三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压与页岩油富集机理

通过岩心和薄片观察、流体压力特征和地球化学指标分析,探讨三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压形成的原因以及页岩油富集机理。研究表明,芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期演化阶段生成的液态烃,具有高密度、高黏度的物性特点;烃源岩厚度大,渗透率低,造成流体启动阻力增大,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中,其为超压形成的主要原因。芦草沟组泥页岩生烃潜力大,源内储集空间发育,是其生成的油气滞留其中的基础;生烃造成的地层压力不足以突破油气运移的阻力,是页岩油富集的直接原因。页岩油的富集程度受控于不同岩相在不同演化阶段的生烃、储烃能力。     

三相相对渗透率曲线实验测定

通过岩心和薄片观察、流体压力特征和地球化学指标分析,探讨三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压形成的原因以及页岩油富集机理.研究表明,芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期演化阶段生成的液态烃,具有高密度、高黏度的物性特点;烃源岩厚度大,渗透率低,造成流体启动阻力增大,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中,其为超压形成的主要原因.芦草沟组泥页岩生烃潜力大,源内储集空间发育,是其生成的油气滞留其中的基础;生烃造成的地层压力不足以突破油气运移的阻力,是页岩油富集的直接原因.页岩油的富集程度受控于不同岩相在不同演化阶段的生烃、储烃能力.     

关于吉木萨尔凹陷页岩油的思考

关于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组原油类型,历来有2种观点,一种观点认为属于致密油,另一种观点认为属于页岩油。参照《致密油地质评价方法》和《页岩油地质评价方法》这2个国家标准,厘定了吉木萨尔凹陷芦草沟组原油的归属。研究表明,依据源储关系和单层厚度统计数据,认为吉木萨尔凹陷芦草沟组原油为页岩油。依据页岩油的赋存条件、源储关系和富集模式,将吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油划分为夹层富集型页岩油。从烃源岩地球化学参数、储集层岩性和物性、油藏参数、裂缝发育情况和脆性特征几个方面,对比了国内外典型页岩油特征。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为低—中成熟度页岩油,烃源岩在早期就开始大量生排烃;储集层孔隙度相对较高,但渗透率明显偏低;油藏含油饱和度较高,但原油密度大,黏度高,气油比低,流动性差;储集层天然裂缝不发育,岩石力学脆性较差。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油偏稠成因分析

通过研究吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩母质组成、烃源岩生烃及热演化特征、成藏模式、原油次生作用,揭示了该区页岩油整体偏稠以及纵、横向原油性质差异的原因。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油未遭受生物降解,其油质偏稠的原因主要是:①芦草沟组烃源岩中无定形体、藻类等有机质十分丰富,在咸水环境下生成的原油中异构烷烃、环烷烃含量相对较高,油质相对偏稠,"下甜点"烃源岩比"上甜点"烃源岩处于咸化的更强还原环境,藻类等水生生物更发育,是造成纵向上"下甜点"页岩油较"上甜点"页岩油更稠的主要原因;②芦草沟组烃源岩有机质类型好、早期生烃,在低成熟阶段(0.5%相似文献   

吉木萨尔凹陷芦草沟组异常高压与致密油富集

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油藏具有良好的油气资源潜力,其富集机理与常规油气藏有很大差异。通过计算吉木萨尔凹陷芦草沟组流体压力,建立了芦草沟组的异常高压分布体系,结合芦草沟组地质条件、地球化学化验分析、重点井试油情况,探讨异常高压与致密油藏富集的关系。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组油藏具典型的源储一体式结构,优质烃源岩在低成熟—成熟阶段生成的致密油,在烃源岩层内自生自储或在烃源岩层间短距离运移,是异常高压形成的主要原因。芦草沟组烃源岩和储集层普遍发育异常高压,横向上稳定连片,展现出一定的“层控”特征;纵向上不同层段有机质丰度及生烃能力的差异导致异常高压分布不均,存在明显的层间剩余流体压力差。剩余流体压力为致密油垂向运移的主要动力,层间高剩余流体压力差分布带是致密油的有利富集区。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地球化学特征及成因

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油藏原油物性具有"四高"(较高密度、较高黏度、较高凝固点和较高含蜡量)特征,饱和烃色谱研究表明,原油的正构烷烃分布完整,未遭受生物降解作用;轻烃和甾烷成熟度指标反映,原油整体处于低成熟演化阶段,与芦草沟组烃源岩热演化阶段一致,具有近乎一致的地球化学指纹特征,表明二者具有良好的亲缘性,具"源储一体"的致密油藏成藏特征。通过生烃模拟实验发现,芦草沟组烃源岩在低成熟阶段的累计生、排烃量和排油率,相当于正常烃源岩在成熟阶段的生、排烃量和排油率。半深湖—深湖相沉积、咸化的还原—强还原环境以及优良的生烃母质(Ⅰ型—Ⅱ_1型干酪根),是吉木萨尔凹陷芦草沟组优质烃源岩早期大量生烃、排烃和形成低成熟致密油藏的主要原因。     

源-储分离型凝灰岩致密油藏形成机理与成藏模式

由于致密油藏储层致密,原油充注的阻力较大,烃源岩的高剩余压力是致密油藏原油充注的主要动力,因此,致密油藏一般为源内型和近源型。与以往已发现的大多数致密油藏不同,三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩致密油藏属于源-储分离型致密油藏。通过油源对比、压汞、岩石润湿性和油水驱替实验等方法,结合地质条件综合分析了条湖组凝灰岩致密油藏的类型、原油的来源、原油充注机理和成藏模式。研究表明：凝灰岩致密油藏的原油主要来自下伏芦草沟组二段烃源岩,属于源-储分离型致密油藏;条湖组凝灰岩中沉积有机质生成原油的极性组分优先吸附在孔隙表面,使得岩石润湿性转为偏亲油,加之凝灰岩孔喉比小,从而导致油驱水启动压力梯度较小,这是远源的凝灰岩致密储层内原油能够得以充注成藏和富集的主要原因。凝灰岩内致密油的成藏与富集主要受控于凝灰岩储层质量和芦草沟组二段良好的排烃条件及断裂-裂缝输导体系,其成藏模式为：“自源润湿、它源成藏、断-缝输导、多点充注、有效凝灰岩储层大面积富集”。     

准噶尔盆地页岩油“甜点区”评价与关键技术应用——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

非常规油气资源已成为准噶尔盆地油气勘探的新领域之一。以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为着手点,开展页岩油形成与富集的地质条件、“甜点”评价及预测技术方法等研究。通过总结近年来吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的勘探成果,梳理出页岩油“甜点”形成的关键地质条件：①广泛分布的优质烃源岩;②致密的储层中发育物性较好的“甜点”段;③源岩层系内频繁的源储薄互层构成源内高效的成藏组合。明确芦草沟组页岩油“甜点”受控于烃源岩、岩性、物性、含油性、敏感性、脆性、地应力各向异性等参数,并基于现场实验参数建立了其评价标准。以“甜点”分布的地质需求为导向,形成了一套多参数“甜点”分布预测技术,涵盖地质、测井、物探以及工程等方面。形成的地质认识丰富了我国陆相页岩油地质理论认识,相关技术方法为准噶尔盆地其他地区页岩油领域以及国内陆相盆地页岩油的评价提供借鉴。     

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。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油地质特征与聚集机理

综合利用岩心、测井、烃源岩热解、铸体薄片、场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜与高压压汞等分析测试的结果，对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组陆相页岩油地质特征与聚集机理进行了研究。结果表明：吉木萨尔凹陷咸化湖盆型沉积地层富含有机质，是烃源岩层也是储层，页岩油藏具有“源储一体”的地质特征，存在粉砂岩类与泥岩类和白云岩类与泥岩类两类岩性组合类型。芦草沟组大面积整体含油、“甜点”富集且原油成熟度较低。页岩油赋存岩石的润湿性为亲油性，生烃增压是页岩油运聚的主要动力。微纳米孔喉、层理缝与构造裂缝形成页岩油的有利储集空间与渗流通道。页岩油整体为源内或近源聚集，并以游离态和吸附态赋存于芦草沟组“甜点”段与泥页岩层段中。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油滞留聚集机理及资源潜力探讨

近些年来,北美地区海相页岩气的成功开发及致密油、页岩油的勘探突破,带动了全球在烃源岩层内寻找油气的热潮。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为一套半深湖—深湖相烃源岩,显示良好的页岩油勘探前景。基于岩心描述、薄片观察、地球化学(TOC、R_O、Rock-Eval等测定)、XRD、压汞、核磁共振等实验数据及资料,研究表明:①芦草沟组烃源岩厚度大,有机质丰度高,主要处于低熟—成熟阶段,为一套优质烃源岩;②页岩油储集空间类型为微裂缝和基质孔隙两大类,前者以纹层理(缝)为主,后者以粒间溶孔为主,大小一般为100～1 000nm。其中纳米级孔喉占孔喉总体约98%,是页岩油储集空间的主体。依据芦草沟组页岩油含量(S₁)与TOC、R_O关系及页岩油(即滞留烃量)富集因素分析,综合研究认为芦草沟组中R_O值为0.7%~1.0%、TOC≥2.0%的烃源岩段是寻找页岩油的最有利层段,页岩油整体上具有“有机质大量吸附,纳米级孔喉大量聚集,微裂缝(纹层缝)有效汇聚” 滞留聚集特征。基于页岩油评价的关键参数及核磁共振等实验结果,采用小面元体积法,初步估算凹陷内芦草沟组页岩油地质资源总量约为25.5×10⁸t,(理论)可采资源量约为4.16×10⁸t,技术可采资源量约为0.40×10⁸t,其富集中心位于吉30井、吉174井、吉251井、吉32井等附近。这些认识对该地区页岩油勘探开发具有重要的指导意义。     

三塘湖盆地马朗凹陷二叠系油气运移机制与页岩油富集规律

三塘湖盆地马朗凹陷发现的二叠系芦草沟组页岩油,具有较好的油气资源潜力,其形成与富集机理与常规油气藏有很大差异。页岩油运移机制是页岩油形成机理的重要部分,在岩心观察、薄片鉴定结合地球化学分析化验及地质条件综合分析的基础之上,重点研究了页岩油运移的动力、通道、方向、距离和效率等方面。结果表明,页岩油在源内的运移效应不明显,油气的富集非源内规模性运移聚集结果;油气垂向向源外的运移效应较为显著,活动的大规模断裂会降低源内页岩油丰度。页岩油的初次运移以生烃造成的地层超压为动力,通过干酪根网络、纹层间及微裂缝发生了小尺度的运移,油气大部分滞留原地,运移效率极低。在输导断裂发育的地区,泥页岩生成的油气发生了垂向向上的二次运移,在芦草沟组上覆地层聚集成藏。页岩油的这种运移机制决定了页岩油连续分布、油水分异差、油气聚集不受构造控制及断裂活动区油气丰度较低的特点。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育典型的陆相咸化湖盆页岩油，综合利用地震、岩心、测井等资料，对油藏特征及形成主控因素进行了研究。芦草沟组大面积含油，以游离态和吸附态2种状态在多层“甜点”层的微—纳米孔喉、层理缝中聚集，被页岩隔层分隔，存在上、下2个“甜点”富集层段。页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低，原油密度逐渐增大。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质，沉积微相控制了页岩油的分布层位，页岩的岩性与物性控制了页岩油的富集甜点，生烃增压是页岩油成藏的主要动力。      

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油富集规律

为进一步揭示准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油富集特征及规律,丰富与发展陆相页岩油成藏理论,更好指导下一步页岩油勘探与开发,综合岩心、岩石薄片、测井、录井、试油资料及X射线衍射全岩矿物组成、岩石热解及分阶热解、核磁共振等分析测试,深化了芦草沟组页岩油富集规律及控制因素的认识。研究区芦草沟组发育湖相混合沉积,岩性以白云质/灰质泥岩、凝灰质泥岩、粉砂质泥岩、碳酸盐岩、粉砂岩为主。泥岩类内部发育"自生自储"滞留型页岩油聚集,良好的生烃潜力和适宜的热演化成熟度主导了其内部页岩油的富集;碳酸盐岩、粉砂岩内部发育"近源运聚"型页岩油聚集,具有含油性更好、游离油含量更高的特点,优质的孔-缝体系和储集物性控制着其内部页岩油的富集成藏。垂向上,泥岩类与碳酸盐岩、粉砂岩构成两相混合(相源混合)型、源区混合(母源混合)型和突变混合(间断混合)型沉积类型,其中,两相混合型沉积和源区混合型沉积具有优质的源储组合,利于发育具良好产能的"源-储一体"湖相混积岩型页岩油。陆相页岩油勘探开发不仅要考虑传统的岩石生烃潜力、储集物性等要素,还需综合分析混合沉积类型、岩性组合和原油可流动性等要素,选取适宜的页岩油开采方式。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点，在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价，实验测试与理论分析相结合，研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征；在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上，建立了可压裂性指数评价方法。结果表明：芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征，且层理、微裂缝等结构面发育，具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件；芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层，对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力，实现压裂改造有效体积的最大化；综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法；基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。