海陆过渡相高黏土含量微孔致密岩屑砂岩储层特征

海陆过渡相地层中致密砂岩气、页岩气和煤层气的勘探开发前景十分广阔。过去的研究工作主要集中在海陆过渡相的页岩和煤层的地质和地球化学特征上，对其中的致密砂岩关注较少。以黔西地区海陆过渡相上二叠统龙潭组砂岩为例，利用薄片观察、压汞法、核磁共振实验等技术手段，综合分析龙潭组致密砂岩储层特征。龙潭组砂岩属于岩屑砂岩，典型储层特征包括砂体单层厚度薄，岩屑和黏土含量高，基本以微孔为主，孔喉结构复杂，孔隙度和渗透率非常低。与国内其他大规模开发的致密砂岩相比，龙潭组砂岩岩屑成分含量更高，孔喉结构更致密，致密砂岩气潜力比较有限。龙潭组砂岩与泥岩和煤层呈互层分布，致密砂岩气与页岩气和煤层气的合采方式是可行的，从而为海陆过渡相非常规气开发找到突破口。      

孟加拉扇某区块地层层序划分及典型地震相识别

研究区位于孟加拉扇某区块水深大于2000m的陆坡深水区,区内缺乏典型的层序地层界面。该文以层序地层学理论为指导,通过地震属性、分频、地震相等分析,开展了层序地层划分及沉积体的识别。依据深水沉积旋回在地震剖面上振幅特征的变化,进行了层序界面的识别,进而在等时层序地层格架内研究地震相及沉积相的分布特征,参考深水沉积相发育模式,并结合"U"形相、丘状相、强振幅平行相、中弱振幅平行相以及透明杂乱反射相等5种典型地震相的外部形态、发育位置等,认为各地震相分别对应水道、水道堤岸、浊积朵体、深海泥岩以及块状搬运复合体等沉积单元,并指出典型地震相的分布特征,可辅助地层层序的划分。     

鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系煤系非常规天然气勘探开发进展与攻关方向

随着非常规天然气甜点评价、水平井分段压裂及多层立体开发等技术的发展,非常规天然气勘探开发对象逐渐由单一型向复合型转变,海-陆过渡相复合型煤系非常规气共探合采有望成为中国页岩油气后的“新非常规革命”。石炭系-二叠系是鄂尔多斯盆地重要的烃源岩层系,非常规天然气资源潜力巨大,但尚处在勘探开发初级阶段。基于“十三五”勘探进展和攻关认识,总结出鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系具有“两源、三高、三气”的非常规天然气地质特征。石炭系-二叠系发育多种岩性/岩性组合类型,其中富煤岩性组合和富有机质页岩岩性组合（“两源”）是勘探潜力比较大的主体类型,烃源岩有机显微组分以镜质组为主,储集空间以有机孔和微裂缝为主,具有高有机碳含量、高热演化程度和高含气量的“三高”特点;气体赋存状态深、浅层分异明显,浅层煤层以吸附气为主,深层煤层存在游离气,形成了煤层气、页岩气、致密砂岩气“三气”共存的多种组合类型。聚焦煤系储层致密、甜点识别难度大、应力大等挑战,初步形成了“长水平段、大排量、大液量、大砂量”钻完井工艺,有效支撑了深层煤系非常规天然气勘探突破。“十四五”期间将进一步加强煤系烃源岩及岩性组合综合研究,建立地质-工程甜点综合评价理论与技术,形成立体勘探开发与工程配套技术,助力鄂尔多斯盆地非常规天然气高质量发展。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组细粒沉积的层序地层与岩相特征

以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组一段页岩为研究对象,通过对页岩气测录井资料及岩心和露头样品分析测试数据的对比分析,开展了层序地层划分与对比、岩相分类与识别、沉积微相-岩相分布规律研究。研究认为,五峰组-龙马溪组一段页岩可划分为3个三级层序（SQ1,SQ2和SQ3）,细分为7个体系域,优质页岩主要分布于3个层序的海侵体系域（TST）,其中SQ2-TST优质页岩发育范围最广,其岩相类型主要为富有机质硅质页岩、高有机质含灰硅质页岩和中-高有机质含硅粘土质页岩等。同时明确了不同类型无机矿物的区域分布规律,靠近川中古陆和黔北隆起区域碳酸盐矿物含量相对较高,随着水体深度的增加,碳酸盐矿物含量逐渐降低,生物成因石英含量逐渐增加。以SQ2-TST为例,以3种主要矿物（石英、粘土和碳酸盐）含量等值线图、总有机碳含量（TOC）等值线图为基础,结合地球化学参数（Th/U）和地层厚度等参数等值线图,编制了SQ2-TST沉积相-岩相平面分布图。四川盆地及其周缘SQ2-TST沉积时期,在川中古陆、黔北隆起和川北古陆周缘,主要发育中-低有机质粘土质页岩和中-低有机质含灰硅质粘土质页岩,在川中古陆与黔北隆起所围限的川南深水陆棚亚相区主要发育富有机质含灰硅质粘土质页岩,而涪陵地区向川东北延伸区域主要发育富有机质硅质页岩。     

油气区带风险评价方法

风险和不确定性是油气区带勘探的固有属性，周详的勘探计划需要规避风险和准确认识不确定性。根据中国石化海外油气勘探项目特点，以及国际公司勘探项目评价标准，通过定量评估油气区带的油气生排烃能力、储层质量、封盖条件和圈闭有效性，建立油气区带风险赋值标准和评价流程。基于油气区带的数据密度、覆盖范围和地质认识，按照木桶理论确定4个风险要素的存在概率，将每个因素的风险概率值相乘获得油气区带的地质成功概率。该评价方法提供了一种将定性地质认识和勘探信息，定量转化为各个要素风险概率及区带整体的地质成功概率。地质成功概率综合反映了区带的勘探程度和地质特征，决定了油气勘探风险的大小。油气区带风险评价方法可以优选勘探区，聚焦勘探评价工作，为勘探投资决策提供科学依据。      

中国深层煤层气勘探开发进展、关键评价参数与前景展望

中国煤层气产业经历了近30年发展,已初步实现了由中高煤阶向低煤阶、浅层向中深层煤层气的勘探开发突破。中国深层煤层气资源量丰富,是下一步天然气增储上产的重要接替领域。为了实现深层煤层气资源规模有效动用,在总结近年来深层煤层气勘探开发成果的基础上,分析了深层煤层气地质、工程与管理等关键评价参数,指出了中国现阶段深层煤层气勘探开发在资源、技术、成本、管理和理念等方面面临的问题,提出了深层煤层气效益开发的关键对策。研究结果表明：(1)中国近年来在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地取得了深层煤层气勘探突破,深层煤层气将成为中国天然气增储上产的战略接替资源;(2)不同煤阶煤层吸附气量存在最大临界深度带,超过临界深度带后煤层处于饱和吸附状态,游离气比例逐渐增加,深层煤层气吸附饱和度达到100%;(3)不同煤阶煤岩随深度增加应力敏感性增强,900 m以深煤岩渗透率小于0.1 mD;(4)煤层厚度、煤岩热演化程度、煤体结构、保存条件、煤岩力学特性、应力场、压裂规模、动液面、临储比等是深层煤层气地质、工程与管理制度等评价的关键参数;(5)中国深层煤层气勘探开发面临着资源家底、适配性技术、效益开发、矿权新政、管理...     

四川盆地东部页岩气水平井裂缝识别方法及应用

根据地质(岩心)、成像测井、测井评价、地震预测等资料，利用四川盆地东部南川—武隆地区裂缝与气测关系，研究了页岩气水平井裂缝的识别方法。针对该区岩心、成像测井缺乏和页岩气水平井的天然裂缝难识别，首先从地质上通过直井建立起岩心尺度级别的页岩天然裂缝识别模式，岩心高角度裂缝的发育与全烃异常高值、尖峰较为吻合；其次，结合裂缝识别模式，基于全烃信息可快速、低成本定性识别出无取心直井裂缝发育层段，在裂缝发育段中会出现全烃值突增的现象，特别是低有机碳含量(TOC)的页岩段，全烃值的突增代表着裂缝的存在；最后，利用TOC值与归一化全烃相关性图版法，定量识别无取心、无成像测井资料的直井与水平井裂缝段，将归一化全烃值大于等于0.4、TOC值大于等于0.5%所圈定的区域作为水平井裂缝发育段。基于识别出的水平井裂缝段，从地质—工程一体化角度出发，压裂时可提前避开或注意这些密集发育的大型或巨型裂缝，从而提高单井产量。