中国东西部陆相页岩油地质特征差异性分析及其对富集规律影响——以胜利探区为例

以胜利探区为例,系统对比研究了中国东西部陆相湖盆页岩油地质特征差异性及其对富集规律的影响。济阳坳陷沙四段上亚段—沙三段下亚段在古地貌、古气候、古水体介质等因素共同控制下,富有机质纹层状碳酸盐页岩大规模分布,富有机质黏土纹层成烃与富碳酸盐纹层成储协同演化为游离烃规模富集提供了有利条件。准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组强裂陷作用导致强烈火山活动,在火山喷发物质与古气候共同影响下,富有机质纹层状含碱长英页岩相大规模分布,且成烃成储演化过程中形成较多的长英质矿物,并伴生大量的基质溶蚀孔和晶间孔,为页岩油富集奠定了重要基础。哈山地区在多期逆冲推覆过程中,准原地系统持续生烃、油多气少和相对较好的保存条件以及构造覆压、生烃增压作用产生的异常高压为页岩油高产提供了必要条件。准噶尔盆地东南缘(准东南)芦草沟组在海迹湖咸水环境下,受火山凝灰质与微生物作用影响,形成了富有机质纹层状页岩相夹贫有机质层状白云岩相的主要岩相组合类型。博格达山周缘山前构造带芦草沟组富有机质页岩均进入成熟演化阶段,胜利探区构造相对稳定区具备页岩油勘探前景。

四川盆地复兴地区侏罗系陆相页岩油可采储量评价方法

复兴地区位于涪陵区块北部,地处重庆境内,为低山—丘陵地貌,地面海拔300~600 m。构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带万州复向斜,复兴侏罗系属于陆相页岩油气藏,页岩具有“高黏土、多隔夹层、中—低有机质丰度、中高热演化”的特征,通过体积压裂方式改造储层,定压或定产生产、变换工作制度等多种手段调整生产动态,实现油井的短期高产或长期稳产,使得复兴页岩油的渗流特征变得异常复杂,增加了油井的动态分析和产能的预测难度。为此,针对复兴侏罗系下统凉高山组二段下亚段陆相页岩地质特点及生产动态特征,基于弹性产率法、传统产量递减法、现代产量递减法3种主要的产量计算方法,建立一套适用于复兴侏罗系凉高山组陆相页岩油可采储量的综合预测方法。实例分析表明:(1)该方法能够较好地拟合历史生产数据,推测压后裂缝及地层参数;(2)预测单井可采储量为2.1×10^(4)~2.3×10~4 t,与数值模拟方法预测的2.14×10^(4)t相比,平均误差仅为1.96%;(3)单一的可采储量计算方法存在一定的局限性,该方法进一步提高了可采储量的预测精度。结论认为,构建的复兴陆相页岩油可采储量综合预测方法体系,对不同开发阶段、不同生产制度下的可采储量拟合及预测具备不同的适应性,能够较为系统、快速、准确地评价油井产能,也为同类型油藏可采储量预测与评价提供了一种新的思路与借鉴。

陆相页岩油藏三维空间应力场动态演化规律

砂页互层是中国陆相页岩油藏的一个显著地质特征。由于不同层内的孔渗和力学性质差异巨大,二维模型无法为页岩油藏开发提供准确的指导。本文针对中国陆相页岩油储层纵向多砂页互层特点,建立多压裂水平井三维流固耦合数学模型,并分别考虑地层非均质引起不同层内的应力敏感效应,通过数值模拟研究页岩油储层内单井和多井生产过程中的应力场演化规律。结果表明,当已钻井需要关井进行重复压裂时,重复压裂的位置应当选择水平井筒中部位置,重复压裂最优井段的长度也与生产时间有关,生产时间越长,最优复压井段越短;当以储层的总体开发效率为目标时,应当在不同小层内进行井位设计,如此可以在避免井间干扰的情况下减小井距,增大储层整体动用程度;在进行空间布井的时候也要考虑不同层内的井在水平面上具有一定井间距(大于300 m),且不同层内的井间距不同,如此才能使得页岩油藏达到较好的整体开发效果。本文建立模型可为页岩油立体布井、加密井及重复压裂提供技术支持。

复兴陆相页岩油生产特征及产能影响因素

针对复兴地区凉高山组陆相页岩油藏含有中总有机碳(TOC)、高脆性矿物含量、低孔、中含油等地质特点,通过系统分析南北向斜地质条件的差异,结合7口先导试验井的试采数据基础,总结了该区页岩油井的生产特征,采用弹性产率、物质平衡、产量递减、数值模拟多方法综合预测了可采储量,评价了效益开发可行性。通过层次分析法,明确了南北向斜产能差异的主控因素,进而为该区下一步制定开发技术政策,整体效益开发提供了指导依据。研究结果表明:北向斜各项地质参数总体优于南向斜,7口试采井弹性产率随累产增加而增加,随产量递减整体缓慢,气油比及含水率总体稳定,北向斜相较于南向斜试采井具有投产压力高、压力保持水平高、含水率低的特点,北向斜试采井目前已达到效益开发条件,南北向斜产能的主控因素为小层穿行、脆性矿物含量及地层压力系数。

我国陆相页岩油效益开发对策与思考

近年来,我国页岩油勘探开发不断取得新进展,正在成为原油增储上产的重要接替资源。面对页岩油勘探开发“前期投入高、技术难度高、开采成本高”三大特点,美国依托科技进步、市场体系和政府监管的创新与突破实现页岩油商业化开发的经验,对推动我国页岩油规模效益开发具有现实的参考价值。针对我国陆相沉积特点,剖析了制约陆相页岩油效益开发的“储层非均质性、储层埋深、核心技术、管理方式、规范标准”五大因素,揭示了陆相页岩油富集理论和配套的勘探开发关键技术,在推广应用中面临的适应性和经济性挑战,从技术进步、精益管理、政策扶持三方面,提出了加大基础理论研究、加强关键技术针对性攻关、探索效益建产模式、深化地质—工程—经济一体化、加强投资管理和过程管理、推进数字化转型和项目管理、重视页岩油开发利用的附加值、建立政策支撑体系和融资保障体系等提升页岩油开发效益的11项应对策略。通过构建具有陆相页岩油特色的效益开发模式,推动页岩油规模效益开发。

中国陆相页岩油开采潜力探讨

根据地质勘查发现,中国的页岩油资源具有巨大的开采潜力,积极有效地对页岩油资源进行开采,可推动我国能源结构朝着更加良好的方向发展。基于此,文章对中国陆相页岩油的类型、开采潜力及前景进行分析,从页岩油类型、页岩油潜力及页岩油前景三个方面进行了探讨,指出了陆相页岩油在开采过程中的资源不确定性风险、技术适应性风险和成本风险等问题及在页岩油发展过程中的风险对策。

复兴区块陆相页岩油水平井降摩减阻技术

复兴区块陆相页岩油水平井摩阻异常高,导致成井困难,为了揭示复兴区块水平井摩阻异常发生的原因,文中开展了岩石力学及钻井液性能分析等相关实验,对比分析了陆相页岩与海相页岩地质特征差异。通过建立考虑岩屑床、钻井液液柱压力与地层孔隙压力差的管柱力学模型,研究了岩屑床和压差对摩阻的影响规律。研究结果表明,陆相页岩微裂缝发育、压力传递速度快、钻井液液柱压力与地层孔隙压力的差值大、钻井液低密度固含超标而引发的管柱与地层之间的压差黏附过大是导致摩阻异常高的根本原因。制定了钻井液性能调控、低密度固含控制、减小压差等降摩减阻工程措施并进行了现场先导试验,水平段摩阻得到极大改善。研究结果为解决四川盆地陆相页岩水平段摩阻异常高这一工程难题提供了参考。

苏北陆相页岩油储层井壁稳定性能评价

为解决苏北陆相页岩油储层钻进过程中卡钻频发、成井难度大等技术难题,开展了地质特征和室内实验评价分析,结果表明苏北陆相阜宁组二段泥页岩黏土矿物含量高,以伊/蒙混层为主,具有一定的水化分散性能,并具有明显的双亲性润湿特征。阜宁组二段泥页岩层理性强,钻井液滤液在压差和自吸作用下沿地层微裂隙侵入地层,引起泥页岩的局部水化,产生水化膨胀压,导致大量微裂缝延伸扩展,岩石整体性破坏,力学参数显著劣化,致使井壁失稳。据此针对性地制定了强化抑制+高效封堵+润湿反转的井壁稳定控制技术对策,达到外防水侵、内控膨胀的井壁稳定效果,可为后期陆相页岩油气水平井施工提供参考和借鉴。

陆相页岩油评价方法应用现状与下步改进方向

陆相页岩油是指在陆地环境中形成的含油页岩,其储层评价是指对这种页岩的油气储层性质进行评估分析的过程。通过对陆相页岩油储层评价中以更好地理解和评估陆相页岩油储层的含油性质。本文通过对陆相页岩油评价方法的概述,总结了其在评价过程中所取得的成果;分析介绍了陆相页岩油评价方法应用的现状,包括地震勘探、地层分析、岩石力学等方面的进展;提出了陆相页岩油评价方法应用的改进方向,对进一步改进陆相页岩油评价方法及应用有一定的借鉴价值。

陆相页岩油可动烃富集因素与古龙页岩油勘探潜力评价

通过对中国主要中高熟页岩油探区的地质特征和生产实践分析,结合分析化验结果,提出陆相页岩油能否投入规模开发需要兼备3个条件:初始产量有经济性、单井累计采油量有经济性与经试采证实的可动用储量有规模,明确了可动烃数量与品质是决定页岩油能否经济开发的关键,也是页岩油富集区/段评价需要关注的重点。研究提出可动烃富集评价指标包括:(1)形成滞留烃的物质基础,以TOC>2%为必要条件,3%~4%最好,母质类型为Ⅰ—Ⅱ1型;(2)滞留烃流动性,与烃组分构成及其中轻/重烃组分流动特征密切相关,可从热成熟度(R_(o))、气油比(GOR)、原油密度、烃组分构成品质、保存条件等方面评价;(3)工程关联要素,包括孔喉主分布区、储集物性(含裂缝)、页理特征与成岩阶段。据此建立3类13项评价指标及参考值,评价认为古龙页岩油轻质油带可动烃富集条件最有利,其次为稀油带和黑油带,其中R_(o)>1.2%、压力系数大于1.4、有效孔隙度大于6%、原油密度小于0.82 g/cm^(3)与GOR>100m^(3)/m^(3)的轻质油资源量20.8×10^(8)t。古龙页岩油可依据页岩油流动特征,按资源甜点、工程甜点和致密油型甜点分类勘探开发,是中国最具希望实现规模突破和建产的陆相页岩油分布区。

中国陆相页岩油勘探理论与技术进展

陆相页岩油是一个全新领域,近期的勘探实践已在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地等不同页岩层系取得了重要进展,截止2022年底,页岩油探明、控制、预测三级地质储量达44亿t,2022年产量达318万t。页岩油勘探理论和技术也取得了一系列进展,创新了有机母质类型分析与有机质生排烃实验、储层表征技术、页岩油赋存状态与含油性分析、保压取心与现场测试等页岩实验测试分析技术,基本上能满足页岩油相关实验测试要求;在细粒沉积与有机质富集机理、陆相页岩纹层结构与组合类型、储层孔缝结构与储集性、页岩油富集机理取得了一系列新的认识,指导了重点地区选区选带评价研究。研发了烃源岩品质测井评价、储层品质测井评价、工程品质测井评价、岩石物理敏感参数分析和定量预测、多任务学习储层参数预测、各向异性地应力预测、水平井地震地质导向评价、富集层(甜点)综合评价等技术,并推广应用,在页岩油储量提交、甜点区优选、水平井部署、随钻导向预警和钻完井工程改造方面提供了重要且面向全周期的技术支撑。但陆相页岩油规模勘探与效益开发目前还面临诸多挑战,必须建立全新的研究内容与研究重点,特别需要把研究精度升级并要加强微观研究,加强固/液/气多相多场耦合流动机理研究,加强多学科交叉研究等,以建立页岩油成藏新学科。

陆相页岩油储层孔隙结构表征和渗流规律研究进展及展望

目前中国在陆相页岩油勘探开发过程中遇到了诸多难题和挑战。陆相页岩油储层孔隙结构复杂和渗流能力差极大地影响页岩油可动性,是制约陆相页岩油高效开发的突出问题。针对页岩开发面临的突出问题,简要介绍了国内外学者对页岩油储层孔隙结构表征和页岩油渗流规律研究方法和技术手段的现状、存在问题及今后的发展趋势。研究表明:多尺度、精细且连续表征是对陆相页岩油储层孔隙结构表征的关键;建立行业统一孔隙结构表征技术和分类评价标准是陆相页岩油有效开发的地质依据;多物理模型和实验手段相结合是陆相页岩油渗流表征的基础;加强数值模拟和物理模拟及室内实验结合是陆相页岩油渗流机理研究的主攻方向。这为突破陆相页岩油开发瓶颈提供了重要的指导思想,对实现陆相页岩油储层的高效开发具有重要意义。

中国陆相页岩油类型、勘探开发现状与发展趋势

通过对国内外页岩油分类现状的综合分析和中美页岩油勘探开发历程、储产量现状、水平井产量特征的对比,分析了中美页岩油地质条件、资源质量、可开采性、经济性及规模性差异,提出用“地名+页岩油”或“地名+地层单位+页岩油”定义我国陆相页岩油区带,在此基础上,进一步按两个层次划分,首先根据砂地比(源储比)或沉积相带划分为致密油型页岩油、过渡型页岩油、纯正型页岩油,然后针对纯正型页岩油,根据热成熟度或油品性质,划分中高熟、中低熟类型,或者轻质油区、稀油区、重油区、稠油区等。针对中高熟陆相页岩油,在2025年以前,应集中攻关中高熟高压区页岩油富集区/段评价,做好试采工作,攻关最佳开采技术,最大限度降低成本,提高单井初始产量和累计采出量,预计全国页岩油年产量达到(600~1000)×104t;2025—2035年,进一步升级和优化技术,降低成本,全国页岩油年产量力争达到(1200~1500)×104t,成为我国原油年产2×108t的重要补充。针对中低熟页岩油,现阶段做好鄂尔多斯盆地长73亚段部署页岩油原位转化先导试验,力争2030年前后实现关键装备与核心技术国产化,进入规模商业开发阶段,年产原油能达到千万吨级规模。

沧东凹陷陆相页岩油各向异性岩石力学关键参数确定方法

沧东凹陷孔二段(Ek2段)陆相页岩油目前已进入效益开发先导试验阶段,为实现规模效益开发,全面采用水平井钻完井和大型体积压裂技术,准确的岩石力学参数评价对沧东凹陷Ek2段陆相页岩油压裂改造至关重要。通过对比发现,水平井的声波速度与垂直井存在明显差异,均质各向同性岩石力学参数计算方法在水平井中应用受限。为寻找适合Ek2段陆相页岩油的岩石力学参数计算方法,设计了一套页岩油各向异性岩石力学参数测量方案,测量结果显示Ek2段陆相页岩油具有非常强的声波各向异性。分析发现,纹层发育是Ek2段陆相页岩油整体呈现强声波各向异性的主要原因,压力、岩性、有机碳对声波各向异性影响明显,物性对声波各向异性有一定影响,含油性对声波各向异性影响不明显。在岩心分析基础上建立Ek2段陆相页岩油声波各向异性表征方法和动静态岩石力学参数表征方法,该方法可为页岩油水平井压裂改造提供准确的岩石力学参数,在实际应用中取得良好的应用效果。

中国陆相页岩油分类及其意义

中国陆相页岩油资源潜力巨大,是中国常规油气的重要战略接替资源。然而,陆相页岩油研究基础薄弱、成因和富集机理不清、“甜点”评价难度较大且标准不一,严重制约着这些资源的开发利用。基于前人研究成果,立足于勘探开发实际,建立了一套简化的陆相页岩油分类评价标准。依据页岩油储集岩石类型和赋存空间,将其分为夹层型、裂缝型和纯页岩型,重点讨论了纯页岩型页岩油。依据纯页岩型页岩油的沉积构造,将其划分为纹层状、层状和块状页岩油。划分方案中未将岩石颗粒粒径作为划分页岩油类型的参数,但保留了传统矿物三端元大类及混合类,去除了进一步细分的亚类。同时,用岩石热解滞留烃含量(S_(1))代替了有机质丰度和成熟度指标,将页岩油划分为低含油、中等含油和高含油3类。另外,将地层压力系数小于0.8划分为异常低压、0.8~1.2划分为正常压力、大于1.2划分为异常高压,原油黏度不参与页岩油类型划分。依据研究划分方案给出了陆相页岩油一类、二类和三类甜点的定义,并分析讨论了中国典型陆相盆地代表性页岩油地层。期望利用该页岩油分类方案,进一步明确陆相页岩油甜点评价标准、认识甜点岩石类型、预测甜点分布特征以及更加准确计算页岩油资源量,从而简化实际勘探开发工作流程进而起到更好指导生产的作用。

中国典型盆地陆相页岩油组分评价及意义

页岩油组分是揭示页岩油富集机制的基础,也是研究页岩孔隙内油-水-岩相互作用必不可少的参数。选择松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段纯页岩型页岩油、渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组四段纯上次亚段过渡型页岩油和鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段纯页岩型页岩油作为研究对象,利用保压取心、常规取心、页岩层段产出油及高压釜热模拟产物,开展全烃色谱、热解气相色谱等实验,进行不同成熟度和不同类型页岩油组分系统评价。总结获取页岩油组分的方法,对比不同方法评价结果,讨论页岩残留烃组分的控制因素,提出页岩油组分评价方案。明确了产出油组分、热释烃组分、抽提物组分和热模拟产物组分间的差异以及上述评价方法的局限,解释了高有机碳丰度层段高含油率原因,高有机碳丰度层段代表高含油率,但不一定代表页岩油可动比例高。页岩热演化程度直接控制页岩油组分,有机质丰度和孔隙结构对页岩残留烃组分有一定影响。在页岩含油率评价、流体赋存特征以及页岩油富集机制研究时需考虑烃类散失,尤其是中-高成熟页岩。不同成熟度页岩油的组分评价为揭示页岩纳米孔内流体赋存特征提供新的方法。

陆相页岩油规模效益建产探索与实践

陆相页岩油构造复杂,甜点分布不均,水平段打长难度大,单井产量低,开发效益较差等现实情况,已对企业效益、国家能源安全构成挑战。因此,如何实现陆相页岩油效益建产,促进油田企业降本增效,保障国家能源安全成为本研究的重点。研究以大港沧东凹陷孔二段效益开发为例,总结陆相页岩油规模效益建产探索与实践中的问题,形成了资源评价、甜点分布、水平段钻井压裂以及组织模式优化等现实做法。该成果使沧东凹陷孔二段陆相页岩油为有效实现规模效益开发,有力推进规模建产目标完成提供支撑,为同类油藏开发提供借鉴。

吉木萨尔凹陷陆相页岩油储层测井定量解释

以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组陆相页岩油为研究对象,采用岩芯刻度测井和数据挖掘两种方法,分上、下甜点分别建立物性、含油性、微观孔隙结构及岩石力学等参数的测井定量解释模型,在矿场应用中储层评价精度得到大幅度提高,均达到85%以上。特别是多条曲线反演的渗透率模型,数据挖掘方法优选出3条测井曲线,既反映了绝对孔隙性对渗透率的贡献,又考虑了微观孔隙结构改造对渗透率的制约,用自然伽马和声波时差曲线分别表征泥质含量和压实胶结作用对渗流路径及渗流阻力的影响,相较于单因素模型,其计算精度提高了25.6%。另外,由于井眼环境、孔隙流体的重力分异以及地层在不同方向上的各向异性,水平井与直井测井曲线存在一定的偏差,基于直井测井曲线响应特征与岩芯分析资料建立的解释模型不能直接应用于水平井的储层评价。针对以上难题,建立两种测量方式测井曲线的转换图版和公式,在测井曲线转换的基础上,可以对水平段的储层进行定量解释。

陆相页岩油富集机理探讨

通过对中国陆相湖盆富有机质页岩形成的构造和沉积环境分析,明确不同湖盆类型陆相优质烃源岩发育条件存在巨大差异性,淡水湖盆形成的泥页岩层系以长英质-黏土质页岩为主要岩相,松辽盆地上白垩统青一段和鄂尔多斯盆地三叠系长7段为典型代表;而咸水湖盆陆相页岩以富碳酸盐-蒸发岩类岩相为主,济阳坳陷古近系沙河街组是典型的实例。中国陆相页岩层系具有互层/夹层、混积页岩和黏土质页岩等3种主要岩相组合类型,它们控制了陆相富有机质泥页岩的源-储耦合特征、烃类差异演化和流体性质多样性。互层/夹层型页岩源-储分离、近源运移;混积页岩宏观上源-储一体,微观上源-储分离;黏土质页岩源-储一体,整体含油。多重证据揭示,无机孔是中-低成熟陆相页岩油最有利的储集空间类型,它们与多类型、多级次微裂缝耦合形成有效的孔缝网络系统,自封闭作用有利于页岩油气原位或近源保存。在典型盆地陆相页岩层系对比分析的基础上,提出良好的源-储耦合关系、适宜的热演化程度和自封闭性是陆相页岩油富集的主控因素,初步建立了中国陆相页岩油差异富集模式。断陷湖盆陆相页岩油勘探应重视缓坡带中-低成熟纹层状页岩和深洼区中-高成熟富黏土质页岩层系,而互层/夹层型和中-高成熟黏土质页岩是坳陷湖盆陆相页岩油突破的关键。

陆相页岩油开发技术进展及规模效益开发对策思考

中国陆相页岩油资源丰富,2022年产量达到340×10^(4) t,初步实现页岩油工业开发的起步。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油类型更多、埋藏更深、微纳米尺度孔隙更为发育、物性条件差、开发机制与规律更为复杂,人工改造难度更大、成本更高等,使其有效规模开发面临更大的挑战。通过较为系统地总结近年来中国不同类型陆相页岩油开发理论、主体技术方面取得的重要进展,阐述各类页岩油主要开采机制、初步形成的技术体系/开发方式和实践效果,深入分析规模有效开发特别是提高采收率方面存在的问题和挑战,提出大幅提高陆相页岩油开采规模与效益的思路对策。建议通过对中国页岩油资源的分类分级评价,明确各页岩油藏经人工改造所能形成的可采储量潜力规模、接替途径及可持续性;深入揭示不同类型页岩油储层结构、岩性特征、赋存状态和流动机制,攻关创建更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术,特别是研发和优化储层改造方式提高有效缝网波及体积、追求储量动用/可采程度最大化;加快平台/区块立体开发工业性试验,升级形成可规模推广的效益开采模式和配套技术体系,建立块间接替、整体优化动用的规模开发方式;加快早期补充地层能量攻关试验、形成多介质大幅度提高页岩油采收率技术并尽早应用;推进全生命周期、地质-工程一体化、工程市场化等管理模式创新和智能化技术应用,大幅提高开采效益,推动实现页岩油大规模效益开发和高质量发展。