重庆及其周缘地区下古生界页岩气成藏条件及有利区预测

从野外地表露头、井下岩心及典型剖面等基础资料出发,以富有机质页岩形成地质背景及其展布特征-页岩气成藏条件-有利区预测为主线,对重庆及周缘地区下古生界页岩气成藏条件进行分析,并采用综合信息叠合法对该区有利区进行预测。指出研究区下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组两套富有机质页岩普遍发育,分布广,厚度大,埋藏适中,有机质类型好,有机质含量高,具有充足的储集空间和运移通道,并且等温吸附模拟和现场解析实验也表明,这两套页岩均具有较强的气体吸附、较好的含气性能;多口井钻遇黑色页岩段气显异常普遍,也为页岩气的存在提供证据。总之,该区与美国东部典型页岩气盆地有诸多地质可比性,具有形成页岩气藏的有利地质条件,是页岩气勘探研究值得关注的重要领域。

页岩气研究新进展及开发瓶颈分析

依据中国期刊全文数据库近年来有关页岩气的核心期刊文章,在详细分析论文内容的基础上,总结了近年来国内页岩气研究取得的主要成果,分析了制约其发展的技术难点,并提出解决方案,对加快我国页岩气发展提出了建议。研究表明,国内学者对页岩气资源潜力进行了大量调查,成果集中体现在页岩气成藏条件方面,但评价体系还不完善;在钻井开发方面,主要借鉴类比常规油气藏的开发方案,水平井分段压裂等核心技术还未掌握;在制定配套政策方面,尚未形成体制化和标准化的管理。针对页岩气开发面临的困难,建议应加强资源评价、增强核心技术攻关、积极开展经验交流和制定相关的政策体系,使我国页岩气的研究及其开发利用能够快速、健康发展。

渝东北下寒武统页岩气储层特征研究

渝东北地区位于扬子克拉通北缘的大巴山弧形构造带,为多期构造叠加所形成的冲断褶皱带。该区内下寒武统为一套广海陆棚相沉积,发育富有机质的黑色碳质、硅质泥页岩,该套页岩气目的层具有多种类型储集空间,通过对区域58个样品点统计显示,孔隙直径分布于3.1~5.6nm,BET比表面积平均为8.26m^2/g,为典型低孔低渗特征储层,暗色泥页岩矿物成分以石英、长石等脆性矿物为主,黏土矿物次之,碳酸盐岩矿物普遍偏低,具有较好页岩气吸附能力及含气显示,是该区内页岩气勘探评价的主要层系位。

贵州绥阳地区下寒武统牛蹄塘组页岩气地质特征及勘探方向

贵州绥阳地区广泛发育下寒武统牛蹄塘组海相黑色碳质页岩.页岩的厚度在30-50 m,埋藏深度小于3 000 m, 具有较好的区域性封盖层,保存条件良好,是区内主要的页岩气目的层.页岩的有机质丰度roc为3.0%,,成熟度R0为1.0%-3.5%.推测总含气量为0.3-1.2m^3/t,地质资源量为639.5×l0^8m^3,资源潜力较大.页岩气可在区内隆起的低部 位等处富集成藏.综合页岩气的区域地质特征和保存条件,提出了绥阳地区东北部是今后页岩气的重点勘探区域.

基于卸压煤层气开发的构造煤储层孔渗特征与类型划分——以淮南矿区为例

在淮南矿区卸压煤层气地面开发取得积极进展的背景下,应用扫描电镜和汞注入法对淮南矿区构造煤样进行孔裂隙测试,结合井下煤层透气性和试井渗透率测试数据,探讨了构造煤储层孔渗特征。对比分析了卸压煤层气开采现场测试渗透率变化差异,揭示了构造煤卸压开采条件下影响煤层渗透率变化的影响因素及煤体结构差异对煤储层改造的控制作用,提出了构造煤储层类型划分方案。研究表明:随着构造变形的增强,煤中外生孔裂隙规模增大,孔容、中值孔径、孔隙度等参数增大,煤储层渗流孔含量与构造变形呈正相关,但地层条件下构造煤储层的渗流性受储层压力、煤体结构、地下水等因素控制。构造煤储层特性决定了当前原位煤层气开发技术的不可行性;而卸压煤层气开采有效解决了构造煤储层渗透率低、压力传递困难以及压裂改造效果差等技术难题,卸压开采对煤储层的改造导致的"卸压增透增流"效应主要受煤体结构控制。煤体变形越强,改造效果越好,基于不同煤体结构构造煤储层中渗流孔的含量与改造效果的一致性,认为糜棱煤是卸压煤层气开发的优质储层,碎粒煤是较优质储层,碎裂煤和鳞片状煤是一般储层,原生结构煤是不利储层。

重庆酉阳板溪页岩二维地震勘探研究

酉阳板溪区块位于渝东南桐麻岭背斜西翼,为了基本查清该区深部构造形态、目的层黑色页岩的赋存状态及埋深,从而加快我国重点地区页岩气资源潜力及有利区带优选科研工作,在野外地质调查和区域地质认识的基础上,实施了酉阳板溪页岩二维地震勘探。区内地形复杂,障碍物较多,数据采集难度大;灰岩出露覆盖范围广,浅层地震地质条件较差,地震记录信噪比低,静校正问题、速度分析困难等问题突出。通过对不同地层岩石出露区进行试验分析,采取高叠加次数等措施,有效地压制了干扰,提高信噪比,在数据处理上采取了一系列针对性技术,如折射静校正、异常振幅噪声压制ANOMA-LOUS-AMP-ATTEN模块、低频线性压制FXCNS模块和叠后时间偏移等技术,使目的层有效波反映明显。本次勘探精细标定出了寒武系高台组、金顶山组、明心寺和牛蹄塘组的顶面构造形态和埋深,解释断层6条,二维地震勘探的实施实现了目的层反射资料叠加,成像效果明显,地层和构造特征得到可靠的刻画。

基于SPE-PRMS准则下的3P储量含油气边界确定方法探讨

应用国际SPE-PRMS准则评估3P储量时,存在含油面积确定依据不明确的问题。综合运用测井、试井和试油等资料及油气藏特点,结合国际合作区块3P储量评估结果,对SPE-PRMS准则下不同类型油藏的3P储量含油气边界确定方法进行了研究。结果表明:在该准则下,根据油藏类型来确定含油面积的评估方法可进一步提高储量评估结果的可信度,并能有效降低油气开发生产的风险。

大北-大宛齐天然气地球化学特征及成因分析

通过对大北-大宛齐构造上85个天然气样品的组分特征和11个样品的碳同位素特征的综合分析,得出以下几点认识:①甲烷含量较高,CO_2含量较低,气体性质偏干;②烷烃同位素重,具有煤成气的特点,气源岩主要是下伏中生界侏罗系煤系地层,三叠系的煤系地层也有一定的贡献;③天然气碳同位素呈正碳系列,为有机成因;母质类型为腐殖型,以干酪根裂解气为主;成熟度较高,处于干酪根裂解生气阶段。

渝页1井储层孔隙发育特征及其影响因素分析

位于重庆市彭水县境内页岩气取心井—渝页1井揭示渝东南地区高陡构造带上下志留统龙马溪组黑色页岩的孔隙发育特征和有利的页岩气成藏地质条件。对其孔隙成因类型、识别特征、基本参数及地质控制因素分析认为:渝页1井孔隙非常发育,主要存在裂缝和基质孔隙2种类型,其中裂缝包括构造缝(张性缝、剪性缝和挤压性缝)、成岩缝(层间页理缝、层面滑移缝、溶蚀缝和成岩收缩缝)和有机质演化异常压力缝。基质孔隙包括有机质微孔隙、矿物质孔(残余粒间孔和粒间溶蚀孔)、有机质和矿物间孔隙。在横切面和剖面上主要存在9种裂缝组合构型,这些裂缝组合构型间相互匹配使基岩形成有效的裂缝网络。控制孔隙形成的地质因素复杂,矿物组成和显微组分是控制孔隙发育的基础,构造作用是孔隙形成的关键因素,沉积成岩作用对非构造缝的形成起控制作用。

渝南地区煤层气压裂微地震地面监测技术研究

我国煤层气资源潜力巨大,重庆地区埋深2000 m以浅煤层气地质资源量为0.68×1012 m3,煤层含气量高,揭示渝南地区具有较好的煤层气资源潜力.对渝南地区煤层气井压裂实施微地震地面监测,围绕井中心环形布设40台高精度检波器,采用Match and Locate(M&L)方法识别有效信号,利用改进的双差定位法对事件定位,三段压裂共识别43个有效事件,裂缝长约160 m,缝宽约为80 m,方向北东东—南西西,与该区域现今最大主应力方向相一致.监测结果显示,在压裂规模较小的情况下,微地震信号能量较弱,采用深孔、浅孔和近地表的组合式观测方法,有利于降低监测成本,提高微地震事件的识别率.煤岩多以应力传递的方式发生破裂,微地震信号分布范围较广、且事件较为分散.

渝南地区中-高阶煤储层测井评价方法研究

对渝南地区煤层气测井建立了非含煤和含煤测井的体积模型和多参数定量识别方法,煤层气储层测井曲线响应特征主要表现为"三高二低"特征(高电阻率、高补偿中子、高声波时差、低自然伽马、低密度),现今最大主应力方向为北东东-南西西向,煤层含气量在9.4～19.7 m`3/t,气体成分中甲烷含量较高(82.41%～99.21%),煤层气质量较好。通过对煤层气储层的物性、含气性、岩石力学性质、各向异性等地质参数进行定量评价,为该区域煤层气的井网规划和规模开发提供了重要的技术支撑。

綦江打通区块綦煤1井煤储层物性垂向分布特征

重庆綦江打通区块煤层气勘探程度较低,为探究其煤层气勘探开发潜力,采用压汞法、等温吸附实验、煤层气含量测试等手段,系统分析了綦煤1井揭露的主力煤层在垂向上孔隙结构、含气性等特征,综合评价了该区煤层气开发地质条件。结果表明:该井薄–中厚煤层发育,煤体结构以原生结构、碎裂结构为主,其中M_8煤层中部为碎粒结构煤;煤储层具有"低孔、特低渗"特征;下部M_8、M_(12)煤层以吸附孔为主,具有较强的吸附储气能力;主力煤层含气量较高,其中M_8煤层中部达到过饱和吸附状态,各煤层整体含气性好,研究区煤层气资源潜力较大,开发前景好。同时,垂向上各主力煤层的物性差异性和复杂性将对研究区煤层气开发工艺提出挑战。

石壕煤矿煤与瓦斯突出因素分析及区域危险性预测

对石壕煤矿煤与瓦斯突出统计分析,认为煤层埋藏深度、地质构造、地应力和突出煤体结构是影响突出的主要因素。根据瓦斯地质统计法和综合指标法对煤与瓦斯区域突出危险性进行预测,结果表明矿井主采煤层M6-3、M7-2和M8区域为突出危险区,因此在开采中应加强防突措施,为煤矿安全生产提供参数。

南海北部陆坡区水合物发育的水深、热流特征及盖层控制作用模拟

南海北部陆坡区是中国最具潜力的天然气水合物聚集区。通过对研究区似海底反射层（BSR）、水深及热流值分布进行交会，得到了水深、热流双因素对天然气水合物形成的共同控制机理。研究认为，热流值中等（70～83mW／m^2）的地区最有利于天然气水合物的形成和聚集，热流值升高，天然气水合物形成的水深有总体增大的趋势。另外，天然气水合物的形成也需要良好的盖层条件。模拟了当上覆泥质沉积物盖层厚度不同时，天然气水合物形成所需的最低水深，并对不同泥质沉积物盖层厚度对天然气水合物稳定带底界面和厚度的影响做了研究和探讨。当泥质沉积物盖层的厚度越大时，天然气水合物形成的水深可以更浅；当泥质沉积物盖层厚度较小时，天然气水合物的形成则需要更大的水深。另外，当水深越大时，天然气水合物稳定带的底界面（BGHSZ）越深，天然气水合物稳定带的厚度越大。

重庆市盐井二矿瓦斯赋存规律的构造控制分析

为了揭示盐井二矿瓦斯赋存规律及构造对瓦斯赋存的控制作用,基于区域构造特征及其演化,分析了构造演化、构造类型、顶底板岩性及水文地质特征等地质构造因素对井田瓦斯赋存的控制作用。结果表明:井田的构造演化过程中的2次生气过程是现今瓦斯赋存的基础,后期的构造应力场演化对井田构造发育规律、沉积特征及地下水径流的控制,改变了瓦斯的保存条件,从而造成瓦斯分布的差异性。