黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征研究

为深入研究黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征,针对毕节大方背斜区域的龙潭组富有机质泥页岩,采用了总有机碳质量分数(TOC)、镜质体反射率(Ro)、岩石热解、X-射线衍射、薄片鉴定、高压压汞、比表面积及联合孔径等测试分析方法,研究了海陆过渡相龙潭组富有机质泥页岩的有机质特征、矿物组成及孔隙发育特征。研究结果表明:该区龙潭组泥页岩单层厚度薄(平均1.8～2.8 m),与煤层频繁互层,累计厚度大,泥地比平均达70%;泥页岩有机碳质量分数较高(0.23%～22.10%,平均3.51%,主要分布1%～7%);有机质热演化程度高,均处于过成熟阶段(Ro为2.67%～3.06%,平均2.85%),生气充分;较高的有机质丰度、较充分的生气过程为页岩气成藏提供了有利基础;矿物组成主要由黏土构成(48.4%～81.6%,平均66.3%),次为石英(7.4%～27.2%,平均16.5%),方解石、白云石、菱铁矿、黄铁矿等矿物质量分数较少,总体为2%～7%;黏土矿物以伊/蒙混层为主(73.0%～94.0%,平均85.1%),绿泥石次之(2.0%～23.0%,平均10.5%),含少量伊利石(1.0%～7...     

海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明：海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高（TOC含量为0.85%～35.70%,平均6.73%）,有机质类型以腐殖型为主（干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰～-23.5‰）,有机质成熟度达高-过成熟阶段（Ro为1.95%～2.40%,平均2.22%）;页岩中黏土矿物较为发育（20.3%～92.3%,平均61.9%）,脆性矿物含量较低（6.3%～65.7%,平均27.7%）,页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔（含量占29.08%）和溶蚀孔（占30.18%）,其次是有机质孔（占16.74%）和粒内孔（占10.56%）,还有晶间孔（占4.94%）和微裂缝（占8.5%）,为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0～3.0 m3/t。     

鄂尔多斯盆地南部煤系地层中致密砂岩成岩作用及储层特征研究

通过观察鄂尔多斯煤系地层的镜下薄片,以苏里格地区山西组1段与石盒子组8段为例,对盆地南部煤系地层中致密砂岩的储层特征及成岩作用进行研究,结果表明成岩作用对储层特征具有重要影响。研究区主要岩石类型为岩屑石英砂岩,成岩作用类型主要是压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,结合区域成岩演化序列,认为研究层段已经进入到中成岩阶段B期。通过对砂岩的储层物性参数进行对比分析,发现不同的成岩作用对储层物性特征有不同的影响作用,压实作用、压溶作用及胶结作用在成岩作用早期破坏了储层孔隙结构,使储集物性变差,进入成岩作用中期之后,溶蚀作用开始产生次生孔隙,储层物性得到改善。      

鄂尔多斯盆地南部煤系致密砂岩胶结作用对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地南部上古生界盒8段致密砂岩储层成岩作用以压实作用与胶结作用为主,其中胶结作用作为最重要的成岩作用,势必会对储层渗透性造成影响。通过阴极发光薄片技术、扫描电镜以及薄片观察,对胶结物的类型及特征进行分析。结果显示,研究区内盒8段砂岩胶结作用可分为硅质胶结、钙质胶结与泥质胶结这三大类。此外,根据胶结物不同的赋存状态,将硅质胶结物可细分为Ⅰ型接触式硅质胶结、Ⅱ型次生加大边式硅质胶结、Ⅲ型镶嵌式硅质胶结;钙质胶结物可细分为Ⅰ型孔隙式钙质胶结、Ⅱ型点式交代型钙质胶结、Ⅲ型连晶式钙质胶结、Ⅳ型基底式钙质胶结;泥质胶结物可细分为Ⅰ型伊利石型泥质胶结、Ⅱ型黏土杂基型泥质胶结、Ⅲ型绿泥石薄膜型泥质胶结,Ⅳ型高岭石型泥质胶结。不同胶结物的赋存方式以及含量均不相同,结合Photoshop对不同胶结物进行定量化分析,结果表明点式钙质胶结对储层物性影响较小;硅质胶结物含量在低于5%时,有利于储层储集空间发育;连晶式钙质胶结不利于储层储集空间发育。     

川西地区大邑构造煤系地层致密砂岩储层裂缝成因及意义

裂缝是改善致密砂岩渗流能力并形成优质储层的关键因素。为明确川西地区大邑构造煤系地层中须家河组二段优质裂缝型储层分布规律,基于岩心观察、测井和地震等资料,开展了须二段深层致密砂岩储层裂缝发育特征研究。研究结果表明,大邑构造须二段储层主要发育断层伴生缝、褶皱伴生缝。其中断层伴生缝发育于断层附近,特别是断层末端、多条断层的交界部位为应力释放区,裂缝最为发育,延伸方向众多,在空间上构成裂缝网络系统,有利于储层的改造,是对油气运移、聚集最有效的裂缝,是大邑构造储层裂缝预测的主要目标。     

湘中地区涟源凹陷煤系砂岩储层物性特征

采用地质调查及实验测试等手段,应用煤系气地质学理论,以湘中地区涟源凹陷煤系砂岩为对象,对其储层物性特征进行了系统研究,结果显示:研究区煤系砂岩储层类型较为相似,以岩屑石英砂岩和长石石英砂岩为主;煤系砂岩储层孔隙度均较低,具有低孔低渗物性特点;煤系砂岩储层分选性相对较好,喉道分布较为均匀,主要为小孔-微喉组合的孔隙型储层,储集层发育较为致密,属于致密砂岩储层.     

临兴地区煤系致密砂岩储层流动单元划分及地质控因

以临兴地区含煤地层为研究对象,基于实验与测井资料,分析了砂岩储层分布、岩石学、含气性以及物性特征,开展了流体单元研究。基于渗透率、孔隙度、FZI指数、储层厚度、储层含气饱和度的K-均值聚类分析,划分出A、B、C对应优、中、差3类流动单元。研究区煤系砂岩主要发育在水下分流河道微相,部分发育在混合坪微相中;成岩作用以压实、胶结、溶蚀作用为主,其中压实和胶结对砂岩孔渗起破坏作用,而溶蚀作用起积极作用。     

龙西地区扶余油层致密砂岩储层特征

龙西地区扶余油层的致密砂岩具有广阔的石油勘探前景。利用薄片鉴定、扫描电镜、X衍射及物性分析等方法,对致密砂岩储层特征进行了研究。该区致密砂岩储层岩屑和填隙物含量较高,储层物性较差,物性受埋深影响显著;储层孔隙以原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主;发生了机械压实、胶结、交代及溶蚀等成岩作用;储层脆性指数主要分布在17.7%~69.2%之间,随着砂岩含量的增加,脆性指数增高。研究区纯油区主要分布在孔隙度小于12%、渗透率小于1m D的范围内。平面上研究区南部储层砂岩纵向层数多、厚度大,以Ⅰ类储层为主;北部储层砂岩单层厚度薄,Ⅰ、Ⅱ类储层均发育。     

山西省海陆过渡相煤系“三气”共探共采展望

山西省煤系"三气"资源丰富,其丰富的煤层气、页岩气、致密砂岩气资源条件及相同的赋存层位,为煤系"三气"综合勘探开发奠定了基础。鉴于三者层位相邻或呈互层状产出,三种气藏的叠置性,许多专家学者提出了共探共采的概念,但对于山西省页岩气-煤层气-致密砂岩气共探共采的可行性如何、如何划分共探共采体系、如何进行共同勘探与共同开发,目前尚无可靠理论方法与实际依据。本文将从山西省"三气"的地质特征、富集规律、勘探开发方法等方面探讨其共探共采的理论可行性。     

宁武盆地太原组海陆过渡相页岩微观孔隙特征

以宁武盆地太原组海陆过渡相页岩为研究对象,借助扫描电镜观察了页岩微观孔隙特征,采用核磁共振(NMR)技术和低温氮吸附实验相结合的方法深入研究了孔隙结构。结果表明:宁武盆地太原组海陆过渡相页岩主要发育有机质孔、矿物晶间孔、铸模孔和微裂隙四类孔隙;页岩样品T2谱特征相似,形态上表现为双峰,峰值分别介于0.8~1ms,20~50ms之间,根据左峰高低可划分为高峰T2谱和低峰T2谱两类,高峰T2谱样品成熟度偏低,有机碳含量较高,低峰T2谱样品成熟度高,有机碳含量低,表明有机碳含量和成熟度可能会影响孔隙的发育;低温氮吸附实验结果显示样品具有Ⅳ型等温吸附线,滞后环类型以H3型为主,部分兼有H2特征,反映孔隙主要为平行板状孔。FHH方程计算的页岩孔隙分形维数D值在2.66~2.71之间,数值接近3,表明页岩孔隙结构较为复杂,其非均质性较强,而微小孔发育是造成页岩孔隙结构非均质性的主要原因。     

致密砂岩储层胶结指数计算方法研究

致密砂岩储层由于其复杂的孔隙结构和极强的非均质性,导致岩石岩电关系不满足经典的阿尔奇公式,给储层含水饱和度评价带来极大的挑战。通过对国内西部某油田致密砂岩32块岩芯电阻率实验结果进行分析的基础上,研究了胶结指数与孔隙度之间的相关关系,并建立了相应的致密砂岩储层胶结指数估算模型。岩芯处理结果表明,利用所述的方法更能够准确地反映致密岩石孔隙度和地层因素之间的相关关系,估算的胶结指数与岩芯实验结果具有较好的一致性。     

松辽盆地致密砂岩油储层岩性识别方法

松辽盆地致密油勘探已经成为大庆油田增储上产的工作重点,由于致密油储层通常采用水平井+油基钻井液的钻井工艺,造成岩屑细碎、污染严重,给岩性识别和评价带来了困难,大庆油田针对这些难点,引进了新技术,形成了致密储层录井岩性评价技术,在探井中应用,取得了良好的效果。     

黔西北地区龙潭组海陆过渡相泥页岩孔隙分形特征

在黔西北地区海陆过渡相龙潭组页岩低温氮气吸附实验基础上,利用FHH模型研究了其孔隙分形维数,得到其分形维数D_1和D_2,整体数值较大,平均值分别为2.718 6和2.782 4,反映龙潭组泥页岩孔隙非均质较强,结构较为复杂。将分形维数与页岩其他地质参数进行相关性分析,结果表明:分形维数与泥页岩的比表面积、TOC呈正相关关系,与平均孔径、石英含量、石英/黏土呈负相关关系,与镜质体反射率、黏土矿物含量呈"先正后负"的相关关系,拐点分别出现在Ro为2.5%以及黏土矿物含量为50%处。综合研究认为:D_1能够较为综合反映泥页岩孔隙的大小、体积、比表面等特征,可以综合表征泥页岩孔隙的结构特征,数值越大越有利于页岩气富集,而D_2对于孔隙结构复杂程度的表征更为明显,可以专用于研究泥页岩孔隙结构的复杂程度,数值需在一定范围内,不宜过大,并认为黔西北地区龙潭组海陆过渡相泥页岩孔隙分形维数D_1的有利分布范围为大于2.60,而D_2的有利分布范围为2.50~2.80,当D_22.80时需要系统进行可采性评价及压裂开采设计。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层物性特征及主要影响因素

致密油已成为国内外油气勘探的热点领域之一,其储层物性是寻找、评价致密油"甜点"的重要依据。运用岩芯观察、薄片分析、扫描电镜和压汞分析等手段,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层物性特征和储层物性的主要影响因素。结果表明,芦草沟组致密油储层为典型的致密油储层,上甜点段物性略优于下甜点段。储层孔隙类型主要为各类溶蚀孔隙、微裂缝和剩余粒间孔隙,其中又以晶间(粒间)溶蚀孔隙为主,微米级——纳米级微孔隙十分发育。储层具有孔喉细小,形态复杂,分选性和连通性差,且分布不均匀等孔隙结构特征,孔隙结构和微裂缝发育情况对渗透率影响较大,导致孔隙度与渗透率相关性不明显。影响储层物性的主要因素为成岩作用和微裂缝发育情况,压实作用是导致储层致密的根本原因,溶蚀作用是后期形成次生孔隙的主要因素,沉积作用和胶结作用对储层物性影响较小,微裂缝对储层整体物性的改善作用较为有限。     

致密砂岩油气藏特征研究

随着油气勘探工作的不断深入,勘探程度的逐年提高,油气勘探难度亦愈来愈大。非常规天然气已成为勘探开发的热点。通过调研国内外相关资料,对致密砂岩气藏的国内外勘探开发现状、基本特征、裂缝特征以及开发特征进行了分析。以期能对致密砂岩油气的勘探开发提供指导意义。     

松辽盆地北部扶余油层致密砂岩储层物性下限及控制因素分析

松辽盆地北部扶余油层是以青山口组优质烃源岩为源岩,以泉头组三、四段致密砂体为储层的上生下储式致密油藏。致密砂岩储层孔隙度平均值为10.7%,渗透率平均值为2.3m D,属于典型的低孔、低渗储层。结合静态、动态资料,综合采用经验统计法、含油产状法、试油结论评价3种方法,确定了松辽盆地北部扶余油层致密砂岩储层孔隙度下限。孔隙度5%,渗透率0.03m D。进而岩电结合,建立了致密油油层划分标准。以此为基础,完成1700口井老井复查,重新认识油层展布。明确了剩余资源主要分布在孔隙度5%~12%,渗透率0.03~1m D致密储层中,查明了该区致密油的资源潜力,为下一步致密油全面有效开发奠定基础。     

苏里格致密砂岩气藏流体微观分布规律及影响因素

苏里格气田东区下石盒子组含水较高,流体赋存特征对致密砂岩气藏开采影响较大。通过岩矿鉴定、孔隙率以及渗透率分析等实验,结合核磁-离心技术,分析了孔隙率、渗透率、岩性、孔喉非均质性与连通性及其对流体赋存规律的影响。结果表明：(1)研究区致密砂岩储层孔隙的流动能力较差,束缚水饱和度较高,其流动能力与气体流动压差(离心力)密切相关。(2)填隙物对流动能力有关键的控制作用,丰富的高岭石含量代表着储层具有较好的连通性、较大的孔径,整体孔隙水流动能力较强;伊利石持水能力很强,容易造成毛管阻碍、限制流动能力。(3)气体流动压差(离心力)与储层孔隙水可流动的孔径具有较好的幂关系。(4)苏里格气田东区下石盒子组有效储集空间临界孔喉半径为0.089μm,可动水饱和度为23.95%。     

东胜气田致密砂岩气藏钻井储层保护研究及应用

东胜气田上古生界下石盒子组为致密砂岩储层,部分区域储层物性好,具备不压裂自然建产潜能,钻井过程中存在井壁失稳及储层损害问题,各因素叠合造成的储层伤害阻碍了气层的产能释放。为进一步提升储层自然建产能力和增加单井产量,在储层渗透率恢复率的基础上,通过储层伤害影响因素分析,引入钻井液侵入深度定量化评价方法,深化了储层伤害机理认识,明确了低密度、无土相、低失水和强封堵的钻井液对策,室内优选了防水锁剂和致密承压复合暂堵剂,优化形成了无土相复合暂堵高酸溶钻井液,储层渗透率恢复率提高至91.11%,泥浆侵入深度降低46.28%。形成的钻井液在锦66井区推广应用,平均单井产量提升11%,并实现3口井自然建产,进一步提高东胜气田致密砂岩储层高效勘探开发的效果。