页岩含气量测定过程中的几点建议

页岩气以吸附或游离态赋存与泥页岩中,页岩气含气量数据对储层评价及开发规划具有重要意义.页岩气含气量测定借鉴煤层气标准,在取心方式、总含气量、解吸周期、解吸温度等方面具有一定的差异性,需要改进实验过程,优化实验方法.建议页岩气含气量测定在参考煤层气标准的同时,需要增加数据点、选用多阶解吸温度、选取稳定解吸数据计算损失气,然后根据损失时间进行修正,能有效提高页岩气含气量测定的准确性.     

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.     

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。     

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.     

豫西地区海陆过渡相含气页岩层系优选方法及有利区预测

页岩气产自富有机质的泥页岩地层,豫西地区海陆过渡相地层中泥页岩累计厚度大且含气量较高,具有较好的页岩气成藏潜力,但由于其泥页岩单层厚度小、层数多、横向相变大,空白区缺少含气量数据的情况下,页岩气含气层选择难度大。文中以豫西上古生界为研究对象,将泥页岩的各项参数与含气量进行相关性分析和聚类分析,确定含气量的主控因素为有机质丰度、黄铁矿含量、渗透率、补偿密度和光电吸收截面指数,再应用回归分析得到含气量的拟合方程,经过验证确定其拟合效果较好,应用该方法对豫西上古生界海陆过渡相地层进行了含气性分析,得到大量含气量数据。文中提出了综合因子分析法,以含气量为一类因素,辅以有机质成熟度、孔隙度、脆性系数、厚度、埋深和面积等二类因素,经过计算得出储层有利系数以优选含气层,得出区域有利系数以预测有利区。利用豫西地区上古生界的实测和拟合含气量等数据,运用综合因子分析法,通过计算有利系数预测了朱仙镇、巩义和渑池页岩气有利区。     

页岩气资源评价方法及评价参数赋值——以中扬子地区五峰组—龙马溪组为例

页岩气是一种重要的非常规油气资源,其评价方法不同于常规油气资源。以页岩气聚集机理及形成过程为依据,结合中国页岩气勘探开发现状,认为体积法是适合中国现阶段页岩气资源评价的最优方法。结合财政部对页岩气的界定标准及中扬子地区五峰组—龙马溪组泥页岩有机质成熟度、埋深、含气量、保存、地表条件等因素,认为研究区目的层页岩气勘探开发有利区位于出恩施—彭水地区;以体积法计算页岩气资源量的原理为依据,对有利区含气页岩面积、有效页岩厚度、密度等参数采用确定性赋值,其值分别为5174 km2、57 m、2.71 t/m3;并采用条件概率赋值法分别对有机碳含量、总孔隙度、含气饱和度等不确定性参数进行条件概率赋值。最终估算出了有利区内五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量为5434.7×108m3。     

川南地区龙马溪组页岩储层裂缝特征

我国页岩气资源储量巨大,四川盆地更是我国主要的页岩气产区.在页岩气勘探开发中一个重要指标便是裂缝,它承载着气体储存和运输通道两大功能.因此了解储层裂缝的微观性质对于判断储层含气量以及开采远景具有重要意义.本文以页岩气主要产区——川南地区页岩气气田泸201井的岩芯为主要研究对象,以手持显微镜、体式显微镜为主要观察工具,对...     

利用SVM方法计算中国南方X盆地页岩气含气量

主要研究了一种新的计算页岩气层含气量的计算方法,虽然这方面的研究已有很多,如统计计算方法,饱和度模型计算方法等,但精度难以保证,参数很难确定。本文利用支持向量机(SVM)方法对中国南方地区X盆地页岩气层含气量进行评价。把含气量分成两部分求取,即通过SVM方法计算吸附气含气量,并与岩芯数据进行对比;再利用常规方法计算游离气含气量,二者相加得到总含气量。这种方法弥补了前两类方法的不足,较为准确地计算出页岩气层的含气量。     

柴达木盆地鱼卡凹陷页岩气资源潜力评价

柴达木盆地北缘柴页1井揭示,鱼卡凹陷中侏罗统大煤沟组具有页岩气形成的地质条件,但资源潜力不明。结合钻井和地震资料,识别和优选含气页岩厚度、面积、含气量等参数,采用体积法计算鱼卡凹陷页岩气地质资源量。结果表明,埋深1500~3000m的页岩气资源最为富集,占鱼卡凹陷总地质资源量的38.95%,其中游离气占38%,展示了鱼卡凹陷良好的页岩气资源前景。     

页岩气资源评价方法及应用——以焦石坝地区五峰组—龙马溪组为例

为了明确涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组上部气层地质资源量,评价区块资源潜力,针对涪陵页岩气田焦石坝地区勘探程度较高、钻井资料较为齐全的基础条件,利用区内已钻探7口评价导眼井资料,选取静态法对该区块五峰组—龙马溪组上部气层页岩气资源量进行计算,根据地质行业标准《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》要求,游离气地质资源量计算采用容积法,吸附气地质资源量计算采用体积法,重点阐述计算方法及所需的各项参数,包括面积、厚度、总孔隙度、游离气含气饱和度、吸附气含量等,初步计算了涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组—龙马溪组上部气层资源量约为1 100亿m~3,资源丰度大于4亿m~3/km~2,页岩气资源量评级为Ⅱ级,具备较好的开发潜力。采用该方法对涪陵页岩气田焦石坝区块进行资源量计算和评价,获得了地质资源量,评价了区块产气效果,方法应用适应性较好,是开展焦石坝区块页岩气储量动用状况研究的重要基础。     

准噶尔盆地油气储量、产量增长规律及趋势预测

世界主要含油气盆地探明程度、与油气储量和产量以及勘探成熟阶段之间有密切的关系．准噶尔盆地油气探明程度分别为21．45％和3．10％，仅处于勘探中期，预示着丰厚的资源潜力和良好的勘探潜力，在上述认识基础上，总结了近50年油气储量和产量连续增长的因素和规律，区域勘探战略的展开和新区勘探的不断突破是其主要原因，而新技术的应用和地质认识的不断深化是其重要保证．最后对勘探前景进行了预测，即油气后备资源丰厚，勘探难度和风险不断加大，隐蔽性圈闭是今后油气勘探的主要目标．     

马来盆地成藏规律研究及有利区预测

马来盆地烃源岩包括湖相页岩和河流三角洲相煤、页岩.湖相烃源岩为盆地主力烃源岩，K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.盆地中部源岩通常都是过成熟，边缘大多处于生油窗或未成熟.中-晚中新世马来盆地发生构造反转，反转主要集中在盆地的东南部和中部，构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大，东南方向反转强度增加.马来盆地大致划分为4个成藏组合带：基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带.晚渐新世-中中新世构造成藏组合带为马来盆地内最重要的一个成藏组合带，其石油储量占整个盆地的85%，天然气占48%.盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程，在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气运移以横向运移为主，垂向运移为辅.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制，呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.将马来盆地划分为6个大勘探区域，其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区，石油储量占整个马来盆地的69%，天然气储量占62%.提出9个潜在有利目标区，其中3个为潜在勘探有利区，6个为新兴勘探区.     

马来盆地成藏规律研究及有利区预测

马来盆地烃源岩包括湖相页岩和河流三角洲相煤、页岩.湖相烃源岩为盆地主力烃源岩,K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.盆地中部源岩通常都是过成熟,边缘大多处于生油窗或未成熟.中-晚中新世马来盆地发生构造反转,反转主要集中在盆地的东南部和中部,构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大,东南方向反转强度增加.马来盆地大致划分为4个成藏组合带：基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带.晚渐新世-中中新世构造成藏组合带为马来盆地内最重要的一个成藏组合带,其石油储量占整个盆地的85%,天然气占48%.盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程,在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气运移以横向运移为主,垂向运移为辅.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制,呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.将马来盆地划分为6个大勘探区域,其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区,石油储量占整个马来盆地的69%,天然气储量占62%.提出9个潜在有利目标区,其中3个为潜在勘探有利区,6个为新兴勘探区.     

Investigation of gas content of organic-rich shale:A case study from Lower Permian shale in southern North China Basin,central China

Measuring gas content is an essential step in estimating the commerciality of gas reserves. In this study,eight shale core samples from the Mouye-1 well were measured using a homemade patented gas desorption apparatus to determine their gas contents. Due to the air contamination that is introduced into the desorption canister, a mathematical method was devised to correct the gas quantity and quality.Compared to the chemical compositions of desorbed gas, the chemical compositions of residual gas are somewhat different. In residual gas, carbon dioxide and nitrogen record a slight increase, and propane is first observed. This phenomenon may be related to the exposure time during the transportation of shale samples from the drilling site to the laboratory, as well as the differences in the mass, size and adsorptivity of different gas molecules. In addition to a series of conventional methods, including the USBM direct method and the Amoco Curve Fit(ACF) method, which were used here for lost gas content estimation, a Modified Curve Fit(MCF) method, based on the 'bidisperse' diffusion model, was established to estimate lost gas content. By fitting the ACF and MCF models to gas desorption data, we determined that the MCF method could reasonably describe the gas desorption data over the entire time period, whereas the ACF method failed. The failure of the ACF method to describe the gas desorption process may be related to its restrictive assumption of a single pore size within shale samples. In comparison to the indirect method, this study demonstrates that none of the three methods studied in this investigation(USBM, ACF and MCF) could individually estimate the lost gas contents of all shale samples and that the proportion of free gas relative to total gas has a significant effect on the estimation accuracy of the selected method. When the ratio of free gas to total gas is lower than 45%, the USBM method is the best for estimating the lost gas content, whereas when the ratio ranges from 45% to 75% or is more than 75%, the ACF and MCF methods, are the best options respectively.     

塔里木东北地区盆山耦合及其对油气成藏的控制

震旦纪一寒武纪库鲁克塔格、英吉苏地区为陆内裂谷盆地。加里东末期与早海西运动造成塔东地区的普遍抬升剥蚀，孔雀河斜坡、罗布庄凸起开始形成，早二叠世，塔里木板块与中天山地块、哈萨克斯坦一准噶尔板块最终碰撞拼贴，古天山造山带相继形成。燕山晚期，受中特提斯洋关闭影响。塔里木盆地基底随造山带的构造抬升而部分抬升，喜马拉雅期开始，在南北向挤压力作用下，收缩、隆升的山体侧向扩张，向沉积盆地逆冲形成型逆冲推覆构造。造山带和盆地的共同演化不仅形成了多套烃源岩，而且控制了古生界和中新生界两套不同的油气成藏系统。元古界地层由北向南推覆，可能预示着在库鲁克塔格南缘西段山前前寒武纪地层下部保存有古生代和中新生代烃源岩建造，如果配有有利的油气储盖组合和圈闭，有望在山前获得突破。     

南海油气分布特征及主控因素探讨

以最新油气田储量数据为基础,运用统计学与石油地质综合分析相结合的方法,研究表明,南海以气为主,其油、气探明储量分别占总探明储量的38%和62%。总探明储量中:碎屑岩储层油气田所占比例最高,占57%;其次为生物礁碳酸盐岩储层油气田,占36%;前第三系基岩裂缝型储层油气田,占7%。碎屑岩储层油气田主要分布于近物源区域,生物礁储层油气田主要分布于远离物源的台地区,基岩裂缝型储层油气田主要分布于南海西部走滑带控制的盆地中。油气主要分布于中中新统,其次为下中新统与前第三系基岩,它们分别占总探明储量的51%、17%和11%。高地温梯度与烃源岩的有机质类型决定了南海油气资源以气为主,盆地类型的差异决定了南海南部油气资源较北部丰富。盆地构造演化史和周边古水系控制了南海油气田储集类型和时空分布。     

Uncertainties in estimates of the impact of recent climate variations on groundwater

Objective and subjective uncertainties in modern estimates of the impact of long-term climate variations on the subsurface runoff and groundwater reserves are discussed. It is shown that the assessment of groundwater reserves should take into consideration the insufficient reliability of the main hydrogeological parameters and estimates of their likely changes. Therefore, the prediction of the influence of climate changes on groundwater reserves and its regime is now impossible. The mechanism of the natural floral damping of possible changes in the groundwater replenishment and temperature–moisture regime of large regions determined by climate changes due to the growing greenhouse gas concentration in the troposphere is described for the first time.     

考虑煤层气藏地解压差的物质平衡储量计算方法

以往的煤层气藏物质平衡法未考虑地解压差问题,对此进行了改进,提出了新方法。首先对煤层的原始吸附气含量采用临界解吸压力(而非前人采用的原始地层压力)下的Langmuir方程进行表征;然后通过近似化和线性化处理,将基本物质平衡方程转化为视平均储层压力(P/Z*)和累积产气量(G_P)的直线方程。该直线在直角坐标系横坐标上的截距为原始地质储量,在纵坐标上的截距为视临界解吸压力(而非前人的视原始地层压力)。运用该物质平衡法,计算Eclipse建立的一个煤层气藏模型的储量,发现误差仅为0.35%。这表明在参数准确的情况下,Langmuir体积和压力、原始割理孔隙度和某些时刻的平均地层压力等在数模中可准确获知,该方法是准确可靠的。      

低解吸气量页岩气组分校正方法探讨

通过现场解吸试验,采用气相色谱等测试方法,对低解吸气量页岩气组分测定结果校正方法进行了研究。在常规现场解吸试验操作基础上增加校正实验,结合理想气体状态方程,总结归纳出校正参数及适用性研究。结果显示,当解析气量较少时,解吸罐内残留空气对组分测定结果的影响较大,排除解吸罐中空气的影响后,解吸气组分甲烷体积分数普遍增加12.23%~54.44%。研究表明,对低解吸气量页岩气组分结果进行校正十分必要。     

中东扎格罗斯盆地:沿走向变化的构造及油气特征

扎格罗斯盆地是全球富含油气的前陆盆地,沿走向不同构造段的油气储量规模差别巨大,各段构造特征及其对油气富集和主控因素的认识是海外超前选区选带的重要基础。本文综合分析沿盆地走向(NW-SE向)的土耳其迪亚巴克尔段、伊拉克基尔库克段以及伊朗洛雷斯坦段、胡齐斯坦段和法尔斯段等5段的构造特征、油气成藏特征及其主控因素。结果表明:扎格罗斯盆地沿走向各段油气2P可采储量差异明显,胡齐斯坦段和基尔库克段储量规模最大,且以新近系储层为主;扎格罗斯造山作用形成一系列背斜构造、不同时期形成的蒸发盐岩盖层影响盆地各段油气聚集差异;中新世以来,随着阿拉伯板块与欧亚板块的持续碰撞,扎格罗斯盆地发生了大规模的挤压褶皱作用,下白垩统油气沿裂缝向上运移至渐新统-中新统优质储层中;基尔库克段和胡齐斯坦段新生界沉积物厚度较大,渐新统-中新统蒸发岩为优质的区域性盖层,对新生界油气的保存起重要作用;法尔斯段构造变形较为强烈,三叠系之上的上侏罗统、中新统蒸发岩受不同程度的破坏,油气主要分布于下三叠统-上二叠统碳酸盐岩。通过本研究将对中东扎格罗斯盆地的新项目评价具有一定的指导意义。