建南东岳庙段页岩气常规测井解释模型研究——以JYHF-1井为例

为深化对建南构造侏罗系东岳庙段陆相页岩气储层的认识,对中国石化首口以水平井方式开发的页岩气评价井——JYHF-1井东岳庙段岩心与测井资料进行了精细解释,建立了东岳庙段泥页岩岩性、储层识别、储层矿物含量、孔隙度、渗透率、饱和度和含气量解释计算模型,形成了一套较完善的页岩气储层综合解释评价方法,其解释模型并可拓展用于中扬子及其它地区页岩气储层测井评价。     

页岩气测井评价技术特点及评价方法探讨

测井技术是页岩气勘探开发的关键技术之一.从调研北美页岩气成功勘探开发实例人手,在储层地质背景研究的基础上,分析了页岩气与常规油气层测井评价方法的主要差异.根据页岩气勘探开发需求,探讨了中国页岩气测井系列的选择依据与测井评价技术.提出页岩矿物成分和储层结构评价、页岩储层标准的建立、裂缝类型识别与岩石力学参数评价等方面的研...     

A地区页岩气储层总有机碳含量测井评价方法研究

页岩气储层中总有机碳含量（TOC）反映了页岩的生烃潜力,准确获取页岩气储层TOC含量对页岩气的开发具有重要意义.利用测井资料的连续性和纵向分辨率高等特点,建立精度较高的TOC测井评价模型.在分析几种常用TOC测井评价方法限制因素的基础上,结合A地区岩性变化复杂的实际情况,建立了BP神经网络预测TOC、拟合方法计算TOC、基于干酪根含量计算TOC共3种模型,并对该地区X井页岩进行了TOC含量评价.结果表明：在A地区采用BP神经网络预测TOC模型其精度最高,可为岩性复杂地区的TOC含量评价提供技术支持.     

基于灰色模糊理论的页岩气储层评价——以重庆南川地区龙马溪组页岩为例

页岩储层具有影响因素多、孔渗关系复杂、非均质性强、评价难度大等特征,为了确定页岩气储层评价参数权重的大小,以重庆南川地区龙马溪组页岩为例,运用灰色关联分析法与模糊综合评判法对页岩储层进行评价。结果显示：总有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（Ro）、有效厚度、孔隙度、脆性矿物含量和渗透率均是影响该区页岩储层质量的主要因素,其权重分别为 0.257 9,0.133 1,0.119 1,0.149 6,0.139 2和 0.201 1。通过对各参数进行模糊数学计算得到页岩储层的综合评价因子为 0.41～0.93,并以此为依据预测了南川地区龙马溪组页岩气储层的分布规律。     

测井新技术在页岩储层中的评价与应用

测井新技术对于页岩气勘探开发具有很好的应用前景,可用于页岩储层的识别和评价。为了更好地总结测井新技术在页岩储层识别与评价中的应用,通过文献调研,归纳了页岩储层测井识别新技术,梳理了测井新技术在页岩储层识别与评价中解决的主要地质问题,列举了部分测井新技术的应用效果,对此后页岩气勘探开发具有一定的指导意义。     

长宁页岩气储层分级测井评价标准及应用

为准确评价长宁地区海相页岩气而研究页岩气测井分级评价标准。在借鉴前人量化分析确定总有机碳含量(TOC)、总含气量、有机质成熟度、孔隙度和脆性矿物含量这5个页岩气品质主控因素的基础上,通过对长宁地区20口井龙马溪组—五峰组实验数据进行分析,利用总含气量与总有机碳含量的关系确定页岩气层TOC下界值。结合页岩有机质成熟度、矿物组分含量、孔隙度、总含气量等重要指标,与敏感测井信息做对应性分析,进一步明确Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类页岩气层、页岩干层及石墨化页岩干层的测井分级评价标准。通过区间数指标权重熵值法得到页岩气单因素权值以及储层品质综合评价方法。结果表明,应用所形成的页岩气分级评价标准及综合品质评价方法能较好地指示储层品质,为选层压裂以及页岩气资源评价提供技术支撑。     

川西南威远地区页岩气效益“甜点区”地震综合预测方法及其应用

川西南威远地区钻井少,仅靠运用岩心、测井资料评价预测w(TOC)、孔隙度和脆性等"甜点区"核心指标的平面分布难度较大。利用地震资料预测不但能弥补该区钻井资料少的不足,而且能评价无井地区页岩"甜点区"的核心指标。以研究区五峰组—龙马溪组龙一1亚段为研究对象,首先在页岩储层测井响应特征和岩石物理分析的基础上,明确页岩储层孔隙度和w(TOC)的敏感参数分别为纵波速度和密度,并建立定量关系和地震预测模型;然后依据定量关系开展地震数据全道集叠前同时反演,从而预测页岩储层的孔隙度、w(TOC)和脆性指数;最后对页岩储层孔隙度、w(TOC)、裂缝和脆性等核心参数的预测结果进行综合分析及评价。结果表明:地震预测的效益"甜点区"分布趋势与已钻井符合率较高,预测结果较为可靠;研究区中部和南部地区孔隙度、总有机碳含量整体较高,裂缝较发育,脆性指数高,为页岩气勘探开发的效益"甜点区"。页岩气效益"甜点区"地震预测方法能有效预测"甜点"的空间分布,对该区块乃至川西南地区页岩气的规模效益开发具有指导意义。     

页岩的储层特征以及等温吸附特征

页岩的储层特征以及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,为此,以某页岩气藏为例,测量其岩心的孔隙度与渗透率,并进行X射线衍射全岩分析和黏土矿物测定,以分析其储层特征。结果表明：该页岩的孔隙度主要分布在0.01%~5%,渗透率主要分布在0.000 01~10 mD,孔隙直径主要分布在4~6 nm;页岩的孔隙度与渗透率没有明显的相关关系,黏土矿物主要为绿泥石、伊利石、蒙皂石以及伊蒙混层。挑选了6块岩心进行等温吸附试验,以确定TOC以及R_o对页岩吸附能力的影响,结果表明：①页岩的气体吸附遵循Langmuir等温吸附曲线,其总解析气量与页岩的TOC成正相关,但与孔隙度没有明显的关系;②不同成熟度、不同TOC页岩的吸附特征研究表明,页岩的吸附能力与页岩的TOC和R_o密切相关,随着页岩TOC以及R_o的提高,页岩的吸附能力增加;当页岩的TOC相近时,页岩的R_o越高,吸附能力越强;当页岩的R_o相近时,页岩的TOC越高,页岩的吸附能力越强。     

页岩气藏常规测井响应特征研究

页岩气资源量丰富,但国内开采处于起步阶段。为了提高页岩气藏开采水平,首先需要清楚的认识页岩气藏的储层特征。研究页岩气藏的测井响应特征能够对储层中的岩石矿物组成、含气性能等做出合理的评价。通过查阅国内外文献,从常规测井技术与特殊测井技术总结了页岩气藏的测井响应特征,响应特征中与常规油气藏显著不同的地方是识别有机泥页岩的重要手段。现场实际中,要结合储层矿物组成等,并排除其它干扰因素,运用多种测井响应特征方法对页岩气藏进行解释。测井响应特征的研究为页岩气藏的后续勘探开发奠定了基础。     

页岩气测井评价进展

测井评价在页岩气的勘探开发过程评价中发挥着至关重要的作用,与常规储层相比,页岩气储层的测井评价难度更大。经过大量的关于页岩气的文献调研,综述了页岩气的开发现状以及页岩气储层的地质特征和测井响应特征,概括性地介绍了当今页岩气测井评价的测井系列;总结了页岩气测井评价的任务主要包括矿物组分评价、物性参数评价、地化参数评价、含气量的计算、岩石力学参数的计算以及裂缝识别;给出了页岩气储层测井解释评价的技术和方法,并对页岩气测井评价提出了一些建议和认识。     

页岩气开发的地质与工程一体化技术

页岩气储层非均质性强,实现工程技术与储层条件的最佳匹配,是实现页岩气经济有效开发的关键。分析了我国页岩气开发中存在的主要问题,阐述了页岩气储层特征分析方法及关键技术,从地质与工程一体化的角度,系统论述了针对于页岩气储层特征的工程技术思路和方法,建立了页岩气地质与工程一体化的技术体系。      

中国页岩气勘探新思路

页岩气具有自生自储、低孔低渗的特点,它的成藏机理与常规气藏相似,对产量贡献最大的是游离气。高产页岩气藏需要具备以下四个基本条件:具有持续生气能力的页岩,网状微裂缝发育,气藏发育在构造封闭的宽缓背斜中顶底板岩层致密,形成岩性圈闭。盆地内构造运动影响较小、成藏诸要素具备,是国内重点页岩气勘探区域,尤其是四川盆地下志留统龙马溪组及下寒武统牛蹄塘组黑色页岩,应作为我国页岩气勘探的重点目标。     

复杂条件下页岩气藏生产特征及规律

从页岩气藏的储层特征、生产机理及压裂施工后气井的产能特征着手,首先分析了页岩储层多孔介质的4个组成部分,确定了有机质孔隙是页岩气主要的储集体,有机质含量及孔隙发育特征直接影响页岩气藏的储量和产量;对页岩气藏的吸附、解析、扩散等渗流机理进行了细致分析,推算游离气与吸附气量,并用压力变化关系曲线解释含气量关系;在产能特征方面运用实例分析了页岩一气井产能,确定了单井初期产量高、后期递减迅速和生产周期长等特征,证实了水力裂缝是页岩气藏最主要的气体渗流通道,水力裂缝的形态最终决定气井的产能。研究结果从多方面总结了页岩气藏复杂的生产机理及特征规律,为提高页岩气井产能、规模化开发页岩气藏提供了理论支撑。     

基于灰色关联的页岩储层含气性综合评价因子及应用——以四川盆地焦石坝区块为例

准确评价页岩储层含气性特征是实现页岩气井科学化管理、提高页岩气勘探开发效果的重要前提。基于灰色关联理论和焦石坝区块实际地质情况,筛选出实测含气量、含气饱和度、气测显示(气测全烃和气测含烃式甲烷)、孔隙度、总有机碳(TOC)和脆性矿物含量(石英+长石)等7个评价指标,对研究区7口关键井含气性特征进行综合分析。结果显示：①根据灰色关联理论可以定量计算各评价指标相关性和权重系数,获取含气性综合评价因子,实现地质和工程多因素联合表征页岩含气性;②基于综合评价因子差异,可以将页岩储层划分为3种类型,其中Ⅰ类储层评价因子大于0.8,页岩含气性较好,压裂投产为高产井(无阻流量为20×10⁴m³/d以上);Ⅱ类储层评价因子介于0.6~0.8之间,页岩含气性中等,压裂投产为中产井[无阻流量介于(5~20)×10⁴m³/d之间];Ⅲ类储层评价因子小于0.6,页岩含气性较差,压裂投产为低产井(无阻流量在5×10⁴m³/d以下)。结论认为,利用综合评价因子预测页岩含气性结果与压裂投产试井产能对应关系较好,对分析和预测页岩气井产能效益具有一定指示作用。     

页岩气开发综述

中国页岩气资源具有广阔的开发前景。目前中国尚未实现页岩气的工业开发,对页岩气综合评价、采出机理、开采技术的研究还不成熟。基于前期研究及文献调研,对国内外页岩气的研究进展以及美国页岩气开发经验进行了归纳总结,探讨以下几个方面:1综合评估页岩气资源是开发的第一步,分析了决定页岩气开发潜力的各个参数;2深入研究页岩气的采出机理对开展数值模拟和指导压裂设计有重要意义,总结了页岩气的复杂开采机理及流动模型;3页岩气开发中的关键技术主要是水平井与水力压裂,重点揭示了储层特点与技术之间的内在联系,为优化开采提供参考;4回顾中国页岩气的开发进程和资源特点,展望未来开发前景。     

湘中坳陷涟源凹陷湘页1井大隆组页岩气地质特征

为评价湘中坳陷涟源凹陷二叠系大隆组页岩气成藏地质条件,部署实施了该区首口以大隆组为目的层的页岩气参数井——湘页1井.充分利用湘页1井钻井、岩心、测井及分析测试资料,开展大隆组岩石矿物组成特征、沉积特征、有机地球化学特征、储集物性特征、含气性等地质条件分析.研究结果表明:湘页1井大隆组页岩形成于缺氧的较深水台盆相沉积环境...     

四川盆地复兴地区陆相页岩油气勘探评价与认识

四川盆地侏罗系湖相页岩层系多、页岩油气资源十分丰富,有望成为中国页岩油气"提储增产"的重要接替领域.以四川盆地复兴地区侏罗系陆相页岩为研究对象,总结该区优质陆相页岩储层地质特征,提高对陆相页岩油气富集成藏的认识,提出适用于陆相页岩油气勘探开发的3项关键技术.研究结果表明:(1)早—中侏罗世,四川盆地复兴地区主要发育自流...     

中国南方五峰组-龙马溪组页岩气差异富集特征与控制因素

中国南方地区五峰组-龙马溪组页岩气2019年产量154×10~8m^3,已成为全球第二大页岩气产区。基于来自中国南方威远、长宁、涪陵及巫溪等地区典型钻井与露头剖面的1 000余件五峰组-龙马溪组页岩样品数据,综合分析页岩气差异富集特征,探讨其主要控制因素。研究表明我国南方五峰组-龙马溪组页岩气在纵向上和区域上均具有一定差异富集特征,具体表现在:纵向上集中发育甜点段,区域上甜点段厚度、含气量、TOC含量等关键参数存在着较大变化,其中长宁与涪陵地区较优;不同地区的五峰组-龙马溪组页岩含气量与TOC含量均具有较好正相关性,指示着有机质丰度(TOC含量)是影响页岩气富集程度(含气量)的关键因素;五峰组-龙马溪组页岩沉积时期的海洋表层水体总体高生产力,是有机质大量生成的重要前提条件;在断裂带发育较弱的构造稳定区域,硫化缺氧的水体条件是控制页岩气纵向上甜点段及区域上甜点区形成的关键因素,即页岩气差异富集的关键因素。     

页岩气储层综合表征技术研究进展——以涪陵页岩气田为例

页岩气储层综合表征技术作为页岩气勘探开发的核心技术之一,既是勘探开发评价的基础,又是工程工艺方案制定的重要参考依据。但我国页岩气勘探开发起步较晚,大规模商业开发直至2012年底焦页1井试气获工业气流后方才正式启动,加之与北美页岩气成熟开发区相比,地质地表条件复杂,因而页岩气储层综合表征技术的研究无成熟可借鉴的经验。为此,以页岩气与常规天然气储层的差异化分析为基础,重点依托涪陵页岩气田四年多来的开发实践,从沉积环境、生烃潜力、储集性、可压性及含气性等多个方面系统建立了页岩气储层的精细描述参数体系,明确了页岩气储层综合表征方法和技术手段;并进一步阐述了涪陵页岩气田五峰组-龙马溪组下部优质页岩气层段典型地质特征,可为类似页岩气田的勘探开发提供技术指导和示范借鉴。      

页岩气层关键参数评价及射孔压裂优化选层

针对四川盆地海相页岩气藏,以岩心分析为基础,综合利用钻井、测井、录井、地质、试气、岩心等资料,构建有机碳含量(TOC)、孔隙度(POR)、含气量(GAS)、脆性指数(BI)、破裂压力(PF)等页岩气层关键参数评价模型,依次优先考虑TOC、POR、GAS和BI四参数,分区块建立了页岩气测井解释标准,提出了页岩水平井射孔-压裂优选层原则。在四川盆地两个国家页岩气示范区应用30口井,页岩气层关键参数相对误差最大为7.6%,页岩气层测井识别正确率达95.0%,有力驱动了我国南方页岩气的勘探开发。