中国页岩气地质特征、资源评价方法及关键参数

基于中国页岩气形成、成藏与富集地质条件研究、勘探开发进展与发展前景分析,通过中国与北美页岩气地质特征、勘探开发阶段对比,充分剖析北美页岩气资源评价方法与技术,基本明确了中国页岩气资源评价的原则与评价流程,初步建立了中国页岩气资源评价方法体系,包括体积法、类比法、容积法、含气量法和单井EUR法5种资源量估算方法和特尔菲法一种资源评价结果汇总法,形成了有效厚度、含气量、含气饱和度、孔隙度等关键参数体系、参数取值方法和参数取值标准,估算了中国3类页岩气资源量,指出了有利页岩气勘探领域。     

延长油气区中生界页岩气资源评价系统分析

在延长油气区中生界长7陆相页岩气勘探认识的基础上,综合分析选取适合当前勘探程度的条件概率体积法计算页岩气地质资源量,其中通过有利区优选标准圈定含气面积922 km~2,页岩厚度与含气量相乘作为单一参数进行条件概率赋值,最终计算得到长7页岩气地质资源量2 456.26×10~8m~3。应用对比法和参数加权法对长7页岩气资源量可采系数进行估算,其中对比法估算为0.12,参数加权法估算为0.164。通过可靠度加权得到可采系数为0.151,结合评价出的地质资源量获得页岩气可采资源量368.44×10~8m~3。评价结果为延长油气区陆相页岩气的深入勘探开发提供了重要的指导作用,同时为其他地区页岩气资源量评价相关研究提供了技术借鉴。     

页岩气资源评价方法与关键参数探讨

研究页岩气资源的评价方法及关键参数,以准确评价页岩气资源潜力。在勘探程度相对较高的地区,推荐以体积法为主、类比法为辅进行资源评价;在勘探程度较低的地区,推荐采用类比法进行资源评价。提出了"含气泥页岩系统"的概念,并将其作为评价单元计算泥页岩厚度。含气泥页岩系统是指由上下致密层封挡的同一压力系统内的岩性组合,主要由富有机碳的泥页岩和砂岩、碳酸盐岩夹层构成,有含气泥页岩的测井响应特征,顶、底板为致密岩层,含气层段连续厚度大于30 m,内不含明显的水层。根据勘探程度和资料丰富程度的不同,可采用不同方法获得含气泥页岩系统的厚度;在勘探程度较高、资料较丰富的地区,可以利用测井资料和有机碳含量较准确计算其厚度;在勘探程度低或者特低的地区,可以通过野外地质剖面、地震剖面、沉积特征等资料,使用类比法来推算含气泥页岩系统的厚度。     

低勘探程度致密砂岩气区地质和资源潜力评价——以库车东部侏罗系致密砂岩气为例

针对低勘探程度致密砂岩气区的特点,优选资源丰度地质类比法和基于储层体积的随机模拟法进行致密砂岩气资源评价,并根据国内外多个典型致密砂岩气藏的地质条件对比建立了致密砂岩气地质评价和资源丰度类比标准。以库车盆地东部侏罗系致密砂岩气为例,首先采用多要素叠加预测了致密砂岩气有利分布区块,对不同区块分别进行地质评价和参数研究,然后分别利用资源丰度类比法和随机模拟法对各个区块进行资源量的计算。计算表明库车东部侏罗系致密砂岩气资源量约为1.4×1012 m3,具有较大的勘探开发潜力。     

湖北及周缘五峰组—龙马溪组页岩气资源潜力

奥陶世五峰期—志留世龙马溪期湖北地区处于浅海陆棚环境中,以泥页岩沉积为主。类比分析认为,该套泥页岩层与北美页岩气高产层具有相似的构造演化和地质条件,具备形成页岩气聚集的有利条件。分析研究区页岩气成藏条件,提出页岩气勘探有利区的优选原则,结合TOC、镜质体反射率、有效厚度与埋深等值线图交集结果以及沉积相平面展布,优选勘探有利区块。采用体积丰度类比法计算有利区资源量,初步估算五峰组—龙马溪组页岩气资源量为2.48×1012m3,显示出该区巨大的资源潜力。     

非常规油气资源评价进展与未来展望

近年来,国内外致密油、致密气、页岩气及煤层气等非常规油气资源评价取得重要进展,评价结果显示非常规油气资源非常丰富,勘探开发前景非常大。目前非常规油气资源评价方法也取得一些重要进展,分析了国内外具有代表性的方法进展,详细比较了5种主要类型方法(EUR类比法、资源丰度类比法、体积法、随机模拟法和成因法)的适用范围和优缺点。根据不同类型评价方法的优缺点及我国非常规油气资源评价现状分析,指出了我国未来非常规资源评价发展趋势:①采用统一评价流程和统一评价方法开展全国性资源评价,包括地质资源量评价和技术可采资源量评价;②采用改进后的资源丰度分级类比法、小面元体积法和EUR分级类比法等方法作为主要评价方法;③加强不同资源类型刻度区研究,建立起非常规油气资源评价的类比参数体系;④评价应包括经济评价和环境评估。     

基于存滞系数的页岩气资源评价方法

为了科学合理地评估页岩气资源量,系统分析了目前国内外常用的页岩气资源评价方法及所存在的主要问题,从泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程出发,提出了页岩气存滞系数的概念和获取方法,并通过典型井解剖分析了页岩气存滞系数的影响因素,建立了基于页岩气存滞系数和盆地模拟的页岩气资源量计算新方法。研究结果表明:①页岩气资源评价方法可划分分为静态法、动态法和综合法3大类,目前国内常用的静态法中的体积法和类比法存在着无法确定页岩气资源空间位置分布的问题,该问题可以通过成因法计算页岩气资源量的技术思路加以解决;②基于泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程,提出页岩气存滞系数的概念,页岩气存滞系数是成因法计算页岩气资源量中最关键的参数,可以在单井泥页岩精细生烃—排烃—滞留烃模拟计算的基础上,结合实测含气量数据反算获得;③页岩气存滞系数主要受泥页岩生烃条件、储集性能和保存条件的影响。结论认为,基于存滞系数的页岩气资源量计算方法具有较好的应用前景,可为页岩气选区评价、有利区优选和勘探部署编制等提供依据。     

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。     

川东南地区志留系页岩含气量特征及其影响因素

页岩含气量是页岩气勘探潜力评价、勘探有利区优选、资源量计算的重要指标,也是后期进行开发规划、气藏描述、储量计算的关键参数。为了探索影响页岩含气量的因素,应用统一的方法现场测量了四川盆地东南不同地区多口页岩气探井的含气量,通过对比分析其含气量特征,找到了不同页岩气探井的岩性、总有机碳含量、孔隙度、压力系数等参数与含气量的关系,归纳了影响页岩含气量的主要因素。结论认为,影响页岩含气量的因素可以分为两大类:(1)只在早期对含气量有影响的基础因素,主要为有机质类型、有机质丰度、岩性、黏土矿物含量等;(2)控制页岩含气量的关键因素是保存条件,构造样式和断裂发育程度是影响保持条件的主要因素。孔隙度、孔隙结构、压力系数等参数不是影响页岩含气量的因素,而是表征页岩含气量高低的指标性参数,因此在勘探中可以尝试通过孔隙度预测或压力预测来判断页岩的含气性。     

中国现阶段页岩气资源评价方法分析

为寻求现阶段我国页岩气资源评价合适、准确且易行的方法,文中通过系统分析国内外页岩气资源评价方法,阐述了国内外具有代表性的页岩气资源评价方法的原理、使用范围及其关键参数获取,分析了每种方法现阶段在我国进行页岩气资源评价时,因勘探程度、资料条件、地质条件各异而存在的问题和所受的限制(如动态法、静态法中的地质类比法、成因法、体积法和综合分析法)。认为基于体积法改进的条件概率体积法是现阶段我国进行页岩气资源评价易行且有效的方法,但仍需根据不同地区和不同层系页岩气的发育背景、富集机理等特征有针对性地改造和完善。     

泌阳凹陷陆相页岩油资源与有利区评价

泌阳凹陷为中国东部新生代典型富油凹陷,古近系核桃园组沉积了富含有机质湖相泥页岩,前期研究表明,泌阳凹陷深凹区核桃园组具备形成陆相页岩油的有利条件。两年多来,通过开展泌阳凹陷陆相页岩油地质评价和综合研究,形成了包括地质多参数综合评价、岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地球物理储层预测、资源评价、有利目标评价、水平井优化设计等8项关键技术的地质评价技术系列,其中资源评价及有利区评价技术为页岩油气地质评价最为关键的技术。通过含油气页岩层厚度、面积及含油气量等资源评价关键参数研究,利用体积法计算泌阳凹陷主力页岩层页岩油资源量4.2253×108 t,页岩气资源量729×108 m3。利用有机碳、热演化程度、孔隙度、渗透率等6项页岩油评价指标,结合泌阳凹陷勘探实践,初步建立了泌阳凹陷陆相页岩油有利区评价标准。     

四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气聚集条件

通过对25处野外露头的观测、采样以及吸附气含量、地化参数和物性参数等测试分析,研究了四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统黑色页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、成熟度、孔隙度和含气量等页岩气成藏条件。与美国主要产气页岩相比,研究区发育的页岩具有沉积相有利、厚度大、有机碳含量高、成熟度高、孔隙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。此外,建立了预测页岩气藏发育有利区的参数模型,采用综合信息叠合法预测四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气藏的有利发育区位于川南-黔北、鄂西-渝东和川(渝)东北-鄂西北等地。在各个有利区的具体指标中,川南-黔北有利区具有较高页岩含气量,是目前勘探较为现实的地区。根据实测含气量,采用体积法计算研究区上奥陶统—下志留统页岩气资源量为(2.2～8.5)×1012m3,中值为5.3×1012m3。     

渤海湾盆地辽河坳陷天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

辽河坳陷已进入高勘探程度阶段,近年来几乎没有上报天然气探明储量。辽河坳陷还有多少剩余常规天然气资源？是否具备致密气、页岩气形成条件,其资源前景如何？这是勘探家十分关心的科学问题。以往的资源评价成果不能给出令人信服的结论。从天然气成藏静态要素—气源岩条件、储集条件和盖层条件入手,阐述了辽河坳陷具备形成致密气、页岩气的地质条件,应用稳定碳同位素等技术手段进行气源分析,揭示了天然气成藏主控因素,建立了辽河坳陷常规及致密气、页岩气成藏模式。在此基础上开展了新一轮天然气资源评价。评价结果认为辽河坳陷不仅还有2 000×10⁸m³ 剩余常规天然气资源,还有约5 000×10⁸m³非常规天然气资源有待发现。指出了榆树台—盖州滩、兴隆台、大平房—葵花岛构造带是常规天然气勘探有利区带,深层潜山、火山岩是主要勘探目标,西部凹陷南段洼陷带及东部凸起是致密气、页岩气勘探有利区。     

页岩气成藏条件与评价体系

为了更好地对我国页岩气进行勘探开发,完善页岩气评价各环节,有必要对页岩气成藏和评价进行研究。在已有的页岩气勘探开发基础上,结合国外开发技术资料,通过对比分析各评价指标与页岩气成藏特征之间的联系,弄清成藏规律以及评价指标量化大小,结果表明页岩气成藏应具备地层以泥/页岩为主,单层厚度≥30 m,泥质含量≥10%,TOC≥0.3%,Ro≥0.4%等条件,页岩气开发目标区地质条件更为苛刻;体积法是现阶段计算我国页岩气资源量的主要方法;对页岩气储层评价影响的因素有很多,利用综合评价方法建立评价模型,确定各因素对储层质量的影响权重,进而对储层进行等级划分,其中结构方程模型和层次分析法已有进行应用,评价结果准确度很高;我国南方地区页岩气勘探开发潜力巨大,上述评价体系在南方勘探开发中的应用,可为开发页岩气的决策者提供定量的指标,有助于页岩气的开发。     

陆相页岩油储层评价关键参数及方法

勘探开发证实,陆相湖盆发育类型多样、分布广泛的页岩油,展现出巨量的资源前景。通过梳理中国陆相页岩油的主要勘探进展和地质认识,结合不同类型页岩油地质特征,重点研究了页岩油表征的关键参数及方法。研究结果表明：①页岩油实验项目主要包括有机地球化学、岩矿组分、储集性能、流体性质和岩石力学5个方面,可以优选出页岩TOC、总孔隙度、含油量、游离油量和有效厚度5个关键表征参数;②TOC是页岩中的总有机碳含量,燃烧氧化-非分散红外吸收法是其主要实验方法;③总孔隙度是页岩储集空间占岩石总体积的比例,可采用以物性与饱和度测试方法为核心的综合表征实验方法获得;④含油量是赋存于页岩储集空间内的烃类总量,包括自然条件的赋存烃量和人工干预的潜在烃量,中—高成熟度页岩采用密闭取心方法,中—低成熟度页岩采用含油率方法;⑤游离油量是页岩层系中可动的油气量,包括地层和开发条件下理论与实际的可动油量,采用密闭取心、核磁共振等实验和实际生产资料确定等方法获得;⑥有效厚度是指采用水平井开发时,单井控制的具有商业油气价值产出的页岩层段厚度,其存在上限和下限厚度值,采用测井"七性"评价方法获得。通过针对性优选出适用页岩油表征的关键参数及方法,对支撑中国陆相页岩油储量评价和产能建设具有重要意义。     

Optimization of shale gas reservoir evaluation and assessment of shale gas resources in the Oriente Basin in Ecuador

The petroleum geological features of hydrocarbon source rocks in the Oriente Basin in Ecuador are studied in detail to determine the potential of shale gas resources in the basin. The favorable shale gas layer in the vertical direction is optimized by combining logging identification and comprehensive geological analysis. The thickness in this layer is obtained by logging interpretation in the basin. The favorable shale gas accumulation area is selected by referring to thickness and depth data. Furthermore, the shale gas resource amount of the layer in the favorable area is calculated using the analogy method. Results show that among the five potential hydrocarbon source rocks, the lower Napo Formation is the most likely shale gas layer. The west and northwest zones, which are in the deep-sea slope and shelf sedimentary environments, respectively, are the favorable areas for shale gas accumulation. The favorable sedimentary environment formed thick black shale that is rich in organic matter. The black shale generated hydrocarbon, which migrated laterally to the eastern shallow water shelf to form numerous oil fields. The result of the shale gas resource in the two favorable areas,as calculated by the analogy method, is 55,500×10~8 m~3. This finding shows the high exploration and development potential of shale gas in the basin.     

吐哈盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

近年来,吐哈盆地常规和非常规天然气勘探不断获得新突破,地质认识和资源潜力等不断更新,急需对其资源潜力开展综合评价,进一步摸清天然气资源潜力及规模,为加快吐哈盆地天然气勘探开发提供依据。吐哈盆地天然气主要分布于J₁b—J₂x¹⁺²、J₂x³⁺⁴、J₂s—J₂q、J₃k,K₁s、Esh 6个层系。通过大量实验分析数据,采用数理统计的方法对生烃条件、储层物性、储盖组合配置及成藏模式等成藏地质条件进行系统研究,认为其烃源岩主要为侏罗系西山窑组、八道湾组煤系烃源岩,其生烃强度较大的地区位于台北凹陷主体沉降区,具备形成大气田的物质基础。储集层主要为辫状河三角洲分流河道的粗砂岩,总体上以低孔低渗为主,这些砂体横向变化大,连通性差。常规天然气成藏主要受构造和岩性控制,根据控制因素差异划分为4种成藏模式,分别为正向分异、逆向分异、垂向分异及混合型油气成藏模式。非常规致密砂岩气成藏主要受沉积及成岩作用控制,在大面积低孔低渗储层广泛分布的背景下,局部发育渗透性较好的甜点。采用类比法、统计法及特尔菲加权法综合得到常规天然气地质资源量为2 434.57×10⁸m³,剩余资源量为1 412.56×10⁸m³,水西沟群致密气采用丰度类比法、小面元容积法、快速评价法计算出地质资源量为5 087.66×10⁸m³,可采资源量为1 940.6×10⁸m³。通过剩余资源量、剩余资源丰度分布指出了5个天然气有利勘探方向。     

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。