复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。     

复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。     

川南地区典型页岩气藏类型及勘探开发启示

川南地区是中国页岩气勘探开发的热点地区,页岩气藏类型种类多、资料丰富。为总结该区基本地质特征及富集高产规律,利用大量地震、钻井、测井及分析化验等资料,从沉积作用、构造变形、保存条件等方面分析了页岩气藏关键地质因素,并剖析典型页岩气藏类型特征、富集条件差异及其勘探开发启示。研究表明：(1)沉积作用整体控制了五峰组—龙一₁亚段页岩地层厚度、储层品质与厚度;(2)构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面;(3)页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响;(4)川南地区页岩气藏可分为斜坡型、向斜型、低陡背斜夹宽缓向斜型及箱状断背斜型等4种类型,不同类型气藏的地质特征、富集条件存在差异;(5)针对不同类型页岩气藏的地质与工程特征开展分析,并提供相应技术对策,有助于提高单井产量与页岩气产能建设。该研究成果丰富了四川盆地页岩气富集高产理论,为其他区域页岩气藏的规模效益开发提供了技术参考。     

四川盆地外围常压页岩气勘探开发进展与攻关方向

首先简要介绍了美国常压页岩气的基本地质情况和生产特征，以及造成页岩气常压或低压的原因，再以四川盆地外围武隆、彭水、道真等残留向斜上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏的勘探开发为例，通过对比，指出美国常压、低压页岩气藏与四川盆地外围常压页岩气的最大差别有3点:一是美国页岩气藏的厚层富有机质页岩连续分布面积大；二是绝大多数有机质热演化程度不高、吸附气含量高，多采用直井生产；三是页岩沉积后期经历的构造运动期次少、强度低。采用超轻支撑剂的氮气泡沫水平井压裂在美国Big Sandy地区Ohio低压页岩气开发中取得了成功。通过对3个残留向斜勘探开发进展的分析，提出改造期次、强度、埋深、分布面积等是盆外残留向斜保存条件差异的主要因素，也是导致地层压力系数和产量差异的主要原因；基于此，提出了下步盆地外围常压页岩气勘探开发与技术攻关建议。      

复杂构造区页岩气富集特征——以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区,尽管已有多口井获得高产页岩气试气产量,但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低,导致该区尚未获得商业开发。为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征,预测有利目标区,通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段,对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。研究结果表明:川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种,其中优质页岩为WF2—LM4笔石带的硅质页岩,厚度介于6～10 m。储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝,靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育,反映了较差的页岩气保存条件。与涪陵页岩气田的对比分析表明,丁山地区五峰组-龙马溪组WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度较薄,在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅,页岩气藏压力系数低,为浅层常压页岩气藏;向盆内方向压力系数增加,埋深较大,属于深层超压页岩气藏。建议在川东南地区WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。     

渝东南盆缘转换带金佛斜坡常压页岩气富集模式

近期,渝东南盆缘转换带金佛斜坡新完钻的页岩气井在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组获得高产气流,地层压力系数为1.18,实现了该地区常压页岩气勘探的重大突破。为了评价该类型页岩气藏的勘探开发潜力,以钻井、物探和试气等资料为基础,解剖金佛斜坡页岩气藏基本地质特征和页岩气富集规律,总结常压页岩气富集高产主控因素,建立页岩气富集模式,并预测该区常压页岩气勘探开发有利目标区。研究结果表明:①该区优质页岩具有生气条件好、硅质矿物含量高、储层物性好、含气量高等特征,具有较大的页岩气勘探开发潜力;②常压页岩气富集高产具有"沉积相供烃控储、构造运动控保定富、地应力场控缝控产"的"三元控气"规律;③斜坡型目的层上倾方向发育封闭性反向逆断层遮挡有利于在断下盘形成较好的保存单元,随着埋深和离剥蚀边界距离的增大,页岩气富集程度和单井产量增高。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气地质理论,为中国南方复杂构造区尤其是斜坡型常压页岩气勘探开发提供了支撑。     

湘中涟源凹陷泥盆系佘田桥组页岩气差异性富集控制因素

湘中坳陷是中国南方页岩气勘探由长江上游向中游扩展的一个重要区域,泥盆系佘田桥组是该区页岩气勘探的重点层位。以区内涟源凹陷野外露头与钻井资料为基础,利用实验室分析测试、地球物理测井及现场含气性监测数据,对佘田桥组页岩气成藏地质条件进行分析,并在此基础上探讨了页岩气差异性富集的控制因素。结果表明：(1)台盆沉积相区佘田桥组主要发育灰黑色—黑色页岩、钙质页岩夹泥灰岩,厚度大于80 m,有机质含量高（TOC>1%）、类型好（腐泥型—偏腐泥混合型）,热演化程度适中（2.0%相似文献   

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。     

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。     

湖南保靖区块龙马溪组页岩气成藏地质因素分析

为了研究湖南保靖区块龙马溪组储集层特征及页岩气富集成藏的地质因素,通过对已钻井岩心进行系统采样,开展有机地球化学、岩矿、物性、热解、含气量测试等实验,对龙马溪组页岩储集层特征及影响页岩气成藏的地质因素进行了分析。结果表明,龙马溪组黑色页岩较为发育,为深水陆棚-浅水陆棚过渡相的沉积产物,有机质含量丰富,优质页岩储集层位于龙马溪组底部,厚度为5～16 m,具有"高TOC、高成熟度、高脆性矿物含量、低孔隙度、低渗透率"特征,有机质类型以腐泥组为主,基本满足形成页岩气的"静态"参数条件,但能否富集形成页岩气藏,主要取决于埋深、构造及热演化、距剥蚀边界距离和保存条件等"动态"参数条件。研究认为,保靖区块主体向斜西翼的北部埋藏适中、后期改造较弱、有机质成熟度相对较低,为页岩气保存和富集成藏有利区带,是今后页岩气有利勘探区,通过水平井钻井和储集层压裂改造有望获得页岩气的突破。     

川东南盆缘复杂构造区深层页岩气富集特征

以川东南盆缘复杂构造区南川地区为研究对象,基于钻井、实验分析测试等资料,开展深层页岩气富集特征研究,重点讨论地层温度、地层压力等成藏环境变化对深层页岩气富集的影响作用。研究认为：(1)优势沉积相带是页岩气藏成烃的基础,研究区五峰组—龙马溪组一段形成于深水陆棚沉积环境,优质页岩发育,具备形成页岩气藏的良好物质条件。(2)有机碳含量控制纳米级有机质孔隙的发育程度,高压—超高压环境有利于孔隙的保持,对改善深层页岩物性发挥积极作用。(3)深层页岩气具有高温、高地应力的典型地质特征。温度较压力对页岩吸附能力的影响更为明显,深层页岩气赋存方式以游离气为主;高上覆地层压力导致页岩渗透率呈指数下降,页岩气运移能力显著减弱,逸散程度降低,有利于页岩气原位聚集。(4)温度、压力变化对气体扩散作用影响复杂,高温会增大气体的扩散系数,加剧气体的运移和逸散,而高压可以减缓或抑制气体的流动,有利于页岩气保存。(5)埋深与压力系数呈现一定的正相关性,埋深对向斜型页岩气藏压力系数的影响作用显著,表明深层向斜型页岩气保存条件趋好。埋深较大的残留向斜核部、凹中隆、有反向逆断层遮挡的斜坡区是复杂构造区页岩气勘探的有利目标。     

松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力

页岩油气是重要的常规油气接替资源之一。根据页岩油区域地质调查,研究了松辽盆地北部青山口组页岩油形成的地质条件,优选出有利层段,并评估了其勘探潜力。青山口组内部旋回性明显,受湖平面控制富有机质与灰质、粉砂质泥岩交替出现;次级旋回下部暗色泥页岩具有单层厚度大、分布面积广,有机质丰度高等特点,目前尚处于大量生油气阶段;次级旋回上部富含长英质矿物,属于特低孔特低渗性储层,扫描电镜下微孔及微裂缝较为发育,为油气滞留提供了储集空间;青一段泥页岩整体非均质性强,并普遍发育有异常压力,具备形成页岩油的有利地质条件。地球化学分析及等温吸附试验结果表明,青山口组一段相比其他层段含油性最好,并具有一定的含气量,是具有最优勘探潜力的页岩油层系。综合以上地质条件及含油气性研究,确定了青山口组一段页岩油有利层段的空间分布,并通过资源量计算的相关参数赋值,采用概率体积法计算出松辽盆地北部青山口组一段页岩油地质资源量为105.60×10⁸ t,勘探潜力巨大。     

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。     

重庆下古生界页岩顺层滑脱变形域的形成及其地质意义

在野外露头和岩心观察基础上,通过力学分析,对重庆下古生界页岩中顺层滑脱变形域的类型、特征及其形成进行了研究,并结合页岩气勘探实践,对其地质意义进行了探讨。顺层滑脱变形域包括挤压型和重力型两类。挤压型顺层滑脱变形域形成时水平挤压构造应力占主导地位,岩层发生“逆断层”运动;重力型顺层滑脱变形域形成时上覆地层压力占主导地位,岩层发生"正断层"运动。挤压型顺层滑脱变形域地层变形相对较强,影响范围相对较大。埋藏深度和岩层倾角是控制同一地区同一页岩层中顺层滑脱变形域形成的关键地质要素。页岩埋深越大,形成挤压型顺层滑脱变形域时的临界岩层倾角越大,而形成重力型顺层滑脱变形域的临界岩层倾角则越小。重力型顺层滑脱变形域破坏页岩气保存条件。背斜构造部位挤压型顺层滑脱变形域所形成的顺层破碎带和网状裂缝系统是页岩气重要的运移通道和储集空间,向斜构造部位挤压型顺层滑脱变形域所形成的顺层破碎带和网状裂缝系统成为页岩气向临近背斜构造部位运移或向地表散失的重要通道。     

渝东南武隆向斜常压页岩气形成与演化

为了研究渝东南武隆地区常压页岩气的形成与演化,利用研究区页岩气钻井数据,综合运用岩石薄片观察、氩离子抛光扫描电镜分析、构造平衡剖面及埋藏史分析等多种实验方法与分析技术,并基于“动态保存”四要素（沉积-埋藏-生烃-抬升）对常压页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明：武隆地区常压页岩气形成与演化受控于3个关键因素。①五峰组-龙马溪组沉积岩性组合为页岩气形成供烃供储供保,深水陆棚相形成区域上分布稳定的优质页岩,是良好的烃源基础,上部厚层页岩封盖使生成的烃类有效保存。②有机质孔为页岩气提供了储集空间,内部复杂的孔隙形态改善了页岩的渗透性,与有机质伴生的脆性矿物一定程度上减弱了压实作用对有机质孔的影响。③构造作用直接影响页岩气规模。构造作用导致页岩中气体运移散失,武隆向斜五峰-龙马溪组沉积后经历了持续深埋并达到生烃高峰,之后发生了大规模的抬升,生成的烃类部分散失,使储层压力降低,形成常压（地层压力系数0.8~1.2）页岩气。     

中扬子地块西部地区结构构造与页岩气保存条件的关系

中扬子地块西部地区下古生界暗色页岩发育,为海相页岩气的富集成藏奠定了物质基础。为了查明构造对页岩气差异保存的控制作用、揭示页岩气保存的关键因素,首先精细解析该区的结构构造特征,开展构造结构模式识别与构造区带划分,研究构造的变形方式及变形强度;在此基础上,分析确定不同构造样式与页岩气保存条件的关系;进而结合构造变形与海相页岩岩相古地理特征,指出该区页岩气勘探的有利区带。研究结果表明:①该区可分为4个构造形变带,识别出限制型、弱改造型和强改造型3类前展式结构模式;②限制型位于湘鄂西北段,前展式构造不完整,发育冲断带和挤压断褶带;③弱改造型和强改造型分别位于湘鄂西和武陵山地区,具有完整的前展式构造,但前者的变形强度较弱,未经历晚期的构造叠加改造作用;④该区存在着3个构造转换带——川东断褶带与湘鄂西断褶带构造转换带、湘鄂西断褶带与武陵山断褶带构造转换带、中扬子地块露头区与盆腹区构造转换带,其中前者以齐岳山断层发生构造转换,西侧川东断褶带为隔档式褶皱,断层密度小、地层剥蚀强度小、页岩气富集于背斜和斜坡中,东侧湘鄂西断褶带为隔槽式褶皱,断层作用强、地层剥蚀强度大、页岩气富集于残留向斜中。结论认为,该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气在秭归向斜、冲断—滑脱带和齐岳山断层西缘保存条件为最好;下寒武统牛蹄塘组页岩气勘探的有利区带分布于开县对冲带、挤压褶皱带、冲断—滑脱带和宜昌斜坡西侧。