丁山地区龙马溪组页岩气保存条件分析

川东南丁山地区地质构造复杂,通过对丁山地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合地球物理手段获得的页岩埋深、压力、顶底板条件等综合分析,对丁山地区五峰-龙马溪组页岩气藏的保存条件进行了研究。参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。结果表明,丁山地区以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。丁山断褶构造的斜坡带及向斜构造部位断裂较少,埋深适中,地层压力较大,顶底板稳定连续,保存条件较好,是进一步勘探开发的重点地区。     

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。     

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。     

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。     

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。      

川南地区典型页岩气藏类型及勘探开发启示

川南地区是中国页岩气勘探开发的热点地区,页岩气藏类型种类多、资料丰富。为总结该区基本地质特征及富集高产规律,利用大量地震、钻井、测井及分析化验等资料,从沉积作用、构造变形、保存条件等方面分析了页岩气藏关键地质因素,并剖析典型页岩气藏类型特征、富集条件差异及其勘探开发启示。研究表明：(1)沉积作用整体控制了五峰组—龙一₁亚段页岩地层厚度、储层品质与厚度;(2)构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面;(3)页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响;(4)川南地区页岩气藏可分为斜坡型、向斜型、低陡背斜夹宽缓向斜型及箱状断背斜型等4种类型,不同类型气藏的地质特征、富集条件存在差异;(5)针对不同类型页岩气藏的地质与工程特征开展分析,并提供相应技术对策,有助于提高单井产量与页岩气产能建设。该研究成果丰富了四川盆地页岩气富集高产理论,为其他区域页岩气藏的规模效益开发提供了技术参考。     

涪陵页岩气田的发现与勘探认识

中国石化勘探分公司以南方复杂构造区高演化海相页岩气"二元富集"理论认识为指导,于2012年11月28日发现了中国首个商业性开发、目前探明储量规模最大、平均测试产量最高的页岩气田——涪陵页岩气田,至2015年底气田累计探明储量3805.98×10~8m~3,已完成一期50×10~8m~3年产能建设目标。气田具有源储一体、大面积层状分布、整体含气的特征,是典型的自生自储式页岩气田;属于中深层、高压、优质天然气藏;发育深水陆棚优质页岩、具有良好的顶底板条件、后期构造改造较弱是其富集高产的主控因素。在涪陵页岩气田发现的基础上,结合近年来四川盆地及周缘的勘探实践,进一步分析了南方复杂构造区页岩气富集主控因素,强调了保存条件是影响页岩气富集高产的关键,认为:1盆外地区构造抬升时间、向斜宽度、埋深和断裂是评价页岩气层保存条件的主要参数;2盆缘则需重点评价控盆断裂对页岩气层的影响;3盆内断裂的性质、规模以及高角度裂缝的发育特征是页岩气保存条件评价的关键。涪陵页岩气田的发现对于中国南方复杂构造区页岩气勘探具有以下启示:1页岩气勘探需遵从油气形成的基本规律;2中国南方页岩气具有多个勘探方向,埋深大于4500m的深层、盆外常压区、陆相页岩气是急需探索和攻关的领域;3重视基础、创新思路、发展关键技术是页岩气勘探突破的关键。     

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。     

深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用,是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此,通过调研和分析国外深层页岩气储层孔隙特征,对比四川盆地深层、超深层页岩孔隙的最新研究成果,系统分析了深层页岩气储层孔隙的非均质性和连通性,进一步明确了超压对深层页岩油气储层孔隙结构的影响,总结了近年来深层页岩气储层孔隙特征研究成果。研究结果表明:①典型深层、超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具有多重分形的特征,多重分形谱相关参数α_(5-)-α_(5+)值与多重分形维数相关参数H指数分别对深层页岩储层孔隙的非均质性及连通性具有较好的指示作用;②四川盆地下古生界页岩储层孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具有明显的相关性,但受页岩总有机碳含量、矿物含量、有机质成熟度等因素的影响则较大;③高上覆地层压力所带来的机械压实作用对超深层页岩的影响显著,但其对深层页岩的孔径、孔隙形态等参数以及介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积等特征比值的影响则较为有限;④页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对孔隙(特别是微孔)的机械压实作用,可以延缓甚至改变孔隙度随埋藏深度加深而下降以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小的趋势,对于页岩气的保存与富集具有积极意义;⑤深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具有中度相关性。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明,地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响,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例,依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料,研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明:①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制,孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用,总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好;②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著,而对硅质页岩的影响则较低;③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好;④盆内深层页岩气泄压程度低,保存条件优越,储层物性普遍优于盆缘常压—超压区,富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能;⑤盆缘常压区泄压程度较高,富黏土质页岩储集性能降低,封盖性增强,并逐渐演化为直接盖层。     

渝东南武隆向斜常压页岩气形成与演化

为了研究渝东南武隆地区常压页岩气的形成与演化,利用研究区页岩气钻井数据,综合运用岩石薄片观察、氩离子抛光扫描电镜分析、构造平衡剖面及埋藏史分析等多种实验方法与分析技术,并基于“动态保存”四要素（沉积-埋藏-生烃-抬升）对常压页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明：武隆地区常压页岩气形成与演化受控于3个关键因素。①五峰组-龙马溪组沉积岩性组合为页岩气形成供烃供储供保,深水陆棚相形成区域上分布稳定的优质页岩,是良好的烃源基础,上部厚层页岩封盖使生成的烃类有效保存。②有机质孔为页岩气提供了储集空间,内部复杂的孔隙形态改善了页岩的渗透性,与有机质伴生的脆性矿物一定程度上减弱了压实作用对有机质孔的影响。③构造作用直接影响页岩气规模。构造作用导致页岩中气体运移散失,武隆向斜五峰-龙马溪组沉积后经历了持续深埋并达到生烃高峰,之后发生了大规模的抬升,生成的烃类部分散失,使储层压力降低,形成常压（地层压力系数0.8~1.2）页岩气。     

深层页岩气有效开发中的地质问题——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

深层页岩气是中国页岩气勘探开发的主要接替领域。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组深层页岩气具有高温、高压、高地应力的地质条件,深层覆压的增加使储层的孔隙度降低15%～20%、渗透率降低90%～95%,页岩中裂隙对渗透性的贡献显著下降。不同地区五峰组—龙马溪组深层页岩含气量有一定差异,但总体上与已投入开发的中—浅层页岩差别不大,含气量主要受原始沉积条件和后期保存条件联合控制。深层页岩所经历的构造抬升剥蚀较少,保存条件相对较好。深层页岩地层温度较高,地应力较大且应力差值高,页岩塑性增强,导致裂缝起裂及延伸困难,且裂缝闭合压力高,支撑剂破碎和嵌入影响压裂支撑缝宽,裂缝导流能力递减快,长期导流能力难以维持。WF2—LM4笔石带硅质页岩生物成因石英含量高、抗压实作用强,有利于有效储层的形成和保存,由于脆性大,天然裂缝更发育,页岩气"甜窗"的底限可能超过5 km,是深层页岩气最优开发层段。深层页岩气的富集程度主要与先天沉积成岩条件的优越程度、埋藏及生-排烃历史以及后期构造抬升与变形的差异性有关。优选出具有高脆性、高孔渗性、高压力系数、高含气量等特性的深层页岩分布区,建立与深层页岩相适应的体积压裂改造...     

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。     

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。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，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例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

复杂构造区页岩气富集特征——以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区,尽管已有多口井获得高产页岩气试气产量,但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低,导致该区尚未获得商业开发。为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征,预测有利目标区,通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段,对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。研究结果表明:川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种,其中优质页岩为WF2—LM4笔石带的硅质页岩,厚度介于6～10 m。储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝,靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育,反映了较差的页岩气保存条件。与涪陵页岩气田的对比分析表明,丁山地区五峰组-龙马溪组WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度较薄,在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅,页岩气藏压力系数低,为浅层常压页岩气藏;向盆内方向压力系数增加,埋深较大,属于深层超压页岩气藏。建议在川东南地区WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。     

四川盆地罗场向斜黄金坝建产区五峰组-龙马溪组页岩气藏特征

罗场向斜位于四川盆地南缘,主要目的层五峰组-龙马溪组页岩在历经印支、燕山、喜马拉雅等多期造山事件改造后,页岩变形相对较弱、埋藏适中,页岩气形成与保存条件良好,成为上扬子页岩气核心区的重要组成部分。据岩性、电性、矿物组成、有机质赋存及含气性特征分析,本套页岩地层可划分为3个三级层序、3个岩性段、3种沉积相及4种沉积亚相与多种沉积微相;总体以深水陆棚相沉积期发育的富有机质页岩段（Ⅰ层）含气性最好,并可细分为Ⅰ₁,Ⅰ₂,Ⅰ₃,Ⅰ₄,Ⅰ₅5个小层。综合向斜内黄金坝建产区页岩物性与压力系数特征分析,昭通示范区页岩气主要赋存于现今残留的深水陆棚相复向斜内,气藏以观音桥段灰岩分隔为龙马溪组底部与五峰组两套,结合压后评估与单井试采成果,评价认为建产区以龙马溪组底部Ⅰ₃与Ⅰ₄小层压后改造与采气效果最好。     

复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。     

复杂构造区页岩气藏地质特征与效益开发建议——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,总结了复杂构造区高压、超压页岩气田的地质特征,对比分析了常压页岩气藏与高压、超压页岩气藏的异同点。根据构造改造和气藏的分布特点,提出了常压页岩气藏的分类方案,将中国南方常压页岩气藏分为盆内型、盆（内）缘过渡型和盆外残留型3种类型。研究认为,盆外残留型页岩气藏具有地层连续分布面积小、裂缝发育、地层压力系数偏低、游离气占比较低、地应力较小和两向水平应力差异较大等特点。对盆地外复杂构造区的常压页岩气藏,提出TOC大于3%、孔隙度大于3%和含气量大于3 m³/t可作为效益开发的选区依据。