渝东南牛蹄塘组页岩有机质特征及沉积环境研究

下寒武统牛蹄塘组页岩是四川盆地震旦系成藏的主要烃源岩,同时也是四川盆地页岩气勘探的目标层位之一。为研究富有机质页岩TOC含量在垂向上的变化规律,探讨沉积环境对富有机质页岩的控制作用,对渝东南酉阳地区牛蹄塘组页岩新鲜露头剖面进行系统野外观察、连续采样,进行有机碳、硫含量、Rock-Eval热解、有机质碳同位素、生物标志化合物、全岩X-射线衍射和黏土矿物含量等测试分析。结果表明：页岩有机碳含量分布在2.43%~9.89%之间,平均高达7.0%;有机碳同位素值分布在-32.4‰~-31.1‰之间,为典型的海相Ⅰ型干酪根;正构烷烃、萜烷以及规则甾烷的分布特征反映了泥页岩有机质低等的水生生物和菌藻类母质来源特征;富含硫和黄铁矿,且与有机碳含量呈较好正相关性,表明强还原沉积环境有利于有机质的富集;富含石英矿物,平均为61%,与有机质含量呈正相关,黏土矿物平均为17.6%,与有机质丰度负相关,表明深水陆棚相沉积环境中,越靠近深海,页岩石英矿物与有机质越富集,黏土矿物含量越少。     

渝东南下寒武统页岩储层特征及测井评价——以渝科1井和酉科1井为例

为了正确认识渝东南地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩储层特征与主控因素,对采自渝科1井和酉科1井的岩心样品,进行了系统的黏土矿物及全岩X-射线衍射分析、岩石常规物性分析、比表面和孔径分析、岩石有机碳分析、镜质体反射率（R_o）及显微组分测试。测试分析结果表明：牛蹄塘组页岩储层碎屑矿物含量平均为51.34%,黏土矿物含量平均为32.74%,有效孔隙度平均为1.2%,渗透率平均为8.0×10^-3mD,属于特低孔、特低渗储层。孔隙以中孔为主,约占总孔体积的73% 。BET（Brunauer、Emmett和Teller）比表面积平均为7.75 m²/g,平均孔直径为5.3 nm。总有机碳含量（TOC）平均为2.29%,R_o平均为3.12%,属于过成熟阶段。进一步统计分析表明：TOC与微孔体积呈正相关,黏土矿物总量与之呈负相关;TOC、黏土矿物总量、碳酸盐矿物含量均与中孔体积呈正相关;TOC、碳酸盐矿物含量均与宏孔体积呈正相关,碎屑矿物含量与之呈弱的正相关,黏土矿物总量与之呈负相关。用常规测井方法对牛蹄塘组页岩的孔隙度和TOC进行了计算,发现利用中子曲线计算的孔隙度与岩心分析结果在两口井中均吻合较好,但浅层不含油气情况下,自然伽马曲线（GR）与岩心分析TOC之间无明显相关关系。     

深层页岩欠平衡钻井气液固三相瞬态流动传热模型研究

井底压力的准确预测和有效控制是深层页岩欠平衡钻井作业的关键,但岩屑及环空流体与周围环境之间的对流换热对传统井底压力计算模型精度的影响较大。为此,建立了瞬态非等温井筒气液固三相流动模型,根据连续性方程和动量守恒方程,计算了流体速度、相体积分数和压力,并求解了不同径向层的能量守恒方程,得到了整个井筒–地层系统的温度分布,并采用迭代法,耦合求解了深度和径向方向上的温度、压力和流体性质;模型计算结果与欠平衡钻井作业的现场数据之间误差小于5.0%,验证了该模型的准确性与可靠性。基于所建立的模型,对比分析了考虑和不考虑岩屑存在及对流换热效应时预测的压力和温度差异,分析了欠平衡压差、机械钻速、地温梯度等因素对井筒压力和温度分布的影响规律。深层页岩欠平衡钻井气液固三相瞬态流动传热模型为控压钻井、欠平衡钻井在深层页岩油气中的高效应用提供了理论支撑。     

湖相页岩液态烃对页岩吸附气实验的影响——以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例

通过全岩和黏土矿物X-衍射、索氏抽提、离子抛光、扫描电镜、低温氮气吸附、等温吸附等实验分析,研究了鄂尔多斯盆地延长组湖相页岩储层中的液态烃对吸附气含量的影响。结果表明,延长组湖相页岩储层正处于中成岩阶段A期;有机质演化程度相对较低,不足以形成大量的有机质孔隙,却足以形成大量的液态烃,液态烃占据了页岩中直径约4 nm左右的孔隙。由于氮气不溶于液态烃,而甲烷易溶解于液态烃,使得抽提前后样品低温氮气吸附实验得到的比表面积和吸附量变化大,但抽提前后样品等温吸附实验测得的甲烷"吸附"量变化不大,这表明等温吸附实验中有一部分甲烷以溶解态赋存于页岩样品中。因此在用等温吸附实验研究低成熟度页岩吸附气含量的过程中,必须注意液态烃的影响。     

页岩膨胀应变及固井质量对套管变形的影响研究

威荣地区页岩气井套管变形问题突出,但目前引发该区域套管变形的机理尚不明确。该文基于页岩理化性质,分析了页岩膨胀应变对套管应力的影响,研究了考虑页岩膨胀应变条件下的固井质量与套管变形的关系。研究表明:威荣地区页岩呈硬脆性,力学强度高,水化后强度变化不明显;页岩膨胀应变及固井质量的综合作用对套管应力有明显影响,当水泥环缺失及存在微环隙时,能为膨胀应力提供足够的释放空间,降低套管应力,当膨胀应力不能被充分释放时,需尽量保证井筒组合体结构的完整性。高密度射孔对膨胀应力的释放具有积极效果,在合理的射孔参数条件下开展高密度射孔作业是预防套管变形的有效措施之一。该研究为同类页岩气藏套管变形机理研究提供了参考。     

含纹层陆相页岩力学参数的尺寸效应及其对压裂裂缝的影响

济阳坳陷陆相页岩中的含纹层泥质灰岩相页岩具有较好的储集物性,但发育的纹层使储层力学性质具有强非均质性,导致其力学参数的尺寸效应明显。以胜利油田博兴洼陷含纹层泥质灰岩相页岩岩心为例,采用三维有限元数值模拟方法,系统研究岩心力学性质及压裂裂缝的尺寸效应。结果表明：当岩心尺寸小于500 mm时,其单轴抗压强度和弹性模量的尺寸效应显著,不同围压下岩心抗压强度和弹性模量与单元尺寸呈负指数关系,且水力压裂破裂压力随单元尺寸的增大而减小。在博兴洼陷,当单元尺寸为1.5 m时,数值计算得到的破裂压力和改造体积更接近于真实地层,建议在满足计算效率的条件下采用单元尺寸小于1.5 m的单元网格开展模拟设计。     

伸展构造与反转构造对油气分布的控制作用 ———以松辽盆地东南隆起区为例

松辽盆地是大型中新生代具有“断”、“坳”双重结构的复合型沉积盆地, 在构造演化史中表现为早期断陷、中期拗陷、晚期反转的演化特征。东南隆起区是松辽盆地的一级构造单元, 发育了大量的伸展构造、反转构造, 它们对油气的聚集、分布具有较强的控制作用。但是, 由于伸展构造和反转构造形成的时期和发育的层位不同, 对油气成藏的 控制作用也不尽相同。伸展构造主要控制原生油气藏; 而在深凹带范围内的反转构造主要控制次生油气藏, 在斜坡带范围内的反转构造主要控制原生油气藏。     

基于运移输导体系的天然气水合物成藏类型——以琼东南盆地H区为例

琼东南盆地是南海天然气水合物富集区和重点勘查地区,但天然气水合物地质研究薄弱。通过三维地震资料解释、地球化学资料分析和大量调研统计,对琼东南盆地H区开展了以水合物成藏系统为主线、运移输导体系为重点的研究。累计48组地球化学数据分析表明,H区水合物分解气的甲烷碳同位素特征(δC₁=-48.2‰)和较高的乙烷、丙烷含量(C₂₊含量为21%),指示该区气源具有“热成因气为主、含混合成因气”的特征。地震解释发现,H区第四纪构造活动程度弱,NNE走向发育的气烟囱构造群、多边形断裂—粉砂复合体、海底滑塌扇构成了主要运移输导体系和优质储层。基于H区天然气水合物的气源特征和运移输导体系,预测并分析了“富含热成因气的气烟囱型水合物、富含热成因气的多边形断裂—粉砂复合型水合物、富含热成因气和混合成因气的海底滑塌扇水合物”成藏类型。     

渝西地区龙马溪组下部页岩储层发育特征及其影响因素——以重庆綦江观音桥剖面为例

渝西地区是重要的深层页岩气潜力区。该文以龙马溪组页岩储层为研究对象,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、总有机碳(TOC)测试、X射线衍射、低温氮吸附实验、地球化学元素测试等技术手段,通过对储层特征、沉积环境的系统研究,建立FHH分形模型,综合讨论龙马溪组页岩储层发育特征及其影响因素。结果表明,龙马溪组下部页岩储层矿物组分脆性矿物以石英为主,黏土矿物以伊利石为主;TOC平均值为2.84%,达到过成熟阶段;孔隙类型主要为有机质及生物化石孔隙、溶蚀孔隙、粒间孔、晶间孔以及微裂缝。纳米孔提供了主要的比表面积和储集空间,孔隙的孔径集中于40 nm以下。分形特征明显,分形维数值为2.76～2.85,表明孔隙结构相对复杂,具有非均质性,部分样品表现为双重分形特征。将纳米孔划分为渗透孔隙和吸附孔隙,孔隙体积和平均孔径与分形维数负相关性,平均孔径越小,孔隙体积越小,分形维数越接近于3。     

海相页岩纹层特征及其对页岩储层发育的影响——以川南长宁地区龙马溪组为例

纹层作为页岩最富特色的沉积构造,广泛发育于海相页岩层系中.纹层的发育直接导致页岩非均质性变化明显,进而对页岩生烃、页岩储集性以及页岩含气性等产生影响.文中以川南长宁地区X井龙马溪组的海相页岩为例,利用取心井岩心观察、薄片鉴定、电镜扫描、全岩X衍射及物性分析等资料,开展了海相页岩纹层特征及其对页岩储层发育的影响研究.结果...     

页岩气测井评价研究——以川东南海相地层为例

页岩气主要以游离和吸附方式赋存于暗色泥页岩或炭质泥页岩中。其中,游离气一般赋存于泥页岩的孔隙或裂缝中,而吸附气主要赋存于泥页岩中的有机质或黏土颗粒表面。依据不同测井曲线的基本原理,结合实验测试,利用测井技术对页岩气进行识别分析与评价,并分别计算出游离气含量和吸附气含量。通过研究分析,提出了计算页岩游离气含量"四步法"和吸附气含量"三步法"。依据建立的页岩气测井评价模型,以川东南海相页岩地层为例进行技术应用,取得了良好的效果。     

渝东南常压与高压页岩气典型差异性分析及效益开发对策

渝东南地区处于四川盆地东南缘的盆缘转换带,发育常压、高压两种类型页岩气藏。为提高常压页岩气开发效益,从常压与高压页岩气典型差异性分析入手,通过开展钻井、岩心观察、实验分析、成藏条件及生产动态等研究,结合渝东南地区页岩气勘探开发实践,明确了常压页岩气具有优质页岩厚度较薄、孔隙度较低、保存条件较差、含气量中等的典型地质特点。常压页岩气富集受沉积相带、保存条件及地应力场控制,受多期构造改造及差异性抬升影响,形成机理复杂,具有初产较低、稳产期短、递减较慢、返排率高的生产特征。与高压页岩气在地质特点、富集规律、形成机理及生产规律等方面具有明显的地质特征差异性。针对渝东南地区常压页岩气资源品位较差的问题,提出了常压页岩气效益开发的4个关键对策：(1)深化基础地质研究,明确富集规律和甜点目标;(2)建立变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差的开发技术政策,提高单井产量;(3)加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新,实现提速提效降本;(4)创新体制机制建设,打造高效组织运行模式。4个关键对策有效促进了常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变,助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。     

渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及下步攻关方向

四川盆地及其周缘发育高压和常压2种页岩气藏类型。近年来,中国石化华东油气分公司立足于渝东南盆缘复杂构造区及盆外褶皱带开展常压页岩气技术攻关,经过十余年的探索攻关,常压页岩气勘探开发取得了重大进展,形成了相对完善的常压页岩气地质理论认识及工程工艺技术系列。与高压页岩气相比,常压页岩气具有构造复杂、保存条件差异大、地应力变化快等特点,为加快对该类页岩气的勘探开发,从地质特征、富集规律、勘探开发效果等方面,系统总结了渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及认识：①深水陆棚相控制常压页岩气优质页岩展布,多期构造作用控制了构造样式、裂缝及地应力差异性分布,保存条件具有自东向西、由南往北逐渐变好的变化规律;②构建了4种常压页岩气聚散模式,有效指导了勘探部署,盆缘地区落实了平桥、东胜、阳春沟3个千亿立方米增储区带,发现了南川常压页岩气田,盆外地区明确了武隆、道真、老厂坪等一批有利目标;③制定了常压页岩气开发技术政策,明确产能主控因素,实现了效益开发。通过系统总结渝东南地区前期成果认识和勘探开发经验,分析面临的挑战,明确了下步攻关方向,可为中国南方同类地区常压页岩气效益开发提供借鉴。     

渝东南南川地区常压页岩气示范井应用评价及推广效果

渝东南南川地区常压页岩气资源丰富,是页岩气勘探开发的重要地区。该区前期钻井受地质条件复杂和工程技术配套不完善等因素影响,提速提效总体成效与常压页岩气规模效益开发要求存在差距。为此,选取该区阳春沟区块阳页54-3HF井作为首口常压页岩气示范井,攻关形成区域优快钻完井示范技术序列。在分析区域钻井技术难点的基础上,结合地层抗压特性、地层压力系统等基础研究,系统性攻关浅表层穿漏技术、井身结构优化技术、提速工具优选技术、轨迹控制与导向技术、低密度强封堵油基钻井液技术和优快完井技术等钻井关键技术,形成以浅表层工勘、大排量清水抢钻井、优化井身结构、全国产化提速工具配套、低密度强封堵油基钻井液、地质工程一体化导向、低承压井筒环境优快固井技术为核心的低成本优快钻井示范技术体系。示范井钻井周期19.96 d,刷新国内4 500 m井深最短钻井周期,机械钻速24.88 m/h,较同区相同井深最快机械钻速10.29 m/h提高141.79%,优质页岩钻遇率100%,固井质量优秀,起到了良好的示范引领作用。推广应用后,地区机械钻速、钻井周期等各项技术经济指标均得到明显提升,加快了南川地区常压页岩气勘探开发进程。南川地区常压页岩气示范井攻关形成的高效钻完井技术系列能够满足常压页岩气水平井钻井提速提效的要求,有效推动了石油工程“四提”迈上新台阶,为四川盆地周缘类似气田建设奠定了技术基础,助力国内上游稳油增气降本提效。     

渝东南地区海相页岩有机质孔隙发育特征及演化

页岩气在储层内的有效赋存及渗流由有机质孔隙决定。由此,以渝东南地区下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组高—过成熟度典型富有机质黑色海相页岩为研究对象,使用电子显微镜观察2套页岩层位的有机质孔隙结构。结果表明：龙马溪组页岩有机质孔隙主要发育在焦沥青内部,而固体干酪根内仅发育少量直径较小的有机质孔隙;牛蹄塘组页岩的焦沥青和固体干酪根均不发育有机质孔隙;2套页岩的总有机碳含量、全岩矿物组成及干酪根类型均具有相似特征,但牛蹄塘组页岩的热成熟度要远高于龙马溪组页岩,且已达到变质期,其固体干酪根和焦沥青的物理化学性质均趋近于石墨,导致其有机质内部不发育孔隙。过高的热成熟度不利于页岩中有机质孔隙的保存,所以渝东南地区下寒武统牛蹄塘组高—过成熟度海相页岩气的勘探开发应重点寻找热成熟度低于3.5%的地区。     

渝东南构造复杂区常压页岩气生产特征及开发技术政策

针对渝东南构造复杂区常压页岩气压力系数低、吸附气占比高、地应力复杂及压裂形成复杂缝网难度大等地质特点,在60余口页岩气水平井钻探成果和生产特征分析基础上,总结了常压页岩气生产规律,划分了生产阶段,明确了产能主控因素,提出了开发技术政策。结果表明:常压页岩气生产具有初期以排液为主,产气量较低,随着返排率增大,产气量不断增大,后期产量逐渐稳定,产量递减慢,单位压降产气量较高,单井可采储量较小的特点。可划分为纯液、过渡、稳定生产和低压排采等4个阶段,不同阶段生产特征受地层压力系数影响明显:压力系数越高,纯液生产时间越短,见气返排率降低;在过渡阶段,返排率越低,气液平衡时间越长;在稳定生产阶段,产气能力越强,单位压降产量和单井可采储量越高。产能主要受地层压力系数和有效改造体积控制,其中有效改造体积主要受控于最优靶窗钻遇率、水平段长、水平段方位以及压裂改造规模等,压力系数越高,最优靶窗钻遇率越高,水平段长越长,压裂改造规模越大,越利于提高单井产量和最终经济可采储量。在上述认识基础上,提出了渝东南构造复杂区页岩气开发技术优化政策和配套的压裂工艺参数,以指导常压页岩气效益开发。     

渝东北页岩气下古生界储集特征研究

与常规天然气相比,页岩气开发具有含气面积广、资源量大、开采寿命长和生产时间长的优点。页岩气是一种典型的"自生自储"成藏模式,集烃源岩、储层和盖层等所有关键的成藏体系各要素于同一套页岩层。以渝东北下古生界下寒武统和上奥陶统—下志留统页岩层系为研究对象,从储层物性、裂缝、储层矿物分析和吸附气量几个方面对页岩气的储集特征进行研究,对页岩气的勘探开发具有指导意义。     

渝东南—黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩裂缝发育特征与主控因素

依据渝东南—黔北地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩露头、岩心、薄片和扫描电镜下裂缝系统的观察描述、特征参数和对应样品分析测试数据,深入分析并探讨了牛蹄塘组页岩裂缝的发育特征与主控因素及其对页岩含气性的影响。结果表明:牛蹄塘组页岩中发育不同类型的宏观裂缝和微裂缝,宏观裂缝以构造缝为主,主要为高角度的剪切缝、张剪性裂缝、压扭性裂缝及低角度滑脱缝;微裂缝主要为非构造成因的层间缝、粒间缝和粒内缝。岩心中宏观裂缝大部分被充填,充填物主要为方解石、泥质及黄铁矿。裂缝的发育主要受构造应力及构造部位、有机质含量、矿物成分及含量、岩性与岩石力学性质等多种因素的影响,其中构造因素是裂缝发育最主要的控制因素,脆性矿物与有机质含量对页岩岩石力学性质与裂缝的发育具有重要影响。在良好保存条件下,裂缝的发育对牛蹄塘组页岩含气性与渗透性均具有贡献,而对渗透性的改善是其最主要的贡献。压扭与滑脱性裂缝缝面糜棱状矿物内部孔隙、裂缝发育,有效改善了页岩的孔渗能力。裂缝中方解石、石英等充填物内部发育开启的次级裂缝和溶蚀孔缝亦增加了充填裂缝的有效性。     

基于地质异常理论的页岩气有利区块圈定与定量评价——以渝东南地区下志留统龙马溪组为例

目前国内有关页岩气的研究主要集中在页岩气的成藏机理、页岩气成藏的地质条件和远景区预测,而对页岩气勘探理论和方法的研究则相对比较薄弱,这在一定程度上制约了我国页岩气工业化进程。为此,以地质异常找矿理论为指导,结合页岩气的地质特征,提出了页岩气有利区块圈定与定量评价方法。利用渝东南地区下志留统龙马溪组71个露头剖面和渝页1井的数据,根据页岩埋深、厚度、有机质含量、黏土矿物含量、石英含量等5个页岩气有利区地质异常关键指标及其阈值,预测了渝东南地区大有、武隆、彭水、连湖、黔江、太极和酉阳7个龙马溪组页岩气有利区段。通过对有利区段进行有利度定量评价,圈定出渝东南地区武隆、黔江西、黔江东、太极西、连湖东、连湖西、连湖中、彭水鹿角西、彭水长滩、彭水高谷、彭水鹿角东、酉阳西、酉阳东、大有等14个区块为页岩气有利区块。进而在对上述有利区块进行找气绝对优度和相对优度定量评价的基础上,指出黔江西、武隆、太极西、连湖东、连湖西、连湖中等6个有利区块是渝东南地区页岩气勘探开发的优先靶区。     

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。