赣西北武宁地区新开岭组页岩含气潜力新认识

鉴于赣西北武宁地区新开岭剖面附近一口水井钻遇新开岭组黑色页岩新鲜样品,开展了相关实验分析并对该层位页岩含气潜力进行了评价;通过岩心观察、有机地球化学分析、矿物组成分析、扫描电镜观察、比表面积分析以及等温吸附等研究方法,对武宁地区新开岭组页岩的生气条件和储集条件进行了研究,并分析了其含气潜力.研究结果表明,武宁地区新开岭组黑色页岩样品有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型,w(TOC)介于１．１８％~３．１１％之间,平均为２．１１％,Ro 平均为２．９９％,处于过成熟早期－中期阶段,生气条件较好;宏观裂缝上高角度剪切裂缝、层间页理缝以及成岩收缩缝发育,微观孔隙上有机质孔隙、黏土矿物粒间微裂缝、粒间溶蚀孔隙以及矿物间孔隙发育,储集空间类型丰富,储集条件较好,且脆性矿物含量高易于后期压裂改造,储层条件较好;吸附气量介于２．１２~３．４７m３/t之间,具有较好的吸附能力.武宁地区新开岭组与中上扬子地区龙马溪组关键参数的对比分析表明,武宁地区新开岭组具备形成页岩气的有利条件,页岩气资源潜力较大.      

川东北元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素

川东北元坝西部上三叠统须家河组受晚期构造活动影响小,裂缝发育程度较中东部低,前人对其重视不够,裂缝发育控制因素不清楚。通过岩心观察、薄片鉴定、测井解释、裂缝充填物包裹体分析等多种技术手段,对元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素开展了系统研究,明确了裂缝类型和特征参数,建立了裂缝发育模式。结果表明：(1)元坝西部须家河组以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主;须三段裂缝多为方解石充填,须二段裂缝以泥质充填为主。(2)元坝西部须家河组裂缝可划分为3期,分别对应晚侏罗世、早白垩世晚期和晚喜山期,前2期裂缝全充填-半充填,第三期未充填。(3)研究区裂缝发育程度受地层变形强度、至断裂距离、单层砂岩厚度和砂岩类型的控制。九龙山背斜枢纽部位和东南翼地层曲率较大部位以褶皱相关裂缝为主,在东南翼断裂附近以断层相关裂缝为主,2类裂缝区为开发评价有利区。须三段砾岩区发育由砾缘缝和穿砾平缝组合而成的、开度小、未充填的网状缝,须二段石英砂岩发育沿层理破裂的低角度剪切缝及微裂缝,也是元坝西部须家河组气藏下一步开发评价需关注的有利区。     

四川盆地公山庙油田大安寨段湖相灰岩-页岩裂缝特征与测井识别

四川盆地公山庙油田大安寨段同时发育湖相灰岩和页岩储层，裂缝是否发育成为大安寨段储层形成的关键。首先基于岩心观察、CT扫描、扫描电镜等分析了灰岩和页岩的裂缝特征，然后在分析沉积相、矿物含量、w(TOC)、断层对裂缝发育影响的基础上，建立了湖相灰岩和页岩裂缝的识别图版。结果表明:①大安寨段湖相灰岩主要发育构造缝与层间缝，湖相页岩主要发育成岩页理缝，两者裂缝产状均以水平和低角度为主；②湖相灰岩中，大三亚段和大一亚段的厚层灰岩、厚层灰岩夹单一薄页岩条带、厚层灰岩夹多个薄页岩条带, 这3种岩性组合最容易发育裂缝；湖相页岩中，大二a段的薄页岩与薄灰岩互层裂缝发育程度最高；③湖相灰岩裂缝识别优先采用ΔGR~ΔlogRT交会图，湖相页岩裂缝依据声波值增大和深浅双侧向电阻率“负差异”现象来识别。研究结果可为湖相灰岩-页岩裂缝评价提供思路与参考。      

湘西北页岩气牛蹄塘组和龙马溪组成藏特征对比

收集湘西北地区牛蹄塘组和龙马溪组两地层相关成藏特征、有利条件等评价指标或参数,通过对比分析得出湘西北地区页岩厚度大、总有机碳和成熟度高、生烃能力强和孔隙等储集能力好等特点,显示在区域还原环境的缺氧沉积环境下,大量海洋生物在盆地堆积并保留下来,形成可观的页岩气藏,因此推测该区具备良好的页岩气勘探潜力。牛蹄塘组页岩厚度远大于龙马溪组页岩,总有机碳含量、有机质成熟度、含气量等页岩气评价参数均优于龙马溪组,表明牛蹄塘组热演化程度更高,生烃能力和储集条件更好,牛蹄塘组页岩层将是湘西北地区页岩气勘探开发的重点。     

湘鄂西地区鹤峰区块页岩气勘探前景评价

对湘鄂西地区鹤峰区块及周缘下寒武统牛蹄塘组及下志留统龙马溪组页岩进行了露头点及野外线路地质调查、样品测试与邻井实钻资料分析。研究认为:鹤峰区块牛蹄塘组及龙马溪组黑色页岩厚度大(分别为60~120,20~60 m),有机碳质量分数高(0.5%~7.0%),干酪根类型好(以Ⅰ型和Ⅱ1型为主),热演化程度适中,脆性矿物质量分数高(大于50%),页岩含气量高,具有形成页岩气藏的潜力;综合考虑目的层位、地表出露地层及产状、构造形态、断裂发育情况、页岩有效厚度及埋藏深度、地形地貌等因素,优选出鹤峰区块任家台向斜槽部、容美向斜槽部、任家台向斜西北翼、中营背斜北东部两翼及走马背斜西北翼5个有利勘查区带;页岩气资源量预测表明该区页岩气勘探前景良好。      

重庆黔江地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件

下寒武统牛蹄塘组是重庆黔江地区继下志留统龙马溪组之后,最有望取得页岩气勘探突破的重点层系之一,但其页岩气勘探方向仍不明确。通过钻井岩心和野外露头剖面观察,采用显微薄片、扫描电镜、全矿物-黏土矿物X衍射、有机地球化学参数等多项实验测试方法,系统分析了区内牛蹄塘组沉积环境、富有机质页岩的分布与埋深及其有机地球化学指标、储集性特征、保存条件与含气性特征等页岩气成藏条件。研究表明区内牛蹄塘组处于浅水陆棚-深水陆棚过渡沉积环境,富有机质页岩分布于地层下部,沉积厚度40～80 m;有机碳质量分数介于2.0%～6.0%,热演化程度达过成熟阶段,有机质类型以Ⅰ型为主,生烃强度5×108～20×108 m3/km2,生烃潜力较大;脆性矿物含量较高,黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主,页岩储层储集空间类型多样,具低孔-超低渗特征,具备了页岩气藏发育的良好地质条件。综合各种页岩气选区评价指标表明,黔江-濯水-酉阳以西、彭水以东、北抵郁山-黔江、南至洪渡-酉阳等区域的牛蹄塘组页岩气成藏条件优越,为区内页岩气勘探有利区带。      

海相页岩有机质石墨化特征研究:以渝东南地区牛蹄塘组为例

我国南方上扬子地区广泛发育上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组２套烃源岩,为近年来的页岩气勘探事业提供了坚实的物质保障。四川盆地及周缘牛蹄塘组具有富有机质页岩厚度大、ＴＯＣ丰度高、岩石脆性较好等特点,整体具备页岩气发育的有利条件,但其含气性明显不及上部的五峰组－龙马溪组。从渝东南地区 ＹＹ１井牛蹄塘组的极低电阻率测井响应入手,基于干岩样岩电实验、全岩 Ｘ 射线衍射定量分析等测试成果的分析初步认为:在测井曲线和岩电数据中出现的极低电阻率值是由高演化有机质中的高导矿物———石墨引起;石墨为生烃进入高温生气阶段的标志性产物之一,预示着有机质炭化程度达到区域高值。另外,通过对比牛蹄塘组和五峰组－龙马溪组的电性参数、地球化学数据与测井曲线可知,ＹＹ１井牛蹄塘组富有机质泥页岩层已发生石墨化,其生气能力、基质孔隙发育等方面均不及上部五峰组－龙马 溪 组,属于研究区页岩气勘探相对不利层位;此外,电阻率测井可作为页岩气勘探前期预判的重要指标之一,极低电阻率可指示对应层位有机质演化成熟度过高,含气性和生烃能力欠佳,不利于后期页岩气的勘探开发。      

上扬子地台北缘下寒武统牛蹄塘组海相页岩气地质条件及勘探潜力

基于野外露头和钻井岩芯采样分析,对上扬子地台北缘下寒武统牛蹄塘组黑色页岩分布特征、地球化学特征、储层特征、含气性特征及顶底板条件等进行系统研究,并与中国南方地区下寒武统海相页岩展开对比分析,明确页岩气成藏地质条件和勘探潜力。结果表明:上扬子地台北缘下寒武统牛蹄塘组页岩发育且厚度大,具有"四高一中"特点,即高脆性、高总有机碳、高孔隙度、高含气量、适中热演化程度,显示良好的页岩气形成地质条件;相比中国南方地区下寒武统海相页岩,上扬子地台北缘牛蹄塘组页岩具备足够的生烃物质基础和较高的脆性,并且富有机质页岩厚度大,热演化程度低,孔隙度和含气量高,勘探效果较好;综合考虑优质页岩的厚度、埋深、保存等条件,认为回军坝—麻柳镇一带是上扬子地台北缘牛蹄塘组海相页岩气下一步勘探的最有利地区。     

湖南石门地区下寒武统牛蹄塘组页岩气储层特征及储集条件分析

本文主要从岩性组合特征、岩石学特征、孔渗特征、比表面积、储集空间及其吸附性能等方面系统分析了湖南石门地区下寒武统牛蹄塘组页岩气储层特征及储集条件。该地区牛蹄塘组页岩脆性矿物含量为40.8%~79.6%,平均60.15%,脆性矿物含量丰富;脆性指数分布在0.41~0.82之间,平均0.61,脆性指数高。页岩有效孔隙度为0.69%~16.07%,平均10.16%,孔隙度中等偏高,且差异较大;渗透率为0.00027×10~(-3)μm~2~0.0057×10~(-3)μm~2,平均0.00092×10~(-3)μm~2(0.00092m D),渗透率相对较低。页岩中发育基质晶间孔、粒间孔、溶蚀孔以及有机质纳米孔等,且页岩原生孔隙系统的渗透率相当低,但原生孔隙内表面积大,拥有较多潜在的吸附空间。等温吸附试验结果表明,石门地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩的吸附含气量范围为0~6.5048cm~3/g,含气量推测值0.06m~3/t~3.32m~3/t,具有较好的吸附气性能,具备较好的页岩气资源前景。     

川东南 DS地区龙马溪组页岩裂缝发育特征及期次解析

裂缝发育特征和期次对页岩气储集空间的研究非常重要.以川东南 DS地区龙马溪组为例,通过对地表及岩心裂缝观测分析和样品采集,开展了裂缝分期配套、构造反演、磷灰石裂变径迹测年和包裹体测温,确定了裂缝的发育特征和期次.研究表明,川东南 DS地区龙马溪组页岩内发育了２套平面剪切缝和１套剖面剪切缝,这些裂缝形成于３期构造运动.第１期为 NNW、NWW 向和 NE向裂缝,以方解石和黄铁矿全充填为主,形成于燕山运动中－晚期,磷灰石裂变径迹测年为６７．８~５８．６ Ma,包裹体测温为２９５~３２５℃;第２期为 NNE向、NEE向平面剪切缝和 NW 向剖面剪切缝,以方解石半充填为主,形成于燕山末－喜山中期,磷灰石裂变径迹测年为５８．６
~１８．２ Ma,包裹体测温为２９７~３０９℃;第３期为 NNE向、NEE向平面剪切缝和 NW 向剖面剪切缝,并对前期裂缝进行改造,裂缝以未充填为主,形成于喜山运动末期以来,磷灰石裂变径迹测年为１８．２~７．８ Ma,包裹体测温为１８９~２３２℃.      

渝东南地区龙马溪组构造应力场数值模拟及裂缝有利区预测

渝东南地区页岩储层发育,以下志留统龙马溪组为主力储层。此类页岩储层以构造裂缝发育为主要特征,是控制研究区油气运移与富集的主要因素。对渝东南地区龙马溪组的裂缝进行预测,可为研究区下一步勘探开发提供重要依据。以野外地质踏勘为基本方法,选取区内典型剖面,对渝东南地区的构造特征进行系统分析;在此基础上,针对研究区龙马溪组页岩储层建立地质模型,利用有限元分析软件ANSYS15.0进行构造应力场数值模拟。以构造应力场数值模拟结果为依据,进一步综合页岩储层的多个影响因素,引入"裂缝综合发育系数I_F",定量表征与预测页岩储层的裂缝分布与发育程度。结果表明,裂缝综合发育系数I_F越大,页岩储层裂缝越发育。依此将渝东南地区龙马溪组页岩储层划分为Ⅰ类裂缝有利区带（I_F ≥ 3.0,裂缝发育）、Ⅱ类裂缝有利区带（（3.0,2.0],裂缝较发育）和Ⅲ类裂缝有利区带（2.0,1.0]。构造应力场数值模拟结果恢复再现了喜马拉雅时期的构造应力场,与实际地质构造取得了较高的吻合度。      

渤海湾盆地济阳拗陷沙三段页岩气地质条件分析

沙河街组三段的湖相富有机质泥页岩是济阳拗陷常规油气的主力烃源岩,也是该拗陷页岩气勘探的重点研究层系.分析沙三段暗色泥页岩的地球化学指标、页岩储层特征、含气性等,探讨济阳拗陷沙河街组湖相泥页岩形成页岩气的地质条件.结果表明:沙河街组湖相泥页岩沉积厚度大,平均大于200m;有机碳含量高,干酪根类型好,以Ⅰ型为主,Ⅱ1和Ⅱ2为辅;成熟度以成熟—高熟为主,与美国产气页岩和中国南方上扬子地区海相富有机质页岩地球化学特征具有可比性.湖相泥页岩脆性矿物质量分数高,石英与碳酸盐岩所占比例大,黏土矿物质量分数为10%～30%,页岩储层裂缝类型多样.由于砂泥岩互层频繁,粉砂或砂质夹层孔隙可以有效改善页岩储层储集性能,为页岩气提供有效的储集空间.泥页岩层段气测显示异常,指示其良好的含气性.沙三段富有机质泥页岩是济阳拗陷页岩气勘探的优选层系,具有良好的页岩气勘探潜力.     

碳酸盐岩裂缝研究进展及发展趋势

裂缝对碳酸盐岩储层油气产能有重要的影响。在总结碳酸盐岩裂缝的分类、成因、主控因素、识别与预测等方面的基础上,认为对非构造缝的分类、命名及其含义仍存在较大争议。裂缝成因主要包括构造作用、成岩作用、异常高压作用、剥蚀作用和风化作用。粒度和孔隙度对构造缝发育的影响机理有待进一步深入研究。沉积相对构造缝发育有一定的影响,但同一沉积相内岩性组成复杂,难以准确揭示裂缝发育的影响机理。直接研究岩性对裂缝发育影响更利于揭示裂缝形成机理。基于成岩演化序列对裂缝进行研究可明确裂缝形成时的岩石特征,为深入讨论构造缝发育的主控因素提供了基础。层间缝、缝合线、异常高压缝和溶蚀缝等非构造缝发育的主控因素有待进一步深入研究。近几年地震技术识别裂缝突破不大,非常规测井识别裂缝领域以声波远探测技术发展最快。常规测井识别裂缝一直是研究的热点问题,不同学者提出了40余种裂缝识别方法。测井、地震信息裂缝预测法预测结果可靠性高,是目前主流的裂缝预测技术。规范裂缝分类、梳理裂缝成因、深化构造缝发育机理研究、加强非构造缝主控因素探讨、提高常规测井裂缝识别率、综合现有不同裂缝预测技术预测裂缝是下一步裂缝研究的重要发展方向。      

湘中涟源凹陷下石炭统天鹅坪组页岩气成藏条件及主控因素

下石炭统天鹅坪组页岩是湘中地区页岩气勘探的新层系。基于野外地质调查、页岩气钻井的样品采集和分析测试等对湘中涟源凹陷石炭系天鹅坪组泥页岩的发育特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性等页岩气成藏地质条件进行了分析。结果表明:涟源凹陷石炭系天鹅坪组有机质丰度较高,w（TOC）分布在0.78%~2.84%之间,有机质类型以Ⅱ₁型为主,有机质成熟度R_o分布在1.48%~2.09%之间,处于高成熟演化阶段;泥页岩矿物成分以石英和黏土矿物为主,黏土矿物主要由伊蒙混层、伊利石和绿泥石组成;泥页岩有机质孔较发育,孔隙度平均为1.97%,渗透率平均为0.847×10-3 μm2,但大多小于0.1×10-3 μm2;湘新地4井天鹅坪组泥页岩含气量分布在1.64~4.29 m3/t,平均2.69 m3/t（不含残余气）。结合区域构造-沉积演化背景的分析表明,涟源凹陷下石炭统天鹅坪组页岩气成藏条件的主控因素为沉积环境、构造保存条件,其中深水陆棚相是页岩气有利相带,复杂构造背景下由对冲式构造样式形成的向斜对页岩气保存条件最为有利,是研究区页岩气勘探的"甜点区"。研究成果可以为该区后续油气勘探提供参考。      

歧口凹陷沙一下亚段页岩形成环境及页岩油潜力综合评价

渤海湾盆地是目前我国主要的陆相页岩油资源开采区,歧口凹陷位于盆地腹地,是渤海湾盆地内典型的富油气凹陷之一,但长期以来缺少对不同层位页岩形成环境及页岩油潜力的综合评价。选取歧口凹陷沙一下亚段富有机质页岩为研究对象,综合运用地化录井技术和生排烃模拟技术,进行歧口凹陷沙一下亚段页岩沉积特征的描述和页岩油潜力的综合评价。研究结果显示,①歧口凹陷沙一下亚段沉积于水体盐度较高的还原-强还原环境,营养物质丰富,气候炎热湿润,适宜生物大量繁殖,生产力水平高;②结合生排烃模拟实验结果,研究区沙一下亚段页岩生烃能力强、生烃效率高、排油率较低,生成的原油仍大部分残留在页岩中,具有良好的勘探潜力;③研究区沙一下亚段页岩中含有适量碳酸盐矿物,在成岩过程中改善了储集条件,为页岩油提供了良好的储集场所。歧口凹陷西南缘海侵的发生从沉积环境、古生产力及对成岩作用影响等方面促进了沙一下亚段有机质的富集,而有机质富集、生烃强度高以及良好的储集条件共同控制了沙一下亚段页岩油的大面积分布。研究区沙一下亚段页岩油储层可分为碳酸盐岩和混合沉积岩2种类型,综合2种储层的含油性特征后发现,碳酸盐岩矿物含量和脆性指数对页岩含油性有着极大影响。有利勘探区域为构造裂缝发育的宽缓斜坡区和白云岩化程度较高的地区; 有利勘探层段为孔隙和微裂缝发育的白云岩、白云质页岩和灰质页岩层段。该研究成果可为歧口凹陷页岩油的勘探开发提供指导。      

鄂西宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩储层特征及其脆性评价

依据鄂西宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩X射线衍射全岩分析、X射线衍射黏土矿物分析、物性分析、含气性测试和地球物理测井等资料,对区内页岩储层发育特征和页岩脆性特征进行了研究和综合评价。结果表明:宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩依次主要由石英、黏土矿物、长石、白云石、方解石、黄铁矿等组成;具有自底部“高硅、低黏土”页岩向上过渡为“低硅、高黏土”页岩的发育特征。页岩孔隙度主要为1.01%~1.77%,平均1.29%,渗透率主要为0.001×10-3~0.843×10-3 μm2,平均0.234×10-3 μm2,属于低孔特低渗储层;五峰组-龙马溪组下部页岩含气量普遍大于1 m3/t,厚度可达20 m。脆性矿物含量法脆性分析结果显示,页岩脆性指数分布于39.6%~89.6%之间,平均55.4%,其中底部10 m厚的页岩脆性指数均大于60%,利于储层压裂改造后形成复杂的裂缝网络系统。弹性参数法脆性分析结果显示,五峰组-龙马溪组页岩杨氏模量主要为25.2~67.5 GPa,平均38.9 GPa;泊松比主要为0.177~0.327,平均0.297;脆性指数主要介于8.5%~97.3%之间,平均33.2%;其中底部13 m厚的页岩具有典型高杨氏模量、低泊松比和高脆性指数的特征。页岩脆性综合评价结果表明,五峰组-龙马溪组底部9 m厚的页岩发育相对最优杨氏模量和泊松比条件,脆性属于中-高等程度,造缝能力强,可压裂性好。将页岩段划分为4类可改造储层,其中底部2 714.4~2 723.4 m段页岩具有泊松比相对最小、含气性最好、脆性最优和有机质含量高等特征,构成研究区最优改造层段。      

川东南地区志留系龙马溪组页岩孔隙结构特征

页岩储层的孔隙结构对页岩气资源评价和勘探开发具有重要意义。通过高压压汞法、低压氮气吸附法、氩离子抛光-场发射扫描电镜对川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征进行了深入的研究,分析了微观孔隙发育影响因素。研究表明,页岩排驱压力比较高,孔隙分选差,退汞率极低,说明孔隙与喉道非常不均一;页岩比表面积为12.330~29.822 m2/g,平均为20.132m2/g;孔体积为0.015 9~0.094 7cm3/g,平均为0.044 5cm3/g;平均孔径为3.484~12.473nm,平均为7.400nm;主体孔隙为中孔,存在一部分的微孔和大孔,氮气吸附-脱附曲线表明孔隙形态以墨水瓶形孔和狭缝状孔为主。孔隙类型可分为有机质孔、原生残余孔、次生溶蚀孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔、裂缝6种类型,其中原生残余孔、次生溶蚀孔可达微米级。有机碳含量、石英含量、黏土矿物含量、热演化程度均会影响微观孔隙发育,比表面积和孔体积随有机碳、石英含量的增加而增加;而随黏土矿物含量的增加,比表面积、孔体积呈减小趋势;适宜的热演化程度是纳米级孔隙发育的重要影响因素。      

辽河盆地东部凸起太原组页岩气聚集条件及有利区预测

从辽河盆地东部凸起太原组泥页岩发育的沉积背景、地球化学条件、储集物性及含气性等方面分析页岩气聚集的基础条件,采用多信息叠合法对该区太原组页岩气富集有利区进行预测.结果表明:太原组地层发育潮坪、沼泽及泻湖相,富有机质暗色泥页岩、碳质泥页岩,单层厚度大,分布面积广,连续性好,有机碳平均质量分数为3.3%,有机质类型以Ⅲ型为主的混合型,生烃潜力较大,热演化程度高,处于大量生气的阶段;泥页岩脆性较好,孔隙和裂缝发育,含气性好,具备页岩气聚集的地质、地球化学条件及储集物性条件,有利于页岩气的生成、富集及后期储层改造.根据页岩气富集的多种因素分析结果,认为王家南部地区页岩气聚集条件和储集性能较优越,是辽河盆地东部凸起太原组页岩气勘探开发的有利区域.