高黏土陆相页岩实验技术及其应用

页岩储层“四性”实验评价是页岩油勘探开发的重要基础及核心。现有实验技术存在页岩含油量检测不准、微纳米孔隙测量视域小及代表性差、流动性直接测量参数缺乏等难题,不适应古龙页岩油生产需求。通过研发实验装备、确定实验条件,建立基于保压密闭岩心“四性”实验技术及流程。结果表明:古龙高成熟和成熟页岩含油量测定较国标法可减少损失71%和50%,应用新建不同成熟度页岩含油量恢复模型,恢复了国标法现场录井页岩含油量数据;高成熟与低成熟阶段页岩中干酪根有机质、不同赋存状态油和水定量特征差别明显,受干酪根有机质向页岩油转化及演化程度的控制;页岩孔缝组合构成规模储集空间及流动网络通道,储集空间分为2大类7亚类12种类型,总孔隙度高于粉砂质岩、灰质岩、云质岩;确定页岩油上部、中部、下部油层组含油性与流动性特征,圆柱状页岩样品驱替油率为16%~43%,同一地层温度(100℃)不同驱替压力(10~50 MPa)下的超临界CO_(2)驱替使孔隙度增加4.51百分点、渗透率增加0.53×10^(-3)μm^(2)。研究成果为页岩油规模增储和效益上产提供了实验依据。

陆相湖盆富有机质泥页岩中方解石脉成因及油气地质意义——以松辽盆地白垩系青山口组为例

基于岩心、岩石薄片观察分析,结合阴极发光、激光拉曼、流体包裹体、LA-ICP-MS原位U-Pb测年等技术手段对松辽盆地白垩系青山口组页岩储层中的方解石脉成因机制及油气地质意义进行研究。结果表明:①在宏观上方解石脉以顺层为主,呈透镜状、“S”形、叠锥状、羽状,在微观上分为向生式块状或柱状晶体结构和背生式纤维状晶体结构脉体。②块状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为132.5~145.1℃,原位U-Pb测年绝对年龄为(69.9±5.2)Ma,表明青山口组烃源岩中成熟期和常规油的形成时期为晚白垩世明水组沉积期。纤维状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为141.2~157.4℃,对应于烃源岩晚成熟期,U-Pb测年绝对年龄为(44.7±6.9)Ma,指示青山口组烃源岩的中高成熟期和古龙油页岩的形成时间为古近纪依安组沉积期。③向生式块状或柱状晶体结构方解石脉的形成与成岩成烃作用有关,脉体的形成经过了裂缝的开启、成脉流体充填和脉体生长3个阶段,构造挤压活动和流体超压是裂缝形成的诱导因素,成脉流体以短距离的扩散流为主,是一种有竞争的结晶生长模式。背生式纤维状方解石脉主要是在一种无竞争生长环境下由结晶力驱动形成的。研究认为,研究区青山口组富有机质泥页岩中的方解石脉对于松辽盆地构造活动、流体超压、泥页岩生排烃及成岩-成藏年龄具有一定指示意义。

中国石油陆上中-高成熟度页岩油勘探现状、进展与未来思考

中国石油天然气集团公司(简称中国石油)矿权区陆相页岩油地质资源丰富,“十三五”资源评价,中国石油陆上中-高熟页岩油(简称页岩油)地质资源量201×108t,占中国页岩油地质资源总量的71%。鄂尔多斯盆地延长组7段、松辽盆地青山口组和准噶尔盆地芦草沟组等重点层系的产量显著增长,中国石油页岩油年产量从2010年的2.5×10^(4)t增至2023年的391.6×10^(4)t,勘探潜力巨大。研究表明:近年来由于陆相不同类型页岩油具有地质特征非均质性强、富集高产因素明显差异的特点,其效益勘探存在地质认识与勘探技术的双重挑战。特别是:(1)夹层型页岩油虽在鄂尔多斯盆地长71+2亚段(延长组7段1+2亚段)实现规模勘探,但勘探靶体钻遇率变化大,深湖区细粒沉积体系研究薄弱,靶体空间展布刻画技术的准确性仍需提升;(2)混积型页岩油地层垂向厚度大、岩性频繁变化、发育多套地质甜点,在柴达木盆地、渤海湾盆地虽然实现了勘探突破,但垂向地质甜点产量差异明显,页岩油高产主控因素不清,主力靶体评价优选技术、方法仍需完善;(3)页岩型页岩油在松辽盆地青山口组实现了古龙页岩油勘探突破,但陆相湖盆不同类型页岩生、排烃差异明显,页岩原位滞留烃特征变化大,地质-工程一体化靶体评价技术、方法仍需深化研究。总体上中国石油页岩油勘探开发仍处于快速推进阶段,未来应:(1)加强淡水湖盆深湖区多类型砂体成因机制研究,实现薄层浊积砂体等夹层型页岩油效益勘探;(2)加强咸化湖盆富碳酸盐混积型页岩油源-储组合评价,优选主体靶体实现混积型页岩油高效勘探;(3)加强淡水、咸化湖盆优质源岩生、排烃差异性评价,优选最佳靶体,实现不同湖盆页岩型页岩油地质-工程一体化精细勘探。

不同支撑剂组合方式下页岩导流能力实验评价

为了深入了解多粒径支撑剂组合条件下页岩储层导流能力的大小,依据达西定律,采用API支撑剂实验装置,评价分析不同支撑剂质量比例、粒径、铺砂浓度、类型、流体类型、岩性等对导流能力的影响。实验结果表明:随着闭合压力增加,各种支撑剂组合方式下的导流能力都有很大程度下降;相同条件下,铺砂浓度与导流能力呈正相关关系,覆膜砂的导流能力高于石英砂,清水条件下的导流能力高于破胶液,硬度高的页岩储层导流能力高于硬度低的页岩储层;70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂支撑剂组合,在质量比为1∶6∶3时导流能力最优;在高闭合压力下,70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合的导流能力,略高于70/140目陶粒+30/50目覆膜砂+20/40目覆膜砂支撑剂组合。可见,对于较软地层采用覆膜砂组合支撑剂,更有利于长期保持较高的导流能力;压裂液选用时更要注重压裂液配方的低伤害性,以提高导流能力。

松辽盆地白垩系青山口组一段页岩生、排烃组分特征及页岩油相态演化

松辽盆地白垩系青山口组一段(青一段)页岩有机质热演化程度跨度大、烃类流动性差异强。页岩油相态分析预测是页岩油勘探开发的重要难题。用低成熟页岩样品开展封闭体系及半封闭体系有机质热解实验,根据生、排烃组分特征对滞留烃的轻烃散失进行补偿校正,研究了页岩油组分演化特征。结合中央坳陷区主要生油凹陷典型井埋藏史、热演化史,研究了页岩油相态演化规律,提出了轻质页岩油勘探有利区和开发压力保护条件。研究结果表明:地质条件下随着有机质成熟度的升高,页岩油组分中轻质组分比例不断增加、气体逐渐增多,相包络线从高露点温度、低泡点压力依次向低露点温度、高泡点压力演化。齐家-古龙凹陷青一段页岩油在嫩江组中期油藏向挥发油油藏转化,长岭凹陷青一段页岩油从嫩江组末期开始油藏向挥发油油藏转化,三肇凹陷青一段页岩油则始终为黑油油藏。无论是黑油油藏还是挥发油油藏,均为单一液相。松辽盆地中央坳陷区青一段页岩油挥发油油藏主要分布在齐家-古龙凹陷中心和长岭凹陷北部有机质成熟度(镜质体反射率Ro)为1.3%~1.6%、地层压力为12.2~22.4 MPa的区域。

古龙页岩油勘探开发进展及发展对策

古龙页岩油是继常规油之后最为现实的接替资源,目前已经成为大庆油田增储上产的主要领域。通过系统阐述古龙页岩油勘探开发历程和分区带落实资源潜力,为古龙页岩油未来发展制定合理规划。结果表明:古龙页岩油主要经历了勘探评价、先导试验和扩大试验3个勘探开发阶段;富有机质页岩具有面积广、厚度大、生油能力强等特点,页岩油富集的物质基础雄厚;古龙页岩油纵向上主要富集于下油组(Q_(1)―Q_(4)油层)和上油组的Q_(9)油层,平面上具有全盆地分布的特征,在古龙凹陷深凹区地质条件最为优越;按照轻质油带核心区―斜坡区―稀油带―低熟页岩油的规划,逐步对古龙页岩油实施勘探研究及开发动用;基于原生源储的富集规律,建立了原位成藏理论,古龙页岩油提交了12.68×10^(8)t的预测地质储量及2.04×10^(8)t的探明地质储量,指导了国家级示范区及全国重点实验室建设;应用体积法估算轻质油带Q9油层资源量为9.6×10^(8)t,轻质油带Q_(2)―Q_(8)油层整体资源量为38.8×10^(8)t,三肇地区稀油带资源量达11×10^(8)t以上,能够有效支撑古龙页岩油革命行动目标。通过加强理论研究,推动技术进步,推进管理创新,实现降本增效,古龙页岩油必将成为大庆油田资源接续和百年油田建设的重要领域。

古龙页岩油注CO_(2)/烃类气相态特征及多周期作用机制

基于PVT实验和多周期注CO_(2)/烃类气采油物理模拟实验,结合相态模拟计算揭示古龙页岩油注气前后的高压物性和流体类型演化规律,评价多周期注气作用下的原油采出效果,分析多组分间的抽提传质机理。实验结果表明:古龙页岩油属于轻质弱挥发性油藏,当压力降低至泡点压力以下时,原油的黏度和密度快速增大,原油物性急剧变差。因此,对于成熟度较高的页岩油,利用注气补充地层能量并维持良好的原油物性是提高采收率的关键,且注CO_(2)对原油的膨胀、降黏效果均优于注烃类气。此外,注CO_(2)/烃类气可使古龙页岩油由弱挥发性油藏向挥发性油藏转变,先注烃类气再注CO_(2)使得古龙页岩油呈现出由挥发性油藏进一步向凝析气藏过渡的趋势。古龙页岩油脱气后的溶解气驱效果更优,产出油相呈现连续的泡沫油状态。注CO_(2)/烃类气可为地层原油补充溶解气和弹性能量,注CO_(2)对原油中间烃组分(C_(5)—C_(10))和重烃组分(C_(11)+)的抽提效果均较好,注烃类气对原油中间烃组分的抽提效果更好。

松辽盆地古龙页岩油富集规律及有利区分布

近年的勘探开发实践已经证实松辽盆地白垩系发育的页岩油资源潜力巨大,但页岩油富集规律不清、有利区分布不明的问题制约了古龙页岩油勘探开发的快速推进。基于古龙全区多口井的取心及全面实验分析,系统开展页岩油含油性、储集性以及动用条件分析,明确页岩油富集分布规律,建立有利区划分标准,系统评价了松辽盆地齐家−古龙凹陷页岩油有利区。结果表明:沉积背景控制了页岩矿物组分及薄夹层岩性纵向上的规律性;明确了烃源岩丰度及热演化程度控“油”,有机质生烃演化及成岩演化控“储”,核磁可动孔隙度和脆性矿物含量控“动用”的富集可动主控要素。古龙页岩油纵向上在下部的Q_(1)—Q_(4)油层以纯页岩为主,含油性最好,但黏土矿物含量最高,工程品质较差,一类有利区主要分布在齐家-古龙凹陷北部及南部的部分区域,二类有利区基本覆盖齐家-古龙凹陷,分布面积最大;中部的Q_(5)—Q_(7)油层为页岩夹薄层白云岩,含油性中等,工程品质中等,核磁可动孔隙度最低,一类有利区部分发育于齐家−古龙凹陷北部,面积最小,二类有利区分布与R_(o)>1.2%范围相近,面积小于Q_(1)—Q_(4)油层;Q_(8)—Q_(9)油层岩性为页岩夹薄层粉砂岩,含油性较好,黏土矿物含量相对最低,工程品质最好,核磁可动孔隙度最大,可动条件最好,一类有利区分布面积最大,R_(o)>1.2%范围内基本均有分布,二类有利区分布与Q_(8)—Q_(9)油层相似。研究成果可为古龙页岩油的下一步勘探开发提供理论指导。

古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果,首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果,给出页岩T2值与孔喉半径转换系数,根据饱和页岩的T2谱特征,将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝;然后通过计算页岩油采出程度,考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响,并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度;最后对比页岩油CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替的驱油效果,并给出最优的驱油方式。结果表明:吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油,小孔中的页岩油采出程度最低,增加闷井时间,页岩油采出程度仅提高0.81百分点,压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点,使小孔中的页岩油得到有效动用;吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点,并且可以动用干岩样中的页岩油,效果优于驱替;驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上,并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度;吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化,页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油矿场实践提供重要的基础参数。

北方重要盆地油气资源战略选区调查工作进展

北方重要盆地蕴藏着丰富的油气资源,是我国陆上油气资源增储上产的重点地区。“十三五”以来,公益性油气地质调查聚焦国家需求,着力推进“四新”(即新区、新层系、新类型、新领域)油气调查与评价,强力支撑了油气体制改革,取得了塔西北沙井子构造带西段油气调查新发现,以及塔里木盆地数字化建设与选区评价、塔东北奥陶系、塔西北寒武系、三门峡盆地古近系和准东及其周缘地区石炭系油气基础调查等多项新进展;形成了数字盆地标准方案,塔里木盆地电阻率-极化率异常解释图版2项科技创新成果;支撑新疆地区油气勘查开采体制改革工作取得实效,助力企业在塔里木盆地东部超深层油气勘探快速实现新突破,有效推动地方经济和社会发展。

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。

四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件

基于钻井岩心的地球化学及其他实验分析结果,结合生产测试资料,对四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件进行研究,并划分了勘探有利区。研究结果表明:(1)仪陇—平昌地区凉高山组为早侏罗世第3次湖盆扩张期的沉积产物,整体经历了凉下段滨湖—浅湖、凉上段中—下部深湖—半深湖及浅湖、凉上段上部三角洲前缘和浅湖的沉积环境变化。(2)研究区凉高山组页岩可分为长英质页岩、钙质页岩、黏土质页岩等3种;页岩有机质丰度高,TOC值为0.50%~3.39%,平均值为1.30%,有机质类型以Ⅱ_(1)和Ⅱ_(2)型为主,热演化程度高,镜质体反射率(Ro)为1.00%~1.90%,处于高—过成熟阶段。(3)凉高山组页岩物性较好,孔隙度为0.48%~7.17%,平均为3.61%,发育无机成因孔、有机孔和构造缝等储集空间类型;含油性较好,以轻质组分为主,整体呈零散状、点状分布,局部呈团块状富集;凉上段下部富有机质页岩更发育,是目前勘探的重点层位。(4)凉高山组页岩油气的富集受控于前陆盆地过渡期的弱沉降环境、大面积分布的深湖相沉积、较高的热演化程度以及普遍发育的微裂缝。中南部为页岩油气潜力区,页岩储层厚度一般大于15 m,TOC值大于1.50%,孔隙度大于4.00%,R_(o)大于1.30%;凉高山组页岩油资源量为26.75×10^(8)t、页岩气资源量为1.72×10^(12)m^(3),有望成为四川盆地石油产量增加的主力层系。

松辽盆地古龙页岩油富集耦合机制

大庆油田生产实践证实松辽盆地青山口组古龙页岩油具有巨大的勘探开发潜力,但页岩油富集的耦合机制仍不明确,制约了页岩油成藏理论及油气富集区的认识。通过岩心精描、古地温恢复、常微量元素分析、场发射环境扫描电镜分析、二维核磁分析等技术,明确了古龙页岩油富集的耦合机制。松辽盆地古龙页岩油富集受宏、微观多因素耦合控制:宏观上,古龙页岩油富集受控于43.99~77.28℃/km古地温梯度的高温热盆、大规模发育的富氢高有机质页岩、温湿淡水-微咸水还原水体环境及较强的顶底板封存能力4个地质因素;微观上,古龙页岩油富集受控于以有机质成熟度为主线的生烃与成储同步演化耦合,随着页岩成熟度不断增高,干酪根不断裂解,生烃量增加,有机缝孔的占比逐渐增大,无机孔占比逐渐减少,生成的油气由重质向轻质转化,吸附油占比减小,游离油占比增大。当Ro大于1.3%时,孔壁表面润湿性由亲水性向亲油性转变,原油不断从小尺度孔隙向大尺度孔隙渗流。研究成果可为古龙页岩油成藏理论认识的深化及富集区优选提供重要依据。

松辽盆地北部青山口组夹层型页岩油形成地质条件及勘探潜力

松辽盆地北部青山口组是大庆油田重要的页岩产油层,主要发育泥纹型和夹层型2种类型的页岩油,其中泥纹型页岩油已经在Q9油层取得效益勘探,夹层型页岩油近2年也受到了广泛关注,部分探井取得较好效果,展现了一定的资源规模,是大庆油田增储建产的重要接替领域。基于钻井、测井、岩心和实验分析资料,通过对青山口组沉积相、砂体分布、储层宏微观特征和含油性的系统分析,明确了松辽盆地白垩系青山口组夹层型页岩油形成的地质条件及勘探潜力。结果表明:青山口组沉积时期,主要发育北部和西部物源,沉积微相类型主要为水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、浊积砂和砂质碎屑流,夹层砂岩在全区大面积分布,沿着物源方向逐渐减薄;夹层型页岩油砂岩储层主要发育粒间孔和溶蚀孔,有效孔隙度一般为6%~12%,页岩储层主要发育粒间孔、晶间孔、有机生烃缝等,砂岩和页岩均具有较好的储集能力;青山口组夹层型页岩油源储一体近距离运移立体成藏,砂岩、页岩普遍含油,在成熟烃源岩内为纯油区,大规模连续成藏;按照有效烃源岩范围、砂岩分布范围、储层特征、黏土矿物含量、油水关系等地质条件,综合划分了青山口组夹层型页岩油发育的有利区带,初步估算资源量潜力为25×10^(8) t,展现出良好的勘探前景。主要参数对比结果表明,齐家南和古龙西地区夹层砂岩相对较厚、源岩品质相对较好,是近期增储建产的现实区带。

松辽盆地古龙页岩纳米孔喉体系中页岩油组分及成熟度分异效应

陆相页岩油储层中石油的微运移效应会导致微观孔隙空间中赋存的页岩油性质发生分异,然而页岩储层孔隙半径较小,孔喉结构复杂,很难通过常规手段对其进行精细刻画,导致对页岩油的微观富集机理认识不清。通过对松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩岩心样品进行分步-接力抽提、低温氮气吸附实验,并开展全烃气相色谱、族组分定量、饱和烃气相色谱质谱和金刚烷双质谱等地球化学分析,揭示出页岩储层纳米孔喉体系内的石油组分和成熟度分异效应。结果表明,古龙页岩孔隙以介孔为主,随着页岩样品粒径的逐级减小,更多初始连通性较差的孔隙会被释放出来,同时微观纳米孔喉中烃类的重质组分相对增加,极性更强,页岩油的成熟度也相对更高,这与不同连通性孔隙空间中页岩油的排烃和微运移效应具有一定的相关性。研究成果可为精细表征页岩油的微观赋存特征,阐明页岩油储层烃类微观差异富集机理提供有效的技术手段,同时也为页岩油的可动性评价和甜点优选提供可靠的理论依据。

我国陆相页岩油勘探开发进展与发展建议

【研究目的】中国页岩油资源丰富且快速发展,但仍存在探明率低、开采难度大、产量低等关键问题,因此需要分析中国陆相页岩油勘探开发进展与形势,提出页岩油发展建议,服务国家能源安全保障。【研究方法】通过梳理国内外页岩油发展历程,分析近些年我国陆相页岩油勘探开发取得重大突破、重要进展的方向与领域,总结页岩油储产量增长点。【研究结果】鄂尔多斯盆地探明了国内首个10亿t页岩油大油田、松辽盆地古龙凹陷新增页岩油预测地质储量12.68亿t、渤海湾盆地古近系多口探井试获高产工业油流、准噶尔盆地吉木萨尔页岩油三级地质储量达5亿t等8项重大进展;形成了具有中国特色的页岩油富集理论和勘探开发技术;截至2021年底,全国页岩油探明地质储量12.2亿t,待探明地质资源量271.06亿t,探明率为4.3%,勘探潜力巨大;八个大中型含油气盆地取得多个层系页岩油调查勘探的重大突破,展示了中国陆相页岩油广阔的发展前景。【结论】鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、四川盆地、江汉盆地是页岩油未来勘探开发主要地区,有望成为“十四五”油气现实接替领域;渤海湾盆地济阳坳陷渤南地区古近系、鄂尔多斯盆地陇东和伊陕斜坡三叠系、松辽盆地古龙凹陷白垩系、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系、四川盆地川东地区侏罗系、江汉盆地潜江凹陷古近系为增储上产的有利目标区;大型盆地页岩油资源潜力动态评价、不同类型页岩油成藏机理和不同成熟度页岩油勘探开发技术、中小型盆地页岩油调查评价是中国陆相页岩油下一步工作的重点方向。

松辽盆地古龙页岩油储层干酪根的有机元素组成及其N元素的地球化学意义

对青山口组页岩的317件干酪根样品进行了工业、元素及能谱分析,对样品进行两次校正,引入合理评价干酪根C、H、O、N的指标C_(cc)、H_(cc)、O_(cc)、N_(cc)概念。研究结果显示:古龙凹陷青山口组泥页岩Ⅰ型干酪根具有较高的H_(cc)、N_(cc)和很低的O_(cc),而Ⅲ型干酪根的O_(cc)则较高,H_(cc)、N_(cc)较低。Ⅱ干酪根的H_(cc)和N_(cc)低于Ⅰ型干酪根,而高于Ⅲ型干酪根;Ⅱ干酪根的O_(cc)高于Ⅰ型和Ⅲ型干酪根。N_(cc)主要以有机官能团(NH3+)方式存在的于黏土的F-F纳缝中,而不是存在于黏土晶胞间的无机N(NH4)。微量元素研究表明,古龙青山口组页岩油储层沉积时经历了十几次干旱咸水环境,因为咸水环境有利于形成黏土的F-F凝聚,使发育有NH3+官能团的有机质被吸附在黏土片的F-F纳缝之间。随着深度的增加,N_(cc)的克分子量增加速率是C_(cc)克分子量增加速率的0.96~2.04倍,在青山口组1300~2550m深度内青一段干酪根的N_(cc)含量明显比上部的干酪根相对高,主要原因与下部青一段藻类较富集有关,其次与H_(cc)的快速脱落而使N_(cc)相对富集有关,间接地揭示了青一段生烃能力较上部强。通过研究N_(cc)可以间接地知道古环境中的咸度、黏土的孔隙类型及其干酪根的来源。经过论证,O_(cc)和N_(cc)越大,页岩的封存性也就越好,含油气性也越好。因此,O_(cc)和N_(cc)值可以作为判别页岩油发育程度的指标。古龙页岩油储层的N_(cc)和O_(cc)的研究可以提供一些重要的沉积环境、地球化学、黏土结构、干酪根有机质类型和成岩成储及成藏等信息,应该受到重视。

油田长关低效井地热资源的开发与利用

在国家双碳目标的大背景下,油田大力发展清洁能源替代下的低碳生产路径,并充分开发利用油田独有的长关井地热资源,成为了重要的研究方向和实践领域。以海拉尔油田某作业区为研究对象,采用同轴换热改造技术及热泵技术,实现了该作业区周边长关井地热能的开发与利用。结合工艺设计及数学模型建立,对该作业区周边长关井地热资源进行了系统性评估,区域内岩热资源储量为18.6×10^(8)GJ,可采地热资源量为4.6×10^(8)GJ,折合标准煤约6320×10^(4)t。根据评估结果制定出相应的作业区供暖替代方案,将距生活区锅炉房1.5 km范围内的20口长关井改造成地热井,替代原有的燃油锅炉供暖,可节约原油1424 t/a,节约标煤1588.3 t/a,CO_(2)减排4399.5 t/a,节约运行费用301.5万元/a。在充分研究油田长关井综合性质的基础上,结合先进的地热能源开发技术,可以有效提高能源利用率并减少环境污染,对未来地热资源的开发与利用具有重要借鉴意义。

松辽盆地古龙页岩油富集机制与常规—非常规油有序分布

通过对松辽盆地白垩系青山口组黑色页岩有机质富集、生烃和成藏过程研究,揭示古龙页岩油富集机理及常规—非常规油气分布规律。松辽盆地是在早白垩世受西太平洋板块俯冲后撤影响、郯庐断裂带在中国东北地区发生大规模水平位移的背景上形成的一个巨大内陆湖盆。青山口组沉积期间,陆地水文循环强烈,松辽古湖盆湖平面上升,大量营养物输入使浮游菌藻类生物繁盛,间歇性海侵促进水体咸化分层和缺氧环境形成,有利于有机质富集;生物标志化合物分析表明,经微生物改造的浮游菌藻类生源有机质对高生油能力的优质烃源岩形成具有重要作用。松辽盆地古龙凹陷青山口组轻质页岩油层内富集具有4方面有利条件:①中等有机质丰度和高生油潜力为页岩油富集提供了充足的物质基础;②较高的热演化程度使得页岩油具有较高的气油比(GOR)和良好的可动性;③较低的排烃效率导致滞留在源岩中烃类含量高;④高成熟阶段的层内胶结封闭效应导致轻质页岩油高效聚集。成藏过程恢复表明,青山口组烃源岩早期中低成熟阶段生成的液态烃经二次运移后在长垣和斜坡聚集形成优质的常规油藏和致密油藏;后期中高成熟阶段生成的轻质油原地聚集,形成约150×10^(8) t的古龙页岩油资源,最终使盆地内地油气分布呈横向连片、垂向叠加、常规—非常规序次分布的特征,表现为常规油—致密油—页岩油有序聚集的完整“全油气系统”格局。

松辽盆地白垩系青山口组页岩层系非均质地质特征与页岩油甜点评价

松辽盆地白垩系青山口组湖相沉积发育规模富有机质页岩,古页油平1井实现了深湖区古龙页岩油勘探突破。为进一步精细评价湖盆不同相带页岩层系地质特征,明确陆相湖盆页岩油甜点特征,按青山口组页岩形成环境差异,开展湖盆不同相带页岩层系地质特征非均质性研究。淡水湖盆不同相带页岩层系存在富有机质(总有机碳含量TOC>3%)纹层状黏土(质)页岩、纹层状黏土(质)页岩、长英(质)页岩、纹层状介壳页岩、块状泥岩、灰岩和白云岩7种类型,分别评价生烃与滞留烃总量差异及烃类流动性、储集性、可压性和产油能力差异,据此提出页岩油资源甜点与工程甜点。根据TOC和S_(1)(热解烃含量)将青山口组页岩资源甜点划分为Ⅰ,Ⅱ和Ⅲ类,其中Ⅰ类资源甜点TOC大于3.0%,S_(1)大于4.0 mg/g;Ⅱ类资源甜点TOC在1.5%~3.0%,S_(1)在1.0~4.0 mg/g;Ⅲ类资源甜点TOC小于1.5%,S_(1)小于1.0 mg/g。半深湖-深湖相页岩多为Ⅰ类和Ⅱ类资源甜点,滨浅湖相页岩则以Ⅱ类和Ⅲ类资源甜点为主。通过不同相带岩相含油性、渗流性、可压性、源岩特性和物性等因素分析,优选松辽盆地青山口组页岩油主力靶体。