辽河西部凹陷页岩油气富集主控因素

研究发现,泥页岩的有机质含量、成熟度、有机质类型、孔缝特征及厚度等内部因素是其能否富集的关键条件。以沙河街组沙三下亚段(Es33)和沙四上亚段(Es41)为例,在页岩油气影响因素研究的基础上,运用多因素综合评价、部分因素重点分析的方法,分别揭示Es33及Es41页岩油气富集的主控因素。综合认为,Es33有效厚度大,有机质丰度中等,热演化程度适中,有机质类型多样,气测异常明显、含油气性好,页岩油气共生,主要受有机质丰度影响;同Es33相比,Es41具有较高的有机质丰度,但有机质类型与热演化程度匹配较差,未能达到页岩气富集的条件,主体发育页岩油。因此,明确页岩油气富集的主控因素,是寻找页岩油气赋存有利区域的前提,对辽河坳陷页岩油气的勘探开发具有现实意义。     

渤南洼陷页岩油气富集高产条件及勘探方向

及地层异常高压的基础上,总结了页岩油气富集高产的条件。有效烃源岩发育决定页岩油气的主力层系;有利岩相发育(纹层状泥质灰岩相)是页岩油气富集高产的基础;断裂裂缝发育是页岩油气富集高产的关键;地层异常高压和埋深是页岩油气富集高产的重要因素。渤南洼陷沙三段下亚段纹层状泥质灰岩相最发育的12下—13上层组是页岩油气最富集的层系,综合各因素的匹配关系,整体考虑、分类分区,有针对性地部署和评价,以落实其产能情况,部署了渤页平1井等3口页岩油气水平井,并已初步实现预期效果。     

湖相页岩油气富集主控因素与勘探潜力——以四川盆地涪陵地区侏罗系为例

四川盆地东部涪陵地区泰页1井在中侏罗统凉高山组湖相页岩段测试获得日产气7.5×10~4 m~3、日产油9.8 m~3,油气试采效果好,实现了四川盆地侏罗系湖相页岩油气勘探的重大突破。为了进一步明确该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力、实现湖相页岩油气高效规模开发利用,利用泰页1井、涪页10井等重点井的钻探资料,分析了该地区湖相页岩油气成藏地质条件,探究了控制湖相页岩油气富集的主要因素,明确了该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力和有利目标区带。研究结果表明:(1)该区侏罗系半深湖相优质页岩有机质丰度较高、孔隙度高、含气量高,是页岩油气富集的地质基础;(2)发育大型宽缓向斜、保存条件好、压力系数普遍大于1.2,是页岩油气富集高产的关键;(3)湖相页岩微裂缝发育,有利于页岩油气富集及后期的压裂改造。结论认为,涪陵地区凉高山组湖相页岩分布广、埋深适中,微裂缝发育,有机质热演化程度适中,页岩气资源量为1 922×10~8 m~3、页岩油资源量为2 800×10~4 t,页岩油气勘探的潜力较大,是该区下一步油气增储上产的重要领域。     

渤海湾盆地东濮凹陷盐湖相成烃成藏特征

盐湖相油气聚集是全球，特别是中国中新生代陆相地层一个有特色的石油地质现象。为丰富发展这一领域研究，文章报道了中国东部渤海湾盆地东濮凹陷的研究进展，通过系统的烃源岩和原油地质地球化学研究，分析了盐湖相烃源岩的成烃和成藏特征，也为区域下步勘探部署提供依据。结果表明，典型盐湖相烃源岩发育在凹陷北部，主要层位为沙河街组三段下亚段（简称沙三下亚段）和沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段），岩性为页岩，发育“双层”结构（下层为有机质和粘土，上层为黄铁矿和方解石），生油具有早生与早排的特点。盐湖相油气聚集呈现出常规与非常规油气藏共同发育的特征，其中常规油气藏具有“有序分布、差异富集”的特点，而非常规页岩和致密油气藏的发育也与盐湖相富有机质烃源岩关系密切，反映了盐湖相富有机质烃源岩对油气成藏的控制。建议下步区域勘探围绕沙三下亚段和沙四上亚段这两套富有机质烃源岩发育区展开多类型油气藏的勘探。这些认识可供其他咸化湖盆油气地质研究和勘探参考。     

四川盆地侏罗系陆相页岩油气富集条件及勘探方向

四川盆地侏罗系发育3套半深湖亚相富有机质页岩,具有叠置发育、广覆分布的特征,半深湖亚相页岩具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”的特点。四川盆地侏罗系多口井、多个层段的陆相页岩油气近期取得勘探新突破,勘探潜力巨大、资源丰富,是继五峰组—龙马溪组海相页岩气之后的重点资源接替领域。经过细粒岩综合评价研究发现其具有强非均质性,通过建立“四元”岩相划分方案,明确了陆相页岩油气富集高产主控因素：半深湖亚相富有机质页岩提供了物质基础、良好的构造保存及高压条件是关键、适宜的热演化程度及微裂缝发育有利于油气富集及烃类流动、地质—工程一体化研究是高产的保障。侏罗系陆相页岩油气资源潜力大、天然气当量为6.0×10¹²m³,占四川盆地天然气总资源量的27.7%,是“十四五”(2021—2025年)期间增储上产的重要领域。川东北地区多层页岩叠置发育、川南地区半深湖亚相页岩大面积展布,是重要的勘探有利区,其中,中国石油化工集团有限公司所属矿权区的天然气总资源量为2.94×10¹²m³、原油为12.03×10⁸     

页岩中油气的滞留机制及富集机理差异性比较

泥页岩中的残留烃量是页岩油气富集成藏的物质基础,并决定了油气勘探方向的选择。页岩油、页岩气虽在生储运保等方面有较高的相似性,但其滞留和富集机理差异性明显。基于对大量相关文献和国内外页岩油气资源特征的总结分析,文中着重对比描述了页岩油气的地质特征、滞留形式、富集成藏机理,揭示了油气因地层的地质特征和其分子本质结构上的差异,在生成、滞留、富集、形成量的积累乃至成藏的连贯过程中,两者所受各要素影响情况的相似性与不同。有机质丰度和类型、有机质演化程度是生烃的基本条件,且控制生成油气的不同方式和性质;矿物成分、物性、湿度等地层条件决定油气储集空间和不同赋存方式;温度、压力等外部因素影响油气不同滞留相态。研究表明,泥页岩滞留油的能力远大于滞留气的能力,页岩气与页岩油相比,更容易富集成藏。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20~80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

陆相和海相页岩储层孔隙结构差异性分析

页岩储层以微-纳米孔隙和裂缝作为页岩油气的赋存空间,对其孔隙结构特征的研究是明确页岩油气富集机理的关键,而陆相和海相页岩储层的孔隙结构特征存在巨大的差异。为此,运用场发射扫描电镜、CO_2吸附、N_2吸附、高压压汞分析和索氏抽提等方法,以沾化凹陷沙三段下亚段陆相页岩储层和川东南龙马溪组海相页岩储层为典型实例,深入分析陆相和海相页岩储层的孔隙结构差异。结果表明,沾化凹陷沙三段下亚段陆相页岩储层中有机质单体内部并未发育密集分布且相互连通的蜂窝状孔隙,具有极大孔体积的宏孔更为发育,能够为游离烃赋存提供良好的储集空间,控制着页岩油的富集。而川东南龙马溪组海相页岩储层中有机质单体内部密集发育相互连通的蜂窝状孔隙,具有极大比表面积的微孔最为发育,能够为吸附烃赋存提供足够的比表面,控制着页岩气的富集。     

南襄盆地泌阳凹陷渐新统核桃园组三Ⅲ亚段页岩油富集模式——以中部深凹带YYY1井取心段为例

南襄盆地泌阳凹陷渐新统核桃园组核三段是我国陆相页岩油率先取得勘探突破的层系，但因多种因素影响始终未能实现规模开发。为揭示泌阳凹陷中部深凹带核三段页岩油勘探开发目标层段，以页岩油风险探井YYY1井核三Ⅲ亚段系统取心段为研究对象，充分利用系统取心段现场分析结果，结合前人研究成果，在剖析系统取心段岩相、页岩油富集层段特征基础上，明确了页岩油富集模式与首选勘探开发目标层。结果揭示：YYY1井核三Ⅲ中—下段主要发育含有机质纹层状混合质页岩、富有机质纹层状混合质页岩、含有机质纹层状长英质页岩、富有机质纹层状长英质页岩、含有机质层状长英质页岩、含有机质块状泥质粉砂岩/粉砂岩、含有机质块状细砂岩7种岩相；依据游离烃S₁和油饱和指数OSI两个表征页岩油富集关键参数，结合核磁测井总孔隙度，共识别出8个页岩油富集层，单个页岩油富集层厚度介于5～20 m,累计厚度81 m。核三Ⅲ中段发育的富集层段均受原位滞留烃和高TOC邻层运移烃贡献共同控制，具源储一体和源储共存双重富集模式；核三Ⅲ下段发育的富集层段均受原位滞留富集控制，属源储一体的富集模式。核三Ⅲ中段第二个页岩油富集层是泌阳凹陷中部深...     

陆相页岩孔隙类型、特征及油气共聚过程探讨——以辽河坳陷西部凹陷为例

借助岩心描述、氩离子抛光扫描电镜对以辽河坳陷西部凹陷为代表的陆相页岩中不同尺度储集空间类型、特征进行了研究,并探讨了页岩油气的聚集过程。结果表明,研究层段发育溶蚀孔缝、构造缝等有利于页岩油聚集和运移的大孔径孔洞和裂缝。扫描电镜下,研究层段发育无机矿物孔、有机质孔及微裂缝3种微观孔隙类型,其中低成熟度条件下大孔径有机质孔的形成主要与有机酸的溶蚀改造有关。对微裂缝的研究表明,有机质边缘和内部可以发育多种形态裂缝,而有机质内部生排烃裂缝的大量发育则是陆相低成熟度页岩与南方高成熟度页岩的重要区别。研究区陆相页岩有机质正处于生油气高峰阶段,油气共存,聚集机理较为复杂。吸附态页岩气主要赋存于有机质和黏土矿物内外表面,溶解态页岩气则主要在原油的携带下逐渐在整个页岩段的宏观、微观孔隙中富集,并将油气在页岩层段的聚集过程分为以生物气聚集、油气微观聚集、油气宏观聚集和页岩层段富集为特征的4个阶段。     

渤海湾盆地东濮凹陷沙三段泥页岩储层孔隙微观特征及其对油气滞留的意义

结合基础地化特征,对渤海湾盆地沙三段泥页岩进行XRD全岩矿物测试、镜下薄片鉴定和扫描电镜观察、低温氮气吸附实验,分析泥页岩储层孔隙空间的微观结构特征,并在此基础上研究沙三段泥页岩储集空间发育的影响因素,阐述孔隙发育对泥页岩油气富集的意义。结果表明：东濮凹陷沙三段泥页岩可划分为粉砂质泥页岩、灰质泥页岩和膏质泥页岩,其地化特征非均质性很强,显示出油气在沙三段泥页岩中的富集特征十分复杂。沙三段泥页岩中发育有粒间孔隙、粒内孔隙、有机孔及裂缝,不同岩性中的主要孔隙类型及孔隙分布存在差异。低压氮气吸附实验显示出沙三段泥页岩孔径分布体系可分为微孔主导、大孔主导和多孔径共控3种孔隙结构。沉积作用及成岩作用对沙三段泥页岩孔隙网络的发育均有影响,沉积环境为不同类型孔隙在各个岩性中的发育奠定基础,成岩作用在泥页岩埋藏过程中对孔隙网络起改造作用,大孔隙和微裂缝为液态烃及游离气的主要富集场所,微孔及介孔能够为吸附气提供吸附位,溶解气对于页岩油的开发具有重要意义。     

渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井古近系沙三下亚段取心段页岩油勘探有利层段

为探讨渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）取心段页岩油勘探有利层段,对L69井沙三下亚段取心段典型岩相样品和获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段取心段典型岩相样品,开展了常规热解和多温阶热释法分析,对比研究其含油性与不同赋存形式油含量特征,结合其他影响页岩油产量的因素综合评价页岩油勘探有利层段。结果表明：L69井埋深3 040.35~3 072.10 m富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,并且油饱和指数（OSI）均值仅为67 mg/g,不具有页岩油勘探潜力;埋深3 116.90~3 126.70 m含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数（OSI）均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g（样品数n=8）,但游离油总量和轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,页岩油勘探潜力较低;埋深2 994.10~3 010.90 m富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量和油饱和指数（OSI）,与获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量基本相近或相等,并且该层段微裂缝发育、具异常压力、脆性矿物含量高和存在成熟运移油的贡献,为页岩油勘探的有利层段。     

东营凹陷博兴洼陷石油生成、运移和聚集史数值模拟

渤海湾盆地东营凹陷博兴洼陷烃源岩为沙河街组三段中、下亚段和沙河街组四段上亚段暗色泥岩,原油探明地质储量主要集中在沙三段和沙四段砂岩储层中。在恢复东营凹陷博兴洼陷热史的基础上,对烃源岩段成熟史、生排烃史和油气聚集史特征进行了模拟。结果表明:①至少存在两期原油的生、排烃过程,第一期为30~25Ma,第二期为16~0Ma,特别是距今5Ma(馆陶组沉积末期)以来,石油大量生成并排出形成现今的油气分布格局,而现今主力烃源岩段仍处于大量生油阶段;②沙四段原油的生成量和聚集量都明显大于沙三段,说明主力烃源岩段的生、排烃特征对原油纵向分布具有一定控制作用;③在沙三中、下亚段和沙四上亚段共划出7个距离源区较近的有利油气聚集区,而缓坡带虽处于油气低势区,有利于油气的聚集,但烃源岩成熟度低,并且来自于洼陷区的原油受博兴断裂带阻隔,导致博兴缓坡带油气聚集量小。     

松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力

页岩油气是重要的常规油气接替资源之一。根据页岩油区域地质调查,研究了松辽盆地北部青山口组页岩油形成的地质条件,优选出有利层段,并评估了其勘探潜力。青山口组内部旋回性明显,受湖平面控制富有机质与灰质、粉砂质泥岩交替出现;次级旋回下部暗色泥页岩具有单层厚度大、分布面积广,有机质丰度高等特点,目前尚处于大量生油气阶段;次级旋回上部富含长英质矿物,属于特低孔特低渗性储层,扫描电镜下微孔及微裂缝较为发育,为油气滞留提供了储集空间;青一段泥页岩整体非均质性强,并普遍发育有异常压力,具备形成页岩油的有利地质条件。地球化学分析及等温吸附试验结果表明,青山口组一段相比其他层段含油性最好,并具有一定的含气量,是具有最优勘探潜力的页岩油层系。综合以上地质条件及含油气性研究,确定了青山口组一段页岩油有利层段的空间分布,并通过资源量计算的相关参数赋值,采用概率体积法计算出松辽盆地北部青山口组一段页岩油地质资源量为105.60×10⁸ t,勘探潜力巨大。     

渤海湾盆地廊固凹陷烃源岩特征及其发育模式

通过对廊固凹陷古近系沙河街组四段-沙河街组三段下亚段烃源岩热解数据、碳氧同位素和分子地球化学参数的深入分析,探讨了不同构造气候条件下低丰度湖相烃源岩的发育机理。岩石热解和干酪根显微组分分析表明沙河街组四段-沙河街组三段下亚段有机质类型主要为Ⅱ型,有机质丰度存在明显差异。结合区域构造-气候背景以及碳氧同位素和分子地球化学参数,建立了沙河街组四段-沙河街组三段下亚段的烃源岩发育模式。沉积于裂陷初始阶段的沙河街组四段烃源岩,其湖盆宽/深比小,气候干热,水体为咸水-半咸水,发育稳定的盐度分层。有机-无机碳同位素的负偏移与较低的Pr/Ph值反映了相对低的古生产力和较好的保存条件。沙河街组三段下亚段烃源岩沉积于强烈裂陷阶段,湖盆宽/深大,气候温暖湿润,水体为淡水,上、下水体交换相对频繁,发育不稳定的温度分层,碳同位素正偏移以及C₂₇/C₂₉甾烷的变化反映了生产力增高和陆源有机质输入增多。     

渤南洼陷沙四上亚段碳酸盐岩成藏条件与勘探潜力

渤南洼陷古近系沙河街组四段上亚段发育了大面积的湖相碳酸盐岩,而由灰岩、泥灰岩、灰泥岩或膏泥岩不等厚互层沉积形成了渤南洼陷一套重要的碳酸盐岩烃源岩。该套烃源岩厚度为20～100 m,厚度中心分别在垦西、义东地区。烃源岩的有机质类型主要为腐泥型,是一套类型好、高丰度的优质烃源岩。烃源岩有机质的生烃期较同层系泥岩生烃期早,在R_o为0.6%左右达到生烃高峰。原油以高C₃₅/C₃₄升藿烷比值、高丰度的4-甲基甾烷、高含硫量为标志性特征。油气经历了东营组末至馆陶组,馆陶组末至明化镇组两期成藏过程。沙河街组四段上亚段碳酸盐岩、扇三角洲及砂岩滩坝等形成的各类圈闭,以及与深洼陷带油源能够侧向对接的沙河街组四段下亚段是未来的有利勘探方向。     

断陷湖盆湖相页岩油形成有利条件及富集特征——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例

有别于北美海相页岩油气，中国湖相页岩油地质特征十分复杂，湖相页岩油是否具备形成的条件、如何寻找富集层段等问题亟待解决。为了探究湖相页岩油形成的有利条件与富集特征，以渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔店组二段为例，综合利用G108-8井、GD12井和GD14井3口取心井的635.8 m取心资料、12 000余块次分析化验资料及20口井的试油、试采资料，从页岩油形成的烃源岩、沉积组构及热演化等方面，对湖相页岩油成藏机理等进行了系统分析。研究结果发现：广泛分布多类型高丰度有机质、高脆性矿物组成、高密度纹层结构及中等热演化阶段是页岩油形成富集的主要条件；湖相页岩层系可划分为纹层状长英质页岩、纹层状混积质页岩、薄层状含灰白云质页岩及厚层状含灰白云质页岩4类组构相，处于中等热演化成熟阶段的纹层状长英质页岩、纹层状混积质页岩组构相为最优组构相类型；S₁^*/TOC值（以单位有机碳的含油量表示）平均大于135 mg/g、滞留烃含量大于阈值100 mg/g的超越效应明显，揭示了"优势组构相-滞留烃超越效应"的页岩油富集特征。采用这一新认识有效指导了页岩油勘探，研究区GD1702H井最高产油量达61 m³/d，自喷生产已超416 d，产量基本稳定在17 m³/d，GD1701H井、GD1702H井两口水平井累积产油量超1.4×10⁴t，证实了中国东部湖相页岩油具备工业性开发的良好潜力。     

页岩气工业建产区选区地质评价指标及其下限标准

蜀南地区作为我国页岩气商业开发示范区,勘探开发前景良好。为了解决页岩气单井产能差异大、部分产井低能低效的问题,从X区块实际产气效果出发,结合页岩测井解释数据、X?射线衍射、岩石有机碳分析和储层物性等资料,对页岩气产能的影响因素进行分析,确定页岩气工业建产区地质选区评价指标;根据研究区目前开采深度,以8.0×10⁴ m³/d作为页岩气工业油气流下限,探究相应地质评价指标的下限标准。研究表明：①优质储层钻遇率、TOC、有效孔隙度、脆性指数对页岩气产能的影响作用比较显著,可以作为页岩气工业建产区选区地质评价的关键指标;②页岩气产能与页岩总含气量没有十分必然的联系,而与游离气含量及游离气占比呈现十分明显的正相关关系,因此页岩游离气含量和占比可作为页岩工业建产区的选区评价指标;③相比于BI_mer和BRMC4指数,BI_bm指数能够更好地指示页岩脆性;④要达到工业油气流下限标准,建议优质储层钻遇率至少要达到65%、TOC含量要达到3.3%、孔隙度要达到3.5%、含气量要达到3.0 m³/t,其中游离气占比要达到60%以上,即游离气含量要达到2.0 m³/t、BI_bm指数要达到0.5。     

长石溶蚀作用对储层物性的影响——以渤海湾盆地东营凹陷为例

渤海湾盆地东营凹陷砂岩储层中长石含量丰富,而且长石溶蚀现象普遍,对储层物性具有重要影响。运用偏光显微镜、扫描电镜以及X-射线粉晶衍射等分析技术,对东营凹陷砂岩储层中长石及其溶蚀产物的分布特征进行了研究。结果表明：在不同地区长石含量存在差异,凹陷北部长石含量最高,其次是南部,最低的是中部地区;在层位上,沙河街组一段长石含量最高,其次为沙河街组二段和沙河街组四段,含量最低的是沙河街组三段;在东营凹陷砂岩储层中,长石主要的溶蚀产物为高岭石、伊利石和绿泥石。由于高岭石向伊利石和绿泥石转化,导致高岭石含量逐渐降低,浅部的伊利石和绿泥石主要由伊/蒙混层转化而来,而深部的伊利石和绿泥石主要由高岭石蚀变形成。砂岩储层中的伊/蒙混层矿物在浅层含量高,随着埋藏深度增加,含量逐渐降低。