原位转化页岩油资源潜力评价方法及其应用

地下原位转化页岩油的资源潜力巨大,是中国油气的战略接替资源。依据生烃理论和化学动力学原理,提出了原位转化页岩油的资源潜力评价模型,推导了页岩原位转化后有机质孔隙度的估算模型。经过关键参数研究,结合实验分析,获得鄂尔多斯盆地评价区延长组7油层组(长7油层组)页岩原位转化后的剩余生烃潜力为79.92~197.78 mg/g,平均为134.67 mg/g;转化产出物的油气比为7∶3。结果揭示:①长7油层组页岩的原位转化页岩油核心区面积为16 932 km²,转化页岩油的总资源当量为494.0×10⁸t,其中,液态烃为345.8×10⁸t,气态烃为148.2×10⁸t(油当量),可采总量按65 % 的经验可采系数换算后为321.1×10⁸t;②核心区平均新增有机质孔隙度为5.9 % ,最大可达17.9 % ;③甜点区主要分布在鄂尔多斯盆地正宁地区以东、环县地区以东和庆城地区附近。研究方法可为原位转化页岩油资源潜力评价与长7油层组页岩油的现场先导试验提供参考。     

鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油可动烃资源量评价方法

鄂尔多斯盆地长73亚段发育一套富有机质泥页岩夹薄层粉—细砂岩的细粒沉积,具有整体生烃、普遍含油的特征.明确不同类型细粒沉积的含烃量、赋存状态、烃类组分等,对于该类型页岩油资源潜力分析和甜点优选具有重要意义.基于CY1井长73亚段岩心系统测试分析,运用多粒级多极性分步抽提方法,对黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩等4种细...     

鄂尔多斯盆地陆相页岩油富集条件及有利区优选

中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)湖相烃源岩层系探明十亿吨级庆城页岩油大油田,盆地累计提交页岩油探明地质储量11.53×10⁸t,并在陇东地区建成中国第一个百万吨级整装页岩油开发示范区。系统回顾了鄂尔多斯盆地长7段 页岩油勘探开发历程,总结页岩油富集条件及甜点区优选,分析了页岩油勘探开发的资源前景。长7段沉积期,鄂尔多斯盆地为宽缓的大型内陆坳陷湖盆,高生产力、强还原的湖盆环境利于富有机质泥页岩沉积,多级坡折带的发育和频繁的地震火山活动利于多种深水重力流沉积的发育,细粒砂岩与泥页岩盆地范围内大面积接触,页岩油源储共生富有机质烃源岩的强生、排烃作用为长7段页岩油源内运移、富集提供动力;由粒间孔、溶蚀孔、黏土矿物晶间孔和微裂缝构成的微—纳米级孔喉—缝网耦合系统是页岩油的主要富集单元,控制了页岩油的最终富集。烃类由泥页岩运移至砂岩夹层的过程中,泥页岩的层析作用使砂岩夹层富集油质轻、黏度小、流动好的优质烃类,形成长7段低压页岩油效益开发的关键甜点。湖盆中部可效益开发的运移型页岩油是页岩油增储上产的现实目标,湖盆边缘可效益开发的运移型页岩油是长7段页岩油稳产上产的后备领域。围绕庆城油田及其外围,扩大运移型页岩油勘 探成果,并积极探索滞留型页岩油开发潜力,是助推长庆油田二次加快发展和保障国家能源安全的重要举措。     

鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力

长庆油田对渗透率为0.3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际,将储集层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中,石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油,包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖-深湖相区,以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广,烃源岩条件优越,砂岩储层致密,孔喉结构复杂,物性差,含油饱和度高,原油性质好,油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征,延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大于临界孔喉直径,满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系,确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层;②砂岩-泥岩互层型储层;③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛,初步预测致密油总资源量约30×10⁸t,其中长7油层组页岩油资源量超过10×10⁸t,长7油层组致密砂岩油资源量约9×10⁸t,长6油层组致密砂岩油资源量约11×10⁸t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10⁴t并长期稳产较为现实的石油接替资源。     

鄂尔多斯盆地中部三叠系延长组7段湖相页岩油勘探潜力

鄂尔多斯盆地中部延长组7段页岩为浅湖-半深湖相沉积,页岩厚度薄且交互发育砂质纹层甚至薄砂层。在压裂改造层面上,该地区页岩由于砂质含量高似乎是更理想的开发目标。但是,尚没有对该地区的页岩油勘探目标进行过剖析与对比。为了探索浅湖-半深湖相的页岩油勘探目标,基于地球化学测试与分析,开展了两类岩性的生、排烃能力对比,综合判断页岩油资源的勘探潜力。研究表明,页岩的有机质丰度高于砂质纹层页岩;页岩主要由偏腐泥型的有机质构成,砂质纹层页岩由混合型有机质构成;页岩和砂质纹层页岩均处于低-中等成熟的热演化阶段;砂质纹层页岩的生烃能力弱于页岩;页岩与砂质纹层页岩均能有效排烃;砂质纹层页岩、页岩的页岩油含量分别为7.22和9.42 mg/g;砂质纹层页岩与页岩的油饱和度指数相当,且两者都具有可动用性;页岩和砂质纹层页岩均具有页岩油勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地延长组致密油特征

通过综合研究鄂尔多斯盆地延长组致密油储集层与烃源岩展布、岩石学、地球化学等资料,分析鄂尔多斯盆地延长组致密油特征,评价其勘探潜力.鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透油气资源丰富,截至目前空气渗透率小于2×10?3μm2的致密油探明地质储量约20×108 t,主要赋存于与油页岩互层共生或紧邻的延长组长6—长8油层组致密砂岩储集层中,石油未经过大规模长距离运移.其中,湖盆中部长7和长6油层组大面积分布的重力流砂岩储集层尤其致密,空气渗透率一般小于0.3×10?3μm2.延长组致密油具有多成因砂体复合叠加规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、刚性组分含量高、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征.优质烃源岩与大面积厚层储集体互层共生,以及地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成.鄂尔多斯盆地致密油资源潜力大,是近期建产的现实目标和未来勘探开发的重要领域.图6表2参37     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相页岩测井评价

探究页岩的空间分布及有机质丰度特征是评价页岩气资源潜力的一项重要任务,但由于实验分析的局限性,需借助测井信息对页岩的空间分布进行精细刻画。总结前人提出的各种评价模型的基础上,应用这些方法对研究区长7、长9段页岩的有机碳含量(TOC)进行了拟合。通过将拟合结果与岩心样品实测TOC进行对比,发现大多数模型驱动方法具有经验性与局限性。结合研究区实际条件,优选出Δlog R作为该区陆相页岩评价的主要方法。评价结果显示长7段富有机质页岩(TOC2.0%)在研究区西南部最为富集,厚度80m,TOC主要分布在3.5%~6.5%;长9段分布中心位于研究区中部,富有机质页岩主要分布于长9段顶部,厚度范围在10~30m。     

中国页岩油资源评价方法与资源潜力探讨

鉴于我国页岩油在类型划分、评价方法、评价参数标准和资源潜力预测等方面存在较大分歧的现状,将页岩油划分为夹层页岩油、纯页岩油和原位转化页岩油三大类。根据这三大类页岩油明显不同的赋存与形成特征,分别建立了相应的容积法、基于热解烃S₁含量体积法、基于氢指数变化的生烃量法资源量计算方法模型,并确定各种方法模型的关键参数及参数下限标准,最后按照统一的参数标准评价了我国主要盆地页岩层系的三大类页岩油资源量。我国纯页岩油、夹层页岩油、原位转化页岩油地质资源量分别为145.4×10⁸, 95.1×10⁸,708.2×10⁸ t, 可采资源量分别为9.4×10⁸,7.1×10⁸,460.3×10⁸ t。评价结果表明,我国页岩油资源丰富,是推动国内原油增产稳产的重要接替领域。     

页岩油及其特征

通过与“油页岩”、“致密油”和“泥岩裂缝性油藏”等资源的对比分析,将石油勘探界的页岩油定义为以页岩为主的页岩层系中所包含的石油资源.通过分析页岩油地质特点,认为页岩油与常规石油资源有较大区别,但与页岩气在地质特征和开发方式方面有很多相似性.页岩油的“甜点”与裂缝发育程度、基质孔隙大小和地层异常压力情况关系密切.在分析鄂尔多斯盆地延长组页岩层系地质特征后认为,该区页岩油与页岩气可能存在共生现象,页岩油资源潜力巨大;中国在页岩油理论研究和勘探实践过程中应借鉴美国成功的理论模型和勘探开发经验,同时根据中美地质条件的差异性探索适合中国地质条件和经济技术水平的页岩油之路.     

陆相页岩与泥岩特征对比及其意义——以鄂尔多斯盆地延长组7段为例

鄂尔多斯盆地延长组7段富含大量页岩油,但由于对页岩与泥岩特征差异缺乏深入了解,阻碍了该层系页岩油的有效开发。为此,采用岩心观察、薄片鉴定等直接观察手段与XRD、Rock-Eval、TOC、氯仿沥青“A”抽提、主微量元素等实验相结合,对研究区长7段页岩和泥岩的岩石学、矿物学、有机地球化学与无机地球化学特征进行了深入研究。结果表明：长7段页岩的颜色较深,发育明显页理,切面光滑,而泥岩不具有纹层和页理,断口不整齐且切面粗糙;页岩的有机质以顺层富集为主,泥岩有机质以分散赋存为主;页岩的粘土矿物含量较高,泥岩的石英含量较高;页岩的TOC平均值为18.5%,约为泥岩的5倍,生烃潜量是泥岩的5～8倍;氯仿沥青“A”组分对比显示页岩含较多的芳烃,泥岩则含有较多的饱和烃;页岩沉积水体的盐度相对泥岩略低,且水深相对较浅。长7段页岩呈西北-东南走向分布,厚度主要为15～30 m,与泥岩呈互补式分布。页岩油“源内聚集”的特点使长7段的页岩油宏观分布受到页岩相控制。开展泥岩与页岩的对比研究,对准确预测富有机质页岩分布及指导页岩油气勘探具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段页岩油勘探前景探讨

为探讨鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段（简称长7³亚段）页岩油勘探前景,在对B-1井取心段岩心系统观察描述基础上,结合白光和荧光岩心图像扫描等资料,依据典型样品的热解、多温阶热释（解）和有机岩石学分析结果,系统评价了长7³亚段典型岩性的含油性及其赋存形式。研究结果表明：长7³亚段取心段主体是一套优质烃源层系,处于主生油窗早期阶段,黑色纹层状页岩、层状泥岩含油性好但以束缚油为主,油饱和指数OSI平均为45 mg/g （n=116）,含油级别主要属中含油,不具页岩油潜力;灰褐色纹层状、薄层状及块状凝灰岩、凝灰质（泥质）粉砂岩夹层含油性好,并以游离油为主,有运移油贡献,主要赋存于微裂缝与碎屑矿物的粒间孔和粒缘缝中,油饱和指数OSI平均为200 mg/g （n=28）,具有页岩油潜力。彬长区块伊陕斜坡范围区长7³亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质（泥质）粉砂岩夹层是页岩勘探的有利层段,具有一定页岩油勘探前景。     

四川盆地震旦系大气田形成条件与勘探远景区

基于对四川盆地乐山—龙女寺古隆起演化和震旦系沉积相、烃源岩、储集层、盖层等成藏条件的研究,分析四川盆地震旦系天然气勘探潜力。四川盆地震旦系具备形成大气田的成藏条件:①大型继承性古隆起为震旦系油气形成、聚集提供了条件;②稳定的沉积背景奠定了储集体和烃源岩大面积发育的基础;③灯二段、灯三段和灯四段3套储集层相互叠置,大面积发育;④多套烃源岩纵向叠置,大面积分布,与储集层呈"三明治"互层结构;⑤区域性泥岩盖层厚度大、盆地内断裂不发育,保存条件好。根据不同区域有利成藏条件的不同,优选了4个震旦系有利勘探远景区:乐山—龙女寺古隆起远景区、川东南远景区、川东远景区和川西北远景区,其中乐山—龙女寺古隆起远景区成藏条件最为有利,其核部的继承性古构造圈闭为勘探首选,斜坡部位的地层-岩性气藏值得探索。     

鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩生烃演化特征

鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组张家滩油页岩不仅是重要的固体矿产资源,也是该盆地三叠系油气的主力烃源岩。对张家滩油页岩典型露头剖面、钻井岩心进行有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”及族组分、含油率等相关测试分析表明,张家滩油页岩有机质丰度高,TOC介于5.11%~36.47%,平均16.15%,生烃潜量（S₀+S₁+S₂）介于16.58~230.98 mg/g,平均94.20 mg/g,氯仿沥青“A”介于0.42%~2.22%之间,平均1.25%,属于生烃条件极好的优质烃源岩;含油率高,介于3.52%~14.6%之间,平均8.16%,属于中高品质的油页岩;干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主,R_o介于0.43%~1.09%。综合利用野外露头剖面和钻井岩心样品,建立了盆地南部张家滩油页岩的热演化剖面,分析了氯仿抽提前、后油页岩的含油率变化及油页岩热演化过程中含油率、热解烃产物的变化特征,揭示鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩具有聚集油页岩、页岩油两类资源的潜力,提出了相应的勘探开发对策。     

鄂尔多斯盆地南部延长组油页岩地球化学特征及分布规律

基于对鄂尔多斯盆地南部(镇泾—彬长—旬宜—富县地区)延长组不同层段暗色泥岩、碳质泥岩及油页岩样品的地球化学和测井资料的对比分析,研究了油页岩的识别标志及其分布规律。结果表明,不同岩性样品的生物标志物、生烃潜力及测井电性特征差异明显,油页岩具有典型的地球化学和地球物理综合识别标志,分布受沉积环境的控制作用显著,靠近湖盆中央的深湖—半深湖相带是油页岩的主要发育区。     

鄂尔多斯盆地中生界延长组陆相页岩油富集特征与资源潜力

鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段主要发育半深湖—深湖相泥页岩,是盆地中生界油藏的主力烃源岩层,源内页岩油资源丰富。与北美海相页岩油相比,长7页岩油沉积相变化快、地层连续性差、非均质性强,其富集特征和分布规律更为复杂。基于盆地30余口长7段全取心井开展精细岩心描述和3万余块次实验分析测试,明确了长7烃源岩层系页岩油基本地质特征和富集主控因素,客观评价了页岩油资源潜力,2019年发现了10亿吨级庆城页岩油大油田。长7段泥页岩层系发育源储分异型（Ⅰ类）、源储一体型（Ⅱ类）及纯页岩型（Ⅲ类）三种页岩油类型。高有机质丰度烃源岩是页岩油富集的物质基础,多成因类型砂岩储层发育数量众多的微纳米孔喉单元,是页岩油赋存的主要空间与渗流通道,多类型细粒沉积岩间互分布构成了良好的源储共生配置,高强度生烃和异常高压持续充注形成了源内高含油饱和度页岩油。长7段页岩油发育陇东、陕北两大含油区带,初步落实页岩油储量规模30~50亿吨,2025年有望建成500万吨页岩油生产基地。