四川盆地及周缘龙马溪组页岩产气效果影响因素

我国在四川盆地及周缘下志留统龙马溪组页岩气勘探开发中已取得一些重要发现和突破。JY1HF井、彭页1Hf、DY2HF井、南页1HF、龙参2井、保页1井等一系列针对龙马溪组的钻井及压裂改造都展现了我国南方龙马溪组页岩具备良好的勘探开发前景。本文对比分析了四川盆地及周缘多口页岩气井压后产量与储层地质条件、储层物性、地应力、构造保存及压裂施工规模等影响页岩气产能参数的相关性,总结提出了影响页岩气勘探开发效果的主要控制因素为优质页岩厚度、含气性、脆性矿物含量、孔隙度、地层压力系数和水平应力差异系数,为今后我国南方海相页岩气的高效勘探开发提供了重要的借鉴和指导。     

昭通国家级示范区浅层页岩气立体开发探索：以海坝背斜南翼YS203H1平台为例

昭通国家级示范区浅层页岩气分布面积广、地质储量大,具备较大开发潜力.为实现示范区中部海坝背斜浅层页岩气的高效建产和资源最大化动用,在总结示范区太阳背斜浅层页岩气立体开发经验基础上,遵循地质工程一体化理念和研究思路对海坝浅层页岩气立体开发可行性及井网部署方式进行探索.结果表明：单层井网开发仍以龙一1¹小层为最佳靶体,五峰组在当前工艺技术和经济指标下,暂不具备作为独立开发层系经济开发的条件,仍需进一步探索;龙一1¹小层+龙一1³小层间I+II类优质储层厚度大,相比龙一1¹单层开发,采用龙一1¹小层+龙一1³小层下部双层立体交错井网在相同井距及井数的立体开发方案下,井组EUR及IRR均有较大增加;在相同控制面积条件下,井距和井数之间存在最优化区间,在当前工艺技术和经济指标下,建议250 m为最佳井距;若建井及改造成本下降,有进一步缩小井距、提高井组整体EUR的潜力;大规模水力压裂不但会改变就地应力大小,还会改变水平主应力方向,从而改变近井地带应力状态,使其从走滑...     

昭通太阳背斜山地浅层页岩气"三维封存体系"富集成藏模式

本文系统分析了太阳地区构造断裂系统、顶底板条件、沉积岩相、优质页岩展布、源储条件及富集高产规律,提出了"多场协同多元耦合"共同作用下太阳背斜区山地浅层页岩气"三维封存体系"富集成藏赋存模式,具有5个特征:①页岩储层上覆龙马溪组一段二亚段—石牛栏组厚层致密页岩和泥灰岩,下伏临湘组—宝塔组厚层致密瘤状灰岩,具有良好的封隔层条件,形成了封存体系的顶板和底板;②压扭应力背景下形成的断裂系统属于挤压性逆冲断层、压扭性走滑断层,断层的纵向封闭性好,有效地保护了优质页岩气藏;③断层两盘页岩气层对接岩性均为致密泥灰岩和灰岩,侧向封堵性防止了页岩气泄漏点出现,使得山地浅层页岩气仍具有连续型气藏特征;④前陆盆地"水体滞留+火山灰沉降"造就了"海洋漂浮生物繁盛+缺氧强还原"深水陆棚沉积环境,形成了"富碳、高硅、低黏、高脆"的优质烃源岩储集体,构建了"规模生烃、高效吸附富集"的页岩微纳米级储集孔隙空间;⑤页岩储层具有相对小的地应力和两向水平应力差,既利于在中低泵压下的储层压裂施工作业,又具备体积压裂打碎页岩形成复杂缝网和气井获得高产的关键要素.提出了复杂构造区山地浅层页岩气"多元富集高产"的规律性认识,即:前陆盆地深水缺氧强还原环境促使了"富碳、高硅、低黏"页岩储层发育(沉积成岩控制源储特征)、持续良好的三维封闭保存体系有效保护了富有机质页岩生烃留烃富烃和超压保孔(保存条件控制天然气藏)、页岩脆性与地应力以及水平应力差决定了体积压裂改造的难易程度并影响了人造页岩气藏的构建效果(应力可压性控制人造气藏)、Ⅰ类优质页岩气储层连续厚度和地层压力系数决定了页岩气禀赋的资源储量丰度与气井高产(烃储禀赋控制单井产量).研究成果对中国南方复杂构造区海相浅层页岩气的高效勘探开发具有重要的借鉴引领和指导意义.     

湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法研究——以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例

湖相泥页岩基质储层是中国页岩油赋存的主要载体,相对于夹层型和裂缝型储层更难被压裂改造和实现工业开发,因而压裂层位的选择至关重要. 本文以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例,建立了一套湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法. 通过录井、测井解释优选出青山口组一段中的I类页岩油层,对I类页岩油层的电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标进行综合分析,基于上述6项指标,利用层次分析法对所有I类页岩油层进行综合排序,确定了27、25和23号层为最有利页岩油层. 松页油3井针对上述页岩油层进行了压裂试油,实现了三肇凹陷页岩油工业油流突破,证实选层方法可行有效,可推广应用于湖相基质型页岩油的甜点层优选和水平井部署.     

深埋海相页岩储层特性及其原位条件下脆性评价

储层压裂改造是非常规能源开发的关键核心技术,近年来我国川西南页岩气区块储层埋深已经突破了4000 m,部分储层埋深已经接近5000 m的深度范畴,这些深埋海相页岩储层的开发与3500 m以浅区相比差异较大,其独有特性对于储层改造工程形成挑战。储层压裂改造中起到控制性作用的是储层岩石的物理力学特性,岩石脆性是其中之关键指标。国内外学者提出多个岩石脆性指标评价方法,矿物成分、力学性质、应力-应变曲线特征、硬度测试以及能量理论等等,但是对于深埋储层岩石在原位条件下的脆性评价,则由于实现难度较大而鲜见相关成果。在实验室模拟储层温压条件下在原位钻取岩石样品实施三轴压缩力学试验获得全应力-应变曲线,其峰前与峰后的应力-应变信息有效反映了原位条件下储层岩石的峰值破坏前后的内在材料属性以及变形破坏过程,通过获取多个储层岩芯峰前以及峰后的弹模计算获得脆性指数K₁和K₂,其值能够反映应力-应变后的弹性变形能量、峰后破裂能量以及冗余能量的关系,该脆性指数的最显著特点是能够反映出深埋页岩储层在原位条件下的温度和压力条件下的材料行为属性,从而能够对深埋海相页岩储层进行原位条件下的脆性评价。本文基于对我国龙马溪页岩储层中龙一层位中1~4小层及其下伏五峰组的页岩原位条件下的脆性评价,对比实际压裂工程现场压裂产气效果讨论了原位条件下的脆性评价的重要性。     

叠前弹性参数反演在龙马溪组页岩脆性预测中的应用

页岩气储层的可压裂性对其研究开发影响很大,脆性是评价可压裂性的重要指标,进行页岩气储层脆性预测,可以为水平井设计和压裂工艺提供技术方案。目前页岩气储层脆性评价的主要方法是取心矿物分析法、测井解释脆性评价法、叠前地震资料反演法等方法。前两种方法只能够根据测井解释资料获取纵向上的脆性信息,而横向展布规律难以评价,叠前地震资料反演技术可以获得页岩气储层横向上的脆性展布规律,有利于设计良好的水平井。这里以川南地区龙马溪组页岩气储层为载体,通过分析测井取心脆性矿物含量和岩石物理参数优选,确定了脆性的评价标准及地震评价参数,通过叠前弹性参数反演获得龙马溪组页岩储层的弹性参数体,按照评价标准和评价参数得到龙马溪组页岩脆性的空间分布特征,从而为水平钻井提供技术保障,有助于页岩气储层的"甜点"评价。通过与已知区的对比,说明预测效果较好,所提出的方法和流程具有较强的应用价值和推广价值。     

川南龙马溪组页岩储层特征及主控因素

以川南长宁页岩气示范区A井页岩气优质产层龙一1小层与非优质产层龙一2小层及龙二段为主要研究对象,从储层矿物组成、纳米孔隙发育特征和赋存载体组合样式及其主控因素等微观层面进行系统对比,进一步明确了两者的差异及相互关系。研究结果显示:1）龙一1小层富含有机质、石英和黄铁矿,页岩孔径分布呈前峰型,纳米孔隙发育主要受TOC含量控制,有机孔是纳米孔隙主要类型,有机质颗粒充填于矿物粒间孔内,被石英和碳酸盐岩等脆性矿物包围,构成“纳米级气藏”;2）龙一2小层和龙二段相对富含黏土矿物和碳酸盐岩,页岩孔径分布以后峰型为主,纳米孔隙发育主要受黏土矿物含量控制,黏土矿物粒间孔/层间孔是纳米孔隙主要类型,黏土矿物颗粒内部充填纳米孔隙不发育的方解石和白云石,对页岩气运移起到有效阻滞。因此,非优质产层龙一2小层和龙二段实际上是下伏优质产层龙一1小层的有效盖层。川南龙马溪组页岩气选区需同时关注龙一1小层的储集能力和龙一2小层与龙二段等上覆地层的封闭能力。     

东营凹陷泥页岩矿物组成及脆度分析

对东营凹陷泥页岩矿物组成、脆度进行了系统研究,并与北美页岩进行了对比。研究表明:东营凹陷沙三下和沙四上亚段泥页岩主要由黏土矿物、陆源碎屑矿物（主要指石英和长石）和自生非黏土矿物（主要指碳酸盐和黄铁矿）三部分组成;泥页岩黏土矿物含量平均只有25％左右,远低于海相泥岩和传统观点;石英含量平均为29%,远低于海相页岩;长石含量平均约5％,高于海相泥岩;自生的碳酸盐矿物含量较高,平均约37％;分析认为,陆相盆地面积较小、距物源区近以及相变快是导致研究区泥页岩矿物组成特征的主要原因。鉴于此,提出了新的脆度计算方法并计算了东营凹陷泥页岩的石英脆度、碳酸盐脆度和总脆度。对比发现,碳酸矿物盐含量与泥页岩脆度相关性较好,是影响泥页岩脆度的主要因素。最后指出:研究区泥页岩脆性较好,易于形成天然裂缝或被压裂,是页岩气潜在的有利储层。     

禹州煤田煤系泥页岩矿物组成与脆性分析

为了研究禹州煤田煤系泥页岩的矿物组成和页岩气储集层物性,对采自该区石炭二叠系的泥页岩样品进行了X射线衍射分析和有机地球化学实验。结果表明,禹州煤田煤系泥页岩有机碳含量高,有机质类型为Ⅱ型,热演化程度处于成熟—高成熟阶段(平均值为1.62%);泥页岩矿物组成以石英、黏土矿物为主,平均含量分别为31.9%、63.2%,部分样品中含有少量的长石、菱铁矿、黄铁矿。通过与海相页岩对比,海陆过渡相煤系泥页岩黏土矿物含量为40%~80%,其中高岭石含量高是煤系泥页岩储层的重要特征,平均含量达到29.6%左右。此外,煤系泥页岩的石英脆度和总脆度均比海相页岩要低,其中禹州煤田煤系泥页岩石英脆度为32%,总脆度为36%,与国内其他地区煤系泥页岩脆度相当。表明禹州煤田煤系泥页岩具备较好的页岩气储集层可压裂性。     

重庆南川地区龙潭组页岩气地质特征与甜点优选

海陆过渡相富有机质含气页岩是页岩气勘探的重要领域。利用地震、钻井、测井、分析测试等资料，选择重庆南川地区为研究对象，对我国南方四川盆地东南缘地区二叠统龙潭组页岩气勘探潜力系统评价。从沉积环境、岩性组合、有机地化、储层物性、含气性、矿物组成等页岩气成藏地质条件等方面入手，探讨了页岩气富集主控因素，优选了甜点区和甜点段。研究结果表明：① 南川地区龙潭组处于潟湖相，富有机质黑色泥页岩发育，累厚50~65 m，单层厚度26~32 m，埋深主体在1000~4000 m之间。② 地球化学指标适中，TOC含量2. 0%~3. 0%，Ro为2. 0%~2. 2%，有机质类型为Ⅲ~Ⅱ2型。③ 含气性较好，气测全烃一般3%~25. 5%，含气量1. 5~3. 5 m3/t。④ 硅质、碳酸盐矿物等脆性矿物含量较高，具有较大页岩气勘探潜力。⑤ 龙潭组页岩气富集高产具有相带控烃、保存控富、可压控产“三控”规律，即潟湖相影响泥页岩厚度及地化指标，控制页岩气富集烃源基础；保存条件影响地层压力和滞留气含量，控制页岩气富集的程度；可压裂性影响改造体积和缝网复杂程度，控制页岩气井产量。⑥ 初步建立了南川地区龙潭组页岩气甜点区目标评价方法和标准，优选出具有一定构造稳定区面积、页岩气成藏指标较好、埋深适中的阳春沟背斜、东胜背斜为Ⅰ类区。⑦ 建立了以TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物含量四项主要参数为指标的储层综合评价指数（RCEI），优选出潭三段为页岩气勘探甜点段，潭三段上部为水平井最优穿层靶窗。     

Fracability Evaluation of Shale of the Wufeng‐Longmaxi Formation in the Changning Area,Sichuan Basin

The fracturing technology for shale gas reservoir is the key to the development of shale gas industrialization. It makes much sense to study the mechanical properties and deformation characteristics of shale, due to its close relationship with the fracability of shale gas reservoir. This paper took marine shale in the Changning area, southern Sichuan Basin of China as the research object. Based on field profile and hand specimen observation, we analyzed the development of natural fractures and collected samples from Wufeng Formation and Longmaxi Formation. Combining with the indoor experiment, we investigated the macroscopic and microscopic structural features and the remarkable heterogeneity of shale samples. Then we illustrated the mechanics and deformation characteristics of shale, through uniaxial compression test and direct shear test. The shale has two types of fracture modes, which depend on the angular relation between loading direction and the bedding plane. Besides, the Wufeng shale has a higher value of brittleness index than the Longmaxi shale, which was calculated using two methods, mechanical parameters and mineral composition. Given the above results, we proposed a fracability evaluation model for shale gas reservoir using the analytic hierarchy process. Four influence factors, brittleness index, fracture toughness, natural fractures and cohesive force, are considered. Finally, under the control of normalized value and weight coefficient of each influence factor, the calculations results indicate that the fracability index of the Wufeng Formation is higher than that of the Longmaxi Formation in Changning area, southern Sichuan Basin.     

四川盆地五峰-龙马溪组页岩储层非均质性特征

通过对比焦石坝、长宁和威远气田五峰-龙马溪组页岩产层段的岩矿、物性、含气性以及可压裂性等地质参数及其纵向变化规律,综合分析了页岩储层的平面和纵向非均质性及其对“甜点”优选和储层改造的影响。研究表明,纵向非均质特征在不同地区具有总体一致性：石英含量、有机碳含量和含气量均呈现下高上低的基本趋势;底部深水陆棚沉积层段普遍具有高有机碳含量、高脆性、高孔隙度和高含气量的特征,一系列属性参数的相互耦合和匹配决定了五峰组-鲁丹阶成为“甜点”的主要发育层段。平面非均质特征主要表现为储层品质以及“甜点”发育层段和厚度的区域差异：长宁和威远地区的钙质含量明显高于焦石坝地区,发育钙质硅质混合页岩相;焦石坝地区的水平应力差明显低于长宁和威远地区,且天然裂缝更为发育;长宁和焦石坝地区的“甜点层”发育于五峰-鲁丹阶下部,而威远地区的“甜点层”则发育于鲁丹阶-埃隆阶中部。页岩储层的非均质性决定了“甜点”的分布范围、发育层段和厚度;矿物组成、天然裂缝、岩石力学参数和地应力场的空间变化是进行压裂设计的重要依据。     

鄂西地区震旦系陡山沱组二段页岩气储层测井评价初探

鄂西地区震旦系陡山沱组是中国页岩气勘查的新层系,其页岩储层矿物成分以白云石为主,测井响应特征与奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、寒武系牛蹄塘组硅质页岩明显不同,原有储层"七性"关系测井评价对于陡山沱组页岩储层精细刻画和压裂施工解释评价存在一定的不适用性。本文以鄂阳页1井为例,综合利用常规测井、特殊测井和样品测试分析资料,研究发现不同于五峰组—龙马溪组和牛蹄塘组硅质页岩"四高四低"测井响应特征,陡山沱组二段云质页岩具有低伽马、低铀、低声波时差、低中子,高电阻率、高密度"四低两高"测井响应特征,认为元素测井是评价陡山沱组二段页岩地层总有机碳含量最直接和有效的方法,MRIL-P型核磁测井适用于该地层孔隙度参数评价。通过拟合计算完善了适用于该地层的含气量估算方法,获取了有利页岩储层评价参数,研究成果将为同类型页岩储层测井评价提供参考依据。     

四川盆地志留系龙马溪组页岩储集空间及矿物组成特征

基于四川盆地长宁县双河镇下志留系龙马溪组新鲜露头剖面野外考察,通过SEM、矿物含量等分析,研究龙马溪组页岩岩石学特征、矿物组成特征和储集空间类型,并讨论页岩储集空间的影响因素以及储层矿物组成的特征.结果表明：发育有黄铁矿孔隙、黏土矿物晶间微孔和微裂纹、有机质孔隙、层间页理缝等4种储集空间,岩相类型、矿物组成、成岩作用控制着储集空间;研究区龙马溪组页岩储层矿物特征明显,对页岩气的开采具有重要意义.     

页岩气储层特征及测井评价方法

为准确分析页岩气储层特征及其测井评价方法,在大量国内外文献调研基础上,综合已有的地质、测井资料,详细分析了页岩气储层的矿物成分、有机质特征、物性特征和储集特征等,提出了从含气页岩识别、页岩生烃潜力评价及含气页岩储集参数评价等三方面开展页岩气测井评价工作。对页岩气储层特征及其测井评价方法进行分析总结,可为页岩气的勘探开发提供技术支持。      

涪陵气田焦石坝区块页岩气储层储集空间特征及其定量评价

四川盆地涪陵气田焦石坝区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段海相页岩气储层是由孔隙和裂隙组成的双孔隙岩层。为确定储层的含气量和产出能力,应用页岩气测井评价技术对储层的孔隙度和渗透率进行了定性认识,并提出了定量评价方法。认为用"经验统计法"可以有效计算出页岩气储层的孔隙度,但由目前的测井评价技术所得到的渗透率仅能反映储层渗透率的变化趋势。     

Geological Factors Controlling the Accumulation and High Yield of Marine-Facies Shale Gas: Case Study of the Wufeng-Longmaxi Formation in the Dingshan Area of Southeast Sichuan,China

The main geological factors controlling the accumulation and yield of marine-facies shale gas reservoirs are the focus of the current shale gas exploration and development research. In this study, the Wufeng-Longmaxi Formation in the Dingshan area of southeast Sichuan was investigated. Shale cores underwent laboratory testing, which included the evaluation of total organic carbon(TOC), vitrinite reflectance(Ro), whole-rock X-ray diffraction(XRD), pore permeability,and imaging through field emission scanning electron microscopy(FE-SEM). Based on the results of natural gamma ray spectrum logging, conventional logging, imaging logging, and seismic coherence properties, the exploration and development potential of shale gas in the Dingshan area have been discussed comprehensively. The results showed that(1)layer No. 4(WF2-LM4) of the Wufeng-Longmaxi Formation has a Th/U ratio 2 and a Th/K ratio of 3.5–12. Graptolites and pyrite are relatively abundant in the shale core, indicating sub-high-energy and low-energy marine-facies anoxic reducing environments.(2) The organic matter is mainly I-type kerogen with a small amount of II1-type kerogen. There is a good correlation among TOC, Ro, gas content, and brittle minerals; the fracturing property(brittleness) is 57.3%. Organic and inorganic pores are moderately developed. A higher pressure coefficient is correlated with the increase in porosity and the decrease in permeability.(3) The DY1 well of the shale gas reservoir was affected by natural defects and important latestage double destructive effects, and it is poorly preserved. The DY2 well is located far from the Qiyueshan Fault. Large faults are absent, and upward fractures in the Longmaxi Formation are poorly developed. The well is affected by low tectonic deformation intensity, and it is well preserved.(4) The Dingshan area is located at the junction of the two sedimentary centers of Jiaoshiba and Changning. The thickness of the high-quality shale interval(WF2-LM4) is relatively small, which may be an important reason for the unstable production of shale gas thus far. Based on the systematic analysis of the geological factors controlling high-yield shale gas enrichment in the Dingshan area, and the comparative analysis with the surrounding typical exploration areas, the geological understanding of marine shale gas enrichment in southern China has been improved. Therefore, this study can provide a useful reference for shale gas exploration and further development.     

准噶尔盆地南缘山前冲断带芦草沟组储层含气性及主控因素分析——以米参2井为例

在野外地质考察、重磁电勘探成果基础上,在准噶尔盆地南缘山前冲断带乌鲁木齐一带进行了页岩气参数井——米参2井施工。综合钻探、地质综合录井、测井和分析测试数据,进行该区芦草沟组泥页岩储层含气性评价,并对储层有机碳含量、孔隙度、矿物组分和页岩裂缝发育特征等方面进行研究。分析储层含气性主控因素,旨在对识别准噶尔盆地南缘山前复杂构造带页岩气“甜点”及勘探开发提供地质依据。结果表明,该区芦草沟组泥页岩含气层累计有效厚度206.9 m(34层),其中气层有效厚29 m(3层),最大总含气量1.64 m³/t;储层总含气量与有机碳含量、核磁有效孔隙度和矿物成分之间相关性较弱,与核磁自由流体孔隙度和裂缝密度呈较好的正相关,认为在准噶尔盆地南缘山前冲断带,应以在远离断裂的构造相对稳定区域寻找裂缝型“甜点”为主。     

页岩气测井评价方法及应用

利用测井资料对页岩气进行评价有两方面的内容,一是页岩的识别,即利用页岩在测井曲线上的异常响应特征,确定页岩层的位置与厚度;二是对页岩气储层进行评价,有机碳（TOC）含量是评价页岩气的重要参数,利用ΔlgR技术,可以快速有效的计算页岩层的有机碳（TOC）含量。实例表明利用测井方法并结合地球化学实验资料,可以对页岩气进行有效评价及预测。