鄂西—渝东北地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏地质条件分析

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组是鄂西-渝东北地区页岩气勘探的重要层位，目前勘探尚未取得突破，页岩气富集成藏的主控因素不清。通过对鄂西建始地区JD1井及其邻区钻井岩心和野外露头资料的测试分析，研究了鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组深水陆棚相优质页岩时空分布、有机地化、储集物性以及含气性等特征。鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组富有机质页岩发育，深水陆棚相富有机质页岩主要分布在凯迪阶、赫南特阶和鲁丹阶3个层段，具有厚度大、有机碳含量高、热成熟度适中、储集条件好、埋藏深度适中等特点，具有良好的页岩气成藏地质条件。凯迪阶、赫南特阶和鲁丹阶3个层段深水陆棚相沉积的富有机质页岩、断裂欠发育的稳定构造、中下三叠统区域盖层发育是鄂西-渝东北地区五峰-龙马溪组页岩气富集成藏的主控因素。      

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏关键地质因素

中国南方中扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有较好的页岩气勘探前景,但目前对于该区复杂的地质条件及页岩气勘探开发潜力的认识尚不够全面,制约了其勘探成效。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素,以单井储层综合评价为基础,结合钻井、测井、岩心、露头及分析测试数据,对五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积环境、储层发育特征及保存条件等页岩气关键富集条件进行研究,并与四川盆地焦石坝和长宁等页岩气主产区块进行对比。研究结果表明:①该区富有机质页岩段形成于五峰组—龙一3亚段沉积期,为深水陆棚沉积,厚度介于15～39 m,由南至北逐渐增厚;②优质页岩段储层岩石相类型以硅质页岩相为主,孔隙度介于1.60%～7.44%,储集空间以有机孔为主、连通性较好,总有机碳含量高,有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型,热演化程度高,含气性较好,可压裂性好;③当阳复向斜内地层保存较好、产状平缓、断裂发育少、顶底板厚度大且分布稳定,页岩气保存条件较好;④较之于长宁、焦石坝等区块,中扬子地区具有埋藏深、两向应力差较大和地层压力系数较低的特点。结论认为,该区五峰组—龙马溪组具有较好的页岩气富集条件,具备进一步开展勘探...     

黔北地区五峰组—龙马溪组页岩储层含气性特征及其影响因素

黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育一套优质富有机质页岩,具有良好的资源前景,但页岩储层特征、含气特征和主控因素尚不明确。基于前人资料和最新钻井,对黔北地区五峰组—龙马溪组页岩的有机质特征、储层物性和含气性特征进行了系统的分析,并探讨了含气性的主要影响因素。结果表明：黔北地区五峰组—龙马溪组为浅水陆棚—深水陆棚沉积,优质页岩主要分布在道真—习水一线深水陆棚相,最大厚度达80～100 m;五峰组和龙马溪组下段富有机质页岩TOC含量高,多在2%以上,有机质类型好、成熟度适中,具有良好的页岩气物质基础;优质页岩脆性矿物含量较高,具有较好的可压裂性,储层空间类型多,以有机质纳米孔为主,孔渗相对较低;页岩的甲烷吸附能力强,主要受控于TOC含量和热成熟度。黔北不同地区页岩含气量差异较大,在习水和道真地区页岩气含量相对较高、在桐梓—正安等地区页岩气含量相对较低,同一构造部位页岩气含量的差异受控于TOC含量、纳米孔隙发育程度和含水饱和度,不同构造部位页岩气含量受控于构造保存条件,构造宽缓、远离大断裂和较大的埋深等保存条件较好的页岩含气量普遍较高。     

四川盆地焦石坝地区页岩裂缝发育主控因素及对产能的影响

以涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩为研究对象,通过岩心观察、FMI测井解释和氩离子抛光扫描电镜等手段,对页岩裂缝发育的主要控制因素及其对产能的影响进行分析。研究发现,焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩发育微观裂缝（解理缝、晶间缝和贴粒缝）和宏观裂缝（高角度缝——斜交缝和垂直缝、水平缝——页理缝和层间滑动缝）。这两类裂缝的发育程度明显受到岩层的力学性质、页岩气层异常高压、距主滑脱面的距离、斑脱岩的发育程度以及构造作用的控制,其中微观裂缝和水平裂缝在五峰组和龙马溪组底部最为发育,而高角度缝在远离断裂带的构造稳定区主要发育在五峰组,在靠近断裂带页岩气层均有发育。天然裂缝在纵横向上发育程度的差异控制了页岩气单井产量,主要体现在：①影响了页岩气富集,微裂缝和水平裂缝在远离焦石坝构造周边断裂的稳定区总体表现出积极的贡献,而开启性高角度缝,易于形成页岩气逸散通道,造成页岩气藏丰度降低、实测地层压力略有偏低;②影响了后期人工体积改造的有效性,开启性高角度缝的发育不仅会造成钻井液漏失量大,同时也不利于后期压裂改造形成缝网,使人工体积改造有效性降低。     

鄂西地区黄陵背斜周缘五峰组—龙马溪组页岩气储层及含气性特征

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为鄂西地区重要的页岩气勘探目的层。为更好地实现研究区域页岩气的勘探与开发,利用黄陵背斜周缘调查井及实测地层剖面资料,对五峰组—龙马溪组岩石地层、有机地球化学、储层物性、含气性等方面进行了综合分析。研究表明：目的层纵向上可以分为五峰组硅质岩段、五峰组观音桥灰岩段、龙马溪组下部黑色炭质页岩段、龙马溪组上部灰黑色炭质页岩夹粉砂岩段。目的层埋深多为1000～3000m,厚度具有由南向北、由东向西逐渐增大的趋势。研究区TOC含量多为1.16%～2.99%,平均为2.10%。黄陵背斜西南缘TOC含量比东缘高,五峰组TOC含量最高,龙马溪组上部含量最低。五峰组—龙马溪组以石英矿物和黏土矿物为主,脆性矿物含量高,页岩储层为低孔特低渗孔隙类型;孔隙类型以有机质孔隙及粒间孔隙为主,地层由下至上表现出有机质条带、有机质孔隙及黄铁矿数量逐渐减少的趋势。含气性特征研究表明,黄陵背斜西南缘含气性稍微好于东缘地区,含气量与TOC值呈现较好的正相关性,五峰组含气性最好,龙马溪组上部较差;北北东向新华断裂带附近页岩气含气性较差,而北西向断裂带附近页岩气含气性较好。研究结果可为黄陵背斜周缘页岩气调查井的部署提供理论依据。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气的晚期逸散

为了探讨四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散方式和强度,应用典型井页岩气层埋藏史、构造特征、压力系数、含气量和页岩岩心物性分析资料,通过页岩气晚期逸散时间和特征分析以及模式构建,指出页岩气晚期逸散的时间为页岩气层晚期持续抬升的整个阶段,从盆缘到盆内五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散开始的时间从早白垩世演变为晚白垩世。页岩储层基质孔隙以纳米级为主、渗透率属纳达西级（平均为0.000 215×10^-3 μm²）、渗透率应力敏感性强（岩心有效覆压从3.5 MPa升高到40 MPa,渗透率降低了两个数量级）。在断裂不发育的页岩气层深埋区,页岩气的逸散为浓度差驱动的微弱扩散。晚期构造作用导致页岩储层抬升或发育开启断裂,随着地应力的释放,页岩储层渗透率增大,且水平渗透率远大于垂直渗透率（地表全直径岩心水平渗透率平均为0.567 8×10^-3 μm²、垂直渗透率平均为0.153 9×10^-3 μm²）。剥蚀露头区附近或浅埋藏带以及开启断裂附近页岩气逸散强烈,且沿层方向逸散强度远大于垂直层面方向。从深埋区到浅埋区再到露头区,以及逐渐靠近开启断裂,随着地应力、页岩渗透率、烃浓度的变化,页岩气沿层方向逸散方式表现为从微弱扩散到较强扩散再到强烈扩散或渗流的渐变特征,且逸散强度有序渐次增大。     

四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式

以四川盆地东南缘焦石坝构造龙马溪组页岩气田及邻区为例,探讨复杂构造区、高演化程度页岩层系成藏富集的关键控制因素。焦石坝构造为经历多期构造运动改造的断背斜;龙马溪组页岩热演化程度高,Ro值大于2.2%,下部发育厚35~45 m、TOC值大于2%的优质页岩层系;产层超压,地层压力系数为1.55,页岩气产量、压力稳定。构造类型、构造演化及地球化学分析表明,龙马溪组存在多期生烃和天然气运聚过程,两组断裂体系与龙马溪组底部滑脱层的共同作用控制网状裂缝形成和超压的保持,是页岩气富集高产的关键,龙马溪组封闭的箱状体系保证了气藏的动态平衡。焦石坝页岩气藏的高产富集模式为"阶梯运移、背斜汇聚、断-滑控缝、箱状成藏";经历多期构造演化的复杂构造和高演化页岩层系发育区,要形成页岩气高产富集区,与常规气藏一样,需要有利的保存和构造条件。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

鄂西地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩含气性特征及保存条件

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为鄂西地区重要的页岩气勘探目的层.利用鄂西地区20多口调查井资料,对其五峰组—龙马溪组岩性、沉积相、含气性特征及保存条件进行了分析.五峰组以黑色含碳硅质页岩为主,为深水硅泥质陆棚相,龙马溪组以灰黑色碳质页岩为主,为深水泥质陆棚相;五峰组—龙马溪组与下志留统新滩组下部组成2个三级层序且含气...     

丁山地区龙马溪组页岩气保存条件分析

川东南丁山地区地质构造复杂,通过对丁山地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合地球物理手段获得的页岩埋深、压力、顶底板条件等综合分析,对丁山地区五峰-龙马溪组页岩气藏的保存条件进行了研究。参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。结果表明,丁山地区以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。丁山断褶构造的斜坡带及向斜构造部位断裂较少,埋深适中,地层压力较大,顶底板稳定连续,保存条件较好,是进一步勘探开发的重点地区。     

四川盆地东南缘页岩气富集模式 ——以丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例

在川东南丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气基本地质条件认识的基础上,利用钻井、测井、压裂测试、分析化验及构造解释等资料,通过天然气在页岩气系统内的赋存形式、运移方式及运移强度的分析,探讨了适用于研究区的页岩气富集模式.页岩气系统中高角度裂缝延伸距离短,页岩储层顺层滑脱缝、页理缝等顺层缝延伸较远,顺层方向渗透...     

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。     

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2HF为例

涪陵页岩气田开发的巨大成功(JY6-2HF井累产超过3×10⁸ m³)为五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发提供了新的启示,这一成功的关键在于①焦石坝地区位于鄂西-渝东五峰组-龙马溪组深水沉积区,WF2—LM4笔石带页岩厚度较大,具有较好的页岩气富集的物质基础;②JY6-2HF井主要穿行在WF2—LM4笔石带页岩层位中,该套优质页岩与中东-北非的"Lower Hot Shale"具有全球可对比性。涪陵、威远和长宁等页岩气田开发井的主要水平段也都在这段笔石带之中,该笔石带页岩具有有机碳含量高(TOC>3%)、有机质孔最发育(有机质孔隙度>4%)和含气量高(6.87～9.02 m³/t)等特点。综合分析认为,在类似的地质和工程条件下,页岩气井水平轨迹在WF2—LM4笔石带页岩中穿行比例决定了页岩气单井产量和最终可采储量(EUR)。研究成果将为四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气和世界其他地区志留系页岩气勘探开发提供参考。     

Assessing shale gas resources of Wufeng-Longmaxi shale (O3w-S1l) in Jiaoshiba area,SE Sichuan (China) using Petromod II: Gas generation and adsorption

Taking Well JY4 as example, the authors present petroleum system modeling with PetroMod software for shale gas resource assessment of Wufeng-Longmaxi shale in Jiaoshiba area, which takes account of hydrocarbon adsorption process within source rocks. On the basis of burial and thermal modeling, source rocks adsorption parameters obtained from isothermal adsorption of gas measurements were defined. The results show that the total gas content of Wufeng-Longmaxi shale is estimated in rang of 4.6–10.5 * 10⁶ kg/km², and the proportion of absorbed gas content is around 22–50% in Jiaoshiba area.     

四川盆地东南缘齐岳山断裂构造特征与页岩气保存条件

勘探现状表明,位于四川盆地东南缘的齐岳山断裂,导致了盆缘两侧页岩气成藏存在显著的差异性。文章基于最新的地震数据,结合区域地质资料,利用断层相关褶皱理论,系统解剖齐岳山断裂的构造变形特征,具体包括齐岳山断裂的几何特征,形成演化过程,以及对页岩气保存条件的影响。结果表明,齐岳山断裂在平面上呈S形分布,由多条不连续断层组成,且在北部呈右阶左行雁列式,在南部左阶右行排列;齐岳山断裂控制形成了西侧背斜和西侧斜坡两类转换带,并分别发育"基底冲断—断层相关褶皱—滑脱"和"基底逆冲—滑脱"两类构造变形模式,且断层断距从焦石坝到古蔺逐渐变小;齐岳山断裂在晚侏罗世主滑脱层抬升导致隔槽式褶皱带向隔档式转变过程中形成雏形,经历了晚白垩世黔中地块的改造作用和新近纪末期的差异隆升形成现今的形态;受齐岳山断裂控制,东侧强烈变形褶皱带保存条件差,仅宽缓向斜内残留常压页岩气藏,西侧前缘基底分支断层滑脱导致五峰组-龙马溪组抬升,形成的四个背斜构造埋深适中,为有利勘探目标,且自南向北其保存条件逐渐变好。     

四川盆地焦石坝构造区页岩有机质特征及其成烃能力探讨———以焦页1井五峰—龙马溪组为例

以四川盆地焦石坝构造区焦页1井为例,根据全岩、干酪根和微体化石等分析,对上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质泥页岩开展了成烃生物识别和有机岩石学研究,并对成烃能力进行了讨论。研究表明:高过成熟的五峰—龙马溪组页岩成烃生物主要由疑源类、藻类体（层状藻和底栖藻）和动物碎屑（笔石、几丁虫和海绵骨针）组成,成烃生物是有形态有机质的重要组成部分;无形态有机质是五峰—龙马溪组页岩有机质的主要组分,包括无定形体、微粒体和沥青,呈细小颗粒分散在矿物基质中。研究认为富氢的藻类体和笔石管胞内脂类大分子聚合物是主要的成烃母质,大量存在的无形态有机质,尤其是大量孔隙充填的细小固体沥青,说明原始生烃母质具有很强的生烃潜力,是形成页岩气藏的物质基础。      

川东南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气异常压力封存箱剖析与形成机制

川东南地区焦石坝构造、丁山构造以及南部长宁黄金坝构造页岩气普遍存在超压现象,上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气存在由3个隔板构成的2个页岩气异常压力封存箱。下封存箱位置与五峰组—龙马溪组优质页岩层段相当,由上奥陶统临湘组与宝塔组致密含泥灰岩、瘤状灰岩形成页岩气封存箱的底部封隔层;顶板位于龙马溪组龙一段一亚段的中部,由火山灰蚀变黏土岩夹层、薄层碳酸盐岩及泥岩互层组成,同时形成上封存箱的底板;上封存箱顶板位于龙马溪组二段与龙一段分界处,由泥岩或泥岩夹薄层碳酸盐岩互层组成。研究认为页岩气封存箱顶、底板封隔层含致密碳酸盐岩或碳酸盐岩薄层并与泥岩互层时具有更好的封盖能力。封存箱顶底板与封存箱内部在测井曲线上(如声波、电阻率、自然伽马等)存在差异。上、下封存箱内部特征也不同:上封存箱内页岩微观结构显示强的各向异性,石英含量低、黏土含量高,有机质含量低,有机质孔隙连通性差,全烃含量低,孔隙度低;下封存箱内页岩微观结构显示各向同性,石英含量高、黏土含量低,有机质含量高,有机质相连,有机孔相通,连通性好,全烃含量高,孔隙度高。该页岩气异常压力封存箱经历了早期快速埋藏、有机质未熟低熟、以正常流体压力系统为主的封存箱雏形阶段,快速深埋大量生烃的液态烃类流体超压封存箱形成阶段,深埋及高过成熟大量生气的超压封存箱形成阶段,以及晚期页岩气异常压力封存箱改造定型阶段,最终形成由3个隔板组成页岩气底封顶盖、地层侧向倾伏及逆断层侧向封堵、空间上相互叠置的上、下2个互相独立的页岩气异常压力封存箱。孔隙度高、有机质含量高、连通性好及压力系数高的下封存箱是页岩气高效开发的优先目标。      

涪陵页岩气勘探开发重大突破与启示

中国海相页岩气分布领域广,资源丰富,但与北美相比,具有页岩时代老、热演化程度高的特点;同时由于经历多期次的构造改造,具有保存条件和埋深差异大的特殊性。针对这些特点和特殊性,提出了生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气“三元富集”理论。以此为指导,中国石化集团公司的页岩气勘探向四川盆地及其近缘聚焦,确定川东南地区下志留统是首选的页岩气勘探突破领域。建立了海相页岩气区带和目标评价方法,优选涪陵焦石坝构造为页岩气突破目标,2012年部署钻探焦页1井,一举发现了中国首个大型页岩气田--焦石坝龙马溪组海相页岩气田。同时,借鉴、集成和研发关键技术,形成了中、浅层海相页岩气钻井技术和大井段分段压裂的海相页岩储层改造技术。在勘探开发一体化的工作思路指导下,通过精细高效的组织管理实现焦石坝大型页岩气田的快速高效开发。