含水饱和度是天然气水合物资源评价的重要参数,然而使用传统阿尔奇公式计算含水饱和度的精度通常无法满足要求。根据琼东南盆地实际钻探取心沉积物资料,人工制备6个不同配比的沉积物样品,通过岩石物理实验,测量非固结沉积物中水合物生成过程中的岩电数据,分析电阻率及电阻率增大系数的变化规律。实验结果表明,水合物样品的含水饱和度与电阻率增大系数之间符合指数变化关系。结合数字岩心导电模拟,建立了指数型含水饱和度计算模型。对实际测井资料进行处理,指数型含水饱和度计算模型比传统的阿尔奇公式具有更高的精度。指数型含水饱和度模型为天然气水合物资源评价提供了一种新的方法。
保存条件对于页岩油气滞留聚集至关重要,是保障页岩地层蓄积充足能量和油气有效流动的关键。顶底板封闭性优劣直接影响着页岩气的富集和空间分布,但对页岩油层是否同样重要仍不清楚。以古龙页岩油作为研究对象,在顶底板矿物岩石学、致密化过程、物性及孔隙结构等分析基础上,结合突破压力测试和测井预测结果,探讨古龙页岩油顶底板封闭能力。结果显示:顶板主要为深湖—半深湖相泥页岩,渗透率更低、孔隙主体孔径更小、突破压力更高,平面上高值区主要分布在凹陷中部和南部地区,低值区与上覆高台子油藏储量区有较好的一致性;底板沉积三角洲相或浅湖相砂岩、粉砂岩和泥岩,孔、渗略高于顶板、孔隙主体孔径为介孔—大孔、突破压力更小,平面上高值区主要分布在凹陷中部地区,低值区与下覆扶余油藏储量区有较好的匹配性。古龙页岩油层顶底板突破压力高,具有较强封闭能力,突破压力高值分布区对应于页岩油高产区。优质顶底板是富含轻质组分古龙页岩油原位滞留富集的关键因素之一,研究成果可望为古龙页岩油的选区定井提供科学指导。
非常规天然气储层特征研究对合理评估非常规天然气资源和指导非常规天然气开发具有重要意义。以渤海湾盆地临清坳陷巨鹿区块石炭系—二叠系煤系地层为研究对象,开展了扫描电镜、压汞、气体吸附、等温吸附等系列实验,系统性地表征了巨鹿区块煤层、页岩及致密砂岩的孔隙结构和含气性特征,分析并阐明了研究区的生烃潜力。结果表明:①巨鹿区块4层煤煤层总体呈NE—SW向展布,并由SE—NW向厚度呈增大—减小—增大的变化趋势。煤层整体含气量较低,由WN—ES向呈逐渐增加趋势。②页岩主要发育有机质孔、矿物粒间孔、矿物粒内孔和微裂缝4种。③页岩微孔和过渡孔发育,提供了大部分孔体积和孔比表面积,有利于气体的吸附储存。整体孔隙连通性较好,有利于页岩气的解吸与渗透。④致密砂岩砂体结构成熟度较低,多呈现磨圆差,属于典型的致密储层,砂体孔隙不发育,原生孔隙少,孔隙连通性较差等特征。该研究成果为巨鹿区块储层特征研究和评价煤系非常规天然气资源提供了地质依据。
有机质类型及其孔隙发育特征是页岩气评价的重要内容,决定了页岩生烃能力和页岩气分布特征,但对于黔北地区牛蹄塘组黑色页岩有机质类型及其孔隙发育特征的认识尚不深入,有机质孔隙发育影响因素尚不明确。通过对牛蹄塘组富有机质页岩进行矿物组成和有机地球化学特征分析,利用场发射扫描电镜(FE⁃SEM)定性分析有机质的赋存状态和孔隙结构,采用低温气体(CO2/N2)吸附实验、小角中子散射实验定量分析页岩和干酪根孔隙结构特征,探究该页岩孔隙发育特征及其影响因素。结果表明:①牛蹄塘组页岩主要矿物成分为石英和黏土矿物,有机质显微组分以腐泥组为主,干酪根以I型为主,处于过成熟演化阶段;②页岩孔隙包括粒间孔、粒内孔和有机孔,不同赋存状态的有机质孔隙结构特征差异明显;③有机质孔隙发育受总有机碳含量(TOC)和热成熟度(R O)的影响,随TOC含量的增加,不同尺寸有机质孔隙发育有所差异,微孔和介孔比表面积先降低后升高,宏孔比表面积降低,宏孔和介孔体积降低,微孔体积变化小。在R O值为2.29%~5.06%时,随着R O值的增加,有机质微孔和介孔的比表面积和体积逐渐减少,宏孔体积增大;④矿物类型对不同尺寸有机孔影响不一致,微孔随石英含量增加而升高,微孔和介孔随黄铁矿含量增加而降低,介孔和宏孔随黏土矿物含量增加而升高。研究结果对深入理解黔北地区牛蹄塘组页岩孔隙发育特征具有参考价值。
近期鄂尔多斯盆地YT1H、ZT1H等多口井在二叠系太原组灰岩获得天然气新发现,揭示了太原组灰岩具有良好的勘探潜力,但当前对于太原组灰岩的研究仍存在储层成因机理及其关键成储模式认识不清等问题,严重制约了该层系的下一步天然气勘探部署。基于太原组丰富的岩心、薄片及物性等资料,系统研究了太原组灰岩储层与早期暴露岩溶的发育关系,并建立灰岩早成岩期岩溶控储模式。结果表明:①研究区内早成岩期岩溶作用主要发育于颗粒灰岩中且多位于向上变浅序列中上部,可识别的岩溶特征包括组构选择性溶蚀、溶缝/溶沟、溶蚀花斑、岩溶角砾岩和多期暴露面等。②单旋回由下至上岩溶强度逐渐增强,旋回底部岩溶较弱,局部发育生屑铸模孔,向上岩溶改造范围扩大,优势通道、溶蚀花斑开始发育,岩溶作用适度发育;旋回上部岩溶系统切割解离基岩,发育岩溶角砾岩,岩溶作用过度发育。③受暴露时间控制,研究区发育高低频旋回,其中高频旋回暴露面多见于灰岩内部,为“内幕式”旋回界面,其内部岩溶强度表现为岩溶不发育→生屑选择性溶蚀→优势通道、溶蚀花斑,而低频旋回界面仅出现在斜道段或毛儿沟段灰岩的顶部,内部岩溶强度为优势通道→溶蚀花斑→岩溶角砾。④灰岩优质储层主要发育在低频旋回中上部即岩溶适度改造区,旋回下部与旋回顶部的储层质量明显变差。研究认为,早成岩期多级次岩溶既控制研究区灰岩储层的发育与分布,也极大地改善储层的储集与渗流能力,是太原组灰岩成储的关键因素。
优质储层发育特征及形成机理是认识中—深埋藏储层形成演化的关键问题,也是致密砂岩油气藏高效勘探和经济有效开发的重要基础。通过钻井岩心、测井资料及孔渗、薄片、SEM等分析资料,对鄂尔多斯盆地东部盒8段储层系统开展了优质储层发育特征及影响因素研究。结果表明:研究区盒8段主要发育石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩3种储层岩石学类型。石英砂岩及岩屑石英砂岩物性条件较好,为潜在的优质储层;沉积作用是盒8段优质储层发育的基础,主要表现为碎屑组分颗粒越粗、分选越好、刚性颗粒含量越高越有利于原始粒间孔的保存;成岩作用是优质储层发育及演化的核心因素。盒8段早期快速埋藏过程中,强烈机械压实及塑性颗粒的强烈变形导致砂岩孔隙大量、快速损失,是形成致密物性背景的主要原因。不同成岩期的碳酸盐、黏土矿物及硅质胶结堵塞颗粒孔喉空间,进一步破坏储层物性。同时,选择性溶蚀作用有效改善了致密砂岩储集性能,对优质储层形成起到积极贡献。孔隙演化模式表明,受地层早期快速埋藏的影响,盒8段储层在早成岩A1期即遭受了强烈压实,形成了致密物性背景。溶蚀作用主要发育在中成岩A2期,为次生孔隙主要发育阶段,中成岩B期为晚期自生胶结物发育期,部分残余粒间孔及溶蚀孔被充填,砂岩进一步致密化。
鄂尔多斯盆地东部榆林—神木地区上二叠统石千峰组5段(千5段)具有明显的异常低地层压力特征,但目前对地层低压成因缺少系统的定量分析。鄂尔多斯盆地东部地区在中—新生代发生过多次构造抬升作用,造成该地区千5段发生明显的孔隙反弹和温度降低。在早白垩世以来地层剥蚀量恢复的基础上,从孔隙反弹、温度降低两方面定量分析了异常低压的成因,结果显示孔隙反弹造成的地层压力降低值为12.44~24.02 MPa,降低比例为28.40%~53.25%,温度降低造成的地层压力降低值为9.72~17.17 MPa,降低比例为24.40%~43.08%,说明孔隙反弹和温度降低是榆林—神木地区千5段发育异常低压的主要原因,其中孔隙反弹是最重要的控制因素。上述因素与天然气沿微断裂和微裂缝的散失作用、轻烃扩散作用、地层水化学作用等共同造成了千5段现今异常低压分布格局。
以鄂尔多斯盆地北缘延长组7段富有机质页岩为研究对象,根据有机地球化学特征,对密集取心样品进行系统评价,分析烃源岩生烃潜力、沉积环境与有机质富集机理,为鄂尔多斯盆地延长组页岩油资源潜力评价提供依据。结果显示:鄂尔多斯盆地北缘长7段烃源岩有机质富集,TOC值平均为4.58%,S 1+S 2值平均为18.03 mg/g,整体属于优质烃源岩;有机质类型主要为II1型,成熟度较一致,属于低成熟阶段,部分未成熟。其中长73亚段,有机质丰度、成熟度和氢指数普遍较高,有机质类型好,生烃潜力较高。生物标志物显示长7段整体偏还原性淡水—微咸水沉积环境,C27—C28—C29甾烷分布显示长71和长72亚段样品有机质来源以低等浮游植物为主,而长73亚段以混源为主。通过对长73亚段的精细剖析,发现该亚段中部有机质来源和沉积环境发生显著变化,有机质以陆源高等植物为主且水体还原性减弱,反映了当时较高的陆源输入通量,可能与同沉积期温暖湿润环境造成的洪泛事件增强有关。对比盆地南缘和北缘烃源岩特征,发现盆地南缘伽马蜡烷指数值较高,C27甾烷含量较多,C29甾烷较少,认为页岩沉积时水体较稳定,盐度较高,分层现象较明显,烃源岩母质以浮游生物为主,同时南缘火山灰明显发育。因此,认为鄂尔多斯盆地南北缘沉积环境迥异造成有机质差异性富集,南缘强烈火山活动带来大量营养物质,藻类、浮游生物等初级生产力繁盛,造成异常高有机质富集,而盆地北缘陆源输入明显,稀释作用导致有机质含量偏低,高等植物对有机质贡献相对较大。
蜀南地区中二叠统茅口组是目前四川盆地增储上产的主力层系之一,但由于该地区储层类型多样,天然气分布规律复杂,成藏演化特征仍然不明。通过天然气组分与碳同位素特征明确天然气来源,根据流体包裹体特征,结合典型构造与单井埋藏史—热演化史,确定油气充注期次与时间;应用钻井资料及地震资料,恢复油气成藏关键时期茅口组顶面构造形态,从圈闭形成演化与油气充注间的耦合关系剖析研究区油气成藏演化。结果表明:①蜀南地区茅口组天然气主要成分CH4含量均大于95%,H2S含量较低,是典型的干气,为高—过成熟阶段的原油裂解气;主要来源于下志留统龙马溪组烃源岩,同时存在中二叠统茅一段烃源岩混合。②蜀南地区茅口组存在5期烃类充注:第Ⅰ期晚三叠世—早侏罗世古油藏初始形成阶段;第Ⅱ期中侏罗世—晚侏罗世古油藏大量充注阶段;第Ⅲ期晚侏罗世—早白垩世古油气藏形成阶段;第Ⅳ期早白垩世—中白垩世晚期古气藏形成阶段;第Ⅴ期晚白垩世至今古气藏调整与定型阶段。③印支晚期—燕山早期,受泸州古隆起发育控制,位于古隆起核部或翼部构造高点形成早期古油藏聚集,具“印支期古油藏高位聚集”特征;燕山早—中期,随着持续深埋,古隆起继承性发育,得胜、牟家场等构造高部位古油藏持续充注,同时原油开始逐渐裂解,此时为古油气藏演化阶段。到燕山晚期,泸州古隆起逐渐解体,持续深埋,古油气藏转化为古气藏,具“燕山期古油藏裂解成气”特征;喜马拉雅期至今,泸州古隆起完全解体,受喜马拉雅期构造运动与古隆起控制,古气藏发生调整与定型,形成现今气藏,具“喜马拉雅期弱调整富集成藏”特征。
湖相混积砂岩多具层薄、细粒、强胶结及互层明显等特征。川中地区侏罗系自流井组大安寨段中上部发育混积砂岩,其储集空间发育程度及勘探潜力尚不明确。为厘清混积砂岩成岩演化及储层改造效应,综合岩石学及元素地球化学等分析测试开展系统研究。结果表明,龙岗地区大安寨段混积砂岩历经早成岩阶段及中成岩阶段的复杂成岩作用改造。其中,主要建设性成岩作用为中成岩阶段早期的酸性流体溶蚀作用及早成岩阶段晚期生排烃伴生的破裂作用;破坏性成岩作用为压实/压溶作用及各成岩阶段形成的黏土矿物、石英、白云石、与油气生成伴生的CO2大量富集相关所致的方解石等胶结物的胶结作用。川中侏罗系大安寨段混积砂岩总体较致密,未完全充填的裂缝、铁方解石微溶孔及高岭石晶间孔隙相对较发育,可作为一定的储集空间。研究结果可为致密油勘探中有利层段的优选提供支撑。
渤海B油气田凝析气藏底部为厚度较大的潜山油藏,随着天然能量衰竭开发,潜山油藏的原油被凝析气井逐步产出,对凝析气层造成不同程度的层间干扰,使得地下真实开采情况变得异常复杂。针对海上分层产能测试成本高、测试资料少、油气干扰研究较少等现状,在分析生产动态数据、压力数据以及流体性质资料的基础上,基于油密度和气油比动态产量劈分法的差异性,提出了原油干扰系数这一评价指标,定量表征了开采过程中原油对气层凝析油产出的影响程度和层间干扰变化规律,寻找了产出贡献规律并制定相应的合理开发策略,有效指导了现场生产制度优化,降低了底部原油干扰程度,提升了油气采收率;考虑层间干扰影响校正后的气油比动态劈分后的结果,大大提高了带底油凝析气井的油气合采的产量劈分精度,为油气田剩余潜力挖潜提供了准确可靠的依据。该方法可为带底油的凝析气藏或带凝析气顶油藏等复杂油气藏的开发提供重要的借鉴。
针对小断层影响下深层页岩气储层井间拉链式压裂裂缝窜通规律认识不清的问题,基于有限—离散元方法(FDEM),采用具有初始宽度、零黏聚力及零抗张强度的节理模型表征小断层,建立了考虑小断层影响的水平井拉链式压裂裂缝扩展流—固耦合模型。以川南深层页岩气储层为例,利用现场微地震数据进行了模型验证,研究揭示了小断层影响下的拉链式压裂裂缝扩展及井间窜通规律。结果表明:相对于天然裂缝,小断层具有更强捕获水力裂缝及阻挡水力裂缝穿越延伸的能力。受天然裂缝低导流及小断层高导流高滤失影响,相同条件下通过天然裂缝窜通后响应井的压力涨幅更大,对应响应时间更长。随着小断层逼近角的减小,小断层与响应井之间距离的增加,小断层层数及带宽的减小,两井射孔孔眼错位距离的增加,响应井压力涨幅呈递增趋势,对应压力响应时间呈递减趋势。研究对于小断层发育的深层页岩气井拉链式压裂设计具有重要参考意义。
油气是由干酪根在多种因素共同作用下演化形成的,难以用简单的化学反应表征。前人研究发现不同类型有机质生烃活化能存在显著差异,但具体分布规律和控制因素尚不明确,特别是有机质类型对烃源岩生烃过程的影响及其成因机制尚待阐明,限制了油气资源潜力的评价。对渤海湾盆地莱州湾凹陷KL⁃A构造古近系不同类型湖相烃源岩开展了4组不同升温速率的开放体系热模拟实验,分析了生烃曲线拟合计算动力学参数及活化能的主要影响因素。研究结果表明:①化学动力学模型计算结果与实验结果的高度拟合,证明离散分布模型计算和反演有机质生烃过程的可靠性和适用性;②不同显微组分含量与平均活化能具有一定的相关性,各显微组分相互制约共同控制着有机质的平均活化能;③不同类型的有机质由于其显微组分的差异导致生烃门限、活化能分布特征和生烃转化均存在明显差异;④生烃热模拟实验结合生烃动力学方法,揭示有机质复杂生烃机制,为烃源岩评价与勘探提供了广泛的应用价值。
准噶尔盆地蕴含丰富的煤岩气资源,其中白家海凸起勘探过程中在侏罗系西山窑组煤层中发现大量的煤岩气,展现出巨大的开发潜力。为进一步厘清准噶尔盆地白家海凸起侏罗系煤层天然气的成因及分布规律,基于白家海凸起CAI61H井以及CT1H井所钻遇的侏罗系西山窑组煤岩气的组成特征以及碳同位素的分布特征,同周缘凹陷和凸起钻遇的不同层系的天然气进行对比分析。结果表明:白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩气与常规自生自储型煤岩气相异,其主要来源为白家海凸起及其周缘凹陷或凸起下伏的石炭系,属于他源型煤岩气。其气体来自于石炭系烃源岩干酪根的热裂解作用,且其裂解所产生的天然气与白家海凸起侏罗系西山窑组煤层成熟度有所差异,表现出多期次成藏的特征。