渤海湾盆地济阳坳陷古近系异常高压成因及其与陆相页岩油富集的关系

为了探索渤海湾盆地济阳坳陷地层异常压力对页岩油富集的影响,运用全岩X-衍射分析、常规热解生烃潜力分析和有机地球化学系统分析等方法,研究了4口页岩油专探井古近系的单井地层压力结构、泥页岩岩相、有机质成烃演化、黏土矿物转化、烃类滞留—次生孔隙和微裂缝分布的关系。研究区靠近洼陷中部的古近系沙河街组沙三中、下亚段和沙四上亚段岩相组合以碳酸盐岩为主,而靠近凹陷边缘以碎屑岩/化学岩混合沉积组合为主。利用声波测井、密度测井和钻录井资料,可有效识别单井压力结构和异常高压特征,并揭示生烃洼陷区以碳酸盐—黏土矿物组合为主的富有机质页岩中地层孔隙压力的影响因素。综合应用地球化学证据证实,济阳坳陷古近系地层超压主要来源于成熟泥页岩的生烃增压,泥页岩自源超压段与滞留烃高峰段及次生孔隙发育带相对应。     

车镇凹陷下第三系沙河街组生烃系统研究

研究了济阳坳陷车镇凹陷下第三系沙河街组生烃系统，认为生油岩的发育和分布受控因素有盆地构造沉降、气候旋回变化、物源供给等作用。湖盆不同演化时期发育的沉积体系决定了不同成因类型的烃源岩和油气组合。沉积充填演化过程的阶段性和多旋回性，形成的多套富含有机质的有效烃源岩，组成了复合生烃系统。油源对比表明，沙四上、沙三段和沙一段3套烃源岩已形成一定规模油气聚集，部分油气藏存在混源现象。该凹陷的3个次级洼陷均发育不同成因类型的烃源岩，其中沙三段烃源岩对油气藏的贡献最大，因此深湖环境下发育的沙三段优质烃源岩成为车镇凹陷复式生烃系统的主力烃源岩。     

济阳坳陷古近系页岩气开发前景分析

济阳坳陷是一个在华北地台上发育起来的中生代一新生代断陷坳娲盆地。该盆地内古近系沙一段、沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩分布面积广,有机质丰度商,具备形成大量页岩油气的物质基础;泥页岩中黏土矿物含量低,以钙质为主的脆性矿物含量高,有利于页岩油气的开采。但盆地内断裂活动极其活跃．断层纵横,将盆地分割盛大小不一的多个复杂断块,破坏了页岩的连续性,限制了页岩气藏的边界,因而制约了单个断块的储量,不利于规模开采。     

渤海湾盆地济阳坳陷异常高压特征分析

压力的形成和演化受控于地质条件,渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷与沾化凹陷在凹陷形成演化与异常高压纵向分布特征、主体分布层位和形成机制等4个方面具有相似性,其压力形成和演化也应具有相似特征.渤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷中的一个典型异常高压洼陷,压力场演化定量研究分析表明,渤南洼陷超压形成时代较晚,异常高压主体层段(沙四上段和沙三段)的超压在东营期末开始形成.综合分析认为整个济阳坳陷异常高压具有晚期形成的特征.      

渤海湾盆地济阳坳陷陈家庄凸起东段北斜坡油源特征及成藏分析

渤海湾盆地济阳坳陷陈家庄凸起东段北斜坡带的油源主要来自沾化凹陷,烃源岩主要发育在渤南、孤南、富林洼陷的沙四段、沙三段和沙一段,其中沙三段时期为典型的淡—微咸水还原的湖泊沉积环境,烃源岩有机质的母质来源主要以水生浮游动植物为主。烃源岩特征分析及油源对比结果表明,垦68、垦69井的原油主要来自于渤南洼陷的沙三段烃源岩,油气主要通过断层、砂体、不整合面以及由它们组成的复合型运移通道运聚到盆地边缘圈闭成藏。      

车镇凹陷石油地质特征及勘探远景

车镇凹陷是济阳坳陷西北部的一个中、新生代陆相断陷盆地,发育沙四段、沙三段、沙一段三套烃源岩。储集层类型多,除碳酸盐岩、碎屑岩储层外,还发育火成岩、变质岩和泥岩等类型的储层。车镇凹陷具有多套储盖组合、多种圈闭类型、多期聚集成藏、圈闭形成期与油气运聚期匹配较好的特点,油气成藏条件十分有利。车镇凹陷的剩余资源量达4.6×108t以上,具有巨大的勘探潜力,低勘探程度区和新含油气层系是主要勘探方向。     

济阳坳陷页岩油勘探实践与前景展望

济阳坳陷页岩油是在新生代陆相断陷咸化湖盆沉积的半深湖—深湖相富有机质、富碳酸盐页岩中富集的中—低、中—高演化程度的页岩油,丰度高、资源潜力大,与北美海相盆地和国内其他陆相盆地页岩油有所不同.回顾济阳坳陷页岩油50年的勘探历程,可分为勘探偶遇、主动探索、创新突破3个阶段,目前已在东营凹陷沙河街组沙四上亚段、沾化凹陷沙三下...     

济阳坳陷古近系页岩油地质特殊性及勘探实践——以沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段为例

基于前期基础研究与勘探实践,建立了济阳坳陷沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段页岩岩相发育模型,通过剖析济阳坳陷古近系泥页岩的储集性、含油性、可压性和页岩油的可动性及其协同演化特征,形成了针对性的勘探目标评价体系,支撑了济阳坳陷页岩油勘探的全面突破。明确指出了济阳坳陷页岩油6个方面的特殊性：①济阳坳陷古近系泥页岩岩相具有富含碳酸盐、纹层发育、大面积分布的特点;②无机孔隙和微裂缝形成的孔、缝网络体系是页岩油赋存的有利储集空间;③中、高演化程度富含碳酸盐纹层状页岩游离油富集;④有机、无机协同演化控制了泥页岩储集性和含油性的有效匹配;⑤异常高压体系有利于页岩油产出;⑥富含碳酸盐泥页岩具有中等可压性,通过组合缝网压裂工艺可实现有效改造。形成了基于泥页岩"四性"参数的陆相断陷盆地页岩油有利目标评价体系,建立了页岩油分级优选目标评价流程,破解了济阳坳陷页岩油地质—工程双甜点优选难题。中、高演化程度页岩油勘探的突破,特别是中等演化程度页岩油勘探的突破,大大拓展了济阳坳陷断陷湖盆页岩油勘探空间,也将丰富页岩油勘探理论。     

东濮凹陷北部沙三段页岩油气形成及分布预测

东濮凹陷北部沙三段发育陆相泥页岩,至今尚未对陆相页岩油气形成及分布进行系统研究。通过岩心观察、扫描电镜、现场解吸及测试资料分析认为,沙三段泥页岩厚度大、埋深有利成藏、有机质丰度高、热演化程度适宜、储集空间发育程度高且含油气性较好,具备形成页岩油气的物质基础和储集条件。根据不同沉积环境下泥页岩特征及不同干酪根类型生油气特征,在文明寨—桥口垂向剖面上预测了页岩油气分布类型和特征。     

济阳坳陷古近系陆相页岩油产量的影响因素

济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩发育段有35口井获得了工业油气流,主要产层为沙三下亚段和沙四上亚段,以产页岩油为主。利用分析测试实验、录井、试油及测井资料,分析了影响页岩出油量的地质因素。研究表明,影响陆相页岩出油量的地质因素比较复杂,“甜点”的选取需要综合考虑各种地质要素,其中高丰度有机质含量是页岩油气富集的物质基础,有机质成熟度影响了页岩油气的量和相态,高有机质丰度的纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相是页岩油气发育的有利岩相,异常高压影响页岩油气的富集与产出,夹层的分布、裂缝发育和流体流动性是页岩油气局部性富集高产的控制因素。     

不同介质条件下油页岩热解的初步研究

利用高压釜热解实验装置,对采自民和盆地的油页岩进行全岩、全岩加去离子水和全岩加碱性饱和KCl溶液等3个系列的热解实验研究,并对这3个系列生成的页岩气和页岩油进行对比分析。结果表明：介质的加入有利于液态物的产出,跟油页岩直接加热相比,去离子水的加入使得页岩油的平均产率从83.66 mg/g提高到210.15 mg/g,但是抑制页岩气的生成;而碱性饱和KCl溶液的加入对页岩油和页岩气都有贡献,使得页岩油平均产率从83.66 mg/g提高到186.16 mg/g,页岩气平均产率从7.56 mL/g增大到9.08 mL/g。     

阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩气藏地质特征及启示

随着水平钻井及水力压裂技术的进步,北美页岩气得以成功开发并成为北美最为重要的非常规天然气之一,其中阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩气藏作为北美资源量最大的页岩气藏为世人所瞩目。根据研究资料,分析了泥盆系Marcellus黑色页岩厚度、有机质类型及丰度、成熟度、孔渗等参数,重点分析了页岩微裂缝的特征及发育机制。将Marcellus页岩气藏地质特征与目前北美页岩气产量最大的FortWorth盆地Barnett页岩气藏进行对比分析,二者不仅具有相似的构造及沉积背景,并且Marcellus含气页岩在多项石油地质指标上优于Barnett页岩,认为Marcellus页岩气为北美最具发展前景的页岩气区带。我国特殊地质条件决定不能直接套用北美页岩气成藏理论,只要有足够大面积与页岩厚度,黑色页岩大多可形成页岩气藏。综合研究及权衡各地质参数,认为中国上扬子地区多套海相页岩和其他地区陆相暗色页岩地层均具有良好页岩气潜力。     

上扬子地区早古生代页岩气与北美Barnett页岩气潜力对比

上扬子地区早古生代牛蹄塘组和龙马溪组发育两套分布广、厚度大、有机质含量高的页岩,目前相关的试验性页岩气开采较少,对其潜力缺少定量或相对定量方面的评估。北美地区Barnett页岩是页岩气开采历史最长,产量最高的页岩,建立了可靠的页岩气潜力的评价标准,对比评价上扬子地区早古生代页岩气潜力不失为经济有效的方法。通过比较发现,上扬子地区早古生代页岩与Barnett页岩具有相似的构造沉积背景和发育规模,二者之间具有很强的可比性。地球化学特征对比发现,上扬子地区早古生代页岩的有机质丰度、类型、成熟度、页岩气类型和有机质转化率等相关参数与Barnett页岩类似或更有利,认为其资源潜力不低于Barnett页岩,具有进行较大规模试验性开采的条件。     

下寺湾油田长7油层组页岩气储层敏感性实验

由于延长组长7油层组页岩气储层微裂缝页理发育,且基质型页岩与裂缝型页岩并存,所以在开发过程中储层易受到伤害。敏感性评价实验是研究储层伤害的重要手段之一,但这一实验目前主要针对基质型页岩进行研究。考虑到页岩储层往往需要进行压裂才能生产,且基质型页岩与裂缝型页岩的伤害机理有所不同,所以将裂缝型页岩的岩心流动实验和基质型页岩的压力脉冲衰减法实验相结合,来研究长7油层组页岩气储层的敏感性伤害机理。结果表明：该页岩储层具有强应力敏感、中等强度碱敏、中等偏弱水敏和中等偏弱速敏等特征。对比发现：在除应力敏感性评价实验外的其他各项实验中,裂缝型页岩的伤害程度均高于基质型页岩,主要是由于裂缝的存在使外来流体与地层的作用面积增大,从而造成更大的伤害;在应力敏感性评价实验中,基质型页岩应力敏感性强于微裂缝型页岩,但略低于裂缝型页岩。该研究成果可为页岩气的高效开发提供依据。     

中国南方海相与陆相页岩裂缝发育特征及主控因素对比——以黔北岑巩地区下寒武统为例

依据裂缝发育特征与对应分析测试资料,分析了下寒武统变马冲组二段（变二段）页岩裂缝发育特征、主控因素及海相与陆相页岩裂缝发育的差异性。结果表明,变二段兼具海相与陆相页岩部分特征,页岩段裂缝以低角度层理、层间和滑脱缝为主,与陆相页岩相似;砂泥互层与砂岩段裂缝发育程度高,以高角度构造缝为主。裂缝发育受构造应力、岩性与矿物组分、地层厚度、TOC和储层非均质性影响,主要表现为：岩性与岩石力学性质控制构造缝的发育,地层厚度控制裂缝的密度与尺度,TOC控制层间超压裂缝发育,储层非均质性控制层理缝的发育。海相与陆相页岩TOC、石英、脆性和裂缝具有不同耦合特征,海相页岩较大的脆性与单层厚度利于储层改造,但在强改造下易发育穿层裂缝,不利于保存。陆相页岩较低的单层厚度、较强的塑性与非均质性能有效避免穿层裂缝的发育,利于页岩气保存。变二段不同岩性组合及其裂缝发育特征与主控因素对海相与陆相页岩气保存、富集与储层改造等方面具有一定参考价值。     

涪陵页岩气田井网加密技术探讨

涪陵页岩气田是全球除北美外最大的页岩气田,至2013年投入商业开发以来,至今已钻探开发井420余口,2015年完成50×108m3产能建设,2017年建成百亿立方米大气田。随着生产时间的延长,部分井产量、压力递减快。低压气井逐年增加,气田持续稳产压力大。美国页岩气开发经验表明:加密钻井可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,井网加密已经成为开发页岩气藏的主要技术之一。通过对涪陵页岩气田目前开发状况进行分析,认为在涪陵页岩气田开展气井加密调整技术具有一定的可行性。     

页岩油形成机制、地质特征及发展对策

页岩油是储存于富有机质、纳米级孔径为主页岩地层中的成熟石油,是常规-非常规"有序聚集"体系的重要类型之一,对中国陆相页岩油形成的沉积环境、储集空间、地球化学特征和聚集机制等基本石油地质问题进行了分析总结。富有机质页岩主要发育在半深湖—深湖环境,不同岩性组合共生沉积;发育纹层结构,微米—纳米级孔喉和微裂缝是主要储集空间;有利页岩以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主、Ro值为0.7%～2.0%、TOC值大于2.0%、有效厚度大于10 m;揭示了页岩孔隙演化和页岩油滞留聚集模式,储集空间、脆性指数、黏度、压力、滞留量等是页岩油"核心区"评价的关键。中国陆相页岩油在湖盆中心连续聚集,初步预测可采页岩油资源量约30×108～60×108t,水平井体积压裂、改造"天然裂缝"、注粗颗粒"人造储集层"等可能是页岩油工业化发展的核心技术,提出加快页岩油"分布区"研究、加强"核心区"评选、加大"试验区"建设的"三步走"发展思路。借鉴北美海相页岩气突破成功经验,陆相页岩油工业化有望在中国首先突破。     

引进技术建设油母页岩加工装置的风险分析

对抚顺矿业集团拟从国外引进的处理量为6kt／d的油母页岩加工技术,从市场、技术、工程、资源、融资等方面进行风险分析,认为该技术是可行的。     

页岩油气地质评价方法和流程

我国页岩油气勘探开发刚刚起步,为了有效而快速地评价页岩油气的潜力,基于国内外10多个页岩油气项目评价的工作实践,综合出了一套适合我国条件的页岩油气地质评价流程和方法,并通过实例说明其应用过程及效果。所提出的页岩油气地质评价流程包括页岩区域评价、页岩评价和页岩油气储量评估。其中页岩区域评价包括建立地层格架、区域构造演化及古地理演化研究、地理地貌分析,目的是确定盆地内是否存在形成富含有机质页岩的古地理环境,评价中强调含有机质页岩沉积环境稳定分布及构造变化稳定性的确定;页岩评价的目的是确定页岩油气发育的有利区,评价中重点要确定"五度",即页岩深度、页岩储层厚度、页岩中有机质丰度、页岩中有机质成熟度、页岩的脆性度等指标,这是快速评价页岩油气有利区的关键;页岩油气储量评估的目的是确定形成页岩油气的核心区或"甜点"区,该评估反映了页岩油气藏连续分布的特点。结论认为,所建立的页岩油气地质评价流程和方法便捷有效,为页岩油气快速评价提供了一种方法。