塔河油田深层能量场特征及其与油气运聚关系

以塔河油田深层能量场为研究对象,通过系统分析能量场特征来探讨其与油气运聚的关系。研究认为,多期构造应力作用是塔河油田现今断裂发育形态的主控因素,现今区域应力场特征表明塔河油田是油气运移的有利指向区;奥陶系现今压力场整体上属于略偏低异常的压力系统,流体势特征显示油气运移存在东部自东向西局部性运移趋势以及南部由南向北区域性运移趋势;奥陶系现今地层水离子构成符合典型的CaCl2型水特征,地层水地化指标显示塔河主油区具有良好的封闭性,是油气聚集保存的有利区;盐水包裹体均一温度测试结果主要集中在80~100℃、120~130℃和150~170℃等3个温度段,前两个温度段分别对应于塔河油田2次大规模的油气成藏期:海西早期和喜马拉雅期,而最后一个温度段主要受控于构造变动和二叠系岩浆活动,代表了一期局部油气成藏事件。图7参22     

碎屑岩盆地天然气成藏及分布序列

随着勘探程度的提高和非常规天然气研究的深入，多种聚集机理类型的天然气及其相互关系逐渐成为了研究焦点，即当煤、泥页岩等不同类型和成熟度的烃源岩与物性复杂变化的储层夹、互层存在时，煤层气、页岩气、根缘气、常规储层气等不同类型气藏将同时发育而形成基于气源岩的天然气机理及分布序列。通常情况下，常规储层气藏形成时的优先顺序晚于煤层气、页岩气、根缘气等非常规类型，处于天然气成藏与分布序列的顶端，加之非常规类型天然气聚集的成藏下限条件较之常规储层气藏要低。因此常规气藏的发现预示着非常规类型气藏的发育。由于盆地类型及其地质条件差异较大，不同类型天然气的分布及其资源量规模配比也表现出较大的不同。结合盆地勘探实践及理论研究认为，不同机理类型天然气之间存在相互关联和连续过渡，并由此建立了碎屑岩盆地不同类型天然气发育的地质模式。     

黔西北龙马溪组页岩微观孔隙结构及储气特征

为了深入研究黔西北地区海相页岩储层微观孔隙特征,选取下志留统龙马溪组页岩进行了氩离子抛光-场发射扫描电子显微镜、氮气吸/脱附实验、微孔特征分析以及相关地球化学分析等实验,探讨了微观孔隙对页岩储气特征的影响。实验结果表明:黔西北龙马溪组页岩存在粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔、化石孔、有机孔、微裂缝7种孔隙类型,其中粒间孔和有机孔最为发育;孔隙结构类型可根据氮气吸/脱附曲线分为3种,即以两端开口的圆筒孔、狭窄的平行板孔和四面开口的锥形平板孔等开放型孔隙为主;微观孔隙孔径分布范围为2~64 nm,峰值集中于2~6 nm。微孔(小于2 nm)孔径分布范围为0.4~1.8 nm,0.4~1.0 nm的微孔对微孔孔容贡献最大。孔容中以中孔(2~50 nm)为主,所占比例为83.1%,微孔和中孔贡献了主要的孔比表面积,微、中孔所占比例分别为20.1% 和79.3% 。有机碳含量是纳米孔隙发育的主控因素。不同孔隙类型具有不同的气体赋存特点和运移特征,说明纳米孔隙为页岩中气体的赋存和微观运移提供了有利条件。     

中国以页岩气为主题的文献演化研究

中国对页岩气的研究起步比美国晚,对页岩气勘探、开发、评价等技术仍处于探索和发展阶段,对页岩气主题相关的研究重点及方向也在变化。文章使用复杂网络方法,建立了页岩气主题关键词共文献网络,分析了2006-2015年中国知网上所有页岩气的主题文献。得出：从2011年开始,中国页岩气基础理论研究取得实践性突破;从2013年开始,页岩气的研究重点方向趋于集中;2015年中国页岩气完成第一阶段的研究;中国页岩气发展经历了从认识页岩气到页岩气开发技术研究再到储层特征理论的过程;中国页岩气开发实践进度高于页岩气基础地质理论研究进度。     

中扬子地区龙马溪组页岩有机质孔隙发育特征及控制因素——以湖南省永顺地区永页3井为例

以焦石坝气田为代表的上扬子地区龙马溪组页岩气勘探和开发已经取得了巨大成功,但是中扬子地区龙马溪组中的页岩气勘探潜力尚不明确。文章通过对湖南省永顺地区永页3井页岩有机质孔隙发育特征和主控因素进行分析,以此为中扬子地区龙马溪组页岩储集性能评价提供参考。永页3井龙马溪组页岩发育典型海相有机质,TOC分布在0.65%～3.81%(平均为1.87%),具有高-过成熟阶段、孔隙度低(平均孔隙度为2.06%)的特征。通过氩离子抛光+扫描电镜技术对样品有机质孔隙进行了系统的观察,结合能谱测试结果和JMicroVision软件图像处理对有机质孔隙特征参数进行了统计与分析,提出了一种基于SEM图像的有机质孔隙连通性表征方法。结果表明,该井龙马溪组页岩中有机质主要为孔隙相对发育的迁移有机质和孔隙发育较差的原生有机质;有机质孔隙的发育存在非均质性,在成因上主要受控于有机质显微组分、有机碳含量以及粘土矿物含量等因素,较高热演化程度下适当的有机碳含量是有机质孔隙发育的关键因素。     

渤海湾盆地冀中坳陷束鹿凹陷中深层湖相碳酸盐岩致密储层天然气成藏条件与资源潜力

传统认为渤海湾盆地冀中坳陷束鹿凹陷沙三下亚段是主要烃源岩层系,以生油为主.华北油田的勘探实践发现中深层砾岩—泥灰岩致密储层具有较大的天然气资源潜力,这为渤海湾盆地富油凹陷寻找天然气提供了新领域和新方向.研究发现,束鹿凹陷沙三下亚段发育有砾岩、泥灰岩和(灰质)泥岩等多种岩性,均具有生烃能力,其中纹层状泥灰岩生烃能力最强,...     

油页岩开采技术现状与展望

油页岩作为一种开发利用时间较早的非常规资源,开采方式长期以异地开采为主,对环境破坏严重。随着原位改造和开采技术的进步,占总资源量高达70%左右的埋深300～1500 m的中深层油页岩开发获得了新的发展契机。为梳理国内外油页岩原位开采的技术进展,了解油页岩原位开采现状,预测原位开采技术发展趋势,本文总结了现阶段油页岩原位开采技术发展特点,尤其是原位开采催化技术等下一代开发关键技术。目前原位加热有电加热、蒸汽加热、辐射加热、燃烧加热四种地层加热方式。催化剂的加入能有效提高原位开采的效率和油气品质,当前主要有金属盐类和黏土类催化剂。对比发现CoCl2·6H2O与蒙脱土混合制成的联合催化剂可使反应起始温度降低约70℃,能大幅提高反应效率。原位开采将是未来油页岩开发利用的主要模式,要力求在勘探方式上实现与物探、遥感等技术的结合,前期工作中重视数值模拟,催化剂设计上高效可循环,从而保证开发高效、生态稳定,实现油页岩开发的可持续发展。     

页岩油微观赋存特征及其主控因素——以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为例

以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为研究对象,综合利用轻烃（C₆H₁₄和C₇H₁₆）吸附、N₂和CO₂吸附、岩石热解、有机地球化学、X射线衍射（XRD）等实验手段以及Dent吸附热力学模型与Horvarth-Kawazoe （HK）、Barrett-Joyner-Halenda （BJH）孔隙结构理论解释模型,系统开展了页岩油的微观赋存特征及其主控因素研究,建立了页岩油吸附能力预测的数学模型和赋存状态演化模型。研究结果表明：基于液态烃蒸气等温吸附实验和孔隙结构理论解释模型,可揭示一定范围孔隙中（孔径小于125 nm）页岩油的微观赋存特征。页岩中的吸附油是具有一定厚度的吸附油膜,其平均厚度随孔径增加呈Langmuir型吸附曲线增长。页岩油主要赋存于孔径小于25 nm的介孔中。当孔径小于3 nm时,孔隙内以赋存吸附油为主;当孔径大于3 nm时,孔隙内主要为游离油。页岩中的游离油量与孔缝空间、含油饱和度呈正相关关系。吸附油量与脆性矿物含量、宏孔结构参数无相关性,与总有机碳（TOC）含量、黏土矿物含量、微孔和介孔的比表面积与孔体积、轻烃类型以及压力呈正相关关系,与埋深和成熟度呈先增加后降低的变化关系,且有机质是页岩中吸附油的主控因素。镜质体反射率为0.75%是页岩油赋存状态和可动性转变的成熟度界限,而镜质体反射率为0.85%~0.90%则是页岩"含油性高、可动性好"的最佳成熟度窗口下限。在延安地区,1 000~1 200 m以深是延长组7段3亚段陆相页岩油勘探开发的有利层段。     

中国陆相页岩气的形成条件

虽然目前北美工业性开发的页岩气资源均在海相沉积地层中,但我国已在陆相泥页岩中获得了页岩气勘探开发的重要突破,陆相页岩气的资源潜力也正随着勘探实践的深入而被逐步揭示。为此,在研究我国陆相富有机质泥页岩分布特点的基础上,分析了主要盆地陆相富有机质泥页岩的基本地质条件和有机地球化学参数。结果认为,我国形成陆相页岩气富集具有6个方面的有利条件：累计厚度大、有机质类型多样、储集空间丰富、保存条件好、资源丰度高、地表条件好。结论指出：我国陆相富有机质泥页岩主要分布在华北及东北区、西北区及南方局部地区的中-新生界,形成陆相页岩气富集主要具有上述有利条件,而且我国陆相富有机质泥页岩发育区多与常规油气勘探开发成熟区重叠,具有资料和基础设施等方面的优势,因此具有更好的经济可采性;虽然我国陆相富有机质泥页岩具有相对较低的有机质热演化成熟度,目前多处于生油和湿气窗阶段,页岩气和页岩油在微观和宏观上呈共生伴生关系,但通过异同点对比分析后认为,我国陆相页岩气比页岩油具有更好的可采潜力。     

澳大利亚苏拉特盆地煤层气地质特征及富集模式

苏拉特盆地中侏罗统Walloon煤系地层蕴含着巨大的煤层气储量,正确了解其成藏特点是成功开发的关键,综合运用了沉积学、地质统计学及天然气地球化学等研究手段对煤层的沉积环境、构造特点、煤岩煤质、天然气成因及富集模式进行了系统研究。研究结果表明:Walloon煤系主要以曲流河的河漫滩及曲流河三角洲平原的沼泽为沉积背景,煤岩具有演化程度低、灰分较高、显微组分变化差异小等特点;高渗透性、高兰氏压力是煤储层的显著特征;构造转换带对储层渗透率有重要影响;煤层含气量较低,煤层气成因类型以次生生物成因气为主,热成因气为辅;不同区域、不同层段成藏类型存在差异,北部向斜区Juandah组为水动力封堵型,东北部Undulla鼻隆区及东部斜坡的局部地区Taroom组为背斜—水驱封堵型。