四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩油赋存状态及可动性

doi:10.11743/ogg20240313

石油与天然气地质 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (3): 752-769.doi: 10.11743/ogg20240313

四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩油赋存状态及可动性

方锐¹^,²(), 蒋裕强¹^,², 杨长城³, 邓海波⁴, 蒋婵⁵, 洪海涛⁶, 唐松⁷, 谷一凡¹^,²(), 朱讯³, 孙莎莎⁸, 蔡光银¹

^1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500
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^3.中国石油西南油气田公司气田开发管理部，四川成都 610056
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^6.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都 610041
^7.中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁 629000
^8.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

收稿日期:2023-12-29 修回日期:2024-05-07 出版日期:2024-07-01 发布日期:2024-07-01
通讯作者: 谷一凡 E-mail:19980456728@163.com;xnsygyf@126.com
第一作者简介:方锐（1995—），男，博士研究生，非常规油气储层地质学。E-mail：19980456728@163.com。
基金项目:
中国石油-西南石油大学创新联合体项目(2020CX030101)

Occurrence states and mobility of shale oil in different lithologic assemblages in the Jurassic Lianggaoshan Formation， Sichuan Basin

Rui FANG¹^,²(), Yuqiang JIANG¹^,², Changcheng YANG³, Haibo DENG⁴, Chan JIANG⁵, Haitao HONG⁶, Song TANG⁷, Yifan GU¹^,²(), Xun ZHU³, Shasha SUN⁸, Guangyin CAI¹

^1.School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China
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^8.Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China

Received:2023-12-29 Revised:2024-05-07 Online:2024-07-01 Published:2024-07-01
Contact: Yifan GU E-mail:19980456728@163.com;xnsygyf@126.com

摘要/Abstract

摘要：

通过系统分析钻井取心资料，将四川盆地侏罗系凉高山组页岩细分为纯页岩型组合、介壳型页岩组合和粉砂型页岩组合等3类5种岩性组合，在此基础上，总结不同岩性组合页岩储层宏观、微观特征差异，识别并评价不同岩性组合页岩油储层流体赋存状态特征及可动性，优选有利岩性组合类型。研究表明：①凉高山组页岩油分为游离油和吸附油，游离油具有易流动油和束缚油2种赋存状态，页岩孔隙中，小孔主要赋存吸附油和束缚油，中孔主要赋存束缚油和易流动油，大孔主要为易流动油；二维核磁共振T₂≥0.2 ms，1≤T₁/T₂<10的区域为易流动油以及束缚油信号，T₂<0.2 ms，10≤T₁/T₂<100的区域则为吸附油信号，并建立了凉高山组不同赋存状态流体二维核磁共振T₁-T₂识别图版；核磁共振孔径转换揭示了凉高山组页岩油游离油孔径下限为60 nm，建立了基于孔径大小和流体赋存状态的页岩油储层孔隙划分方案。②有机质含量、流体流动能力、矿物组成及孔隙结构是凉高山组页岩油赋存及可动性的直接影响因素。③粉砂型页岩组合大孔及微裂缝发育，易流动孔隙占比高，可动油更容易富集；粉砂纹层构造发育不仅能够提供丰富的储集空间，也会提高孔隙连通性，有利于页岩油聚集、赋存及流动，指示了粉砂型页岩组合为凉高山组有利岩性组合类型，其发育层段即为四川盆地凉高山组页岩油勘探开发有利层段。明确粉砂型页岩组合孔-缝配置关系是未来凉高山组页岩油勘探开发取得突破的主要攻关研究方向。

关键词: 可动性, 赋存状态, 二维核磁共振T₁-T₂谱, 岩性组合, 页岩油, 凉高山组，四川盆地

Abstract:

Based on a systematic analysis of the data from well cores， we divide the lithologic assemblages of shales in the Jurassic Lianggaoshan Formation in the Sichuan Basin into pure， shelly， and silty categories， which are further categorized into five types. A summary of differences in the macroscopic and microscopic characteristics of shale reservoirs of different lithologic assemblages is then deduced to identify and evaluate the occurrence states and mobility of fluids in these reservoirs， and determine the optimal lithologic assemblage types. The results indicate that the shale oil in the Lianggaoshan Formation is of free and adsorbed types， with the former occurring as movable and/or irreducible oil. Among shale pores， small pores primarily contain adsorbed and irreducible oil， mesopores largely hold irreducible and movable oil， and macropores mainly contain movable oil. The 2D nuclear magnetic resonance （NMR） analysis reveals that zones with T₂ ≥ 0.2 ms and 1 ≤ T₁/T₂ < 10 represent the signals of movable and irreducible oil and those with T₂ < 0.2 ms and 10 ≤ T₁/T₂ < 100 denote the signals of adsorbed oil. This enables the establishment of an identification chart of 2D NMR T₁-T₂ spectra for fluids of different occurrence states in the Lianggaoshan Formation. The pore size conversion based on the NMR analysis reveals that pores containing free oil in shales of the formation have a minimum pore size of 60 nm. Accordingly， a classification scheme for pores in the shale oil reservoirs is developed based on pore size and the occurrence state of fluids. Factors directly affecting the occurrence and mobility of shale oil in the Lianggaoshan Formation are identified as organic matter content， fluid flowability， mineral composition， and pore structure. The silty shale assemblage， characterized by well-developed macropores and microfractures and a high proportion of pores containing movable oil， is favorable for the enrichment of movable oil. Besides， its silty laminae provide both substantial reservoir spaces and enhance pore connectivity， which create favorable conditions for the accumulation， occurrence， and flow of shale oil. Therefore， the silty shale assemblage stands as a favorable lithologic assemblage category in the Lianggaoshan Formation， with intervals where this assemblage occurs serving as play fairways for shale oil exploration and exploitation in the Lianggaoshan Formation， Sichuan Basin. Therefore， determining the pore-fracture configuration in the silty shale assemblage is of primary significance in research to achieving breakthroughs in shale oil exploration and exploitation of the Lianggaoshan Formation.

Key words: mobility, occurrence state, 2D NMR T₁-T₂ spectrum, lithologic assemblage, shale oil, Lianggaoshan Formation, Sichuan Basin

中图分类号:

TE122.2

方锐,蒋裕强,杨长城,等. 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩油赋存状态及可动性[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(3): 752-769. doi: 10.11743/ogg20240313 Rui FANG,Yuqiang JIANG,Changcheng YANG,et al. Occurrence states and mobility of shale oil in different lithologic assemblages in the Jurassic Lianggaoshan Formation， Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(3): 752-769. doi: 10.11743/ogg20240313

图/表 17

图1

图2

四川盆地侏罗系凉高山组露头及岩心典型特征a. 上部深灰色页岩、灰黑色页岩夹粉砂质条带，下部见30 cm厚浅灰色粉砂岩，XQ1井，埋深2 467.40 ~ 2 468.98 m，凉二段，岩心照片；b. 深灰色页岩、灰黑色页岩夹粉砂质条带，图a局部放大，XQ1井，埋深2 467.40 ~ 2 467.74 m，凉二段，岩心照片；c. 灰黑色泥岩与深灰色粉砂岩互层，发育波状层理，YT1井，埋深2 167.07 ~ 2 167.46 m，凉二段，岩心照片；d. 上部灰黑色泥页岩与深灰色粉砂岩不等厚互层，下部深灰色粉砂岩夹泥质条带，LQ103井，埋深3 263.42 ~ 3 263.82 m，凉二段，岩心照片；e. 灰黑色页岩夹多条介壳纹层，YT1井，埋深2 427.66 m，凉二段，岩心照片；f. 深灰色粉砂岩夹泥质纹层，发育波状砂纹层理，DC5井，埋深1 625.64 m，凉三段，岩心照片；g. 灰黑色泥岩夹深灰色粉砂岩条带，发育波状层理，G17井，埋深2 482.40 m，凉三段，岩心照片；h. 灰黑色页岩夹砂纹层，见砂岩透镜体，见生物扰动，G104井，埋深2 562.85 m，凉二段，岩心照片；i. 灰黑色泥页岩与粉砂质条带互层，顶、底同时见两条介壳层，G110井，埋深2 431.72 m，凉二段，岩心照片；j. 黑色页岩，页理发育，重庆万州弹子镇剖面，凉二段，野外照片；k. 黑色泥页岩与深灰色粉砂岩不等厚互层，页岩表面风化严重，四川达州金窝剖面，凉一段，野外照片；l. 深灰色泥页岩、黑色泥页岩与深灰色粉砂岩不等厚互层，底部见一厚30 cm粉砂岩砂体，四川达州七里峡剖面，凉三段，野外照片，m. 底部为灰绿色粉砂岩，中部为灰黑色泥岩夹多条不等厚介壳层，上部为浅灰色泥岩，四川达州賨人谷剖面，凉一段，野外照片；n. 灰黑色泥岩，局部泥岩风化严重，四川达州敖家营剖面，凉二段，野外照片"

图2

图3

表1

图4

图5

图6

表2

图7

图8

图9

图10

图11

图12

图13

图14

图15

参考文献 48

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样品编号	井名	埋深/m	组合类型	拟合结果	易流动油含量/（mg/g）	易流动油占比/%	束缚油占比/%	游离油占比/%
1	YT1	2 152.13	C2	Q_m=0.891Δp/（Δp+0.983 7）	0.89	19.21	39.24	58.45
2	XQ1	2 452.29	B2	Q_m=0.671Δp/（Δp+0.014 9）	0.67	13.85	34.36	48.21
3	XQ1	2 455.06	A	Q_m=1.908Δp/（Δp+0.005 7）	1.91	43.92	13.10	57.02
4	XQ1	2 465.48	C1	Q_m=0.022Δp/（Δp+0.014 8）	0.02	16.13	24.19	40.32
5	HQ1	1 750.73	C1	Q_m=0.714Δp/（Δp+0.067 4）	0.71	17.44	41.28	58.72
6	HQ1	1 751.71	A	Q_m=1.223Δp/（Δp+0.009 1）	1.22	24.34	28.31	52.65
7	HQ1	1 764.70	A	Q_m=1.309Δp/（Δp+0.012 4）	1.31	19.85	45.53	65.38
8	HQ1	1 894.02	B1	Q_m=0.835Δp/（Δp+0.050 4）	0.84	11.78	30.80	42.58
9	HQ1	1 896.18	A	Q_m=0.159Δp/（Δp+0.024 1）	0.16	7.33	47.53	54.86
10	HQ1	1 928.58	C1	Q_m=1.031Δp/（Δp+0.017 1）	1.03	26.35	43.24	69.59

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四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩油赋存状态及可动性

Occurrence states and mobility of shale oil in different lithologic assemblages in the Jurassic Lianggaoshan Formation， Sichuan Basin

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图/表 17

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