渤海湾盆地济阳坳陷陆相页岩油吸附控制因素

在页岩油勘探中,页岩吸附油量及其控制因素对于页岩油资源评价及有利区预测具有重要意义.以渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组页岩为研究对象,通过改进的热解实验确定页岩吸附油量,利用分子模拟技术,微观吸附机理和宏观实验测试结果相结合,剖析了页岩物性、矿物组成和页岩油组分、有机质成熟度及温压等因素对吸附量的影响.结果表明:页岩孔隙体积...     

渤海湾盆地济阳坳陷高产页岩油井BYP5页岩地质特征

济阳坳陷高产页岩油井BYP5古近系沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）页岩为高成熟、富碳酸盐页岩典型代表,研究其地质特征对相似页岩勘探具有借鉴意义。从矿物组成、薄层结构、生烃条件、烃类流体性质、储集空间特征等方面剖析了该页岩基本特点。基于地化参数异常分析了页岩油微运移调整、富集机制,确定了页岩油可动的油饱和度指数（OSI）、总有机碳含量（TOC）及孔隙度下限。研究了有利于页岩油高产的地质条件。研究表明：BYP5井沙三下亚段页岩以碳酸盐质页岩为主,具有明显的薄层结构特征,薄层类型主要包括泥质薄层和泥晶方解石薄层。TOC为0.58%～7.98%,平均4.52%,以Ⅰ型有机质为主,处于生轻质油-凝析气阶段。孔隙度为2.2%～6.9%,平均3.22%,储集空间包括基质孔、层间缝以及穿层缝,其中基质孔是主要储集空间类型。可动页岩油的OSI下限值低于50 mg/g,TOC下限值为1%,孔隙度下限为2.2%。利于高产的地质条件是：(1)较高的有机质丰度和生烃潜力,为石油富集及流动奠定坚实物质基础;(2)油气具有较好的流动性,可大大降低有效储集物性下限;(3)异常高压为石油产出提供了充足的天然能量;(4)...     

陆相湖盆富有机质页岩微相特征及对页岩油富集的指示意义——以渤海湾盆地济阳坳陷为例

页岩油作为非常规油气资源的重要组成部分是石油地质学研究的热点之一。中国的页岩油资源大量赋存于陆相湖盆中,由于其储集、封盖、圈闭和运移等与常规油气不同,岩相对于页岩油的控制尤为显著。岩石学、全岩X衍射（XRD）、总有机碳（TOC）含量和油气显示等资料的分析表明,渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段富有机质泥页岩的微相构成主要为薄透镜状晶粒灰岩微相（LF1）、纹层状泥晶灰岩微相（LF2）、厚层块状灰质泥岩微相（LF3）、块状泥岩微相（LF4）和黑色页岩微相（LF5）。其中,页岩油发育的有利微相和微相组合为黑色页岩微相（LF5）、块状泥岩微相（LF4）以及薄透镜状晶粒灰岩与黑色页岩的微相组合（LF1+LF5）。济阳坳陷有2种页岩油富集模式：①以块状泥岩微相（LF4）和黑色页岩微相（LF5）为主的"自生自储"模式;②以薄透镜状晶粒灰岩与黑色页岩微相组合（LF1+LF5）为主的"晶粒灰岩储层"模式。晶粒灰岩更有利于页岩油富集和开发生产,薄透镜状晶粒灰岩与黑色页岩的微相组合（LF1+LF5）是济阳坳陷陆相页岩油勘探开发的"甜点"岩相组合。     

济阳坳陷页岩油富集机理

近年来,由于对页岩油富集机理认识不清,济阳坳陷页岩油勘探未获得突破。 在大量岩心、分析化验资料、模拟实验和数理统计的基础上,明确了济阳坳陷页岩油富集机理：有机质是页岩油生成的基础,页岩储集空间是页岩油富集的空间基础,异常压力是页岩油富集动力,有机质演化程度控制了烃类流体类型,油气的可动性利于页岩油富集,岩相决定了页岩油类型。在此基础上建立了页岩油富集模式,对济阳坳陷页岩油勘探有一定的指导意义。     

济阳坳陷页岩油多层立体开发关键工程技术

济阳坳陷页岩油复杂的工程地质条件导致钻井周期长、复杂时效高、固井质量难控制和压裂施工难度大等问题突出。为解决以上工程技术问题,通过技术攻关和技术集成,形成了包括多层立体开发钻井工程设计、钻井提速提效技术、钻井液抗页岩油污染技术、水平段固井技术和高效增产压裂技术的页岩油多层立体开发关键工程技术。FY先导示范井组应用了页岩油多层立体开发关键工程技术,该井组8口井的平均钻井周期59.58 d、平均钻完井周期69.95 d,复杂时效较未应用该技术前降低51%,且顺利完成252段的压裂施工。研究与现场应用结果表明,页岩油多层立体开发关键工程技术能解决济阳坳陷页岩油立体开发存在的技术难点,使济阳坳陷页岩油立体开发工程技术水平得到提高,为济阳坳陷页岩油资源的有效开发提供了工程技术支撑。      

济阳坳陷页岩油测井评价

目前,普遍利用岩心和气测录井研究页岩油地质特性,测井资料在页岩油评价中的作用并未得到充分发挥。基于岩心分析和元素俘获能谱测井刻度标定,采用测井曲线重叠法,建立了页岩油地质特性测井评价方法和表征手段。结果表明,改进后的Δlog R法计算的总有机碳含量与岩心分析数据更吻合,测井曲线重叠及其组合特征与气测异常存在较好的对应关系,能够定性反映页岩油可动性。利用渤页平5井二维核磁测井数据,首次从测井角度揭示了页岩油地层流体赋存特征和含油特点,确定了页岩油地层含油性定量评价方法,求取了页岩油地层核磁测井可动孔隙度T₂截止值,达到了定量评价页岩油地层含油性的目的。应用实例表明测井评价结果与岩心分析结果基本一致。测井曲线重叠法和核磁测井资料更加全面准确地反映了页岩油地层含油性,测井资料在页岩油评价中的作用得到了充分体现。     

渤海湾盆地济阳坳陷气源岩和原油生物模拟实验研究

通过细菌检测实验,系统分析了渤海湾盆地济阳坳陷生物气源岩中细菌的赋存状况。实验表明,济阳坳陷浅层气源岩中产甲烷菌较为丰富,在2522m深处还有产甲烷菌存在,并且产甲烷菌赋存的源岩与源岩时代无相关关系,只要有适合生物气形成的环境条件,生化作用就可能发生。通过气源岩和原油在不同温度下的生物模拟实验,分析了济阳坳陷生物模拟气产率、组分及碳氢同位素特征,结果表明,无论是气源岩还是原油厌氧降解生成的生物气,都只生成甲烷和二氧化碳;45℃和65℃是生物气生成的高峰期,生物气产率分布范围为每吨TOC产气20~160m³和每吨原油产气10~15m³;生物模拟实验产物的碳同位素值随温度变化差异明显,变化范围为-80.2‰~-41.5‰;生成的二氧化碳的碳同位素值变化与甲烷碳同位素值变化规律相反;生物模拟气中氢同位素的值则比实际生物气的氢同位素值轻,模拟气中氢同位素值主要分布在-300‰~-350‰,而实际生物气的氢同位素值则分布于-240‰~-270‰。     

济阳坳陷页岩油富集主控因素

济阳坳陷页岩油类型包括泥页岩型和夹层型2种类型。在分析泥页岩型和夹层型页岩油特征的基础上,通过数理统计、典型解剖、分析测试技术和生排烃模拟实验,明确了济阳坳陷页岩油富集的主控因素。泥页岩型页岩油富集的主控因素是:泥页岩岩相、异常高压、页岩油的可动性和泥页岩(微)裂缝;富有机质纹层状岩相的异常高压过渡段的页岩油可动性好,裂缝越发育越有利于济阳坳陷页岩油的富集。夹层型页岩油富集的主控因素与常规油藏类似,主要受物性和异常高压控制;夹层的物性越好,异常压力越高越有利于夹层型页岩油的富集。该成果对中国东部陆相断陷盆地页岩油勘探有一定指导作用。     

济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术

济阳坳陷页岩油地质条件复杂,水平井钻井完井过程中面临安全风险高、机械钻速低、井眼轨迹控制效率低、复杂时效高和固井质量差等技术难题.通过钻井工程优化设计、页岩油水平井提速提效、高性能合成基钻井液和页岩油水平井固井等技术攻关与集成应用,初步形成了济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术,并在8口页岩油水平井进行了成功应用,平均...     

渤海湾盆地济阳坳陷异常高压特征分析

压力的形成和演化受控于地质条件,渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷与沾化凹陷在凹陷形成演化与异常高压纵向分布特征、主体分布层位和形成机制等4个方面具有相似性,其压力形成和演化也应具有相似特征.渤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷中的一个典型异常高压洼陷,压力场演化定量研究分析表明,渤南洼陷超压形成时代较晚,异常高压主体层段(沙四上段和沙三段)的超压在东营期末开始形成.综合分析认为整个济阳坳陷异常高压具有晚期形成的特征.     

渤海湾盆地济阳坳陷三合村洼陷油气成藏研究

为了解释渤海湾盆地渤南洼陷外源油气在三合村洼陷内部聚集成藏的问题,利用流体包裹体、生物标志化合物等资料,结合典型井埋藏史与边界断裂演化史分析,从油气成藏期与运移路径演化2个方面进行研究。结果发现,流体包裹体均一温度与反映成熟度的生物标志化合物参数均证实,三合村洼陷存在东营组沉积早期、馆陶组及明化镇组沉积晚期油气成藏过程,早期油气主要源自渤南洼陷沙四上烃源岩,之后渤南洼陷沙三段及沙一段烃源岩相继成熟供烃,构成了三合村洼陷完整的成藏序列。东营组成藏期,边界断层未能错开三角洲砂体,渤南油气可沿统一砂体直接向三合村运聚;晚期由断层、砂体及不整合构成的复合体系,为油气聚集提供了良好的输导通道。油气正是通过“早期统一砂体运移”和“断层—砂体—不整合复合运移”等方式向三合村洼陷内部及其南部斜坡运聚,形成多种类型的油气聚集。     

渤海湾盆地济阳坳陷古近系异常高压成因及其与陆相页岩油富集的关系

为了探索渤海湾盆地济阳坳陷地层异常压力对页岩油富集的影响,运用全岩X-衍射分析、常规热解生烃潜力分析和有机地球化学系统分析等方法,研究了4口页岩油专探井古近系的单井地层压力结构、泥页岩岩相、有机质成烃演化、黏土矿物转化、烃类滞留—次生孔隙和微裂缝分布的关系。研究区靠近洼陷中部的古近系沙河街组沙三中、下亚段和沙四上亚段岩相组合以碳酸盐岩为主,而靠近凹陷边缘以碎屑岩/化学岩混合沉积组合为主。利用声波测井、密度测井和钻录井资料,可有效识别单井压力结构和异常高压特征,并揭示生烃洼陷区以碳酸盐—黏土矿物组合为主的富有机质页岩中地层孔隙压力的影响因素。综合应用地球化学证据证实,济阳坳陷古近系地层超压主要来源于成熟泥页岩的生烃增压,泥页岩自源超压段与滞留烃高峰段及次生孔隙发育带相对应。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油主要赋存空间探索

以GRI孔隙度和含油饱和度测定、高压压汞分析和地球化学测试为基础,建立了页岩油有效赋存空间的研究方法,并探索了东营凹陷古近系泥页岩孔径分布特征、含油孔径下限以及可动油赋存的有利物性条件。孔隙度与孔径分布关系表明,东营凹陷古近系泥页岩的孔隙度与10 nm以下孔隙所占比例负相关,与10 nm以上孔隙所占比例正相关,10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩孔隙的重要贡献者;含油饱和度与不同孔径孔隙所占比例关系表明,古近系泥页岩中的油主要赋存在10 nm以上孔径的孔隙中;OSI指数与孔隙度关系表明,孔隙度在6.5%以上,且在生油窗范围内的泥页岩,是可动页岩油的有利储层。     

渤海湾盆地济阳坳陷凹隆结构类型及其对沉积的控制作用

陡坡带砂砾岩体油藏是断陷盆地油气勘探的主要类型之一。钻井证实,渤海湾盆地济阳坳陷近EW向断层下降盘近源粗碎屑沉积物发育,而N（N）E向断层下降盘近源沉积欠发育或不发育。针对这一特殊地质现象,在凸起区剥蚀量恢复的基础上,探讨了凸起与凹（洼）陷的耦合关系,划分出凸隆凹降型和凹降凸隆型2种关系类型;以现代沉积考察为依据,提出物源区面积、剥蚀厚度以及物源沟谷发育程度等是近源沉积物发育与否的主控因素;研究了EW向断层和N（N）E向断层下降盘的沉积特点,指出在古近纪SN向拉张应力状态下,EW向断层属于同沉积断层,NNE向断层以右旋走滑作用为主,运动学性质和活动时间的不同是沉积差异性的主因。     

渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井古近系沙三下亚段取心段页岩油勘探有利层段

为探讨渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）取心段页岩油勘探有利层段,对L69井沙三下亚段取心段典型岩相样品和获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段取心段典型岩相样品,开展了常规热解和多温阶热释法分析,对比研究其含油性与不同赋存形式油含量特征,结合其他影响页岩油产量的因素综合评价页岩油勘探有利层段。结果表明：L69井埋深3 040.35~3 072.10 m富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,并且油饱和指数（OSI）均值仅为67 mg/g,不具有页岩油勘探潜力;埋深3 116.90~3 126.70 m含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数（OSI）均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g（样品数n=8）,但游离油总量和轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,页岩油勘探潜力较低;埋深2 994.10~3 010.90 m富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量和油饱和指数（OSI）,与获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量基本相近或相等,并且该层段微裂缝发育、具异常压力、脆性矿物含量高和存在成熟运移油的贡献,为页岩油勘探的有利层段。     

渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气来源及运移方向

为明确渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气运聚特征,指出下步油气勘探方向,利用钻井、地震、分析化验等资料,对该区油气来源、输导体系及油气运聚方式进行了研究。孤北潜山下古生界油气来自渤南洼陷沙三段烃源岩,断层与下古生界风化壳是油气运移的主要通道。其中北东向断层与东西向盆倾断层活动时期与渤南洼陷生烃期一致,是油气运移的重要通道之一;下古生界潜山顶面风化壳厚度大,物性好,渗流能力强,可以作为油气远距离横向运移的良好输导层。原油主要充注方向为自西向东、自北向南,西排山与渤南洼陷通过孤西1号断层对接,渤南洼陷生成的油气可直接运移到西排山中聚集成藏;而对于中排山和东排山,油气首先沿埕东断层和孤北断层向东运移至潜山低部位,然后沿下古生界风化壳向高部位运聚成藏;同时中排山油气也可以沿东西向盆倾断层F₁或F₂走向运移进入东排山。西排山中部、中排山北部埕东断层上升盘及整个东排山是研究区下一步重点勘探区域。