准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层方沸石成因与甜点意义

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层中普遍发育方沸石,且与甜点段对应好,展示出“示烃矿物意义”。为全面深入了解方沸石对页岩油甜点的意义,采用偏光显微镜、全岩X衍射成分分析、电子探针BSE图像分析及矿物能谱分析等手段,对方沸石的岩石学和矿物学特征进行了综合研究,再结合地质背景探讨了成因及意义。吉木萨尔凹陷芦草沟组方沸石主要赋存于沉凝灰岩、碳酸盐岩质凝灰岩中,个别出现在凝灰质白云岩中,而方沸石岩极为少见。方沸石在岩石中的赋存状态包括纹层状、球粒状、块状、脉状。方沸石形成于高盐度、碱性、低温的热液条件下,埋藏过程中碱性长石及部分蒙脱石类黏土成岩转化形成自生方沸石;火山喷发活跃期火山物质经过热反应与蚀变形成次生方沸石。成岩早期形成的大量方沸石胶结物起到了抗压实作用进而保护原生孔,也为成岩中后期次生溶孔的形成提供物质基础,大幅提升了页岩油层的储集性能,因而方沸石富集段与页岩油甜点段对应良好。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油富集规律

为进一步揭示准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油富集特征及规律,丰富与发展陆相页岩油成藏理论,更好指导下一步页岩油勘探与开发,综合岩心、岩石薄片、测井、录井、试油资料及X射线衍射全岩矿物组成、岩石热解及分阶热解、核磁共振等分析测试,深化了芦草沟组页岩油富集规律及控制因素的认识。研究区芦草沟组发育湖相混合沉积,岩性以白云质/灰质泥岩、凝灰质泥岩、粉砂质泥岩、碳酸盐岩、粉砂岩为主。泥岩类内部发育"自生自储"滞留型页岩油聚集,良好的生烃潜力和适宜的热演化成熟度主导了其内部页岩油的富集;碳酸盐岩、粉砂岩内部发育"近源运聚"型页岩油聚集,具有含油性更好、游离油含量更高的特点,优质的孔-缝体系和储集物性控制着其内部页岩油的富集成藏。垂向上,泥岩类与碳酸盐岩、粉砂岩构成两相混合(相源混合)型、源区混合(母源混合)型和突变混合(间断混合)型沉积类型,其中,两相混合型沉积和源区混合型沉积具有优质的源储组合,利于发育具良好产能的"源-储一体"湖相混积岩型页岩油。陆相页岩油勘探开发不仅要考虑传统的岩石生烃潜力、储集物性等要素,还需综合分析混合沉积类型、岩性组合和原油可流动性等要素,选取适宜的页岩油开采方式。     

非常规油藏地质工程一体化效益开发实践——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为例

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层埋藏深度大、物性差、非均质性强、原油黏度高,水平井大规模体积压裂技术是实现效益开发的关键.自2012年采用水平井体积压裂技术开发以来,强化地质工程一体化攻关,改造理念和技术体系逐步完善,并配套优质完井和高效举升技术,实现了页岩油高效开发.将地质工程相结合,明确上甜点最优质的P2l22-2层...     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点地震预测方法

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密白云岩储集层物性差,非均质性强,甜点储集层与围岩波阻抗差异较小,常规反演方法预测储集层难度较大。因此,首先从岩石物理分析出发,分析致密储集层测井响应特征,寻找反演特征参数。然后分别开展叠前和叠后地震反演预测页岩油甜点,根据与钻井岩心的吻合率,优选出最适合的地震预测方法,形成一套综合的页岩油甜点地震预测方法。结果表明,利用密度与纵波速度交会图坐标旋转结果,可以识别芦草沟组上甜点一类储集层,横波阻抗与纵波阻抗交会图坐标旋转结果可以将芦草沟组下甜点一类储集层和二类储集层与三类储集层和非储集层区分开;核磁孔隙度对甜点识别效果最佳,孔隙度4%是识别下限;对比叠后均方根振幅属性、叠后吸收衰减属性、叠前AVO属性和叠前同步反演的甜点预测结果与试油资料的吻合率,发现叠前同步反演在研究区甜点预测方面更有优势,并划分出3类储集层。     

页岩油甜点储层成因新模式——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

甜点储层是页岩油勘探开发的关键与核心,针对其主控因素及形成机理,利用岩心观察与铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、物性测试等方法,结合录井、测井等资料,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点储层进行了剖析与研究。结果表明：微米孔隙是页岩油甜点储层的必备条件,依其产状和组合,甜点储层可分为孤立溶孔型、连续溶孔型和混合连续孔型3种类型,不同类型储层物性特征差异明显;微米孔隙主要为次生溶孔,其形成机理是有机酸源内溶蚀作用,与源外常规油气储层溶蚀作用具有明显不同的动力机制,为幕式超压充注溶蚀;CO₂分压和碎屑颗粒产状对源内溶蚀作用具有重要控制作用,前者控制矿物的溶蚀,后者控制甜点储层的类型。源内溶蚀作用的提出,为页岩油甜点储层成因提供了新模式。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油偏稠成因分析

通过研究吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩母质组成、烃源岩生烃及热演化特征、成藏模式、原油次生作用,揭示了该区页岩油整体偏稠以及纵、横向原油性质差异的原因。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油未遭受生物降解,其油质偏稠的原因主要是:①芦草沟组烃源岩中无定形体、藻类等有机质十分丰富,在咸水环境下生成的原油中异构烷烃、环烷烃含量相对较高,油质相对偏稠,"下甜点"烃源岩比"上甜点"烃源岩处于咸化的更强还原环境,藻类等水生生物更发育,是造成纵向上"下甜点"页岩油较"上甜点"页岩油更稠的主要原因;②芦草沟组烃源岩有机质类型好、早期生烃,在低成熟阶段(0.5%相似文献   

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油开发实践

新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组陆相页岩油资源丰富,估算资源量超过15.8×108t。为实现页岩油有效开发,近年来通过对芦草沟组陆相页岩油地质特征、工程技术、生产特征及规律等详细分析,结合开发实践的总结,取得了以下成果及认识:①吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是陆相咸化湖相细粒沉积的页岩,烃源岩品质优、厚度大,源储一体,页岩段原位聚集,"甜点"段邻源供烃为主、自生为辅的特征,是典型的陆相页岩油;②明确了页岩油体积压裂水平井裂缝控制区内游离孔隙度和游离油储量丰度是页岩油高产的基础;③随着埋深增大,水平两向应力差增大,压裂缝复杂性降低,是部分含油性好的"上甜点体"水平井低产的主要原因;④原油黏度是影响"下甜点体"水平井产量的关键因素;⑤优质"甜点"钻遇长度及压裂米加砂量是吉木萨尔页岩油水平井高产的工程关键因素;⑥页岩油压裂液与基质孔隙原油存在渗吸置换作用,压裂后适当焖井可以提高生产效果;⑦水力压裂缝长度有限,合理井距不应大于200m。通过持续研究和开发实践,页岩油开发取得了较好的效果,水平井单井最高年产突破1.3×10~4m^3,2019年已基本进入规模试验建产,为中国陆相页岩油的工业化开发积累了丰富的经验。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”储集特征及成因机理

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂,非均质性强,“甜点体”形成规律是制约地质理论研究和勘探开发的一个关键难题。通过岩心观察、薄片鉴定和含油性分析,针对“甜点体”地质特征进行了表征,分析了影响产能的地质因素,确定了可动油孔隙的形成机理。吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”的岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩,孔隙度为5.75%~11.9%,渗透率为（0.02~1.26）×10^-3 μm²,其中岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大,“甜点体”的储集空间为溶蚀粒间（内）孔、裂缝;页岩油产能的大小受控于可动油孔隙的分布以及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量,可动油孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的,层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。储层成岩过程中储集空间耦合生排烃作用最终形成“甜点体”,其形成的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。该发现可对同成因类型页岩油的勘探和开发提供指导。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油开发难点及对策

为实现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油资源的有效动用和高效开发,推动中国陆相页岩油的规模化建产,通过详细对比国内外页岩油储集层地质特征,分析了中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质差异,结合吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发的探索与实践,形成了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油高效开发的技术对策体系。研究结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有储集层埋深大、物性差、非均质性强等特征,开发过程中面临的难点主要体现在甜点识别标准不完善、整体有效可动用程度低、开发技术参数不明确、降本增效难度大等。通过开展以下工作有效解决了目前面临的开发技术难题:(1)综合储集层、测井、录井、地震和基础力学实验研究,建立"甜点"评价标准,优选地质和工程有利区;(2)开展地质工程一体化研究,结合现场井距试验和生产动态资料分析,优选井网部署参数、优化合理工作制度;(3)基于原油流动性实验分析,明确原油流动性主要影响因素为黏度,采用CO_2前置压裂可有效降黏增效;(4)推动大平台批钻批压,降低压裂窜扰、套损等问题对规模建产的影响,奠定降本增效技术攻关方向。吉木萨尔凹陷页岩油开发过程中形成的技术对策,对中国陆相页岩油资源的规模建产具有积极的示范作用。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性解释方法研究

为进一步认识准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性特征,在前人岩性精细识别的基础上,以“岩心刻度测井”的思想为指导,参考核磁共振测井资料解释成果,构建了适用于芦草沟组页岩油储层特征的物性及含油性参数解释模型。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系甜点体烃类可流动性影响因素

为研究吉木萨尔页岩油甜点储层中烃类可流动性影响因素,采用场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、纳米CT、高压压汞法与氮气吸附联合分析、核磁共振分析等实验技术,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油微纳米孔隙及烃类赋存特征进行分析.结果表明:页岩油储层各类岩性的孔隙分布存在较大差异,以长石岩屑粉细砂岩最好,大于300 nm孔...     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油水平井钻井技术

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位于准噶尔东部隆起,其二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一,是近海咸化湖盆混积岩沉积,具有丰富的致密油、页岩油资源。2012年吉172_H井喜获高产,揭开了吉木萨尔页岩油的开发序幕。七年来,在各方力量的大力支持下,新疆油田持续开展有效开发技术的探索与实践,陆续实施了数十口水平井的试验攻关。尤其是2016年以来,围绕水平井体积压裂开发理念,坚持工程地质一体化,JHW023井和JHW025井终获突破,单井日产油最高达到108.3 t,高产稳产态势初显,展现了页岩油有效动用的良好前景及巨大的开采潜力。通过多年来不断的技术探索及实践验证,形成了针对吉木萨尔凹陷独有的页岩油钻井工厂化作业技术及配套的钻井技术,2019年新疆油田公司继续采用水平井钻井技术高效开发吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油,这不仅意味着新疆油田对页岩油藏开发的不断探索突破,对我国西部地区类似地质条件的页岩油气藏开发也具有借鉴意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源评价

近期,新疆油田非常规致密油领域获得重大突破,有效推动了我国非常规油气勘探。准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储集岩主要由泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩组成,纵向上集中发育为上、下2段,下段以粉砂岩为主,上段以湖相云质岩为主,具有典型的咸化湖相沉积特征。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩发育,致密储层大面积连续分布,且具有纵向上“源储共生”、横向上连续分布的源储组合关系;致密油成藏主要受优质烃源岩分布、致密储层物性、含油饱和度控制,沿致密储层集中段富集。基于上述特征,采用小面元、EUR评价方法计算凹陷上、下2段致密油的地质资源量约为20×10⁸t,技术可采资源量约为1.15×10⁸t;其中较为现实的Ⅰ类资源量约为2.5×10⁸t,技术可采资源量为0.16×10⁸t。吉木萨尔凹陷致密油作为典型咸化湖盆地源内互层致密油类型,开展芦草沟组致密油刻度区解剖,获取地质评价与资源评价关键参数,将为类似非常规致密油区块资源评价提供类比及借鉴依据。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油效益开发探索与实践

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油藏是典型的陆上页岩油非常规油藏,储层岩性复杂、横向埋深差异大、纵向夹层多、非均质性强,油层薄,原油黏度高,开发难度大。经过勘探发现、先导性试验、动用突破、规模建产4个阶段的探索,取得了重要进展,但产能建设达产率不高,单井投入产出矛盾逐步凸显,开发效益成为制约吉木萨尔页岩油开发的主要问题。2021年以来,中国石油新疆油田公司从管理与技术两方面着手,进行了效益开发探索。针对优质甜点分布、优质储层钻遇率、储层改造强度等单井产量的主控因素,采用储层精细再认识、核磁共振测井可动性评价、提高钻井井眼轨迹调控精度、提高储层改造强度等技术措施,配合市场化自主经营,形成了成熟的管理和技术体系,在实践中得到检验,单井投入下降53.4%,单井最终可采储量（EUR）提升50%左右,实现45美元/bbl下算盈,推动了吉木萨尔页岩油效益开发。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油地质特征与勘探潜力

准噶尔盆地二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一,是近海咸化湖盆混积岩沉积,具有丰富的致密油、页岩油资源,吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地东部典型富液态烃凹陷。基于页岩层系实际地质资料分析,发现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系发育上、下两个含油系统,具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的特征:(1)近海湖泊沉积环境,间歇性海水注入使湖泊生物群体死亡,利于有机质富集保存;细粒混积岩沉积为主,划分为6层2.5个三级沉积旋回;(2)烃源岩主要发育在芦草沟组第2段(P2l2)和第5段(P2l5),岩性主要为碳酸盐质泥岩和硅质泥岩,有机碳含量多大于4%,Ⅱ型干酪根为主,Ro介于0.6%~1.1%,处于生油窗口;(3)储层普遍较致密,岩性主要为碳酸盐岩、碳酸盐质砂岩、硅质砂岩,孔隙度主体介于6%~12%,空气渗透率小于0.1 m D,连通孔喉直径主体介于几十至几百纳米,以粒内孔、粒间溶蚀孔为主,含油饱和度多介于80%~90%,储油条件较好;(4)地层流体压力系统以常压—弱超压为主,原油密度平均为0.8971g/cm~3,50℃平均黏度为165.2m Pa·s,为低—中等热演化程度产物,地层条件下整体流动性较差。吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油资源丰富,经评价致密油技术可采资源量为0.91×10~8t,其中P_2l_1和P_2l_4是致密油"甜点段",致密油"甜点区"主要分布于凹陷中部;页岩油技术可采资源量为1.10×10~8t,其中P_2l_2和P_2l_5是页岩油"甜点段",页岩油"甜点区"也主要分布于凹陷中部。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油录井响应及“甜点”快速评价技术

混积型页岩油岩性复杂、矿物类型多、“甜点”横向变化快，常规测井对岩性、物性及含油性响应不敏感，而核磁测井需要岩石物理实验标定，解释周期长，尚缺乏有效的现场“甜点”快速评价技术。针对上述问题，以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层为例，以核磁测井解释为依据，研究气测、碳酸盐矿物、钻时等录井资料对混积型页岩油岩性、物性和含油性的响应特征，明确内在联系，优选敏感参数，实现页岩油储层参数和“甜点”的快速评价。研究表明：混积型页岩油岩性、物性及含油饱和度在录井资料上均有明显响应，其中，碳酸盐含量和白云石占比能有效反映粉砂岩、云质粉砂岩、砂屑白云岩、泥晶白云岩和云质灰岩等主要岩性，碳酸盐含量、全烃/钻时对孔隙度反映敏感，碳酸盐含量、湿度比和全烃对含油饱和度敏感。基于录井敏感参数的孔隙度和含油饱和度解释模型，精度可达71.0%,与核磁测井相比，Ⅰ类油层“甜点”识别率超90%,能够实现随钻过程中页岩油“甜点”的快速准确评价。研究成果对提高混积型页岩油水平井“甜点”钻遇率及降本增效有指导意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油滞留聚集机理及资源潜力探讨

近些年来,北美地区海相页岩气的成功开发及致密油、页岩油的勘探突破,带动了全球在烃源岩层内寻找油气的热潮。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为一套半深湖—深湖相烃源岩,显示良好的页岩油勘探前景。基于岩心描述、薄片观察、地球化学(TOC、R_O、Rock-Eval等测定)、XRD、压汞、核磁共振等实验数据及资料,研究表明:①芦草沟组烃源岩厚度大,有机质丰度高,主要处于低熟—成熟阶段,为一套优质烃源岩;②页岩油储集空间类型为微裂缝和基质孔隙两大类,前者以纹层理(缝)为主,后者以粒间溶孔为主,大小一般为100～1 000nm。其中纳米级孔喉占孔喉总体约98%,是页岩油储集空间的主体。依据芦草沟组页岩油含量(S₁)与TOC、R_O关系及页岩油(即滞留烃量)富集因素分析,综合研究认为芦草沟组中R_O值为0.7%~1.0%、TOC≥2.0%的烃源岩段是寻找页岩油的最有利层段,页岩油整体上具有“有机质大量吸附,纳米级孔喉大量聚集,微裂缝(纹层缝)有效汇聚” 滞留聚集特征。基于页岩油评价的关键参数及核磁共振等实验结果,采用小面元体积法,初步估算凹陷内芦草沟组页岩油地质资源总量约为25.5×10⁸t,(理论)可采资源量约为4.16×10⁸t,技术可采资源量约为0.40×10⁸t,其富集中心位于吉30井、吉174井、吉251井、吉32井等附近。这些认识对该地区页岩油勘探开发具有重要的指导意义。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层演化特征及差异性评价

吉木萨尔凹陷页岩油是准噶尔盆地重要的油气勘探区域,近年来取得重大突破,以往的研究集中在沉积环境、岩石特征、微观孔隙结构等方面,而对页岩油储层演化特征及储层差异性的研究较为薄弱。为探讨研究区储层演化特征及差异性,选取吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段典型岩心样品,通过岩石薄片、铸体薄片、X-衍射等研究手段,对吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层特征、控制因素进行研究,并对储层演化特征及差异性进行分析。研究结果表明:芦草沟组上“甜点”段页岩油储层主要以砂屑云岩、长石岩屑砂岩、云质砂岩、粉砂质云岩及灰色泥岩为主,岩石矿物成分复杂;溶蚀孔、粒间孔和晶间孔为主要的储集空间类型,偶见少量裂缝发育;在酸碱流体多期演化作用下,储层经历了压实压溶、方解石和白云石胶结以及复杂交代等成岩演化过程,不同岩性储集层的物性、孔喉结构参数及测井响应特征存在差异。该研究为吉木萨尔芦草沟组页岩油的勘探开发提供了有利依据。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地质特征与勘探实践

吉木萨尔凹陷形成于海西运动晚期,燕山运动期改造作用较强,定型于喜马拉雅运动期,现今为西断东超的箕状凹陷。中二叠统芦草沟组全凹陷分布,以咸化浅湖—深湖相沉积为主,是一套优质的烃源岩,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型的混合型,目前处于成熟阶段。与其他地区致密油对比,芦草沟组致密油“甜点”具有单层薄、纵向上跨度大的特点,有两段“甜点”发育相对集中段。“甜点”储层以白云质粉细砂岩为主,覆压孔隙度平均10.8%,覆压渗透率为0.001~0.6 mD,以微细溶蚀孔为主。