甜点区预测至关重要。沁水盆地南部地区上古生界发育海陆过渡相致密碎屑岩储层,由于经历了复杂的构造演化及沉积作用,其岩石极为致密。基于岩心裂缝观察及测井分析结果,利用主成分分析法对致密碎屑岩储层裂缝的有效性进行分析。结果表明,沁水盆地南部地区上古生界山西组碎屑岩储层有效裂缝较为发育,与喜马拉雅期强烈的地层抬升剥蚀密切相关,多为晚期裂缝;而全充填裂缝的开度较大,多为早期裂缝。对有效裂缝敏感性较强的6种测井参数进行主成分分析,发现主成分Y1和Y2的累积方差贡献率达88.55%;根据Y1和Y2值可以进行有效裂缝的识别,并取得了较好的应用效果。利用主成分分析法识别有效裂缝,可以起到降低维度及提取裂缝有效信息的目的。

川中下侏罗统致密灰岩储层裂缝的主控因素与发育规律

摘要天然裂缝是致密油储层重要的储集空间和主要的渗透通道，影响致密油气成藏、富集规律、单井产能及其开发效果。本文利用野外相似露头、岩心、薄片及成像测井资料，在研究四川盆地中部下侏罗统致密灰岩储层裂缝类型和发育特征的基础上，阐明了其裂缝分布的主控因素与发育规律。四川盆地中部下侏罗统致密灰岩储层普遍发育构造裂缝和成岩裂缝，其中以高角度构造剪切裂缝为主，大部分裂缝为有效裂缝。在同一区域应力场作用下，构造裂缝的分布主要受岩性、层厚及构造的控制。其中灰岩中裂缝最发育，随着泥质含量的增加，泥质灰岩、灰质泥岩和泥岩的裂缝密度依次降低。总体上，随着灰岩层厚的增加，裂缝间距增大，裂缝发育程度降低。大安寨致密灰岩储层可以分为4种组合模式，不同组合模式的裂缝发育程度存在明显的差异，其中单层厚度为4～8m的介壳灰岩与单层厚度小于5m的泥页岩互层是形成裂缝的有利条件。不同构造部位的裂缝分布亦存在差异，其中断裂带附近与背斜轴部和转折端等构造高部位是裂缝发育的有利区域。

致密碎屑岩储层裂缝和产能预测的单井建模——以XZ气田沙溪庙组为例

近年来 ,利用三维地震资料进行致密碎屑岩储层裂缝和产能的识别预测取得了一些进展 ,而这之中最重要也最基础的工作是单井裂缝和产能的建模工作。本文以 XZ气田沙溪庙组致密储层为例 ,详细介绍了综合运用岩芯资料、测井资料和录井资料进行裂缝和产能单井建模的方法 ,为利用三维地震资料建立裂缝和产能的灰色遗传过程识别预测模式打下了良好的基础。