川西坳陷新场28井上三叠统须五段页岩气储层特征研究及评价

页岩气是一种重要的非常规天然气,其特有的赋存形式、源储一体的成藏模式、不同于常规天然气储层的评价方法等均说明了页岩气储层具有一定的特殊性。目前,对页岩气储层特征的研究及评价工作在国内开展的相对较少,亟需建立一套适用于页岩气储层的评价标准。以试验分析数据为基础,综合利用最新的浅井钻探、野外露头观测资料和前人研究成果,从岩石矿物学特征、有机质特征、物性特征、储集空间特征和岩石力学特征等方面,对川西坳陷新场28井上三叠统须家河组五段黑色泥页岩的储层特征进行了初步研究。在此基础上,参考国内外页岩气储层评价方案及前人评价模式,筛选出总有机碳质量分数、成熟度、厚度等8大评价参数,建立了一套适用于页岩气储层的评价标准。根据该标准评价后认为,川西坳陷新场28井须家河组五段泥页岩具有良好的勘探开发前景。     

页岩气评价标准与储层分类

随着中国页岩气勘探开发的迅猛发展,页岩气评价标准和储层分类方法的建立显得尤为重要。在调研国内外页岩气地质特点、生气能力、储气能力和易开采性等资料的基础上,结合中国四川盆地具体地质情况,筛选出10个储层评价参数,并界定了评价参数分级分值。随后,采用灰色关联分析法定量化各因子之间的大小关系,计算出了各主、次因子的权重和页岩气储层质量综合评价因子,从而进行了储层分类。分析发现,我国四川盆地页岩气储层与美国五大页岩气盆地地质特点极为相似,并且龙马溪组和筇竹寺组储层综合评价因子分别为0.48和0.45,与美国New Albany页岩气盆地储层评价因子相差不大,开发潜力巨大。实例证明,储层分类结果与实际生产情况吻合度非常高。该评价方法可为我国页岩气储层评价和选区提供依据。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩储层特征及影响因素

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气勘探已取得重大突破,其储层研究尤其是优质储层发育的影响因素对四川盆地海相页岩的下一步勘探具有重要意义。在岩心观察和岩石薄片鉴定的基础上,通过扫描电镜和 X 射线衍射等分析,对四川盆地东部下志留统龙马溪组储层特征进行了研究,确定了有利储层形成的主控因素。研究区地层矿物成分以石英和黏土矿物为主,方解石、白云石及黄铁矿等的含量较低;干酪根类型以腐泥型（Ⅰ）为主、腐殖腐泥型（Ⅱ1）次之;TOC质量分数为 0.10%～8.67%,平均为 1.49%,Ro 为 1.63%～2.81%,平均为 2.18%;地球化学特征为富有机质和高-过成熟;储集空间类型可分为孔隙和裂缝两大类,其中粒间孔、有机质孔及构造缝为主要储集空间。四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩储层的发育受沉积环境、页岩脆性及有机质丰度与成熟度等因素的影响。     

页岩气测井评价方法研究——以四川盆地蜀南地区为例

页岩气是一种重要的非常规天然气资源,目前国内对页岩气储层测井评价方法的研究还处于起步阶段。在对国内外页岩气储层测井评价方法调研的基础上,根据岩心分析资料,建立了四川盆地蜀南地区页岩气测井评价岩石物理模型。通过开展总有机碳含量、吸附气含量及游离气含量等计算方法的研究,形成了针对四川盆地蜀南地区页岩气储层关键参数的计算方法,并开发了相应的测井解释模块,建立了一套系统的页岩气储层测井评价方法。该方法支撑了页岩气试油层段及储层改造措施优选,为四川盆地页岩气藏的勘探开发提供了技术保障。     

四川盆地威远地区下志留统龙马溪组页岩储层有利区评价

中国石化西南油气分公司在四川盆地威远地区页岩气勘探中获得工业气流,实钻结果表明该区勘探开发潜力巨大。为了推动该区规模建产,促进西南地区页岩气增产创效,急需对该区有利区进行评价。为此,通过黏土矿物分析、扫描电镜、有机碳及镜质体反射率分析等实验分析手段和方法,应用石油地质、矿物学及油气成藏等理论,研究威远地区下志留统龙马溪组页岩储层特征及影响页岩气形成和富集的因素,建立评价威远地区龙马溪组页岩储层标准,形成评价龙马溪组页岩气有利区分类标准,并对威远地区龙马溪组页岩气储层有利区进行评价。研究结果表明:①威远地区龙马溪组页岩的储集空间主要为微孔隙和微裂隙,有机质微孔隙最为发育,其储集性好;②有机质丰度、适中热演化和好的保存条件的区域是威远地区页岩气有利区的发育区,也是该区勘探开发取得成功的有利区;③威远地区页岩储层为优质页岩气储层段,适合大规模开发,满足规模建产的地质条件;④本评价方法对威远地区龙马溪组页岩储层有利区的评价技术有效,为威远地区龙马溪组规模建产提供了技术支撑。     

页岩气测井评价技术特点及评价方法探讨

测井技术是页岩气勘探开发的关键技术之一.从调研北美页岩气成功勘探开发实例人手,在储层地质背景研究的基础上,分析了页岩气与常规油气层测井评价方法的主要差异.根据页岩气勘探开发需求,探讨了中国页岩气测井系列的选择依据与测井评价技术.提出页岩矿物成分和储层结构评价、页岩储层标准的建立、裂缝类型识别与岩石力学参数评价等方面的研...     

基于测井资料识别页岩气储层的方法优选——以四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组为例

基于测井资料划分识别页岩气储层的方法有多种,但不同方法的适用性及其识别精度均有差别。因此,优选出页岩气储层的区域性识别方法具有重要意义。通过对四川盆地下志留统龙马溪组页岩气储层特征的综合分析比对,建立了页岩气储层与非储层的识别标准,深入剖析了重叠图法、?lgR识别法、总有机碳含量计算识别法的原理及适用性,并结合岩心分析资料对各方法进行评价、对比和精度分析,最终优选出常规测井资料组合法结合体积密度TOC指示法作为四川盆地龙马溪组页岩气储层的识别方法。结果表明:建立识别标准可为精确划分识别页岩气储层提供重要依据;自然伽马、密度及声波时差重叠曲线对页岩气储层的识别效果较好,而补偿中子由于受黏土影响较大而不适于作为该区的叠合曲线;孔隙度测井曲线重叠法识别非富有机质页岩气层的效果不佳;体积密度TOC指示法的划分成果能满足精度要求,而自然伽马TOC指示法识别精度相对较差。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩脆性评价与“甜点层”预测

页岩气储层评价过程中,有机碳含量是表征富有机质页岩的主要指标,脆性指数则是反映压裂品质的重要参数,有机碳含量与脆性指数相结合可以更为精细地刻画"甜点层"的分布,从而为勘探开发工作提供有利依据。为此,依据岩矿资料,应用"石英+白云石+黄铁矿"三矿物脆性指数模型对四川盆地焦石坝、长宁和威远3个气田的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩进行了脆性评价。基于脆性指数(BI)与有机碳含量(TOC)之间的显著相关性,综合有机质丰度和可压裂性,建立了储层品质的分级标准:TOC3%且BI50%为优质储层(甜点层);2%TOC3%且40%BI50%为次优储层;1%TOC2%且30%BI40%为差储层;TOC1%且BI30%为非储层。依据该标准,长宁地区优质页岩气储层厚度为32 m,焦石坝地区优质储层厚度为22 m,威远地区优质储层厚度为13 m。探索脆性指数与测井响应之间的相关性,并建立了富有机质、高脆性页岩的常规测井响应图版,以自然伽马大于160 API、钍铀比小于3且密度小于2.58 g/cm~3作为优质储层的测井识别标准,进而预测了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩"甜点层"的平面展布特征。     

上扬子地区下寒武统牛蹄塘组优质页岩储层测井识别——以贵州岑巩页岩气区块为例

南方地区古生界发育多套海相富有机质页岩,是我国页岩气勘探部署的重要战略地区,目前已在四川盆地及周缘龙马溪组获得突破。与龙马溪组相比,下寒武统牛蹄塘组具有更大的沉积厚度与更广泛的分布面积,是我国页岩气勘探开发亟待突破的另一重点层系。地球物理测井贯穿页岩气的勘探开发,是识别与评价页岩气储层的重要手段。为此,通过对研究区3口井下寒武统牛蹄塘组测井资料的对比分析,总结出牛蹄塘组含气页岩具有“四高四低”的测井响应特征;元素测井上表现为硅质(石英)含量增加,铝、铁、钾元素与黏土矿物含量降低的特征;在核磁共振测井T₂谱上以单峰和连续型双峰为主,弛豫时间与振幅明显大于普通页岩。通过选取对富有机质页岩响应敏感的自然伽马能谱、地层电阻率、密度、声波时差和补偿中子测井资料对研究区内不同保存条件下的页岩储层进行叠合与交会分析,总结出不同保存条件下的富有机质页岩、富有机质硅质泥岩、普通页岩、砂岩和灰岩的测井响应特征,为研究区优质页岩储层的测井识别与评价提供依据。此外,地层电阻率与声波时差测井资料对页岩的含气性、流体性质与保存条件具有一定的指示作用,可作为页岩含气性与保存条件的判识性指标。     

四川盆地页岩气开发指标与开发潜力分析

四川盆地志留统龙马溪组和寒武统筇竹寺组页岩气勘探前景乐观,但是目前研究资料相当缺乏,通过调研国外尤其是北美地区关于页岩气勘探开发方面的文献资料,分析了美国页岩气藏的开发规律,并将四川盆地内尤其是蜀南地区龙马溪组和筇竹寺组两套页岩的地质参数与美国页岩气藏进行了对比分析,再根据四川盆地页岩气特征,利用已投入开发的页岩气井资料类比美国页岩气开发规律,确定了四川盆地页岩气的单井初始产量、递减率等开发指标,并初步预测了页岩气的开发规模。     

页岩气储层测井解释评价技术

较之于常规储层,页岩气储层的测井解释评价工作显得更为复杂。通过近两年的跟踪研究,结合岩心分析和试油资料,从页岩地层的地质、测井特征和评价难点入手,通过对页岩气储层评价关键参数（如总有机碳含量、吸附气与游离气含量、页岩岩石脆性指数等）的计算分析,基本上掌握了页岩气储层关键评价参数的计算方法,从而建立起了页岩气储层定性评价标准,并编制出了页岩气储层解释处理软件。同时,在页岩气储层定性评价方面也给出了划分标准,即：①异常高的自然伽马段对应高有机质含量段,吸附气含量高;②无铀伽马低值,黏土含量低,脆性物质含量高;③裂缝和孔隙发育段的游离气含量高;④高声波、低密度、高电阻率段的有机质含量高,含气饱和度也高;⑤电阻率低于10 Ω·ｍ的地层,其黏土含量高,含气饱和度低,不具备开发潜能。     

页岩气田储层含气性测井评价——以四川盆地涪陵页岩气田J区块为例

页岩储层岩性较复杂、储集空间类型多样,现有的含气性测井综合评价方法体系还不够完善。为深化四川盆地涪陵页岩气田J区块页岩储层含气性评价认识,应用密度-中子叠合法、自然伽马-去铀伽马叠合法、铀-钍比值法开展含气储层定性识别,并对吸附气、游离气、孔隙度、含气饱和度等含气性参数进行了测井定量预测研究。在多参数对比研究的基础上,优选了有机碳含量、孔隙度、含气饱和度、硅质含量、埋深为影响含气性测井评价参数,采用灰色关联分析法构建出储层含气性测井评价指数GQ,建立了含气性评价标准,即Ⅰ类含气储层GQ ≥ 0.57,Ⅱ类含气储层0.37相似文献   

川东北海相天然气储集层录井综合评价技术

川东北海相天然气藏储集层是重要的勘探开发目标,由于钻井地质条件复杂,为确保录井的准确识别与评价,引入X射线荧光元素录井、核磁共振录井等新技术,结合综合录井参数开展岩性、物性以及可钻性评价形成录井综合评价技术。通过建立川东北海相天然气储集层X射线荧光元素录井岩性识别响应特征、核磁共振录井和校正的可钻性指数(B)的划分标准,利用与产能密切相关的地质指标(岩性、物性、含气性),建立综合评价系数和综合评价标准,有效解决了川东北海相超深井岩性识别与归位、油气评价等录井难题,为超深水平井长穿有效海相储集层提供了技术保障。实践证明,录井综合评价技术的推广应用,有力地支持了该地区天然气藏的勘探开发工作,较好地解决了该地区录井面临的技术难题,为复杂钻井地质条件下的录井工作提供了新的思路和方法。     

济阳坳陷探井地质风险评价方法——以陡坡带砂砾岩体为例

济阳坳陷圈闭已进入隐蔽油气藏勘探阶段,当前面临的主要地质风险是不同类型隐蔽油气藏识别及含油气性判断、同一类型隐蔽油气藏的规模等。此文针对勘探重点类型陡坡带砂砾岩体建立探井地质风险评价方法,主要是从成藏地质条件和失利探井两个方面对地质风险的成因进行分析,总结成藏的主控因素,进而确定地质风险评价的地质要素,并通过地质条件和统计分析,对地质要素进行分级,建立分级标准;利用勘探成功率影响程度法,确定权系数,从而建立地质风险评价标准。用2009年已钻探井对评价标准进行检验,评价结果与钻探结果吻合率为80%,取得了较好的应用效果。     

鄂尔多斯盆地铝土岩储集层测井评价

铝土岩气藏是近期在鄂尔多斯盆地发现的一种非常少见的非常规气藏,测井评价在其勘探和开发中发挥着重要作用。前期测井评价中将铝土岩作为风化壳盖层,未将其作为储集层,没有形成系统的测井评价方法,不能满足铝土岩气藏勘探开发的需求。立足盆地西南部陇东地区太原组含铝岩,从岩性、矿物组分、储集层物性、含气性、成像模式-孔隙结构特征五大方面,开展铝土岩气藏的测井评价方法研究。明确了含铝岩层的测井响应特征,建立了声波时差—自然伽马含铝岩识别图版,根据岩石物理实验构建了铝土岩气藏孔渗饱评价模型,结合微电阻率扫描成像和核磁共振测井资料,提出了铝土岩储集层识别标准,形成铝土岩气藏的测井评价方法。     

产水凝析气藏循环注气受效评价标准讨论——以大涝坝凝析气藏为例

塔里木盆地大涝坝凝析气藏开发中后期采取循环注气,由于反凝析和水侵作用,注气机理、注气作用已不同于常规凝析气藏循环注气。为此,首先分析了注入气在地下的流动过程、与地下流体的接触作用,总结出注气过程中主要发生注气驱油、反蒸发、气窜和抑制水侵等作用。进而以注气机理为基础,结合注气前后生产井地面参数、流体监测数据、PVT数据和曲线形态特征,综合评价了生产井受效情况,并给出了各参数变化特征和变化范围。最后据典型参数变化特征,建立了3大类4种受效特征共计15项评价参数,实现了凝析气藏注气受效半定量—定量评价。大涝坝凝析气藏运用该评价标准,确定注气过程中以气驱油作用为主,产水井抑制水侵效果好,距离注气井近的生产井气驱油过程伴有反蒸发作用,生产井未发生气窜。结论认为:该评价标准为进一步优化注气方案提供了依据,并且所描述的注气机理和所建立的受效标准对采取循环注气开发的凝析气藏有一定的参考作用。     

建南构造JP7井气层录井特征及定量评价

鄂西渝东地区碳酸盐岩储层存在4个产气层,即石炭系黄龙组云岩储层、二叠系长兴组生物礁储层、三叠系飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉一段裂缝储层。其中在建南构造飞仙关组飞三段、二叠系长兴组是最主要的产气层。分别通过对建南构造南高点JP7井飞三段储层、长兴组储层的录井特征研究,并利用该区域气层定量解释标准评价储层获得较好效果。最终JP7井在长兴组完井试气获日产气2.1×10~4m~3,证实了录井评价的准确性。     

油层水洗级别的热解气相色谱定量判别

应用热解气相色谱资料开展水淹层评价是储层地球化学研究的一个新领域，目前，这方面的研究尚处于定性评价阶段。文章选择位于渤海湾盆地黄骅坳陷的港东油田和羊二庄油田新近系开发层系（包括馆陶组和明化镇组）为研究目的层，以岩心热解气相色谱分析为手段，开展了油层水洗级别的气相色谱定量判别的尝试。在系统分析各气相色谱参数的地质意义及其与油层水洗的关系的基础上，优选出合理的评价参数，并采用交会图技术建立不同级别水洗油层的定量判别标准，通过其他评价方法的验证，表明该定量判别方法具有实际应用价值。     

大庆油田气藏分类评价及开发次序优化

大庆油田已探明气田21个,按现行的有关规范多数为小型低产、低丰度气田,不利于进行气藏资源潜力评价。在充分调研的基础上,建立了适合大庆油田气藏实际特点的分类评价标准?根据该标准,通过对已探明气田地质特征、开发特点的综合研究,把21个气田(藏)划分为九大类,对各气田的储量进行了风险评估,利用模糊优化方法对各气田的开采次序进行了优选。