页岩油储层核磁共振T_(1)-T_(2)谱响应特征及应用——以松辽盆地古龙凹陷青山口组为例

为明确松辽盆地古龙凹陷页岩油储层二维核磁共振响应特征,测试分析不同状态页岩T_(1)-T_(2)谱,结合孔隙流体动态响应特征建立T_(1)-T_(2)谱识别图版,并构建页岩孔隙油、水T_(1)-T_(2)谱信号幅度标线方程,计算不同状态页岩孔隙流体含量,探讨原位状态下不同孔隙流体含量主控因素。结果表明:古龙凹陷页岩油储层T_(1)-T_(2)谱可分为7个区域,能有效区分各种孔隙流体分布;页岩储层孔隙流体以毛细管束缚水为主,原始状态下,平均为20.95 mg/g,总油量相对较高,与常规热解油量具有良好相关关系,平均为9.67 mg/g;页岩油以束缚油为主,其次为吸附油,可动油较少,其中可动油最易散失,束缚油次之,吸附油和毛细管束缚水散失较少;原位状态下,页岩含油量主要受有机碳、黏土矿物和成熟度控制,总有机碳与黏土矿物质量分数越高,成熟度越大,含油性越好,吸附油随成熟度增大而逐渐降低。

松辽盆地松南油页岩JFD5井上白垩统青山口组一段油页岩品质特征

本文以松辽盆地松南油页岩JFD5井为讨论对象,通过岩心观察、样品测试等手段对上白垩统青山口组1段油页岩进行评价。研究分析表明:JFD5井油页岩主要赋存于青山口组1段下部,青山口组一段矿层有①、②、⑥号矿层,其中①号矿层埋深在459.55~465.35 m,厚度5.80 m,平均含油率5.4%,最高含油率为11.4%。②号矿层埋深在470.15~475.65 m,厚度5.50 m,平均含油率7.5%,最高含油率为11.7%。⑥号矿层埋深在449~452 m,厚度3.00 m,平均含油率4.8%,最高含油量5.8%,青山口组①、②、⑥号矿层为原位开采的首选层位;属于特低硫低硫油页岩,油页岩岩段主要由含油率与小体积质量和灰分及挥发分显示一定的负相关性质,以及总有机碳含量的TOC呈明显的正相关性质,这可作为油页岩质量的评价及替代指标。

松科1井南孔白垩系青山口组一段沉积序列精细描述：岩石地层、沉积相与旋回地层

中国白垩纪大陆科学钻探松科1井南孔连续取青山口组一段岩心81.41m,收获率为100%。青一段沉积时期应与土仑阶对应。通过对松科1井南孔青一段岩心的精细描述,揭示其岩性-岩相-旋回的沉积序列及其过程。青一段识别出6种岩石类型(泥岩、白云岩、泥灰岩、重结晶灰岩、介形虫灰岩和火山灰)。相类型为深湖亚相以及白云岩沉积、泥灰岩沉积、灰岩沉积、深湖浊流沉积、火山灰沉积和深湖静水泥沉积共6种沉积微相。青一段中可识别的米级旋回(六级旋回)有4种类型,可划分出81个米级旋回。这些米级旋回叠加成25个五级旋回、6个四级旋回,识别出1个三级旋回界面。对青山口组一段暗色泥岩、白云岩、火山灰等特殊事件层的精细刻画对于松辽盆地的缺氧事件、烃源岩、湖海沟通事件研究具有重要意义。

松科1井南孔白垩系青山口组二、三段沉积序列精细描述:岩石地层、沉积相与旋回地层

中国白垩纪大陆科学钻探松科1井南孔连续取青山口组二、三段岩心长415.61m,岩心收获率为100%。青二、三段沉积时期应与康尼亚克阶对应。通过对松科1井南孔青二、三段岩心的精细描述,揭示其岩性-岩相-旋回的沉积序列及其过程。青二、三段识别出12种岩石类型。相类型为深湖亚相的白云岩沉积、泥灰岩沉积、灰岩沉积、油页岩沉积、半深湖浊流沉积、火山灰沉积、震积岩、半深湖静水泥沉积和浅湖亚相的浅湖静水泥质沉积、浅湖浊流沉积,共2种亚相10种微相。青二、三段中可识别的米级旋回(六级旋回)有6种类型,可划分出422个米级旋回,这些米级旋回叠加成130个五级旋回、21个四级旋回和1个三级旋回。对青二、三段暗色泥岩、震积岩、白云岩、火山灰等特殊事件层的精细刻画对于松辽盆地烃源岩和湖相事件沉积研究具有重要意义。

松辽盆地“松科1井”南孔青山口组泥岩岩相研究

松辽盆地"松科1井"南孔青山口组岩心主要由一套灰色和黑色的泥岩组成。通过对其详细的观察与描述,在总结了青山口组颜色、岩性、沉积构造、碎裂样式等方面的特征,并对其全面认识的基础上,进行了系统的岩相划分,得到了6种岩相:绿色块状层理泥岩相、绿色水平层理泥岩相、棕色块状层理泥岩相、灰色水平层理泥岩相、黑色水平层理泥岩相、橄榄色块状层理泥岩相。基于岩相在垂向上的变化与组合,将青山口组岩心分为6个层段。

松辽盆地中央凹陷区1000 m以深青山口组油页岩品质特征分析——以吉宁地1井为例

吉宁地1井位于松辽盆地中央凹陷扶新隆起带,通过钻探取样、岩心测试分析得出,青山口组共发育4层油页岩矿层,埋深范围1299.90~1424.00 m,矿体最大厚度2.2 m,最小厚度1.0 m,累计厚度5.6 m,最低含油率3.5%,最高含油率5.2%,平均含油率4.16%,属于低等品质油页岩;有机碳质量分数在3.33%~7.86%之间,平均值为5.44%;H/C(原子比)介于1.38~1.76之间,平均为1.57,O/C(原子比)介于0.10~0.14之间,平均为0.12。有机质类型以I型为主,岩石热解峰温T max范围440~448℃,平均值为446℃,烃源岩达到成熟阶段,岩石热解生烃潜量(S 1+S 2)范围34.15~61.72 mg/g,属于好-中等烃源岩类型;发热量范围2574.87~3952.93(kJ/kg),平均值为3134.0 kJ/kg;全硫质量分数范围为0.64%~2.14%,平均为1.23%,属于特低硫-中硫油页岩;灰分产率介于84.61%~88.21%,平均值为86.84%,属于高灰分油页岩。

松辽盆地青山口组震积岩的特征、成因及其构造-火山事件

中国大陆科学钻探松科1井南孔青山口组二、三段岩心中发育有4段深水震积岩,赋存在青二段底部到青三段底部的深湖砂岩薄夹层中。标志性震积构造有阶梯状断层、震裂缝、角砾状构造、重荷构造、砂球-砂枕构造(假结核)、液化扭曲变形构造、肠状构造、液化砂岩脉、假泥裂,均属同生-准同生期的软沉积变形构造,缺少震浊积岩表明是原地震积岩。青山口组震积岩展示了震积岩的一个发育模式和沉积序列,该序列由地震作用强烈时期发育的液化变形下部单元和地震作用衰减时期发育的塑性变形上部单元构成。松科1井南孔青山口组中火山物质与火山灰夹层共生。在金6井、金65井相当层位有橄榄粗安岩、火山角砾岩发育,乾124井、乾109井有玄武岩发育,这些井均位于孙吴-双辽超壳断裂一线,表明在青山口期有构造-火山事件的发生,震积岩是构造-火山事件引发的地震在深水环境中的记录。松辽盆地青山口期有构造-火山事件的发生,显示坳陷阶段也存在相当规模的断裂活动和火山喷发。

松辽盆地东南隆起区吉扶地3井上白垩统青山口组一段油页岩品质特征

本文以松辽盆地东南隆起区吉扶地3井为研究对象,通过岩心观察、样品测试等手段对上白垩统青山口组1段油页岩进行评价。研究分析表明:JFD3井油页岩主要赋存于青山口组一段下部,共有2个矿层,(1)号矿层厚度5.50 m,平均含油率4.5%,最高含油率为6.2%。(2)号矿层厚度4.80 m,平均含油率5.50%,最高含油率为15.90%。青山口组(1)、(2)号矿层为原位开采的首选层位;属于特低硫—低硫油页岩,油页岩岩段主要由含油率与小体积质量和灰分及挥发分显示一定的负相关性,以及总有机碳含量的TOC呈明显的正相关性,这可作为油页岩质量的评价替代指标。

松辽盆地南部青山口组一段页岩油富集地质特征及资源潜力

松辽盆地南部长岭凹陷青一段发育一套优质的半深湖—深湖相暗色页岩,沉积厚度大,分布稳定.页岩层系内存在大量滞留烃,具有可观的页岩油资源潜力.利用大量录井、测井、试油、岩心及分析测试资料,对青一段页岩滞留烃含量及分布、岩相组合、储集空间、矿物组成等富集主控因素进行了全面分析.结果表明,青一段页岩中滞留烃性质以中—轻质油为主,流动性好,在纵向上主要富集在1800~2500 m范围内.青一段页岩可划分为层理型、纹层型、互层型3种岩相类型,其中层理型和纹层型滞留烃含量高,TOC主体大于1.5%,有机质类型以I、II_(1)型为主,热解S1主体大于2×10^(-3),孔隙度大于5.5%,孔径以介孔-宏孔为主,脆性矿物含量大于50%,可压性好,是主要的页岩油富集模式.通过富集主控因素叠合及有利岩相评价,优选乾安富集区部署实施吉页油1HF井,经压裂测试获得16.4 m^(3)/d的高产页岩油流.采用热解S1法初步估算长岭凹陷青一段页岩油资源量为35×10^(8)t,证实了松辽盆地南部具有可观的页岩油资源潜力.

基于井震联合反演方法的泥页岩有机碳质量分数预测及应用

针对含油气泥页岩有机非均质性强的特点,以松辽盆地南部小城子地区青山口组为例,提出利用井震联合反演方法预测有机碳质量分数的空间分布.该方法首先基于改进的Δlg R模型确定井剖面上有机碳质量分数的变化,分析有机碳质量分数与纵波阻抗的相关性;然后根据测井评价和稀疏脉冲约束波阻抗反演数据分别求取垂向和水平变差函数;最后利用井震联合反演得到高分辨率有机碳质量分数数据体.结果表明,该方法可以有效预测青山口组有机碳质量分数空间分布,后验井检验反演结果与测井评价有机碳质量分数符合率达82.7%;参照页岩油资源分级评价标准,研究区青山口组页岩油主要富集于青一段,区域上分布在西部和城10井区.该方法为少井或勘探初期地区泥页岩有机碳质量分数的空间分布预测提供新思路,对页岩油勘探开发具有指导意义.