济阳拗陷沙河街组页岩与美国Bakken组页岩储层“甜点”特征对比

从源岩到储层的思路,探讨济阳拗陷沙河街组页岩和美国Bakken组页岩储层特征和形成机理.通过对Bakken组和沙河街组页岩有机地球化学分析、岩性分析、储层物性分析和矿物学分析,表明沙河街组页岩储层“甜点”特征为:有机质以Ⅰ型干酪根为主;wTOC＞2.36％,R.为0.76％～0.90％;主要为纹层状泥灰岩、泥质白云岩、灰质泥岩、油泥岩和油页岩;孔隙度＞3％,渗透事＜0.5×10-3 μm2;脆性矿物质量分数＞20％;合油饱和度为60％～90％储层厚度为13.60～90 m;储层主要为沙三下亚段.对比Bakken有利页岩储层地质特征表明,Bakken组页岩储层“甜点”特征为:有机质以Ⅰ型干酪根为主;wTOC＞5.36％,R为0.51％～0.72％;砂质白云岩;孔隙度＞3％,渗透率＜0.1×10-3μm2;脆性矿物质量分数＞50％;含油饱和度为50％～71％;储层厚度为3.10～12.20 m;Bakken中段为优质储层段.沙河街组和Bakken组页岩储层形成的机理主要为有利的矿物组合和普遍发育的超压.     

页岩裂缝和基质渗透率各向异性特征及影响因素

页岩裂缝渗透率是控制页岩气富集高产的关键参数,而页岩基质渗透率决定了页岩气的稳产和经济开发,研究页岩裂缝和基质渗透率的各向异性特征对于保障页岩气的长期产量尤为重要。以渝东南地区海相页岩为研究对象,探究了页岩裂缝和基质渗透率各向异性特征及其影响因素。基于微计算机断层扫描技术(micro computed tomography, micro-CT)、高压压汞手段分析了页岩裂缝特征并区分了页岩裂缝与基质,利用立方体样品以及3D打印岩心夹持器技术测定了地层压力条件下页岩三轴方向的渗透率,采用定性观察、定量分析和数字岩心等方法揭示了页岩裂缝和基质渗透率各向异性与孔隙结构特征的关系。研究表明：页岩基质渗透率主要受岩石的微观结构控制,而页岩裂缝渗透率主要由裂缝形态和特征决定;微裂缝的存在增大了水平与垂直方向裂缝渗透率的差异性,但对水平方向间裂缝渗透率的比值影响较小甚至有所降低;水平方向上矿物和有机质呈层排列易形成连通的孔隙微裂缝网络,增大了页岩平行层理方向上的基质渗透率,使其比其垂直层理方向高出1～2个数量级;砂质条带和砂质纹层使得页岩水平方向上的基质渗透率差异性增强,而且页岩3个方向的基质渗透率与...     

页岩储层全直径及覆压校正研究——以焦石坝页岩气田五峰组—龙马溪组为例

低孔、特低渗非常规页岩储层的全直径校正与覆压校正仍处于探索阶段,其校正模型有待进一步研究。通过开展焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩岩心的全直径和覆压实验资料分析,明确变化规律,并利用数理分析方法建立校正模型。分析表明,页岩储层小岩样较全直径样品孔隙度低、渗透率高,覆压后孔隙度、渗透率值均降低;页岩岩心孔隙度与覆压值呈多项式关系,渗透率与覆压值呈幂律关系,且关系式中各项系数均与地面无压孔隙度、渗透率值密切相关。校正模型计算的孔隙度值与覆压实验测定孔隙度值吻合性高,说明本校正方法适用于焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩储层,能为页岩储层的全直径校正、覆压校正及储量参数研究提供技术支撑。     

松辽盆地北部陆相泥页岩孔隙特征及其对页岩油赋存的影响

综合应用气体吸附、高压压汞和扫描电镜方法对松辽盆地白垩系陆相泥页岩内部微观孔隙特征进行刻画,进而结合岩石热解、全岩矿物分析等实验手段对泥页岩孔隙发育的控制因素及其对含油性的影响进行分析。结果表明:研究区泥页岩孔隙类型以片状黏土矿物的层间微孔隙为主,裂缝发育程度不高,孔隙级别以微孔和介孔为主,泥页岩孔隙发育总体受控于埋深和次生孔隙发育情况,有机孔隙对页岩油储层不具有重要意义;油源充足的情况下,泥页岩含油性明显受控于孔隙度,其中直径大于20 nm孔隙是页岩油的主要赋存空间,在进行页岩油勘探开发时应着力寻找较大孔隙发育的甜点区;龙虎泡阶地南部与齐家-古龙凹陷交界处青山口组含砂岩或砂质薄夹层的泥页岩层系中泥岩次生孔隙发育,含油性高,易于压裂,是松辽盆地北部页岩油勘探开发的首选区域。     

辽河坳陷古近系页岩油气测井识别

辽河坳陷古近系广泛发育泥页岩层,是页岩油气勘探的热点层系,利用测井技术识别该地区页岩油气经济有效。研究了古近系泥页岩段测井响应特征,并对页岩储层测井响应机理进行剖析,认为有机质增多声波时差(AC)增大,烃类增多电阻率(Rt)变大。在ΔlgR方法基础上,将Rt和AC曲线反向叠合,依据叠合曲线的幅度差指示有机质和烃类的异常响应,进而定性地识别页岩油气。将页岩油气有效层的Rt与AC曲线的幅度差形态分成三类统计地质特征,发现各类形态具有一定的地质特征规律,可根据形态分类半定量地对页岩油气有利性进行评价。该页岩油气测井识别方法快捷有效具有应用推广价值。     

基于孔隙度-饱和度参数分析页岩油富集程度

沾化凹陷沙三下亚段为主力烃源岩,也是页岩油勘探评价的主要目标层系,如何筛选页岩油富集和可动层段是目前研究中面临的主要难题。采用氦气法和常压干馏法测定了沾化凹陷罗69井密闭取心的岩石样品,对实验数据的分析表明,沙三下亚段页岩储层含水饱和度随孔隙度增大而减小,当大于某一特定孔隙度界限时,含水饱和度值趋于稳定。提出了页岩储层孔隙度越大、含油饱和度不变或者更高,则可动烃类含量越高的观点,通过对已获油流层段测井响应的分析,提出利用孔隙度、含油饱和度等多参数对页岩油可动性表征的思路,并依据沾化凹陷页岩测井响应特征及参数分布范围对储层富集程度进行了分级评价,其中I类最好,可作为页岩油勘探的主要参考目标。     

鄂尔多斯盆地三叠系长7油层组页岩储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合样品实验测试分析、露头资料和前人研究成果,从页岩地球化学特征、岩矿特征和储层条件等方面对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组页岩储层特征进行了研究。长7油层组主要为深湖-半深湖沉积相;富有机质页岩主要分布在盆地南部,在下寺湾-富县一带和盐池-姬塬一带厚度最大;自南缘渭北隆起向西北埋深逐渐加大,埋深<2.5km。有机质类型以Ⅰ型为主,其次为Ⅱ型,有机碳质量分数为0.51%～22.6%,Ro分布于0.7%～1.2%。岩性以黑色纹层状页岩、粉砂质页岩为主。页岩储层储集空间分为基质微孔和有机质微孔,其中基质微孔主要由粒间微孔、晶间溶孔和黏土矿物晶间孔构成,有机质微孔主要为有机质演化过程中形成的油孔和气孔;物性表现为低孔、特低渗的特征。综合该套页岩储层的地化品质、岩矿组成、储集条件等,认为其具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

东营凹陷古近系泥页岩储层微观结构特征研究

以济阳坳陷东营凹陷沙河街组三段-四段为研究对象,对重点取心井进行厘米级岩心观察描述。结合薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、激光共聚焦分析、地球化学测试等方法明确了东营凹陷古近系泥页岩矿物组成、岩石类型、有机地球化学等基本特征。对古近系泥页岩进行岩相类型划分;对储层微观结构特征进行分析。结果表明:1研究区泥页岩岩相划分为4个大类,11个亚类;2研究层段主要发育贫有机质块状混合细粒沉积岩、中有机质纹层状灰岩、中有机质纹层状混合细粒沉积岩、富有机质夹层状灰岩、富有机质页岩黏土岩、层状细粉砂岩和层状白云岩7类岩相;3综合孔隙、裂缝发育程度和储集空间连通性等特征,认为富有机质的夹层状灰岩及富有机质页状黏土岩为最有利岩相类型。     

基于生成对抗网络的页岩三维数字岩芯构建

页岩油气藏孔隙结构复杂,岩芯获取困难,准确表征页岩储层孔隙结构是研究页岩储层内流体渗流规律的关键。基于真实页岩岩芯的三维聚焦离子束扫描图像,对原始生成对抗网络模型的结构重新设计,同时,为了保证重建结果可以充分反映页岩岩芯的孔隙结构信息,增大了训练样本的尺寸,以此训练生成模型,进而生成页岩三维数字岩芯,对比分析了重建数字岩芯和原始岩芯的孔隙度,并基于重建数字岩芯提取了孔隙网络模型,分析了页岩孔隙结构性质。结果显示,重建岩芯的孔隙度、孔隙空间结构、连通性以及孔隙喉道的配位关系与原始岩芯具有很高的一致性,由此验证了生成模型可以实现三维页岩数字岩芯的构建。最后,构建了多个页岩数字岩芯,计算了多个孔隙结构参数的均值及变化区间,证明了生成的数字岩芯具有稳定的孔隙空间特征,训练好的生成模型具有良好的稳定性。     

页岩气储层充填天然裂缝渗透率特征实验研究

为了解页岩储层充填天然裂缝开启前、后的渗透率特征,利用四川盆地充填裂缝的不同页岩,结合裂缝面形貌测试,实验对比分析了天然裂缝原位闭合、剪切错位及酸处理后的渗透率特征。实验结果表明:混合充填裂缝矿物颗粒大,硬度高,渗透率应力敏感程度低于方解石充填裂缝。当剪切裂缝错位位移大于0.15mm时,渗透率大小主要受控于裂缝断面整体粗糙度。当错位位移小于0.15 mm时,充填矿物颗粒类型、大小控制的小尺度形貌更起决定作用。酸液溶蚀胶结物形成不整合面,大幅度提高裂缝导流能力,但也需要考虑酸液弱化页岩强度以及颗粒运移而产生的不利影响。