四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

液相欠平衡钻井合理欠压值设计方法

液相欠平衡钻井井底欠压值的确立和控制直接决定着钻井的成败。目前钻井行业井底欠压值确立方法一般基于现场经验,误差较大,在现场应用时,其控制调节缺乏理论依据。欠压值过大,易导致井壁失稳,出现井控风险及速敏、应力敏感等储层伤害问题;欠压值过小,易导致钻井液进入储层,无法实现有效保护储层及提高机械钻速的目的。为此,利用井眼力学稳定及井控风险分析确定欠压值上限,利用储层毛细管力确立欠压值下限,建立液相欠平衡钻井合理欠压值设计新方法,并结合塔里木盆地塔北地区X井现场数据进行分析优化。结果表明,此欠压值设计新方法能够为欠平衡钻井现场设计提供理论指导,避免了单纯依靠经验值确立欠平衡钻井欠压值导致的钻井事故或储层保护效果不好等问题。     

准中1区块古构造恢复及其演化对油气成藏的作用

准噶尔盆地中部1区块油气的成藏受车莫古隆起演化的影响较大,晚白垩世及古近纪时期是主要成藏期及调整期。文中通过目的层选取、计算地层残余厚度、去压实校正、建立压实参数平面分布模型等步骤,求得油气成藏调整期车莫古隆起的真实地层沉积厚度,以此来反映古构造特征及演化,据此分析目的层古油藏的规模及油气运聚规律,指出下一步有利勘探方向。研究表明:区内晚白垩世存在2个古背斜,是油气有利运聚方向,并通过含油包裹体、测录井、试油资料综合确定了古油水界面及古油藏的规模。工区古近纪初北部开始隆升,古背斜逐渐消失,到现今古背斜调整成为低幅构造梁。古构造破坏后,部分圈闭仍存在,能保留大量原生油气,为原生保留型油藏,部分油气经微幅构造梁调整后,在现今有利构造位置处的圈闭聚集,形成调整再聚集型油藏。建议围绕古背斜及与古背斜形成优势运移路径进行勘探。     

松辽盆地民东地区地层划分及沉积环境

民东地区是吉林油田致密油效益储量提交的重要准备区块,但由于勘探与开发资料不对接,多年未开展过系统的沉积研究。以82口探井、评价井资料为基础,以15口取心井为重点,通过重矿物、粒度及岩相、测井相分析手段,结合地震切片和属性提取,综合开展地层划分对比、砂体展布特征及沉积微相研究。研究表明:扶余油层可被划分为1个基准面长期旋回、4个基准面中期旋回和13个基准面短期旋回;物源来自保康水系与怀德水系的混合物源;属于干旱气候下的浅水曲流河三角洲沉积演化模式。     

海拉尔盆地查干诺尔凹陷伊敏组孢粉组合及其地质意义

为了建立查干诺尔凹陷伊敏组钻井地层等时对比标准和恢复沉积时期的古气候,对海参8井伊敏组开展了孢粉地层学和孢粉古气候学的系统研究。使用盐酸—氢氟酸冷处理法获取了岩石中十分丰富的孢粉化石,自下而上划分为2个孢粉组合,Lygodioisporites-Cyathidites-Triporoletes组合分布于伊敏组1段,Leiotriletes-PilosisporiteAsteropollis组合分布于伊敏组2+3段,是研究区钻井地层等时对比的有效标志。孢粉组合对比表明,伊敏组的地质时代为Barremian至Aptian期。依据孢粉谱恢复古气候的演变规律为:伊敏组1段植被演替是针叶-灌木林→灌草丛→常绿阔叶林、灌草丛→针叶-灌木林,气候由湿润的热带向热带、北亚热带气候转变;伊敏组2+3段植被演替是灌草丛→针阔叶混交林、灌草丛→针叶林、灌草丛→针阔叶混交林,气候属于湿润的热带气候。     

柴北缘鱼卡地区中侏罗统油页岩类型及成矿差异

柴达木盆地鱼卡地区中侏罗统石门沟组发育多层油页岩,通过对YYY-1井全井岩心观察和地化分析,在页岩段和含煤段识别出两种类型油页岩。上部页岩段油页岩发育于深湖—半深湖环境中,含油率中等,单层和累计厚度均较大,w(TOC)为5.97%~15.35%,S_1+S_2为29.71~118.62 mg/g,有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型,有机质来源主要以藻类体湖泊生物为主;下部含煤段油页岩发育于湖沼环境中,含油率较高,单层和累计厚度均较小,且与煤和炭质泥岩互层,w(TOC)为13.80%~48.80%,S_1+S_2为39.31~162.12mg/g,有机质类型主要为Ⅱ2型,有机质来源以陆源高等植物为主。沉积环境和有机质来源是影响这两种油页岩矿床差异的关键因素。     

塔里木新元古代裂谷盆地南北分异及油气勘探启示

综合航磁、地震、地质和地球化学资料,研究了塔里木新元古代裂谷盆地南北分异的表层构造、沉积、分布特征及深层动力学机制,揭示了裂谷盆地演化及其对寒武纪早期沉积盆地和深层烃源岩分布的控制作用。塔里木南部裂谷盆地是罗迪尼亚超大陆裂解早期超级地幔柱活动的产物,开启于南华纪早期(约780 Ma),表现为深入塔里木盆地内部的NE向坳拉槽,而北部裂谷是泛罗迪尼亚大洋板块俯冲产生的弧后裂谷盆地,开启于南华纪后期(约740 Ma),呈近EW向狭长带状横穿整个塔里木盆地。塔里木北部新元古代弧后裂谷盆地与东亚地区晚中生代—新生代弧后裂谷盆地群的形成和演化过程十分相似,均显示向洋迁移的演化特征,但塔里木裂谷盆地从早期的断陷-拗陷最终演化成被动陆缘。塔里木新元古代裂谷盆地不仅决定同裂谷期烃源岩的分布,更控制早寒武世沉积盆地的发育,使得后者"向前相似",在现今塔北隆起与中央隆起带之间很可能发育近EW向展布的南华系—震旦系同裂谷期和下寒武统玉尔吐斯组沉积期后裂谷期烃源岩。     

塔里木北部新元古代裂谷盆地古地理格局与油气勘探潜力

基于露头、钻井、地震等资料,在明确地层充填序列及建立地层格架基础上,分析塔里木北部新元古代裂谷盆地古地理演化格局及其油气勘探潜力。在Rodinia超大陆聚合与裂解的背景下,塔里木新元古代发育塔北古陆和塔里木古陆,两者中间夹持EW走向的弧后裂谷盆地,东北部库鲁克塔格地区和西北部阿克苏地区充填巨厚的海相碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩,包括冰碛岩,发育深海、浅海、滨海环境和三角洲、冰海过渡性环境。早南华世—晚震旦世,北部裂谷盆地总体由深海演化至滨浅海环境,岩性由碎屑岩向碳酸盐岩转变。根据野外烃源岩和生产数据认为,塔里木北部具有烃源岩和储层形成的良好条件,新元古界具有一定勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地延长组第7油层组致密油资源评价

总结了鄂尔多斯盆地延长组第7油层组(简称长7)致密油研究及勘探进展,从砂岩展布、物性特征、致密油充注时间和成藏期次等方面研究长7致密油地质特征,并按特征将致密油划分为A类和B类。在此基础上,采用小面元法和EUR类比法分别计算长7致密油地质资源量和可采资源量。评价结果揭示:长7致密油地质资源量和可采资源量分别为41.78×10~8t和3.73×10~8t,高资源丰度区主要分布在Ning 89井西侧、华池—马岭—环县一带、姬塬和AP11井附近。研究思路和评价结果为中国致密油资源评价及勘探生产提供有益参考。     

鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳古地貌特征嬗变及地质意义

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳气藏的发育与前石炭纪古地貌格局密切相关,目前主要认为发育西高东低的古地貌格局,自西向东依次发育岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶盆地的古地貌单元。但随着勘探的深入,在盆地东部地区奥陶系早期认为的岩溶盆地区已经发现了大量代表了较强岩溶作用的岩溶角砾岩等地质现象,因此有必要从古地貌动态演化角度重新认识影响岩溶古地貌发育的内外因素,研究地质历史中奥陶系风化壳古地貌的性质嬗变,指导对区域储集空间发育规律的进一步研究与预测。以盆地东部奥陶系顶部风化壳古地貌恢复为目的,综合研究了古地理背景、残留地层厚度、古岩溶特征等因素。认为早期在盆地中东部存在一个大范围的岩溶古高地,形成了岩溶型储集空间,但后期盆地东部逐渐演变为古岩溶盆地,形成了现今的前石炭纪古地貌格局,并造成早期形成的溶蚀类储集空间被大量充填,整体储层较致密,但由于溶洞塌陷形成的裂缝网络沟通了白云岩晶间孔储集空间,局部仍然可以保留有较好的储层,是值得重视的勘探目标。