含油气系统模拟技术在渝东南地区下古生界页岩气层的应用

运用Petro Mod软件对渝东南地区下古生界页岩气层开展含油气系统模拟,分析页岩气成藏条件,结果表明:渝东南地区主要经历了三次快速沉积时期和三次剥蚀时期;现今页岩气含量受控于生烃演化和构造运动,五峰组–龙马溪组志留纪晚期开始生烃,三叠纪末含气量达到最大,在沉积构造演化过程中仍持续生烃,至今具有一定的勘探潜力;牛蹄塘组最佳生烃期在晚志留世,燕山期构造运动之前已经停止生烃,页岩气藏发生置换作用,导致现今含气量极低且以氮气为主。

构造特征对重庆地区页岩气储量品质的影响

重庆地区页岩气资源量丰富,勘探潜力巨大。区域地质构造演化活动强烈复杂,造就了重庆地区特色的"喀斯特地貌"构造,成为典型的构造型页岩气藏。复杂的地形及构造特征成为控制重庆地区页岩气品质的重要影响因素。构造对页岩气产能的控制作用导致区内页岩气品质差异明显。本文从重庆地区构造特征入手,重点探讨构造类型、断裂特征、保存条件对页岩气储量品质的影响。研究认为:在远离露头区域和断裂密集发育带、盖层厚度大且覆盖面积广、有封堵性好的断层遮挡的背斜核部平缓区和向斜构造低部位区的页岩气藏保存条件有利,储量品质更好。

构造特征对重庆地区页岩气储量品质的影响

基于重庆地区构造特征,重点探讨构造类型、断裂特征、保存条件对页岩气储量品质的影响。研究认为:在远离露头区域和断裂密集发育带、盖层厚度大且覆盖面积广、有封堵性好的断层遮挡的背斜核部平缓区和向斜构造低部位区的页岩气藏保存条件有利,储量品质更好。

重庆地区页岩气钻井井壁稳定主控因素研究

四川盆地及其周缘发育的大套海相页岩是当前中国页岩气开发的突破口之一。该区域页岩气钻井数据显示,在页岩中钻井经常会遇到井眼垮塌、钻具遇阻遇卡、井喷井漏等井壁失稳复杂情况,这些复杂情况是页岩气勘探开发,特别是水平井、丛式井钻井经常需要面对的挑战。重庆市位于四川盆地东部边缘,地跨扬子准地台和秦岭地槽褶皱系两大构造单元,地质构造复杂,地形地貌多样,在页岩气井钻探开发过程中,去除工程影响因素后,可以发现钻井复杂情况在一些区域内呈现出一定的规律性,即井壁失稳与该地区的地质构造、地应力场分布和岩石物理力学性质等有较大的相关性。根据重庆地区不同的沉积、构造演化史和地质条件将重庆市分为4个区域,综合各个区域页岩气藏的地质特征和储集特征,结合钻井数据和实验数据,分析各区域页岩储层段钻井井壁失稳的主要控制因素。研究显示,渝中渝西地区影响井壁稳定的主要因素是地层压力,渝东南地区钻井在避开天然断层后发生井壁失稳的风险较小,渝东北的两个区域受高陡地层和应力偏转的影响,易发生沿断层、节理弱面的剪切滑移破坏。

渝东南复杂地质区页岩气勘探潜力

页岩有效储层厚度大、富含有机质、含天然气量高、保存条件好和便于施工作业的地貌是国内外勘探开发页岩气的主要地质条件。重庆市东南部地区下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组页岩层已钻获页岩气,根据国内外勘探开发页岩气地质条件对比,该区位于四川盆地东南缘,历经多期构造运动,断层极其发育,地层遭受剥蚀严重,页岩层埋藏浅,保存条件差,有效页岩层薄,含气量低,为典型的复杂地质区。系统分析了页岩气地质条件,认为局部地区具有形成页岩气藏的地质条件,提出复杂地质区背斜两翼地层倾角不大、向斜、断层不发育区等地区仍具页岩气勘探潜力。

四川盆地东北缘强应力大倾角页岩储层水力压裂裂缝形态

四川盆地东北缘山区页岩储层构造应力强,地层倾角大,层理和天然裂缝高度发育,储层改造中水力压裂裂缝展布的不确定性十分明显。基于有限元和离散元混合方法,引入横观各向同性本构关系表征层状页岩,建立了三维复杂裂缝扩展模型。应用此模型分析了地应力差、压裂液黏度、注入速率、天然裂缝等因素对压裂后裂缝的影响。模拟结果表明:垂向应力与最小水平主应力差越高,越有利于垂直裂缝的产生,当应力差为5 MPa时,适当提高压裂液黏度和注入速率,有利于降低层理对裂缝扩展的限制,增加垂直裂缝比例,提高储层垂向改造效果;页岩中无优势走向天然裂缝越发育,强应力差条件下产生的剪切破裂裂缝数量也越多。

构造解释技术在库车前陆冲断带的运用及效果

库车前陆冲断带位于塔里木盆地北部南天山,构造变形复杂,地震资料品质差,构造解释难度大,圈闭落实困难,利用最新的变形理论结合地震-地质联合解释技术,有效地提升了圈闭落实精度,带来库车天然气勘探的突破。