川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合其他钻井、露头资料和前人研究成果,从黑色页岩沉积环境与分布、岩矿组成、储集空间类型、储渗条件、力学性质等方面,对川南下志留统龙马溪组下段黑色页岩的储层特征进行了研究。初步证实该页岩储集条件与美国主力产气页岩相近,具有4项显著特征：①黑色页岩为深水陆棚相沉积,厚度大,分布稳定,广泛分布于川南及其邻区,沉积中心区厚度一般为20~135 m,其中富有机质页岩段具高伽马测井响应;②石英、长石、碳酸盐3种脆性矿物含量超过40%,黏土矿物不含蒙脱石和高岭石,具较高弹性模量和较低泊松比,质地硬而脆;③发育残余原生孔隙、有机质孔隙、黏土矿物层间微孔隙、不稳定矿物溶蚀孔等4种基质孔隙以及大量裂缝,其中有机质微孔隙和黏土矿物层间微孔隙是页岩基质孔隙的主要组成部分;④应用地球物理、老资料复查和实验室分析等手段初步证实,川南龙马溪组页岩存在异常高压特征,物性好于预期。总体认为,川南龙马溪组黑色页岩具备页岩气勘探开发的良好储集条件。     

渝东北地区下志留统龙马溪组页岩气勘探前景

在野外露头剖面测量、钻井岩心取样及实验测试的基础上,从富有机质页岩区域展布、地球化学特征、岩石储集特征及含气性等方面研究渝东北地区下志留统龙马溪组页岩气形成条件与资源潜力。结果表明：研究区下志留统龙马溪组黑色页岩厚度大,自西向东先增厚后减薄,TOC含量高,有机质类型好,热演化程度较高,脆性矿物含量高,有机质纳米孔隙及微裂缝发育,含气量较高,埋深适中,有利于页岩气的形成与富集。采用综合信息叠合研究认为,巫溪-田坝-温泉地区为页岩气勘探开发的有利区域,综合地震资料优选出区带内田坝、文峰区块为有利区块,面积约450 km²,估算页岩气资源量为2×10¹²～3×10¹²m³,具有良好的页岩气勘探开发前景。     

页岩气水平井高产层段判识方法及其应用——以四川盆地威远页岩气示范区下志留统龙马溪组为例

在页岩气勘探开发过程中,准确界定目的层中高产层段,对页岩气的效益开发具有十分重要的意义。为此针对四川盆地威远页岩气示范区高产层难以判定、导致水平井产气量差异巨大的问题,建立了水平井高产层段测井判识方法。首先以导眼井中游离气含气饱和度计算为基础,确定游离气富集的高含气饱和度层段,再以导眼井标志层测井组合特征建立小层划分标准,根据钻井旋回的连续性及沉积地层不可逆性原则,创建了"极值方波旋回对比"小层对比方法,准确界定了各水平井钻遇的地质小层。并利用同一井组各水平井钻遇不同小层厚度、实际压裂级数与产气量相关分析方法进行了方法验证。在此基础上对威远地区页岩气高产层段进行了判识,明确指出威远地区页岩气高产层段是下志留统龙马溪组底部的1套中高伽马值(超低去铀伽马)硅质页岩段,其厚度介于1.5~6.0 m,页岩气赋存方式以游离态为主。相关研究成果对该区块页岩气中高产层段的准确判识、界定并及时掌握其分布规律提供了技术支撑。     

基于测井资料识别页岩气储层的方法优选——以四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组为例

基于测井资料划分识别页岩气储层的方法有多种,但不同方法的适用性及其识别精度均有差别。因此,优选出页岩气储层的区域性识别方法具有重要意义。通过对四川盆地下志留统龙马溪组页岩气储层特征的综合分析比对,建立了页岩气储层与非储层的识别标准,深入剖析了重叠图法、?lgR识别法、总有机碳含量计算识别法的原理及适用性,并结合岩心分析资料对各方法进行评价、对比和精度分析,最终优选出常规测井资料组合法结合体积密度TOC指示法作为四川盆地龙马溪组页岩气储层的识别方法。结果表明:建立识别标准可为精确划分识别页岩气储层提供重要依据;自然伽马、密度及声波时差重叠曲线对页岩气储层的识别效果较好,而补偿中子由于受黏土影响较大而不适于作为该区的叠合曲线;孔隙度测井曲线重叠法识别非富有机质页岩气层的效果不佳;体积密度TOC指示法的划分成果能满足精度要求,而自然伽马TOC指示法识别精度相对较差。     

川南下志留统龙马溪组页岩吸附特征及控制因素

页岩的吸附特征是评价页岩气是否具有开采价值的一个重要标准,是研究页岩气富集规律的一个核心内容。为此,以四川盆地南部地区下志留统龙马溪组取心页岩为研究对象,开展页岩等温吸附实验研究。实验发现龙马溪组泥页岩的Langmuir体积较大,平均为1.33m3/t,Langmuir压力平均为1.66 MPa,反映了龙马溪组页岩的吸附能力较强,具有良好的储气能力,但不利于解吸。结合页岩矿物特征及孔隙结构特征,研究发现温度、有机碳含量、湿度、比表面积等是影响龙马溪组页岩吸附能力的主要因素;页岩气的吸附过程属于放热反应,随温度升高吸附气量减少;由于水分占据了一定原本被气体吸附的孔隙表面,因而湿度越大,吸附气量越小;中孔和宏孔体积与页岩饱和吸附气量具有较好的正相关性;有机碳含量越高,饱和吸附气气量就越大;比表面积更是饱和吸附气量的控制因素,二者具有极高的相关性。     

四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析

四川盆地下志留统龙马溪组发育富含有机质页岩。作为页岩气的源岩,该套页岩在盆地内分布广泛,厚度大,有机质含量高,有机质类型好,热演化程度高,生气潜力大;作为储层,页岩中孔隙和裂缝发育,为页岩气提供了充足的储集空间,并且等温吸附实验也表明,页岩具有较强的气体吸附能力;由于页岩的致密性及抗构造破坏性,本地区构造条件满足页岩气成藏要求。多口井下志留统页岩的气测显示也为页岩气的存在提供了有利证据。根据页岩厚度、有机碳含量、热演化程度和生烃强度等信息,预测宜宾-自贡-泸州一带及达州-万县一带为页岩气的有利勘探区域。     

基于成像矿物谱的页岩气储层脆性指数计算方法——以四川盆地南部下志留统龙马溪组为例

页岩气储层脆性指数是页岩气藏压裂方案设计所需的核心参数之一,但目前获取该指数的方法成本较高、耗时耗力且过分依赖于取心资料。为了解决上述问题,以四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩气储层为研究对象,首先对该区的成像测井数据进行分析和校正、进行图像的直方图加强,将成像测井图像刻度为成像矿物谱;然后基于正态分布理论,并结合实验分析数据,通过解析成像矿物谱,获得了页岩气储层矿物含量;进而结合裂缝特征等建立了脆性指数的计算模型,形成了矿物含量及脆性指数的计算方法(以下简称新方法),并在该区的多口页岩气井进行了验证。研究结果表明:①新方法具有成本较低、适用性强、计算精度和实用价值较高等优点;②较之于目前常用的方法,新方法数据资料具有普遍性、脆性指数计算结果具有连续性;③新方法能够精确地反映层理、薄层及局部岩性变化等对脆性指数的影响,对于页岩气储层脆性及可压裂性评价有着重要的参考作用;④现场应用效果表明,新方法计算结果与实钻结果吻合程度高,该区多口井测试均获得了页岩气工业产能。结论认为,新方法为海相页岩气储层压裂优选评价提供了技术支撑。     

海相含气页岩水平层理类型、成因及其页岩气意义——以川南地区古生界五峰组-龙马溪组为例

页岩发育多种成因类型水平层理,不同类型水平层理渗透性存在差异。综合岩心观察、大薄片全直径成像和氩离子抛光片扫描电镜分析发现,川南地区古生界五峰组-龙马溪组含气页岩发育递变型、砂-泥递变型、砂-泥互层型和书页型4种水平层理。递变型水平层理由多个粉砂层水平叠置而成,粉砂和泥混杂堆积,粒序发育。砂-泥递变型水平层理中粉砂纹层和泥纹层水平互层,粉砂纹层呈颗粒支撑结构,整体正递变,其底部为突变界面,顶部与上覆泥纹层渐变接触。砂-泥互层型水平层理由粉砂纹层和泥纹层水平互层构成,层和纹层界面均突变接触,粒序不发育。书页型水平层理由极薄层状泥纹层构成,发育微弱的正粒序。4种水平层理具有不同的成因机制。递变型和砂-泥递变型水平层理均为相对低能的泥质浊流成因,递变型水平层理形成的水动力更弱;砂-泥互层型水平层理为陆棚相等深流成因;书页型水平层理为远洋悬浮沉降成因。水平层理类型直接影响页岩渗透性。书页型水平层理页岩富含有机质和有机孔,页岩渗透性最好;砂-泥互层型水平层理页岩颗粒分选性较好,页岩渗透性次之;递变型和砂-泥递变型水平层理页岩颗粒分选性差、有机质含量低,渗透性最差。     

页岩气储层孔隙连通性及其对页岩气开发的启示——以四川盆地南部下志留统龙马溪组为例

大型水力压裂后,页岩气储层中的不连通含气孔隙有可能转变成"潜在可采孔隙",而目前的主流页岩气储层孔隙分类方法没有考虑上述不连通孔隙,对储层孔隙有效性评价的准确性有影响。为此,以四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩为研究对象,开展柱塞样和碎样岩心孔隙度、饱和盐水后离心+渐变干燥核磁共振和核磁冻融实验,分析页岩气储层不连通孔隙体积、主要发育位置、主要孔径分布范围,划分页岩气储层孔隙系统,确定页岩含气连通孔隙有效孔径的下限,开展页岩气储层全孔隙有效性评价,并探讨页岩中不连通孔隙对于页岩气开发的影响。研究结果表明:①该区页岩气储层存在着大量的不连通孔隙,占比高达30.23%,孔径分布介于5～30 nm,主要发育于有机质和少量的黏土矿物中;②该区页岩气储层黏土束缚水核磁T_2截止值为0.26 ms,对应孔径为5.35 nm,此为该区页岩气储层有效孔径的下限;③大型水力压裂可改善页岩气储层中孔径超过5.35 nm的不连通孔隙,实现页岩气有效开发;④水力压裂改造后的不连通孔隙可增加压裂液在基质中的储存空间,吸收裂缝中的压裂液,置换孔隙中的页岩气,促使页岩气储层自动缓解水锁,提高页岩气单井产量。结论认为,采用"离心+渐变温度干燥"法,结合核磁共振实验可实现页岩孔隙中流体赋存状态和孔隙系统的定量划分,高速离心+核磁共振实验可以确定可动水和毛细管束缚水,渐变干燥+核磁共振实验可以确定毛细管束缚水和黏土束缚水。     

页岩孔隙整合化表征方法——以四川盆地下志留统龙马溪组为例

页岩低孔隙度、强非均质性及纳米级孔隙发育等特征给其孔隙表征带来了诸多困难,而现今的孔隙表征方法各有其优缺点,且不同的表征方法往往适用干特定的孔隙尺寸范围,单独使用准确性往往不高。为此,基于前人的研究成果,通过开展实验并对各种表征方法进行针对性分析与比较,总结出了一套集气体吸附法、核磁共振法、高压压汞法、气体孔隙度法等多种孔隙表征方法优点于一体的"整合化"表征方法,并据该方法对四川盆地下志留统龙马溪组页岩孔隙进行了表征。结果表明:①该表征方法以核磁共振法测试结果作为基准孔径分布尺度,采用优化选取、分段及加权等措施,设置不同尺度区段及其比例系数以优化表征准确度,得到的数据其衔接部分契合度较为良好,孔隙分布结果符合相关规律;②四川盆地龙马溪组页岩"整合化"后的孔隙特征与其地质性质相符,证明该表征方法能够得到在全孔隙尺度上更具有代表性的数据,可对页岩孔隙的准确表征起到一定的技术支撑作用。     

四川盆地下志留统龙马溪组页岩小层划分与储层精细对比

四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩气工作已经从初期的资源调查、评层选区阶段进入大规模效益开发阶段,开展页岩地层小层划分及页岩储层精细对比,是页岩气勘探—开发一体化的迫切需要、是实施地质—工程一体化的重要指导。通过岩心描述、薄片鉴定、测井及实验分析资料对典型井的岩性、地层层序、沉积旋回、古生物等研究,进行区域小层划分;开展小层沉积微相对比及页岩储层精细对比,探讨各小层储层与产量影响关系。四川盆地龙马溪组底部龙一1亚段由下至上进行"四分"小层:龙一_1~a、龙一_1~b、龙一_1~c和龙一_1~d,龙一_1~b小层为全盆地标志层,对比性高龙一_1~a、龙一_1~b小层沉积微相以炭质泥棚级、硅质泥棚级为主,区域延续性好,为优势相带;龙一_1~a、龙一_1~b小层页岩储层以Ⅰ类为主,纵横向连续性好,龙一_1~c、龙一_1~d小层页岩储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主,储层连续性差。通过生产井压裂效果分析表明,靠近龙马溪组底部的龙一_1~a小层和龙一_1~b小层优势微相发育,且Ⅰ类储层连续性好,其压裂效果好于顶部龙一_1~c、龙一_1~d小层。     

黔北地区下志留统龙马溪组页岩储层特征

为弄清黔北地区下志留统龙马溪组海相富有机质页岩储层特征,文中利用有机地球化学、低温氮气吸附、甲烷等温吸附和场发射扫描电镜等资料,分析讨论了龙马溪组页岩的矿物学、有机地球化学、页岩储集空间和吸附能力等特征.结果表明:研究区龙马溪组页岩有机质类型以Ⅰ型为主,有机质成熟度适中,总有机碳质量分数在0.39％～9.24％,平均为...     

渝东南地区下志留统龙马溪组页岩气成藏地质特征

近年来,渝东南地区页岩气勘探开发成为油气勘探领域的焦点。基于野外实测地层剖面和钻井资料,从页岩地层特征、地球化学特征、储层特征及成藏模式等方面系统分析了渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质特征。结果表明:渝东南地区龙马溪组页岩沉积厚度大,为30~130 m,在石柱—彭水地区形成沉积中心;页岩有机碳含量高,为0.05%~17.4%,在彭水地区形成有机碳含量高值区,有机质类型主要以腐泥质无定性体为主,热演化程度处于高—过成熟阶段。储层矿物成分复杂,粘土矿物包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石,脆性矿物以石英、长石和碳酸盐矿物为主,脆性指数高。储集空间以有机质孔、粒间孔、粒内孔、粘土矿物层间孔及裂缝为主。页岩气成藏方式为原地聚集成藏,生气方式主要为原油裂解生气和有机质热解生气。     

页岩储层非均质性分析——以四川长宁地区下志留统龙马溪组为例

页岩储层有别于常规储层,低孔低渗的特性决定了其储层非均质的复杂性。国内针对页岩储层非均质特征评价工作开展的还相对较少,目前没有完善的评价标准。在详细调研国内外储层非均质性研究的基础上,文中分别从平面、层内、微观3个方面对有机质体积分数、成熟度、孔隙度、矿物组分的非均质性特征进行对比研究,并根据研究结果做出相应分析。分析结果表明:四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩储层纵、横向上非均质特征均明显,夹层发育,热成熟度高,镜质体反射率(Ro)达3.8%;石英等脆性矿物体积分数高,孔隙、微裂隙发育且配置好,页岩储层物性好,勘探开发潜力大。     

湖南保靖下志留统龙马溪组页岩气成藏地质条件评价

通过对湖南保靖地区下志留统龙马溪组广泛发育的一套滞留相暗色页岩厚度、埋深,有机碳、成熟度、有机质类型等有机地化指标以及孔隙度、渗透率、裂缝等储层物性参数、运聚特征和保存条件进行研究分析,揭示了该区下志留统龙马溪组暗色页岩具有较好的页岩气成藏地质条件和勘探潜力。参照国内外页岩气有利选区标准,并结合该区实际情况,优选了页岩气有利勘探区。     

利用地球物理综合预测方法识别页岩气储层甜点——以四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组为例

四川盆地长宁区块是中国最早进行页岩气勘探开发的地区,但以往地震工作量投入相对较少,尚未精细刻画出页岩气商业开采的"甜点区"。为此,基于测井及三维地震解释成果等资料,通过地震岩石物理分析和建模,确定页岩气储层甜点地球物理响应特征,并以此为依据,应用全道集叠前反演技术预测了总有机碳含量(TOC)、优质储层厚度、地层脆性及地层压力等关键评价参数的平面分布情况;应用模糊优化综合评价方法确定了甜点的空间展布。研究结果表明:(1)该区页岩气储层甜点具有明显的低密度、低纵波速度、低泊松比、低纵横波速度比特征,且TOC越高,上述特征越明显;(2)优质页岩储层(Ⅰ、Ⅱ类区)在纵向上主要分布于下志留统龙马溪组底界上部约30 m范围内,平面上主要分布于三维地震区块的中部,建议优先开发;(3)Ⅲ类储层区各项关键评价指标均较低,建议选择性开发。     

页岩脆性的综合评价方法——以四川盆地W区下志留统龙马溪组为例

页岩储层的脆性特性对页岩气的开发效果具有重要影响,脆性页岩有利于天然裂缝的发育和压裂后形成具有一定导流能力的网状复杂裂缝,从而提高页岩产气量。为了探寻页岩脆性特征,弥补单一学科技术评价页岩脆性存在的不足,提出了一种利用X射线衍射、计算弹性参数和室内岩石力学测试3种技术来综合评价页岩脆性的方法,即通过分析页岩矿物组分含量、泊松比、杨氏模量、横纵波比参数和岩石应力、应变性质,对页岩储层的脆性特征进行综合评价。将该方法应用于四川盆地W区下志留统龙马溪组黑色页岩的脆性评价,结果表明：该区龙马溪组二段脆性好于龙马溪组一段,龙马溪组二段在1 535~1 541 m层段时,具有高的石英含量,较低的泊松比、横纵波比和较高的杨氏模量值;深度在1 541 m时岩样的应力、应变曲线负坡较陡,页岩储层的脆性指数大于50%,有利于对页岩储层进行压裂改造。实践证明：该方法具有较高的有效性,与实际压裂测试结果吻合较好,可作为压裂选层的重要依据。     

浅层海相页岩含气性特征及其主控因素——以昭通太阳区块下志留统龙马溪组为例

浅层页岩气（埋深小于1 500 m）的勘探开发具有成本低、建产快等特点,受到广泛关注。昭通国家级页岩气示范区太阳区块下志留统龙马溪组页岩气具有埋深浅、高含气量的特点,显示出良好的勘探潜力,但前人对该区浅层页岩气的含气性分布及主控因素研究较少。为了丰富这方面的研究,利用太阳区块龙马溪组一段页岩样品的分析测试资料,对其含气性特征及主控因素进行分析。研究区龙一₁¹小层总含气量最高,自下而上含气量逐渐降低,平面上龙一₁亚段页岩含气量高值区位于研究区北部和南部;有机质含量、矿物组分、储层物性及外部保存条件等对研究区龙一₁亚段浅层页岩含气性具有一定的控制作用。有机质是生成页岩气的原始物质,同时其生烃裂解形成的有机质孔为页岩气提供大量的储存空间,有机质含量是总含气量的最主要控制因素;硅质矿物含量高,有利于后期压裂开发。研究区龙一₁亚段顶底板地层岩性致密,封闭性良好,具有微超压—超压特征,有效阻止了页岩气逸散,勘探前景广阔。     

鄂西下志留统龙马溪组页岩储集特征

鄂西下志留统龙马溪组(含上奥陶统五峰组)是中国南方四川盆地页岩气勘探的重点区带。应用双孔隙介质孔隙度数学模型,以钻井资料为基础,对鄂西龙马溪组页岩基质孔隙构成和裂缝发育状况进行了定量评价,初步发现鄂西龙马溪组富有机质页岩储集条件具有3大特征:(1)孔隙类型总体以基质孔隙为主,仅在局部深度点/段发育微裂缝;(2)总孔隙度总体较小,仅为川南龙马溪组的1/2,且孔隙构成以黏土矿物晶间孔隙和有机质孔隙为主体;(3)基质孔隙体积大量减少和含气性变差的首要原因与川南筇竹寺组基本相似,即为黑色页岩热成熟度过高并出现有机质碳化特征,有机质碳化所控制的超低电阻富有机质页岩分布区是页岩气勘探的高风险区。由此推断,利川—恩施一带(即A井—HY1井区一带)为有机质严重碳化区,勘探风险高;石柱—万县复向斜东侧(即JS1井区周边)为有机质弱碳化区,勘探风险较高;EY1井以南和C7井以西的广大地区为有机质未碳化区,即页岩气勘探潜在有利区。     

利用纳米压痕实验研究层理性页岩岩石力学性质——以渝东南酉阳地区下志留统龙马溪组为例

采用点矩阵纳米压痕技术对渝东南酉阳地区下志留统龙马溪组页岩进行弹性模量、硬度、断裂韧性等力学参数测量,借助场发射扫描电镜和能量色散X射线荧光光谱对压痕形貌及压痕区域矿物组成进行定量分析,提出基于矿物强度分类的三组分页岩微观力学模型,采用Mori-Tanaka方法实现力学参数从纳米向厘米尺度升级,并利用页岩单轴压缩实验结果进行对比分析。实验结果表明,纳米尺度下的页岩弹性模量与硬度、弹性模量与断裂韧性之间具有良好的线性关系,垂直层理方向的页岩弹性模量、硬度、断裂韧性等略小于平行层理方向;力学参数具有Weibull分布特点,硬度结果离散性最强,分析主要为页岩本身非均质性和压痕投影不确定性所导致。对比纳米压痕均值统计、尺度升级模型与宏观单轴压缩实验结果发现,纳米尺度下力学参数结果要高于尺度升级模型和单轴力学实验参数结果,证实不同尺度下的力学参数存在差异性,岩心尺寸越大,包含颗粒间孔隙和内部缺陷越多,岩石力学参数解释结果精确性越差。