松辽盆地长岭凹陷乾安地区青山口组一段沉积相特征与古环境恢复——以吉页油1井为例

松辽盆地上白垩统青山口组一段富有机质泥页岩岩发育,层系内部滞留烃富集,具有可观的页岩油资源潜力。沉积古环境控制了泥页岩的分布、有机质发育特征及滞留烃富集程度。因此,恢复青一段泥页岩沉积古环境,明确沉积特征,对揭示青一段泥页岩中页岩油富集规律具有重要意义。本文基于长岭凹陷乾安地区青一段取心井——吉页油1井的岩心观察及测井曲线组合特征,划分了青一段泥页岩沉积微相,应用自然伽马能谱测井、岩性扫描测井数据,选取环境评价参数,对青一段沉积古环境及其演化过程进行了恢复,分析了古环境参数与泥页岩中滞留烃含量的相关性。结果表明:松辽盆地长岭凹陷乾安地区青一段泥页岩是在三角洲外前缘-浅湖-半深湖-深湖沉积体系中形成的,主要发育半深湖-深湖泥、浅湖泥沉积微相。青一段泥页岩沉积古环境经历了水深由浅变深,气候由半潮湿到潮湿,水体由淡水-微咸水,还原性由弱到强,水动力条件由中等到弱的演化,在青一段地层中存在明显的沉积环境变化界面,上下层段沉积环境不同。青一段泥页岩中滞留烃含量主要受沉积古气候、古氧化还原条件控制,潮湿气候还原条件下形成的泥页岩有机质类型好,以腐泥质为主,生油能力强,滞留烃含量高。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段一亚段有利岩相及页岩油甜点区优选

为了优选出目标层位页岩有利岩相与预测页岩油分布甜点区，采用主成分分析法（PCA），对页岩油资源量（滞留烃）、物性（孔隙度、渗透率）、工程性质（脆性指数、岩石力学参数）3个主地质成分进行分析.结果表明，纹层状长英质页岩相与纹层状混合质页岩相滞留烃含量高、孔渗性好且脆性指数偏大；王官屯、七里店以南、沈家铺东南地区为页岩油分布甜点区，具有较好油气显示.     

中国页岩油的形成和分布理论综述

页岩油是指生成并滞留在烃源岩中,以游离或吸附状态赋存在地层微纳米级储集空间中,基本未运移或极短距离运移的低熟—半熟油气.通过总结泥页岩低孔低渗的特点,对页岩油的形成机制、演化条件、保存条件以及分布特征进行了讨论.泥页岩中有机质的丰度、类型以及演化成熟度是泥页岩生油能力的主要影响因素.生油能力较好的Ⅰ或Ⅱ型干酪根是良好的有机质类型,而Ⅲ型干酪根则以生气为主.在适当的埋藏深度下,达到生油门限,即可发生热化学反应产生大量液态烃.弱水动力条件以及相对长时间稳定的构造活动,都能使得有机质及沉积物缓慢沉降并演化.陆上优质泥页岩由于分布范围广、类型多、时代跨度大、陆相湖盆面积小、物源丰富且湖平面变化等原因,有利于页岩油气形成.     

基于低温氮气吸附和高压压汞表征潜江凹陷盐间页岩油储层孔隙结构特征

为了更全面地表征潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙结构特征,系统选取了距物源不同距离的A井和B井多块页岩样品进行了分析测试,通过场发射扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞实验综合分析了页岩孔隙结构特征;通过对比抽提前后场发射扫描电镜图像、低温氮气吸附和高压压汞实验数据,进一步研究了页岩中滞留烃的赋存空间特征;通过对典型页岩样品的二次压汞实验,探讨了页岩中连通孔隙的孔径分布特征。结果显示:潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙大小为纳米-微米级,孔径2～180 nm的黏土矿物层间孔和白云石晶间孔是该区发育最主要的两种孔隙类型;A井页岩中的滞留烃主要赋存在孔径2～20 nm的黏土矿物层间孔中,滞留烃含量较低,连通孔径主要集中在3～15 nm范围内,B井页岩中的滞留烃赋存在孔径8～100 nm的白云石晶间孔中,滞留烃含量多,连通孔径主要分布在10～130 nm范围内;白云石和黏土矿物的存在都有利于页岩储层储集空间的发育,但远离物源的生物成因的白云石更有利于滞留烃的赋存和可动性。研究成果可以为潜江凹陷页岩油的勘探和开发提供一定的理论支撑。     

陆相页岩油研究进展及开发地质面临的问题

针对页岩油开展了广泛文献调研,在页岩油概念的提出、演化及研究历程基础上,对陆相页岩油资源量分布、类型和潜力及若干关键问题等研究进展进行了综述,提出了陆相页岩油效益开发面临的关键开发地质问题。具体如下:1）阐述了页岩油概念的由来及最新定义。国内外页岩油均历经三个发展阶段,对页岩油的理论认识不断深入,开发效果和水平逐渐提升。我国陆相页岩油资源丰富、潜力巨大,是今后一个时期的重点攻关对象。2）陆相页岩油可按不同方式进行分类。按成熟度演化阶段划分固态有机质阶段、滞留烃阶段、液态烃阶段、液态烃裂解天然气阶段等四类;按源储组合类型划分源储共存型、源储分离型和纯页岩型三类;按开发方式分为夹层型、混积型、页岩型和裂缝型四类。3）陆相页岩油在细粒岩分类及沉积模式、源储岩石微观特征、富集机制、“七性特征”和工业化开采技术等方面取得了较大的进展。4）陆相页岩油源储结构表现出极强的非均质性,亟待加强细粒页岩沉积超高频基准面旋回对比模式、半深湖—深湖相低级次构型单元成因及分布模式、相控储层质量差异分布模式和地质工程一体化及甜点快速评价等开发地质方面的研究,以提高页岩油开发经济效益和采收率。     

齐家-古龙地区页岩油参数井泉头组—青山口组沉积微相特征

沉积微相发育特征对页岩油赋存及开发潜力具有重要的影响.以松辽盆地北部齐家-古龙地区松页油1井和松页油2井泉头组四段上部-青山口组二三段下部岩心为研究对象,通过大比例尺岩心观察和精细描述,以岩心岩性、层理构造、化石、含有物、电性特征为依据,开展沉积微相研究.研究认为,松页油1井和松页油2井岩心中,主要发育湖泊相沉积,分为浅湖和半深湖-深湖2种沉积亚相,可进一步识别出浅湖滩坝砂、介壳滩、泥质浅湖、半深湖-深湖泥和油页岩5种沉积微相.青一段下部主要发育半深湖-深湖亚相,浅湖亚相主要分布在青一段上部、青二三段下部和泉四段上部层位.泥质浅湖微相、半深湖-深湖泥微相以及油页岩微相均是有利于页岩油形成的沉积微相类型.     

页岩油资源定量评价中关键参数的选取与校正——以松辽盆地北部青山口组为例

页岩油资源评价过程中,常用热解参数(S1)反映含油性。由于实验关系,所测得的S1存在轻烃、重烃的损失,为更准确的对页岩油资源进行定量评价,本文通过有机质成烃动力学研究以及对样品抽提前后的热解参数进行对比,对S1进行轻、重烃补偿校正,获得泥页岩总含油率参数,根据泥页岩排烃门限确定其可动油含量参数(S1/TOC)。研究结果表明,松辽盆地北部青山口组泥页岩S1校正前后相差2~3倍,排烃门限对应的S1/TOC=75mg/g TOC,结合黏土矿物含量(表征可压裂性),优选出页岩油勘探开发有利区:青一段有利区主要集中在齐家古龙凹陷中北部及龙虎泡大安阶地中部,青二、三段集中在龙虎泡大安阶地中部与齐家古龙凹陷中南部。     

陆相致密油与页岩油藏特征差异性及勘探实践意义: 以渤海湾盆地黄骅坳陷为例

陆相致密油和页岩油同属低孔低渗油气藏,二者具有很大相似性,常具有共生关系,然而其成藏特征存在较大的差异,不加区分极易误导油气勘探.利用系统取心、测井、录井和各类测试化验分析资料,综合分析渤海湾盆地黄骅坳陷孔店组、沙河街组,梳理致密油和页岩油的成藏条件及其富集规律差异性,进一步探讨致密油与页岩油勘探选区评价方法.研究结果表明,从岩性上看,致密油储层岩石类型多样,包括致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密火成岩等;页岩油气以细粒沉积为主,其矿物成分多样,岩性可细分为碳酸质页岩、长英质页岩、粘土质页岩、混合质页岩等.从物性上看,二者均为低孔低渗型储层,致密储层分先天致密和后天致密两类,主要发育粒间孔、晶间孔、溶蚀孔隙、裂缝等,多以微米级孔隙为主;页岩储层以先天致密为主,发育有机孔、粒间孔、页理缝、裂缝等,多以纳米级孔隙为主.从生烃运移过程来看,二者油气来源均与优质烃源岩密切相关,致密油岩层本身不生烃,原油依靠临近富有机质泥页岩干酪根生烃增压造成的源储压差,经历短距离运移与充注,源储压差高则充注程度高;页岩油本身即为生油岩,系已生成、尚未排出而滞留在页岩孔隙或裂缝之中的石油.从可压裂性上看,致密储层本身具有较好脆性,脆性条件不是致密油甜点的决定性因素,而页岩脆性因成分不同存在较大差异,是页岩油甜点评价的关键因素.从勘探选区来看,致密油优势储集相带、优质烃源岩及二者之间的匹配关系控制有利致密油富集区,"三明治"式最有利,源上源下次之;页岩油受成熟富有机质页岩及脆性岩相控制,强调在富含滞留烃中寻找具有较高脆性的页岩.      

松辽盆地青山口组页岩有机碳含量分布特征

总有机碳（TOC）含量是页岩油气资源量评价的关键参数之一.为定量分析松辽盆地青山口组页岩TOC含量分布特征,预测有利勘探区,以测井资料为基础,首先建立研究区构造模型,应用恢复古埋深法计算镜质体反射率（R_o）,通过?logR方法预测研究区TOC含量,最后利用地质统计学方法建立了研究区页岩TOC三维量化模型.结果表明,纵向上,青一段页岩TOC含量整体分布在0%~4%范围,青二段和青三段TOC含量明显低于青一段.平面上,青一段TOC含量在三肇凹陷南部及朝阳沟阶地中部最高,青二段TOC含量整体低于2%,其在古龙凹陷北部最高,青三段TOC含量普遍低于1.4%.研究成果为松辽盆地页岩油勘探开发有利区选取提供了重要指导和参考.      

鄂尔多斯盆地庆城地区延长组7段致密油特征及油源分析

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段）半深湖—深湖相优质油源岩是油气的重要来源,包括黑色页岩和暗色泥岩,作为盆地重要的供烃源岩一直是研究的热点。为了明确不同烃源岩的贡献及油气来源,通过对庆城地区长7段致密油特征进行分析,对原油进行精细划分,并对源岩有效性进行分析,进一步明确油源对应关系,研究表明,庆城地区长7段黑色页岩和暗色泥岩均对油气成藏有贡献,其中黑色页岩贡献最大,长73段暗色泥岩次之,长72和长71段暗色泥岩贡献较小;原油为低密度、中—低黏度和低凝固点的轻质油。根据生标物特征将原油划分为3类,A类原油具有低C30重排藿烷/C29藿烷、低C29Ts/C29藿烷、低Ts/Tm的特征,由黑色页岩贡献,主要分布于长71段;C类原油具有高C30重排藿烷/C29藿烷、高C29Ts/C29藿烷、高Ts/Tm的特征,主要由暗色泥岩贡献,数量较少且分布局限;B类油各项生标物参数均居中,为A、C类原油的混合,主要分布于长72段。由于黑色页岩生烃时间比暗色泥岩早,且原油黏度和密度更低,因此黑色页岩先生成低黏度A类原油易于向长72和长71段运移,而暗色泥岩后生成的C类原油主要近源富集与A类油混合分布于长72段,从而形成的A类油主要分布于长71段,B类油主要分布于长72段,而C类油分布局限的格局。这对下一步勘探开发及资源评价有重要意义。     

松辽盆地三肇凹陷青山口组一段泥页岩岩石学特征及岩相划分——以松页油3井为例

以松辽盆地三肇凹陷松页油3井青山口组一段泥页岩为例,对其沉积构造、有机质丰度及矿物组成等岩石学特征关系进行研究.结果表明,三肇凹陷青一段泥页岩发育块状构造和纹层状构造两种沉积构造;TOC含量介于0.50%~6.82%,平均值为3.16%,S₁+S₂介于2.01×10^-3~49.41×10^-3,平均值为23.02×10^-3,总体为好-最好的烃源岩;矿物组成以长英质矿物为主,黏土矿物次之,碳酸盐矿物、黄铁矿含量较低.基于岩石学特征研究,按照"有机质丰度-岩石沉积构造-矿物组成"分类标准,将青山口组一段划分为9类岩相,其中高有机质纹层状长英质泥页岩岩相具有较好的生烃潜力,是三肇凹陷页岩油勘探的最有利的岩相类型.     

松辽盆地齐家和古龙凹陷页岩油含油性参数优选与资源量计算

松辽盆地齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油资源丰富.以往主要基于不完整的老岩心资料,以校正后的热解S₁或氯仿沥青"A"作为含油性参数计算页岩油资源量,校正参数的准确性受样品新鲜程度、测试手段及校正方法等多种因素影响,导致上述参数的应用存在一定的局限性.根据最新页岩油勘探进展,对比分析了页岩油资源量计算的含油性参数（包括热解S₁、氯仿沥青"A"和含油饱和度）的应用差异,认为含油饱和度可反映游离油和溶解烃含量,不用考虑吸附油影响,且无需进行轻烃、重烃和NSO化合物校正,在具有新鲜样品测试数据的条件下,更适合作为研究区页岩油资源量计算的含油性参数.基于最新页岩油参数井钻探成果和测试数据,明确了有效泥页岩厚度、有机质丰度（TOC）、有机质成熟度（R_o）和埋深的平面分布.通过多因素叠合法查明了齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区面积分别为1 957.23 km²和4 509.09 km².结合密闭冷冻样品的含油饱和度、页岩油密度实测数据和有效孔隙度测井解释数据,通过体积法计算出齐家和古龙凹陷青山口组一段页岩油富集区资源量分别为19.79×10⁸ t和27.29×10⁸ t,表明研究区基质型页岩油具有很好的勘探前景.     

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油战略调查成果综述

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油资源丰富,以往的勘探目的层主要是泥页岩裂缝、泥页岩中夹的薄砂条和介形虫层,受目的层分布范围限制,页岩油勘探效果一直不理想.本次调查以盆地内广泛发育的泥页岩储层为重点,创新了陆相盆地泥页岩储层页岩油地质认识,形成了泥页岩储层页岩油勘查技术体系.部署实施的松页油1井、松页油2井和松页油...     

松辽盆地三肇凹陷青山口组页岩油地震甜点预测方法及应用

松辽盆地三肇凹陷上白垩统青山口组一段泥页岩油气资源丰富.为了厘清该区页岩油甜点分布,指导参数井部署,在单井甜点关键参数测井评价的基础上,利用三维地震数据,井震结合开展甜点预测方法研究.首先利用测井资料、岩心实验分析数据交汇分析,建立岩性、物性（孔隙度、渗透率）、含油性（饱和度）、有机地化参数（TOC、S₁）、地层孔隙压力、地层可压性的测井评价模型;然后通过宽频约束反演技术预测岩性,应用叠前弹性参数反演预测物性、含油性和地层可压性,利用约束迪克斯公式反演与模型约束波阻抗反演结合技术预测地层压力;最终实现对地质甜点和工程甜点的"双甜点"预测,建立一套适合于松辽盆地青山口组页岩油地震甜点识别技术流程.实践表明,利用三维地震资料能有效预测页岩甜点区,实钻结果与钻前预测基本吻合,证明了本技术流程的有效性.     

松辽盆地北部登娄库组二段烃源岩分布定量研究

勘探开发初期有限的油气资源评价资料限制了暗色泥岩预测方法的可靠性,松辽盆地北部登娄库组烃源岩主要为登二段灰色泥岩,其分布情况是评价松辽盆地北部深层致密砂岩气藏资源量的重要基础。本文以井震信息和基于沉积特征的多元地震属性定量方法,预测研究区泥岩厚度平面分布,综合地层沉积厚度平面信息、地震相平面信息及井点暗色泥岩和泥岩厚度比值信息,预测全区暗色泥岩和泥岩厚度比值的平面分布,预测结果显示松辽盆地北部登二段烃源岩主要有3个较大的发育,同时伴有其它零星小范围暗色泥岩发育,大部分厚度分布在70 m以下,最大暗色泥岩预测厚度约为350 m。该方法以井震信息为基础结合沉积规律定量预测暗色泥岩分布,为松辽盆地北部深层致密砂岩气藏资源量的可靠评价提供了必要的基础。     

我国陆相中高熟页岩油富集条件与分布特征

我国相继在多个盆地陆相页岩油勘探中获得突破,展示了良好的发展前景。基于现阶段勘探认识,本文认为陆相页岩油富集主要条件是：(1)稳定且有规模和适宜热成熟度的富有机质页岩是重要物质基础,以TOC含量>2%,最佳为3%～4%、母质类型Ⅰ和Ⅱ₁型为主,R_o>0.9%或更高(咸化环境0.8%);(2)有一定容积规模的微纳米孔隙且具脆性的多类储层是重要条件,页岩储层有效孔隙度宜>3%～6%;成岩阶段偏低时,纯页岩段不是中高熟页岩油富集段,致密砂岩和混积岩黏土含量宜<20%;成岩阶段高时,页岩黏土含量可高至40%左右;(3)滞留烃数量大且品质好是重要保证,以S₁>2 mg/g为门限,最佳>4～6 mg/g;气油比>80 m³/m³,最佳150～300 m³/m³;(4)顶底板具封闭性保持超压且滞留足够多轻-中组分烃类。陆相页岩油分布特征是：(1)有外物质注入的深-半深湖相是页岩油主要富集区;(2)具备“四高...     

海拉尔-塔木察格盆地中部断陷带构造演化与富油构造带成因机制分析

海拉尔盆地和塔木察格盆地分属于中国和蒙古国,构造上具有统一的构造背景和成盆演化过程。为了整体剖析海拉尔-塔木察格盆地构造演化过程及其对油气运聚成藏的控制作用,本文在明确成盆背景基础上,立足中部断陷带,系统研究了盆地的沉积充填结构、盆地的性质及其叠加演化过程,进而分析了不同演化阶段富油构造带的形成机制及构造演化对油气成藏的控制作用。研究表明,海塔盆地分别由铜钵庙组构成的残留盆地和由南屯组-青元岗组构成的被动裂陷盆地两种不同性质盆地叠加而成,被动裂陷盆地可进一步划分为4个演化阶段,即南一段下、中亚段构成的初始裂陷演化阶段、南一段上亚段-南二段构成的强裂陷演化阶段、大磨拐河组-伊敏组构成的断坳转化演化阶段以及青元岗组构成的坳陷演化阶段。初始裂陷阶段简单剪切走滑变形控制形成的掀斜隆起带,为下部油气系统即南一段下亚段和中亚段的有利勘探方向; 强裂陷阶段的纯剪切伸展变形控制形成的中央隆起带和中央背斜带,为中部油气系统即南一段上亚段和南二段的有利勘探方向; 断坳转化阶段伊二、三沉积晚期的纯剪切张扭变形控制断裂密集带的形成,并指示下部和中部油气系统的油气运聚成藏及富集部位; 伊二、三段末期及坳陷演化阶段的挤压反转变形主要控制了多类型反转构造带的形成,并指示上部次生油气系统即大磨拐河组的油气调整聚集成藏及富集部位。     

页岩油岩心样品洗油实验效率对比分析

页岩储层中的裂缝和微纳米级孔隙是页岩油的主要赋存空间。岩心样品高效无损洗油是页岩孔隙结构表征和页岩油赋存研究的关键,但是目前的实验方案并不统一。通过调研总结常用的洗油方法,针对现行广泛使用的浸泡抽提法、快速萃取法以及气驱+索氏抽提法对大港油田沧东凹陷孔二段页岩(块样,1 cm×1 cm×1 cm)进行洗油测试,利用Rock-Eval 热解仪和气相色谱仪对洗油前后的样品以及萃取出的可溶有机质进行了实验效果对比和三种方法之间的优劣性分析。研究结果表明,随着实验时间的延长萃取物中重烃含量逐渐增加,且低孔低渗的页岩岩心在常温常压下难以达到理想的洗油效果。升温和增压可以提高洗油效率,但长时间的高温作用会使部分重烃和吸附组分裂解,当裂解的速度大于轻烃组分被萃取的速度时,S₁值会出现随着洗油时间上升的现象;合适的压力条件可以有效促进洗油速率,但如果条件控制不好会造成样品破碎或者内部孔隙被破坏。建议在洗油过程中采用较低的压力、常温或者稍微加温以加快实验速度,驱替法和抽提法结合会有更好的效果。     

二连盆地宝勒根陶海凹陷烃源岩生物标志化合物特征与油源对比

二连盆地宝勒根陶海凹陷虽然取得了很好的勘探成果,但油气成藏基础研究还非常薄弱。依据生物标志化合物特征对烃源岩进行分类,在此基础上开展油族划分和油源对比研究。地球化学特征表明,研究区有效烃源岩可划分为三类:第一类烃源岩为腾格尔组一段（K₁bt₁）中上部“高有机质丰度、低成熟度、高C₂₇甾烷相对含量、高伽马蜡烷含量、低Pr/Ph比值”烃源岩;第二类烃源岩为K₁bt₁下部“高有机质丰度、中等成熟度、中等C₂₇甾烷相对含量、中等伽马蜡烷含量”烃源岩;第三类烃源岩为阿尔善组（K₁ba）“较高有机质丰度、较高成熟度、低C₂₇甾烷相对含量、低伽马蜡烷含量、高Pr/Ph比值”烃源岩。依据生物标志化合物特征,油砂中的原油可划分成4个油族:油族1为K₁bt₁未熟油,原油来源于第一类烃源岩;油族2为K₁bt₁成熟油,原油来源于第二类烃源岩;油族3为K₁bt₁未熟油与K₁bt₁成熟油的混合油,原油来源于第一类烃源岩和第二类烃源岩;油族4为K₁bt₁成熟油与K₁ba成熟油的混合油,原油来源于第二类烃源岩和第三类烃源岩。从油气来源预测有利区,K₁bt₁烃源岩所指向的有利区的面积为26.85 km2,K₁ba烃源岩所指向的有利区面积为79.30 km2。