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.     

页岩气含气量和页岩气地质评价综述

页岩气为源岩区油气聚集,属于源岩滞留气,以游离和吸附状态为主存在。富有机质页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键参数。页岩有机质含量和地层的压力、温度、湿度等因素影响页岩的含气量。含气量的确定方法主要有解吸和测井方法。开展页岩气地质评价,除含气量参数外,还要研究地层和构造特征、岩石和矿物成分、储层厚度和埋深、储集空间类型、储集物性、岩石力学参数、有机地球化学参数、区域现今应力场特征、流体压力、储层温度、流体饱和度、流体性质等其它参数。发展有效的系统集成方法,综合分析、评价页岩气资源潜力和预测有利区,目前也在不断探索之中。     

页岩气含气量和页岩气地质评价综述

页岩气为源岩区油气聚集,属于源岩滞留气.以游离和吸附状态为主存在.富有机质页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键参数.页岩有机质含量和地层的压力、温度、湿度等因素影响页岩的含气量.含气量的确定方法主要有解吸和测井方法.开展页岩气地质评价,除舍气量参数外,还要研究地层和构造特征、岩石和矿物成分、储层厚度争埋深、储集空间类型、储集物性、岩石力学参数、有机地球化学参数、区域现今应力场特征、流体压力、储层温度、流体饱和度、流体性质等其它参数.发展有效的系统集成方法,综合分析、评价页岩气资源潜力和预测有利区,目前也在不断探索之中.     

页岩气实验测试技术现状与研究进展

页岩气是一种潜力巨大的非常规资源,已经在北美地区得到成功开发,成为全球油气勘探的一个新领域.目前对页岩气的储量评估和产气能力评价研究主要集中在页岩气藏的岩性成分、成因来源、赋存形式、成藏特征、成藏条件、页岩含气量等方面.而开展这些研究的基础是首先要准确测定页岩有机地球化学,岩石学以及含气量等相关参数,因此页岩实验测试技术是页岩气勘探开发研究的关键技术之一.通过对页岩进行分析检测可以得到总有机碳含量、成熟度、孔隙度、渗透率及含气量等重要参数,这些参数的获得对页岩气成藏研究和勘探开发具有重要意义.因此尽快梳理页岩实验测试技术,建立页岩特征参数常规分析测试方法体系和页岩测试专用实验室显得十分重要.本文在调研国内外文献的基础上,围绕页岩有机地球化学特征、页岩岩石学相关参数和页岩含气量测定,对页岩的有机质丰度、干酪根类型、有机质生油、生气关键指标等地球化学特征分析,页岩矿物组成、孔隙度和渗透率测定等储层表征技术,以及页岩含气量测试技术进行了概述.大量文献资料表明:加强页岩总有机碳含量、干酪根类型、页岩有机质成熟度、页岩孔隙度和渗透率、页岩含气量等参数的研究对页岩气的开发利用具有重要作用.     

蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

游离气作为页岩气重要赋存形式之一,决定了页岩气的开发潜力及经济效益。以蜀南地区龙马溪组页岩为例,结合X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等资料,对比分析了四川盆地及周缘页岩游离气含量与测试日产气量的关系,初步提出了工业建产区页岩游离气含量下限,并从烃源、储集及保存等方面对页岩游离气含量主控因素进行了系统研究,在此基础上探讨了工业建产区页岩孔隙度下限。结果表明:页岩游离气含量大于2.5 m³/t时,更易获得工业气流;蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、孔隙度、硅质矿物含量、地层压力系数、裂缝发育整体呈一定正相关,而与含水饱和度、碳酸盐矿物含量具有一定负相关;裂缝发育、含水饱和度以及硅质矿物、碳酸盐矿物等能通过关联孔隙度而间接影响游离气含量,均不作为页岩游离气含量主控因素,页岩游离气含量主控因素为TOC、孔隙度及地层压力系数;利用容积法对不同孔隙度下页岩游离气含量进行了蒙特卡罗模拟计算,发现当页岩孔隙度大于4%时,游离气含量大于下限值2.5 m³/t的概率超过50%,建议以4%作为工业建产区选择的孔隙度下限,以此控制页岩气开发的地质风险。页岩储层含气量评价建议以游离气评价为中心,重点从TOC、孔隙度、地层压力系数等3个方面开展系统评价。     

页岩气储集特征及赋存量实验研究

基于页岩无机孔隙和有机孔隙润湿性和孔径的差异,考虑甲烷、氦气、水在页岩无机孔隙和有机孔隙中储集位置的不同,通过3种流体饱和实验建立了储层温度和压力条件下页岩气藏各赋存状态气体体积的实验测量和计算方法,得到页岩的无机孔隙度和有机孔隙度,并分析了页岩气储层含气量的影响因素。研究表明：对于所选岩样,无机孔隙和有机孔隙分别占总孔隙体积的65%和35%,无机孔隙中的游离气、有机孔隙中的游离气和吸附气分别平均占总含气量的51%、22%和27%;川南下志留统龙马溪组页岩具有较高的热演化程度,随总有机碳含量的增加,纳米级有机孔隙大量发育,为甲烷提供了吸附空间。明确了总有机碳含量主要影响吸附气含量,指出在页岩气资源量评价、产能预测和后期开发过程中,需要考虑有机质及其内部吸附气的影响。     

页岩气成藏主控因素与成藏模式研究:以渝东南地区五峰组-龙马溪组为例

渝东南地区地处四川盆地东南缘,前人研究表明其五峰组-龙马溪组具有较好的页岩气成藏地质条件,但对其页岩气成藏的主控地质因素不同学者有不同的认识,对其成藏模式则少见报道。通过对该地区3口单井的储层有机地球化学资料、物性测试资料及现场解吸含气量数据进行了分析,发现储层的含气量跟储层物性之间没有明显的相关性,而主要与总有机碳含量呈良好的正相关关系,表明总有机碳含量是该地区五峰组-龙马溪组页岩气富集成藏最关键的控制因素。通过该地区某三维地震工区叠后流体检测与裂缝预测技术,发现平缓构造区的页岩气聚集主要呈顺层分布,并主要聚集在五峰组和龙马溪组中下部总有机碳含量较高的部位,与裂缝发育之间没有明显的相关性;但在靠近背斜轴部、应力集中的地区,裂缝发育与页岩气藏的分布具有较好的吻合性。最后提出渝东南地区五峰组-龙马溪组具有3种成藏模式类型,即:原地型成藏模式、裂缝型成藏模式及原地-裂缝型成藏模式。     

页岩气的赋存形式研究及其石油地质意义

页岩气是以游离、吸附和溶解状态赋存于暗色泥页岩中的天然气,其赋存形式具有多样性,但以游离态和吸附态为主,溶解态仅少量存在。综述了页岩气的赋存形式及其影响因素,包括页岩气成因、页岩的物质组成(有机碳含量、矿物成分、岩石含水量)、岩石结构(孔隙度、渗透率)和温度、压力等。认识影响不同形式页岩气赋存量的地质因素,有助于利用容积法评估页岩气地质储量的水平,因为游离态页岩气的含量取决于页岩的有效孔隙度和含气饱和度,而吸附态页岩气的含量则受页岩的气体吸附能力影响。认为发展页岩孔隙结构表征技术,研究页岩气在粘土矿物表面和纳米孔隙中的吸附行为,可以进一步了解不同地质条件下页岩气的赋存形式,并为页岩气的资源评价提供更为准确的参数,因此它们将是页岩气下一步研究的重点之一。     

页岩气储层关键参数评价及进展

目前,中国页岩气开发及储层评价工作正处于初步探索阶段。为有效利用地质及地球物理测井技术进行页岩储层评价,在前人研究的基础上,总结了页岩气储层的基本特征,优选确定了页岩储层评价的关键参数:TOC含量、矿物成分及矿物的脆性指数、储层物性及含气量。概括了页岩地层使用的测井系列、页岩气层的定性测井响应特征,详细论述了表征页岩储层特征的关键参数定量评价方法,从有机地球化学参数、页岩的矿物组分及脆性指数、页岩储层物性参数、储层含气性评价4个方面展开了深入论述。最后,探讨了页岩储层综合评价研究进展及中国页岩气储层评价存在的问题,为建立适合我国页岩气储层的综合评价方法,优选优质页岩富集区段提供依据。     

黔西南区上古生界页岩气资源潜力分析

通过资料收集、野外地质调查、页岩气调查井勘探、样品分析测试,对黔西南区上古生界四套含页岩系有机质页岩发育特征、地球化学及储层特征进行了综合研究。认为黔西南区有机质页岩具有厚度较大、埋深适中、有机碳含量和热演化程度较高、孔隙度和含气量较大等特点。根据页岩气有利区优选参考标准,优选出三套目的层系7个页岩气有利区,通过对页岩气有利区资源量计算参数赋值,获得P50概率下的页岩气地质资源量2.22万亿m3,可采资源量0.40万亿m3,页岩气资源潜力较大,具有较好的勘探开发前景。     

涪陵地区页岩含气量计算模型及应用

目前页岩含气量的预测获取方法主要包括现场解吸法、测井解释法、等温吸附法、线性拟合法以及地震反演法等,但每种方法都存在不足,因此研制了涪陵地区页岩含气量计算模型,为页岩资源量评价奠定基础.以岩心实验为基础,筛选并分析了研究区页岩游离气含量和吸附气含量的主控参数,分别建立了游离气含量和吸附气含量的计算模型,最终利用该模型得到了研究区页岩含气量与孔隙度、OC和深度的演化图版以及单井页岩含气量分布特征.当孔隙度和OC一定时,页岩含气量随深度的增加而增加,但是增加幅度逐渐降低;当深度一定时,页岩含气量随孔隙度和OC的增大而增加.A井五峰组-龙马溪组页岩气储层含气量呈现上低下高且随深度的增加而明显增加的特征;其中下部Ⅰ段储层段,总含气量高达7.76m3/t,游离气含量占60.7%,为优质层段.      

湘中涟源凹陷石炭系测水组页岩气成藏特征及勘探潜力

目前对海陆过渡相页岩的储层及其成藏特征研究较少.湘中地区涟源凹陷下石炭统测水组海陆过渡相页岩是重要的页岩气勘探层位,基于二维地震资料、钻井岩心资料和测录井资料,选取2015H-D6井进行了井区构造与测水组岩性描述,页岩储层地化、物性及含气量等测试分析,以及单井埋藏史和热史模拟.研究表明:涟源凹陷海陆过渡相测水组泥页岩沉积于滨岸泻湖或沼泽环境,有效厚度为71.8 m,埋深大于2 500 m;泥页岩有机碳含量平均为1.68%,干酪根类型以Ⅱ型为主,具备良好的生气基础和吸附载体;成熟度分布在2.30%~3.32%,平均为2.96%,处于过成熟阶段;储层脆性矿物含量超过60%,粘土矿物含量小于30%,储层整体表现为低孔低渗特性,孔隙以微孔隙为主,具较好的页岩气储层条件.利用测井解释、等温吸附以及现场解析等方法,揭示出测水组泥页岩具有较好的含气量,结合模拟结果提出了构造保存并持续沉降是涟源凹陷海陆过渡相测水组页岩气藏形成的关键因素.      

煤系页岩气储层非均质性研究——以宁武盆地太原组和山西组为例

储层非均质性是影响煤系页岩气勘探开发的主要瓶颈之一。以宁武盆地太原组和山西组泥页岩为研究对象,通过钻孔资料、TOC、XRD、扫描电镜、压汞及低温液氮测试,划分泥页岩发育层段,分析煤系页岩TOC、矿物成分、孔隙度、孔容、比表面积参数宏观非均质性及孔隙结构非均质性,探讨宏观—微观非均质性影响因素。研究表明:太原组和山西组泥页岩平均厚度分别为32.77m和67.68m,可划分为5个层段和4种暗色泥页岩类型,黑色页岩具有TOC、孔隙度、水敏性中等,脆性高特点,是最利于开发的优质储层段;微孔主要受黏土矿物含量影响,呈现出正相关关系,在黏土矿物含量较低时,微孔与TOC呈现正相关;煤系泥页岩宏观非均质性主要受沉积和构造影响,微观非均质性受成岩演化影响。研究成果可为优选煤系页岩气优质储层段和压裂工艺提供可靠依据。     

China Shale Gas Reservoir Types and Its Controlling Factors

Shale gas is an important unconventional natural gas. This paper classified shale into three types, which are marine, marine-continental transitional and continental facies shales, and summarized strata, distributions and reservoir features of the three kinds of shales. Marine face shale usually occurs in large scale and great thickness, and has widespread distributions; transitional face shale has the characteristics of thin layers, large multiple thickness and frequent interbedding, while the distribution of terrestrial face shale is relative narrow. Different shale reservoirs have similarities in gas compositions, occurrence states, gas origins. But they also differ in thickness, distributions and rock associations, etc., because of different sedimentary environments. Comparing reservoir characteristics of Chinese and American shale, organic matter abundance, maturity and types control the gas generation; mineral compositions and structures, organic matter maturity and types, pore and fracture structures, gas occurrence and migration characteristics, burial depth, and effective thickness control the shale gas accumulation.     

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。     

基于页岩气地质调查评价的思考与认识

在高频层序地层格架内,开展页岩气储层的矿物成因、母岩性质对页岩储层中黏土等矿物的发育形成及油气储层意义、矿物演化序列过程中对有机质生烃及形态变化的控制机理、特征性矿物赋存的油气地质学意义、特殊地质条件下的油气赋存认识以及“木桶效应”参数的识别等方面的研究,有望成为丰富页岩气地质理论的方向。在前人对页岩气地质调查评价研究的基础上,结合页岩气地质调查评价实践与认识,认为物源-沉积与生烃-成藏2个源汇体系的地球系统作用过程是页岩气储层非均质性的根本控制因素,构造-沉积这一结构性控制因素对页岩储层性质起决定性作用,后期构造改造及成藏演化等系统控制因素是对前者的修饰改造。页岩储层内烃类气体的多源多汇在一定程度上可突破储层非均质性,认为含气量与总有机碳含量相关系数是储层非均质性强弱的一种表征。研究成果丰富了页岩气调查评价理论体系,为后续评价工作提供了方法参考。     

湘西北地区寒武系牛蹄塘组页岩气资源前景

湘西北地区牛蹄塘组黑色页岩展布广泛,为寒武纪纽芬兰世—第二世滞留还原条件的沉积产物,适中的埋深和较大的厚度为其提供了良好的气藏条件。对其有机地化参数进行试验分析:TOC值为0.59%～13.05%,均值3.75%,有机质丰富;R_o值为1.87%～4.00%,均值3.05%,成熟度高;干酪根类型以Ⅰ型为主,少量为Ⅱ型,具有良好的生气潜力;矿物组成中脆性矿物含量为33%～87%,平均含量为68%,而黏土总量为13%～43%,平均为26%,脆性矿物/黏土矿物值高,有利于储层改造;页岩孔隙度为0.3%~8.0%,平均为3.3%,渗透率均小于0.04×10^-3μm²,为低孔低渗类型。综合研究表明,牛蹄塘组具有良好的页岩气生储潜力,同时运用条件概率体积法对其资源量进行评估计算,资源量十分可观。在此基础上对湘西北地区牛蹄塘组划分出6个页岩气有利区,为进一步实施页岩气勘查提供依据。     

The influence factors of gas-bearing and geological characteristics of Niutitang Formation shale in the southern margin of Xuefeng Mountain ancient uplift: A case of Well Huangdi 1

In order to evaluate the geological characteristics and gas-bearing factors of Niutitang Formation within the Lower Cambrian of northern Guizhou, the Huangping area located at the southern edge of the ancient uplift belt of Xuefeng Mountain was selected as the target area, and Well Huangdi 1 was drilled for the geological survey of shale gas. Through geological background analysis and well logging and laboratory analysis such as organic geochemical test, gas content analysis, isothermal adsorption, and specific surface area experiments on Well Huangdi 1, the results show that the Niutitang Formation is a deep-water shelf, trough-like folds and thrust fault. The thickness of black shale is 119.95 m, of which carbonaceous shale is 89.6 m. The average value of organic carbon content is 3.55%, kerogen vitrinite reflectance value is 2.37% and kerogen type is sapropel-type. The brittle mineral content is 51% (quartz 38%), clay mineral content is 38.3%. The value of porosity and permeability are 0.5% and 0.0014 mD, which the reservoir of the Niutitang Formation belongs to low permeability with characteristics of ultra-low porosity. The gas content is 0.09 −1.31 m³/t with a high-value area and a second high-value area. By comparing with the geological parameters of adjacent wells in the adjacent area, the accumulation model of “sediment control zone, R_o control zone, structure controlling reservoir” in the study area is proposed. Therefore, deep-water shelf-slope facies, R_o is between high maturity-early stage of overmaturity and well-preserved zones in the Niutitang Formation in this area are favorable direction for the next step of shale gas exploration.