辽河东部凹陷古近系页岩气聚集条件分析

页岩气是一种现实的非常规天然气资源.通过对大量录井、钻井、地球化学、实验测试及生产测试结果等资料的分析,认为辽河东部凹陷古近系3套泥页岩分布面积广,厚度大,有机碳含量高,有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主,有机质成熟度变化范围宽等特点,具备形成页岩气的物质基础.泥页岩中微裂缝和裂缝发育,为游离态气体的赋存提供了有利的储集空间,且泥页岩吸附甲烷能力强,吸附量大,泥页岩段普遍存在气测全烃异常,蕴藏着巨大的页岩气资源.在新开油田、黄金带油田以及桃园气田附近气测全烃异常明显,是页岩气成藏的有利地区.     

羌塘盆地页岩气成藏地质条件初探*

页岩气作为一种前景巨大的清洁能源资源,近年来迅速成为油气地质领域研究的热点,而发育有多套优质泥页岩质烃源岩的羌塘盆地页岩气勘探还处于探索阶段。通过分析国内外主要页岩气盆地勘探开发关键地质参数,归纳总结了有利页岩气勘探区评价标准。在对羌塘盆地主要泥页岩质烃源岩层厚度、有机质成熟度、有机质类型、有机碳含量等已知关键页岩气地质参数进行综合评价的基础上,提出了羌塘盆地主要发育有两套有利页岩气勘探层：上三叠统泥页岩层、下侏罗统曲色组泥页岩层;遴选了5个有利页岩气勘探区：藏夏河有利区、沃若山有利区、土门格拉有利区、毕洛错有利区、木苟日王有利区。     

川东地区龙潭组页岩气成藏地质条件与有利区评价

为查明川东地区龙潭组泥页岩成藏地质条件,对泥页岩沉积环境、有机质丰度、泥页岩厚度、有机质热演化程度、储集空间类型及孔渗性等烃源及储集条件进行进行分析。结果表明:川东地区龙潭组富有机质泥页岩形成于浅水陆棚及深水陆棚还原性沉积水体,泥页岩厚度以开江—云阳地区为中心向四周减薄,泥页岩平均厚度在50 m以上,有机质丰度介于0.47%～12.3%,平均含量为3.86%,开江—云阳一带有机质平均含量最高。有机质显微组分主要为镜质组及惰质组,干酪根δ~(13)Cker介于-28.4‰～-22.1‰,表明干酪根类型主要为Ⅲ型,有机质来源主要为高等植物。有机质成熟度呈现区域性差异变化,华蓥山地区有机质镜质体反射率介于0.84%～1.46%,平均为1.09%,处于低成熟阶段,其他地区有机质镜质体发射率介于2.23%～3.14%,平均为2.73%,处于过高-成熟阶段,生烃强度大,显示了良好的生烃条件。储层黏土矿物含量普遍较高,主要储集空间为无机质孔隙及微裂缝,有机质孔少量发育,泥页岩总孔体积及比表面积大,其中中孔对总孔体积及比表面积的贡献最大,渗透率适中,裂缝的存在有效改善储层渗透性。综合生烃及储集条件认为,川东地区东北部的开江—云阳地区为龙潭组泥页岩勘探的最有利区。     

川西-川北地区T3x5页岩气成藏地质条件

在参考美国页岩气发育条件的基础上,结合露头剖面实测、测井解释、矿物分析等手段,对川西-川北地区上三叠统须家河组第五段(T3x5)的页岩气成藏地质条件作了详细分析。认为页岩气呈典型的"滞留成藏",主要以游离态和吸附态赋存于泥页岩中;研究区页岩气成藏地质条件优越。其中阆中-德阳-成都-大邑一带T3x5泥页岩主要为滨浅湖沉积,泥页岩层厚度为55~365m,埋深在2.0~3.5km之间,相对较浅;TOC质量分数为2.0%~6.7%,平均值超过3.0%;有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,热演化程度高,镜质体反射率(Ro)为1.0%~2.0%,脆性矿物的质量分数约为68.6%:为页岩气勘探开发的有利区块。     

鄂尔多斯盆地平凉组页岩气富集地质条件

通过野外剖面和钻井资料对鄂尔多斯盆地中奥陶统平凉组页岩气富集地质条件,包括页岩的岩矿特征、发育规模、埋深、地球化学指标和含气量等参数进行研究,结果表明:平凉组下段(乌拉力克组)优于平凉组上段(拉什仲组),可分为2类岩性组合:石英+方解石+伊利石组合,石英+方解石+伊利石+绿泥石组合。发育规模自东向西逐渐变厚;西缘中段埋深较大,向南北逐渐变浅,在部分区域出露地表。有机质类型主要为Ⅰ型,个别为Ⅱ1型和Ⅱ2型。有机碳的质量分数在平面上表现为北高南低的特征,主要在0.2%～1.4%之间;热演化程度整体偏高,多在高-过成熟阶段;Ro主要在0.9%～2.1%范围,不同地区有一定差异性。含气性分析理论吸附气量为1.105m3/t,反映平凉组页岩具有良好的吸附能力,为页岩气勘探开发的潜力层系。     

不同沉积环境页岩气富集地质条件分析

沉积环境对页岩气资源的富集地质条件起着控制作用。通过野外露头观察,运用室内分析化验、扫描电镜等技术,以实际资料为依托,对巴彦浩特盆地北部三角洲沉积环境页岩和南部障壁海岸沉积环境页岩的有机地化特征和储层物性特征进行了对比,分析了不同沉积环境页岩气富集地质条件的差异性。研究结果显示,三角洲环境页岩有机碳含量较高,干酪根类型以Ⅲ型为主,其生气条件优于障壁海岸沉积环境页岩;而障壁海岸环境页岩脆性矿物含量高,内部孔隙隙结构多样,孔渗性较好,更有利于页岩气资源的储集及后期开发过程中的压裂作业。     

广覆式生烃理念在辽河东部凸起油气成藏中的应用

从烃源岩地层展布特征、生烃特征及影响生烃因素等方面分析辽河东部凸起古生界烃源岩,指出石炭—二叠系的煤系地层具有广覆式生烃特点,为油气藏的形成提供了丰富的源岩基础。从生储盖组合关系的角度将东部凸起油气藏类型划分为新生古储、自生自储和上生下储3种类型。油气成藏主控因素有2个:一是距离源岩较近的砂岩储层最易成藏;二是断裂相对不发育的区带使早期形成油气藏更易于保存。     

江西宜春地区北型乐平组页岩气成藏条件分析

依据钻探资料,结合地球化学特征、矿物组成、岩石储集特征等实验数据,从沉积环境、展布特征、地球化学特征、储集物性、含气性等方面,分析了上古生界北型乐平组富有机质泥页岩在萍乐坳陷西段宜春袁州地区的成藏条件。结果表明,北型乐平组泥页岩在区内地层厚度大、有机质丰度高、有机质类型以Ⅰ型和III型为主、高成熟-过热演化程度、孔隙微裂隙发育。研究区属于典型高角度逆断层向斜成藏模式,页岩气、致密气、煤层气互层共存,结合资料井气显情况认为,研究区具备较好的成藏条件。     

苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件

探讨苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件。通过对苏皖地区二叠系页岩的野外露头地质剖面及有机地球化学的综合研究,表明苏皖地区于海相深水环境条件下沉积的二叠系孤峰组、龙潭组和大隆组发育有3套优质高碳暗色页岩,此3套页岩出露范围广,厚度大,埋藏深度适度,有机质含量高、成熟度适中,孤峰组和大隆组页岩干酪根以ⅡB型和ⅠA型为主,龙潭组煤系地层暗色页岩干酪根以Ⅲ型为主,各层系页岩中的脆性矿物含量高(质量分数≥50%),微裂缝发育。孤峰组和大隆组具备优越的页岩气成藏条件;而龙潭组兼具页岩气和煤层气成藏条件,可列为近期非常规能源规划的首选勘探区之一。     

辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气成藏条件与分布预测

对辽河东部凹陷储层和烃源岩等成藏条件进行系统研究,通过对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计,并结合成藏条件分析,对根缘气藏发育有利区进行了预测.研究结果表明:沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件:沙三段晚期沉积环境,以及后期成岩演化作用,使沙三段45.1％的砂岩储层孔隙度≤13％,25.5％的渗透率≤1.5×10-3um2,形成较大规模的致密砂岩发育带,成为根缘气储层发育的主体:沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的ⅡB型和Ⅲ型为主,有机质丰度高,且已进入大规模生气阶段,为根缘气藏的形成提供了有力气源保障.由于运聚机理与常规储层气不同,根缘气具有致密砂岩底部含气特点,在气测曲线形态上形成下部异常的特征.凹陷北部茨榆坨一牛居地区和南部黄金带一大平房地区为根缘气藏发育最有利地区.     

准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件

准噶尔盆地是中国西部的大型含油气盆地之一,沉积了多套烃源岩层,其中,侏罗系是盆地最重要的气源岩, 蕴含巨大的页岩气资源。通过钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果,从泥页岩的展布及埋藏条件、有机地球化 学特征、储层条件和含气特征几方面,研究下侏罗统页岩气的形成条件并对页岩气有利的勘探层位和区带进行了预 测。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩广泛发育,以盆地西北缘及南缘沉积厚度最大;埋藏深度1 000～9 000 m,整体上具有 自北向南逐渐增加趋势;泥页岩有机碳含量较高,有机质类型以III 和II2 为主,具有倾气特征,有机质演化处于未成 熟高成熟阶段。泥页岩储层具有孔隙度低、黏土含量高的特点,储集空间以微裂缝为主。实验测得下侏罗统泥页岩 平均吸附含气量为1.42 m3/t。泥页岩段气测显示活跃,通过现场解吸试验证实了泥页岩中有天然气赋存。综合对比研 究认为,准噶尔盆地下侏罗统八道湾组为页岩气最有利的勘探层位,达巴松中拐地区为页岩气勘探最有利目标区。     

页岩气成藏的储集与保存条件研究

介绍了地层压力、厚度与埋深、孔隙度与渗透率和裂缝4个方面对页岩气成藏的影响。通过对页岩气的典型过渡性成藏机理的分析,指出了其成藏所需的保存条件较为宽松和构造作用对不同成因类型的页岩气藏的保存会产生不同影响的结论。     

鄂尔多斯盆地中生界页岩气形成条件及勘探潜力研究

为了研究鄂尔多斯盆地中生界页岩气的勘探潜力,对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段陆相泥页岩开展了有机地球化学测试、扫描电镜及X射线衍射分析、孔渗特征分析等测试工作。结果表明：长7段泥页岩中有机质类型以Ⅰ型~Ⅱ2型为主,有机碳含量分布在0.32%~18.40%,一般大于1.0%;镜质体平均反射率分布在0.54%~1.17%,平均值为0.88%,表明该区中生界泥页岩处于低成熟-成熟阶段,具备页岩气聚集成藏的地质条件。在泥页岩矿物组成方面,石英、长石等脆性矿物的含量介于29.1%~89.6%,平均含量为53.6%,而粘土矿物含量分布在9.1%~65.5%,含量一般低于50%,以伊利石占主导;储集空间包括粒间孔、粒内孔及有机质孔等多种基质孔隙以微裂缝,总体上,该区泥页岩表现为低孔隙度(平均为4.69%)、低微渗透率(平均为0.157×10-3μm2)的特点。通过与国内外典型页岩相比,鄂尔多斯盆地长7段具有良好的页岩气资源潜力。     

页岩气水平井地质信息解析与三维构造建模

页岩气开发具有开发评价期短,评价井少（直井）的特点,直井密度低增加了储层精细描述和地质建模的技术难度。因此,建立研究区地层的岩性、物性和电性特征的定量识别标准,利用该标准对水平井水平段开展精细小层划分,并对实际钻遇地层厚度进行校正,将水平井水平段等效为多口平面分布的直井。在此基础上,以水平井段解析的各小层数据资料作为控制点,建立研究区精细构造模型。水平井多点地质信息解析,将水平段等效为多口评价井获取相关地质参数资料,可有效地弥补评价井资料少的不足。     

页岩气水平井前导地质物理模型的测井研究

以川南威远地区寒武系筇竹寺组页岩气为研究对象,首先,利用邻井的测井储层评价结果优选“地质甜点”作为导向目标层;其次,分析沿井眼轨迹方位钻遇不同岩性、物性、含油性及脆性的地层剖面的随钻测井响应特征,并根据LWD和MWD资料实时确定地层倾角和厚度,准确建立前导地质物理模型;最后,利用井眼轨迹-随钻测井曲线-气藏岩性剖面综合成图技术及时判断水平井井眼轨迹在页岩储层中的位置、延伸长度及上下行方向,实时优化井眼轨迹与修正前导地质物理模型,指导钻头在优质页岩储层中的钻进,提高钻遇率。将该方法应用于研究区的页岩气水平井地质导向钻井中,效果明显。     

下扬子地区五峰组—高家边组页岩气形成条件

 页岩气是一种清洁、高效的非常规能源。通过露头观测、钻井资料、有机地化与储集物性等资料,分析了下扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统高家边组页岩的沉积环境、厚度、分布、埋深、有机质丰度、类型、热演化程度、孔缝特征及岩石矿物组成等。研究结果表明,该页岩主体为陆棚沉积,沉积厚度大,主要分布在300~400m之间、埋深适中;页岩有机碳含量主要分布在0.5%~1.0%之间,有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型,镜质组反射率主体分布在1.5%~2.5%之间,处于高成熟-过成熟阶段;页岩石英含量较高,普遍分布在34.2%～55.1%之间,微裂缝发育,有利于压裂改造。研究表明页岩气形成的有利区分布在苏北高邮—海安—句容、皖南泾县—宁国和浙西临安等地区。     

澳大利亚Georgina盆地元古代和古生代页岩特征及其页岩气远景研究

澳大利亚Georgina盆地为元古代-古生代形成克拉通内裂谷盆地,发育了晚元古界和中寒武统海相沉积.古生代以来的多期造山运动、裂陷事件造成盆地内现今地层分布的复杂性,加大了常规和非常规油气勘探的难度.为了明确该盆地古老海相地层特征,判断其是否具备页岩气勘探的基本条件,开展了Georgina盆地的构造演化和地层充填研究,特别对海相泥页岩的特征进行了分析,并结合钻井的地球化学指标,认为Georgina盆地北部晚元古界地层和南部中寒武统地层的海相泥页岩有机质含量高、热演化程度较高,具备页岩气勘探的基本条件.     

页岩气藏开发的关键因素

 页岩气藏是一种非常规气藏,属连续型气藏,其储层结构复杂,为低孔、低渗型,对开发技术要求很高。本文简述国内外页岩气开发现状,对北美页岩气藏开展研究并总结其勘探开发成功经验,认为其有效开发的关键是甜点区优选及储层压裂改造,综合地质评价是页岩气资源投入开发的基础,储层改造技术是动用页岩气储量的核心。介绍了开发目标区优选的主要地质参数及钻完井优化的主要内容,同时结合中国页岩气井地质及工程参数实际对比,提出了页岩气成功开发的工作思路,即在水平段储层评价基础上,进行有针对性压裂射孔设计,采用适合工程参数以增大缝网改造体积和效率,进而提高单井产量。