基于存滞系数的页岩气资源评价方法

为了科学合理地评估页岩气资源量，系统分析了目前国内外常用的页岩气资源评价方法及所存在的主要问题，从泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程出发，提出了页岩气存滞系数的概念和获取方法，并通过典型井解剖分析了页岩气存滞系数的影响因素，建立了基于页岩气存滞系数和盆地模拟的页岩气资源量计算新方法。研究结果表明：①页岩气资源评价方法可划分分为静态法、动态法和综合法3大类，目前国内常用的静态法中的体积法和类比法存在着无法确定页岩气资源空间位置分布的问题，该问题可以通过成因法计算页岩气资源量的技术思路加以解决；②基于泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程，提出页岩气存滞系数的概念，页岩气存滞系数是成因法计算页岩气资源量中最关键的参数，可以在单井泥页岩精细生烃—排烃—滞留烃模拟计算的基础上，结合实测含气量数据反算获得；③页岩气存滞系数主要受泥页岩生烃条件、储集性能和保存条件的影响。结论认为，基于存滞系数的页岩气资源量计算方法具有较好的应用前景，可为页岩气选区评价、有利区优选和勘探部署编制等提供依据。     

“存滞系数”法在页岩气资源评价中的应用——以川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为例

资源评价除提供结果数据外,更重要的是要对有利区优选和勘探部署提供依据。针对传统页岩气资评方法存在的不足,结合地层孔隙热压模拟实验和最新盆地模拟技术,提出了采用“存滞系数”法开展页岩气资源评价的流程,并指出泥页岩生—排—滞留烃演化模式和页岩气“存滞系数”是两项最关键的参数。以目前我国页岩气勘探开发程度最高的川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组泥页岩为例,详细阐述了新方法的应用过程,结果显示“存滞系数”法具有较好的适用性和可行性。与传统方法相比,“存滞系数”法既考虑到页岩气的动态演化过程,又考虑到晚期保存条件对页岩气富集的影响,并能刻画页岩气资源的空间展布特征,在页岩气资源评价和有利区优选方面具有广阔的应用前景。      

基于孔隙成因的泥页岩总孔隙度恢复方法研究——以渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段为例

泥页岩中具有多种类型孔隙,为页岩油气富集提供了重要的储渗空间。恢复泥页岩孔隙演化史,是页岩油气资源评价与区带优选的关键,同时也是开展烃源岩排烃过程研究的重要基础。泥页岩中压实作用减孔、生烃作用增孔以及构造作用造缝是泥页岩孔隙形成的重要机制。基于这3种成孔机制,采用泥岩压实模型计算不同深度泥页岩孔隙度减少量,结合泥页岩的镜质体反射率、有机碳含量以及物性等实测数据,建立了地史演化过程中泥页岩有机质孔与有机碳变化量（ΔC）的数学模型;在拟合不同成因孔隙类型演化趋势模型的基础上,综合构造、岩相、成岩以及应力场特征,建立基于孔隙成因的多类型泥页岩孔隙恢复方法。应用该方法恢复了渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段3种成因类型孔隙的演化趋势,并预测了不同成因类型孔隙的空间展布,进而确定了其泥页岩总孔隙度的分布。预测结果与实钻资料较吻合,可靠性较好。      

青藏高原海相烃源岩生排烃模式

在青藏高原实地踏勘采集了大量样品 ,首次成功地进行了青藏高原海相烃源岩的生排烃热压模拟实验。在对实验产物和残渣计量、检测后 ,总结、归纳出 4类青藏高原海相烃源岩生排烃模式 :Ⅰ型泥页岩生排烃模式、Ⅱ1型泥页岩生排烃模式、Ⅱ1型灰岩和泥灰岩生排烃模式、沥青生排烃模式。这些模式的建立为正确评价、研究该区海相烃源岩和资源量计算提供了可靠的依据。就这 4类模式之间、这些模式与常规模式之间进行了对比 ,找出了它们之间的异同点 ,这对进一步研究青藏地区具有重要意义。模拟实验结果与露头剖面实际分析资料对比表明 ,通过模拟实验所建立的青藏高原海相烃源岩的生排烃模式基本上能够反映地下生排烃的实际情况。图 3表 1参 1     

构造生烃理论及其在页岩气上的应用

生烃是地层有机质生成油气的化学平衡。由于油气的密度低于干酪根,它是典型的体积增大化学反应。与实验室开放系统不同,地层有机质生烃反应能等于活化能加排烃能。成熟阶段的地层比较致密,排烃能较大,与开放系统相比,形成了欠生烃。构造运动形成裂隙网,大大降低地层排烃能,使欠生烃的有机质短时间集中生烃,笔者称之为构造生烃。成熟地层通常较致密,排烃能较高,较多欠生烃有机质成为页岩气的物质基础。致密地层在过成熟条件下还有大量欠生烃有机质。经典生烃理论认为Ro大于2.0就基本不生烃,而许多Ro达到3.0,个别甚至4.0的页岩气发现,证明欠生烃的存在。分子越小,排烃能越低,相对致密地层生气的反应能通常最低,更多的有机质形成了页岩气,页岩气资源潜力巨大。页岩气的开采速度比地层自然排烃速度高出多个数量级,天然气排出最快的,最有利于生成天然气的化学平衡。勘探开发实践表明页岩含气量与其TOC成正比,笔者认为这正好预示着页岩中存在游离气、吸附气和有机质的化学平衡。游离气压降低,吸附气就会解吸附;吸附气解吸附,有机质就会生烃。有些过成熟岩石存在未—低成熟度Tmax值。这样低的Tmax值预示着,有机质能够在地层被压裂后随着排烃能的降低而满足反应条件,而成为潜在资源。页岩气的开采与普通气层相比更复杂、更漫长、更巨大。     

页岩气资源潜力评价方法

页岩气作为非常规资源,其烃源岩和储集特征均不同于常规天然气藏,因此,页岩气资源量计算方法应有别于传统常规气藏的资源评价方法。根据中国页岩气发育的地质条件和资料的完善程度,提出了适用于中国页岩气资源的评价方法,主要包括体积法和类比法。高勘探程度区主要采用体积法,低勘探程度区采用类比法。总结归纳了体积法中有效厚度、含气量、含气饱和度和孔隙度4个关键参数的确定方法;建立了类比法计算页岩气总地质资源量中类比参数的取值标准,将有机碳含量、干酪根类型、成熟度、泥页岩单层厚度、脆性指数、孔隙度和埋深7项指标作为页岩气地质条件类比的主要参数。体积法和类比法各有优缺点,在计算页岩气总地质资源量时,需要结合评价区的实际情况,选取合适的资源量评价方法。     

干酪根溶解理论及其在页岩气评价中的应用探索

通过引入干酪根溶解理论及在其基础上发展而来的生烃、排烃模型,指出Ⅱ型干酪根在较高演化程度（转换率>75%)下,液态烃(C_6-15+)的排烃效率高于69%,气态烃（C_1-5)的排烃效率高达97%。计算得到Ⅱ型干酪根在高演化阶段的滞留气量（非页岩总滞留量)为2.84mg/gTOC.由干酪根溶解理论模型所得干酪根滞留气量间接反映页岩中吸附气所占比例不大,而由有机质降解,成岩作用（如蒙脱石向伊利石转换)或者构造运动而形成的孔隙和裂缝中的游离气含量较高,是页岩气产量的主力贡献。在页岩气区带优选及井位选择时需要特别重视寻找微米-纳米孔及天然微裂缝发育的“甜点区”。     

沧东凹陷孔二段页岩油资源评价方法与应用

沧东凹陷孔二段湖盆中心发育一套页岩油藏,分布面积达260 km~2。基于该区地质条件和勘探实际,分别采用成因法、EUR类比法及小面元容积法进行资源潜力预测,并对3种方法进行了对比分析。结果认为:成因法预测的核心是建立生排烃模型,其计算结果往往偏大,可作为页岩油资源量的上限值;EUR类比法是依据油气田生产递减规律建立模型并进行油气资源量预测,鉴于研究区长期连续生产井数量少,其预测结果可作为参考;小面元容积法是基于储层评价的一种资源预测方法,预测结果相对更为客观。该研究可有效地指导沧东凹陷孔二段页岩油的勘探部署。     

鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系排烃效率及其含油性

泥页岩层系的排烃效率是当前页岩油气研究领域关注的重点问题之一,也是评价页岩油气资源潜力的关键参数。以鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩层系为研究对象,通过系统地球化学分析,揭示了长7段泥页岩层系的排烃效率并探讨了泥页岩层系中不同岩性的含油性及其页岩油意义。中等成熟度阶段（R_o=0.8%）,Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在33%~37%,Ⅱ型排烃效率在16%~26%。成熟度较高阶段（R_o=1.1%）,Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在64%~67%,Ⅱ型排烃效率在54%~58%。在综合考虑不同类型岩性的含油性、滞留油族组分特征、气油比及滞留油流动性等地质因素后认为,成熟度较高的长7段泥页岩层系中（R_o=1.1%）游离烃含量和OSI指数高的砂岩段和粉砂质泥岩段等可作为页岩油勘探开发的有利目标。游离烃含量和OSI指数较高的块状泥岩段可作为页岩油勘探点潜在目标。黑色页岩段（或纯页岩段）因受若干地质因素的影响,可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。块状泥岩段可作为页岩油勘探的潜在目标;而黑色页岩（或纯页岩段）因受若干地质因素的影响,可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。     

山东省页岩气有利勘探层系与资源评价

页岩气是一种新型的高效、清洁能源,具有自生自储的特点,主要以游离气、吸附气和溶解气等多种形式赋存于富有机质泥页岩中。利用地球化学、测井、录井等资料系统地分析山东省页岩气的形成条件,认为干酪根类型为Ⅱ—Ⅲ型的上古生界山西组—太原组海陆交互相泥页岩、Ⅱ—Ⅲ型的新生界孔二段湖相泥页岩和Ⅰ—Ⅱ型的新生界沙四段—沙三段湖相泥页岩是山东省页岩气的有利勘探层系。以钻探参数井的现场解析气数据为基础,建立以总有机碳含量计算干酪根类型为Ⅱ—Ⅲ型的湖相和海陆交互相泥页岩、以气油比计算干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ型湖相泥页岩的适用于山东省的含气量计算模型。基于已确定的页岩气资源评价的关键参数,估算山东省页岩气有利区的资源量为1.42×10~(12)m~3。     

排烃效率对页岩气形成与富集的影响

页岩气富集既需要充足气源,又受后期构造改造强度控制。气源受制于烃源品质和排烃效率,滞留烃量是页岩气生成量的必要条件。通过固体沥青识别和统计,结合氦、碳同位素分析,研究了上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组烃源岩在四川盆地焦石坝、彭水地区的排烃效率、原地生气量及其对页岩气富集的影响。结果表明,五峰组-龙马溪组富有机质层段在焦石坝排烃效率为23%,滞留油量为27.67 kg/t,原地生气量为21.23 m3/t;而在彭水地区的排烃效率为65%,滞留油量为11.0 kg/t,原地生气量为18.99 m3/t,显示差异化生排烃作用,这与印支运动的影响程度有关。4He同位素测年表明,涪陵页岩气开始被封存聚集的时间为231 Ma,处于生油高峰期初期阶段,既气源充足,又利于有机孔隙发育;而彭水页岩气封闭体系形成的起始时间为183 Ma,晚于生气高峰期,气源不足。涪陵页岩气δ13C₂为-35.8‰,δ13C₁-δ13C₂为4.8‰,而彭水页岩气δ13C₂为-33.0‰,δ13C₁-δ13C₂为3.3‰,不同的δ13C分馏效应归因于生烃体系状态的差异性。烃源岩埋藏生烃演化过程中生烃高峰期与关键构造变革期的匹配,最大埋藏期的滞留烃量和抬升剥蚀过程中构造改造强度,联合控制着页岩气的生成、富集和保存。      

泥页岩有机非均质性评价及其在页岩油资源评价中的应用——以松辽盆地南部青山口组为例

泥页岩存在较强的有机非均质性,实测地化数据受到样品数量的限制,难以精确描述油气在泥页岩体系中的分布特征。基于改进的ΔlgR模型评价泥页岩有机质丰度和残留烃含量,参照页岩油资源评价分级标准,可清楚地刻画页岩油富集、低效、无效资源的空间分布。根据热解色谱分析参数校正实验和组分生烃热模拟实验,确定S₁的重烃、轻烃补偿系数,采用体积法定量评价不同级别页岩油资源量,指明有利的勘探区块。研究结果表明,改进的ΔlgR模型较好地改善了测井资料评价地化参数的精度,可操作性强。应用结果显示,松辽盆地南部青山口组页岩油资源主要富集在青山口组一段中、下部,区域上分布于扶新隆起、红岗阶地和长岭凹陷北部,富集资源量48.08×10⁸ t,约占总资源量的1/3。通过有机非均质性刻画来评价页岩油气资源的分布特征,不仅阐明了页岩油的空间分布特征,而且还节约分析化验的成本,为页岩油下一步勘探开发提供实质性的指导。     

鄂尔多斯盆地东南部山西组泥页岩生烃热模拟实验

鄂尔多斯盆地东南部页岩气资源潜力巨大,目前缺乏对山西组泥页岩生烃潜力的系统评价,因而制约了对该区烃源岩资源潜力的客观评价。通过高压釜-封闭式金管的生烃热模拟实验,分析烃源岩生烃过程,对比山1段和山2段的生烃潜力,生烃动力学拟合证明实验结果真实可靠。实验结果表明：①甲烷和非烃类气体具有相似产出特征,重烃气C_2-5和液态烃具有相似产出特征;②当R_O值为0.80%~1.08%时,液态烃达到产率峰值;当R_O值达到1.47%~1.81%时,重烃气C_2-5达到产率峰值;当R_O值超过3%,重烃气C_2-5几乎全部裂解,干燥系数接近1;③实验表明山2段属于更好的烃源岩,结合页岩气井地化数据,进一步确认山2段生烃潜力远远超过山1段,研究认为山2段更适合作为鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气的有利勘探层段。     

页岩气资源评价方法研究进展与发展方向

基于资评方法的原理和评价思路,目前页岩气资评方法可划分为静态法、动态法和综合法三大类。静态法包括成因法、统计法和类比法3类,每类方法下又包括若干种具体评价方法。国外常用统计法和动态法开展页岩气可采资源量的计算,而国内主要采用统计法中的体积法和类比法开展页岩气地质资源量评估。文章系统阐述了各资评方法的适用性、优缺点和取得的主要进展。随着我国页岩气勘探开发进程的深入,静态法和动态法页岩气资源评价均取得了较大进展;综合法进展相对缓慢。文中指出,页岩气资源分级评价和空间分布预测、页岩气资评刻度区建设和大数据应用技术以及多方法综合应用的资评方法体系是未来页岩气资源评价发展的主要方向,下一步要尽快完善适合中国页岩气勘探现状的页岩气经济评价和生态环境评价方法体系。     

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察,发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以"富有机质—矿物聚集体"和"贫有机质—矿物基质体"2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明:泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程,由于"富有机质—矿物聚集体"形态组构非均质分布,在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移;镜质体反射率（R_o）介于0.6%~1.0%之间,泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离-吸附共轭相态,流动性较差,开采前景较差,R_o介于1.0%~1.3%之间是页岩油开采的有利范围;高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征,把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识,将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。      

页岩油可动资源量评价方法探讨及在东濮凹陷北部古近系沙河街组应用

中国页岩油资源潜力巨大,而页岩油的可动性评价影响了该类资源的勘探与开发。本文提出一种泥页岩油可动资源量评价方法,具体包括以下内容:1划分泥页岩层系,识别标准为:起始段和结尾段为大于2m的泥页岩段,单层泥页岩内有机质成熟度(RO)和有机碳均值大于0.5%,单层砂岩厚度小于2m,10m范围内薄砂层累计厚度小于4m,总厚度≥30m,页岩油可动资源量评价是针对狭义的泥页岩;2页岩饱和吸附油量评价模型,是基于泥页岩体积(展布、厚度)、有机碳、泥页岩密度和饱和吸附系数4个参数建立的;3原地页岩油资源量评价模型,是依据页岩含油率、泥页岩体积、岩石密度及轻烃重烃补偿系数4个参数建立的;4页岩油可动资源量评价模型,结合物质平衡原理,页岩油可动资源量等于原地页岩油资源量减去页岩油饱和吸附油量。应用上述方法对东濮凹陷古近系沙河街组沙一段、沙三上亚段、沙三中亚段、沙三下亚段泥页岩层系内页岩油资源量进行评价,结果为:沙一段、沙三上亚段、沙三中亚段及沙三下亚段泥页岩层系内页岩油可动资源量分别为1.27×108t、4.27×108t、2.73×108t和2.59×108t,柳屯洼陷具有很大的勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地张家滩页岩气区三维盆地模拟

相对于常用的多因素叠加法和概率体积法,对页岩气有利区选取和资源评价的三维盆地模拟可以将关键地球化学数据和储集物性等参数在时间和空间上更合理的结合,进而对页岩含气的空间非均质性和聚集过程进行刻画。通过实验数据分析认为,鄂尔多斯盆地张家滩页岩有机质含量高、成熟度适中、储集物性好并且天然气显示良好,具有较大的页岩气资源潜力。利用翔实的地质背景资料、地球化学数据、储集物性参数和现场含气量测试数据等对张家滩页岩的地史(沉积史和构造史)、热史(热流史和热成熟史)和生排烃史进行了三维盆地模拟。解释了目前张家滩页岩埋藏深度与成熟度分布不匹配的原因,预测了该层页岩气的空间分布,获得了该层页岩气的成分、吸游比(吸附气和游离气体积之比)、地质资源量和可采资源量等关键资源评价参数。盆地模拟研究认为张家滩页岩有机质转化率约为20%,平均排烃效率约为80%。目前张家滩页岩气主要以吸附态分布在富县以西地区,地质资源量约为0.15×10~(12) m~3。通过实测孔隙度、成熟度和现场含气量解吸等实验数据对模拟结果的校正表明,三维盆地模拟结果与实测数值吻合性好,可靠性较高。综合研究认为,三维盆地模拟是一种可靠的页岩气资源评价方法,在我国地质资料翔实的研究区具有广阔的应用前景。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

页岩中油气的滞留机制及富集机理差异性比较

泥页岩中的残留烃量是页岩油气富集成藏的物质基础,并决定了油气勘探方向的选择。页岩油、页岩气虽在生储运保等方面有较高的相似性,但其滞留和富集机理差异性明显。基于对大量相关文献和国内外页岩油气资源特征的总结分析,文中着重对比描述了页岩油气的地质特征、滞留形式、富集成藏机理,揭示了油气因地层的地质特征和其分子本质结构上的差异,在生成、滞留、富集、形成量的积累乃至成藏的连贯过程中,两者所受各要素影响情况的相似性与不同。有机质丰度和类型、有机质演化程度是生烃的基本条件,且控制生成油气的不同方式和性质;矿物成分、物性、湿度等地层条件决定油气储集空间和不同赋存方式;温度、压力等外部因素影响油气不同滞留相态。研究表明,泥页岩滞留油的能力远大于滞留气的能力,页岩气与页岩油相比,更容易富集成藏。     

四川盆地上三叠系须家河组油气资源评价

油气资源潜力评价是评价含油气盆地的关键。目前国内研究对常规与非常规油气资源评价的模式不系统,二者之间没有统一的标准。依据生排烃门限理论,利用生烃潜力法,对四川盆地上三叠系烃源岩的生烃量、排烃量、留烃量3个参数进行计算,建立常规油气、致密油气和页岩油气的模型。研究结果表明:烃源岩生烃总量为4 525.5×10~8t,远景资源量为1 584×10~8t。其中,页岩油气资源约占46.5%,致密油气资源约占44.8%,常规油气资源约占8.7%。该研究系统性地评价出不同地质条件下常规与非常规油气藏的油气资源潜力,为四川盆地油气资源勘探提供重要依据。