准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组岩相类型及页岩油储集特征

页岩油储层储集特征及其赋存形式研究是提高页岩油有利储层钻遇率、实现高效动用开发的基础。综合运用露头、岩心及薄片观察、X射线衍射全岩矿物分析、高压压汞、低温氮气吸附、核磁共振和场发射环境扫描电镜等储层表征技术,对准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组开展了页岩油岩相划分与岩相发育控制因素分析、储集空间、孔隙结构及页岩油赋存形式研究。研究认为芦草沟组受物源、气候及湖平面升降等沉积环境周期性变化影响岩性变化快,为陆源碎屑组分和碳酸盐组分混合沉积,可划分为泥页岩相、砂岩相和碳酸盐岩相3类:泥页岩相储层以纳米级粒(晶)间溶孔为主,其次为粒间孔、纹层理缝,可见有机质孔、构造裂缝等;砂岩和碳酸盐岩相以微米级粒(晶)间溶孔为主,其次为晶间孔、粒内溶孔和粒间孔。识别出裂缝型、孔隙型、薄膜型、毛管型、颗粒型、吸附型6种主要的页岩油微观赋存形式,富有机质纹层状页岩相页岩油赋存形式以裂缝型、孔隙型和吸附型为主,可动性相对较好;富(含)有机质块状—层状泥岩相和含有机质块状—层状粉砂质泥岩相页岩油赋存形式以毛管型和吸附型为主,可动性差;砂岩相和碳酸盐岩相页岩油以孔隙型、薄膜型和毛管型为主,可动性好。预测奇台庄地区和...     

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。     

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。     

博格达地区中二叠统芦草沟组沉积相及沉积演化

博格达地区芦草沟组为准噶尔盆地南缘重要的烃源岩发育层段,前期沉积特征研究往往针对博格达山北侧泥页岩发育区或南侧柴窝堡凹陷砂砾岩发育区,缺乏对博格达地区整体性的研究。通过对博格达山周缘典型露头的芦草沟组进行详细观察和精细测量,结合柴窝堡凹陷钻井、测井、岩心资料,详细分析该区的地层特征、沉积相类型及分布特征,明确沉积演化过程。研究结果表明:博格达地区芦草沟组自下而上可划分为一段、二段、三段与四段,主要发育近岸水下扇、浊积扇与湖泊相沉积。在芦草沟组一段、二段沉积时期,近岸水下扇在柴窝堡凹陷广泛分布,浊积扇与半深湖亚相主要分布在博格达山以北;在芦草沟组三段、四段沉积时期,相对湖平面上升,近岸水下扇与浊积扇规模减小,半深湖、深湖亚相在研究区分布广泛,发育大规模的优质烃源岩。     

页岩油甜点储层成因新模式——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

甜点储层是页岩油勘探开发的关键与核心,针对其主控因素及形成机理,利用岩心观察与铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、物性测试等方法,结合录井、测井等资料,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点储层进行了剖析与研究。结果表明：微米孔隙是页岩油甜点储层的必备条件,依其产状和组合,甜点储层可分为孤立溶孔型、连续溶孔型和混合连续孔型3种类型,不同类型储层物性特征差异明显;微米孔隙主要为次生溶孔,其形成机理是有机酸源内溶蚀作用,与源外常规油气储层溶蚀作用具有明显不同的动力机制,为幕式超压充注溶蚀;CO₂分压和碎屑颗粒产状对源内溶蚀作用具有重要控制作用,前者控制矿物的溶蚀,后者控制甜点储层的类型。源内溶蚀作用的提出,为页岩油甜点储层成因提供了新模式。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源评价

近期,新疆油田非常规致密油领域获得重大突破,有效推动了我国非常规油气勘探。准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储集岩主要由泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩组成,纵向上集中发育为上、下2段,下段以粉砂岩为主,上段以湖相云质岩为主,具有典型的咸化湖相沉积特征。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩发育,致密储层大面积连续分布,且具有纵向上“源储共生”、横向上连续分布的源储组合关系;致密油成藏主要受优质烃源岩分布、致密储层物性、含油饱和度控制,沿致密储层集中段富集。基于上述特征,采用小面元、EUR评价方法计算凹陷上、下2段致密油的地质资源量约为20×10⁸t,技术可采资源量约为1.15×10⁸t;其中较为现实的Ⅰ类资源量约为2.5×10⁸t,技术可采资源量为0.16×10⁸t。吉木萨尔凹陷致密油作为典型咸化湖盆地源内互层致密油类型,开展芦草沟组致密油刻度区解剖,获取地质评价与资源评价关键参数,将为类似非常规致密油区块资源评价提供类比及借鉴依据。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层方沸石成因与甜点意义

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层中普遍发育方沸石,且与甜点段对应好,展示出“示烃矿物意义”。为全面深入了解方沸石对页岩油甜点的意义,采用偏光显微镜、全岩X衍射成分分析、电子探针BSE图像分析及矿物能谱分析等手段,对方沸石的岩石学和矿物学特征进行了综合研究,再结合地质背景探讨了成因及意义。吉木萨尔凹陷芦草沟组方沸石主要赋存于沉凝灰岩、碳酸盐岩质凝灰岩中,个别出现在凝灰质白云岩中,而方沸石岩极为少见。方沸石在岩石中的赋存状态包括纹层状、球粒状、块状、脉状。方沸石形成于高盐度、碱性、低温的热液条件下,埋藏过程中碱性长石及部分蒙脱石类黏土成岩转化形成自生方沸石;火山喷发活跃期火山物质经过热反应与蚀变形成次生方沸石。成岩早期形成的大量方沸石胶结物起到了抗压实作用进而保护原生孔,也为成岩中后期次生溶孔的形成提供物质基础,大幅提升了页岩油层的储集性能,因而方沸石富集段与页岩油甜点段对应良好。     

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   

非常规油藏地质工程一体化效益开发实践——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为例

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层埋藏深度大、物性差、非均质性强、原油黏度高,水平井大规模体积压裂技术是实现效益开发的关键.自2012年采用水平井体积压裂技术开发以来,强化地质工程一体化攻关,改造理念和技术体系逐步完善,并配套优质完井和高效举升技术,实现了页岩油高效开发.将地质工程相结合,明确上甜点最优质的P2l22-2层...     

三塘湖盆地芦草沟组页岩油测井评价技术进展

三塘湖盆地芦草沟组页岩油储集层岩性复杂、储集空间类型多样、源储配置关系不明,甜点特征及其分布规律不清。通过岩心刻度测井,利用测井资料对总有机碳含量和生烃潜量进行计算和评价,以点带面开展盆地内优质烃源岩的分类评价;利用核磁共振测井资料确定合理的T₂截止值和起算时间,以不同级别和类型的孔隙开展有效储集层及含油性评价,建立了有效储集层的分类及下限标准;通过多井对比和井震结合,厘清了源储间互分布、纹层状发育的特点,明确了甜点的测井响应特征及纵向上的分布规律,为页岩油甜点的预测和有利区带的优选提供了依据,实现了条34块和牛圈湖区块页岩油的产能建设和效益动用。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组微—纳米孔隙页岩油原位赋存特征

页岩油储层因微—纳米孔喉体系发育,使得油的赋存分散复杂,状态多样,研究困难。通过场发射扫描电镜、核磁共振、激光共聚焦和纳米CT等技术手段,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组页岩油进行了研究。芦草沟组页岩油“甜点”粉—细砂岩和云质粉砂岩孔隙面孔率分布在11.0%~23.5%之间,大于2 μm的粒间溶孔、粒内溶孔占比在49.0%以上。受烃源岩生烃超压运移、孔隙表面吸附和页岩油连续成藏不同阶段油质差异等复杂因素控制,油和孔隙水的分布在微—纳米尺度上具有较强的分异性：“甜点”储层中2~5 μm以上孔隙内中质组分油和游离水赋存于孔隙中心,重质组分油以薄膜状赋存于孔隙表面;2 μm以下孔隙中主要为充填状重质组分油。中质组分油动用性较好,而重质组分油则是未来提高采收率比较现实可行的目标。     

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。     

陆相页岩油储层微观孔喉结构表征与含油性分级评价

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层类型多样和油层甜点预测难度大的问题,开展页岩油孔隙发育影响机制及含油性分级评价研究。在岩心观察的基础上,应用扫描电镜、压汞和核磁共振等手段,研究吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层的微观孔隙结构,揭示孔隙发育及含油性影响机制,建立油层分类评价标准。结果表明：①芦草沟组发育粒间孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型、溶蚀孔型、溶蚀-晶间孔型和晶间孔型5类储层,其中粒间孔型和溶蚀孔型物性及可动性最好,晶间孔型最差。②较高的偏粗组分数量、适中的白云石含量和低胶结物含量共同决定优质储层形成,优质储层分布受近物源、高能环境及古凹的控制。③源-储互层或一体型配置模式含油性好于邻源厚层型,15 nm和70 nm为芦草沟组能否含油及含油性变好的孔喉半径界限。④以孔喉结构与含油性关系为指导,划分出Ⅰ类油层、Ⅱ类油层和Ⅲ类油层。芦草沟组一段二亚段优质储层发育,源-储配置佳,油层甜点分布规模大。研究成果为芦草沟组页岩油油层分类评价及甜点预测提供了地质依据。     

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。     

准噶尔盆地哈山地区下二叠统风城组泥页岩优势岩相与页岩油富集模式

相较于准噶尔盆地玛湖凹陷,与之紧邻的哈山地区经历了多期推覆改造,油气形成演化过程复杂,页岩油勘探面临优势岩相不明、富集规律不清等诸多挑战。为落实哈山地区下二叠统风城组页岩优势岩相,总结页岩油富集模式,以该区的哈山5井、哈深斜1井等8口探井200余块样品为基础,基于岩心、普通薄片观察等手段,在沉积环境及沉积相研究的基础上系统开展页岩岩相类型划分;结合XRD、扫描电镜、低温氮气吸附、热解等实验方法分岩相综合开展了储层物性及含油性评价;基于页岩矿物组成及有机质丰度和含油性的相关性分析,初步建立了哈山地区风城组页岩油富集模式。哈山地区风城组页岩可分为陆源碎屑岩相、白云质混积岩相、含碱性矿物混积岩相和含火山碎屑混积岩相4种岩相类型。陆源碎屑岩相中的(泥质)粉砂岩、白云质混积岩相中的白云质砂岩及含火山碎屑混积岩相储层物性及含油性较好,为有利的页岩油储集岩。页岩油富集模式可分为3类：在三角洲外前缘的陆源碎屑岩相中,主要为邻层运移的页岩油富集模式;在滨浅湖—半深湖发育段,白云质混积岩相发育段主要为同层裂缝运移以及邻层运移的页岩油富集模式;在含火山碎屑混积岩相发育的层段,为自生自储的基质型页岩油富集模式。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”储集特征及成因机理

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂,非均质性强,“甜点体”形成规律是制约地质理论研究和勘探开发的一个关键难题。通过岩心观察、薄片鉴定和含油性分析,针对“甜点体”地质特征进行了表征,分析了影响产能的地质因素,确定了可动油孔隙的形成机理。吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”的岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩,孔隙度为5.75%~11.9%,渗透率为（0.02~1.26）×10^-3 μm²,其中岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大,“甜点体”的储集空间为溶蚀粒间（内）孔、裂缝;页岩油产能的大小受控于可动油孔隙的分布以及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量,可动油孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的,层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。储层成岩过程中储集空间耦合生排烃作用最终形成“甜点体”,其形成的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。该发现可对同成因类型页岩油的勘探和开发提供指导。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层孔隙结构、烃类赋存及其与可动性关系

为研究页岩油可动性与储层孔隙和含油性的关系,采用场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、纳米CT、高压压汞法与氮气吸附联合分析、核磁共振分析、分子模拟分析等实验技术,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层孔隙全尺度分布特征、烃类赋存特征进行了定量分析。该页岩油储层各类岩性孔隙分布存在较大差异性,优势岩性为砂屑云岩、长石岩屑粉细砂岩和云质粉砂岩,其中长石岩屑粉细砂岩最好,大于300 nm孔隙占比74.1%,主体以粒间（溶）孔、粒内溶孔为主。微纳米尺度流体赋存具有较大的分异性。重质组分在半径300 nm以上孔隙中呈薄膜状附着于矿物、孔隙表面,300 nm以下呈充填状;中质组分赋存于300 nm以上孔隙中央;水含量较少,赋存于300 nm以上孔隙中央,被中质组分包裹。芦草沟组页岩油孔喉动用下限为50 nm;300 nm以上孔喉中烃类易动用,是当前产能主要贡献体系,采出原油为300 nm以上“大孔”中的中质油;50~300 nm孔喉较难动用,是提高采收率的关键。负压和升温可有效提升纳米孔中烃类的可动性。