页岩脆性的表征方法及主控因素

页岩脆性的表征在工程"甜点"优选以及勘探风险评估等方面具有重要的指导意义,文中对国内外近年来的页岩脆性表征方法和主要控制因素进行了综合分析和探讨。研究表明:页岩脆性评价方法主要基于岩石的应力-应变关系和脆性矿物。脆性主控因素分为内在因素和外在因素,内在因素包括脆性矿物、有机质的成熟度、天然裂缝、层理、孔隙度、吸附作用,外部因素包括埋深以及水平地应力差,这些因素控制着岩石的应力-应变关系,以及强度、能量、弹性模量等力学性质。文中提出未来应开发裂缝演化的动态可视化技术,搭建多种地质因素的数学评价模型,确定脆-延性转换带的埋深界限,采用新型环保的无水压裂介质等建议。     

页岩气含量定量评价项目通过验收

<正>2014年12月29日,在中国石油化工集团公司科技部组织召开的技术成果验收会上,中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质所承担的"页岩气含量定量评价与储层微观结构分析"科研项目,通过专家组评审验收。该项目研究形成了页岩含气量定量分析技术系列、泥页岩超低物性参数测量技术系列、泥页岩微观结构分析和表征技术系列,并建立了页岩脆性分析方法、页岩含气量现场测试方法流程,以及实验测试标准,确定了泥页岩的脆性特征及泥页岩的脆延、脆塑     

陆相页岩气突破和建产的有利目标——以四川盆地下侏罗统为例

与北美在海相泥页岩中成功开发的页岩气相比,我国主要含油气盆地中的页岩气是以赋存于陆相沉积岩中为基本特点的,因此陆相层系也是页岩气勘探开发新的重要领域。但陆相与海相页岩中的矿物成分、沉积结构存在一定的差别,与岩石力学性质有关的压裂特征是制约陆相页岩气能否取得有效益的开发的关键。四川盆地下侏罗统陆相页岩气主要发育于湖湘泥页岩中。通过老井复查和重新评价,已在川东建南、元坝地区获得页岩气工业气流,展示了下侏罗统页岩气良好的潜力和可采性。对四川盆地下侏罗统页岩气形成条件和富集关键控制因素分析认为,下侏罗统湖相泥页岩分布广泛,具自生自储连续型气藏的特点。泥页岩有机质丰度、滞留烃的厚度和较好的保存条件是下侏罗统页岩气富集的主控因素;脆性矿物含量给大型水力压裂改造创造了较好条件;合理的试采方式是下侏罗统获得页岩气工业气流和长期稳产的关键;页岩气评价、压裂试验、测试证实,四川盆地下侏罗统页岩气是陆相页岩气突破和建产的有利目标。      

页岩气井水力压裂技术及其应用分析

页岩储层孔隙度小、渗透率低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术(多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性,探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。研究表明,中国现阶段页岩气勘探开发水力压裂应从老井重复压裂和新井水力压裂两个方面着手,对经过资料复查、具有页岩气显示的老井可采用现代水力压裂技术重复压裂;埋深在1500m以浅的有利储层或勘探浅井可采用氮气泡沫压裂,埋深在1500～3000m的井可采用清水压裂,埋深超过3000m的储层暂不考虑开发。     

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。      

鄂尔多斯盆地东南部地区山西组泥页岩矿物学特征研究

鄂尔多斯盆地东南部地区页岩气资源潜力巨大,山西组作为页岩气的重点勘探层位有待深入研究,泥页岩矿物组成及其含量直接决定了页岩的含气性、可压性,分别采集两口页岩气井山1段和山2段样品,采用X射线衍射仪分析泥页岩全岩的矿物组成,研究得到山西组泥页岩中全岩矿物组成具有较强的非均一性,脆性矿物平均含量为40.4%,主要为石英,其他脆性矿物含量较低,有利于压裂等开发技术的应用,粘土矿物平均含量为59.6%,主要为高岭石和伊蒙混层,较高的粘土矿物含量有利于提高泥页岩的吸附性能,对吸附气的保存较为有利。     

渤海湾盆地歧口凹陷陆相湖盆页岩气富集条件及勘探潜力

为了进一步评价渤海湾盆地歧口凹陷陆相湖盆页岩气富集条件与勘探潜力,利用地震、测井、录井和岩心分析资料,对该区古近系沙河街组三段(以下简称沙三段)泥页岩的沉积环境、岩性及其组合特征、生烃条件、储集空间、岩石脆性、含气性等开展了综合研究,建立了该区页岩气的成藏模式,评价了页岩气的勘探潜力。研究结果表明:(1)该区沙三段泥页岩累计厚度大、分布面积广,在歧口凹陷的中—低斜坡区已进入大量生气阶段,具备形成规模页岩气藏的生烃条件;(2)该区泥页岩中长英质矿物含量占优势,基质孔隙、微裂缝较发育,具有一定的储集空间,同时脆性矿物含量高,黏土矿物中伊利石和伊/蒙间层的合计含量占94%,低膨胀性脆性页岩易于被压裂改造;(3)持续生烃过程中产生的流体膨胀是沙三段超压形成的主要原因,压力系数大于1.2的泥页岩段随钻气测异常明显,具备页岩气成藏条件;(4)凹陷内沙三段埋深介于3 100～4 400 m,页岩气与页岩油伴生,主要以溶解气的形式存在;沙三段埋深介于4 400～4 850 m,以湿气为主;沙三段埋深超过4 850 m,以干气为主。结论认为,歧口凹陷中—低斜坡区是页岩气勘探的有利目标区,有利勘探面积约1...     

四川盆地陆相页岩气形成条件及勘探开发前景

与北美页岩气主要形成于海相富有机质泥页岩层系相比,我国主要含油气盆地页岩气具有赋存于陆相及海陆过渡相富有机质泥页岩层系的特点,是未来非常规油气资源勘探开发新的重要领域。为此,综合应用野外地质剖面勘测、岩心及其测试分析资料,对四川盆地陆相页岩气形成条件、含气特征及可采性等进行了分析。结果表明：四川盆地上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组的河、湖相泥页岩具分布广、厚度大、有机质丰度较高、保存条件好、脆性矿物含量高的特点,有利于页岩气的成藏和压裂改造。通过老井复查和常规兼探,已在川东建南、涪陵地区和川东北元坝地区自流井组,川西新场地区须家河组泥页岩中获得良好的天然气显示和工业气流。结论认为：四川盆地陆相页岩气与北美海相页岩气形成条件相当,优于圣胡安盆地海陆过渡相Lewis页岩,具有良好的勘探开发前景。初步优选川中阆中-平昌、三台-广安,川东南涪陵-长寿为自流井组页岩气勘探的有利地区,川西孝泉-新场、川中三台-广安为须家河组（须五段）页岩气勘探的有利地区。     

四川盆地元坝地区大安寨段页岩气“甜点”地震预测

页岩储层的埋深、厚度、有机碳含量、脆性、裂缝发育带等是评价页岩气"甜点"的主要地质指标。为此,以四川盆地元坝地区下侏罗统大安寨段二亚段为研究对象,根据页岩气地质评价标准,在地震资料特殊处理及多种资料综合分析的基础上,提出了一套页岩气"甜点"的地震预测技术。首先,通过合成记录精细标定页岩储层位置,确定优质泥页岩的测井及地震响应特征,结合地震相分析,落实泥页岩的宏观展布;然后,利用地震波阻抗反演和GR反演技术去"灰、砂找泥",在有机碳含量等敏感参数统计分析的基础上,通过铀曲线反演技术进行页岩储层有机碳含量及优质泥页岩厚度的定量预测;再利用裂缝预测技术预测优质页岩储层高产富集区;最后利用叠前纵、横波阻抗联合反演技术预测高脆性指数发育区,开展优质页岩储层压裂品质区的预测。通过以上地震预测技术,落实了元坝地区大安寨段二亚段页岩气"甜点"的勘探区域,为优化页岩气定向水平钻井和储层压裂改造的部署提供了依据。     

川东地区上二叠统龙潭组页岩气勘探潜力

根据前人资料,并结合野外地质调查和钻井资料分析研究表明,川东地区上二叠统龙潭组富有机质泥页岩厚度均大于50 m,最厚可达140 m。岩性组合纵横向变化较大：北部云阳-通江一带以泥质岩为主夹灰岩,中部区广安一带为泥页岩夹煤层和灰岩,南部区为泥页岩夹砂岩及煤层。泥页岩有机质丰度一般大于2%;泥页岩干酪根碳同位素及有机岩石学研究表明,有机质类型主体以Ⅱ型为主,生烃潜力优越。泥页岩X-衍射、镜质体反射率分析揭示出石英等脆性矿物含量高,演化程度高,具较好的可压裂性。钻进过程中龙潭组泥页岩气测异常明显,反映了良好的含气性。页岩气资源预测表明具有良好的页岩气资源潜力和勘探前景。综合分析认为,北部万县-仪陇-通江-奉节一带以及南部宜宾-永川-綦江-赤水一带具有较好的页岩气勘探前景。     

Burial depth interval of the shale brittle–ductile transition zone and its implications in shale gas exploration and production

Brittleness and ductility of shale are closely related to shale gas exploration and production. How to predict brittleness and ductility of shale is one of the key issues in the study of shale gas preservation and hydraulic fracturing treatments. The magnitude of shale brittleness was often determined by brittle mineral content(for example, quartz and feldspars) in shale gas exploration.However, the shale brittleness is also controlled by burial depth. Shale brittle/ductile properties such as brittle, semibrittle and ductile can mutually transform with burial depth variation. We established a work flow of determining the burial depth interval of brittle–ductile transition zone for a given shale. Two boundaries were employed to divide the burial depth interval of shale brittle/ductile properties. One is the bottom boundary of the brittle zone(BZ), and the other is the top boundary of the ductile zone(DZ). The brittle–ductile transition zone(BDTZ) is between them.The bottom boundary of BZ was determined by the overconsolidation ratio(OCR) threshold value combined with pre-consolidation stress which the shale experienced over geological time. The top boundary of DZ was determined based on the critical confining pressure of brittle–ductile transition. The OCR threshold value and the critical confining pressure were obtained from uniaxial strain andtriaxial compression tests. The BZ, DZ and BDTZ of the Lower Silurian Longmaxi shale in some representative shale gas exploration wells in eastern Sichuan and western Hubei areas were determined according to the above work flow. The results show that the BZ varies with the maximum burial depth and the DZ varies with the density of the overlying rocks except for the critical confining pressure.Moreover, the BDTZ determined by the above work flow is probably the best burial depth interval for marine shale gas exploration and production in Southern China. Shale located in the BDTZ is semi-brittle and is not prone to be severely naturally fractured but likely to respond well to hydraulic fracturing. The depth interval of BDTZ determined by our work flow could be a valuable parameter of shale gas estimation in geology and engineering.     

中、上扬子地区常压页岩气勘探前景——以湘中坳陷下寒武统为例

中、上扬子地区常压页岩气领域是一个备受关注的新热点,湘中坳陷下寒武统属于盆外常压页岩气领域的典型例子。基于2条野外露头实测剖面,8条观察剖面,1口浅钻井和地震等第一手资料,开展了湘中坳陷下寒武统页岩气地质特征研究。该坳陷下寒武统具有优越的页岩气形成条件,其中,黑色炭质页岩、硅质页岩形成于有利的大陆斜坡-盆地相深水环境,连续厚度超过150 m,优质页岩厚度为50~90 m;黑色页岩TOC值介于1.12%~22.07%,平均为4.64%,R_o平均为2.78%。页岩储集空间包括有机质纳米孔、溶蚀孔、黄铁矿晶间孔、粘土矿物晶间孔、岩心尺度高角度裂缝以及层理缝等,以有机质孔为主;有机质纳米孔因泄压后暴露于地表而呈现为长条、不规则多边形,孔径大小为21.8~328.4 nm;地表样品见到大量的淡水成因的次生溶蚀孔和构造成因的裂缝,孔隙度介于2.22%~8.7%,平均为6.05%;矿物主要以石英为主,平均含量为61.2%,其次为粘土矿物,平均含量为23.5%,脆性矿物含量平均为73.38%。等温吸附实验测试表明页岩平均吸附能力为5.95 m³/t。通过综合地质方法,预测了下寒武统新层系Ⅰ类页岩气有利区面积为8 766.1 km²;在龙山凸起两侧,下寒武统埋深多在3 000~4 000 m,保存条件较好,具有良好的页岩气勘探前景。     

页岩气勘探和开发进展综述

页岩气是指以吸附或游离状态聚集在暗色泥页岩或高碳泥页岩中的一种非常规天然气,储集空间为有机质孔隙及矿物基质孔隙和裂缝,其来源有生物成因和热解成因 2 种,具有典型的自生自储特征。页岩气孔隙度（<10％）和渗透率（μD～nD）较低,需通过压裂（一般为水力压裂）来增强连通性,进而获得经济开发。页岩气在美国的成功开发展示了页岩气是基础地质和石油工程高度结合的典范。页岩气勘探程度低,技术不成熟,页岩气藏主控因素不清楚,成藏理论或模式有待深入研究,是当前我国页岩气发展面临的主要问题。     

模拟地层条件下泥岩三轴应力实验及其油气意义

泥岩的岩石力学性质既关系到了它能否成为良好的盖层,也关系到它能否成为优质的页岩气储层。为了明确地层条件下泥岩岩石力学性质的变化特征及其影响因素,选取四川盆地南部典型的志留系龙马溪组泥岩,进行了20（常温）,50,100,130℃四个温度点,每个温度点在0,10,20,40,60MPa五种围压条件下的20个三轴压缩实验,获得了泥岩岩石力学参数与温度和围压的关系。实验表明：在60MPa围压范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度和残余强度随着围压的增加而增加,基本呈线性关系;在130℃温度范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度的变化与温度变化没有明显的相关性,不同温度下,同一围压条件下,泥岩的岩石力学参数保持相对一致。这说明泥岩的岩石力学性质主要受埋藏深度（围压）的影响,温度变化对其影响不大。从岩石的应力-应变曲线上还可以看出,随着埋深的增加,即使是晚成岩阶段的泥岩也有从脆性向塑性转变的趋势。根据岩石峰值抗压强度和残余抗压强度的数学关系,计算出川南志留系龙马溪组泥岩脆延转变的临界深度约为4200～4400m。作为盖层时,超过该临界深度,泥岩不容易破裂,具有优越的封闭性;作为页岩气储层,超过该临界深度,泥岩的可压性变差。     

覆压水化作用对页岩水力压裂缝扩展的影响

已有的页岩水化实验大多是在常压或较低围压的条件下进行的,而对于地层应力状态下,页岩水化作用是否仍然存在以及其对水力压裂裂缝复杂程度的影响有多大等问题仍有待于探索。为了弄清在地层应力状态下水化作用时间对页岩水力压裂缝复杂程度的影响情况,采用真三维水力压裂物理模拟实验装置,基于相似准则开展了地层应力状态下考虑不同水化作用时间的压裂模拟实验,对不同水化作用时间形成的页岩水力压裂缝的发育特征进行了分析,并开展了现场水化试验。研究结果表明:①在地层三向应力条件下,岩样经水化作用后压裂形成的裂缝复杂程度更高;②页岩水化作用的影响程度由水化时间决定,水化时间越长,水化作用影响程度越大,压裂后形成的裂缝复杂程度越高;③页岩水化作用会使得压裂后在近井区域产生较为明显的复杂多缝效应,导致流动摩阻上升、施工压力升高,不利于后期施工;④水平井水化试验段压裂后的垂直缝体积分数较不水化压裂段低,水化起到了增加压裂缝复杂程度的作用。结论认为,该研究成果对于页岩气压裂施工工艺方式的确定和返排制度的优化具有一定的指导意义。     

四川盆地涪陵地区海相页岩天然裂缝特征及对页岩气的影响

不同类型裂缝对页岩气富集和保存的影响不同,因而在页岩气储层天然裂缝研究时,需要进行分类评价和预测。利用野外露头、岩心、薄片和FMI成像测井资料,对四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩天然裂缝的成因类型、发育特征、主控因素及不同类型天然裂缝对页岩气富集与保存的影响进行了探讨。涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩天然裂缝在地质成因上分为构造裂缝、成岩裂缝及异常高压裂缝3种类型,其中构造裂缝包括层内张开裂缝、穿层剪切裂缝及顺层剪切裂缝;成岩裂缝包括页理缝和收缩裂缝。研究区以构造裂缝和页理缝为主,构造裂缝的发育程度受构造、岩石力学层厚度及脆性矿物含量等因素的控制;页理缝主要受页理发育程度、脆性矿物含量、异常流体压力、有机质含量及其热演化程度的控制。不同成因类型的天然裂缝对页岩气影响明显不同,其中层内张开裂缝和页理缝在页岩层内发育,裂缝规模小,为页岩气富集提供良好的储集空间;穿层剪切裂缝和顺层剪切裂缝发育规模大,主要影响页岩气的保存条件;收缩裂缝和异常高压裂缝的发育程度低,有效性差,对页岩气的影响较小。     

渝东南盆缘转换带常压页岩气勘探实践

四川盆地东南部及其盆缘转换带五峰组—龙马溪组常压页岩气资源丰富,同时面临页岩品质变差、地层压力系数低、最大水平主应力和最小水平主应力差异大等地质难点。为了实现常压页岩气高产稳产和效益开发,从基础地质研究、低成本工程工艺技术攻关、组织生产管理等方面入手,在南川—武隆地区持续开展常压页岩气勘探实践,探索形成了布好井、穿好层、压好缝、降好本、管好井的“五好工程”实践认识与做法。“五好工程”实践表明:深化保存条件、沉积微相、构造应力等关键要素研究,是选准甜点目标、优化甜点层位、完善压裂设计的基础,创新低成本优快钻完井、高效压裂工程工艺技术是实现效益开发的关键,创新“2+3”管理运行新模式是提质增效的保障。     

四川盆地外围常压页岩气勘探开发进展与攻关方向

首先简要介绍了美国常压页岩气的基本地质情况和生产特征，以及造成页岩气常压或低压的原因，再以四川盆地外围武隆、彭水、道真等残留向斜上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏的勘探开发为例，通过对比，指出美国常压、低压页岩气藏与四川盆地外围常压页岩气的最大差别有3点:一是美国页岩气藏的厚层富有机质页岩连续分布面积大；二是绝大多数有机质热演化程度不高、吸附气含量高，多采用直井生产；三是页岩沉积后期经历的构造运动期次少、强度低。采用超轻支撑剂的氮气泡沫水平井压裂在美国Big Sandy地区Ohio低压页岩气开发中取得了成功。通过对3个残留向斜勘探开发进展的分析，提出改造期次、强度、埋深、分布面积等是盆外残留向斜保存条件差异的主要因素，也是导致地层压力系数和产量差异的主要原因；基于此，提出了下步盆地外围常压页岩气勘探开发与技术攻关建议。      

常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中-低丰度、中-低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深-大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。