自从2009年在重庆彭水县发现页岩气(渝页1井)、2010年在北京香山召开第376次香山科学会议以来,中国的页岩气学术研究逐渐开始进入了一个全新的高速发展时期,相关的学术论著、专利、软件以及针对性的技术研究报告如雨后春笋般涌现出来,页岩气以及与页岩气相关的学术研究进入了前所未有的繁荣阶段。在勘探生产及开发实践领域,长宁威远、延安、彭水、涪陵等地页岩气不断乘胜前进;岑巩、涟源、保靖、中牟、来凤、黔西、黔江、水城、阜新、永顺、柳城、乌托克、秭归、镇巴、正安等地页岩气发现的好消息源源不断,令人鼓舞;同时,准噶尔、渤海湾、吐哈、松辽、南华北、鄂尔多斯等盆地页岩油勘探也捷报频传。短短6年时间内,中国的页岩油气获得了巨大成功,无论是在勘探生产实践,还是在科学理论研究领域,我国页岩油气勘探开发均取得了世人瞩目的创新成果和重大进展。 除已经获得了多处页岩(油)气发现的地区外,我国还有更多的地区同样具有良好的页岩气发育地质条件,不仅包括了西南、华中、华北等地区,而且华东、华南、西北、东北等地区也位在其列;不仅有长期抬升剥蚀的地层出露区页岩气,更有条件良好的沉积保存区页岩油气;不但涵盖了早古生代海相沉积,也包含了晚古生代海陆交互相和中、新生代陆相页岩地层沉积。其间,地质条件千变万化,在带来页岩油气发现机会的同时,也伴随产生了困难、挫折和挑战。回顾6年来的发展历程,页岩油气理论研究已经从早期的页岩沉积、成藏分析、地质评价、有利区优选、资源评价等地质研究范畴,逐步扩展并深入到了矿物相分析、纳米孔隙重构、含气剖面结构、压裂模拟、产能分析等开发技术领域。尽管如此,目前的状况仍然是理论相关研究明显滞后于勘探开发生产实践,虽然已经解决了一批技术难题,但同时也发现了更多值得深入探讨的科学问题。 页岩气在中国的发展仍然处于起步阶段,一系列的地质科学前缘问题等待进一步揭秘。2011年和2014年,两届页岩气国际学术研讨会在中国地质大学(北京)顺利闭幕,产生了良好的学术共鸣,一系列研究成果顺势而出。展望未来,中国的页岩气地质事业方兴未艾,作为对我国页岩气勘探5年成果的总结和对未来页岩气发展规划的前瞻,第二届页岩气国际学术研讨会指明了未来的页岩气发展趋势和学术走向,也为优秀成果的集中产出和展示提供了平台条件,借此页岩油气研究蓬勃成长之际,谨将部分优秀论文选登出版以飨读者,为我国的页岩气事业添新砖、加新瓦。《页岩气地质与评价》上、下专辑共有37篇文章,分四部分内容刊出:第一部分“页岩气富集规律与分布”,包括我国潜质页岩的形成和分布、页岩气形成的地质条件、页岩气富集机理与特征及高产的控制因素、页岩气勘探前景分析等方面成果;第二部分“页岩岩石力学性质与裂缝研究”,涵盖页岩储层脆性、岩石力学性质、裂缝发育与分布特征及有效性评价等方面成果;第三部分“页岩岩相表征”,包括页岩岩相特征、岩相的精细划分及预测等方面成果;第四部分“页岩储层特征与评价”,包含页岩储层矿物与岩石学、有机地球化学、储集空间类型与结构、含气性及非均质性等特征与影响因素等方面的成果。 感谢所有作者(包括文章未能在本专辑中刊登的稿件提交者)、审稿专家和编辑部人员为本专辑出版所付出的辛勤努力!
中美页岩气地质和地表条件的对比分析表明,中国南方海相页岩与北美典型页岩的主要评价指标相近,是页岩气勘探的主攻层系。其中,四川盆地及周缘地区是有利勘探地区。中国石油、化工股份有限公司2006年以来,经历6年的研究与勘探探索,2012年在四川盆地涪陵焦石坝地区龙马溪组页岩气获得重大突破,发现了涪陵页岩气田,取得了中国页岩气的首个商业发现。五峰组龙马溪组页岩气富集与高产的地质因素包括原始沉积条件和后期保存条件,台内坳陷控制优质页岩的形成分布,页岩厚度大、有机质含量高是页岩气选区的首要评价指标。保存条件影响页岩气的富集程度,四川盆地内部总体保存条件较好,有三叠系膏盐岩分布的地区保存条件好,页岩气层段压力系数高,页岩气富集程度高。在选区评价中,原始沉积条件和后期保存条件均有利的地区是页岩气勘探的有利区。通过对典型探井五峰组龙马溪组页岩气富集条件的分析表明,有机质提供了页岩气富集的物质基础,有机质孔是页岩气富集的主要储集空间,层理(缝)是页岩气水平渗流的高效通道,高硅质含量具有良好的可压性,高压力系数指示页岩气富集程度高。有机质、有机质孔、层理(缝)、硅质含量和压力系数等表征页岩气富集与高产的5种关键参数具有成因联系和统计相关的特征,纵向上又具有“五性一体”的分布特征,从而决定了五峰组龙马溪组下部富含有机质的优质页岩层段既可以富集页岩气,又有利于页岩气的开发,是开发页岩气的主要层段和水平井轨迹的关键目标层。
四川盆地位于特提斯喜马拉雅构造域和滨太平洋构造域的交接转换部位,盆地及其周缘海相、海陆过渡相富有机质页岩经历了多旋回构造体系下的深埋藏(高演化)、强隆升、强剥蚀和强变形, 强改造作用过程。这是我国南方中上扬子地区页岩与北美页岩气产层在地质特征和演化上的最大不同。晚白垩世以来四川盆地多阶段性隆升过程致使地表普遍具有1 000~4 000 m剥蚀厚度。地表差异性剥蚀幅度与陆相地层沉积厚度共同控制着其下伏地层的古埋深。四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组底界和下寒武统牛蹄塘组底界古埋深分别大于6 500 m和9 000 m,等深线总体呈NESW展布,且二者底界埋深均具有由北东向南西逐渐减小的趋势。龙马溪组底界古埋深最浅处位于盆地南缘宜宾南绥江地区(约6 000 m),最大埋深处为川北地区(约9 000 m),古埋深分别向盆地东南缘和北缘明显加深,且盆地中央具有明显的NESW向展布低值或浅埋深带,即绥江—宜宾—泸州地区和达州—巴中地区。牛蹄塘组底界古埋深特征与现今埋深特征总体相似,最大埋深处位于川西川北前陆盆地(古埋深大于11 000 m);最小古埋深处位于川中—川西南宜宾—自贡—遂宁一带(古埋深小于8 000 m)。四川盆地及其周缘下古生界页岩深埋藏与其高演化具有密切相关性。下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩热成熟度Ro值普遍大于2.4%和2.8%,与其古埋深相似均具有由盆地北东向南西逐渐减小的趋势。强隆升、强剥蚀和强变形作用致使下古生界页岩经历强改造作用,具有动态的应力应变、温度和压力变化特征,及其保存条件有效性的动态调整。四川盆地及其周缘现今钻探成果揭示差异性埋藏隆升剥蚀构造变形作用对下古生界页岩气富集与分布具有较大的控制作用。因此,我国南方中上扬子地区下古生界页岩气地质研究,不仅与北美一样,研究常规油气的优质烃源岩如何转化为非常规页岩气的优质储层,而且还须探讨在强改造作用下页岩气优质储层如何才能成为具商业价值的页岩气产层。
位于四川盆地东缘焦石坝构造的涪陵页岩气田,已探明地质储量3 806×108 m3,是北美地区以外,首个实现商业开发的页岩气田。焦石坝构造是一个受北东向和南北向两组断裂体系控制形成的菱形断背斜,其特殊的构造背景对页岩气的富集具有重要控制作用。涪陵页岩气田的产层为五峰组龙马溪组页岩,具有富有机质页岩厚度大、有机质丰度高、有机质热演化程度高、脆性矿物含量高、地层压力系数高、单井产量高、裂缝发育、烷烃碳同位素倒转等特点。3年的勘探开发表明,涪陵页岩气田普遍高产、稳产,证实为高产富集的页岩气田。本文通过对区域地质特征的解剖和对涪陵页岩气田基本特征的总结,结合前人对美国页岩气田的研究,提出了涪陵页岩气田发现的启示与思考。结论认为:首先,证实中国存在高产页岩气田,但富集因素与美国不同,正向构造和晚期区域走滑作用极为重要;其次,天然裂缝的发育是页岩气富集高产的关键;第三,几乎所有的商业性页岩气田都是地层超压;第四,讨论了页岩气的运移问题,认为页岩气通过短距离的运移传递,可以实现大范围的运移聚集;第五,提出基于商业回报和资源利用不同角度的考量,可能会影响生产方式的选择;第六,中国页岩气发展需要技术、思路创新和长远视角,必须重视深层海相、陆相和盆地外常压页岩气的研究。
通过对湘中坳陷邵阳市泉塘村、隆回县北山和邵阳市黄亭等地露头观察及涟源县龙场建新村和涟源县七星街龙潭组、大隆组页岩露头剖面实测、取样和测试分析,重点研究了二叠系页岩龙潭组和大隆组页岩的地化特征、储层特征、含气特征,建立了页岩岩性岩矿地化物性含气性综合剖面。研究区龙潭组和大隆组页岩干酪根显微组分以壳质组为主,镜质组和惰质组含量较少,有机碳含量大于2%的占样品总数的40%以上,纵向上主要分布在龙潭组上部和大隆组下部,成熟度分布在1.10%~2.22%,平均为1.42%,处在成熟高成熟阶段。储层微观类型主要有矿物质孔和微裂缝,次要类型为有机质气孔,其中矿物质孔包括残留粒间孔隙、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔和粒内孔隙。综合分析上二叠统龙潭组大隆组泥页岩层系厚度、有机碳含量等指标,结合油气显示分析认为,页岩气有利的富集层段为大隆组下部龙潭组上部厚约80 m的优质泥页岩,具备良好的页岩气勘探潜力。值得注意的是,在四川盆地内部的二叠系页岩在地化指标、矿物组成、储层特征和含气量等页岩气成藏条件与湘中地区大致相同,且具有生烃高峰期晚,抬升幅度小等特征,发现了以二叠系泥页岩为源岩的普光等大气田,是海陆过渡相页岩气勘探研究需要注意的地区和领域。
柴西阿尔金山前经历了早期断陷、中期拗陷和晚期隆升的多期改造叠合,其中早、侏罗世断陷期发育陆相湖盆泥页岩。地堑半地堑同沉积断裂控制沉积格局,断陷湖盆长轴为北东向,在小梁山凹陷、七个泉断鼻带和铁木里克凸起构造带沉积半深湖深湖相的泥页岩夹薄层砂岩、粉砂岩。泥页岩空间展布受沉积相控制,因此呈北东向带状连续稳定分布,由阿尔金山前七个泉—红沟子—小梁山构造带向盆地内部厚度逐渐减薄,累积厚度超过300 m,有效厚度在50~70 m,是阿尔金山前中、下侏罗统工业性页岩气聚集成藏必备的物质保障。研究证实,阿尔金山前中、下侏罗统泥页岩干酪根显微组分腐泥组、镜质组、惰性组的平均含量分别为60.7%、33.1%和6.2%,依据Tissot和Welte分类标准,有机质干酪根类型以Ⅱ型为主。 对25个野外样品进行岩石热解测试,TOC含量稳定分布在1%~4%,Ro在0.8%~2.5%,泥页岩有机质含量高,处于成熟过成熟阶段,生气条件优越。与北美和四川盆地海相页岩相比,阿尔金山前中、下侏罗统陆相泥页岩的黏土矿物含量相对较高,平均含量为52.51%;含硅质脆性矿物含量相对较低,平均含量为37.42%。泥页岩中发育大量裂缝、微裂缝、粒间孔、粒内孔和有机质孔,有利于页岩气富集和吸附。泥页岩比表面积在9.13~18.14 m2/g,平均值为13.43 m2/g;孔体积在0.026 6~0.088 7 cm3/g,平均值0.065 41cm3/g,平均孔径在25.76~72.48 nm,平均值为47.87 nm。比表面积和孔径呈负相关,孔体积和孔径呈正相关;孔径越小,泥页岩的比表面积越大。TOC和Ro与泥页岩表面积呈正相关,表明随着有机质成熟生烃形成的有机质孔对比表面有重大影响,比表面越大为页岩气吸附提供的吸附位越多,储集性能优越。上覆灰泥岩、泥灰岩和膏盐岩盖层区域广泛分布,早期浅埋—中期深埋、多次排烃—晚期抬升有利于页岩气藏的保存。综合页岩气成藏实际地质参数,优选出小梁山凹陷、七个泉断鼻带、洪水沟断鼻带和铁木里克凸起4个有利区带。
为查明辽河坳陷西部凹陷页岩油勘探潜力,明确页岩油富集控制因素,分析了沙三段页岩油成藏条件。以沙三段泥页岩为研究对象,通过FIB - SEM、自动氦孔隙度测定及BET - BJH等测试手段,结合地震、测井资料,以富有机质泥页岩生烃潜力、储集性能及含油性评价为重点,对辽河西部凹陷沙河街组页岩油资源计算方法进行探讨。分析结果表明:(1)TOC含量1.0%~8.54%,众值为2.15%;Ro为0.32%~1.57%,众值为0.65%,处于生油窗内;(2)泥页岩发育粒间孔、粒内孔和微裂缝等6种微孔缝类型,其中微孔以3.9~20 nm的中孔为主;(3)西部凹陷沙三段发现工业油流1处,富含油2层,油斑16层,具有较好的含油性;(4)结合概率统计、类比法、权重赋值等手段,利用单元划分—分步计算—累加求和原理,初步探讨了页岩油资源计算方法——单元计算法。通过方法试用,认为沙三段具有较好的页岩油成藏条件和勘探前景。在辽河坳陷页岩油勘探实践中,宜将有机碳含量高、成熟度适中、孔渗性好及含油率高的区域作为有利选区优先领域,尽量避免热演化程度低、黏土矿物含量高的区域。
我国页岩盆地发育的大地构造背景复杂,板块规模偏小且地质活动性较强,彼此之间相互影响且在中、新生代以来受外缘板块环境影响较大,表现为南海北陆、南早北晚、南升北降等重大差异,在东西方向上,也由于塔里木与华北板块之间的演变差异而出现较大区别。中国页岩的分布主要受控于板块特点及构造、沉积之间的相互匹配,板块及其相互之间的相对运动造成了不同时代沉降沉积中心的迁移变化。塔里木、华北、华南三个板块均发生了四次沉降沉积中心的转移,但总体上表现为早古生代海相时期的由东向西转移、晚古生代海陆交互相时期的背离板块汇聚中心式转移、中生代陆相和海陆交互相时期的由东向西转移、新生代陆相时期的由西向东转移。潜质页岩及页岩气主要发育在中部地区,具有时代交替、南海北陆、东西分异、时空变迁等特点。南方下古生界海相页岩气原始地质条件优越,但有机质热演化程度高且后期改造强,页岩气的有利区分布既受控于构造与沉积条件,也更决定于构造与沉积两者的相互匹配;晚古生代为主的海陆交互相页岩分布范围广、累积厚度大,常与砂岩、煤系及灰岩频繁互层,有机质热演化程度较为适中,是我国页岩气进一步勘探开发的重要目标层系。北方以中新生代陆相为代表的页岩分布受控于盆地结构,是我国页岩油发育的主体区域。针对各套潜质页岩特点,页岩气勘探宜分别考虑。
页岩的脆性决定页岩储层的可压裂性,对页岩气的勘探开发影响重大。南方地区发育多套高脆性海相富有机质页岩,是我国页岩气勘探部署的重要战略地区。与已获得页岩气突破的龙马溪组页岩相比,下寒武统牛蹄塘组具有更大的沉积厚度与更广泛的分布面积,是我国页岩气勘探开发亟待突破的另一重点层系。为此,利用研究区牛蹄塘组岩心岩石力学实验、阵列声波测井、矿物组分和裂缝发育程度等资料,运用弹性参数法与脆性矿物含量法对牛蹄塘组页岩脆性特征与主控因素进行评价与分析。研究表明:牛蹄塘组页岩脆性与以石英为主的脆性矿物含量间并非呈单一正相关关系。页岩脆性与可压裂性受控于页岩的脆性矿物含量、TOC含量、热演化程度(成岩阶段)和天然裂缝发育程度。由于石英与TOC含量具有正相关性,当TOC含量小于6.5%时,牛蹄塘组页岩脆性与石英和TOC含量呈正相关关系;当TOC含量大于6.5%时,TOC对塑性贡献速率大于石英对脆性贡献速率,页岩脆性随石英与TOC含量的增加出现降低趋势。此外,岩心裂缝发育程度与页岩岩石力学脆性特征相关性较好,在过高TOC含量层段页岩脆性较低,岩心裂缝发育程度较差。对于中国南方海相页岩脆性评价,应结合不同地区、不同层位的实际地质条件进行多因素综合评价,以优选出最佳钻井与压裂层段。
基于对研究区下寒武统牛蹄塘组页岩岩心裂缝观察描述,利用测井、区域地质资料定量研究裂缝有效性,对其主控因素进行定性分析,结合页岩岩心现场解吸实验,探讨页岩含气量与裂缝有效性关系。结果表明:牛蹄塘组页岩岩心裂缝发育,当裂缝开度大、角度陡倾、延伸较远时,深、浅侧向电阻率值差异明显,裂缝有效性高;若裂缝角度平缓、纵向上延伸较浅、开度小,深、浅侧向电阻率值无明显差异,裂缝有效性差,且多为矿物所封堵。页岩裂缝有效性主要受充填程度、溶蚀作用、异常流体高压、构造活动等因素控制。其中矿物封堵对裂缝有效性造成破坏较大;溶蚀作用和页岩中的异常流体高压对改善页岩孔渗、提高裂缝有效性有积极效果,区域构造活动对不同构造部位裂缝的有效性产生不同影响。有效裂缝有助于吸附态页岩气的解吸,增加游离气含量,成为天然气运移、开采的通道,特别对改善页岩储层渗透率作用更大。然而过大规模尺寸的裂缝会破坏页岩密封性和超压,使天然气散失,不利于页岩气保存。
开展海相页岩岩相精细划分及预测研究对页岩气勘探开发层位选择具有重要意义。本文基于页岩储层品质及压裂品质两个要素,提出以TOC含量、矿物组成为基础的“两步法”页岩岩相划分方案。在岩心观察描述的基础上,利用岩石薄片分析、X全岩衍射分析及TOC含量测量等资料,以川南威远地区龙马溪组页岩为例,开展了页岩岩相划分,分析了不同岩相的属性差异。结合测井资料,根据概率神经网络原理,建立了页岩岩相预测模型,开展了该地区单井岩相预测,揭示了威远地区龙马溪组页岩岩相组合及分布特征:(1)威远地区龙马溪组发育11种岩相类型,其中5种富有机质页岩岩相,6种贫有机质岩相;(2)富有机质硅质页岩相、富有机质碳酸盐质硅质页岩相及富有机质硅质碳酸盐质页岩相因具有高TOC含量和高脆性特征,保证了页岩良好的生气能力及可压裂性,为最有利岩相类型;(3)有利岩相组合主要分布在龙马溪组底部,平面上自威远地区北西向南东方向,组合厚度增大,组合类型变化。北西部W1井,以富有机质硅质页岩岩相与富有机质碳酸盐质硅质页岩相组合为主,厚20 m;往南东至W2井,以富有机质硅质页岩相、富有机质碳酸盐质硅质页岩相、富有机质硅质碳酸盐质页岩相夹薄层状富有机质黏土质页岩相为主,厚30 m;至南东部W4井,为富有机质硅质页岩相、富有机质碳酸盐质硅质页岩相、富有机质硅质碳酸盐质页岩相夹厚层状富有机质黏土质页岩相组合,厚35 m。
页岩岩相表征是页岩气地质评价和选层、选区的基础性研究工作。本文以露头和钻井资料为基础,依据岩矿、薄片、地化和测井资料,建立了海相页岩岩相划分方法,对川南上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组主要岩相进行了精细表征,并形成4点认识:(1)应用岩石矿物三端员法+沉积微相划分页岩岩相类型及其组合,是开展海相页岩岩相表征的有效方法;(2)川南五峰组龙马溪组页岩发育6种岩相类型和3种典型岩相组合,其中硅质页岩和钙质硅质混合页岩是(半)深水环境的特有岩相,黏土质页岩和黏土质钙质混合页岩是半深水浅水环境的主要岩相,黏土质硅质混合页岩是浅水深水环境下的共有岩相;(3)随着水体由深变浅和水动力条件逐渐增强以及陆源物质输入量增大,不同成因岩相组合的页岩矿物成分、基质组构、古生物和有机质富集程度、测井响应等基本特征均发生重大变化;(4)受海平面变化控制,主力产层为深水陆棚沉积的硅质页岩、钙质硅质混合页岩和黏土质硅质混合页岩组合,产层顶板为半深水浅水陆棚沉积的黏土质页岩、黏土质硅质混合页岩和黏土质钙质混合页岩组合;前者因富含硅质和有机质,具有良好的脆性和物性,是形成页岩气产层的优质岩相;后者因富含黏土和贫有机质,脆性和渗透性差,是形成页岩气藏区域封盖层的优质岩相;两者自下而上构成良好的自封自储型储盖组合。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7、长9页岩是页岩油气勘探的重要层位,本文在岩心观测、薄片观察、脉冲渗透率测试、有机碳含量测试、气体组分分析、测井解释方法的基础上,对陆相页岩层内岩性、地化参数、微观孔隙结构、力学参数的非均质特征进行研究。研究认为陆相页岩储层砂质纹层发育密度和频率值较高,纹层中的大孔隙与页岩中的中孔和微孔构成复杂的孔隙体系,造成页岩储层层内非均质性极强,可有效改善页岩层系的物性,为游离气的富集和运移提供有利空间和有效通道,对游离气的渗流和富集具有积极意义。非均质程度较弱的页岩段,砂质纹层发育程度低,物性致密,排烃能力最弱,富集较多的吸附气。陆相页岩成储机制受控于其较强的非均质性,同时页岩强非均质性段,脆性矿物含量高,有利于页岩储层的压裂开采。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段在研究区志丹甘泉地区主要为一套深湖相暗色泥岩和页岩沉积,其TOC含量高、有机质类型主要为Ⅱ1型、Ro多在0.6%~1.2%,是该盆地已发现大量油藏的主要源岩。为了探讨长7段富有机质泥页岩的吸附特征,选取了研究区长7段16块泥页岩样品进行了等温吸附、总有机碳含量、X衍射、热成熟度及液氮吸附等配套分析测试,在此基础上探讨了长7段陆相富有机质泥页岩的吸附能力及其影响因素。结果表明:研究区长7段泥页岩的兰氏体积为0.56~4.43 m3/t,随着压力的增大,吸附能力迅速增加,当增至一定程度,达到饱和后,将不再增加;泥页岩的吸附能力与有机碳含量、黏土矿物含量、比表面和孔体积具有正相关关系;与许多海相泥页岩相反,研究区陆相泥页岩的吸附能力与石英含量呈负相关关系,这可能与石英来源不同有关,陆相泥页岩的石英为陆源碎屑成因;泥页岩的吸附能力与热成熟度在Ro <0.9%左右时呈负相关,而后当Ro >0.9%时呈正相关关系。综合评价认为,TOC含量、黏土矿物含量是影响泥页岩吸附能力最重要的因素,而比表面是最直接的因素。
为了深入研究下古生界海相页岩储层微观孔隙特征及其发育控制因素,本文采用多种孔隙表征及基础地化参数研究手段,实现了对孔隙特征从电镜下直观的形貌观察到对孔隙结构的宏孔微孔全尺度定量测试,并结合样品地球化学参数和矿物组成探讨了页岩孔隙发育的控制因素。研究结果表明:海相龙马溪组页岩普遍发育有机质孔、粒间孔、粒内孔以及微裂缝等4种微观孔隙类型。其中以有机质孔和黏土矿物集合体粒间孔最为发育;联合高压压汞、低温液氮和二氧化碳吸附实验表明孔径分布曲线呈多峰态,总体孔径以小于50 nm为主,表现为介孔和微孔为主,形态多为细颈广体的墨水瓶孔和四周开放的平行板状的狭缝型孔,页岩孔隙孔体积主要有微孔和宏孔贡献,而比表面积主要由小于5 nm孔径的微孔介孔贡献;泥页岩总有机碳(TOC)含量和主要矿物是控制孔隙大小的关键因素,其中TOC含量控制着页岩微孔与宏孔的发育,而黏土矿物与脆性矿物分别对介孔和宏孔有着积极的影响。
柴达木北缘(柴北缘)盆地侏罗纪是典型的陆相湖沼盆地,是目前具有页岩气潜力的盆地之一。本文运用氮气吸附、有机碳含量、有机质成熟度、全岩X衍射分析等方法,对柴北缘鱼卡地区YQ - 1井中侏罗统石门沟组泥页岩的纳米孔隙特征及控制因素进行研究。结果表明,石门沟组泥页岩纳米孔隙结构复杂,根据吸附回线及孔径分布特征可划分为两类,第一类以一端不透气性孔和开放性平行板状狭缝孔为主,孔径主要集中在3~5 nm范围内,呈单峰状分布;第二类则以一端不透气性孔和开放性倾斜板狭缝孔为主,孔径主要分布在3~5 nm和8~14 nm范围内,呈双峰状分布。孔径小于50 nm的微孔和介孔是比表面积和孔体积的主要贡献者;黏土矿物含量与微孔、介孔、总孔体积呈正相关;在较低的成熟度制约下,泥页岩有机质孔隙基本不发育,有机质丰度较高的石门沟组上段H9泥页岩TOC含量与微孔、介孔、总孔体积呈负相关性,有机质丰度较差的下段H8泥页岩TOC含量与孔体积相关性则不甚明显;孔隙结构及孔径分布受沉积环境水动力条件影响;黏土矿物是石门沟组泥页岩纳米孔隙的主要提供者,是孔隙发育的主控因素,TOC含量与沉积环境也会对泥页岩孔隙发育产生一定影响。
四川盆地陆相领域页岩层序发育,但其内部发育复杂的岩性及组合关系、非均质性强、储层特征不明,制约了油气勘探开发的进程。本文研究通过大量的全岩X衍射、场发射扫描电镜、高压压汞、等温吸附等实验方法,从岩石学特征、微观孔隙结构特征及物性特征等方面,对川西坳陷上三叠统须五段陆相页岩须五段储层地质特征进行研究,并分析影响储层发育的主要地质因素,同时阐明储层地质特征对天然气赋存状态和含气量大小的影响。研究结果表明:须五段储层在垂向上形成富砂型、互层型和富泥型3种叠覆式储层结构;储层均致密化严重,但泥页岩储集物性优于粉砂岩和细砂岩;水动力条件较弱的三角洲远端到滨浅湖的沉积环境和强烈的成岩作用导致须五段储层原生孔隙及粒间溶孔基本不发育,对储集性能起主要贡献的为泥页岩中发育大量片状晶间孔、有机质孔及微裂缝,因此泥页岩是须五段的最有利储层。须五段天然气为吸附气与游离气的混合气体,但以吸附气为主,吸附气含量占总含气量的84.9%。天然气赋存状态和含气量大小受控于储层的岩性、微观孔隙结构和储层的物性。
本文从辽河西部凹陷岩心观察入手,结合岩石薄片鉴定与X衍射全岩定量分析技术,完善了湖相泥质岩类岩石学分类方法。根据新的分类方案,页岩可分为黏土型页岩、长英型页岩和混合型页岩等。其中黏土型页岩呈密集层状构造,黏土矿物为主,有机质层状富集,发育在陆源输入相对较弱的环境里;长英型页岩以泥级石英长石为主,镜下层状结构不明显,发育于陆源输入较强的淡水沉积环境;混合型页岩中发育黏土矿物、长英质和碳酸盐岩矿物,无主体成分,有机质以湖泊藻类为主,有机质纹层与黏土或者与碳酸盐岩纹层间互层结构,发育在微咸水至咸水的闭塞湖相环境。有机地化分析和生烃动力学实验研究表明半深湖相深湖相的具有纹层结构黏土型页岩及混合型(含碳酸盐质)页岩,有机质类型以ⅠⅡ1型为主,生烃能力很强,长英类页岩和块状泥岩次之。混合型页岩主要分布盘山洼陷沙四上亚段杜二层段和高升层段,黏土型页岩主要分布在杜家台和曙光斜坡区沙四上亚段杜一层段。混合型页岩区为油田公司近期非常规油气勘探的主攻方向。
页岩储集空间的研究是页岩油气研究的核心内容之一,页岩孔隙和裂缝很大程度上影响了页岩储层的储集能力和渗流特征。采用薄片观察、常规扫描电镜观察、氩离子抛光(FIB)、场发射电子显微镜(FE - SEM)实验,并结合能谱分析(EDS)等技术手段系统分析了研究区龙马溪组页岩储层的储集空间的成因、大小、形态、分布、连通性等特征,以页岩中储集空间的成因及孔隙发育位置特征为依据,分析了页岩储集空间划分方案,将研究区龙马溪组页岩储层储集空间划分为无机孔、有机孔、裂缝三个大类。结合页岩成岩过程,考虑机械压实、热演化机制、黏土矿物转化、溶蚀作用等因素,定性探讨了页岩储层孔隙的形成演化过程。研究区龙马溪组页岩储层主要储集空间为黏土集合体内矿片间孔隙、黏土絮体间孔隙、粒内有机质纳米孔及裂缝。有机质纳米孔隙是页岩演化到一定阶段的产物,并不是所有页岩储层中都会发育有机质纳米孔隙,且有机质纳米孔的形成和保存受多种因素的影响。
中国南方下志留统龙马溪组海相页岩有机质含量高且热成熟度高,是重要的页岩气储集层位。本文以黔西北地区习页1井与桐页1井的岩心样品为研究对象,研究龙马溪组页岩的孔隙特征及孔隙发育的影响因素,并对其储气性能进行综合的分析与评价。通过扫描电镜的大量观察可知,该区龙马溪组页岩内发育的孔隙多为纳米(nm)量级,包含矿物基质孔(可分为粒间孔和粒内孔)、有机质孔以及微裂缝等多种类型的孔隙,其中有机质孔最为发育。通过测试可知,该区页岩的总有机碳(TOC)含量平均为3.80%,热成熟度(Ro)平均为2.73%,有效孔隙度平均为1.56%;主要组成矿物为黏土矿物与碎屑矿物(石英、长石等),黏土矿物含量平均为32.42%,碎屑矿物含量平均为43.97%;BET比表面积平均为16.98 m2/g,BJH总孔体积平均为0.013 7 mL/g,孔隙的平均孔径为33.75 nm。通过分析可知,TOC含量为孔隙发育的主要影响因素,样品的有效孔隙度与TOC、碎屑矿物含量呈线性正相关关系,与黏土矿物含量呈线性负相关关系。另测得样品对甲烷气体的饱和吸附量平均为2.42 m3/t,饱和吸附量与TOC含量呈强烈的正相关性,TOC含量为吸附性能的主控因素;饱和吸附量与有效孔隙度、碎屑矿物含量、BET比表面积以及BJH总孔体积均呈明显的正相关性,而与黏土矿物含量的相关性不显著。
以新疆准噶尔盆地西北缘三叠系克拉玛依组冲积扇为例,综合应用岩心、测井、地震资料及邻近露头资料,通过沉积构型及构造沉积响应分析,探讨挤压型盆地边缘与同生逆断层相关的冲积扇沉积构型特征。研究表明:挤压型盆地边缘冲积扇扇体的形态、规模和组合样式受到同生逆断层组合样式的控制。在多条平行盆地边缘的断层与顺源调节断层组合的条件下,调节断层走滑活动导致物源区溯源剥蚀,扇体呈快速退积而形成薄层条带溯源叠置组合。同时,调节断裂的平移活动会影响物源出口位置的侧向偏移,形成侧向迁移叠置扇体组合;在强烈活动的交叉状同生逆断层组合条件下,则形成多期厚层垂向叠置扇体组合。
基于前人成果及油气勘探新发现资料,系统分析了赤道西非受转换断层强烈控制的转换型被动陆缘盆地群地质与深水油气聚集特征。构造解析与地层剖析表明,该地区盆地形态、基底断裂、变形序列和区域应力均受转换断层控制;经历了前转换陆内沉积期、陆内剪切裂谷期、陆洋转换压扭期及被动陆缘热沉降期4个演化阶段;形成4套区域性不整合,从东往西具有迁移性;充填了陆内剪切期河湖相碎屑岩、陆洋转换期陆相及滨浅海相碎屑岩为主和被动陆缘期海相碎屑岩为主的3套地层巨层序。地质结构显示,盆缘窄陆架、陡陆坡,断裂呈高角度张剪性,易发育转换脊或台地。深水沉积特点为小物源短距离近岸快速堆积,形成富砂的纵向叠置横向裙边状小型扇或扇复合体。深水油气勘探以陆洋转换被动陆缘早期阶段岩性地层和背斜构造圈闭为重点。
塔里木盆地库车坳陷的下侏罗统阿合组低孔低渗砂岩是迪北气田的主要油气储集层,构造裂缝作为油气运移通道和储集空间,其发育特征和分布规律是制约油气勘探开发的关键。本次研究采用迪北气田最新的三维构造图,考虑区域地质背景、地层起伏、断层分布等诸多因素,将目的层下侏罗统阿合组分为3段,基于实测岩石力学参数,利用三维弹性有限元数值模拟方法,计算获得的库车坳陷新近纪构造应力场的大小、方向与实测应力感数据比较吻合。以此构造应力场为基础,在迪北地区11口井的约束下,用岩石破裂值和应变能密度构建起的“二元法”对阿合组每一层段的裂缝密度分布规律进行预测。结果表明:平面上,迪北斜坡带的依南2—迪西1—迪北104区域、迪北101—依南5以南区域和吐孜1井以西—吐孜3井以北的区域为裂缝相对发育区;垂向上,阿合组中下段要比上段裂缝更为发育。该构造裂缝预测结果对迪北气田致密砂岩储层的勘探开发提供了新的参考依据。
海相碳酸盐岩已经成为我国油气资源的重要接替领域,岩溶孔洞等次生储集体是碳酸盐岩重要的储层空间。但是,深埋条件下岩溶储层的难以预测性是影响碳酸盐岩油气勘探的重要难题之一。碳酸盐岩水岩反应的溶解沉淀平衡原理指示,溶解或溶解沉淀平衡区域不形成或很少形成流体包裹体,而沉淀区域伴随着新矿物的产生多形成流体包裹体,包裹体发育期次代表了地质历史中流体活动期次。据此原理推断,流体包裹体发育期次越多的区域,早期岩溶填充作用越强,储层埋藏孔洞保存越差,反之则好。文中基于溶解沉淀平衡原理,利用塔里木盆地塔中和塔北地区奥陶系孔、洞和裂缝充填物流体包裹体数据,结合地质埋藏史,对研究区埋藏填充作用时空发育史进行还原,确定不同程度充填区,采用逆向思维圈定无充填或弱充填的有利孔洞保持区。此方法在塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层中的应用实践表明,其结果与岩心及钻测井工程方法结果吻合,证实了其可行性,对埋藏期岩溶孔洞保存条件较好的区域能够做出有效预测。流体包裹体分析为我们提供了一种切实可行的埋藏期孔洞充填强度评价的新方法,对正确评价埋藏岩溶储层质量具有重要的理论和实际意义。
冲巴淡色花岗岩位于大喜马拉雅淡色花岗岩带的东部,岩石地球化学研究结果显示,其具有高的SiO2(73.87%~74.95%)、Al2O3(14.20%~14.74%)和K2O(4.44%~4.89%),高的K2O/Na2O比值(1.19~1.42)和A/CNK比值(1.18~1.22),富集Rb、Th和U,亏损Ba、Nb、Sr和Zr,具有强烈的负Eu异常(δEu=0.27~0.37),属于高钾钙碱性过铝质S型花岗岩。冲巴淡色花岗岩具有较高的Rb/Sr比值(2.6~8.6),低的CaO/Na2O比值(0.18~0.20),指示源区可能为泥质岩区,(87Sr/86Sr)i和εNd(t)值分别为0.763 199~0.778 799和-16.7~-16.3,与大喜马拉雅结晶杂岩(GHC)中变泥质岩一致,表明其来自GHC变泥质岩的部分熔融。淡色花岗岩具有高的(87Sr/86Sr)i而低的Sr含量,且随着Ba含量增加,Rb/Sr比值降低。这些特征表明,冲巴淡色花岗岩是无水条件下变泥质岩发生白云母脱水熔融的产物,部分熔融可能与STDS伸展拆离导致的构造减压密切相关。
本文针对地球天然脉冲电磁场(ENPEMF)信号的非平稳性特点,通过采用归一化STFT - WVD变换(NSTFT - WVD)提取芦山MS 7.0地震前地表天然脉冲电磁场信号的时频特性,来研究大地震发生前地表天然脉冲磁场的时频特点。通过对线性调频信号分别进行Short Time Fourier Transform(STFT)和Wigner Ville Distribution(WVD),对比分析两者时频聚集的优缺点,提出采用NSTFT - WVD变换方法,可得到时频聚集特性更优且可抑制交叉项的时频分析方法。结果表明,对于ENPEMF非平稳信号,NSTFT - WVD变换能较为真实地反映震前ENPEMF信号的时频能量谱的联合分布特性,即震前1~2天呈现较为明显的脉冲全频率段静默状态,通道2和通道3数据的震前时频表现基本一致,具有较好的临震前兆的特点。
页岩气作为一种非常规天然气资源,以其储量大、初产量较高、开采周期长、开采成本低、清洁环保等优点备受各国关注,是常规油气最现实的替代资源之一,具有重要的战略地位。美国页岩气开发的突破性进展,在全世界掀起了一场“页岩气革命”。一场由页岩气引领的能源革命正以美国为中心波及全球,进而影响到世界能源格局、地缘政治乃至全球经济秩序,页岩气正在成为天然气勘探开发的重要领域。 近年来,北美地区海相页岩气勘探开发获得的巨大成功表明,长期以来被看作烃源岩或盖层的泥页岩层,当其发育有足够的天然裂缝或经压裂改造后能够产生大量裂缝系统时,完全可以作为一种新型油气储集层;泥页岩层中的天然气(甲烷为主)以吸附或游离态为主要赋存方式,是一种典型的自生自储和自盖型的非常规油气资源,这一认识的进步在世界范围内大大拓宽了天然气的勘探领域,引起了国内、外学者对页岩气地质基础理论研究和勘探开发技术的高度关注。 我国作为全球页岩气资源量最大的国家,于2005年开启了页岩气勘探开发进程。2009年8月我国在重庆市綦江县启动了首个页岩气资源勘查项目,这标志着继美国和加拿大之后,我国正式开始对页岩气开展勘探工作。2011年12月国土资源部将页岩气列为第172个独立矿种、2011年6月和2012年11月国土资源部面向社会各类企业先后开展的两轮页岩气探矿权出让招标,将我国页岩气勘探开发引入高潮。特别是近几年,我国在跟踪和借鉴北美地区页岩气地质勘探与开发成功经验的同时,企事业单位和高等院校等先后积极地对我国页岩气资源调查评价与勘探开发示范区建设开展了大量卓有成效的工作,已取得了丰硕成果,并有效地指导了我国页岩气勘探开发的生产实践。结果表明,我国具备海相、陆相和海陆过渡相等多类型页岩气形成的地质条件,丰富的页岩气资源将成为我国未来能源结构中的重要组成部分。 迄今为止,我国不仅在页岩气地质理论认识与评价方法上取得了重要进展,而且在勘探开发实践中也获得了重大突破,目前已成为全球除北美地区以外率先发现页岩气并实现商业性开发的国家。我国不仅在多个地区的下古生界海相、上古生界海陆过渡相、中生界陆相等三大领域的多套页岩层系中发现了页岩气,而且在重庆涪陵焦石坝地区、四川盆地南部长宁—威远地区已完成了数十亿方的产能建设。这些勘探成果充分展现出了我国巨大的页岩气资源开发潜力。 为了系统地反映我国页岩气地质基础理论与评价方法方面的最新研究成果,我们受《地学前缘》编辑部的特约,基于2010年第376次香山科学会议“中国页岩气资源基础及勘探开发基础问题”、2011年和2014年的页岩气国际学术研讨会上的部分专家的优秀报告而进行约稿,经过一年的努力,专家学者们为“页岩气地质与评价”上、下专辑贡献了37篇文章。该专辑内容分4个部分。第一部分“页岩气富集规律与分布”,包括我国潜质页岩的形成和分布、页岩气形成的地质条件、页岩气富集机理与特征及高产的控制因素、页岩气勘探前景分析等方面成果;第二部分“页岩岩石力学性质与裂缝研究”,涵盖页岩储层脆性、岩石力学性质、裂缝发育与分布特征及有效性评价等方面成果;第三部分“页岩岩相表征”,包括页岩岩相特征、岩相的精细划分及预测等方面成果;第四部分“页岩储层特征与评价”,包含页岩储层矿物与岩石学、有机地球化学、储集空间类型与结构、含气性及非均质性等特征与影响因素等方面的成果。 期待以本专辑出版为契机,促进我国复杂地质条件下多类型页岩气地质基础理论的发展与评价方法体系的建立,推动我国页岩气勘探开发取得更大的突破。由于我们工作的不足,还有部分专家的重要研究成果未能征集到专辑中来,实属遗憾。 感谢所有作者(包括文章未能在本专辑中刊登的稿件提交者)、审稿专家和编辑部人员为本专辑出版所付出的辛勤努力!
本文基于非常规油气的内涵,分析了致密砂岩油气和泥页岩油气的成藏地质条件,论述了非常规油气资源潜力巨大,指明中国非常规油气资源战略发展方向。研究表明,中国非常规油气藏是富集在近源储集体或烃源岩的低孔、低渗的微米级纳米级的储集空间中连续油气聚集,淡化了圈闭、油气藏边界的概念。依据成藏地质条件和油气资源潜力的差异,非常规油气藏主要指致密砂岩油气和泥页岩油气藏。致密砂岩油气藏多位于斜坡、坳陷区,具有广覆式有效烃源岩;源、储关联密切,多呈互层式;油气运移距离短,以非达西渗流为主;储集体渗透率、孔隙度极低。泥页岩油气藏圈闭概念淡化,典型的储源一体;多形成于盆地坳陷或斜坡区,泥页岩大面积连续分布;有机质丰度大,热演化成熟度高;多发育纹层结构,纳米级孔隙、裂缝储集系统;储集层脆性系数大,地层压力高。烃源岩呈现多时代、多层系、多沉积环境特征,从震旦系到第三系均有富含有机质的烃源岩发育,沉积环境囊括陆相海、陆交互相海相,非常规油气资源潜力巨大。常规与非常规油气在时、空域的紧密伴生和规律聚集,使得常规非常规油气在平面上和纵向上形成“有序聚集”体系。对“有序聚集”的不同类油气藏进行“整一化勘探、整一化部署、整一化开采”,实现常规非常规油气整一化科学有序开发,避免整体油气资源的破坏和遗漏;从而丰富油气地质理论,促进油气勘探由“点带面”向综合有序三维空间迈进。
四川盆地及周缘地区奥陶系五峰组志留系龙马溪组页岩气富集主控因素包括:(1)特殊的古环境所形成的优质页岩是富集的基础。四川盆地及其周缘在五峰组和龙马溪组沉积时期,在弱挤压背景下发生了陆内拗陷沉降,奥陶纪末期冰期后全球性海平面快速上升,形成了较大规模的深水陆棚环境,为低等生物的大规模繁殖提供了有利条件,闭塞的海湾背景,为有机质的保存提供了有利的地球化学环境,欠补偿状态导致了地层中的高有机质含量。特殊生物类型所形成的大量有机硅,使成岩早期就形成了具有较强抗压实能力的岩石骨架,为早期生成原油的滞留提供了良好的空间,也为后期油向气转化时形成并保持大量的有机质孔奠定了物质基础。(2)有机质孔和特殊裂缝是页岩气富集的重要保障。有机碳含量高的优质页岩,有机质孔也发育较多,页岩的含气量大,游离气所占的比例更高。特殊裂缝主要指页岩层理缝和小尺度裂缝。在层理面堆积的笔石和藻类等成烃生物促进了这类层理缝的发育。小尺度裂缝提高了页岩自身的储集空间和渗流能力,有利于页岩气的聚集和成藏。(3)适度抬升状态下的有效保存是富集的关键。构造变形和抬升剥蚀是一把双刃剑。如果变形与抬升剥蚀作用太强,地层的封闭保存系统会破坏,导致不论是常规还是非常规的油气系统完全或者部分失效。因抬升产生微裂缝但没有出现大的穿层裂缝或断裂,即表现为一种“裂而不破”的状态是最理想的。远离断裂尤其是通天断裂、具有一定埋深且地层平缓的地区页岩气保存条件良好。四川盆地内与周缘地区保存条件的差异,主要是由于燕山中期运动所控制的构造变形、沉降沉积与抬升剥蚀作用的差异性所决定的。四川盆地及周缘地区奥陶系五峰组志留系龙马溪组页岩气有利富集区是位于富有机质黑色页岩厚度较大的深水陆棚沉积中心区、有机孔和微裂缝或页理发育的层段以及燕山期抬升时间晚且喜山期抬升幅度小区带所叠合的区域。
本文关注四川盆地龙马溪组和自流井组大安寨段两个页岩气代表层段,以涪陵页岩气田龙马溪组和元坝、涪陵自流井组大安寨段比较系统的实验分析资料为基础,从页岩储层的岩性、物性、电性及含气性、有机地球化学特性、脆性等“六性”对比的角度,对海相和湖相页岩气形成基本条件、富集机理和潜力层段进行分析和讨论,认为有机孔隙的发育程度是造成其含气性差异的主要原因,受TOC含量、热演化程度和有机质类型的影响,海相页岩有机质孔隙更加发育。两套页岩层系都具有较好的勘探前景,发育条带状或纹层状灰岩的浅湖半深湖相富有机质泥页岩是湖相页岩气勘探的有利相带;龙马溪组底部深水陆棚含骨针放射虫笔石页岩岩相是龙马溪组勘探最有利的页岩岩相,另外富含有机质的浅水陆棚相带泥页岩发育的区域、保存条件受到一定程度破坏但吸附气含量仍较高的区域同样具有一定勘探潜力。
黔东北地区页岩气资源丰富,特别是牛蹄塘组勘探潜力巨大。本文在先期勘探失利井(CY1、HY1、FS1)分析基础之上,结合大量岩石露头、岩心分析测试数据,对黔东北地区页岩气的地质特征进行了系统研究,进一步落实了该地区资源潜力。研究认为:黔东北页岩气区下寒武统牛蹄塘组干酪根有机显微组分主要以腐泥无定型和腐殖无定型为主,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型;页岩层段有机质含量高,平均3.52%;镜质体反射率平均3.58%,为成熟晚期阶段;储层具有低孔超低渗、高比表面积等特征;页岩层脆性矿物含量平均64.2%,黏土矿物平均含量19.6%,牛蹄塘组硅质含量高,脆性较大,易于储层改造;黔东北地区页岩气可采资源量达0.12×1012 m3。可优选岑巩、沿河、秀山、德江、凯里等有利地区进行下一步的勘探和评价工作。
页岩气产自富有机质的泥页岩地层,豫西地区海陆过渡相地层中泥页岩累计厚度大且含气量较高,具有较好的页岩气成藏潜力,但由于其泥页岩单层厚度小、层数多、横向相变大,空白区缺少含气量数据的情况下,页岩气含气层选择难度大。文中以豫西上古生界为研究对象,将泥页岩的各项参数与含气量进行相关性分析和聚类分析,确定含气量的主控因素为有机质丰度、黄铁矿含量、渗透率、补偿密度和光电吸收截面指数,再应用回归分析得到含气量的拟合方程,经过验证确定其拟合效果较好,应用该方法对豫西上古生界海陆过渡相地层进行了含气性分析,得到大量含气量数据。文中提出了综合因子分析法,以含气量为一类因素,辅以有机质成熟度、孔隙度、脆性系数、厚度、埋深和面积等二类因素,经过计算得出储层有利系数以优选含气层,得出区域有利系数以预测有利区。利用豫西地区上古生界的实测和拟合含气量等数据,运用综合因子分析法,通过计算有利系数预测了朱仙镇、巩义和渑池页岩气有利区。
在页岩气勘探开发选区的过程中,首先要寻找含气量较高的地区作为开发区块,含气量高的地区其资源丰度高,在同样的增产改造规模下单井EUR也较高,经济性也好。由于页岩含气量等于吸附气加上游离气,再加上溶解气,游离气、吸附气和溶解气都与压力系数关系密切。在美国开展页岩气地质选区过程中,由于地质条件稳定,认为超压对于页岩气田没有那么重要,正常压力、甚至欠压都可以实现开发,因此美国页岩气地质选区指标中没有压力系数的概念,并没有将超压作为一个关键指标。但是由于中国与北美地质成藏背景不同,北美页岩气主要位于环加拿大克拉通盆地,背景非常稳定,而我国是由多个地块拼接而成,构造复杂,同时页岩形成的时代较久,因此,我国与北美地质条件最大的差别为页岩成熟度高低和构造运动的强弱。因为我国海相成熟度高,导致孔隙压实,孔隙度降低;我国构造运动相对活跃,断裂发育,保存条件相对差。对于高成熟、低孔隙度的页岩,要达到同样的含气量需要较大的地层压力系数,这样单井最终可采储量才能达到经济极限,才能实现商业开发。我国南方分布有丰富的海相页岩气,具有厚度大、分布稳定的特点,普遍经历了高成熟演化和强烈地质构造运动。在油气生成过程中由于排烃作用的发生形成了广泛发育超低含水饱和度的特征,超低含水饱和度存在为形成超压富集区创造了条件,这种超压核心区是南方海相页岩气近期主要的勘探目标。扬子地区已经发现的超压页岩气田的增压机制主要包括构造抬升型增压、水热型增压、黏土矿物脱水型增压、生烃型增压。焦石坝海相页岩气田主要为构造型增压所形成的超压页岩气田,长宁页岩气田主要为生烃增压型页岩气田。页岩气选区指标应该是核心区/富集区优选指标,指标取值依据必须与超压气田地质特征参数匹配才有意义。北美地区页岩气地质选区需要考虑埋深、页岩厚度、TOC含量、含气量、硅质矿物含量。由于北美地质条件简单、成熟度适中,在低压、欠压条件下可实现商业化,但在高成熟、断裂发育背景下,地层压力系数尤其重要,应该考虑地层层压力系数。因此,本文认为页岩气地质选区中,除了考虑页岩埋深(1 500~4 500 m)、页岩厚度(>30 m)、总有机碳含量(>2%)、硅质矿物含量(>30%)等基本参数外,应把地层压力系数大于1.3以上作为我国南方海相页岩气选区的重要指标之一,才能体现我国南方海相页岩气特点,同时提高页岩气选区的准确性和科学性。
文章对页岩油的富集机理、富集过程和富集主控因素等进行了研究。页岩油比页岩气的发育条件苛刻,分布区域比页岩气局限,勘探难度较大。美国目前勘探开发的页岩油赋存于海相页岩,具有分布范围大、成熟度高、石油密度小、含蜡量低和黏度低等特征,为轻质油;我国页岩油主要为陆相页岩,具有分布范围小、成熟度低、石油密度大、含蜡量高和黏度高等特征,为稠油。美国产油页岩的矿物组成的石英和碳酸盐多为生物来源,石英含量、碳酸盐含量与有机碳含量有很好的正相关关系,与页岩油的含量也是正相关关系,且有利于后期压裂改造;我国陆相含油页岩的石英多为碎屑来源,碳酸盐多为化学沉积,石英含量、碳酸盐含量与有机碳呈负相关关系,与页岩油的含量也是负相关关系,且不有利于后期压裂改造。海陆相页岩油特征的差异可能是导致我国页岩油产量较低的原因,制约了页岩油的勘探开发。我国陆相断陷盆地页岩油勘探应寻找页岩有机质成熟度相对较高的深凹区和砂岩夹层发育的斜坡区,深凹区具有“油稀、高压和可改造”等特点,斜坡区具有“夹层发育、可改造”等特点。
裂缝是页岩气富集高产的关键因素。页岩储层相对于其他类储层,其塑性相对较强,非构造裂缝比较发育。构造裂缝除了高角度的张性裂缝以外,还发育有较多近水平的层理缝和低角度构造滑脱缝等。针对页岩储集层的特点和裂缝发育特征,从地质成因的角度,明确了页岩储层构造应力场模拟数值模拟与裂缝分布预测的方法,其核心在于建立模拟地区目的层的精确地质模型、力学模型和计算模型。利用页岩的单轴和三轴压缩变形试验和声发射古、今地应力测试结果进行应力场数值模拟,获得研究区构造应力场分布,将应力场模拟果与实际地质资料对比分析,进一步检验校正已建立地质模型的合理性;在此基础上,针对富有机质页岩主要发育张裂缝和剪裂缝的特殊性,分别采用格里菲斯、库伦摩尔破裂准则计算页岩储层张破裂率、剪破裂率,依据张裂缝与剪裂缝所占的比例关系,求取页岩储层的综合破裂率,据此分别定量表征页岩储层中张裂缝、剪裂缝和构造裂缝的发育程度及分布特征;并在全面考虑影响页岩储层裂缝发育程度的综合破裂率、脆性矿物含量、有机碳含量多种主控因素的基础上,进一步提出了页岩“裂缝发育系数”作为最终判别指标,综合定量表征页岩储层裂缝的发育程度和预测裂缝的分布,页岩裂缝发育系数越大,裂缝发育程度则越高。该方法在我国渝东南地区下志留统龙马溪组页岩储层裂缝分布预测中得到了有效应用。此不仅为页岩气甜点优选提供了一种新的技术方法,而且模拟成果对页岩气水平井和压裂改造方案的设计具有重要的参考价值。
正确认识泥页岩单轴抗压破裂特征及UCS影响因素对探究泥页岩破裂机制、钻完井设计、压裂评价、微裂缝预测、测井解释及地震响应等方面均具有重要参考价值。本文在对国内外近些年有关泥页岩单轴抗压及UCS研究系统调研及近期研究成果全面分析基础上,对泥页岩破裂特征及UCS影响因素进行了综合分析。研究结果表明,泥页岩单轴加载曲线的非弹性段变形机制受微裂缝的滑动、新微裂缝的产生、扩展及孔隙坍塌的综合影响。泥页岩单轴抗压破裂呈张性或张剪性,张性破裂易发生于刚度较高、固结程度较强的部位;而剪性破裂易发生于刚度较低、固结程度较弱的部位。S型破裂准则可以较为准确的描述泥页岩从单轴到三轴发生破裂时所对应的强度变化。从地质学角度,对影响泥页岩UCS的因素进行了归纳,分别为矿物组成、层理面角度、分选性、微组构、有机质含量及分布、孔隙度、水分、微裂缝8方面因素,详细分析了不同影响因素的影响机制。在这些影响因素中,微裂缝由于分布特征复杂,其对泥页岩单轴抗压破裂及UCS的影响机制研究尚不深入。因此建议未来应加强泥页岩微裂缝参数的定量化研究,从微观尺度研究微裂缝对泥页岩单轴抗压破裂的具体影响机制,该研究可以为页岩油气勘探、开发提供科学指导。
基于涪陵焦石坝地区页岩气高产工业气流的推动,四川盆地及其周缘下古生界五峰组龙马溪组页岩已经成为了中国页岩气研究的重点,至今已取得大量相关研究成果,这进一步推动了页岩气研究工作的深入。但作为页岩及页岩气研究的基础——页岩岩相分类这个问题却一直存在明显争议,为此本文全面梳理了国内外页岩岩相分类方案及相关研究,有机结合了国内五峰组龙马溪组页岩的研究和勘探实例,确定了页岩岩相分类的两个核心指标(石英百分含量、纹层发育程度),构建了五峰组龙马溪组页岩岩相的分类流程,建立了9种不同类型的页岩岩相:(1)贫硅不平行纹层页岩;(2)中硅不平行纹层页岩;(3)富硅不平行纹层页岩;(4)贫硅平行纹层页岩;(5)中硅平行纹层页岩;(6)富硅平行纹层页岩;(7)贫硅不明显纹层页岩;(8)中硅不明显纹层页岩;(9)富硅不明显纹层页岩。在系统的页岩岩相分类基础上进一步提出了四川盆地及周缘进行页岩气勘探最有利层段的页岩岩相的三高特征:高石英含量、高TOC含量及高压裂性。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组发育富有机质页岩和泥岩,目前已成为鄂尔多斯盆地页岩油气勘探的重要层位。综合岩心精细描述、薄片微观结构观察和粒度分析结果,将富有机质页岩和泥岩划分为黑色页岩岩相、纹层状泥岩岩相、粉砂质泥岩岩相。粉砂质泥岩岩相的脆性矿物含量高于黑色页岩岩相和纹层状泥岩岩相,后者比前者具有更高的黄铁矿含量,3种岩相的黏土矿物含量较接近。黑色页岩岩相有机质丰度高,有机质类型以I型干酪根为主,是最有利的富有机质岩相类型,其次为纹层状泥岩岩相。长7油层组沉积时期水体为分层的厌氧环境,有利于有机质的保存,低等水生生物是主要的母质来源。黑色页岩岩相和纹层状泥岩岩相形成于安静、缺少陆源碎屑影响的深湖环境下;粉砂质泥岩岩相形成于受陆源碎屑频繁影响的环境,有较多的陆源高等物质输入湖盆中,造成有机质类型复杂。将岩心精细描述和测井信息紧密结合,揭示了各类岩相纵向发育特征。受基准面变化和沉积物供给能力影响,长73以黑色页岩岩相和纹层状泥岩岩相为主,长72和长71以纹层状泥岩岩相和粉砂质泥岩岩相为主。长73暗色泥岩和页岩的岩相类型好,发育页理缝和纹层缝,有机质类型好、丰度高,是最有利的页岩油气勘探目的层系。