湖相页岩油甜点综合评价方法及应用——以饶阳凹陷沙一下亚段页岩油为例

为准确预测页岩油综合甜点段/区,指导页岩油有效勘探开发,采用△log R法、BP神经网络、伊顿法等方法,建立含油性甜点、可动性甜点、物性甜点和工程甜点表征参数的评价函数,归一化后计算综合权重因子,用其定量评价各类甜点的最佳叠合层段/区域(页岩油综合甜点段/区).以冀中坳陷饶阳凹陷页岩油储层为靶区,计算了研究区79口井沙...     

陆相页岩油勘探“进源找油”探索与思考——以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例

基于源岩油气理论和“进源找油”思想,创建提出了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程,剖析其地质特征及与常规勘探流程的显著差异,并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例进行了论述。按“六定”思路地质评价认为,歧口凹陷在古近纪湖盆扩张和咸化环境下,半深湖—深湖、滨浅湖—湖湾相区分布广泛,发育了多个斜坡构造带,页岩油形成和聚集背景有利。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育,厚度大,分布广,主体处于成熟生油阶段,生烃条件好。受内、外物源共同控制,沙一下亚段形成大面积分布的多期重力流沉积粉—细砂岩和泥—微晶白云岩储层,平均厚度为12.7～70.0 m,叠置发育,连片分布,整体呈低孔、特低—超低渗。沙一下亚段源储一体,发育4类源储配置,源储叠合区主要分布在凹陷中心、宽缓斜坡的中—低斜坡区和中斜坡区,纵向上浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置分布,并与高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏横向连片。两类页岩油地质资源量合计中值为5.86×10⁸ t,剩余资源占比大于60%,埋深适中,勘探潜力较大。沙一下亚段已有多口探井钻获工业油流,页岩油富集受构造、微相、成岩共同控制,发育致密砂岩、白云岩2类甜点体和4个甜点段,歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是歧口凹陷近期勘探的有利甜点区。基于“进源找油”思想提出:需高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究; 应开拓一些“非常规思维”,探源岩(区)挖潜力、究储层找甜点、常规非常规结合立体综合勘探; 要持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术,解决选区评价面临的技术难题。     

湖相深水细粒沉积岩米兰科维奇旋回及其页岩油勘探意义——以东营凹陷牛页1井沙四上亚段为例

以东营凹陷沙四上亚段湖相深水细粒沉积岩为研究对象,综合运用岩心、薄片、测录井、全岩X射线衍射、地球化学元素等资料及频谱分析和小波分析等方法,分析了细粒沉积岩的基本特征,划分了岩相类型,明确了岩相高频旋回成因机制,建立了岩相沉积模式,探讨了米兰科维奇旋回对页岩油勘探的意义.认为东营凹陷沙四上亚段细粒沉积岩发育多种岩相类型,并且记录了稳定的米兰科维奇旋回,岩相旋回性变化主要受控于偏心率和岁差参数,纹层状岩相层偶形成与四季气候变化有关,长偏心率旋回周期分为干冷气候半周期和暖湿气候半周期,暖湿气候半旋回背景下的岁差旋回中期附近地层单元是页岩油勘探的优选层段.研究结果表明:东营凹陷沙四上亚段细粒沉积主要发育8种岩相类型;长偏心率、斜率和岁差周期造成的地层旋回厚度分别为39.4m,3.0~5.2m以及1.7~2.4m,牛页1井沙四上亚段共记录了4个长偏心率旋回和84个21.9ka岁差旋回,堆积速率介于84.47~146.20μm/a;暖湿气候半周期背景下的岁差旋回中期主要发育富有机质纹层状泥质灰岩相,是页岩油勘探的最有利层段,通过米兰科维奇旋回可实现页岩油勘探有利层段的预测.     

页岩油微纳尺度储集空间特征研究——以东营凹陷利页1井为例

为了分析页岩油的微观储集空间特征,选取利页1井沙河街组Es3~x和Es4~s页岩油层段样品,综合利用场发射扫描电镜与低温N2等温吸脱附技术,定性、定量地分析了页岩油样品的微观孔隙类型、孔径分布特征及其主控因素。研究表明:Es3~x和Es4~s油层段孔隙类型主要包括粒间孔、粒间微缝、溶蚀孔、晶间孔、晶内孔;储层孔隙主要为纳米级孔隙,孔径为1.6~46.0 nm,峰值集中在3.0~6.0 nm;比表面积与深度总体呈正相关;目标层段3 600—3 800 m处黏土矿物演化为纳米级孔隙的保存提供了有利条件。     

缓坡坡折带类型与特征及其控沉积作用 ——以东营凹陷沙四上亚段湖相碳酸盐岩沉积为例

为了揭示东营凹陷南部缓坡坡折带类型和特征,明确湖相碳酸盐岩的沉积规律,利用地震、钻/测井、岩心及分析化验等地质资料,确定了坡折带发育位置,研究了坡折带与碳酸盐岩沉积的关系,建立了缓坡背景下碳酸盐岩沉积模式,认为碳酸盐岩沉积受到坡折带、物源体系、湖平面的联合控制.研究结果表明:低位体系域时期,湖平面低,碎屑物源供给充足,...     

“相控”测井曲线标准化及其应用——以鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组湖相泥页岩TOC评价为例

为了进一步提高测井数据精度,提出"相控"测井曲线标准化,以TOC含量预测为例阐述"相控"测井曲线标准化对提高地质、地化参数预测精度的重要性.在对鄂尔多斯盆地下寺湾地区地质条件分析基础上,在严格的相控下,选取了主体位于半深湖相、厚度稳定、主要由泥页岩组成的延长组C_7~2小层作为标准层,以位于研究区中心、测井和分析测试资料较全的YY9井作为标准井,采用直方图标准化法对研究区测井曲线进行了标准化.研究结果表明:虽然传统测井曲线标准化能够提高TOC预测精度,但其标准层选取已经不能完全满足湖相页岩气勘探中测井曲线标准化"标准层"的选取需要;与传统标准化相比,"相控"测井曲线标准化后TOC预测值与实验分析值线性回归更加趋近于Y=X,相关系数提高0.020至0.129不等,其中,问题井相关系数提高32.23%,"相控"测井曲线标准化更好地降低了测井资料的系统误差,提高了利用测井资料评价TOC的精度;"相控"测井曲线标准化要求标准化在位于同一"沉积亚相"的井中进行,在一定程度上限制了标准化的平面推广.     

磷灰石裂变径迹方法研究沉积盆地古地温-以东营凹陷为例

介绍了应用磷灰石裂变径迹(AFTA)方法研究沉积盆地古地温的原理及研究现状，并以东营凹陷的具体数据为例进行了热史反演。研究表明东营凹陷的古地温梯度基本呈降低的趋势以及“马鞍形”的演变特点。从而表明磷灰石裂变径迹研究沉积盆地古地温是一种行之有效的方法，能够为古地温场的研究提供可靠的依据。     

断陷湖盆滩坝砂体预测方法——以东营凹陷沙四段为例

在滩坝砂体薄储层预测方面,单纯的应用地质分析方法和地震预测方法存在明显的局限性。建立一套适用于现有资料和技术条件下的薄互层储层预测方法,具有重要意义。文章以东营凹陷沙四段为例,提出了基于滩坝砂体成因层序特点的地质-地球物理综合预测方法。首先,通过层序地层研究,明确滩坝砂体发育区;其次,分析滩坝砂体的地质-地震响应特征,选择针对性的储层预测方法和地震属性参数组合;最后,对目标层段进行多属性分析确定有利相带。井震结合精细描述滩坝砂体。应用该方法,对东营凹陷沙四段滩坝砂体的预测取得了良好效果。实践证明,地质分析与地球物理技术的综合应用是预测描述薄互层储层的有效途径。     

致密油成藏主控因素对比及意义——以鄂尔多斯盆地长7段与松辽盆地扶余油层为例

致密油属于非常规油气领域,致密油的勘探开发是油田增储上产的关键因素。以鄂尔多斯盆地长７段致密油和松辽盆地扶余油层为代表的致密油研究取得了一系列的成果。从地质背景、烃源岩特征、储集空间、成藏动力等方面,将鄂尔多斯盆地长 ７段与松辽盆地扶余油层致密油的成藏机理和富集规律进行系统对比。结果显示,两者在烃源岩条件、储集空间、成藏动力等方面具有很大的相似性,但在成藏模式上存在一定差异：长 ７段烃源岩与储层是互层共生关系,属于源内成藏;而扶余油层的烃源岩位于储层之上,属于典型的上生下储,源下聚集。两者都具备致密油成藏的地质条件,可以形成具有工业价值的致密油藏,是我国非常规油气勘探领域的有利区带。     

致密油成藏主控因素对比及意义——以鄂尔多斯盆地长7段与松辽盆地扶余油层为例

致密油属于非常规油气领域,致密油的勘探开发是油田增储上产的关键因素。以鄂尔多斯盆地长7段致密油和松辽盆地扶余油层为代表的致密油研究取得了一系列的成果。从地质背景、烃源岩特征、储集空间、成藏动力等方面,将鄂尔多斯盆地长7段与松辽盆地扶余油层致密油的成藏机理和富集规律进行系统对比。结果显示,两者在烃源岩条件、储集空间、成藏动力等方面具有很大的相似性,但在成藏模式上存在一定差异：长7段烃源岩与储层是互层共生关系,属于源内成藏;而扶余油层的烃源岩位于储层之上,属于典型的上生下储,源下聚集。两者都具备致密油成藏的地质条件,可以形成具有工业价值的致密油藏,是我国非常规油气勘探领域的有利区带。     

页岩的气体解析特征及地球化学认识——以鄂尔多斯盆地中南部长7段页岩为例

鄂尔多斯盆地中南部地区发育含气的长7段页岩.为了充分认识长7段页岩气的生成过程、运移过程以及成藏演化过程,以气体化学与同位素化学相结合为手段,研究了不同气体组分及其同位素在解析过程中的含量变化,认为在页岩气的解析过程中,甲烷的含量逐渐降低,重烃气的含量逐渐升高,气体的干燥系数降低;甲烷的碳同位素逐渐增重,重烃气的碳同位素变化不明显.研究结果表明:解析过程中,二氧化碳体积分数变化范围为0.53%~5.15%,氮气体积分数变化范围为1.24%~4.64%,气体干燥系数在0.43~0.82之间,甲烷碳同位素变化范围为-51.6‰~-33.9‰.基于长7段页岩的气体解析特征,得出长7段页岩气为腐泥型母质生成的油型热解气;长7段页岩对二氧化碳的吸附能力最强,对甲烷的吸附能力次之,对氮气的吸附能力最弱;烷烃气体中,气体的分子体积越小,其在页岩内部的初次运移能力越强;页岩中,吸附态、溶解态及游离态3种赋存相态的页岩气在地质历史过程中不断转化与调整;长7段页岩的平均含气量大致为1.90m3/t.     

致密油/页岩油富集模式及资源潜力——以黄骅坳陷沧东凹陷孔二段为例

为了进一步明确黄骅坳陷沧东凹陷孔二段致密油和页岩油富集条件及资源潜力,基于铸体薄片、扫描电镜、地化数据及其他资料,利用沉积学、构造地质学和石油地质学的分析方法,阐述并建立孔二段致密油和页岩油的富集条件、控制因素和富集模式,采用小面元法和体积法评价出孔二段致密油和页岩油资源量.研究结果表明:1)黄骅坳陷沧东凹陷古近纪经历坳-断两期盆地叠置,导致沧东凹陷北部构造反转型-南部构造继承型差异构造演化;2)孔二段致密油和页岩油分布在构造反转型、继承型2类斜坡带和次级凹陷内成熟富有机质泥页岩附近,具有明显的源控、储控和带控特点,即成熟富Ⅰ型和Ⅱ型干酪根的泥页岩提供油气来源,致密砂岩和泥页岩储层提供油气储集空间,2类斜坡带、次级凹陷内成熟富有机质泥页岩控制页岩油的空间分布,而致密油分布受控于成熟富有机质泥页岩和构造活动双重因素;3)建立了以致密油和页岩油为核心的源控、储控和带控3种因素约束下的层区带油气富集模式;4)以孔二段层区带油气富集模式为指导,采用小面元法和体积法评价出孔二段致密油资源量为4.2×108 t和页岩油资源量为18.2×108 t.     

海陆交互相沉积泥页岩发育特征研究——以鄂尔多斯盆地临兴地区太原组为例

为进一步分析与探讨海陆交互相页岩的资源潜力,选取鄂尔多斯盆地东北部临兴地区太原组地层为研究对象,根据大量的岩芯、测井及地化资料,结合层序地层与沉积相的理论知识,对海陆交互相泥页岩的沉积环境和发育特征进行研究.通过野外露头、岩心观察和测井等资料,总结临兴地区太原组的沉积环境,并结合有机碳、镜质体反射率和岩石矿物含量的实验数据进行泥岩发育特征的分析,认为太原组地层主体发育障壁型海岸相沉积,泥页岩发育特征良好,且不同沉积环境下的泥岩有机碳含量存在差异性.研究结果表明:临兴地区太原组整体经历一个完整的长期旋回,并据此可划分为太1段(p_1t~1)和太2段(p_1t~2);太1段(p_1t~1)主体发育潮坪相沉积体系,太2段(p_1t~2)主体发育障壁岛—潟湖—潮坪的障壁型海岸沉积体系;泥页岩发育特征良好表现为太原组地层虽泥页岩发育的整体厚度变化较大,但累计厚度大于30 m的区域较为可观;太原组TOC均值为3.69%,太2段(p_1t~2)的有机质含量略高于太1段(p_1t~1);热演化程度较高,镜质体反射率(R_0)均值1.39%;干酪根类型为Ⅲ型,以产气为主;岩石矿物组分中脆性矿物百分比较高,脆性指数普遍大于50%,可压性良好;根据不同的沉积环境将泥页岩划分为4种类型,其中沼泽相碳质泥岩的有机碳含量最高.综合评价认为,该地区太原组整体展示较好的页岩气勘探开发潜力,且不完全氧化的沉积环境更有利于有机质的发育.     

页岩储层流体赋存状态及其地质主控因素分析 ——以涪陵龙马溪组页岩气为例

厘清页岩储层赋存流体类型及其地质主控因素对于页岩气开发工作而言尤为重要。通过紧密结合涪陵页岩气勘探开发实践,依托室内分析和现场生产数据,查明了页岩储层中赋存页岩气和地层水,页岩气主要包含了吸附气和游离气,地层水则主要以束缚水的状态赋存于页岩储层中,矿物类型及构造保存条件控制了页岩储层赋存流体类型及赋存量。     

陆相湖盆“源-汇”系统要素定量关系——以渤海湾盆地庙西北地区为例

针对古代陆相湖盆“源-汇”系统定量刻画难度大和拟合模式不统一等问题,以渤海湾盆地庙西北地区古近系沙二段为研究对象,以钻井、薄片、壁芯以及三维地震资料为基础,以层序地层学、沉积学、地貌学和“源-汇”系统的基本理论和研究思路为指导,定量了刻画“源-汇”系统要素,分析了要素间的定量联系。结果表明:渤海湾盆地庙西北地区沙二段搬运通道发育规模与物源高度成正相关关系,物源高度越高,搬运通道规模越大; 三角洲发育规模与物源体积成正相关关系,物源体积越大,三角洲发育规模越大; 过大或过小的搬运通道宽深比均不利于三角洲的大规模发育。在定量关系研究的基础上,建立了“源-汇”系统要素“JASG”模式,为古代陆相湖盆“源-汇”系统研究提供了定量表征实例。     

细粒混积岩储层特征与主控因素分析——以渤海湾盆地沧东凹陷孔二段为例

为深化对细粒混积岩储层发育特征与控制因素的认识,以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例,利用岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、场发射扫描电镜、低温气体吸附、纳米CT与聚焦离子束-场发射扫描电镜等方法,在总结细粒混合沉积样式的基础上,对比分析不同混积样式储集空间类型、孔隙结构特征、储集空间展布与连通性的差异,认为组分型细粒混积岩的总孔隙体积、总比表面积和平均孔径均大于组构型细粒混积岩,储集空间的连通性也好,储层的发育和演化受沉积环境、成岩作用和有机质热演化的共同控制.研究结果表明:孔店组二段细粒混积岩可分为组分混合与组构混合两类,主要的储集空间包括宏观裂缝和微观孔隙,其中裂缝分为构造缝、层理缝、成岩收缩缝和异常高压缝等4类,孔隙分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝3类;组分型细粒混积岩的总孔隙体积平均为0.013cm3/g,总比表面积平均为9.058m2/g,平均孔径为4.05nm,易于形成良好的立体孔缝网络;组构型细粒混积岩的总孔隙体积平均为0.004cm3/g,总比表面积平均为3.611m2/g,平均孔径为3.75nm,储集空间连通性较差;沉积环境决定了岩石的物质组成与混积样式,提供储集空间发育的物质基础;成岩作用控制储集空间的类型与特征;有机质热演化与无机成岩作用相互协同,影响储集空间的形成与演化.     

页岩油储层现今地应力场与裂缝有效性评价——以鄂尔多斯盆地延长组长7油层组为例

鄂尔多斯盆地是我国重要的非常规油气产区,其内延长组长7储层页岩油富集,勘探开发潜力巨大.查明延长组长7储层现今地应力特征,并分析在其作用下的天然裂缝有效性,对鄂尔多斯盆地页岩油勘探开发极为必要.本文综合利用多种方法分析延长组长7页岩油储层现今地应力状态及其影响下的裂缝有效性,认为延长组长7页岩油储层现今地应力场以正断机制为主,其内天然裂缝的有效性受地应力影响显著,裂缝开启压力与埋藏深度、裂缝产状以及现今地应力方向和大小等因素密切相关.研究结果表明:长7页岩油储层现今地应力方向呈现ENE-WSW—NE-SW的优势方位;现今地应力大小随埋藏深度的增加而增大,二者具有明显的线性关系.垂向主应力(S_v)、水平最大(S_(Hmax))和最小主应力(S_(hmin))之间遵循S_vS_(Hmax)S_(hmin)的规律.在现今地应力状态下,鄂尔多斯盆地延长组长7页岩油储层内的天然裂缝均为无效裂缝,随着流体注入,与现今水平最大主应力方向夹角较小、倾角较大的天然裂缝率先成为有效裂缝,其临界压力增值为14.1～36.5 MPa.延长组长7页岩油储层内天然裂缝的开启压力介于29.7～77.2 MPa,平均值为49.9 MPa.     

基于原位转化/改质技术的陆相页岩选区评价——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩为例

与依靠水平井体积压裂技术的页岩气、致密油开发相比,原位转化/改质技术更适合规模效益开发中国陆相大面积分布、成熟度介于0.5%~1.0%、总有机碳质量分数大于6%的页岩层系液态烃资源.本研究基于原位转化/改质技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、较低污染等技术优势的特点,综合考虑鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度、页岩有机质丰度、热演化程度和现今埋深等地质参数,评价优选试验有利区主要分布在盆地东南部,其中埋深小于1 500 m的分布面积大于6 000 km~2.页岩选区评价结果表明,鄂尔多斯盆地陆相页岩是原位转化/改质技术工业试验的有利页岩分布区.