湖南保靖地区龙马溪组页岩气成藏条件分析

湖南保靖地区是页岩气勘探新区块。通过多口页岩气钻井的勘探实践,应用岩心描述、有机地球化学测试和扫描电镜观察等方法,系统总结了研究区下志留统龙马溪组页岩气成藏地质条件,并揭示其富集成藏的主控因素,为下一步勘探部署提供理论依据。湖南保靖地区下志留统龙马溪组黑色页岩分布广、厚度较大、有机质丰度高、热演化程度高、岩石中硅质含量高、储层裂缝发育程度高、孔渗条件较好、埋深适中,储集空间和运移通道充足,气测值较高,具有形成页岩气藏的有利地质条件。预测保靖县东南部甘溪-大坨地区为页岩气勘探有利区。     

渝东地区龙马溪组页岩气成藏地质条件研究

针对渝东地区龙马溪组页岩气成藏条件问题,从野外露头、井下岩心及典型剖面等基础资料出发,通过有效页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、有机质成熟度以及物性特征等参数对该地区进行成藏条件研究。研究表明：该地区龙马溪组有效页岩厚度较大、埋藏深度较浅、有机碳含量较高、有机质成熟度较高,具有良好的物性特征以及较高的脆性指数,有利于页岩气的富集和开发。运用多因素叠加及综合地质分析技术,优选出渝东地区下志留统龙马溪组成藏有利区。有利区预测的结果对渝东地区探寻合理的页岩气勘探开发试验区具有一定的指导意义。     

渝东南地区下志留统龙马溪组页岩气成藏地质特征

近年来,渝东南地区页岩气勘探开发成为油气勘探领域的焦点。基于野外实测地层剖面和钻井资料,从页岩地层特征、地球化学特征、储层特征及成藏模式等方面系统分析了渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质特征。结果表明:渝东南地区龙马溪组页岩沉积厚度大,为30~130 m,在石柱—彭水地区形成沉积中心;页岩有机碳含量高,为0.05%~17.4%,在彭水地区形成有机碳含量高值区,有机质类型主要以腐泥质无定性体为主,热演化程度处于高—过成熟阶段。储层矿物成分复杂,粘土矿物包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石,脆性矿物以石英、长石和碳酸盐矿物为主,脆性指数高。储集空间以有机质孔、粒间孔、粒内孔、粘土矿物层间孔及裂缝为主。页岩气成藏方式为原地聚集成藏,生气方式主要为原油裂解生气和有机质热解生气。     

鄂西—渝东北地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏地质条件分析

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组是鄂西-渝东北地区页岩气勘探的重要层位,目前勘探尚未取得突破,页岩气富集成藏的主控因素不清。通过对鄂西建始地区JD1井及其邻区钻井岩心和野外露头资料的测试分析,研究了鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组深水陆棚相优质页岩时空分布、有机地化、储集物性以及含气性等特征。鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组富有机质页岩发育,深水陆棚相富有机质页岩主要分布在凯迪阶、赫南特阶和鲁丹阶3个层段,具有厚度大、有机碳含量高、热成熟度适中、储集条件好、埋藏深度适中等特点,具有良好的页岩气成藏地质条件。凯迪阶、赫南特阶和鲁丹阶3个层段深水陆棚相沉积的富有机质页岩、断裂欠发育的稳定构造、中下三叠统区域盖层发育是鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组页岩气富集成藏的主控因素。     

川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合其他钻井、露头资料和前人研究成果,从黑色页岩沉积环境与分布、岩矿组成、储集空间类型、储渗条件、力学性质等方面,对川南下志留统龙马溪组下段黑色页岩的储层特征进行了研究。初步证实该页岩储集条件与美国主力产气页岩相近,具有4项显著特征：①黑色页岩为深水陆棚相沉积,厚度大,分布稳定,广泛分布于川南及其邻区,沉积中心区厚度一般为20~135 m,其中富有机质页岩段具高伽马测井响应;②石英、长石、碳酸盐3种脆性矿物含量超过40%,黏土矿物不含蒙脱石和高岭石,具较高弹性模量和较低泊松比,质地硬而脆;③发育残余原生孔隙、有机质孔隙、黏土矿物层间微孔隙、不稳定矿物溶蚀孔等4种基质孔隙以及大量裂缝,其中有机质微孔隙和黏土矿物层间微孔隙是页岩基质孔隙的主要组成部分;④应用地球物理、老资料复查和实验室分析等手段初步证实,川南龙马溪组页岩存在异常高压特征,物性好于预期。总体认为,川南龙马溪组黑色页岩具备页岩气勘探开发的良好储集条件。     

渝东北志留系下统龙马溪组页岩气成藏地质条件研究

页岩气是重要的非常规特种油气资源。根据重庆渝东北地区志留系下统龙马溪组发育的黑色页岩的地质背景、有机地化特征、物性参数等指标综合研究认为,该区具备发育页岩气藏的地质条件。应用国内外评价标准,结合渝东北地区实际情况,优选出该区志留下统龙马溪组页岩气资源潜力区,并运用类比法、体积法、特尔菲法等计算研究区有利区页岩气资源量。     

川东南涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩气藏中的超压作用

中国南方海相上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组高产页岩气藏普遍发育超压,为分析超压对于页岩气藏的作用,选取川东南涪陵页岩气田典型钻井进行了系统解剖研究。超压是页岩气藏良好保存条件的直接表征,其中,有机质热演化生烃增压是造成该地区异常高压的主要因素;涪陵焦石坝主体龙马溪组页岩气高产层段地层均发育超压,页岩储层孔隙度高、含气量高。超压对页岩气藏的影响：一方面,超压能减缓作用在岩石骨架上的有效应力,使页岩储层保存相对较高的孔隙度,超压可形成页岩超压微裂缝,提高页岩储集层的渗流能力,同时超压意味着地层能量高,游离气含量高,页岩气藏含气性更好;另一方面,超压降低了作用在页岩储层的有效应力,同时超压微裂缝的发育有利于页岩压裂改造。     

四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析

四川盆地下志留统龙马溪组发育富含有机质页岩。作为页岩气的源岩,该套页岩在盆地内分布广泛,厚度大,有机质含量高,有机质类型好,热演化程度高,生气潜力大;作为储层,页岩中孔隙和裂缝发育,为页岩气提供了充足的储集空间,并且等温吸附实验也表明,页岩具有较强的气体吸附能力;由于页岩的致密性及抗构造破坏性,本地区构造条件满足页岩气成藏要求。多口井下志留统页岩的气测显示也为页岩气的存在提供了有利证据。根据页岩厚度、有机碳含量、热演化程度和生烃强度等信息,预测宜宾-自贡-泸州一带及达州-万县一带为页岩气的有利勘探区域。     

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏关键地质因素

中国南方中扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有较好的页岩气勘探前景,但目前对于该区复杂的地质条件及页岩气勘探开发潜力的认识尚不够全面,制约了其勘探成效。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素,以单井储层综合评价为基础,结合钻井、测井、岩心、露头及分析测试数据,对五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积环境、储层发育特征及保存条件等页岩气关键富集条件进行研究,并与四川盆地焦石坝和长宁等页岩气主产区块进行对比。研究结果表明:①该区富有机质页岩段形成于五峰组—龙一3亚段沉积期,为深水陆棚沉积,厚度介于15～39 m,由南至北逐渐增厚;②优质页岩段储层岩石相类型以硅质页岩相为主,孔隙度介于1.60%～7.44%,储集空间以有机孔为主、连通性较好,总有机碳含量高,有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型,热演化程度高,含气性较好,可压裂性好;③当阳复向斜内地层保存较好、产状平缓、断裂发育少、顶底板厚度大且分布稳定,页岩气保存条件较好;④较之于长宁、焦石坝等区块,中扬子地区具有埋藏深、两向应力差较大和地层压力系数较低的特点。结论认为,该区五峰组—龙马溪组具有较好的页岩气富集条件,具备进一步开展勘探...     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气的晚期逸散

为了探讨四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散方式和强度,应用典型井页岩气层埋藏史、构造特征、压力系数、含气量和页岩岩心物性分析资料,通过页岩气晚期逸散时间和特征分析以及模式构建,指出页岩气晚期逸散的时间为页岩气层晚期持续抬升的整个阶段,从盆缘到盆内五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散开始的时间从早白垩世演变为晚白垩世。页岩储层基质孔隙以纳米级为主、渗透率属纳达西级（平均为0.000 215×10^-3 μm²）、渗透率应力敏感性强（岩心有效覆压从3.5 MPa升高到40 MPa,渗透率降低了两个数量级）。在断裂不发育的页岩气层深埋区,页岩气的逸散为浓度差驱动的微弱扩散。晚期构造作用导致页岩储层抬升或发育开启断裂,随着地应力的释放,页岩储层渗透率增大,且水平渗透率远大于垂直渗透率（地表全直径岩心水平渗透率平均为0.567 8×10^-3 μm²、垂直渗透率平均为0.153 9×10^-3 μm²）。剥蚀露头区附近或浅埋藏带以及开启断裂附近页岩气逸散强烈,且沿层方向逸散强度远大于垂直层面方向。从深埋区到浅埋区再到露头区,以及逐渐靠近开启断裂,随着地应力、页岩渗透率、烃浓度的变化,页岩气沿层方向逸散方式表现为从微弱扩散到较强扩散再到强烈扩散或渗流的渐变特征,且逸散强度有序渐次增大。     

富有机质页岩中烃类动态运移对页岩气富集成藏的制约——以四川盆地龙马溪组为例

页岩气作为一种典型的连续性油气藏,其形成和富集均发生在页岩中,因此页岩中天然气的形成、运移、聚集等过程是页岩气有效富集成藏的关键。以钻井及露头剖面为基础,采用有机地球化学分析、X射线衍射、扫描电镜等实验手段相结合,发现四川盆地龙马溪组页岩具有优异的地球化学参数和储层微观特征。以PY1井埋藏史为例,结合盆地区域构造演化史及龙马溪组页岩中有机质热演化史特征,通过与Barnett页岩对比发现,四川盆地龙马溪组页岩埋深相对较深,且后期构造运动导致其保存条件处于一个相对"开放"的状态,不利于页岩中游离气的赋存;同时龙马溪组页岩干酪根类型以Ⅰ或Ⅱ型干酪根为主,页岩在前期热演化过程中形成的烃类主要以石油的形式大范围排出页岩,仅晚期形成的过成熟气和滞留的油裂解气未脱离页岩系统,这在一定程度上制约了页岩气的有效富集成藏。     

丁山地区龙马溪组页岩气保存条件分析

川东南丁山地区地质构造复杂,通过对丁山地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合地球物理手段获得的页岩埋深、压力、顶底板条件等综合分析,对丁山地区五峰-龙马溪组页岩气藏的保存条件进行了研究。参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。结果表明,丁山地区以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。丁山断褶构造的斜坡带及向斜构造部位断裂较少,埋深适中,地层压力较大,顶底板稳定连续,保存条件较好,是进一步勘探开发的重点地区。     

四川盆地龙马溪组页岩气储层地震-测井层序分析

四川盆地下志留统龙马溪组为一套黑色页岩沉积,是潜在的页岩气储层发育段。应用层序地层学原理,根据自然伽马和声波测井曲线,结合地震资料,开展了该区龙马溪组层序地层学研究,并预测有利页岩气储层发育段的分布。结果表明,龙马溪组可以划分为5个地震层序和22个测井层序。通过合成记录将测井层序划分结果与地震层序进行对比,并以地震层序框架为约束,开展井间测井层序对比分析,可在该区建立一个３层结构的层序模式,即2个低频超层序、5个中频地震层序和22个高频测井层序。综合分析每口井的伽马测井曲线特征,建立起了该区页岩气储层发育的层序地层模式：伽马曲线表现出升高和降低两种形态,分别解释为海侵体系域和高水位或海退体系域,优质含气页岩主要发育于最大海泛面附近的凝缩层内。根据层序地层学原理,该区有利的页岩气储层主要分布于龙马溪组底部,对应于超层序1或地震层序1的中下段以及测井层序2~5。该研究成果对四川盆地龙马溪组页岩气储层勘探及其他地区页岩气储层的预测具有借鉴作用。     

黔西北龙马溪组页岩微观孔隙结构及储气特征

为了深入研究黔西北地区海相页岩储层微观孔隙特征,选取下志留统龙马溪组页岩进行了氩离子抛光-场发射扫描电子显微镜、氮气吸/脱附实验、微孔特征分析以及相关地球化学分析等实验,探讨了微观孔隙对页岩储气特征的影响。实验结果表明:黔西北龙马溪组页岩存在粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔、化石孔、有机孔、微裂缝7种孔隙类型,其中粒间孔和有机孔最为发育;孔隙结构类型可根据氮气吸/脱附曲线分为3种,即以两端开口的圆筒孔、狭窄的平行板孔和四面开口的锥形平板孔等开放型孔隙为主;微观孔隙孔径分布范围为2~64 nm,峰值集中于2~6 nm。微孔(小于2 nm)孔径分布范围为0.4~1.8 nm,0.4~1.0 nm的微孔对微孔孔容贡献最大。孔容中以中孔(2~50 nm)为主,所占比例为83.1%,微孔和中孔贡献了主要的孔比表面积,微、中孔所占比例分别为20.1% 和79.3% 。有机碳含量是纳米孔隙发育的主控因素。不同孔隙类型具有不同的气体赋存特点和运移特征,说明纳米孔隙为页岩中气体的赋存和微观运移提供了有利条件。     

西昌盆地南部地区志留系龙马溪组页岩气保存条件的评价

为了查明西昌盆地南部志留系龙马溪组页岩气保存优选区,针对研究区构造变形等特征,对研究区进行构造分区,得出研究区受到强烈的挤压-走滑构造变形和大幅度的隆升剥蚀等构造强改造作用,具有强变形、强隆升、强剥蚀等构造特征,后期构造改造和变形为制约页岩气保存的关键因素.以志留系龙马溪组页岩为研究对象,从物质基础、构造演化等方面对页...     

长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识

四川盆地长宁地区龙马溪组页岩气具有厚度大、有机质含量高、区域构造断裂系统局部发育、工区山地地貌复杂、地表水源分布不均等特点,为进一步提高该地区页岩气开发效率,降低开发成本,开展了工厂化压裂先导性试验,通过该地区前期改造,初步探索形成了集设计、工具、液体、分簇射孔、钻磨"一体化"的页岩气工厂化压裂改造技术。目前完成2个页岩气井组7口井的压裂实践,均获较好测试产量。实践表明,采用水平井丛式井组、工厂化压裂改造可有效地提高页岩气单井产量和开发效率,可为今后山地地区页岩气藏高效、规模开发提供参考。     

中扬子地区泥页岩发育特征与页岩气形成条件分析

中扬子地区在震旦系和古生界发育多套海相暗色页岩,在上三叠统—下侏罗统发育了1套高炭泥质煤系地层,在江汉盆地发育2套古近系陆相暗色泥岩。这些泥页岩厚度大、有机碳含量高、成熟度适宜,与美国产页岩气盆地具有很好的对比性。在前人对中扬子地区的研究基础上,结合页岩气的最新研究成果,探讨中扬子地区泥页岩的发育特征和页岩气形成条件。通过分析,认为中扬子地区具备形成页岩气藏的良好地质条件,尤其是鄂西渝东、湘鄂西区、江汉盆地南部和鄂东南具备优先勘探的条件。     

四川盆地龙马溪组页岩声波特性与断裂韧性实验研究

为更好地指导四川盆地页岩气的开发,以四川盆地东南部下志留统龙马溪组页岩为对象,研究其声波特性和断裂韧性,其中,纵横波速度测定所采用的是透射法,断裂韧性测定所采用的是ISRM推荐的人字形切槽巴西圆盘(CCNBD)法。研究结果表明,页岩的断裂韧性为0.474 4～0.875 2 MPa·m~(0.5),表明其显著的各向异性特征;页岩的纵横波速度之间呈较好的正相关;页岩声波速度随着其体积密度的增大而增大,呈正相关;声波频率与声波速度和衰减系数均呈正相关;断裂韧性与声波速度和波阻抗呈正相关,与衰减系数呈负相关。