湘中邵阳凹陷二叠系龙潭组页岩含气性特征与气体成因

针对湘中地区邵阳凹陷二叠系龙潭组页岩气资源评价,部署了页岩气调查井2015H-D3井,通过现场解析气等相关样品测试定量分析了页岩含气性特征及其影响因素,并借助气体稳定碳、氢同位素对气体成因进行了初步探讨.结果显示:钻深从150m处开始出现气显,随深度增加,解析气含量呈现先逐渐增大后减小的趋势,300～425m为最高含气层段,累计厚度达125m,现场解析气含量全部大于0.5m^3/t,最高为2.35m^3/t,平均1m^3/t,证实龙潭组具良好页岩气资源潜力.当埋深大于300m时,解析气含量受有机碳含量控制,而埋深小于300m时,解析气含量并不简单受控于有机碳含量,而是受到保存条件的严重制约.气体碳、氢同位素测试显示δ13C1介于-29.87‰～-36.82‰,平均为-34.52‰,δ¹³C_2介于-29.45‰～-31.02‰,平均为-30.09‰,δD1介于-131.20‰～-178.40‰,平均为-167.40‰.气体成因分析揭示龙潭组页岩气属热成因中的油型气类型.基于沉积现象判断龙潭组为海陆过渡相环境,与氢同位素判断结果基本吻合,但目前还无法确定具体判定区间.     

焦页197-4HF井油基钻井液技术

焦页197-4HF井是涪陵页岩气田平桥南区197平台的一口三开制大位移开发水平井。该井长水平段位于志留系龙马溪组页岩地层,在钻井施工中面临着极大挑战,一是长水平井段易形成岩屑床,扭矩摩阻大;二是页岩易水化膨胀,造成井壁失稳;三是页岩地层微裂隙发育,钻井液滤失量大。为保证钻井施工正常进行,前期通过室内对比实验,优选出了合适油基钻井液配方。现场使用情况表明,优选出的钻井液配方完全满足现场施工要求,安全顺利地完成了三开长水平段作业。     

泉子街地区地层可钻性分析及钻头选型

泉子街地区页岩气参数井钻进过程中存在地层可钻性差、研磨性较强,钻进速度慢,单只钻头（牙轮、PDC）进尺少且报废率高等问题。本文通过对泉子街区块岩石可钻性进行分析、评价,可以为该区页岩气勘查钻井施工钻头选型和钻井工程设计优化提供依据,从而达到提高该区钻井施工效率、降低钻井成本、缩短项目工作周期的目的。     

页岩气地质调查皖含地1井施工工艺

皖含地1井是在和含巢逆冲推覆构造带中段巢湖背向斜构造带部署实施的一口地质调查井。目的在于获取巢湖-含山-无为地区奥陶系-志留系富有机质页岩的各类地质参数,为本区五峰组-高家边组页岩气资源潜力评价及有利区优选提供地质依据。本文主要阐述了皖含地1井的井区概况、钻探施工技术与施工工艺。施工中结合实际情况进行钻井质量控制,在钻进过程中合理调整钻进参数,有效控制钻井顶角,符合地质设计的目的。并对皖含地1井进行台效分析,为后期的钻探积累了经验。     

涪陵页岩气田江东区块优快钻井技术研究与应用

涪陵页岩气田江东区块地质构造复杂、地层倾角大,存在机械钻速低、定向钻井托压严重、水平井轨迹控制困难等问题,给该地区优快钻井作业带来了挑战。本文通过总结现场施工作业及技术攻关实践,分析总结了江东区块复杂地质条件下相适应的钻井新工艺、新工具,形成了一套适用于涪陵页岩气田江东区块的优快钻井技术。江东区块钻井周期从开发前期的235 d缩短至9033 d,机械钻速、储层钻遇率不断提高的同时,定向钻井托压、钻头提前失效等工况逐渐减少。通过4年发展,涪陵页岩气田江东区块优快钻井集成技术逐渐成熟,基本满足了深层页岩气的开发需要。     

页岩气储层脆性评价方法研究现状

随着常规油气资源的不断开发,其存量资源越来越少。美国非常规油气资源的开发成功,为页岩气勘探开发奠定了技术基础。储层改造技术是决定页岩气开发成败的两大关键技术之一。而页岩气储层的脆性指数是评价页岩气储层可改造（可压裂）的关键指标。本文对国内外的页岩气储层脆性评价方法进行了广泛深入的研究,总结了岩石脆性的各种力学表征方法以及矿物成分对岩石脆性的影响,为我国页岩气储层脆性评价方法的研究提供了基础性参考资料。     

二叠系炭质页岩软弱夹层剪切蠕变特性研究

以西南灰岩山区二叠系炭质页岩软弱夹层为研究对象,开展了原生软岩、层间剪切带和滑带3个演化阶段的矿物组成成分、微结构和不同正应力水平的剪切蠕变力学特性分析。结果表明：软弱夹层在演化过程中,矿物组分发生改变,黏土矿物含量在原生软岩中小于5%,层间剪切带中在5%～10%之间,滑带中大于10%。微结构由致密变得疏松,颗粒间连接力减弱;软弱夹层的蠕变位移和蠕变速率随着剪应力增加而增大,呈非线性关系。在相同剪应力条件下,蠕变位移和蠕变速率的关系为：滑带>层间剪切带>原岩。长期剪切强度逐渐降低,黏聚力的降幅大于内摩擦角,对时间的敏感程度较高。为受软弱夹层控制的层状基岩滑坡的发育发展过程、失稳机制研究提供了重要借鉴意义。     

辽河坳陷清水洼陷沙三段页岩气富集条件

受构造作用控制,辽河西部凹陷清水洼陷沙三段页岩沉降-沉积中心发生由北西向南东方向的明显迁移,表现为欠补偿沉积的半深湖-深湖相同步迁移。从湖盆中心向陆方向,清水洼陷沙三段沉积时期主要发育了深湖-半深湖-浅湖-扇三角洲等沉积类型,对应形成了从Ⅰ、Ⅱ到Ⅲ型的干酪根分布。与此对应,页岩中的石英、长石等脆性矿物含量递次增多,而黏土矿物含量逐渐减少,反映为沉积相对页岩有机地球化学条件和矿物成分的控制作用。在深大断裂控制下,页岩沉积剖面表现为向西减薄的楔形,TOC从中心处的最大值向外逐渐降低,成熟度R_o介于0.5%~2.0%,为页岩油气的形成提供了有利的富集条件。在现今埋深状态下,洼陷区页岩一般处于热成熟生油阶段,埋深较大的局部地区可达高成熟阶段,进入页岩气为主状态,形成“下气上油”的生烃格局。沙三段页岩主要处于中成岩阶段B期,出现了大量定向排列的片状伊利石。在4 000 m以深的页岩中,伊蒙混层比小于15%,发育了多种孔隙类型,伴生黄铁矿和伊利石等黏土矿物,孔隙度一般为0.7%~3.5%,8~35 nm的页岩孔隙直径所占体积最大。高精度含气量解析结果表明,双兴1井沙三段页岩含气量为1.6~5.44 m³/t,随着页岩储层成岩裂缝增加,页岩含气量不断增加。总含气量、吸附含气量与TOC具有很好的相关性,但总含气量增加速度较吸附气增量速度更大,这与有机质生油气产物关系密切,与溶解态天然气的存在也不无关系。有机质类型多样、油气共生、含气量较大且下气上油,形成了辽河清水洼陷特色的页岩气富集模式。     

改进的贝叶斯迭代反演方法及其在白云岩致密储层识别的应用

由于低孔隙度和低渗透率的白云岩致密油储集层的纵波阻抗与其围岩差异非常小,利用叠后反演技术难以有效预测储层,而可以提取丰富弹性信息的叠前反演是解决此问题的有效手段,但是由于噪声等问题,叠前反演方程有较强的不适定性,笔者在贝叶斯框架下引入了改进的多变量柯西分布和改进的低频约束因子,重新推导了反演方程,获得了新的目标函数,有效地减少了反演的不适定性,从而提高了反演的稳定性,并结合迭代的思想来不断更新反演求解过程中的背景纵横波速度比值,从而增加了反演结果的精度。模型数据测试和实际资料应用都证明了该方法的稳定性和适用性。统计表明,利用提出的反演方法,目的层段内优质储层厚度预测吻合率高达89.75%。因此,此方法对类似硅质致密储层的勘探有重要的借鉴意义。     

A Quantitative Evaluation of Shale Gas Content in Different Occurrence States of the Longmaxi Formation: A New Insight from Well JY-A in the Fuling Shale Gas Field,Sichuan Basin

Comprehensive quantitative evaluation of shale gas content and the controlling factors in different occurrence states is of great significance for accurately assessing gas-bearing capacity and providing effective well-production strategies. A total of 122 core samples from well JY-A in the Fuling shale gas field were studied to reveal the characteristics of S_1 l shale,15 of which were selected to further predict the shale gas content in different occurrence states, which are dependent on geological factors in the thermal evolution process. Geological parameters were researched by a number of laboratory programs, and the factors influential in controlling shale gas content were extracted by both PCA and GRA methods and prediction models were confirmed by the BE method using SPSS software. Results reveal that the adsorbed gas content is mainly controlled by TOC, Ro, SSA, PD and pyrite content, and the free gas content is mainly controlled by S_2, quartz content, gas saturation and formation pressure for S_1 l in well JY-A. Three methods, including the on-site gas desorption method, the empirical formula method, and the multiple regression analysis method were used in combination to evaluate the shale gas capacity of well JY-A, all of which show that the overall shale gas content of well JY-A is in the range of 2.0–5.0 m~3/t and that the free gas ratio is about 50%, lower than that of well JY-1. Cause analysis further confirms the tectonics and preservation conditions of S_1 l in the geological processes, especially the influence of eastern boundary faults on well JY-A, as the fundamental reasons for the differences in shale gas enrichment in the Jiaoshiba area.