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。     

中国南方海相页岩气成藏差异性比较与意义

中国南方地区寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组—志留系龙马溪组均发育一套富有机质页岩,但页岩气钻探效果差别极大,开展成藏差异比较研究具有理论和现实意义。研究认为:1四川盆地五峰组—龙马溪组TOC值比筇竹寺组略高,盆地外围地区筇竹寺组TOC存在高值区;2筇竹寺组热演化程度较五峰组—龙马溪组明显偏高;3筇竹寺组有机质孔隙不发育,孔隙度是五峰组—龙马溪组的1/3~1/2;4筇竹寺组含气量低,仅为五峰组—龙马溪组的1/2;5筇竹寺组以硅质页岩为主,五峰组—龙马溪组以钙质、钙质硅质页岩为主,硅质成因不同;6五峰组—龙马溪组普遍超压,筇竹寺组以常压为主。这种差异形成的原因在于:1沉积环境不同,影响TOC值和页岩厚度;2筇竹寺组热演化程度过高,导致生烃衰竭、有机质炭化、孔隙度降低,含气性变差;3筇竹寺组顶底板封闭条件较差,影响页岩气保存;4构造位置不同,五峰组—龙马溪组处于斜坡和向斜区,具超压,有利于页岩气保存;5筇竹寺组放射性铀含量约为五峰组—龙马溪组的2倍,是热演化程度高的重要原因。从而提出南方海相经济性页岩气富集需具备有利的地质条件(富有机质集中段发育,热演化程度适中,有机质孔隙发育,含气量高,顶底板保存条件良好,埋深适中),其中五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件有利、资源经济性好,筇竹寺组成藏条件总体较差、有利区范围有限。     

基于压力衰减法的页岩气体扩散系数应力敏感性实验

页岩气衰竭式开采过程中储层有效应力逐渐增大,且气体产出是跨越解吸、扩散和渗流的多尺度传质行为,其中扩散是沟通解吸和渗流的桥梁,但以往研究尚未对气体扩散能力的有效应力响应特征给予足够重视。为此,选用四川盆地南部地区(以下简称川南地区)志留系龙马溪组页岩样品,设计并开展了不同有效应力下的压力衰减实验,揭示有效应力变化对气体扩散能力的响应机制,提出页岩基块应力敏感指数(IS_SGD),以定量表征基于气体扩散能力的页岩基块应力敏感性。研究结果表明：(1)气体扩散量随有效应力增加而降低,且变化前期快、后期慢;(2)随有效应力增加,大于50 nm孔缝气体扩散时间缩短;(3)基块岩样IS_SGD为25.68%,应力敏感程度为中等偏弱,而裂缝岩样则表现出更强的应力敏感性。结论认为,随着有效应力增加,页岩基质孔隙中扩散系数降低,但微裂缝中原先以黏性流、滑脱流为主的流动通道被压缩,气体流动方式逐渐以扩散为主,气体扩散系数增大,但总体输运能力仍明显降低,因此推荐川南地区页岩储层有效应力维持在17～30 MPa,有助于基块向裂缝稳定供气。     

页岩有机质孔隙形成、保持及其连通性的控制作用

针对页岩有机质孔隙发育的强非均质性及形成演化的复杂性,运用场发射扫描电镜、拉曼光谱和流体注入与CT/扫描电镜成像等实验技术,开展南方下古生界富有机质页岩显微组分、有机孔和连通性等分析,结合生排烃机制、有机质活性炭成孔机理等研究成果,探索有机孔发育与有机质类型、生烃过程、成岩作用和孔隙压力等内在联系,揭示页岩有机质孔隙的形成与保存机制及其连通性的控制因素。研究表明,(1)有机孔形成贯穿于生烃全过程,受制于有机质类型、成熟度和分解作用,干酪根与固体沥青的生烃组分及差异生烃演化造成不同的孔隙发育特征,有机孔主要发育于固体沥青和富氢干酪根;(2)有机孔保存受成熟度和成岩作用控制,包括烃类原位滞留的空间位阻效应、重结晶形成的刚性矿物格架、孔隙流体压力与页岩脆-延性转换的耦合支撑机制;(3)Ro值4.0%是有机孔消亡的成熟度门限值,指出Ro值大于3.5%的页岩层属于页岩气勘探高风险区,其低含气性归因于"先天不足",烃源岩抬升前就处于开放状态,排烃效率高,芳构化强烈,使得成熟度升高,孔隙减少;(4)同一有机质颗粒内部孔隙具较好连通性,不同有机质孔隙及其与无机孔缝之间形成有效连通则取决于页岩有机质丰度...     

四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩生物地层及其储集层特征

通过单剖面笔石鉴定、笔石带划分、等值线图编制及页岩矿物成分、TOC和纹层特征分析,系统研究四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组生物地层及其储集层特征.结果 表明,四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组发育笔石带WF1-WF4和LM1-LM9,不同笔石带可用岩性和电性特征标定.不同笔石带页岩分布呈现西南和东北2大沉积中心,...     

焦石坝地区中、古生界构造特征及其页岩气地质意义

通过二维、三维地震剖面解释和运用平衡剖面技术观点,对焦石坝地区基底结构、中、古生界构造特征及其构造演化进行了研究。研究结果表明,该区存在着基底卷入和盖层滑脱2种构造类型。基底卷入型有背冲背斜、对冲向斜、叠瓦逆冲、正花状扭动和多字形扭动5种构造样式。盖层滑脱型有断展或断弯、断滑、叠瓦逆冲、叠瓦反冲、冲断楔5种构造样式和组合。燕山早、中期是该区的2个主要构造变形期,在燕山早期,中、古生界与基底及其内幕之间近水平向西拆离滑脱推覆,形成了侏罗山隔挡式背-向斜交替褶皱。方斗山断裂与大天池背斜之间的焦石坝地区为挤压宽缓复向斜背景;在燕山中期,受东邻隔槽带中、深层基底拆离向西强烈冲断作用,焦石坝地区形成了仰冲-逆冲-掩冲构造格局,经历基底叠瓦冲断-盖层滑脱-左行压扭3个变形幕,形成了焦石坝双层背冲背斜及翼部的断褶带。石门断褶带具有多层滑脱褶皱特征,乌江断褶带具有滑脱与左行压扭的性质。构造变形性质与类型、龙马溪组-五峰组滑脱程度、层滑作用产生的构造缝是该区形成大型页岩气田重要的构造影响因素。     

玛湖凹陷风云1井陆相深层页岩气勘探突破及其油气地质意义

二叠系风城组是玛湖凹陷主力烃源岩和勘探层系,落实深层—超深层页岩油气潜力对玛湖凹陷勘探具有重要指导意义。基于风云1井风城组页岩气发现及前风城组油气勘探成果,系统分析该井的岩性发育特征、烃源岩成烃条件和储层条件,明确玛湖凹陷风城组页岩油气系统中页岩油、气分布序列特征及油气地质意义。研究表明,风云1井风城组岩性主要为盐岩、页岩与粉—细砂岩等;风城组烃源岩有机质丰度总体较低,其中风一段烃源岩最为发育,平均有机碳含量达1.06%;储层整体致密,孔隙度平均为4.65%,其中云质页岩和灰质砂岩储集性能较好。此外,随深度增大玛湖凹陷风城组具有完整的由页岩油、页岩油气到页岩气的演化规律。前风城组油气来源于超深层的另一油气系统,应是下一步勘探的重要领域之一。     

页岩“刚-弹嵌合”孔隙骨架模型及超压状态孔隙度测量方法——以四川盆地南部志留系龙马溪组深层超压硅质页岩为例

基于页岩孔隙特点、孔隙骨架组成并结合超压状态下孔隙、骨架应力分析,建立页岩储集层“刚-弹嵌合”孔隙骨架模型,解析弹塑性骨架超压变形引起孔隙度增大的孔隙变形机制,提出1种“动态”变形孔隙度测量方法,并对四川盆地南部（简称川南）志留系龙马溪组超压状态真实地层条件孔隙度进行测算。结果表明：(1)页岩储集层是无机岩石颗粒与有机质的混合体,构成了刚性骨架支撑的无机质孔隙和弹塑性骨架支撑的有机质孔隙“刚-弹嵌合”特殊孔隙结构,有机质孔、无机质孔混杂共生。(2)在地层超压作用下,无机质孔隙变化相对很小以至可以假设其孔隙度保持不变,而有机质孔隙由于骨架压缩可发生较大形变,导致孔隙半径增大,连通性增强,孔隙度增加。(3)通过高注入压力氦气法孔隙度测量及超高压煤油法变孔隙压力孔隙度测量相结合,建立的“动态”变形孔隙度测量方法既能测量到常压条件不连通的微孔孔隙度,又能测量到有机质骨架压缩变形导致的孔隙度增量。(4)页岩孔隙变形机制会产生地层条件孔隙度高于常压孔隙度的“反常”现象,超压页岩并非真正的“超低孔”储集层,孔隙度甚至可以大于10%。通过川南地区L210井实例测量,验证了该方法的实用性和可靠性。     

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2HF为例

涪陵页岩气田开发的巨大成功(JY6-2HF井累产超过3×10⁸ m³)为五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发提供了新的启示,这一成功的关键在于①焦石坝地区位于鄂西-渝东五峰组-龙马溪组深水沉积区,WF2—LM4笔石带页岩厚度较大,具有较好的页岩气富集的物质基础;②JY6-2HF井主要穿行在WF2—LM4笔石带页岩层位中,该套优质页岩与中东-北非的"Lower Hot Shale"具有全球可对比性。涪陵、威远和长宁等页岩气田开发井的主要水平段也都在这段笔石带之中,该笔石带页岩具有有机碳含量高(TOC>3%)、有机质孔最发育(有机质孔隙度>4%)和含气量高(6.87～9.02 m³/t)等特点。综合分析认为,在类似的地质和工程条件下,页岩气井水平轨迹在WF2—LM4笔石带页岩中穿行比例决定了页岩气单井产量和最终可采储量(EUR)。研究成果将为四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气和世界其他地区志留系页岩气勘探开发提供参考。     

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...     

泥页岩脆-延转化带及其在页岩气勘探中的意义

泥页岩的脆-延性在页岩气勘探开发中备受关注,如何确定泥页岩脆-延转化深度是页岩气保存条件和水力压裂评价的关键问题。基于岩石力学试验,建立了一套泥页岩脆-延转化带确定方法。通过单轴应变试验确定名义固结压力、三轴压缩试验确定泥页岩超固结比（OCR）门限值和脆-延转化临界围压。依据最大古埋深和OCR门限值确定脆性带底界深度。由脆-延转化临界围压确定延性带顶界深度。脆-延转化带即脆性带底界和延性带顶界之间的深度带。按照以上方法确定的泥页岩脆性带、延性带和脆-延转化带,可用于页岩气保存条件和水力压裂评价。在脆性带内,页岩气保存条件不好,构造作用下易于发生脆性破裂。在延性带内,水力压裂效果不好,压裂裂缝容易闭合。在脆-延转化带内,不仅页岩气保存环境较好,而且泥页岩又具有较好的可压性。脆-延转化带是中国南方海相页岩气勘探开发的最佳深度带。勘探实践表明,志留系龙马溪组页岩气高产稳产探井产层的埋深位于按此方法所确定的脆-延转化带之内。     

页岩中黄铁矿类型及其对页岩气富集的影响——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩为例

黄铁矿是页岩中普遍存在的矿物之一,对其类型、成因及其对页岩气富集的影响的研究还处在探索阶段。以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩为研究对象,通过薄片观察、扫描电镜等手段,识别出草莓状、纹层状、结核状、自形以及他形等黄铁矿类型,五峰组-龙马溪组页岩中的黄铁矿主要形成于同生沉积阶段和早成岩阶段。草莓状黄铁矿主要形成于同生沉积阶段,指示还原环境,有利于有机质富集和保存,其含量与总有机碳呈正相关关系,其发育层段常富含有机质。草莓状黄铁矿与生物成因石英、陆源碎屑石英一起形成刚性颗粒支撑格架,对原始粒间孔隙的保存具有重要作用,有利于油气充注、滞留以及有机质孔的发育。研究区五峰组-龙马溪组底部黑色页岩草莓状黄铁矿非常发育,显示其不仅具有良好的有机质富集的物质基础,也有利于页岩优质储层的形成,草莓状黄铁矿含量可以作为页岩气甜点段判识的依据。     

川东南下志留统龙马溪组深层页岩等温吸附特征及地质意义

目前在四川盆地已实现深层页岩气的勘探突破,然而对深层页岩吸附性能及页岩气赋存状态仍存在一定的争议。为此,开展了川东南涪陵、丁山地区下志留统龙马溪组深层典型页岩样品近地质条件下的高温高压等温吸附实验。实验结果表明,页岩绝对吸附量与过剩吸附量之间存在较大的差别,必须将过剩吸附量校正为绝对吸附量后来评价深层页岩的真实吸附能力。校正后的页岩绝对吸附量随压力的增大呈现“快速上升”、“缓慢上升”和“平稳上升”3个阶段,涪陵及丁山地区深层页岩在110℃、70 MPa条件下绝对吸附量仍可达2.0 m³/t以上,结合深层页岩吸附、游离气比例,深层页岩总含气量可达4.0 m³/t以上,表明深层页岩在高温高压下仍可能具有较好的含气性。深层页岩吸附能力评价可为页岩含气量研究、资源潜力评价和储量评估提供科学依据;针对深层与中浅层页岩游离、吸附气比例的差异,采取针对性的勘探、开采方式可以有效提高页岩气的产能及产气周期。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气的晚期逸散

为了探讨四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散方式和强度,应用典型井页岩气层埋藏史、构造特征、压力系数、含气量和页岩岩心物性分析资料,通过页岩气晚期逸散时间和特征分析以及模式构建,指出页岩气晚期逸散的时间为页岩气层晚期持续抬升的整个阶段,从盆缘到盆内五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散开始的时间从早白垩世演变为晚白垩世。页岩储层基质孔隙以纳米级为主、渗透率属纳达西级（平均为0.000 215×10^-3 μm²）、渗透率应力敏感性强（岩心有效覆压从3.5 MPa升高到40 MPa,渗透率降低了两个数量级）。在断裂不发育的页岩气层深埋区,页岩气的逸散为浓度差驱动的微弱扩散。晚期构造作用导致页岩储层抬升或发育开启断裂,随着地应力的释放,页岩储层渗透率增大,且水平渗透率远大于垂直渗透率（地表全直径岩心水平渗透率平均为0.567 8×10^-3 μm²、垂直渗透率平均为0.153 9×10^-3 μm²）。剥蚀露头区附近或浅埋藏带以及开启断裂附近页岩气逸散强烈,且沿层方向逸散强度远大于垂直层面方向。从深埋区到浅埋区再到露头区,以及逐渐靠近开启断裂,随着地应力、页岩渗透率、烃浓度的变化,页岩气沿层方向逸散方式表现为从微弱扩散到较强扩散再到强烈扩散或渗流的渐变特征,且逸散强度有序渐次增大。     

富有机质页岩中烃类动态运移对页岩气富集成藏的制约——以四川盆地龙马溪组为例

页岩气作为一种典型的连续性油气藏,其形成和富集均发生在页岩中,因此页岩中天然气的形成、运移、聚集等过程是页岩气有效富集成藏的关键。以钻井及露头剖面为基础,采用有机地球化学分析、X射线衍射、扫描电镜等实验手段相结合,发现四川盆地龙马溪组页岩具有优异的地球化学参数和储层微观特征。以PY1井埋藏史为例,结合盆地区域构造演化史及龙马溪组页岩中有机质热演化史特征,通过与Barnett页岩对比发现,四川盆地龙马溪组页岩埋深相对较深,且后期构造运动导致其保存条件处于一个相对"开放"的状态,不利于页岩中游离气的赋存;同时龙马溪组页岩干酪根类型以Ⅰ或Ⅱ型干酪根为主,页岩在前期热演化过程中形成的烃类主要以石油的形式大范围排出页岩,仅晚期形成的过成熟气和滞留的油裂解气未脱离页岩系统,这在一定程度上制约了页岩气的有效富集成藏。     

川东南页岩气储层脉体中包裹体古压力特征及其地质意义

包裹体岩相学分析表明,川东南焦页A井、南页A井以及彭页A井页岩气储层石英以及方解石脉中,主要发育气液两相盐水和气2类包裹体;激光拉曼分析表明,气包裹体主要由甲烷组成。3口井气液两相包裹体的显微测温结果存在较明显的差异,其中焦页A井与南页A井的石英中气液两相盐水包裹体的均一温度最高,分别为215.8~245.4 ℃和214.4~240.8 ℃;南页A井方解石中包裹体均一温度次之,为177.8~210.4 ℃;而彭页A井气液两相盐水包裹体的均一温度最低,为128.5~156.4 ℃。包裹体古压力恢复结果表明,焦页A井与南页A井石英中包裹体捕获压力最高,分别为114.9~130.5 MPa和124.0~151.5 MPa;南页A井方解石中包裹体捕获压力次之,为114.0~122.3 MPa;而彭页A井包裹体的捕获压力较低,为32.5~43.0 MPa。结合埋藏史图可知,3口井的捕获时间均为燕山期,其中焦页A井与南页A井包裹体捕获时页岩气储层处于超压状态,而彭页A井处于正常压力范围。上述古压力系数与现今测井压力存在相似的规律,表明焦页A井与南页A井气藏的保存条件要优于彭页A井。