川南深层页岩气富集高产主要地质因素分析——以威荣页岩气田为例

位于四川盆地南部低陡构造带白马镇向斜的威荣页岩气田,是中石化继涪陵页岩气田之外的第二大页岩气田,亦是一个盆内埋深大于3 500 m的深层页岩气田,其盆内“连续型”富集模式有别于盆缘涪陵页岩气田“构造型”模式。为了找准盆内深层页岩气富集高产的主要地质因素,开展相关科研攻关,对于突破埋深大于4 000 m的深层页岩气勘探开发瓶颈大有裨益。为此,通过开展沉积微相、地球化学、储层特征、构造演化等地质综合研究,明确了该区深层页岩气形成地质条件以及富集规律。研究结果表明：威荣页岩气田深水陆棚富有机质硅质页岩储层具有高孔、高TOC、高含气量、高硅、高脆、低黏土（“五高一低”）特征,其优良的地质条件、超高压的地层压力系数、发育的纹层及层理缝是深层页岩气富集高产的重要因素,其富集规律体现出动、静结合的“历史主线式”概念,主控因素具有“优相控源、适演控位、良存控富”三元控藏特点。     

涪陵页岩气田富集高产主控地质因素

在前期对南方海相页岩气富集规律认识的基础上,应用涪陵页岩气田的勘探开发资料,详细论述了涪陵页岩气田富集的主控因素及其相互关系,对海相页岩气"二元富集"理论认识有了进一步的思考。气田富集的基础首先在于气体的生成和储集,研究区深水陆棚页岩气储集层具有"高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质"四高特征,生烃强度高,有机质孔发育,有利于储集层改造,是涪陵页岩气"成烃控储"的基础。保存条件对页岩气的形成和富集至关重要,良好的页岩顶底板从页岩生烃开始就能有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集,后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件,保存条件好是页岩气"成藏控产"的关键地质因素,页岩储集层含气性好、孔隙度高,地层(超)高压,有利于形成页岩气富集高产区。     

四川盆地涪陵平桥页岩气田五峰组——龙马溪组页岩气富集主控因素

涪陵平桥页岩气田位于四川盆地涪陵凤来复向斜内的"窄陡型"断背斜构造上,目前五峰组—龙马溪组产层探明页岩气地质储量为1 389.17×10~8 m~3,揭示该气田具有良好的勘探开发前景。利用现有的钻井、测井、地震及分析化验测试资料,研究了涪陵平桥"窄陡型"断背斜页岩气田的基本特征,分析了页岩气富集高产主控因素和单井产量差异原因。研究表明:(1)平桥页岩气田气层(TOC≥1%)的累计厚度介于115～155m之间,底部优质页岩层段(TOC≥3%)厚度介于36～40m之间,气田具有储量丰度高(储量丰度为12.68×10~8 m~3/km~2)、气藏压力高(压力系数为1.56)、气井产量高(平均测试产量为21.99×10~4 m~3/d)的"三高"特点;(2)深水陆棚相优质页岩发育、断裂不通天、走滑性质弱、封堵性好且周边无露头等明显泄压区,是页岩气田富集高产的主控因素;(3)在页岩气层富集条件相似时,微裂缝发育程度、构造位置和埋深是单井产量平面差异的关键因素。     

川东南盆缘复杂构造区綦江页岩气田的发现与启示

涪陵页岩气田发现以后页岩气勘探开始向川东南盆缘复杂构造区拓展，在复杂构造区发现了綦江页岩气。研究表明：(1)綦江页岩气田的地质特征总体上与涪陵页岩气田相似，表现为高总有机碳含量(平均2.62%)、高孔隙度(平均4.53%)和高含气量(平均5.43 m³/t)，为典型的自生自储式连续型干气藏，其地表和地下条件均很复杂，埋藏深度跨度大，属于中深层-深层，气藏中深3 354 m；地温梯度偏低，平均为2.99℃/100 m；地层压力系数0.98～1.98，平均1.50，从常压到超高压都有分布；(2)建立了盆缘复杂构造区“大断裂带主体控制、深埋区富集”的盆缘鼻状断背斜页岩气富集模式，提出了“优质页岩发育、流体压力高、微裂缝发育、地应力低”是“甜点”目标评价的关键要素；(3)建立了适用的深层页岩气“甜点”预测和和复杂缝网体积压裂技术，为綦江页岩气田高产稳产提供了坚强的保障。2022年11月首期已提交丁山区块五峰组-龙马溪组页岩气探明地质储量1 459.68×10⁸ m³。     

重庆现全球第二大页岩气田

<正>国土资源部油气储量评审办公室组织专家组,对中石化涪陵页岩气田焦石坝区块相关井区页岩气探明储量进行了评审,最终认定,该区块新增页岩气探明储量2 738.48×10~8m~3。至此,我国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田探明储量增加到3 805.98×10~8m~3,含气面积扩大到383.54 km~2,成为全球除北美之外第二大页岩气田。本次通过评审的焦页4一焦页5井区,位于焦页1焦页3井区的西南部,为同一连续气藏,其埋深较深,具有地层压力高、天然     

四川盆地东南缘向斜构造五峰组-龙马溪组常压页岩气富集主控因素

四川盆地东南部地区盆缘槽档转换带和盆外隔槽式构造带向斜发育,由于其整体抬升时间长,构造运动强烈,剥蚀量大,区域保存条件相对复杂,导致不同向斜五峰组—龙马溪组为常压且页岩气含气性差异较大。在研究区向斜构造五峰组—龙马溪组页岩发育特征、后期保存条件、含气性等差异的基础上,分析了向斜构造页岩气富集主控因素,并总结了3种有利于页岩气保存富集的构造样式。研究结果表明:优质页岩发育是页岩含气性的物质基础,川东南地区盆缘和盆外向斜五峰组—龙马溪组优质页岩发育,页岩气物质条件相似;保存条件是影响页岩含气性差异的关键因素,页岩地层埋深大、地层倾角小、远离剥蚀区和发育反向逆断层,有利于页岩气的保存,总体上盆缘槽档转换带内向斜构造保存条件更好,盆外隔槽式构造带内向斜较差;盆缘槽档转换带复向斜构造内"洼中隆"断背斜、宽缓残留向斜中心、逆断层侧向遮挡向斜3种构造样式有利于页岩气的富集。     

页岩气富集高产主控因素分析——以四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组一段页岩为例

以四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩为研究对象,综合岩心观察、地化分析、测井和地震资料,分别从页岩气富集和高产两方面开展主控因素系统分析,明确有机碳含量、微-纳米尺度孔隙和保存条件是页岩气富集主控因素。其中有机碳含量不仅是评价页岩原生品质的重要参数,同时影响微-纳米尺度孔隙发育特征,而保存条件是页岩气富集的重要基础保障。页岩气高产受脆性矿物含量、埋深、构造形态和裂缝因素影响,其中脆性矿物含量越高,页岩可压性越好;页岩埋深及构造形态对于地应力影响较大,从而影响页岩储层的压裂改造效果;裂缝的发育导致压裂过程中压力的定向性泄压,无法形成有效复杂缝网。      

川东南丁山与焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气富集条件差异分析与思考

四川盆地东南缘（川东南）丁山构造五峰组—龙马溪组页岩气勘探已取得突破,但相比涪陵页岩气田焦石坝构造,其富集高产因素又体现出其自身的特殊性。以四川盆地丁山和焦石坝地区五峰组—龙马溪组为研究对象,综合利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,明确了两地区主要富集条件的差异性,建立了2种目标类型页岩气成藏富集模式,研究发现：（1）丁山优质页岩层段TOC≥3%的页岩仅发育于五峰组—龙马溪组一段①—③层,厚15~19 m,明显比焦石坝薄（焦页1井近38 m）;（2）丁山构造保存条件明显受齐岳山断裂控制,平面上远离齐岳山断裂、埋深更大的斜坡带和深埋平缓带页岩气层压力系数、孔隙度和含气量明显增大,而焦石坝构造保存条件明显受周边控制构造的断裂影响,压力系数、孔隙度和含气量仅在断裂附近出现明显的降低;（3）丁山优质页岩层段在自身脆性方面与焦石坝无明显差异,但由于埋深变化较大,埋深处于3 500~4 500 m富集区的优质页岩层段的地应力、岩石破裂压力明显增大。研究认为沉积环境造成了两地区页岩原生品质具有一定的差异,其中丁山属于“较快速海退型”陆棚相沉积,而焦石坝属于“缓慢海退型”陆棚相沉积;而控制构造的断裂是造成页岩气逸散方式和程度不同的主要因素。根据以上特点,建立了丁山 “齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散、深埋藏区富集”的盆缘“鼻状断背斜富集型”、焦石坝盆内“控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集”的“断背斜富集型”成藏富集模式。     

川东南盆缘复杂构造区深层页岩气富集特征

以川东南盆缘复杂构造区南川地区为研究对象,基于钻井、实验分析测试等资料,开展深层页岩气富集特征研究,重点讨论地层温度、地层压力等成藏环境变化对深层页岩气富集的影响作用。研究认为：(1)优势沉积相带是页岩气藏成烃的基础,研究区五峰组—龙马溪组一段形成于深水陆棚沉积环境,优质页岩发育,具备形成页岩气藏的良好物质条件。(2)有机碳含量控制纳米级有机质孔隙的发育程度,高压—超高压环境有利于孔隙的保持,对改善深层页岩物性发挥积极作用。(3)深层页岩气具有高温、高地应力的典型地质特征。温度较压力对页岩吸附能力的影响更为明显,深层页岩气赋存方式以游离气为主;高上覆地层压力导致页岩渗透率呈指数下降,页岩气运移能力显著减弱,逸散程度降低,有利于页岩气原位聚集。(4)温度、压力变化对气体扩散作用影响复杂,高温会增大气体的扩散系数,加剧气体的运移和逸散,而高压可以减缓或抑制气体的流动,有利于页岩气保存。(5)埋深与压力系数呈现一定的正相关性,埋深对向斜型页岩气藏压力系数的影响作用显著,表明深层向斜型页岩气保存条件趋好。埋深较大的残留向斜核部、凹中隆、有反向逆断层遮挡的斜坡区是复杂构造区页岩气勘探的有利目标。     

中国石化页岩气发展现状与趋势

中国页岩气地质资源丰富,但与北美相比具有地质年代老、埋深大、热演化程度高、构造和地表条件复杂的特点,很难实现商业开发。自2006年以来,中国石化页岩气勘探开发经历了调研及选区评价、勘探突破和勘探开发快速发展3个阶段。2012年,海相页岩气勘探获得重大突破,高效建成中国首个页岩气田——涪陵页岩气田,并实现威荣深层页岩气商业开发及其他勘探领域的不断拓展,页岩气探明储量、产量快速规模增长。经过十余年的科技攻关和重大装备研发,中国石化创新引领了页岩气藏精细描述及综合评价技术体系,发展了立体开发调整技术,形成了山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂及气田绿色开发配套技术。中国石化未来将持续加强地质评价与探索,夯实可持续发展的资源基础,坚持地质工程一体化发展思路,加强技术装备升级,利用大数据、人工智能助推油气行业降本增效,加强项目全过程一体化管理,提升页岩气开发效益,从而实现中国石化页岩气探明储量、产量稳步增长。     

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。     

第二个万亿方页岩气阵地找到了

<正>中石化勘探分公司着力破解深层页岩气勘探理论和技术瓶颈,持续取得勘探重大突破。6月18日,从重庆万盛传来喜讯——新页1井在3800米的深层页岩中试获日产页岩气53万立方米,创造了川东南盆缘复杂构造带深层页岩气井最高日产纪录。这是继东页深2井和丁页7井相继突破日产40万立方米后,中石化勘探分公司的又一次重大突破。这标志着继涪陵页岩气田之后,中国石化第二个万亿立方米页岩气资源阵地诞生了。     

渝东南地区常压页岩气富集主控因素分析

中国志留系页岩气勘探主要集中在四川盆地及其周缘,近年来不断取得新成果,盆内焦石坝等地区的勘探取得重大突破,页岩气藏以超压为主要特征,盆外构造改造作用较强,页岩气藏以常压为主要特征。在勘探实践基础上,开展页岩层序地层、沉积微相、地球化学、储层特征、构造作用等综合地质研究,明确了渝东南地区常压页岩气富集三大主控因素。一是深水陆棚相优质页岩是页岩气富集的基础,渝东南地区五峰组—龙马溪组优质页岩厚20~40m,TOC含量为2%~4%,RO值为2%~3%,页岩气富集静态评价指标优越;二是保存条件是页岩气富集高产的关键因素,通过PY1、NY1、RY1等井钻探效果与断层、埋深、距剥蚀区远近等相关性分析,指出构造改造较弱、距离断层远近、离剥蚀区距离、埋深适中为页岩气富集的必要条件;三是有机孔隙发育是页岩气高产的重要因素,运用氩离子抛光扫描电镜、比表面积及孔径分析、纳米CT、热模拟等实验手段,研究认为有机孔隙是页岩气赋存的主要储集空间,有机质热演化、压实作用、地层压力是影响有机孔隙的主要因素;在此基础上建立了渝东南地区常压页岩气甜点区优选标准。     

四川盆地涪陵页岩气田3种典型页岩气保存类型

四川盆地涪陵页岩气田页岩原生品质平面差异性小,但开发井的产气量却差异较大,有分析认为这是页岩气保存条件平面差异变化所致。为了定量评价该区页岩气的保存条件,以构造精细解释成果为基础,综合地质、测井、气井测试等资料,对该页岩气田构造受力强弱、构造形态、断裂发育程度等构造特征进行了综合分析和构造类型划分;结合页岩气单井测试产量,从宏观—微观两个方面对影响该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气保存条件的主要指标进行了研究,并据所确定的评价指标划分了页岩气保存类型。结果表明:(1)该页岩气田构造类型可划分为稳定型、弱变形型和复杂型3种;(2)优选构造形态、裂缝特征、顶底板条件、地层压力、孔隙度、孔径大小等6项参数作为该区页岩气保存条件的评价指标;(3)构造形态平缓、远离边界主控断裂是页岩气得以保存的基础,顶底板有效的隔挡封闭条件可显著降低构造改造对气藏的破坏作用,超压环境、孔隙度和孔径大小是保存条件的综合表象;(4)3种构造类型分别对应于3种典型的页岩气保存类型,其中构造稳定型为最有利的保存类型。     

复杂构造区高演化程度海相页岩气勘探突破的启示——以四川盆地东部盆缘JY1井为例

四川盆地东部盆缘JY1井龙马溪组页岩测试获得高产工业气流,经过长时间试采,压力、产量稳定,实现了南方复杂构造、高演化程度海相页岩气的战略突破。通过对JY1井构造、岩性与龙马溪组TOC、热演化程度及矿物含量特征的分析,结合区域地质资料,得到如下启示:①与北美地区不同,在多期构造演化和抬升剥蚀背景下,构造与保存条件是页岩气富集成藏的首要条件;②龙马溪组只有下部优质烃源岩才起到滑脱作用,多期层滑和构造作用形成的网状裂缝是页岩气富集高产的关键;③上奥陶统灰岩为龙马溪组页岩气的形成起到了良好的封隔作用;④与常规气藏不同,断裂和抬升的破坏作用对优质页岩层系的影响相对较弱,对南方广大地区页岩气的勘探具有示范意义。      

渝东南盆缘转换带金佛斜坡常压页岩气富集模式

近期,渝东南盆缘转换带金佛斜坡新完钻的页岩气井在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组获得高产气流,地层压力系数为1.18,实现了该地区常压页岩气勘探的重大突破。为了评价该类型页岩气藏的勘探开发潜力,以钻井、物探和试气等资料为基础,解剖金佛斜坡页岩气藏基本地质特征和页岩气富集规律,总结常压页岩气富集高产主控因素,建立页岩气富集模式,并预测该区常压页岩气勘探开发有利目标区。研究结果表明:①该区优质页岩具有生气条件好、硅质矿物含量高、储层物性好、含气量高等特征,具有较大的页岩气勘探开发潜力;②常压页岩气富集高产具有"沉积相供烃控储、构造运动控保定富、地应力场控缝控产"的"三元控气"规律;③斜坡型目的层上倾方向发育封闭性反向逆断层遮挡有利于在断下盘形成较好的保存单元,随着埋深和离剥蚀边界距离的增大,页岩气富集程度和单井产量增高。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气地质理论,为中国南方复杂构造区尤其是斜坡型常压页岩气勘探开发提供了支撑。     

涪陵焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气富集主控因素分析

在总结涪陵焦石坝页岩气田基本地质特征的基础上,对页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明,五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩不仅有利于页岩气的生成,而且页岩的有机质丰度与含气量具有很好的正相关关系,为页岩气的富集提供了物质基础;页岩较高的有机质丰度和适中的热演化程度有利于有机质孔的发育,为页岩气的聚集提供了有利的储集空间;良好的顶底板条件和超压独立封存箱的形成,为页岩气富集提供了良好的保存条件,是页岩气富集高产的关键。     

四川盆地东南缘海相页岩气保存条件及其主控因素

中国南方构造运动复杂,海相泥页岩热演化程度高,保存条件的好坏是该区页岩气能否富集高产的关键因素。为此,根据近年来四川盆地东南缘志留系页岩气的勘探实践,分析了页岩气与常规气在保存条件上的差异性:优越的顶底板条件是页岩气保存的基础;页岩气具有的自封闭性和纵、横向渗透率2~8倍的差异性,决定了侧向扩散是页岩气的基本散失通道,下寒武统底部的不整合面使其保存条件变差,断层的切割会加速页岩气的散失。同时分析了该区页岩气保存条件的主控因素及判别指标,研究认为:①构造改造强度是页岩气层保存条件的主控因素,构造样式宽缓、盖层连续、有背斜背景的构造更有利于页岩气的富集,而抬升时间较晚的封闭演化环境则有利于页岩气的保存;②在断层不发育或断层封闭性较好或断层封挡的断下盘区域、相对远离露头区或地层缺失带,页岩气能较为有效的被保存;③压力系数是保存条件的综合判别指标,该区地层的压力系数与页岩气的产量呈对数正相关关系,储层高压—超高压是页岩气保存条件好的表征;④川东南地区盆内区域,除邻近剥蚀区和地层缺失线的区域外,上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组压力系数总体高(最高达2.25),保存条件较好,而向盆缘和盆外方向压力系数逐渐降低,保存条件变差。     

川东南丁山地区页岩气保存条件分析

川东南丁山地区是近年来四川盆地页岩气勘探开发的重点地区,保存条件是决定页岩气形成后能否富集成藏的关键因素。通过分析断裂特征、构造部位及形态等构造因素和顶底板条件、埋深与地层压力系数、水文地质及气体组分条件等非构造因素,对川东南丁山地区页岩气的保存条件进行研究。结果表明:研究区页岩气保存条件具有明显的分带特征。距齐岳山隐伏断裂较近区域的页岩层埋藏浅、地层压力系数小,保存条件差;距齐岳山隐伏断裂较远处的页岩层埋深适中、地层压力系数较大,保存条件良好。构造部位和断裂发育特征是制约丁山地区页岩气保存条件的重要因素,构造部位决定断裂发育程度和地层压力系数,断裂走向及其与最大水平主应力方向的夹角决定地层的封闭性和水文地质条件。距齐岳山隐伏断裂较远处的页岩层以逆断层发育为主,与最大水平主应力方向的夹角以大于45°为主,可以有效抑制页岩气的垂向逸散;距齐岳山隐伏断裂较近处的页岩层,由于断裂过于发育,切穿顶底板地层,有利于页岩气的垂向逸散,保存条件差。     

四川盆地及周缘奥陶系-志留系深层页岩气富集特征与勘探方向

基于高温高压条件下页岩物性、三轴应力和甲烷等温吸附等针对性实验,对四川盆地及其周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩气富集特征进行研究。结果表明：(1)深层页岩孔隙度和水平渗透率比中浅层页岩出现较大程度的降低,含气结构以游离气为主。(2)深层页岩偏应力和轴向应变等参数增大,导致破裂难度增加。(3)受构造位置和形态、裂缝特征和流体活动期次等控制,深层页岩气保存条件更复杂。(4)为实现深层页岩气经济开发,深化地质认识是基础,探索针对性压裂改造工程工艺是关键。(5)Metabolograptus persculptus带—Parakidograptus acuminatus带（LM1—LM3笔石带）硅质页岩、含灰硅质页岩是深层页岩气富集高产层段和水平井穿行的有利靶窗,厚度超过10 m的焦石坝、武隆、长宁和泸州等地区是深层页岩气最有利富集区。研究指出深层页岩气勘探应优先在宽缓构造且埋深小于5 000 m、LM1—LM3笔石带页岩厚度大于10 m的“深水深层型”页岩气区进行勘探开发部署,开发工程应增加开发井水平段长度,并采用密切割、强加砂、双暂堵等工艺,以最大程度地改造深部页岩储集层。