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    2019年 第40卷 第3期    刊出日期:2019-06-28
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    2019年第40卷 第3期 中英文目录
    2019, 40(3):  0-0. 
    摘要 ( 75 )   PDF (375KB) ( 111 )  
    相关文章 | 多维度评价
    油气地质
    中国迎来页岩油气革命了吗?
    金之钧, 白振瑞, 高波, 黎茂稳
    2019, 40(3):  451-458.  doi:10.11743/ogg20190301
    摘要 ( 430 )   PDF (1610KB) ( 518 )  
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    世界能源消费量随着经济的发展持续增长,但油气在世界一次能源消费中的主体地位将长期保持稳定。页岩油气在全球油气供应中的占比在不断增大,这主要得益于美国页岩革命的成功。页岩气开发使美国成为天然气净出口国,而页岩油使美国的石油对外依存度大幅下降。美国页岩革命带动了美国经济的发展,同时也对世界能源格局产生了深远的影响。在中国政府的大力推动下,通过国家石油公司的积极实践,中国页岩气在短期内快速实现了重大突破,中国成为继美国和加拿大之后第三个具有进行商业化开发页岩气能力的国家。虽然中国的页岩气勘探开发取得了较大的进展,但仍面临着诸多挑战,而这些难题的解决需要理论、技术和机制等方面的创新。中国具有巨大的页岩油资源潜力,但页岩油勘探开发困难重重,在陆相页岩油富集机理、分布规律、甜点预测与低成本开发等方面都需要开展深入的研究。总体来看,中国正迎来页岩气革命,而页岩油革命还未到来。
    页岩油的资源潜力及流动性评价方法——以西加拿大盆地上泥盆统Duvernay页岩为例
    谌卓恒, 黎茂稳, 姜春庆, 钱门辉
    2019, 40(3):  459-468.  doi:10.11743/ogg20190302
    摘要 ( 264 )   PDF (2177KB) ( 265 )  
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    页岩油储层集生储盖为一体,具双孔结构,以纳米孔隙为主,储层中油气的流动性是资源商业成功开发的关键地质因素之一。基于常规储层体积法的页岩油资源评价方法受制于单一基质孔隙结构模型,无法依油气在储层中的赋存状态分类评价,不能为资源开发决策提供与油气流动性相关的信息。页岩油的赋存状态主要受烃源岩成熟度和类型控制。Rock-Eval热解数据含大量与烃源岩类型和成熟度相关信息,结合已知页岩油田的生产数据,我们提出根据页岩油赋存状态的分类评价,并在此基础上将油气资源划分为不可动(吸附),受限和可动三种资源类型,以此定量描述页岩油气资源的流动性。文章以加拿大西部盆地上泥盆统Duvernay页岩油田的生产和储层资料为基础,建立资源评价所需页岩油藏参数与热解参数之间的经验模型,采用石油地层体积因子恢复热解样品取样过程中的轻烃损失,并以8-32-46-9W5井Duvernay页岩油气资源单井评价为例,介绍方法的基本原理及其应用。以该井为中心的区块单元内资源量评价结果经10%的采收率折扣后,与邻区按实际生产数据用产量递减方法计算出的结果一致。说明本文提出的基于热解数据和生烃动力学模型的页岩油资源评价方法可行。
    美国页岩油勘探开发现状与前景展望
    周庆凡, 金之钧, 杨国丰, 董宁, 尚柱成
    2019, 40(3):  469-477.  doi:10.11743/ogg20190303
    摘要 ( 310 )   PDF (22702KB) ( 460 )  
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    系统介绍了美国页岩油(致密油)勘探开发现状与发展前景。目前,美国页岩油区带分布广泛,遍及二叠盆地、威利斯顿盆地、墨西哥湾盆地和阿纳达科盆地等。页岩油储量总体呈增长趋势,2017年末页岩油证实储量占全美石油证实储量的比例接近50%。美国页岩油产量主要来自二叠盆地、巴肯和伊格尔福特三大页岩油区,目前其产量占全美页岩油产量的近80%;有利地质条件是这三大页岩油区发展的基础。受2014年油价暴跌影响,美国页岩油气作业钻机明显减少,页岩油产量有所下降;但自2016年中期开始,产量恢复增长,屡创新高。美国待发现的页岩油资源丰富,具有良好的发展潜力。根据预测,未来10年页岩油产量还将持续增长,是美国原油产量增长的主要来源。
    俄罗斯页岩油地质特征及勘探开发进展
    梁新平, 金之钧, Alexander Shpilman, 殷进垠, 刘全有, Boris Uspensky
    2019, 40(3):  478-490,503.  doi:10.11743/ogg20190304
    摘要 ( 360 )   PDF (25352KB) ( 407 )  
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    俄罗斯主要页岩油资源赋存于西西伯利亚地台的巴热诺夫组和东欧地台的多玛尼克地层,页岩油区可采资源总量大,具备大规模开发利用的基础设施和外部环境,是未来开发利用的重要潜力区。巴热诺夫组主要岩性为硅质泥页岩,分布于上侏罗统-下白垩统,平均厚度为30 m,TOC平均为7%,有机质含量一般大于4%,以Ⅰ-Ⅱ型有机质为主,成熟度介于0.5%~1.1%;多玛尼克页岩油层系为一套泥盆系中弗拉阶-石炭系下杜内阶硅质/含硅的泥质石灰岩,整体厚度在100~600 m,有机碳含量在0.5%~24%,以Ⅰ-Ⅱ型有机质为主,在伏尔加-乌拉尔盆地中北部成熟度介于0.5%~1.5%,南部靠近滨里海地区以生气为主。目前虽然受国际油价影响,俄罗斯页岩油资源的勘探开发探索却未停滞:2016年对巴热诺夫组146口垂直井进行测试,在活跃天数范围内日产油流量10.8 t,对36口水平井进行测试,在活跃天数范围内平均日产流量7.5 t;俄罗斯天然气工业股份有限公司2018年成立的巴热诺夫技术中心,目前已将水力压裂的时间减少50%,单位生产成本减少40%。在俄罗斯开发页岩油资源享受矿产开采零税率,不少油田地质资料充分、相互之间距离不远且基础设施完善,未来俄罗斯页岩油有望实现商业开采。
    “化学-沉积相”分析:一种研究细粒沉积岩的有效方法
    刘可禹, 刘畅
    2019, 40(3):  491-503.  doi:10.11743/ogg20190305
    摘要 ( 324 )   PDF (17582KB) ( 500 )  
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    细粒沉积岩作为致密油气和页岩油气重要的勘探对象,具有粒度细、颜色均匀、非均质性强等特点,传统的岩心观察方法难以适用于细粒沉积岩的精细研究。通过获取细粒沉积岩手标本(岩心尺度)高分辨率(30 μm)的二维原位无机地球化学元素分布信息,结合图像分析,建立岩心尺度精细的“化学-沉积相”模型。在模型中,可以根据无机地球化学元素的平面分布清晰的识别细粒沉积岩的矿物成分和沉积构造。在此基础之上,能够提取不同部位的原位地球化学信息,针对细粒沉积岩沉积周期长厚度小的特点,实现在毫米-厘米级尺度上表征古环境、沉积物来源和成因,同时避免常规测试中粉碎均一化样品后所造成的信息干扰,为致密油气与页岩油气的勘探开发提供更加精细的沉积相模型和可靠的数据来源。
    陆相页岩油甜点地球物理表征研究进展
    刘喜武, 刘宇巍, 刘志远, 宋亮, 刘炯, 霍志周, 张金强, 钱恪然, 张颖燕
    2019, 40(3):  504-511.  doi:10.11743/ogg20190306
    摘要 ( 280 )   PDF (26667KB) ( 452 )  
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    针对中国东部陆相页岩油甜点地球物理预测技术适应性不足等问题,从基础研究入手,构建陆相页岩油层岩石物理模型,分析地球物理响应特征;开展地质-测井-地球物理融合分析,认为富有机质纹层状岩相+裂缝为富集主控因素;在岩相、TOC、物性、含油性、脆性、压力、地应力等地震预测方法研究的基础上,攻关纹层状岩相、裂缝及地应力地球物理预测技术。基于岩石物理模型与各向异性叠前反演,形成层理缝密度预测方法,将层理缝密度地震属性作为沉积约束参数,实现纹层状岩相有效预测;基于正交各向异性介质AVAZ属性,提高裂缝表征精度;基于岩石三模量实现地应力大小预测,基于层间速度变化率预测地应力方向。通过研究,厘清了陆相页岩油甜点要素,明确了甜点要素指标体系以及岩石物理、地球物理响应特征,完善与建立了相应的甜点地球物理表征方法,在济阳坳陷预测了页岩油有利目标区。
    东营凹陷页岩油储集地质特征与有效性
    刘惠民, 张顺, 包友书, 方正伟, 姚素平, 王勇
    2019, 40(3):  512-523.  doi:10.11743/ogg20190307
    摘要 ( 343 )   PDF (7998KB) ( 263 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    以济阳坳陷东营凹陷古近系泥页岩为研究对象,通过岩心观察、偏光显微镜、氩离子抛光-扫描电镜分析以及高压压汞、小角X射线散射等实验,表征泥页岩不同尺度储集空间类型及组合连通方式,结合孔隙度、含油饱和度等数据,明确其储油的孔径及孔隙度下限。综合热演化程度(Ro)、岩相发育特征、地层压力特征和储集空间发育特征(孔隙度和孔径)等因素,建立东营凹陷泥页岩储集空间发育分布模式,预测页岩有利储集相带。结果表明:①研究区泥页岩储层孔隙类型主要为粒间孔、有机质和粘土矿物收缩孔及碳酸盐晶间孔,且具有三级孔缝网络的连通形式;②粘土片间孔和碳酸盐晶间孔对总孔隙度的贡献率最高,平均可达50%~70%,其次为粘土收缩缝和构造张裂缝;③页岩油赋存的孔径下限、游离油赋存孔径下限以及游离油大量富集的孔径门槛值,分别为5、10和30 nm;④富有机质和富碳酸盐矿物的纹层状页岩在总孔隙度、孔隙连通率和有利于游离油赋存的孔隙所贡献的孔隙度等方面最好,可作为优势岩相类型;⑤泥页岩岩相类型、成岩阶段、地层压力与裂缝发育程度控制了储集空间的发育分布特征,也是页岩油甜点评价的重要因素;有利储集相带预测就是在储集分级评价方案的指导下,寻找富有机质纹层状页岩分布区、相对较高的热演化程度页岩发育区、裂缝发育区、高地层压力发育区等叠合区。
    准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油地质特征与聚集机理
    支东明, 唐勇, 杨智峰, 郭旭光, 郑孟林, 万敏, 黄立良
    2019, 40(3):  524-534.  doi:10.11743/ogg20190308
    摘要 ( 289 )   PDF (15213KB) ( 293 )  
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    综合利用岩心、测井、烃源岩热解、铸体薄片、场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜与高压压汞等分析测试的结果,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组陆相页岩油地质特征与聚集机理进行了研究。结果表明:吉木萨尔凹陷咸化湖盆型沉积地层富含有机质,是烃源岩层也是储层,页岩油藏具有“源储一体”的地质特征,存在粉砂岩类与泥岩类和白云岩类与泥岩类两类岩性组合类型。芦草沟组大面积整体含油、“甜点”富集且原油成熟度较低。页岩油赋存岩石的润湿性为亲油性,生烃增压是页岩油运聚的主要动力。微纳米孔喉、层理缝与构造裂缝形成页岩油的有利储集空间与渗流通道。页岩油整体为源内或近源聚集,并以游离态和吸附态赋存于芦草沟组“甜点”段与泥页岩层段中。
    吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层特征及含油性
    许琳, 常秋生, 杨成克, 陶亲娥, 王仕莉, 费李莹, 徐士陆
    2019, 40(3):  535-549.  doi:10.11743/ogg20190309
    摘要 ( 348 )   PDF (23024KB) ( 357 )  
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    在岩心观察和薄片鉴定的基础上,结合扫描电镜、物性与地球化学分析等资料,对吉木萨尔凹陷芦草沟组储层特征、控制因素及储层含油性进行了研究。分析认为芦草沟组形成于咸化湖盆的沉积环境,发育一套湖相暗色泥、粉细砂及碳酸盐的细粒混杂沉积,岩性主要为由粉细砂、泥及碳酸盐组成的混积岩,且粉细砂、泥及碳酸盐具呈薄层状富集的特征。储集空间类型以粒间溶孔与晶间微孔为主、剩余粒间孔次之、裂缝少量,影响芦草沟组页岩油储层发育的控制因素包括沉积相、岩性、有机碳含量和成岩作用等。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性对含油性有明显的控制作用,白云质岩中油膜发育;储层的润湿性以中性为主,部分达到亲油,场发射扫描电镜发现了“大孔亲油、含油,小孔亲水、含水”的储层微观润湿性特征,表明吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有良好的含油性,这为本地区页岩油的勘探与开发奠定了良好的基础。
    页岩油储层核磁有效孔隙度起算时间的确定——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层为例
    王伟, 赵延伟, 毛锐, 孙中春, 牟立伟
    2019, 40(3):  550-557.  doi:10.11743/ogg20190310
    摘要 ( 251 )   PDF (1656KB) ( 182 )  
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    准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层岩性细,孔喉结构复杂,常规测井评价方法难以准确计算有效孔隙度。为此,选取5种粘土类型共30块砂岩样品,分别测量了氦气孔隙度、不同状态下的核磁T2谱、粘土类型以及含量。通过对配套实验数据的分析,明确了粘土类型对储层核磁T2信号短横向弛豫分量的影响机制。在此基础上,结合实验测量结果以及不同类型粘土束缚水的核磁共振弛豫时间,利用迭代法实现了研究区页岩油储层有效孔隙度的准确计算,并确定起算核磁时间为1.7 ms。该方法的计算结果得到了岩心分析数据以及实际测井资料的验证,应用效果较好,为页岩油储层有效孔隙度评价提供了一种新的技术思路和解决办法。
    鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段页岩油勘探前景探讨
    李志明, 陶国亮, 黎茂稳, 钱门辉, 谢小敏, 蒋启贵, 刘鹏, 鲍云杰, 夏东领
    2019, 40(3):  558-570.  doi:10.11743/ogg20190311
    摘要 ( 266 )   PDF (16332KB) ( 177 )  
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    为探讨鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段(简称长73亚段)页岩油勘探前景,在对B-1井取心段岩心系统观察描述基础上,结合白光和荧光岩心图像扫描等资料,依据典型样品的热解、多温阶热释(解)和有机岩石学分析结果,系统评价了长73亚段典型岩性的含油性及其赋存形式。研究结果表明:长73亚段取心段主体是一套优质烃源层系,处于主生油窗早期阶段,黑色纹层状页岩、层状泥岩含油性好但以束缚油为主,油饱和指数OSI平均为45 mg/g (n=116),含油级别主要属中含油,不具页岩油潜力;灰褐色纹层状、薄层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层含油性好,并以游离油为主,有运移油贡献,主要赋存于微裂缝与碎屑矿物的粒间孔和粒缘缝中,油饱和指数OSI平均为200 mg/g (n=28),具有页岩油潜力。彬长区块伊陕斜坡范围区长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层是页岩勘探的有利层段,具有一定页岩油勘探前景。
    页岩油探井现场地质评价实验流程与技术进展
    蒋启贵, 黎茂稳, 钱门辉, 鲍云杰, 刘鹏, 陶国亮, 马晓潇, 李志明, 曹婷婷, 吴世强
    2019, 40(3):  571-582.  doi:10.11743/ogg20190312
    摘要 ( 183 )   PDF (3649KB) ( 183 )  
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    页岩油勘探钻完井过程中需要及时对页岩含油性及页岩油的可动性进行快速评价,而已有的现场评价技术主要适用于常规砂岩储层,难于满足页岩非均质性描述的需求,迫切需要建立针对性的实验技术序列。根据页岩油探井现场快速地质评价客观需求,结合实验仪器的客观技术指标,提出了现场实验项目、取样保存和实验技术流程,并开展了现场技术方法实验和应用研究,研制磁流体变密度岩石总体积测试装置,解决了易松散形变页岩难于取柱塞样而无法及时获取物性参数的难题,建立了无固定形状页岩物性分析技术;采用液氮冷冻密闭粉碎制样技术避免轻烃损失,岩石热解分析数据更为真实;优化现场测试项目之间以及现场和实验室分析项目之间的衔接,实验支撑更为高效。新技术在江汉盆地潜江组、济阳坳陷沙河街组和鄂尔多斯盆地延长组七段应用效果显著,为陆相页岩油勘探快速地质评价提供了科学依据。同时也需要指出,中国目前页岩油勘探现场实验技术还不完善,还没有相应的规范标准,下一步攻关方向应该是,在完善现场实验技术和应用技术的基础上,形成规范的方法技术体系,搭建页岩油勘探快速地质评价技术平台。
    页岩油吸附与游离定量评价模型及微观赋存机制
    李俊乾, 卢双舫, 张婕, 张鹏飞, 薛海涛
    2019, 40(3):  583-592.  doi:10.11743/ogg20190313
    摘要 ( 278 )   PDF (1722KB) ( 187 )  
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    页岩油的赋存状态影响其可动性及可采性。为了定量评价不同赋存状态页岩油含量(吸附量与游离量)及其比例,建立了一系列数学模型,初步形成了页岩油吸附与游离定量评价理论框架,可用于分析:①非饱和吸附状态(0<p/p0<1)下单组分烃的吸附量与游离量;②饱和吸附状态(p/p0 ≥ 1)下单组分烃和混合烃(残余油)的吸附量与游离量及其比例。模型综合考虑了页岩油微观赋存特征(吸附相与游离相密度、吸附相厚度)、页岩孔隙微观结构(形态、大小、孔体积、比表面积)以及页岩储层物性(孔隙度、含油饱和度、视密度)。基于模型并结合中国东部湖相页岩油靶区(以东营凹陷为例),初步揭示了页岩油微观赋存机制,认识到:①页岩油吸附量与游离量及其比例受多参数综合影响;②当孔径小于约50 nm时,孔隙大小对吸附油和游离油含量及其比例影响较为显著;当孔径大于约50 nm时,孔隙大小影响较弱,此时游离油量依赖于含油孔体积。
    渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油可动量评价
    陈方文, 赵红琴, 王淑萍, 卢双舫, 王民, 丁雪
    2019, 40(3):  593-601.  doi:10.11743/ogg20190314
    摘要 ( 225 )   PDF (1754KB) ( 121 )  
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    以渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油储层为例,对不同埋深层状和块状泥页岩储层岩心样品开展有机碳、热解和孔隙度等实验分析,结合研究层段测井曲线,弄清储层岩石压缩系数、原油压缩系数、地层水压缩系数和原始含油饱和度随深度的变化特征,确定块状和层状泥页岩储层最大天然可动油量随深度的变化特征。研究表明:除了在2 500 m未熟油阶段有一段高值区之外,沙一下亚段块状和层状泥页岩储层中弹性驱可动油量和溶解气驱可动油量均随深度增加而增大。块状储层弹性驱可动油率明显大于层状样品,其溶解气驱可动油率略小于层状储层。但单位体积块状泥页岩储层弹性驱可动油量、溶解气驱可动油量分别略小于和明显小于层状样品。块状和层状泥页岩储层弹性驱可动油量平均值分别为0.13×10-3 t/m3和0.14×10-3 t/m3,溶解气驱可动油量平均值分别为0.56×10-3 t/m3和1.27×10-3 t/m3
    开发工程
    页岩气井井筒完整性若干研究进展
    高德利, 刘奎
    2019, 40(3):  602-615.  doi:10.11743/ogg20190315
    摘要 ( 238 )   PDF (4598KB) ( 222 )  
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    在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题,主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果,总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入,认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中,压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注,并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的,通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系,对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性,还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果,对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。
    页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究
    苏建政, 李凤霞, 周彤
    2019, 40(3):  616-625.  doi:10.11743/ogg20190316
    摘要 ( 284 )   PDF (4350KB) ( 150 )  
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    目前超临界CO2压裂技术尚不成熟,裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO2压裂裂缝延伸规律及空间形态,基于位移间断边界元方法,通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO2压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验,初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO2压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明,由于超临界CO2的扩散性及良好的渗透能力,通过增加围岩孔隙压力,从而减少了地应力对裂缝扩展的约束,使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO2压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高,使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时,超临界CO2压裂裂缝断面复杂、不平整,裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。
    鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术
    慕立俊, 赵振峰, 李宪文, 张矿生, 唐梅荣, 杜现飞, 白晓虎
    2019, 40(3):  626-635.  doi:10.11743/ogg20190317
    摘要 ( 366 )   PDF (3468KB) ( 209 )  
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    鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富,而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响,常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层,水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功,单井产量突破10 t/d,但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题,资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度,从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手,瞄准优质储量裂缝最大化控制,综合岩性、物性、含油性和可压性评价,建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准;创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法;利用限流和架桥原理,集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性;采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂,实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践,形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式,2017~2018年共实施85口水平井,初期日产油达到16 t以上,12个月累产油达到4 850 t,较前期提高1 120 t,第一年递减率下降15%,预测单井产量可提高近1×104 t,盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实,采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径,该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。
    页岩油流动的储层条件和机理
    董明哲, 李亚军, 桑茜, 李晟, 李萌, 苏玉亮
    2019, 40(3):  636-644.  doi:10.11743/ogg20190318
    摘要 ( 400 )   PDF (1768KB) ( 230 )  
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    页岩油藏经过分段压裂水平井的储层改造,其高效开发和持续稳产与基质中页岩油的动用情况密切相关。虽然赋存原油的泥页岩储集孔隙尺寸小、渗透率极低,但如果砂岩-页岩互层的纹层结构发育,页岩油仍有望达到商业化开采所需的可动用储层条件。目前烃类流体在纹层状泥页岩储层中流动机理尚不明确,普遍应用于常规油藏级数值模拟的双重介质模型和等效介质模型无法反映烃类流体在纹层状页岩油储层中流动的微观复杂特征,所得的宏观渗流模拟结果是不可靠的。根据陆相页岩储层的特征,建立了宏观页岩油藏的储层概念模型,分析了纹层状页岩储层的流体流动机理;考虑纹层物性、流体粘度和裂缝间距等影响因素,模拟了弹性开采过程中页岩储层条件和裂缝分布对页岩油可动性的作用规律,验证了页岩油藏弹性开采过程中窜流机制的存在和砂岩纹层渗透率的重要性,证明了天然裂缝和压裂缝加强纹层间流体传递的重要作用。
    页岩油藏多重孔隙介质耦合流动数值模拟
    苏玉亮, 鲁明晶, 李萌, 张琪, 王文东, 董明哲
    2019, 40(3):  645-652,660.  doi:10.11743/ogg20190319
    摘要 ( 267 )   PDF (2364KB) ( 122 )  
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    页岩孔隙类型多样,微纳米尺度孔隙发育,借助分段压裂水平井技术能够实商业化开采。原油分子与孔隙壁面作用较甲烷分子更加复杂,目前页岩油在无机和有机纳米孔中的运移机制尚不清楚。准确模拟页岩油微观运移机制和多重孔隙介质间耦合流动对页岩油藏产能评价和生产预测具有重要意义。结合润湿特性,考虑液体吸附、速度滑移及物性变化等机制,引入复杂结构参数(迂曲度、孔隙度和有机孔含量),建立了微纳米多孔介质液体表观渗透率模型,研究了不同运移机制对微纳米多孔介质表观渗透率影响。在此基础上,建立了基质-天然裂缝-人工裂缝耦合的页岩油藏分段压裂水平井数学模型,利用有限元方法求解,进行产能影响因素分析。结果表明,孔隙半径小于10 nm时,微纳米孔隙速度滑移影响明显,而孔隙半径大于100 nm时,微观运移机制作用可以忽略;有机孔隙含量越小、裂缝条数越多则分段压裂水平井产能越大;最优的缝网模式为缝网无间距且不重叠。本研究的重点是丰富微纳米孔隙内油气运移理论,为页岩油藏开发模拟研究提供理论方法。
    页岩结构面特征及其对水力压裂的控制作用
    李晓, 赫建明, 尹超, 黄北秀, 李关访, 张召彬, 李丽慧
    2019, 40(3):  653-660.  doi:10.11743/ogg20190320
    摘要 ( 366 )   PDF (18105KB) ( 181 )  
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    页岩是沉积岩中的一种,具有十分明显的层理构造。探究页岩层理结构面对其水力压裂行为的影响,对页岩气的开采具有重要意义。通过对鄂尔多斯盆地南部延长组页岩不同尺度下(米级到十微米级)沉积结构特点的分析,结合不同层理倾角条件下的大尺寸页岩试样水力压裂试验,研究了页岩结构面(层理面)的特征及其对水力压裂过程和结果的控制作用。结果表明,米级、分米级、厘米级、毫米级和10微米级等不同研究尺度下的纹层平均厚度分别为2.26 m,2.09 dm,1.70 cm,1.48 mm和11.7μm,呈现出分形特征,且分形维数为1.06。页岩水力压裂行为受层理结构面影响显著,主要体现在压裂前后裂缝形态对比与破裂压力两个方面。层理倾角小于30°时,页岩试样压裂前后裂缝形态对比明显,新生裂缝较多,破裂压力较大,且随着层理倾角的增大急剧减小;大于45°时,压裂前后试样的裂缝形态几乎没有改变,破裂压力较小,且随着层理倾角的增大呈现小幅度的波动;整体上不同层理面角度下页岩的破裂压力呈斜“S”型变化。试验中的裂缝扩展,水压曲线以及破裂压力随层理倾角的不同均发生变化。
    准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价
    王小军, 梁利喜, 赵龙, 刘向君, 秦志军, 李玮
    2019, 40(3):  661-668.  doi:10.11743/ogg20190321
    摘要 ( 325 )   PDF (2344KB) ( 171 )  
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    页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点,在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价,实验测试与理论分析相结合,研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征;在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上,建立了可压裂性指数评价方法。结果表明:芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征,且层理、微裂缝等结构面发育,具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件;芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层,对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力,实现压裂改造有效体积的最大化;综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标,建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法;基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。
    致密储层体积压裂作用范围及裂缝分布模式——基于压裂后实际取心资料
    牛小兵, 冯胜斌, 尤源, 梁晓伟, 辛红刚, 淡卫东, 李廷艳, 任继胜
    2019, 40(3):  669-677.  doi:10.11743/ogg20190322
    摘要 ( 267 )   PDF (11629KB) ( 159 )  
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    体积压裂在地层中的有效作用范围和压裂缝特征是非常规油气勘探、开发非常关注的问题。本文依据长庆油田在鄂尔多斯盆地致密油试验区完钻的取心井岩心资料、测井资料和分析化验资料,对经大规模体积压裂后储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征,进而分析了致密储层体积压裂改造区人工裂缝发育特征,探讨了体积压裂的有效作用范围、压裂缝的空间分布等关键问题。观察结果表明,X233致密油试验区长7段体积压裂后油层段块状砂岩中发育长度0.13 m近垂直的张性微裂缝,邻近长度1.49 m油层见大量层理缝顺层或斜交延伸,油气外渗显著,为压裂改造后形成的人工缝。综合分析认为,长7段致密油层体积压裂后,由有限数量的主缝、压裂影响形成的大量微裂缝及受压裂影响延伸或扩展的层理缝共同构成了改造后储层的裂缝特征;现阶段技术条件下,体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限,微裂缝分布较广,油层剩余油饱和度依然很高,表明致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间。
    低成熟度页岩油加热改质热解动力学及地层渗透性
    王益维, 汪友平, 孟祥龙, 苏建政, 龙秋莲
    2019, 40(3):  678-684.  doi:10.11743/ogg20190323
    摘要 ( 241 )   PDF (1441KB) ( 121 )  
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    低成熟度页岩油加热改质是采用加热井对地层进行加热,将地层中滞留的重质烃转化为轻质烃,同时将尚未转化的固体有机质热解生成油气后采出。热解油气生成量预测及地层孔渗变化是页岩油改质开采研究的难点和挑战之一。利用页岩井下取心样品,采用黄金管实验装置,研究了页岩加热过程中的有机质热解规律及组分动力学,获得了烃类气体、轻质油及重质油的生成动力学参数。结果表明,在温度为280~500℃范围内,油的生成量先增后减,而气体量持续增加;低速升温条件下的转化率随温度变化曲线左移,热解温度变低。重质油、轻质油和气态烃的活化能分别为39~49,57~74和56~59 kcal/mol;动力学模型可预测任意时间的烃类生成量。应用三轴高温渗透率测试装置,获得了页岩从室温到高温(550℃)条件下的氮气测试渗透率动态变化规律。结果显示,页岩加热过程中的渗透性变化分为下降段、上升段和稳定段,在温度达到有机质热解温度后,基质及裂缝渗透率均出现明显改善,比初始渗透率提高1~2个数量级。热解油气生成量及渗透率变化可为低成熟度页岩油加热改质开采的产量预测提供依据。