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。     

页岩气和根缘气成藏特征及成藏机理对比研究

页岩气和根缘气是非常规天然气藏的重要类型。对比分析表明,这2类气藏在成藏条件、成藏特征、成藏方式上具有相似性,表现为储层低孔低渗、气藏邻近源岩、气藏面积大、丰度低、不依赖常规圈闭存在等。同时,这2类气藏在储集层岩性、保存条件等方面也存在着明显区别;分析认为,这2类气藏在成藏机理和成藏过程上既有明显的区别,也有着密切的联系。进一步结合具体地区分析,指出页岩气和根缘气藏在分布上具有一定的序列性。     

四川盆地东南部页岩气同位素分馏特征及对产能的指示意义

页岩气甲烷碳同位素是研究页岩气同位素分馏特征及产出过程的重要指标。选取四川盆地东南部及盆缘转换带内6大区块10口页岩气井上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩,通过现场含气量测试过程中页岩气甲烷碳同位素变化,研究不同压力系统、不同小层下甲烷碳同位素分馏特征,探讨页岩气同位素与物性、含气性关系,并结合实际排采数据,对典型页岩气井产出阶段进行划分。页岩气解吸过程中,逐渐升高,甲烷碳同位素逐渐变重;超压页岩气甲烷碳同位素整体较小,从盆缘外部向内部,甲烷碳同位素逐渐变轻。纵向上,随着深度的增加,甲烷同位素整体变轻;页岩孔隙度越大、游离气含量越高、页岩保存条件越好,甲烷碳同位素分馏作用就越不明显。最后,选取武隆向斜L井岩心现场解吸气样,通过甲烷同位素分馏,对页岩气解吸阶段进行划分,并将排采气同位素与现场解吸气同位素进行比对。该井排采气的δ13C₁值对应现场岩心连续解吸0.9 h释放气体的δ13C₁值,其采收率约为24.8%,尚处于初期排采阶段。      

渝东南盆缘转换带五峰组——龙马溪组页岩气储层孔隙特征与演化

目前关于页岩气储层孔隙演化及其机理的研究仍处于探索阶段,研究成果尚未达成共识。为此,基于岩心分析和样品热模拟实验,采用氩离子抛光扫描电镜、原子力显微镜等实验分析技术,对四川盆地东南部及其转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层的孔隙类型、孔隙结构、孔径变化规律等进行研究,探讨有机孔隙演化特征,分析伴生矿物对孔隙演化的影响,建立该区页岩孔隙演化模式。研究结果表明:(1)该区五峰组—龙马溪组优质页岩储层主要发育裂缝、无机孔隙、有机孔隙等3种储集空间类型,其中后者是页岩气赋存的主要储集空间,其又可细分为无定形干酪根孔、结构型干酪根孔、沥青质孔及生物化石孔等4类;(2)有机质收缩缝先在有机质颗粒一侧出现,随温度升高缝宽变大,与有机质颗粒的收缩有关;(3)有机孔隙以密集分布于有机质内部的"海绵状"孔为主,当R_o介于1.56%～3.50%时以大孔—介孔为主,R_o 3.50%时大孔减少,介孔和微孔增加;(4)有机质类型及黏土、硅质颗粒、黄铁矿等伴生矿物的含量对孔隙发育有着重要的影响。结论认为,该区五峰组—龙马溪组页岩的孔隙演化模式为:无机孔隙度随埋深增加大幅度减小、有机孔隙度先增大后减小,总孔隙度呈现出先降低、再增加、再持续减小的变化趋势。     

页岩气测井评价研究——以川东南海相地层为例

页岩气主要以游离和吸附方式赋存于暗色泥页岩或炭质泥页岩中。其中,游离气一般赋存于泥页岩的孔隙或裂缝中,而吸附气主要赋存于泥页岩中的有机质或黏土颗粒表面。依据不同测井曲线的基本原理,结合实验测试,利用测井技术对页岩气进行识别分析与评价,并分别计算出游离气含量和吸附气含量。通过研究分析,提出了计算页岩游离气含量"四步法"和吸附气含量"三步法"。依据建立的页岩气测井评价模型,以川东南海相页岩地层为例进行技术应用,取得了良好的效果。     

四川盆地页岩气成藏地质条件

与传统上的“泥页岩裂缝气”并不完全相同,页岩气是主体上以吸附相和游离相同时赋存于泥岩及页岩地层中的天然气。四川盆地经历了克拉通和前陆盆地演化过程中复杂的构造变动,形成了与美国典型页岩气盆地相似的构造演化特点和地质条件,其中的古生界页岩不仅是盆地内常规气藏的烃源岩,而且还是页岩气成藏及勘探的主要对象,目前已发现了页岩气存在的大量证据。根据演化及勘探地质特点,四川盆地非常规天然气具有两分格局,东南部以页岩气为主而西北部以根缘气为主,古生界主体发育页岩气而中生界主体发育根缘气。川东和川南地区（包括川西南）古生界生气页岩发育厚度大、有机质含量高、埋藏深度小,下寒武统和下志留统具有良好的页岩气成藏及勘探地质条件;川中地区同时发育中、古生界烃源岩,上三叠统、下志留统和下寒武统可作为页岩气勘探的有利层位;川西中生界泥/页岩常与致密砂岩形成频繁互层并产生具有砂岩底部含气特点的根缘气,整体上存在着页岩气发育和勘探的远景条件,局部埋藏相对较浅的高碳泥/页岩是页岩气勘探的基本对象。     

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律

四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:(1)相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;(2)该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场"三因素"的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;(3)该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。     

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