川南地区志留系龙马溪组页岩力学性质及微观破裂机理

为揭示页岩力学性质和微观破裂机理,对川南地区志留系龙马溪组页岩开展了X射线衍射、三轴压缩、微米CT扫描和扫描电镜测试。研究发现:页岩矿物成分和围压对其力学性质和储层物性具有显著影响。随着脆性矿物含量的增加,页岩弹性模量和峰值应力增大,指示两者具有正相关关系。随着黏土矿物含量的增加,页岩塑性增强,岩石强度降低。随着围压的增加,页岩中的裂缝逐渐闭合、孔隙变形收缩、孔隙度减小,围压越大,压缩越严重。页岩在破坏过程中主要发育矿物颗粒边界裂缝和矿物颗粒内部裂缝两种裂缝。对于力学性质相近的页岩,随着围压的增大,页岩从矿物颗粒边界裂缝占主导演变为矿物颗粒内部裂缝占主导。围压增大导致矿物颗粒内部和颗粒边界裂缝向破碎带演变,页岩发育更多的裂缝。

一种计算页岩岩心解吸测试中损失气量的新方法

目前,页岩岩心解吸测试过程中,损失气量的计算仍然借鉴煤层岩心解吸测试中所采用的解析法。通过对页岩岩心实测解吸数据的分析,发现部分页岩岩心取心时间长,岩心存在天然裂缝导致孔渗不均一性较强(解吸曲线存在多个直线阶段),对这些岩心进行解吸测试,其损失气量的计算不符合解析法计算损失气量的条件。鉴于页岩岩心罐装解吸测试过程与封闭外边界定压开采的气井生产过程具有一定的相似性,由此提出采用Arps递减法计算损失气量。采用3种Arps递减方式对页岩解吸曲线进行拟合,发现指数递减法对整个测试区间内的实测数据拟合效果最好;对比解析法和Arps指数递减法对损失气量的计算结果,发现解析法低估了20%～40%的损失气量。结论认为:Arps指数递减法是采用经验公式对岩心解吸实测数据进行拟合,能够反映多种综合因素对页岩岩心解吸速率的变化规律;其所采用的参数较少,并且不需要苛刻的前提条件,更适用于页岩岩心解吸测试中损失气量的计算。

美国Haynesville页岩气区块优化钻井技术

美国Haynesville页岩气区块是目前美国埋藏最深、温度最高、钻井难度最大的页岩气区块,中间井段含厚层高研磨性石英砂岩,页岩储层埋藏深,温度高,地层孔隙压力大,储层上部裂缝发育。上述地质特点造成该区块石英砂岩井段钻井单只进尺少,机械钻速低,储层钻井工具易失效、钻井液密度高、机械钻速低、易井漏溢流。Haynesville区块与国内长宁等页岩气区块井下地质、钻井条件极为相似。2009年以前,Haynesville页岩气区块钻井周期在100 d以上,通过优化、集成应用难钻地层快速钻井技术、控压钻井技术、高效下套管技术等,2011年后,钻井周期已普遍降低至50 d以内,一些井达到30 d左右。文章通过介绍该区块主要钻井技术,希望能对国内相似页岩气区块有借鉴作用。

四川盆地川中古隆起震旦系-寒武系天然气特征及成因

利用高石梯—磨溪地区大量新钻探井和野外露头资料,开展震旦系—寒武系天然气组分、同位素、轻烃组成、烃源岩干酪根碳同位素、储集层沥青生物标志物等地球化学特征研究。研究表明:1震旦系灯影组和寒武系龙王庙组天然气均为典型的干气,以烃类气体为主。但灯影组干燥系数大、烃类组分含量低、非烃组分含量高。非烃气体含量的差异主要表现在氮气、二氧化碳、硫化氢和氦气方面。烃源岩成熟度不同和含硫矿物与烃类反应生成H2S是造成灯影组和龙王庙组天然气组成细微差别的原因。2灯影组和龙王庙组天然气δ13C2值差异明显,主要反映母质类型的差异。3灯影组和龙王庙组天然气甲烷δ2H值差异大,主要反映母质沉积水介质盐度的差异。4下寒武统页岩、灯影组泥岩、陡山沱组泥岩和灯影组碳酸盐岩干酪根碳同位素平均值分别为-32.8‰、-31.9‰、-30.7‰和-27.8‰。5灯影组储集层沥青4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩值介于筇竹寺组和灯影组烃源岩之间。研究认为高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气,震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩,寒武系天然气主要来源于寒武系烃源岩。

中国非常规天然气开发现状及前景思考

从分析我国非常规天然气开发现状入手,以当前非常规天然气资源开发潜力为基础,从发展机遇及面临挑战切入,多情景预判未来发展前景,并对未来发展提出建议。总的观点:(1)中国非常规天然气资源总体丰富,具备建成年产1500×10^8 m^3以上规模的资源潜力。(2)中情景条件下,初步预判2030年全国非常规天然气产量1000×10^8 m^3,其中致密气产量400×10^8 m^3、煤层气产量200×10^8 m^3和页岩气产量400×10^8 m^3;2050年非常规天然气产量1200×10^8 m^3,其中致密气产量300×10^8 m^3、煤层气产量300×10^8 m^3、页岩气产量600×10^8 m^3。(3)非常规天然气发展面临需求持续快速增长、资源和技术条件成熟、政策环境完善3项发展机遇,但同时也存在资源禀赋相对较差、开采难度更大、部分资源位于生态保护红线以内等3项挑战。

吉木萨尔凹陷二叠统芦草沟组地层与沉积环境特征研究

摘要准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组是我国近些年致密油气勘探开发的热点地区之一。本文利用岩心、岩石薄片、测井和地震等资料，在识别和分析芦草沟组主要岩石类型的基础上，对芦草沟组的沉积演化特征、层序地层格架和沉积环境的变迁等方面进行了综合研究。研究表明，芦草沟组岩性主要为碎屑岩和碳酸盐岩两个大类，其中碎屑岩以泥页岩和粉（细）砂岩为主，碳酸盐岩主要为白云岩和灰岩。沉积特征表现为：下部（F段）、中部（C＋D段）和上部（A段）的泥页岩层段，发育于湖进时期的深湖至半深湖相沉积，为烃源岩层段；下部致密储集层段（E段）和上部致密储集层段（B段），发育于湖退期的浅湖相、三角洲前缘相沉积。由于后期的构造隆升，芦草沟组的沉积环境由早期的开阔湖盆逐渐向后期封闭的局限湖盆转变，沉积水体也逐渐向咸化和还原环境转变。

大45超低渗透油藏非线性渗流数值模拟

为了评价非线性渗流规律下的井网适应性,以大45超低渗透区块为例,应用研制的非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟研究.设计6套井网转注方案研究不同转注时机对油田开发的影响,并优选最优方案.研究表明:非线性渗流数值模拟软件适用于超低渗透油藏;大45油藏现有菱形反九点500 m×100 m井网动用程度低,井网适应性差,需通过井网调整改善油藏动用程度;越早转注,采出程度越高;综合含水率60%左右为最佳转注时机;井网转注提高了地层压力梯度,增大了流动区域,进而改善了油田的开发效果;超低渗透油藏开发过程中,非线性渗流占据了流体渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测该类型油藏的开发特征.

五峰组—龙马溪组页岩地化特征及沉积环境——以四川盆地西南缘为例

通过对四川盆地西南缘永善-绥江一带3条露头剖面系统的页岩样品地球化学及微量元素分析测试,从五峰组、龙马溪组下部、龙马溪组中部3个层段分析了页岩微量元素、稀土元素的垂向变化规律,探讨了页岩沉积的氧化还原条件、古气候、古盐度、古水深,进一步研究了主力勘探目的层段--龙马溪组下部沉积相展布.认为龙马溪组下部页岩沉积水体为贫氧还原环境,利于形成黑色富有机质页岩,是页岩气勘探的最有利甜点段;五峰组-龙马溪组总体处于干热气候和微咸水环境,有机质古生产力较高.研究结果表明:五峰组属于滞留盆地沉积,水体深度在70~100 m,观音桥层沉积水体变浅为20~50 m,龙马溪组下部的沉积水深70~150 m,为深水陆棚沉积,龙马溪组中部沉积水深变浅,属于浅水陆棚.龙马溪组下部属于钙质深水陆棚沉积,富有机质黑色页岩厚度在37~76 m,平均为53 m,TOC平均为2.71%,具有较好的页岩气发育的物质基础.五峰组黑色页岩厚度平均为8.1 m,TOC平均为1.87%,可作为次要勘探目标层位.