四川盆地页岩气成藏地质条件

与传统上的“泥页岩裂缝气”并不完全相同,页岩气是主体上以吸附相和游离相同时赋存于泥岩及页岩地层中的天然气。四川盆地经历了克拉通和前陆盆地演化过程中复杂的构造变动,形成了与美国典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件,其中的古生界页岩不仅是盆地内常规气藏的烃源岩,而且还是页岩气成藏及勘探的主要对象,目前已发现了页岩气存在的大量证据。根据演化及勘探地质特点,四川盆地非常规天然气具有两分格局,东南部以页岩气为主而西北部以根缘气为主,古生界主体发育页岩气而中生界主体发育根缘气。川东和川南地区（包括川西南）古生界生气页岩发育厚度大、有机质含量高、埋藏深度小,下寒武统和下志留统具有良好的页岩气成藏及勘探地质条件;川中地区同时发育中、古生界烃源岩,上三叠统、下志留统和下寒武统可作为页岩气勘探的有利层位;川西中生界泥/页岩常与致密砂岩形成频繁互层并产生具有砂岩底部含气特点的根缘气,整体上存在着页岩气发育和勘探的远景条件,局部埋藏相对较浅的高碳泥/页岩是页岩气勘探的基本对象。     

北极地区油气成藏条件、资源分布规律与重点含油气盆地分析

北极地区油气资源丰富,是未来油气勘探开发的重点区域,对北极含油气盆地地质条件的研究以及资源评价有着战略意义。基于北极含油气盆地构造演化、沉积特征的分析,开展了含油气盆地资源量统计和地质条件评价。研究表明:大部分含油气盆地沉积地层较厚,沉积序列较完整,圈闭类型主要为构造圈闭。已发现资源量和待发现资源量巨大且分布范围比较集中,待发现油气多集中于海上地区,尤其是广泛分布的大陆架上。对7个含油气盆地进行综合分析,结果显示:古生界以浅海碳酸盐岩、陆源泥页岩为主;中新生界以陆源碎屑岩为主,发育泥岩、页岩、煤层优质烃源岩和砂岩储层,均能形成良好的生储盖组合。盆地烃源岩主要为泥页岩,有机质类型主要为Ⅱ型、Ⅲ型,TOC含量变化范围大,为1%~10%,且R_O值主要分布于0.8%~2.5%之间;储层主要为中生界砂岩,孔隙度多数在8%~30%之间,渗透率在数百—数千毫达西;盖层主要为中新生界泥页岩。不同盆地由于其构造演化、沉积序列、地理位置各异,具有其独特的生—储—盖条件和资源潜力。盆地古生界烃源岩潜力巨大,而且碳酸盐岩经过长期暴露风化可能形成规模缝洞型储层,自生自储、新生古储资源类型潜力巨大。     

太康隆起上古生界海陆交互相页岩气地质条件分析

上古生界太原组和山西组海陆交互相泥页岩是南华北盆地的主要烃源岩层系之一,以往的研究工作主要集中于坳陷区,针对隆起区页岩气成藏方面的研究相对较少。为解决海陆交互相地层砂泥岩（含页岩）互层频繁、垂向上非均质性强、页岩气地质条件复杂等因素导致储层改造层位优选困难的现状,通过对太康隆起西部海陆交互相页岩气参数井--尉参1井分析测试结果的解剖,结合邻井钻探成果,对太原组和山西组泥页岩的展布特征、地球化学特征及储层特征等开展研究,明确上古生界页岩气成藏要素。结果表明：太康隆起地区上古生界海陆交互相泥页岩发育,山西组和太原组泥页岩累计厚度为88m,山西组连续厚层泥页岩厚度可达38m,各层泥地比超过50%,有机碳含量高,含气性较好,具备一定的页岩气形成有利地质条件;泥页岩孔隙以纳米级无机孔隙为主,粒间孔、粒内孔均有发育,受沉积环境转变和有机质类型的影响,有机质孔隙发育较差;三叠系残余厚度是影响上古生界页岩气成藏的重要因素,太康隆起西部保存条件较好。详细阐明了上古生界海陆交互相页岩气地质条件,明确隆起西部是下一步勘探的有利地区,对该区后续页岩气储层研究及层位优选有重要意义。     

中国深层页岩气资源前景和勘探潜力

为了讨论页岩气产业的发展方向,从页岩气成藏地质条件、资源分布、勘探前景等方面探讨和评价了中国深层页岩气的资源前景和勘探潜力。研究结果表明:①自中元古代以来,不同类型的潜质页岩发育于纵向16套层系之中,它们均有形成深层页岩气的地质基础条件,形成了南方以下古生界海相为主、北方以中新生界陆相为主且受盆地类型(东中西部差异)约束、晚古生代海陆过渡相南北方均有发育的页岩气分布格局;②扬子、华北及塔里木板块均有形成深层页岩气的基础地质条件,但类型特点及分布各有差异,具有南北分区、东西分带的特点;③采用限定条件下的深度趋势分析法,预测我国埋深介于4 500～6 000 m的页岩气地质资源量和可采资源量(P_(50))分别为61.10×10~(12) m~3和11.07×10~(12) m~3,埋深介于3 000～6 000 m的页岩气地质资源量和可采资源量分别为115.72×10~(12) m~3和20.93×10~(12) m~3,其中规模性的深层页岩气资源量主要分布在四川盆地及其周缘地区,是深层页岩气勘探重要的现实领域,其次是鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、渤海湾及松辽等大中型盆地及其周缘地区,在平面上分别形成了上扬子、西北、华北及东北等深层页岩气资源分布中心;④在现今含油气盆地中,深层页岩气主要分布在沉降—沉积中心方向,除了早古生代海相页岩之外,晚古生代海陆过渡相和中新生代陆相(含中小型盆地)页岩也是深层页岩气资源分布的有利指向,在中新生代陆相盆地中,不同构造部位下伏的上古生界也有望成为深层页岩气勘探研究的重要领域。结论认为,我国深层页岩气资源丰富、类型多样、分布广泛,具有良好的资源前景和重大的勘探意义,是我国页岩气产业发展的基本方向。     

渤海湾盆地辽河西部凹陷陆相页岩油气富集条件与分布模式

在大量泥页岩样品化验测试的基础上,分析了渤海湾盆地辽河西部凹陷页岩油气富集的条件,探讨了陆相裂谷盆地页岩油气分布特征和分布模式。研究认为,西部凹陷古近系沙四段和沙三段泥页岩累计厚度大、连续性好,有机质以腐泥型为主,发育一定量的腐殖型;有机质丰度高,TOC平均2.67%,热成熟度中等,R_o值0.4%~1.5%;泥页岩孔隙和裂缝较发育,孔隙以粒间孔和溶蚀孔最为发育,裂缝以构造缝和页理缝为主;储集物性好,含油气量高,具备页岩油气富集的基本条件。受沉积相、有机质类型与热成熟度联合控制,西部凹陷以发育页岩油为主,同时局部地区发育页岩气,页岩油气在纵向上和横向上有规律分布。纵向上,沙四段底部到沙三段上部地层依次发育页岩油气—页岩油—页岩气;横向上,断陷沉积中心以页岩油发育为主,盆地斜坡区为页岩油气频繁互层区域。      

中国陆相页岩气的形成条件

虽然目前北美工业性开发的页岩气资源均在海相沉积地层中,但我国已在陆相泥页岩中获得了页岩气勘探开发的重要突破,陆相页岩气的资源潜力也正随着勘探实践的深入而被逐步揭示。为此,在研究我国陆相富有机质泥页岩分布特点的基础上,分析了主要盆地陆相富有机质泥页岩的基本地质条件和有机地球化学参数。结果认为,我国形成陆相页岩气富集具有6个方面的有利条件：累计厚度大、有机质类型多样、储集空间丰富、保存条件好、资源丰度高、地表条件好。结论指出：我国陆相富有机质泥页岩主要分布在华北及东北区、西北区及南方局部地区的中-新生界,形成陆相页岩气富集主要具有上述有利条件,而且我国陆相富有机质泥页岩发育区多与常规油气勘探开发成熟区重叠,具有资料和基础设施等方面的优势,因此具有更好的经济可采性;虽然我国陆相富有机质泥页岩具有相对较低的有机质热演化成熟度,目前多处于生油和湿气窗阶段,页岩气和页岩油在微观和宏观上呈共生伴生关系,但通过异同点对比分析后认为,我国陆相页岩气比页岩油具有更好的可采潜力。     

中国页岩气资源前景与战略地位

随着页岩气开采技术进步和勘探投入条件的改善,页岩气的开采活动将进一步繁荣和快速扩展。在介绍国内外页岩气资源量的基础上,分析了中国页岩气资源勘探开发前景以及页岩气资源的战略地位。研究表明：从我国油气总体发展的战略角度,积极寻找天然气后备资源已是当务之急;我国地质历史时期广泛发育的富含有机质的页岩地层具有优越的页岩气形成与富集条件,资源潜力巨大,勘探开发前景广阔,必将成为新的天然气勘探开发重要领域。建议加大页岩气资源的研究力度和勘探投入,形成我国的页岩气资源储备和勘探开发特色技术;我国南方的古生界下组合泥页岩、北方中生界泥页岩等层系具有较好的页岩气勘探前景,建议通过老井复查优选有利井段进行试气和试采,以点带面,开创页岩气勘探开发新局面     

北非古达米斯盆地石油地质特征及勘探方向

古达米斯盆地位于北非撒哈拉地台,属古生代克拉通内坳陷盆地,整体呈现东高西低,南高北低的构造格局,主要发育北东-南西向低幅构造。盆地共经历了4次大的构造运动,沉积了古生界寒武系-石炭系和中新生界巨厚的沉积盖层,石油地质条件非常优越。盆地内最重要的生油岩是志留系Tanezzuft组和上泥盆统Aouinet Ouenine群放射性海相页岩;共发育6套砂岩储层,主力储层是三叠系砂岩;上三叠统-下侏罗统的蒸发岩和泥页岩沉积在盆地内广泛发育,成为区域盖层,有效封堵了油气。此外盆地内圈闭类型丰富,各成藏要素之间的时空配置关系良好。目前盆地勘探目标是浅层构造圈闭为主,但近年的油气发现表明,在深部远景区、地层圈闭以及盆地利比亚部分的三叠系储层同样具备较大的勘探前景,或将成为下一步重要的勘探方向。     

中国海相古生界和元古界含油气远景

我国的沉积盆地以复合盆地占主导，具两大沉积系统，即上部的中一新生界陆相沉积和下部的古生界、元古界海相沉积。可划分为三大块：东部区（中朝地台）；南方区（扬子区）；西部区（塔里木地台）。复合盆地中的沉积厚度可达万米，下部有巨厚的古生界和元古界沉积。据世界范围内的勘探经验和我国实际情况，积极开拓古生界和元古界海相地层的油气勘探势在必行，预测将会发现众多的油气田。     

页岩气成藏地质条件及中国上扬子区页岩气潜力

通过对北美页岩气藏地质特征进行调研,总结出页岩气藏的分布特征和形成地质条件,并对中国上扬子区海相页岩气资源潜力进行分析。热成因页岩气藏主要位于造山带边缘前陆盆地的前渊和前缘斜坡部位,生物成因页岩气藏主要位于克拉通盆地,二者在资源分布和成藏地质条件等方面均存在差异。页岩气藏形成的地质条件及评价要素包括页岩厚度、埋藏深度、有机碳及吸附气含量、有机质类型及成熟度、脆性矿物含量、地层压力与温度、储层物性、天然裂缝发育程度及含气量等。中国上扬子区古生界下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组的海相黑色页岩具有较好的页岩气潜力,是中国海相页岩气勘探最为有利的目标之一。     

中国石油油气资源潜力分析与勘探选区思考

随着油气勘探工作的不断深入，勘探难度日益加大、勘探对象和资源赋存条件更加复杂，更加亟需明确油气勘探现状与挑战，评价国内常规与非常规油气资源潜力，明确剩余油气资源分布特点，评价落实重点勘探领域与有利勘探区带，夯实油气资源家底。中国石油天然气集团有限公司面对新形势、新要求，提出五大举措强力推进油气勘探，取得了10项战略发现和10项重大突破，中西部地区集中勘探落实了15个规模储量区，油气探明储量持续保持高位增长。梳理了中国石油近十年来油气油气勘探形势、挑战及重要举措，分析了中国石油剩余油气资源潜力及分布状况，论述了中国石油探区未来油气勘探重点领域、方向和区带，明确提出深层海相碳酸盐岩、岩性地层、前陆冲断带下组合以及页岩油等四大领域是未来油气勘探突破发现和规模增储的重点。      

四川盆地长宁——威远区块海相页岩气田成藏条件及勘探开发关键技术

中国页岩气资源丰富,开发前景广阔,但中国页岩气资源的品质与美国不同,必须发展自己的开发技术。为此,中国石油天然气集团有限公司立足自主创新,围绕四川盆地南部地区龙马溪组页岩气的地质和工程特点,开展了系统的理论研究和技术攻关。通过揭示"沉积-成岩作用控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产"的"三因素控制"海相页岩气富集高产理论,创建了适合中国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6大关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术和高效清洁开采技术,实现了页岩气工业化大规模开采。截至2019年底,中国石油天然气集团有限公司在川南地区累积提交页岩气探明地质储量1.06×10¹²m³,已建成100×10⁸m³的产能,累积产气量为200×10⁸m³,建设成效显著,积累了宝贵的经验。这对大力发展页岩气产业、降低对外依存度、保障国家能源安全、实现"生态优先、绿色发展"战略具有重大意义。     

中国石油非常规油气发展现状、挑战与关注问题

进入21世纪,全球非常规油气发现进入活跃期,致密油/页岩油产量快速增长,页岩气产量持续增长,致密气、煤层气产量稳定,天然气水合物试采取得突破。近年来,中国非常规油气勘探开发取得显著进展,页岩气、致密油、致密气产量快速增长,页岩油勘探开发上升到国家战略高度。中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)矿权区内致密油、页岩油资源丰富,近期在11个区块相继获得勘探发现和突破,初步建成了多个规模产能区;在鄂尔多斯盆地开展了中低成熟度页岩油原位转化现场先导试验,陆相页岩油革命正在积极组织推进。鉴于中国当前油气对外依存度居高不下、需求旺盛的实际情况和陆相沉积复杂的地质条件,非常规油气的规模效益开发仍面临地质评价、"甜点"预测、钻完井与采油气工艺技术、经济评价和管理等方面的一系列挑战。为实现中国石油非常规油气资源效益勘探开发,需重点关注和处理好全生命周期管理、一体化运作、大数据应用、合理的配产政策、技术与成本、市场化等关键问题,以期推动非常规油气产业高质量发展,保障国家能源安全。     

技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键

近年来,美国页岩气的勘探开发步入大规模快速发展阶段。除了得益于天然气市场需求的增长、国家政策扶持等因素外,技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键因素,其中钻井、完井与增产技术的进步,尤其是水平井钻井、水力多段压裂、重复压裂、同步压裂以及裂缝综合监测等技术的突破与广泛运用起着极为重要的作用。美国页岩气勘探开发的巨大成功表明,只要突破传统的勘探思想,坚持不懈地开展技术创新,仍然能够使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。     

三维地质建模在页岩气甜点定量表征中的应用

基于地震解释、钻井资料、测井数据、先验地质知识,以扬子地区昭通国家级页岩气示范区为研究对象,应用Petrel三维建模软件,建立了涵盖TOC、孔隙度、含气饱和度、含气量、脆性指数等多种属性的三维储层地质模型。采用Petrel自带模块计算游离气资源量,按照体积法运算公式计算吸附气资源量,计算页岩气资源量超过1 000×10⁸m³,与EUR预测较符合。应用中石油甜点评价标准对模型中所有网格进行筛选,实现对研究区甜点层的定量评价,以及甜点体的三维定量刻画,为气藏开发方案提供指导,是地质—工程一体化的重中之重。     

页岩气“压力系数”分级资源评价方法--以川东南上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为例

随着我国页岩气勘探开发不断深化,亟需完善一套科学适用的页岩气资源潜力评价方法。该文重点考虑页岩气资源分布的非均质性以及保存条件的影响,在查明页岩气"压力系数"主要影响因素的基础上,将刻度区与评价区划分为A类区(压力系数大于1.2)、B类区(压力系数1.0~1.2)和C类区(压力系数0.8~1.0)。通过解剖四川盆地涪陵地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气刻度区,确定体积资源丰度作为评价区类比计算关键参数,对页岩气资源进行分级类比评价。综合计算川东南地区页岩气总资源量为5.52×1012 m3,其中埋深4 500~6 000 m的五峰组-龙马溪组页岩气资源量达4.04×1012 m3,表明该地区埋深大于4 500 m的深层具有较大的页岩气勘探潜力。     

我国富含有机质泥页岩发育特点与页岩气战略选区

我国页岩气勘探才刚刚起步,目前研究主要集中在页岩气成藏条件和有利区评价方面。页岩气有利区优选还处于富含有机质泥页岩优选阶段,优选出的主要是页岩气发育远景区。受复杂地质背景和多阶段演化过程的影响,我国含油气盆地类型多、盆地结构复杂,盆地的不同演化规律直接控制着富含有机质泥页岩的发育与分布。为此,依据形成环境将富含有机质泥页岩划分为海相厚层富含有机质泥页岩、海陆交互相及陆相煤系地层富含有机质泥页岩、湖相富含有机质泥页岩这3种类型,并分别探讨了其页岩气勘探开发前景。结论认为：①海相厚层富含有机质页岩是我国近期页岩气勘探的首选;②海陆交互相及陆相煤系地层富含有机质泥页岩单层厚度较薄,但与致密砂岩气和煤层气有共生条件,发展页岩气与致密砂岩气等多类型天然气资源多层合采技术具有十分现实的意义;③湖相富含有机质泥页岩成岩程度普遍不高,需要进一步优选岩石强度较大、具备裸眼完井条件的层位进行勘探开发。     

北美TMS页岩油地质评价及勘探有利区预测

北美页岩油气的商业开发已引起全球各国的高度关注,中国能源企业也将目光投向海外市场,因此,及时掌握海外页岩油气区块地质特征及资源潜力意义重大。对于资料不够丰富、要求快速评价出勘探有利区的海外页岩油气区块来讲,页岩的资源条件和开采条件是最基础的评价内容。对北美X地区TMS(Tuscaloosa Marine Shale)页岩油资源条件和开采条件分析表明,TMS页岩具有页岩厚度大、有机碳含量高、有机质处于生油高峰阶段、页岩埋深和黏土矿物含量适中、页岩储层顶底板保存条件较好等特点,具有很好的页岩油勘探潜力。利用多层次模糊综合评判法优选TMS页岩油有利区,其勘探选区可分为5类,Ⅰ类区综合评价系数大于0.75,为极有利区,主要分布在研究区的中部;25个地理区块中,V区块页岩油勘探潜力最大,P1区块页岩油勘探潜力丰度最高。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

页岩气发展现状及勘探前景

随着北美地区页岩气勘探的巨大成功,页岩气资源勘探在全球范围内持续升温,现已有10多个国家开展了页岩气的勘探与开发试验工作。研究认为,中国页岩气资源丰富,许多盆地或地区具有页岩气大规模成藏的地质条件,中国的南方地区、华北-东北地区、西北和青藏地区都具有良好的页岩气勘探前景。通过分析比较上述地区页岩气成藏主控因素后认为,中国的南方、西北(包括鄂尔多斯盆地及其周缘)和青藏地区都是比较有利页岩气勘探区域,其中南方地区应作为中国实现页岩气勘探突破的首选地区。中国的页岩气勘探目前还处于起步阶段。