页岩油甜点评价关键技术及甜点类型划分:以玛湖凹陷二叠系风城组为例

玛湖凹陷风城组页岩油是准噶尔盆地油气勘探的新领域，明确其优质“甜点”发育段，对试油层位选择及水平井的部署具有重要意义.从页岩油评价中的2个关键地质工程参数——游离油、脆性指数入手，以系统实验为基础，开展了玛湖风城组页岩油游离油、脆性指数的测井评价方法研究，并分析了2个参数对产量的影响，建立了产量潜力指数计算模型，形成了“甜点”分类方法.结果表明：（1）二维核磁共振谱（T2, T1）可以有效区分可动水、游离油、吸附油（T1/T2：可动水<游离油<吸附油），风城组页岩油层游离油孔隙度低，主要为0.5%～3.0%;(2)页岩油层脆性好，脆性指数在70%以上，但杨氏模量大，水力压裂起裂难度较大；（3）根据产能潜力指数分为三类甜点，纵向上三类甜点交互叠合发育，可以优选出2套优质甜点集中发育段.建立的页岩油甜点评价关键技术为风城组页岩油试油选层及水平井目标层选择提供了重要依据，可为国内其他陆相盆地页岩油甜点评价提供借鉴.     

塔里木盆地西部中上奥陶统萨尔干页岩与印干页岩的空间展布与沉积环境

中上奥陶统萨尔干页岩与印干页岩是塔里木盆地重要的海相烃源岩。通过对柯坪地区大湾沟剖面 中上奥陶统萨尔干页岩、印干页岩与其上下地层关系的探地雷达测量,形成反映岩-震关系的地球物理剖面, 从而将露头中的页岩准确标定于地震剖面中。以此标定成果为据,追踪阿瓦提凹陷内75条二维地震测线（总长 108×10⁴ km） 中的烃源岩,准确地刻画出了萨尔干页岩、印干页岩的展布范围。萨尔干页岩、印干页岩在阿瓦 提凹陷内大面积展布,其西北部受控于沙井子断裂,北部超覆尖灭于胜利１井以南,东部超覆尖灭于满西２井 附近台地边缘（此为新发现台缘）,南部则止于巴楚断隆,西南部受控于阿恰断裂带。由于萨尔干页岩是中晚奥 陶世形成的盆地初期沉积的烃源岩,其分布范围与厚度均小于印干页岩,但其有机质丰度却高于印干页岩。萨 尔干页岩与印干页岩沉积时属于深水陆棚-盆地相环境,沉积古水深大致在60~200 m,甚至更深些。     

页岩油气储层纵向多重非均质性及其对开发的影响

页岩油气作为烃源岩层系内自生自储的油气资源,其可开发性受页岩储层特征的控制明显。由于不同类型富有机质页岩形成环境的差异性,页岩油气储层在纵向上具有多重非均质性,包括岩性的纵向非均质性、储层物性的纵向非均质性、岩石力学参数的纵向非均质性、地应力的纵向非均质性以及含气性特征的纵向非均质性等,这造成了页岩油气储层的纵向非均质性明显强于横向非均质性,有机质丰度、孔隙度、渗透率、储层的可压裂性、地应力、含气性及吸游比等参数在纵向上的变化均较大,且直接影响了后期页岩油气开发方案的设计与实施。优质开发目的层段的选择首先要考虑单段页岩油气储层的连续厚度在30~50 m左右、有机碳含量均值达到2.0%以上、有效孔隙度大于2.0%、岩石泊松比小于0.25、脆性较大、最小主应力相对上下邻层较小、含气性较高的层段。页岩油气开发井型的选择,水平井段的部署,压裂分段的长短、射孔簇的设计等均要充分考虑这种非均质性的影响。     

川南下志留统龙马溪组页岩岩相表征

页岩岩相表征是页岩气地质评价和选层、选区的基础性研究工作。本文以露头和钻井资料为基础,依据岩矿、薄片、地化和测井资料,建立了海相页岩岩相划分方法,对川南上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组主要岩相进行了精细表征,并形成4点认识：(1)应用岩石矿物三端员法+沉积微相划分页岩岩相类型及其组合,是开展海相页岩岩相表征的有效方法;(2)川南五峰组龙马溪组页岩发育6种岩相类型和3种典型岩相组合,其中硅质页岩和钙质硅质混合页岩是(半)深水环境的特有岩相,黏土质页岩和黏土质钙质混合页岩是半深水浅水环境的主要岩相,黏土质硅质混合页岩是浅水深水环境下的共有岩相;(3)随着水体由深变浅和水动力条件逐渐增强以及陆源物质输入量增大,不同成因岩相组合的页岩矿物成分、基质组构、古生物和有机质富集程度、测井响应等基本特征均发生重大变化;(4)受海平面变化控制,主力产层为深水陆棚沉积的硅质页岩、钙质硅质混合页岩和黏土质硅质混合页岩组合,产层顶板为半深水浅水陆棚沉积的黏土质页岩、黏土质硅质混合页岩和黏土质钙质混合页岩组合;前者因富含硅质和有机质,具有良好的脆性和物性,是形成页岩气产层的优质岩相;后者因富含黏土和贫有机质,脆性和渗透性差,是形成页岩气藏区域封盖层的优质岩相;两者自下而上构成良好的自封自储型储盖组合。     

中、下扬子地区下寒武统黑色页岩微量元素富集特征

中国南方扬子地区下寒武统黑色页岩分布广泛,主要由黑色页岩、黑色白云质页岩,黑色粉砂质页岩和黑色硅质页岩等组成;并伴生有较厚的磷块岩矿床、钒矿床和镍、钼多元素硫化物矿床。对黑色页岩岩石学特征、元素地球化学特征进行系统研究,并详细分析微量元素的富集成因,结果表明：黑色页岩主要形成于静水还原的浅海-半深海缓坡环境,层状元素富集带为沉积成因,海底热流体提供了丰富物质来源。总体上,Co、Be、Mn、Ga等元素含量较低;Cu、V、Ni、Mo等元素的含量较高,多数超过北美页岩平均值;以Ni、Mo为主的多元素富集层通常位于磷块岩之上,以黑色页岩、黑色白云质页岩中的硫化物和硫酸盐矿物为主要载体,其中有机碳（TOC）含量可达12.2%以上,远高于其他元素富集层,随着页岩内硅质成分增加,Ni、Mo、Fe、Co等元素含量明显降低;以V为主的多元素主要赋存于黑色硅质页岩中的水云母,与页岩内硅质成分具有较好的正相关关系;黑色页岩中稀土元素含量为(76.22~290.67)×10-6,轻重稀土比值LREE/HREE介于1.21~4.22,说明轻稀土更为富集,Sr/Ba值为0.04~0.34,δEu正异常,且北美页岩标准化配分曲线呈现平缓左倾,为沉积过程中存在海底热水流体提供了进一步证据。     

评价页岩压裂形成缝网能力的新方法

页岩储层的“体积压裂”,使美国页岩气产业取得巨大成功,有效评价压裂裂缝网络形成的难易程度,是压裂开采的首要目标,目前国内外尚未发现有效的评价方法,为此开发了一种新的测试方法。针对10种岩芯,测试岩石力学参数,并对比分析常用的3种页岩脆性评价方法。采用压后裂隙结构面迹长分布的分维值和面密度对裂缝进行定量表征,并对压后崩落碎块进行对比分析。通过实验认为,杨氏模量和泊松比判别法与塑性系数判别法用于评价岩石脆性,精确度更高;脆性岩石通常表现为高杨氏模量或（和）低泊松比的特征,与单轴抗压强度、抗张强度和压入硬度没有对应关系;压裂裂缝的分布具有统计意义上的分形特征,分维可用于定量评价压后裂缝网络复杂度;硬度越高,压后裂缝密度越小;脆性越强,压后裂缝密度越大。新方法是岩石脆性、硬度和天然裂缝系统（和沉积层理）特征的综合体现,用于评价页岩压后形成缝网的能力,不仅直观可靠,而且简单有效,有利于现场推广应用,对于今后页岩气或致密砂岩气开发的理论研究和现场应用具有一定的指导意义。     

层状页岩力学特性及其破坏模式研究

采用MTS815型岩石力学试验机进行了页岩层理面不同角度取芯的力学试验,获得了其力学参数及破坏模式特征。试验表明：层理面不同角度试样力学性质存在较大差异性,平行层理面试样其抗压强度最高,与层理面夹角为30°时抗压强度最低,弹性模量随取芯角度的增加逐渐降低。单轴压缩,夹角为0°时破坏模式主要为沿多个平行层理面竖向劈裂,夹角为30°时沿层理弱面剪切破坏,夹角为60°时为大角度剪切破坏并贯穿60°弱层理面,夹角为90°时主要为层状拉张破坏。三轴压缩,夹角为0°时试样有多条破裂面,呈劈裂与剪切破坏共同作用;夹角为30°时,沿层理面剪切破坏;夹角为60°时,呈现剪切破坏,剪切破裂面与水平面夹角在45°~50°之间;夹角为90°时,以剪切破坏为主,有多条平行开裂层面。页岩层理面表现出明显的弱面特征,研究结果为水力压裂施工设计提供了技术参数。     

南襄盆地泌阳凹陷陆相页岩油地质特征与评价

南襄盆地泌阳凹陷中部深凹区发育有淡水环境及咸水环境沉积的深湖—半深湖相页岩。该套页岩岩相复杂、类型多、变化快, 可分为泥质粉砂岩、粉砂质页岩、隐晶灰质页岩、重结晶灰质页岩及白云质页岩, 总体富含有机质, 这为陆相页岩油的形成提供了充分的物质基础。研究区页岩具有纵向厚度大、横向分布广、有机质丰度高及类型好、热演化程度适中、脆性矿物含量高及含油气性好等特征, 具备良好的陆相页岩油形成条件。在明确泌阳凹陷具备良好的陆相页岩油形成条件基础上, 进一步开展了陆相页岩油地质评价方法的研究, 提出了一套包含岩石学分析、地质多参数综合评价、有利区带评价等8项关键技术的地质评价方法, 并明确了泌阳凹陷陆相页岩油富集的主控因素及有利目标区, 进而优化部署页岩油水平井, 取得了中国陆相页岩油勘探的重大突破, 展示了中国陆相页岩油良好的勘探开发前景。     

南黄海海相层石油地质条件分析与勘探方向

南黄海海相层地震资料采集技术获得重大进展,在新资料基础上,通过收集南黄海盆地及周边地区钻井、地震、分析化验等资料,对其进行石油地质条件分析。认为南黄海海相层分布稳定,残留厚度较大,存在五套烃源岩、二类储层、四套盖层、四套生储盖组合,具备形成大型油气藏的油气地质条件;指出海相下组合的有利勘探远景区为崂山断隆带的中西部,海相上组合的有利勘探远景区为青岛坳陷带和勿南沙隆褶带的西部,其中下组合的崂山断隆带中西部是首选勘探远景区。     

New perspective of Miocene marine hydrocarbon source rocks in deep-water area in Qiongdongnan Basin of northern South China Sea

Drilling wells reveal that the organic matter abundance of Miocene marine source rocks in shallow water area of the Qiongdongnan Basin is relatively low with poor hydrocarbon generation poten- tial. However, in some drilling wells of deep water area close to the central depression belt, Miocene marine source rocks with better organic matter abundance and hydrocarbon generation have been found, which have achieved better source rock standard based on the analysis of geochemical charac- teristics. Although there are no exploratory wells in deep water area of the research region, through the comparative analysis of geochemical data of several typical exploratory wells respectively from shallow water area in the basin, central depression belt margin in deep-water area of the basin and Site 1148 of deep sea drilling in the South China Sea Basin, it reveals that the tendency of the quality of source rocks becomes positive gradually from delta to bathyal environment, which then becomes negative as in deep oceanic environment. Owing to the lack of terrestrial organic matter input, the important controlling factors of Miocene marine source rocks in the Qiongdongnan Basin are ocean productivity and preservation conditions of organic matter. The element geochemistry data indicate that the tendency of the paleoproductivity and the preservation conditions of organic matter become positive as water depth increase from shallow area to bathyal area close to central depression belt. So it is speculated that there must exist high quality source rocks in the central depression area where the preservation conditions of organic matter are much better. Besides, in theory, in oxygen-poor zone of oceanic environment at the water depth 400-1 000 m, the preservation conditions of organic matter are well thus forming high-quality marine source rocks. The result- ing speculation, it is reasonable to consider that there are high hydrocarbon generation potential source rocks in bathyal environment of the Qiongdongnan Basin, especially at the water depth 400- 1 000 m.