四川盆地龙马溪组与大安寨段页岩储层特征对比研究:海相与湖相的差异分析

储集特征是湖相页岩研究的重点及难点。为了对比分析海相、陆相页岩储层差异,为下阶段湖相页岩的勘探开发提供理论依据及借鉴,对川东南龙马溪组一亚段页岩及川北地区大安寨二亚段湖相页岩开展有机地化实验、全岩X射线衍射、氩离子抛光扫描电镜、低温氮气吸附等实验,对比分析了湖相、海相页岩有机地化、储层特征参数、孔隙结构及主控因素等的差异。结果表明:与龙马溪组页岩相比,湖相大安寨段页岩有机质含量较低,有机质干酪根类型以Ⅱ型为主,少量Ⅲ型,处于高-过成熟阶段;矿物组成上具有更低的硅质矿物与更高的黏土矿物含量;黏土矿物类型以伊利石及伊/蒙混层为主,介壳化石造成钙质成分较高;孔隙组成上龙马溪组以有机孔发育为主,大安寨段以黏土矿物间孔发育为主,占孔隙的70%以上,有机孔次之;微裂缝主要为黏土层间缝及矿物边缘缝,孔径分布以2~50 nm的介孔为主,在4 nm及20 nm两个区间形成“双峰态”。大安寨段湖相页岩优势储集空间主要受控于黏土矿物含量成分及有机质含量。有机质与黏土矿物组成的有效空间耦合为油气黏土间孔赋存提供了良好条件。湖相页岩纹层发育带具有高孔隙度、高TOC、高含气性及微裂缝发育的特点,有利于压裂造缝,是优质储层发育层段。

川中龙岗地区下侏罗统自流井组大安寨段湖相混合沉积及其致密油勘探意义

下侏罗统自流井组大安寨段是川中地区的主力产油层之一,通常认为储集体为高能介壳滩相的"纯"灰岩。本文基于露头、岩芯、薄片、扫描电镜等观察,认为川中龙岗地区自流井组大安寨段为一套典型的湖相混合沉积,包括狭义的混积岩和广义的混合层系。狭义混积岩成分以碳酸盐为主,由碳酸盐、陆源碎屑和泥质以不同比例混积而成,包括含砂泥质介壳灰岩、含泥砂质介壳灰岩、含介壳含泥钙质砂岩、含介壳含砂钙质泥页岩等岩石类型。广义混合层系主要为介壳灰岩、泥页岩、砂岩与狭义混积岩等构成的互为夹层或近等厚互层。混合沉积类型主要有间断混合、原地混合和相混合3种,分别受控于风暴作用、水动力条件和优势相。由于后期强烈的压实作用,原生孔隙消失殆尽,无论是较纯的介壳灰岩还是混合沉积都极为致密,其储集空间主要为溶蚀孔洞、溶蚀微孔、微裂隙和构造裂缝。除了"纯的"介壳灰岩外,由介壳和粉砂—泥质混积而成的泥质介壳灰岩和含介壳泥页岩由于微裂隙相对发育,部分物性好的层段也可以作为储层。上述结果和钻测成果暗示:临近烃源的低能介壳滩和介壳滩缘等混积相的粉砂—泥质介壳灰岩和含介壳泥页岩是一种广泛发育的潜在储集体,这对于致密油勘探而言尤为重要,应该引起重视,建议进行试点勘探。

四川盆地下侏罗统大安寨段沉积微相特征及对储层的控制

下侏罗统大安寨段是四川盆地致密油勘探的重点层位,但油气特征复杂。在对大安寨段的岩性特征进行详细研究时,将大安寨段划分为8种岩相:厚层块状重结晶灰岩相、块状亮晶介壳灰岩相、块状—薄层状泥晶介壳灰岩相、薄层状含泥质介壳灰岩相、泥岩与泥质介壳灰岩的薄互层相、薄层状含介壳泥岩相、黑色泥岩相、紫红色到灰绿色泥岩相。总结了大安寨段的沉积模式,划分为5种沉积微相,即滨浅湖泥、滩后、滩核、滩前和浅湖—半深湖泥。最后,通过对比不同岩性的孔渗特性并结合沉积环境进行分析,明确了沉积微相对储集层的控制作用,滩前微相具有较好的致密油成藏条件。

四川盆地川西北地区侏罗系自流井组大安寨段页岩气聚集条件

通过采用岩心观察、扫描电镜、地化参数分析等实验方法,研究了四川盆地川西北地区页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、成熟度、生烃史等页岩气成藏条件。川西北地区侏罗系自流井组大安寨段发育潮坪、沼泽及泻湖相,富有机质黑色泥页岩为主、单层厚度大,有机碳平均质量分数为2.0%,有机质类型以Ⅱ1、Ⅱ2、型为主的混合型,生烃潜力较大,热演化程度高,具备页岩气藏发育的良好地质条件。根据页岩气富集的多种因素分析,认为元坝—仪龙南部、达州—宣汉地区页岩气聚集条件较优越,是四川盆地川西北地区自流井组大安寨段页岩气勘探开发的有利区域。

川北阆中—南部地区大安寨段裂缝预测

川北阆中—南部地区地质条件复杂,大安寨段储层薄且超致密,孔、洞、缝是油气的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素。相邻井在同一套储层产能上差异极大,反映储集体具有强烈的非均质性,并主要受裂缝发育程度控制。裂缝发育程度的预测是寻找有效储集体的关键。该文利用岩石破裂接近程度、曲率法和地震道不连续性检测3种方法,综合岩心、测井、测试等资料进行裂缝预测,提高了前人仅在二维地震资料基础上所做相关工作的精度,并通过"权重"的大小来衡量裂缝的相对发育程度,对裂缝进行了定量化研究,为寻找有利的储层分布区块,最终进行井位部署提供了依据。

元坝大安寨灰岩-砂岩-页岩储集模式及开发对策

为探究川东北地区元坝区块大安寨段致密介屑灰岩-砂岩-页岩混合沉积储集体的分布特征与组合模式,利用岩心分析、测井解释、地质综合研究与编图等手段,分析目标区混合沉积体系下发育的各类储集体类型与测井响应特征,建立表征储集体分布特征的纵横向组合模式与平面叠合模式,探讨研究区天然气的开发潜力与开发策略。研究结果表明:元坝区块大安寨段为一套包括介壳滩、浅湖泥、坝砂和滩砂的混合沉积体系,同时发育测井响应特征明显、数量不等、强非均质分布的致密灰岩、砂岩和页岩储集体;在纵横向与平面上分别识别出5类灰岩-砂岩-页岩储集体组合模式与叠合模式,不同类别的储集体组合具备不同的天然气资源潜力;优化水平井钻井和水平井分段压裂技术组合与工艺流程是川东北地区元坝区块大安寨段灰岩-砂岩-页岩储集模式得以成功开发的关键。该研究结果对同类地区的开发具有一定的借鉴意义。

四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩油气地质特征及勘探方向

四川盆地海相页岩气已取得勘探开发的重大突破,建成了涪陵、威远、长宁、昭通、威荣、永川6个页岩气田。陆相页岩气资源潜力大,是重要的勘探接替领域。采用全岩X衍射、有机碳含量分析、干酪根碳同位素、有机岩石学、高压压汞—氮吸附联合测定、氩离子抛光—扫描电镜及物性等多种测试分析手段,综合评价了四川盆地侏罗系大安寨段页岩气形成条件,并探讨了页岩气富集主控因素。四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩具有岩相变化快,非均质性强,页岩与砂岩、灰岩频繁互层特征;有机质丰度低,TOC为0.04%~3.89%,有机质类型以Ⅱ_(2)型和Ⅲ型为主;热演化程度低,R_(o)介于1.10%~1.83%,处于成熟—高成熟阶段,以凝析油和湿气为主。陆相页岩物性较好,孔隙度介于0.95%~8.42%,平均值3.21%,以无机矿物质孔为主,主要为微孔和介孔,现场含气量测试平均为0.96 m^(3)/t。发育于半深湖相、有利的岩相组合、裂缝和保存条件是陆相页岩气富集主控因素。基于主控因素分析,突出陆相页岩品质及热演化程度,结合保存条件和工程技术条件,建立了四川盆地大安寨段页岩气有利区评价标准。采用GIS融合的空间叠合技术,评价出元坝西南部、阆中东南部、仪陇地区、涪陵西北部和建南西北部是四川盆地大安寨段陆相页岩气下一步勘探的有利区带。

川中金华油田大安寨段介壳灰岩储集空间演化与油气关系

金华油田位于四川盆地中部，其产层下侏罗统大安寨段介壳灰岩为滨湖高能生物介壳滩相沉积。介壳灰岩层薄、致密、非均质性强，属低孔、低渗孔隙—裂缝性储层。储集空间类型主要为次生溶蚀孔、洞、裂缝及微孔隙和微裂缝，其多期叠加即形成了独特的被致密岩体所遮挡的具有一定体积和连通范围的相对独立的储渗体圈闭，即孔隙—裂缝系统圈闭。储集空间演化分为同生—早成岩、中成岩、晚成岩和后生四个阶段，其中后两个阶段是形成油气藏的主要阶段。储集空间发育主要受成岩后生作用、构造作用等多重因素的控制。位于生油中心上倾方向早期形成的古隆起，由于来自生油岩的压释水和烃类化合物优先选择其储集空间发育的部位，并且阻碍了孔、洞、缝中次生矿物的沉淀，使储集空间得以保存，有利于油气聚集形成油气藏。

基于主成分分析的页岩油有利区评价--以仪陇-平昌地区大安寨段为例

四川盆地仪陇-平昌地区是侏罗系大安寨段页岩油的有利勘探开发区,为明确研究区内页岩油的相对富集区,文中结合地质异常理论,采用主成分分析方法,选取页岩有效厚度、镜质组反射率、总有机碳质量分数、地层压力系数、脆性指数等5项地质参数为评价指标,对数据集合采用标准化处理、主成分分析降维和确定权重等技术手段,建立了页岩油综合评价的无因次线性组合,提出了一种针对研究区大安寨段页岩油有利区域分布的评价方法。评价结果表明:研究区内页岩油一类有利区域分布在龙岗气田的Lg9-Lg28井地区、仪陇-南部县城附近和税家槽附近的Lg42-Lg30井地区;二类有利区域位于平昌、营山县城附近等地区。采用主成分分析方法确定的综合评价模型可以有效地指导新井部署和老井复查。

四川盆地公山庙油田大安寨段致密油刻度区地质解剖

近年来,致密油等非常规油气资源开发利用发展迅猛,四川盆地侏罗系致密油经过50多年的勘探开发,上交的三级储量已达1.61×108t。特别是川中大安寨段油层,通过近期的研究认为其具有近源充注、不受局部构造圈闭控制、特低孔特低渗、大面积连续分布的典型致密油特征。公山庙油田具有勘探程度高、地质认识程度高、油气资源探明程度高等"三高"条件,是建立刻度区最为有利的目标区之一,针对致密油特点选用了3种评价方法:EUR类比法、丰度类比法和体积法。对其系统解剖,为资源评价中的类比法提供基础数据。

川中金华地区大安寨段重力流沉积物及其含油气性

以重力流沉积理论为基础，在金华地区大安寨段介屑灰岩中划分出颗料流和浊流两种不同类型的沉积物，其沉积模式为重力流湖底扇相；颗料流沉积物的储集性远优于浊流沉积物，该区高产井和不产井的交叉出现，原因在于高产井位于颗料流发育的网状分流水道之中，而不产井处在浊流为主的叠覆扇舌形体之上；可根据扇内水道的分布规律，预测有利的含油气区块。

四川盆地中部侏罗系大安寨段含有机质泥质介壳灰岩储层的认识及其意义

四川盆地中部下侏罗统大安寨段可划分为三个亚段,主要由暗色泥页岩、结晶介壳灰岩、泥质介壳灰岩三种岩性构成。暗色泥页岩形成于深湖—半深湖相环境,是主要的烃源岩,滨浅湖高能滩相结晶介壳灰岩一向被认为是主要储层,其储集空间以裂缝为主。露头地质调查、岩心和薄片观察、物性资料及试油资料的分析表明,浅湖—半深湖较低能滩相含有机质泥质介壳灰岩是主要的储集层和产层,单层厚度薄,但累积厚度较大,分布面积广,常夹于暗色泥页岩中,源储一体,更有利于成藏。这类泥质介壳灰岩的壳间孔构成了主要的储集空间,壳间孔平行于壳体的长轴方向排列,并常见黑色有机质充填。认为四川盆地大安寨段的油气勘探方向可由结晶介壳灰岩向含有机质的泥质介壳灰岩拓展,浅湖—半深湖较低能滩沉积相带可成为新的勘探领域。初步预测大安寨段上部的一亚段新增有利勘探面积6 100 km2,中部的一三亚段新增有利勘探面积6 600 km2。

元坝地区大安寨段大一亚段沉积相研究及对油气勘探的意义

基于测井、岩心、薄片和地震等资料,认为元坝地区大安寨段大一亚段沉积演化划分为大一亚段下和大一亚段上两个阶段,由南向北依次发育半深湖、浅湖和滨湖沉积。随着水体的变浅,大一亚段总体上发育的上下两套浅湖介壳滩逐渐向南迁移。过去认为浅湖介壳滩只是由"纯"介壳灰岩组成的高能介壳滩,本文研究发现,在浅湖靠近滨湖的斜坡上发育一种由薄层介壳灰岩夹泥岩、粉砂质泥岩组成的低能介壳滩。该沉积孔隙和微裂缝相对发育,是一种潜在的储集体,对本区油气勘探和井位部署具有重要的指导作用。

振幅属性在川中地区大安寨段中的应用——以J区块为例

川中地区大安寨段地层为典型的碳酸盐岩,主要储层为大一亚段。模型正演结果表明地层厚度与地震振幅强度存在一定关系。当地震波经过油气层时,其高频成分能量衰减较不含油气层时严重;谱分解技术利用最大熵谱方法,将地震数据变换到频率域,其地震振幅强度表征了油气分布情况。振幅属性在J区块大安寨段的应用效果明显,既可以定性预测大一亚段厚度,也能预测油气分布情况。

元坝地区陆相页岩气勘探潜力再评价

以钻井岩心描述、薄片鉴定为基础,结合岩相古地理、测井和地化参数分析等实验方法,对元坝地区四套陆相页岩地层地质特征的详细对比并结合最新的勘探开发进展,认为四川盆地元坝地区侏罗系自流井组大安寨段、千佛崖段湖相页岩具有具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好,以及可压裂性好等特点,具备陆相页岩气形成的有利地质条件;其中,沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布,岩相控制了物性特征及可压裂性,裂缝和超压控制了页岩气的高产。综合分析认为大安寨段、千佛崖段湖相页岩在页岩油与页岩气两大领域具有广阔的勘探开发前景。

川中地区大安寨段碳酸盐岩储层特征研究

从岩心观察、岩石薄片鉴定、X射线衍射结果、孔渗关系入手,研究川中地区大安寨段碳酸盐岩储层的岩石学特征以及物性特征。利用场发射扫描电镜进一步观察大安寨段碳酸盐岩储层储集空间类型,将纳米级储集空间划分开来,再通过毛管曲线、核磁孔径、氮气吸附研究其孔隙结构特征。川中地区大安寨段碳酸盐岩储层物性条件较差,孔隙度、渗透率低,储集空间类型多样,孔喉结构复杂,微孔和纳米孔隙对油气的储集和渗流有重要贡献。

川南地区龙马溪组海相页岩与川中地区大安寨段湖相页岩储层对比分析

为研究四川盆地湖相页岩与海相页岩储层特征及差异,选取川中地区下侏罗统自流井组湖相地层与川南地区下志留统龙马溪组海相地层,开展了镜下薄片观察、有机化学分析以及储层物性测试等工作,系统地对比分析了四川盆地自流井组大安寨段与龙马溪组储层地化与物性的差异性。