四川盆地下寒武统九老洞组页岩气勘探

四川盆地下寒武统九老洞组岩性主要为暗色页岩夹粉、细砂岩等,特别是盆地西部厚度大、有机质丰富、生气强度大,以往一直都只认为是一很好的生油层。近年来由于页岩气理念的引入,开始认识到页岩既是生油层,也是储层,有粉、细砂岩、甚至砂岩夹层的参与,可使已生成的天然气在气源层就近聚集成藏。经过对全盆地九老洞组泥页岩在以往研究的基础上,进一步研究其天然气的形成与演化、运移和成藏后,认为勘探的有利区块主要是威远区块,其生气强度达230×108m3/km2,紧邻其下的震旦系灯影组也是一生油层并不断地供应其天然气,且其上覆间接盖层奥陶系—志留系的泥页岩封盖良好。其次是盆地北部川陕边境的南江区块,生气强度达(30～60)×108m3/km2,该区块地面已出露九老洞组岩层,其最大特点是埋藏浅,投资小,既省人力、物力和时间,而且验证也快。     

四川盆地及其周缘下寒武统页岩气聚集条件

在对重庆市秀山县溶溪和四川省南江县小两等15处下寒武统黑色页岩的露头观察和取样分析基础上,研究了四川盆地及其周缘下寒武统黑色页岩的沉积相、分布、有机质类型及含量、成熟度、孔隙度和含气量等页岩气聚集条件。与美国主要产气页岩相比,这些页岩具有厚度大、有机碳含量高、成熟度高和含气量高等特点,具备页岩气藏发育的良好地质条件。四川盆地及其周缘下寒武统页岩气藏最有利发育区位于川南-黔北-黔中、鄂西-渝东和川东北地区,并分析了各有利区的泥岩、页岩具体指标。根据实测含气量,采用体积法计算研究区下寒武统页岩气资源量为（3.3~11.4）×10¹² m³,中值为7.4×10¹² m³。     

四川盆地及周缘下寒武统页岩气成藏主控因素与勘探方向

运用最新的页岩气勘探理论及模拟实验结果,对四川盆地及周缘地区下寒武统页岩气成藏基本地质条件及主控因素进行了研究。该区下寒武统暗色泥页岩发育,可划分为"被动陆缘型"和"拉张槽型"2种类型。前者具有品质好、厚度巨大、分布范围广等特点,页岩气成藏物质基础条件优越,但底板条件差,构造变形强烈,页岩气保存条件受到挑战;后者达到了基本烃源岩标准,虽单层厚度薄,但具有纵向发育层段多、顶底板条件良好、构造变形弱等特点。高演化程度影响了暗色泥页岩的含气性,不利于页岩气富集成藏;顶底板条件是页岩气气藏早期形成的前提;构造条件是页岩气藏后期得以保存的关键。勘探有利区为盆内绵阳—乐至—隆昌—长宁地区及周缘城口—巫溪、鄂西宜恩—鹤峰、湘西花垣—张家界、贵州镇远等地区。     

四川盆地海相页岩气碳同位素特征及指示意义

为明确四川盆地页岩气碳同位素特征及地质意义,采用气相测谱等分析手段,对涪陵、长宁、彭水、威远地区页岩气样品进行分析。结果表明:研究区页岩气成分以甲烷为主,含量为96.10%～99.40%,乙烷、丙烷等含量低;非烃气体中以N₂与CO₂为主;含有微量氦气,含量为0.01%～0.03%,CO₂的碳同位素含量为-12.5‰～8.9‰,表明CO₂的来源包含有机成因与无机成因。目前四川盆地页岩气田均发现碳同位素倒转排序(δ¹³C₃<δ¹³C₂<δ¹³C₁),其机理主要为不同来源的烃类气体混合、气体与矿物反应、烷烃的解吸/扩散过程的分馏作用。页岩气碳同位素倒转程度与页岩层系的封闭性密切相关,因为页岩层系的自封闭性直接影响气体排烃及天然气扩散程度。此外,页岩气产量与倒转程度有良好正相关性,表明页岩气碳同位素特征对页岩气产量预测、保存条件与富集规律评价有重要指示作用。研究结果对四川盆地海相页岩气深入勘探具有一定指导意义。     

上扬子地区下寒武统页岩气资源潜力

上扬子地区下寒武统普遍发育黑色泥页岩,这套黑色泥页岩是早寒武世早期全球性海平面上升时,在上扬子地区形成区域性深水滞留缺氧的陆棚到斜坡环境沉积的,其岩性为黑色碳质页岩、黑色硅质页岩、石煤及深灰色粉砂质页岩。泥页岩有机碳含量高,最高达到12%,在剖面上有机碳含量由下向上逐渐减小,高有机质含量泥页岩主要分布在剖面下部。在空间上富含有机质的厚层泥页岩分布在川西南—黔北、渝东—湘鄂西和川东北,为泥页岩勘探最有潜力的地区。     

页岩气勘探选区模型——以中上扬子下寒武统海相地层页岩气勘探评价为例

页岩气具有"原地"成藏的特征,主要发育在高有机质含量的泥页岩中.在海相沉积地层中,这些优质的泥页岩主要发育在被动大陆边缘盆地、克拉通内坳陷盆地和前陆盆地这3类盆地中.沉积相主要分为陆棚相和海陆过渡相.页岩气勘探与以往油气勘探思路和模式有着显著的不同,探讨了以盆地类型控制选区,以有机相优选区带,以残余有机碳含量、有机质成...     

四川盆地下寒武统烃灶动态演化分析

四川盆地下古生界海相烃源岩具有早熟、过熟的特点,烃灶形式转换（即干酪根热解型烃灶演变为古油藏裂解型烃灶（简称油灶））及由此导致的接力供烃是高-过成熟下古生界层系高效成藏的关键。因此,烃灶动态演化分析及准确定位是勘探选区的基础工作。通过对四川盆地构造、沉积演化和热体制的分析,应用TSM盆地模拟系统,在烃源岩埋藏史、热演化史、生烃史分析基础上,刻画了下寒武统牛蹄塘组烃源岩干酪根型烃灶的空间展布,再结合地史时期的古构造、流体势、有效储层的分析,用成藏概率法对“古油灶”进行了定位,实现了对烃灶的动态连续追踪。结果表明,牛蹄塘组烃源岩生、排烃高峰为加里东和海西期,烃灶中心位于川西南资阳-宜宾-赤水、盆地东缘的秀山-利川和川东北盆缘一带;至晚印支期（T₃）末,伴随烃源岩普遍达到过成熟,且由于前期大量的生排烃,干酪根烃灶的供烃能力逐渐衰竭,取而代之的是前期形成的古油藏（古油灶）的接力供烃。资阳-重庆-宜宾及盆地南缘、北缘和东北缘是古油灶分布概率最高的地区。     

四川盆地天然气的碳同位素特征

四川盆地发育10多个产气层系、6套主要气源岩。文中研究了不同地区不同产层的碳同位素组成特征。大多数气样的δ¹³C具有正碳同位素系列(δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄),显示出有机成因特征。一些样品中甲乙烷碳同位素倒转(δ¹³C₁>δ¹³C₂)可能是由于不同源岩或不同成熟度的气混合的结果。盆地中相同成熟度油型气的δ¹³C比煤成气的轻。CO₂的δ¹³C也具有生物成因的特征。     

川南下寒武统筇竹寺组页岩气形成条件及资源潜力

利用四川盆地南部地区最新钻探的井下资料、周边露头地质调查资料及大量样品的分析测试结果,从富有机质页岩区域展布、地球化学特征、岩石储集特征、含气性等方面研究川南地区下寒武统筇竹寺组页岩气形成条件与资源前景。研究区筇竹寺组有机质含量高(TOC值为0.55%～25.70%,平均值大于2%),页岩有效厚度大(黑色页岩厚60～300 m),脆性矿物含量较高(大于40%),页岩中发育丰富的纳米—微米级孔隙和微裂缝,含气量高(页岩含气量0.27～6.02 m3/t,平均1.90 m3/t),有利于页岩气的形成与富集。钻井过程中筇竹寺组气显示频繁并获得了工业性突破,是目前中国最有利的页岩气勘探开发层系之一,综合对比研究认为威远、叙永—筠连地区是研究区内筇竹寺组页岩气勘探开发最有利的地区。图4参23     

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩气地球化学特征及其成因

中扬子宜昌地区下寒武统水井沱组页岩钻遇良好的页岩气显示,区内宜页1井水井沱组页岩经水力压裂后获得了高产工业气流,是四川盆地外下寒武统页岩气新的勘探区。采集压裂产气段的9个页岩气样品,测试气体组分、碳和氢同位素组成以及He同位素组成,分析水井沱组页岩气地球化学特征并探讨了页岩气成因。研究表明,页岩气组成中甲烷含量为87.17%~92.75%,乙烷含量为0.83%~0.94%,含微量的丙烷,页岩气干燥系数为0.99,为典型干气;非烃气体中氮气含量稍高,平均为7.73%,二氧化碳平均含量低于1%,不含H₂S。甲烷碳同位素值为-33.8‰~-33.1‰,乙烷碳同位素值为-39.2‰~-36.0‰,丙烷碳同位素值为-39.4‰~-38.5‰,二氧化碳的碳同位素值为-16.8‰~-14.6‰。甲烷氢同位素值为-133.8‰~-128.5‰,乙烷氢同位素值为-168.0‰~-146.1‰。气态烃稳定同位素分布具有δ¹³C₁ > δ¹³C₂ > δ¹³C₃和δD_CH4 > δD_C2H6的倒转特征。He同位素R/R_a为0.04~0.08,表明He为典型的壳源成因。综合页岩气分子组成和比值、碳氢同位素倒转分布以及页岩现今处于过成熟热演化阶段等特征,认为宜昌地区下寒武统页岩气为油型气,具有二次裂解成因的特点,且与四川盆地筇竹寺组页岩气具有相似的特征。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气成因与碳同位素倒转机制——来自热模拟实验的认识

四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组是国内目前唯一实现页岩气商业性开发的层系,但目前对页岩气成因仍有一定分歧,主要原因是缺乏直接的实验证据。通过对国内外上奥陶统-下志留统低、中成熟度页岩和笔石开展黄金管生烃热模拟实验研究发现：（1）五峰组-龙马溪组页岩气主体以浮游藻类等富氢、富脂质有机质生成的油进一步滞留裂解为主,笔石生油能力较差,高-过成熟演化阶段有一定的生气能力,最高可达浮游藻类等富氢、富脂质有机质生气能力的20%左右;（2）五峰组-龙马溪组页岩下部层位由于富集浮游藻类、疑源类等富氢、富脂质有机质等生烃能力更强的有机质,从生气量上就优于上部以笔石为主的层位,这是下部为商业性页岩气层的一个重要原因;（3）单纯的热演化分馏、原油裂解气和干酪根裂解气的混合未造成烃气碳同位素倒转,地层抬升作用、地层水、矿物、金属等对页岩气中烃类的后期改造可能是造成页岩气同位素倒转的重要原因,碳同位素倒转可能更多体现了页岩气后期保存过程的影响。     

深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用,是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此,通过调研和分析国外深层页岩气储层孔隙特征,对比四川盆地深层、超深层页岩孔隙的最新研究成果,系统分析了深层页岩气储层孔隙的非均质性和连通性,进一步明确了超压对深层页岩油气储层孔隙结构的影响,总结了近年来深层页岩气储层孔隙特征研究成果。研究结果表明：①典型深层、超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具有多重分形的特征,多重分形谱相关参数α_5––α₅₊值与多重分形维数相关参数H指数分别对深层页岩储层孔隙的非均质性及连通性具有较好的指示作用;②四川盆地下古生界页岩储层孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具有明显的相关性,但受页岩总有机碳含量、矿物含量、有机质成熟度等因素的影响则较大;③高上覆地层压力所带来的机械压实作用对超深层页岩的影响显著,但其对深层页岩的孔径、孔隙形态等参数以及介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积等特征比值的影响则较为有限;④页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对孔隙（特别是微孔）的机械压实作用,可以延缓甚至改变孔隙度随埋藏深度加深而下降以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小的趋势,对于页岩气的保存与富集具有积极意义;⑤深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具有中度相关性。     

再论四川盆地川中古隆起震旦系天然气成因

川中古隆起震旦系气源的问题存在争议。重新梳理了震旦系天然气气源对比的主要地球化学证据,发现：川中寒武系和震旦系的天然气乙烷碳同位素与乙烷含量符合同一个瑞利分馏模型,乙烷碳同位素的差异并非是母质类型造成的;震旦系内部甲烷氢同位素值随碳同位素值增加而异常降低,是因过成熟阶段地层水参与了氢交换反应而非水介质盐度的差异;灯影组储层沥青4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩值西南高,东北低,反映油气主要从裂陷槽筇竹寺组侧向运移而来;C7轻烃富甲基环己烷而贫甲苯,天然气主要来自油裂解而非碳酸盐岩。目前没有充足的地球化学证据证明震旦系烃源岩对灯影组天然气有明显贡献,贡献最大的烃源岩是安岳_德阳裂陷槽内筇竹寺组泥岩。     

四川盆地下古生界页岩气资源前景预测

以石油地质学、油气地球化学等理论为依据,对四川盆地下古生界下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组富含有机质的暗色泥页岩的发育及分布作了分析。利用暗色泥页岩沉积厚度、总有机碳含量、有机质类型以及有机质成熟度4个指标对页岩气资源进行了初步评价,发现筇竹寺组和龙马溪组拥有巨厚的泥页岩沉积、较高的有机碳含量、良好的有机质类型以及十分重要的过成熟条件,从而推断出研究区具有丰富的页岩气资源,并进一步划分出研究区页岩气聚集的有利勘探区带。     

川东北元坝与河坝地区陆相储层天然气成因

在川东北地区石油地质背景特征的基础上,探讨了元坝与河坝地区陆相储层天然气的成因。元坝地区侏罗系储层天然气重烃气体含量较高;多数样品甲烷δ¹³C和δD值分别在-42.2‰ ~-34.4‰ 和-208‰ ~-168‰ ,乙烷δ¹³C值在-31.4‰ ~-21.4‰ ,甲烷δ¹³C和δD值之间相关性好;天然气主要来源于侏罗系自流井组或千佛崖组陆相烃源岩。元坝地区须家河组储层天然气重烃气体含量低;甲烷δ¹³C和δD值分别为-31.7‰ ~-29.2‰ 和-170‰ ~-148‰ ,乙烷δ¹³C值在-27.7‰ ~-26.5‰ ;天然气主要来源于元坝地区上三叠统须家河组高—过成熟的腐殖型烃源岩。元坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是陆相烃源岩发育及其成熟度。河坝地区陆相储层天然气重烃气体含量变化大;甲烷δ¹³C值大多重于-32‰ ,甲烷δD值分布范围较大,在-186‰ ~-122‰ ,乙烷δ¹³C值在-33.2‰ ~-29.6‰ ;甲烷δD与δ¹³C值之间相关性很差,部分样品甲烷与乙烷的δ¹³C值倒转,表明河坝地区陆相储层天然气成因复杂,有来源于陆相须家河组的天然气,也有来源于海相烃源岩的天然气,以及海相与陆相来源天然气的混合气。河坝地区陆相储层天然气成因的主控因素是海相与陆相多套烃源岩与不同级别断裂。陆相储层天然气中CO₂的δ¹³C值多轻于-12‰ ,属于有机质热分解成因。稀有气体³He/⁴He比值在0.003 3R_a~0.018 1R_a,分布于地壳来源或放射性成因的范围内,表明天然气中没有幔源稀有气体的贡献。     

四川盆地深层海相页岩气赋存机理与勘探潜力

深层—超深层页岩气是四川盆地天然气增储上产的战略接替领域。基于志留系页岩气的大量勘探开发实践、实验测试资料和前瞻性研究成果,探讨了深层海相页岩气的赋存状态与聚集机制,指出了四川盆地深层页岩气的有利勘探区。页岩的纳米孔喉系统决定了其内部聚集的天然气呈现吸附态,主要以单分子层在微孔—介孔中吸附聚集。页岩吸附气量除受控于孔、缝的比表面积,还受TOC含量、温度、压力和含水性的影响。深层高温条件下,页岩储层的最大吸附气量较低,随着温度降低页岩的吸附能力增强,最大吸附气量也逐渐增加。页岩气在深层超压条件下主要以游离气赋存,呈超临界状态高密度聚集,游离气含量受储集空间及孔喉结构、埋藏深度、地层温度和压力、超临界流体性质以及页岩含水性等诸多因素综合影响。在抬升过程中,因构造改造的强度、时间和方式不同,页岩气的赋存相态转化及散失机制不同。其中,抬升幅度小且改造强度弱时,页岩气层仍保持深层"游离气为主,超压富气"的特性;抬升至中—浅层时,受断裂开启、剥蚀露头和页岩自封闭性降低等游离气散失机制影响,页岩气层的含气量和游离气量降低、吸附气占比增加,因此,远离剥蚀区、大断裂带的深埋藏区是深层页岩气的最有利富集区。四川盆地内部构造相对稳定,深层海相页岩气普遍保持着"早期滞留,超压富气"的成藏特征,优选宜宾—泸州地区、綦江—涪陵地区、永川—大足地区和垫江—梁平地区为有利勘探区。