川西新场地区须五段泥页岩超压成因及其对含气性的影响

页岩气储集层中往往发育异常高的地层压力,其压力的大小不仅直接影响了泥页岩中有机质的热演化生烃作用,而且还决定着页岩气的保存和富集程度。为了研究川西新场地区须五段泥页岩的异常高压成因及其对含气性的影响,选取该地区3口井的页岩岩心样品进行现场解吸、X衍射矿物分析和等温吸附等一系列分析测试来辅助说明超压产生的原因。然后结合前人研究成果和测试数据,对泥页岩的异常高压成因进行了定性分析,初步探讨了泥页岩异常高压发育与含气量之间的关系。分析表明：造成川西新场地区须五段泥页岩异常高压现象的原因主要有欠压实作用、生烃作用、粘土矿物脱水作用和构造挤压作用。页岩含气量与异常高压的发育程度呈正相关关系,页岩异常高压越发育,其含气量越大,产气量也越高。同时压力系数可以作为保存条件的综合判别指标,川西新场地区须五段泥页岩压力系数较高,保存条件较好。     

川东南丁山地区龙马溪组页岩裂缝特征及对含气性的影响

川东南丁山地区是近年来四川盆地页岩气勘探开发的热点区域,裂缝的发育对页岩含气性及保存条件有重要的影响。综合运用野外露头、岩心、测井资料,结合岩石脆性矿物含量、岩石力学参数等数据,深入分析龙马溪组页岩裂缝发育特征和控制因素,并探讨了裂缝发育对含气性的影响。结果表明,丁山地区龙马溪组页岩裂缝主要以构造成因的剪切缝为主,裂缝优势方位共6组,主要包括4组平面剪切缝和2组剖面剪切缝,其发育主要受2个方向、3个阶段的构造应力场影响而成;裂缝延伸稳定,平均密度小,宽度小,充填程度高,主要被方解石和黄铁矿等充填。裂缝受控因素主要包括古构造应力场、构造部位、脆性矿物组分、岩石力学性质等;断层对裂缝发育具有明显的控制作用,其中断层两盘均存在裂缝发育程度急剧下降的临界范围,临界范围内裂缝发育程度高,超过此临界范围,裂缝发育程度变差且变化趋于平缓;不同期次的裂缝中,形成时间晚、规模过大、充填程度不高、与现今地应力方向一致或呈低角度相交的裂缝易造成页岩气的散失,对提高页岩含气性不利;龙马溪组岩石脆性矿物含量高,脆性指数属中等偏上程度,有利于构造缝发育且可压性较好。随着距齐岳山断裂距离的适当增加,龙马溪组页岩埋藏深度适中,地层压力增大,抗压强度增强高,脆性指数适中,构造保存条件变好,有利于不同方位的裂缝发育和页岩含气量的增加,位于该区域的DY2井与DY4井均位于该有利区域,含气性良好。研究结果对下一步深化页岩气勘探开发具有重要指导作用。     

雪峰隆起西缘湘张地1井牛蹄塘组页岩含气性特征及控制因素

雪峰隆起周缘是四川盆地外围页岩气勘探的重要区域,下寒武统牛蹄塘组为该区主要的页岩气层位,为深入研究页岩含气性特征,以隆起西缘湘张地1井钻井资料为基础,借助现场含气测试数据,对页岩纵向含气性进行精细描述,并以此探讨牛蹄塘组页岩气分布规律与控制因素.湘张地1井牛蹄塘组页岩气整体呈上低下高、局部富集的分布规律,受有机质含量、矿物组分、孔隙与裂缝、物性、滑脱构造等因素共同控制.下部页岩有机质和脆性矿物含量高、裂缝与孔隙较发育,气体吸附的比表面积主要由有机质孔隙提供,脆性矿物有利于孔缝的形成与保存,裂缝与孔隙的发育有效改善了储层物性,为游离气提供大量储集空间,配合存在的滑脱构造带,使下部总含气量较高,且以游离气为主,占比58%~82%,尤其底部滑脱带内吸附气含量极低,孔缝发育程度对总含气量的影响大于有机质含量,同时,孔缝分布的不均也导致气体在局部较为富集;上部页岩孔缝欠发育,有机质与脆性矿物含量均低于下部,整体含气性较差,吸附气占比略大,主要受有机质含量控制,可作为下部含气段直接有效的盖层.此外,下部页岩岩石力学脆性强、成岩作用晚、热演化程度高、抗压强度与主应力差低,具备较强的可压裂性,有利于后期改造.      

中国西北地区页岩气形成地质条件分析

长期以来,对西北地区盆地常规石油勘探已经取得了巨大突破,但页岩气的勘探仍处于起步阶段。页岩气具有自身的成藏机理,需要特殊的地质条件。通过分析我国西北地区塔里木盆地、柴达木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、银-额盆地和焉耆盆地页岩分布情况、厚度、面积、总有机碳含量、热演化程度、有机质类型、矿物岩石成分等因素,认为中国西北地区页岩分布面积广泛、厚度大,许多盆地或地区页岩有机碳含量高、热演化程度高、有机质类型好,具备页岩气大规模成藏的地质条件。其中吐哈盆地页岩与塔里木盆地页岩中黏土矿物含量低,石英等脆性矿物含量高,易受外力作用影响形成天然裂缝与诱导裂缝网络结构,有利于页岩气开采。与美国产气页岩的各项指标比较发现,塔里木盆地与准噶尔盆地古生界海相及海陆交互相页岩厚度大、脆性矿物种类多且含量高,但有机质丰度较美国海相产气页岩低,且热演化程度高(大部分处于高-过成熟热解气阶段)。与埋深超过3 000m的古生界过成熟(Ro为0.51%～3%)页岩和浅埋深但有机碳含量偏低(普遍小于2%)的新生界陆相页岩相比,中生界湖相和湖-沼相高有机碳含量(最高值达15.6%)页岩更具有勘探价值。     

Shale Gas Accumulation Conditions and Gas Content Calculation: A Case Study of Sichuan Basin and Its Periphery in the Lower Paleozoic

为了研究页岩气聚集条件及含气量的影响因素、计算方法,根据页岩气聚集机理、聚集特征将页岩气聚集的因素分为内部因素和外部因素.内部因素主要包括页岩有机地球化学参数、矿物组成以及物性参数等,外部因素主要包括深度、温度、压力等.通过对四川盆地及其周缘下寒武统和上奥陶统—下志留统41块黑色页岩的有机地球化学参数、矿物组成、物性参数、深度、温度、压力等因素对页岩含气量影响作用的分析,可知反映内部因素的有机碳含量、总烃含量、石英含量、粘土矿物含量、孔隙度(裂缝)、密度、黄铁矿含量和碳酸盐含量等8个参数对页岩气聚集具有重要影响.通过对“二参数”、“六参数”、“八参数”与含气量的多元线性回归得出计算页岩含气量的计算公式,据此公式计算的含气量与实测值吻合良好,且参数越多对页岩含气量的预测越准确.本文建议在条件允许的情况下,尽可能多地利用各种参数对页岩含气量进行预测,以达到更好的预测效果.在勘探早期,建议采用简单易得到的两个最主要参数——有机碳含量和孔隙度进行页岩含气量的计算.     

页岩气聚集条件及含气量计算——以四川盆地及其周缘下古生界为例

为了研究页岩气聚集条件及含气量的影响因素、计算方法,根据页岩气聚集机理、聚集特征将页岩气聚集的因素分为内部因素和外部因素。内部因素主要包括页岩有机地球化学参数、矿物组成以及物性参数等,外部因素主要包括深度、温度、压力等。通过对四川盆地及其周缘下寒武统和上奥陶统—下志留统41块黑色页岩的有机地球化学参数、矿物组成、物性参数、深度、温度、压力等因素对页岩含气量影响作用的分析,可知反映内部因素的有机碳含量、总烃含量、石英含量、粘土矿物含量、孔隙度(裂缝)、密度、黄铁矿含量和碳酸盐含量等8个参数对页岩气聚集具有重要影响。通过对"二参数"、"六参数"、"八参数"与含气量的多元线性回归得出计算页岩含气量的计算公式,据此公式计算的含气量与实测值吻合良好,且参数越多对页岩含气量的预测越准确。本文建议在条件允许的情况下,尽可能多地利用各种参数对页岩含气量进行预测,以达到更好的预测效果。在勘探早期,建议采用简单易得到的两个最主要参数——有机碳含量和孔隙度进行页岩含气量的计算。     

雪峰隆起西缘下寒武统牛蹄塘组页岩裂缝发育特征及主控因素

基于雪峰隆起西缘下寒武统牛蹄塘组页岩地表露头、岩心、薄片和扫描电镜下天然裂缝特征参数的观察与统计,并借助相应样品的实验测试数据,对牛蹄塘组页岩裂缝的发育特征与主控因素进行了深入分析,并探讨了裂缝发育与含气性之间的关系。结果表明:研究区牛蹄塘组页岩宏观裂缝以构造缝为主,成岩缝次之,构造缝包括高、中角度剪切缝,低角度滑脱缝及少量张裂缝,主要为6期形成,其中第1期高角度剪切缝最为发育,裂缝优势方位为NWW向、NNW-近SN向与NE向。微裂缝主要为层间缝和顺层缝。岩心宏观裂缝多被充填,后期裂缝的充填程度低于前期裂缝。裂缝的发育受构造作用、岩性和矿物组分、岩层厚度、有机碳含量、成岩作用及异常流体高压等多种因素影响,其中构造应力与构造部位是裂缝发育的主要控制因素,区域构造应力决定了裂缝的性质与整体发育特征,局部构造应力与构造部位使裂缝的分布具有差异性,应力相对集中且变化梯度大、地层变形强烈的构造部位更易形成裂缝。此外,页岩在脆性矿物含量高、单层厚度小、成岩阶段晚、有机碳含量高、存在异常高流体压力时,裂缝更发育。研究区牛蹄塘组天然裂缝的发育及伴生的大量微裂缝有效改善了页岩的储渗性能,对提高含气量起重要作用。     

上扬子地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层脆性评价:以贵州岑巩区块为例

页岩的脆性决定页岩储层的可压裂性,对页岩气的勘探开发影响重大。南方地区发育多套高脆性海相富有机质页岩,是我国页岩气勘探部署的重要战略地区。与已获得页岩气突破的龙马溪组页岩相比,下寒武统牛蹄塘组具有更大的沉积厚度与更广泛的分布面积,是我国页岩气勘探开发亟待突破的另一重点层系。为此,利用研究区牛蹄塘组岩心岩石力学实验、阵列声波测井、矿物组分和裂缝发育程度等资料,运用弹性参数法与脆性矿物含量法对牛蹄塘组页岩脆性特征与主控因素进行评价与分析。研究表明:牛蹄塘组页岩脆性与以石英为主的脆性矿物含量间并非呈单一正相关关系。页岩脆性与可压裂性受控于页岩的脆性矿物含量、TOC含量、热演化程度(成岩阶段)和天然裂缝发育程度。由于石英与TOC含量具有正相关性,当TOC含量小于6.5%时,牛蹄塘组页岩脆性与石英和TOC含量呈正相关关系;当TOC含量大于6.5%时,TOC对塑性贡献速率大于石英对脆性贡献速率,页岩脆性随石英与TOC含量的增加出现降低趋势。此外,岩心裂缝发育程度与页岩岩石力学脆性特征相关性较好,在过高TOC含量层段页岩脆性较低,岩心裂缝发育程度较差。对于中国南方海相页岩脆性评价,应结合不同地区、不同层位的实际地质条件进行多因素综合评价,以优选出最佳钻井与压裂层段。     

沉积相带对川南龙马溪组页岩气富集的影响

为查明沉积相带对川南龙马溪组页岩气富集的影响,结合地层分布、岩性特征、沉积构造、有机碳含量、矿物组成、储集空间类型等特征,对龙马溪组页岩沉积相类型进行划分,并探讨沉积相带对有效页岩发育的影响,以期为页岩气富集条件评价提供依据。通过研究区6口页岩气井的钻井岩心观察,结合测井响应、实验测试分析,将龙马溪组划分为浅水泥质陆棚亚相、半深水陆棚亚相和深水陆棚亚相3种沉积亚相类型。有机碳含量、有效页岩的发育和分布、矿物组成以及孔隙发育特征是影响页岩气富集的关键因素,而这些因素均受控于沉积相带:沉积水体越深TOC含量越高,距离沉积中心越近TOC含量越高;龙马溪组地层厚度较大,但有效页岩厚度并不大,深水陆棚亚相沉积层段为页岩气富集的有效层段,且有效页岩层向沉积中心方向逐渐增厚;深水陆棚亚相丰富的生物供应为有效页岩带来了更高的有机质含量以及更多的脆性矿物,提高了岩石脆性;龙马溪组页岩中的孔隙类型主要为黏土矿物层间孔与有机质孔,且TOC含量高的沉积相带中有机质孔越发育。综上,深水陆棚亚相页岩具备有机质含量丰富、岩石脆性高、有机质孔发育等特征,是页岩气富集的最有利相带。     

页岩储层构造应力场模拟与裂缝分布预测方法及应用

裂缝是页岩气富集高产的关键因素。页岩储层相对于其他类储层,其塑性相对较强,非构造裂缝比较发育。构造裂缝除了高角度的张性裂缝以外,还发育有较多近水平的层理缝和低角度构造滑脱缝等。针对页岩储集层的特点和裂缝发育特征,从地质成因的角度,明确了页岩储层构造应力场模拟数值模拟与裂缝分布预测的方法,其核心在于建立模拟地区目的层的精确地质模型、力学模型和计算模型。利用页岩的单轴和三轴压缩变形试验和声发射古、今地应力测试结果进行应力场数值模拟,获得研究区构造应力场分布,将应力场模拟果与实际地质资料对比分析,进一步检验校正已建立地质模型的合理性;在此基础上,针对富有机质页岩主要发育张裂缝和剪裂缝的特殊性,分别采用格里菲斯、库伦摩尔破裂准则计算页岩储层张破裂率、剪破裂率,依据张裂缝与剪裂缝所占的比例关系,求取页岩储层的综合破裂率,据此分别定量表征页岩储层中张裂缝、剪裂缝和构造裂缝的发育程度及分布特征;并在全面考虑影响页岩储层裂缝发育程度的综合破裂率、脆性矿物含量、有机碳含量多种主控因素的基础上,进一步提出了页岩“裂缝发育系数”作为最终判别指标,综合定量表征页岩储层裂缝的发育程度和预测裂缝的分布,页岩裂缝发育系数越大,裂缝发育程度则越高。该方法在我国渝东南地区下志留统龙马溪组页岩储层裂缝分布预测中得到了有效应用。此不仅为页岩气甜点优选提供了一种新的技术方法,而且模拟成果对页岩气水平井和压裂改造方案的设计具有重要的参考价值。     

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1674987111000892

Shale with high quartz,feldspar and carbonate,will have low Poisson’s ratio,high Young’s modulus and high brittleness.As a result,the shale is conducive to produce natural and induced fractures under external forces.In general,there is a good correlation between fracture development in shale and the volume of brittle minerals present.Shale with high TOC or abnormally high pressure has well-developed fractures.Shale fracture development also shows a positive correlation with total gas accumulation and free gas volume,i.e.,the better shale fractures are developed,the greater the gas accumulation and therefore the higher the gas production.Fractures provide migration conduits and accumulation spaces for natural gas and formation water,which are favorable for the volumetric increase of free natural gas.Wider fractures in shale result in gas loss.In North America,there is a high success ratio of shale gas exploration and high gas production from high-angle fracture zones in shale.Good natural gas shows or low yield producers in the Lower Paleozoic marine organic matter-rich rocks in the Sichuan Basin are closely related to the degree of fracture development in brittle shales.     

Summary of Numerical Models for Predicting Productivity of Shale Gas Horizontal Wells

Shale gas production has gradually achieved high and stable output, which makes it possible to make up for the shortage of oil and gas energy as an alternative energy source. Shale reservoir is compact, with well-developed nano-pore, and has the characteristics of adsorption and desorption, diffusion and slippage. At the same time, there are a large number of natural cracks, bedding and foliation. Hydraulic fractures expand irregularly after volume fracturing in horizontal wells. The whole system has multi-field coupling and cross-scale flow effects. Productivity prediction of shale gas is difficult and uncertain, which restricts the efficient development and evaluation of shale reservoirs. In this paper, the development status of productivity numerical models for shale gas horizontal wells is reviewed in consideration of the multi-scale transport characteristics of shale gas. These models include dual media capacity models, multiple media capacity models, and complex seam productivity models. It is considered that the dual medium and multi-media productivity models weaken the large permeable flow area and channel provided by the complex seam network system after shale reservoir lamination, and cannot comprehensively characterize the full-scale coupled transport characteristics of shale gas. The numerical model for productivity prediction of shale gas horizontal wells based on complex fracture network provides a multi-scale flow embedded fracture network system, which solves the problem of systematic flow without losing the ability to accurately characterize each scale flow. It is necessary to obtain the complex fracture network morphological characterization which conforms to reservoir geological characteristics, rock mechanical behavior and fluid-solid coupling mechanism. Fracture network characterization is the key to the productivity prediction of shale gas horizontal wells.     

页岩气富集带地质控制因素及地震预测方法

首先对页岩气富集带的地质控制因素及各家的评价指标进行了探讨,认为页岩气的评价指标可以分为两大类：一类是评价页岩气量的多少,即资源因素,它决定了该区页岩气资源潜力及储量的多少,是页岩气资源评价、有利区块优选的关键指标。主要包括页岩厚度、有机质（TOC）丰度、干酪根类型、成熟度(Ro)、天然气含量及状态（游离、吸附）等。另一类决定了页岩气能否经济地开采出来,以及产量的高低,即所谓的“核心区”或“甜点”区。包括埋藏深度、页岩本身的矿物成分、脆度、孔隙度（裂缝）、渗透率以及原始地应力大小、方向及差异等。这两类指标共同控制了页岩气的富集和最终产量。因此,在页岩气勘探开发过程中,应首先利用地质和地球化学方法对第一类指标进行评价,从中优选出有利区块。在有利区块内,可以利用地震相关技术对第二类指标预测和评价,从中优选出适合钻井和开采的页岩气富集带或“甜点”区。根据对页岩气富集带（甜点）地质控制因素的讨论,可以将页岩气划分为“裂隙” 型页岩气藏及“脆性”型页岩气,两种类型均需位于弱应力各向异性区,以便于压裂过程中得到理想的复杂网状裂缝系统。笔者认为,对于“裂隙”型页岩气藏,几何地震属性分析技术（包括相干体、蚂蚁体、曲率体等）可以很好地刻画断层、隐伏断层及裂缝发育带,对这些成果的解释可以以玫瑰图的方式展示,从而可以揭示该区域的裂缝的主要发育方向及次要方向,进而推断该区的局部主应力方向,为水平井位部署提供依据。而对于“脆性”型页岩气藏,叠前反演技术、叠后反演技术可以揭示低泊松比(υ),纵横波速比等来进行有利目标（甜点）识别。曾经在常规油气勘探中发挥重要作用的地震技术,在页岩气等非常规油气资源勘探开发中,仍然是一种不可或缺的关键技术。     

页岩油气富集的主控因素及误辩:以美国、阿根廷和中国典型页岩为例

页岩气富集不均匀,无论对于不同页岩油气藏还是同一页岩油气藏不同地方,产量都是有高有低.有必要系统分析和对比全球不同页岩油气的地质、石油系统与油气富集的关系,总结页岩油气富集的主控因素,从而采取合理的勘探和开发技术.以美国、阿根廷和中国典型页岩为例,基于野外和岩心观察、样品属性测试分析、储层表征、石油系统分析及油气测试,探究了页岩油气富集的主控因素及存在的认识误区.结果表明,富含有机质和脆性矿物的页岩主要分布于远离造山带物源的非深水的沉积和构造背景,富含石英和高伽马页岩并非判断优质储层的矿物和岩石物理标准,优质碳酸盐页岩应以富含碳酸盐和低伽马值为标准.页岩油气藏实际是细粒富含有机质的自生自储或与富含有机质烃源岩相邻的贫有机质细粒沉积储层.天然裂缝对页岩油气富集具有有利和不利的双重作用.因此,页岩油气富集同时受到沉积和构造环境、岩相及矿物组成、天然裂缝的耦合影响,且对不同沉积盆地、不同属性页岩的影响差异明显.      

辽河东部地区页岩气成藏地质条件

页岩气主要是以吸附相和游离相同时赋存于泥岩及其夹层中的天然气。辽河东部地区包括东部凹陷和东部凸起,历经基底和陆块形成阶段、地台发育阶段、裂谷发育阶段和坳陷发育阶段,是一个典型的改造型的叠合盆地。辽东地区发育多套烃源岩,它们各自具有独立性。这些烃源岩不仅为常规油气藏提供物质基础,也是页岩气成藏及勘探的主要对象。综合分析可知,东部地区有3 套页岩具备页岩气成藏条件,生烃条件优越,页岩厚度大,有机质丰度高。泥岩储集性能良好,微孔、微裂缝发育,脆性矿物含量较高,利于后期压裂改造。对储层含气性进行测试可知,古近系中的页岩气以游离态为主,东部凸起则以吸附态为主;因此东部凸起古生界页岩气对构造保存条件要求相对低。东部凹陷古近系热演化程度低,页岩气以游离态为主,且页岩油气共生,保存条件较好。对东部地区进行优选可知： 中生界3井区,东部凹陷青龙台地区、桃园、黄于热地区是页岩气勘探有利区;东部凸起佟3井区、王参1井南部井区是近期页岩气勘探的首选地区。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层裂缝测井识别与有效性分析*

中国页岩油资源潜力巨大,裂缝的发育程度是影响页岩油产量高低的重要因素。以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩储集层为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、常规及成像测井方法总结归纳了研究区裂缝的发育特征,提出“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法,建立了典型裂缝发育类型的测井综合识别图版。结果表明,玛湖地区天然裂缝在风三段密集发育,风一段次之,风二段中部几乎不发育。裂缝主要在长英质页岩、云质页岩和混合质页岩中发育,以高角度构造裂缝与低角度成岩裂缝为主,开启程度高,少数被碳酸盐矿物充填,走向主要为NW-SE向。基于裂缝参数定量计算结果,结合岩性及矿物组分和地应力等因素分析了储集层裂缝有效性。研究认为,脆性矿物组分含量高、走向平行于现今水平最大主应力的高角度未充填裂缝发育段对储集层有效性存在明显的控制作用,与产液资料较为吻合。此裂缝测井综合评价方法效果显著,可为页岩储集层裂缝识别与有效性评价提供方法支撑。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层裂缝测井识别与有效性分析*

中国页岩油资源潜力巨大,裂缝的发育程度是影响页岩油产量高低的重要因素。以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩储集层为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、常规及成像测井方法总结归纳了研究区裂缝的发育特征,提出“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法,建立了典型裂缝发育类型的测井综合识别图版。结果表明,玛湖地区天然裂缝在风三段密集发育,风一段次之,风二段中部几乎不发育。裂缝主要在长英质页岩、云质页岩和混合质页岩中发育,以高角度构造裂缝与低角度成岩裂缝为主,开启程度高,少数被碳酸盐矿物充填,走向主要为NW-SE向。基于裂缝参数定量计算结果,结合岩性及矿物组分和地应力等因素分析了储集层裂缝有效性。研究认为,脆性矿物组分含量高、走向平行于现今水平最大主应力的高角度未充填裂缝发育段对储集层有效性存在明显的控制作用,与产液资料较为吻合。此裂缝测井综合评价方法效果显著,可为页岩储集层裂缝识别与有效性评价提供方法支撑。     

页岩储层压裂工艺技术在渝东地区应用

页岩气的工业化开发要求对致密储层进行体积压裂改造,水平井多级分段压裂技术是成功开发页岩气藏的关键技术之一。页岩储层在地应力与致裂压力联合作用下突破页岩基质,沟通天然裂隙等弱结构面,形成高导流能力缝网系统,页岩储层中赋存的游离气和吸附气得以释放,提高了页岩气井的初始产量和最终采收率。根据渝东地区页岩储层工程地质特征,结合渝页A-2HF井、渝页B-2HF井矿场压裂施工数据,探索适用于渝东地区的页岩储层压裂工艺技术,结果表明,采用前置盐酸处理储层保持近井带导流能力,能够保障后续大排量施工压力窗口;低砂比粉砂段塞多级降滤实现“控近扩远”,增加储层改造体积;压力异常层段胶液前置充分造缝,可为后续滑溜水携带支撑剂进入地层创造有利条件。     

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.