川中侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层特征及其勘探启示

为进一步指导四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的勘探与开发,亟需理清页岩油的有利赋存岩相。通过岩心观察、薄片鉴定、高压压汞、核磁共振、岩石热解等实验,分析大安寨段页岩层系不同岩相的储集空间类型、孔隙结构特征及含油性。结果表明,大安寨段主要发育块状(泥质)介壳灰岩、层状泥质介壳灰岩、层状介壳页岩、纹层状含介壳页岩、块状含介壳黏土质页岩和页理状含粉砂黏土质页岩6类岩相;页岩物性远优于介壳灰岩,且随着灰质含量的增加孔径逐渐增大,但总孔体积和总连通体积逐渐减小;大安寨段页岩层系平均游离油(S₁)值为1.31 mg/g,含油性中等,页理状含粉砂黏土质页岩与纹层状含介壳页岩S₁值较高,分别为2.37 mg/g与1.82 mg/g。页理状含粉砂黏土质页岩和纹层状含介壳页岩的储集性较好、含油性较高,两者构成的岩相组合可作为大安寨段页岩油的重点勘探对象。     

川中地区大安寨段页岩油储层孔隙微观形态研究

大安寨段湖相页岩是四川盆地页岩油勘探的关键层。为了解其微观孔隙,使用氩离子抛光、扫描电镜和图像处理软件提取高分辨率电镜图像的孔隙,获取不同孔隙的孔径、圆度、伸长率等参数。结果显示：大安寨段黑色页岩中有2类7种常见孔隙,主要是黏土孔隙、石英/方解石晶内孔隙、粒缘孔隙和有机孔;不同孔隙类型形态差异大,有机质孔隙小且凸性值趋近1,黏土晶间孔隙、粒缘孔隙圆度凸性值小、伸长率大,方解石晶内孔隙大且圆度凸性较大。孔隙大小和形状受组分和压实作用控制：无机孔隙普遍大于有机孔,无机孔中脆性矿物孔径最大,呈多边形,而塑性矿物孔径小,呈伸长率大的片状。     

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上,为实现侏罗系油气重大新突破,思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上,认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征,提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩,油气显示丰富,页岩厚度在20～80 m,整体分布面积广、厚度大、连续稳定,孔缝发育、物性好,处于中-高成熟热演化阶段,有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。     

川东地区侏罗系大安寨段页岩储层特征及发育控制因素

为探究陆相页岩储层特征及页岩储集空间发育的控制因素,文中以四川盆地东部大安寨段页岩为例,基于页岩岩心的分析化验资料,对页岩储层孔隙发育控制因素进行了研究,明确了优势岩相及甜点储层特征。研究结果表明：1）川东地区大安寨段页岩岩相类型包括硅质页岩、混合质页岩以及黏土质页岩,其中黏土质页岩总有机碳质量分数最高,其次为混合质页岩。2）页岩孔隙类型以片状黏土矿物晶间孔与有机质孔为主,裂缝以页理缝为主。3）页岩储集空间的发育主要受矿物组分、成岩作用以及构造因素的共同控制。4）基于页岩生烃潜力与储集能力,认为混合质页岩为大安寨段的优势页岩岩相。大安寨段页岩甜点储层段主要分布于大二亚段a小层,主要为混合质页岩与介壳灰岩的薄夹层。     

四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩油气地质特征及勘探方向

四川盆地海相页岩气已取得勘探开发的重大突破,建成了涪陵、威远、长宁、昭通、威荣、永川6个页岩气田。陆相页岩气资源潜力大,是重要的勘探接替领域。采用全岩X衍射、有机碳含量分析、干酪根碳同位素、有机岩石学、高压压汞—氮吸附联合测定、氩离子抛光—扫描电镜及物性等多种测试分析手段,综合评价了四川盆地侏罗系大安寨段页岩气形成条件,并探讨了页岩气富集主控因素。四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩具有岩相变化快,非均质性强,页岩与砂岩、灰岩频繁互层特征;有机质丰度低,TOC为0.04%~3.89%,有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;热演化程度低,R_o介于1.10%~1.83%,处于成熟—高成熟阶段,以凝析油和湿气为主。陆相页岩物性较好,孔隙度介于0.95%~8.42%,平均值3.21%,以无机矿物质孔为主,主要为微孔和介孔,现场含气量测试平均为0.96 m³/t。发育于半深湖相、有利的岩相组合、裂缝和保存条件是陆相页岩气富集主控因素。基于主控因素分析,突出陆相页岩品质及热演化程度,结合保存条件和工程技术条件,建立了四川盆地大安寨段页岩气有利区评价标准。采用GIS融合的空间叠合技术,评价出元坝西南部、阆中东南部、仪陇地区、涪陵西北部和建南西北部是四川盆地大安寨段陆相页岩气下一步勘探的有利区带。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段页岩气(油)储层评价

以野外剖面观测和室内薄片鉴定为基础,结合沉积相、薄片鉴定、X-衍射、物性、孔隙结构和岩石力学分析,确定川东地区大安寨段有利储层为各类介壳灰岩与碳质页岩的不等厚互层组合体,以发育于大安寨段第二亚段（简称大二亚段）上部湖坡亚相的湖退型灰岩与页岩互层组合为相对优质的储集体,其脆性矿物含量明显高于下部,更易产生天然裂缝和进行储层的压裂改造。有机碳含量平均值为1.07%,明显大于下部的0.38%,对应的实测总含气量平均值为0.71 m³/t,明显大于下部的0.41 m³/t。运用岩石薄片、压汞资料、物性资料等多种常规技术分析大安寨段页岩储层储集物性特征,分析结果表明大安寨段储层均具有特低孔-特低渗性质。场发射扫描电镜分析结果证明了储集体纳米级孔隙的发育和分布规律。粒间孔隙中的粘土矿物层间孔在大二亚段最为发育,且连通性最好,与有机质有关的孔缝及刚性矿物边缘缝在大二亚段上部较为发育,颗粒内孔仅在大二亚段上部零星发育。综合分析确定大二亚段上部相对大安寨其他层位更具页岩气（油）勘探开发潜力,应给于足够重视。     

渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征研究

通过露头剖面观察、钻井岩心描述、薄片鉴定、物性及有机地球化学分析等,对渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征进行了综合研究。结果表明,大安寨段页岩优质储层主要发育于半深湖-深湖亚相．岩石类型以页岩、粉砂质页岩、（含）生物碎屑页岩和钙质页岩为主：页岩储层原生孔隙在成岩作用过程中经压实、压溶和胶结作用后基本消失,但燕山晚期-喜山期发生的构造变形和破裂作用使其形成了一定数量的裂缝;成岩作用后期沿裂缝发育的溶蚀孔、洞和缝构成了页岩储层重要的储集空间和渗流通道．极大地改善了页岩储层的储集性能,属于典型的特低孔、低渗裂缝型储层;储层的分布主要受沉积相与裂缝发育程度的控制。半深湖-深湖亚相中富含有机质的厚层页岩为页岩气（油）的有利储层。     

川中地区大安寨段页岩油储层可压性评价实验

川中大安寨段页岩油储层主要发育在大二亚段,资源基础丰富,勘探开发潜力大,但工程地质特征及可压性评价手段不明确。为建立可压性评价方法、优化储层改造对策及工艺技术,开展了一系列储层工程地质特征实验,结果表明：川中大安寨以页岩和灰岩互层为主,有机碳含量相对较低,脆性矿物含量大于50%,孔隙度平均为5.9%,孔隙主要集中在0.001～0.1μm范围,发育有微米级孔隙;矿物组分以石英、白云石和方解石为主,平均黏土矿物含量41%,平均岩石力学脆性指数为58.5%;储层天然裂缝发育程度不高,灰岩段破裂压力与页岩段差值9～10 MPa,不利于裂缝在纵向上扩展。文章建立了页岩油储层可压性模型,基于页岩油储层可压性及岩性特征,提出了通过提高缝内净压力以实现层间突破、采取密切割压裂+暂堵转向的组合储层改造工艺来提高裂缝复杂程度的技术对策。通过现场试验,川中地区大安寨段页岩油储层改造效果从最初的油花微气到日产油2 m³/d,现场应用效果不断突破。     

川中地区侏罗系大安寨段页岩岩相类型及储层特征

通过岩心薄片鉴定、扫描电镜观察、X射线衍射分析与TOC含量检测等技术,精细划分了川中地区侏罗系大安寨段页岩岩相类型,并对各岩相的储集空间类型、物性和含气性等特征进行了分析,确认了优势岩相,并结合岩相与沉积相的纵向发育特征,指出了优势开发层段。研究结果表明：①川中地区大安寨段页岩储集空间以与黏土矿物相关孔隙和颗粒边缘孔为主,孔隙度为0.31%~8.55%,平均为3.97%;渗透率为0.001~12.185 mD,平均为0.659 mD;气的质量体积一般高于1.0 m³/t,其分布特征与孔隙度具有高度一致性。②研究区大安寨段页岩岩相可划分为6个大类13个小类,其中中高有机碳含量的介壳灰质黏土质页岩岩相有机质丰度、脆性矿物含量、孔隙度和含气量均最高,为最具优势的岩相,中高有机碳含量的粉砂质黏土质页岩岩相其次,中高有机碳含量的黏土质页岩岩相虽然其有机质丰度较高,但裂缝欠发育,具有一定的地质勘探潜力。③研究区大安寨段优势岩相主要分布在大二亚段的半深湖亚相,这也是有利的勘探方向。     

岩石密闭热释方法评价页岩含油性特征——以四川盆地侏罗系大安寨段为例

为解决页岩含油性评价受限于游离烃蒸发损失的难题,并考虑页岩含油性评价目的和井场快速分析的需求,在结合井场低温密闭粉碎技术、改进传统岩石热解方法的基础上,建立了一种岩石密闭热释方法定量评价岩石中游离烃含量的方法。对四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩进行方法对比分析表明,岩石热解方法获得S₀值为0.001~0.046 mg/g,S₁值为0.165~4.648 mg/g,而密闭热释方法获得S₀值为0.026~0.984 mg/g,S₁值为0.113~5.989 mg/g;密闭热释方法获得的S₁值与岩石热解方法获得的S₁值基本相等,而S₀值提高了1~2个数量级。通过改进升温程序,井场密闭热释方法分别获得不加热条件下、90℃以前、90~300℃时单位质量岩石中的烃含量,这不仅获得了更加丰富的含油性数据,而且缩短了检测周期,满足了井场快速分析的需求。结合泥浆气测、页岩地化参数、储层流体性质等参数,评价了研究井大安寨段页岩含油量“甜点”,为页岩油含油性评价提供了一种新的实验手段。     

四川盆地侏罗系大安寨段致密油多尺度差异化富集及主控因素

致密油的分布呈现大面积低丰度含油背景下局部富集的特征,亦只有在富集区内才能获得可观的商业油流。因此,甜点区的优选是致密油地质研究的重点。为分析致密油的富集规律,服务致密油甜点评价,以四川盆地侏罗系大安寨段为例,依托油田详实的生产数据,运用成藏物理模拟实验、显微薄片、场发射扫描电镜资料,并结合综合地质成图,对致密油的富集主控因素进行了研究。结果表明,研究区致密油的富集具有强烈的非均质性,占总井数22.5%的高产井产出了84.4%的油气,致密油富集程度的差异在盆地和区带尺度的分布上持续存在,并分别受不同因素的差异化控制。在盆地尺度下,受二次运移的影响,烃源岩只能控制致密油的分布外边界,在有利烃源岩区内部无法严格约束甜点区分布。在区带尺度下,有利沉积相带控制了致密油富集区带的分布。致密油富集甜点受有利成岩相和裂缝的控制。基于上述认识,建立了一套致密油富集甜点评价参数体系,为致密油甜点选区提供支持。     

四川盆地中部侏罗系大安寨段致密油富集高产控制因素

基于岩心观察、铸体薄片鉴定、储集层荧光、油气地化特征以及测试资料分析,研究四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段致密油富集高产控制因素。川中侏罗系大安寨段介壳灰岩、泥质介壳灰岩以及致密灰岩均含油;不仅介壳灰岩中溶蚀孔和裂缝含油,而且致密灰岩基质孔(微裂隙和晶间孔)也均含油,呈现大面积普遍含油特征,其是油气井低产周期长的主要原因。在大面积普遍含油基础上,来自上三叠统须家河组的天然气为川中低幅度无水大安寨段致密灰岩储集层中石油运聚提供了动力,驱动致密灰岩基质孔中分散原油的运移聚集,使得高气油比井分布较多的川中西部构造石油富集程度较高,而川中东部受华蓥山大断裂的影响,断裂普遍断穿大安寨段,导致储集层中的天然气沿断裂运移到大安寨段以上地层富集或者散失,储集层缺乏天然气驱动,导致其油气富集程度不如西部。     

四川盆地柏垭-石龙场地区自流井组大安寨段油气成藏地质条件

从大安寨段油气组分和物性分布所反映的烃类运移,结合中,上侏罗统的展布,提出川30井和川43井区存在一个燕山期隆起和油气富集带,在其后的漫长岁月中,该带储集层因深埋而致密化,油气被“冰冻”于储集层中,喜马拉雅渗条件,停滞的油气具有了工业产能,因此,大安寨段的油气是构造运动期富集,喜马拉雅构造运动期改造成藏。     

川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法,对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型,实测残余有机碳质量分数平均为0.67%,生烃潜量为1.53mg/g,有机质热演化程度为1.1%～1.3%,总体上,大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下,处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主,构造缝为最主要的储集空间类型,其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔,储层物性较差,为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注,2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma,其中第一期为相对低成熟度的原油充注,第二期为相对高成熟度的原油充注,且后者为主要充注期,天然气充注时间与第二期原油充注时间一致,主要为原油伴生气。     

淡水湖相页岩小层精细划分及地球化学特征——以四川盆地侏罗系大安寨段为例

通过岩性、电性、旋回特征以及页岩地球化学数据分析,对四川盆地侏罗系自流井组大安寨段湖相页岩进行了小层精细划分和资源潜力评价。大安寨段页岩自下而上划分为3个小层,其中大一三_c小层主要发育滨—浅湖相块状泥页岩,横向变化大,有机质类型主要为偏腐殖型的Ⅱ₂型干酪根,平均有机碳含量在1%左右,平均S₁含量为0.8 mg/g;大一三_b小层主要发育半深湖相页岩夹薄层介壳灰岩条带,厚度分布稳定,有机质类型主要为偏腐泥型的Ⅱ₁型干酪根,平均有机碳含量大于1.5%,平均S₁含量为1.18 mg/g;大一三_a小层主要发育浅湖相页岩夹中—薄层介壳灰岩,有机质类型主要为偏腐泥型的Ⅱ₂型干酪根,平均有机碳含量为1%～1.5%,平均S₁含量为1.21 mg/g。结合地质特征、资金、技术条件以及勘探成效,认为川中北部公山庙地区的大一三_a和大一三_b小层,可以作为湖相页岩油气先导试验区的工作对象。     

涪陵地区大安寨段优质泥页岩地震预测

涪陵地区大安寨段具有形成页岩气的勘探潜力,而寻找优质泥页岩尤为重要。首先,在明确泥页岩测井及地震响应特征的基础上,利用地震波阻抗反演,去除灰岩,寻找泥页岩;然后,在泥页岩的基础上,寻找高TOC的优质泥页岩。目前国内外对TOC的预测还处于探索阶段,常见的TOC预测技术以利用测井资料为主,主要包括Δlg R法、自然伽马能谱法、密度法和多属性反演技术法等4种。文中通过对敏感性参数分析,选用了自然伽马能谱法和多属性反演技术,来预测涪陵地区大安寨段优质泥页岩,取得了很好效果。     

川中地区侏罗系大安寨段沉积相及有利岩石组合分析

针对川中地区侏罗系大安寨段沉积相划分不精细,有利岩石组合及有利勘探区不明确的问题,利用3口全取心井的岩心描述和6条野外剖面观察结果,结合薄片鉴定、测井解释及有机地球化学分析方法,对研究区岩石类型、沉积相类型、沉积相分布及沉积模式、岩石组合及有利勘探区进行研究。研究结果表明：岩石类型划分为10种;沉积相划分为滨湖、浅湖、半深湖3个亚相,以及半深湖泥、生物滩、重力流等10种微相;公山庙—莲池—营山一线为沉积中心,为半深湖环境,识别出C、D、E共3种岩石组合类型;南充—渠县—仪陇一线为呈环状发育的浅湖环境,识别出A、B、F共3种岩石组合类型。研究成果可由常规致密油拓展至页岩油勘探领域,通过TOC、孔隙度、渗透率、压裂效果等评价指标,认为A型岩石组合在断裂和裂缝匹配下,是致密油碳酸盐岩的有利勘探组合,F型为最有利页岩油勘探组合,主要分布于浅湖相大一亚段—大二a亚段。研究成果对页岩油下一步勘探有重要指示意义。     

川中地区大安寨段页岩油气储层测井评价指标体系

四川盆地侏罗系大安寨段页岩有机碳(TOC)含量高,厚度较大,物性与含油气性均较好,开发潜力巨大,但在常规油气储层和海相页岩气储层研究中形成的孔隙度、TOC含量等关键参数计算方法和测井评价标准在该段页岩油气评价中并不适用.以岩石物理实验分析为基础,将自然伽马测井、声波时差测井和电阻率等常规测井与核磁共振、岩性扫描等测井等...     

川中地区大安寨段陆相页岩岩相对孔隙结构的控制作用

页岩储集层的油气储集能力取决于其复杂的孔隙结构,而不同页岩岩相具有不同的孔隙结构特征。为了明确不同页岩岩相对孔隙结构的控制作用,以川中地区侏罗系自流井组大安寨段页岩为例,基于总有机碳含量和X射线衍射全岩矿物分析,确定大安寨段页岩岩相,对不同页岩岩相进行薄片、扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞分析,确定其孔隙结构特征。结果表明,川中地区大安寨段页岩主要发育6种岩相：富有机质黏土质页岩、含有机质黏土质页岩、贫有机质黏土质页岩、含有机质混合质页岩、贫有机质混合质页岩和贫有机质钙质页岩,孔隙形态以平行板状和狭缝状为主。黏土质页岩主要发育黏土矿物层间孔、有机质孔和生烃增压缝,混合质页岩主要发育残余粒间孔,钙质页岩发育少量溶蚀孔。各类页岩岩相的孔体积和比表面积与黏土矿物含量呈正相关,富有机质黏土质页岩大孔孔体积与总有机碳含量呈正相关。其中,富有机质黏土质页岩大孔孔体积最大,孔径分布呈三峰特征,是川中地区大安寨段页岩油储集最为有利的页岩岩相。     

四川盆地侏罗系页岩层系岩相类型及储集特征

陆相页岩层系岩性复杂、非均质性强,制约了储层甜点优选和探井部署。为查明四川盆地侏罗系页岩层系不同岩相类型的储集特征和含气能力,以元坝地区Y2井自流井组大安寨段为例,采用有机碳含量测定、全岩X射线衍射、岩石薄片鉴定、聚焦离子束扫描电镜、高压压汞—氮气吸附联合测定以及物性分析等手段,划分了大安寨段二亚段（后文简称大二亚段）页岩及夹层的岩相类型,并针对不同岩相类型开展储集物性、孔隙结构、含气性及可压性研究,在此基础上评选了优势岩相和岩相组合。结果表明,Y2井大二亚段页岩层系可划分为3大类6亚类页岩岩相,2大类6小类夹层岩相以及3种宏观岩相组合。页岩孔隙类型以粘土矿物层间孔、方解石溶蚀孔等无机孔为主,为页岩气的赋存提供了储集空间。计算页岩总含气量为2.59～4.38 m³/t,游离气平均占比67 %,具有较好的勘探潜力,但优势岩相的脆性矿物含量仅为50 %,可压性较差。综合评价认为,AB-Ⅰ型岩相组合中页岩页理和纹理发育,生烃条件好,含气量和游离气比例较高,存在可压性较好的夹层,是元坝地区Y2井大二亚段最有利的勘探储层类型。