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2021年 第42卷 第1期    刊出日期：2021-02-28

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2021年第42卷 第1期 中英文目录

2021, 42(1):  0-0. 

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油气地质

特提斯域板块构造约束下上扬子地区二叠系龙潭组页岩气的差异性赋存

何治亮, 聂海宽, 李双建, 刘光祥, 丁江辉, 边瑞康, 卢志远

2021, 42(1):  1-15.  doi:10.11743/ogg20210101

摘要 ( 516 )   HTML ( 44)   PDF (9939KB) ( 230 )  

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全球页岩气勘探开发在海相页岩中取得了巨大成功，在海-陆过渡相和陆相页岩中也进行了积极探索，但尚未形成商业开发局面。在分析华南地区二叠纪板块构造对原型盆地和富有机质页岩形成分布控制的基础上，研究了龙潭组岩相、地化、矿物组合、储层特征，通过与具有相似沉积背景且已进行商业开发的国内外典型页岩层系的对比，明确了龙潭组海-陆过渡相-海相页岩气赋存特征及资源前景。研究认为：①受秦岭洋和金沙江洋俯冲消减的拖拽作用和“峨眉地裂运动”等构造事件的影响，扬子台地内部和边缘分别发育了一系列的裂陷盆地，发生了强烈的构造-沉积分异作用，形成了一套陆相-海-陆过渡相-海相的沉积体系。②四川盆地龙潭组富有机质层段可以划分为泥页岩夹灰岩型、砂泥灰互层型、泥页岩夹煤层型3种类型，分别形成于深水陆棚、浅水陆棚、潮坪-潟湖环境。③川东北地区二叠系龙潭组页岩沉积时古水深大，沉积水体滞留严重，封闭性和还原性增强，是有机质富集的理想场所。该区不仅具有下三叠统膏盐岩优质区域盖层，而且具备良好的顶板（长兴组灰岩）和底板（茅口组灰岩）条件，保存条件总体较好。④川东北地区龙潭组泥页岩具有“高有机碳含量（TOC>2%）、高热演化程度（R_o>2%）、高孔隙度（Φ>5%）、高石英含量（>40%）、高含气量（解吸气含量>3 m³/t）、高压力系数（~1.5）”六高特征，具有良好的页岩气赋存条件和资源潜力。⑤四川盆地二叠系龙潭组与五峰组-龙马溪组、Barnett、Ohio、Antrim、New Albany等国内外典型海相页岩类似，具备形成规模性页岩气赋存的良好地质条件，有望在埋深相对较浅、硅质页岩厚度较大的川东北-川东地区率先获得战略性突破。

中国石化页岩气“十三五”发展成果与展望

蔡勋育, 赵培荣, 高波, 朱彤, 田玲珏, 孙川翔

2021, 42(1):  16-27.  doi:10.11743/ogg20210102

摘要 ( 582 )   HTML ( 35)   PDF (2305KB) ( 282 )  

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“十三五”期间，中国石化以大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全为己任，按照“加快开发志留系、攻关突破新类型、积极准备新区新层系”发展思路，加强勘探开发一体化、地质工程一体化，加大关键技术攻关，高效开发了北美以外最大的页岩气田——涪陵页岩气田，探明了中国首个深层页岩气田——威荣页岩气田，实现了中国首个常压页岩气田规模商业发现，落实了深层、常压5个千亿方资源规模新阵地，侏罗系陆相页岩油气、二叠系海相页岩气以及中扬子新区新层系勘探取得新发现。页岩气地质理论认识不断深化，深层页岩气富集机理、常压页岩气富集规律研究取得新认识，创新形成了海相页岩气提高采收率技术、3 800 m深层页岩气开发技术和常压页岩气低成本技术体系，助推页岩气储、产量快速增长，实现页岩气跨越式发展，持续引领中国页岩气发展。未来页岩气攻关方向将以四川盆地及周缘深层、常压、新区新层系为重点领域，加强不同类型页岩气富集机理、开发基础理论研究和关键技术攻关，在“十四五”期间形成涪陵万亿方规模大气田，深层、常压、新区新层系战略领域取得新突破，实现多类型页岩气商业发现和储、产量规模增长。

页岩含气量评价方法

张金川, 刘树根, 魏晓亮, 唐玄, 刘飏

2021, 42(1):  28-40.  doi:10.11743/ogg20210103

摘要 ( 630 )   HTML ( 30)   PDF (2110KB) ( 314 )  

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作为页岩气资源勘探评价的核心基础，含气量的评价一直作为关键研究内容而受到高度关注。页岩气的成藏和富集是一个动态地质过程，游离和吸附状态天然气的同时存在及比例变化，导致了页岩中天然气赋存状态的复杂性。页岩含气机理与煤层气差异较大，直接和间接成因的页岩气类型各具不同的页岩油气形成条件和含气特点。垂向上的页岩含气相关指征曲线变化特点，可提供更多的沉积、含气及保存等信息。页岩含气量的获得方法可划分为6种基本类型，归属于3个可信度梯度级别，其中的现场解析法是含气量获取方法中的重要方法。在现场解析的升温过程中，只有当岩心在加热至地层温度前见解吸气者，通过线性或多项式逆向回归法计算出来的损失气量才具有明确物理意义。页岩的含气量受页岩的生气能力和强度控制，损失气、解吸气及残余气分别与吸附气和游离气存在内在联系。页岩吸附含气量和总含气量是页岩含气量地质评价中的重要参数，页岩气中游离气的占比不仅能反映页岩中天然气的赋存状态，而且更指示了页岩气的可采性。同时满足总含气量和游吸比双高目标的评价对象，是页岩气的有利目标。含气量、游吸比及可采系数等含气结构参数的同时使用，有助于更准确地进行页岩气评价。机器学习和大数据分析等提高了数据处理工作效率，智能评价是页岩含气量评价研究未来发展的重要方向。

中国南方典型页岩孔隙特征差异及其控制因素

姜振学, 李鑫, 王幸蒙, 王国臻, 仇恒远, 朱德宇, 姜鸿阳

2021, 42(1):  41-53.  doi:10.11743/ogg20210104

摘要 ( 479 )   HTML ( 23)   PDF (22593KB) ( 165 )  

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深入分析不同沉积背景页岩储层物质基础、探究不同层系页岩储层发育主控因素是预测页岩气藏地质甜点的核心工作。中国南方海相页岩气已实现大规模商业开发，而海-陆过渡相和陆相页岩气勘探鲜有突破。选取川西南海相页岩、湘中海-陆过渡相页岩和川东北陆相页岩为研究对象，在沉积背景、地化特征、岩石学特征以及孔隙结构特征研究的基础上，通过对比多层系页岩储层特征，明确了不同层系页岩储集能力主控因素。研究表明：海相页岩发育Ⅰ型有机质具迁移和产孔能力，以有机质孔隙为主，优势岩相为富有机质硅质页岩，具有高孔体积（平均值0.026 cm³/g）和高比表面积（平均值28.99 m²/g）特征，有机质丰度是储集能力好坏的决定性因素；海-陆过渡相发育Ⅲ型有机质呈惰性，以粘土矿物孔隙为主，优势岩相为富含有机质泥质页岩，具有高孔体积（平均值0.023 cm³/g）和低比表面积（平均值6.33 m²/g）特征，合理的矿物组构匹配（硅泥比2/3）是储集能力好坏的决定性因素；陆相有机质显微组分混杂，以粘土矿物孔隙和有机质孔隙为主，优势岩相为富有机质泥质页岩和富有机质混合质页岩，孔体积（平均值0.017 cm³/g）和比表面积（平均值11.90 m²/g）适中，高腐泥质含量（大于60%）和合理的矿物组构匹配是储集能力优越的有利条件。不同沉积背景页岩物质基础在差异成岩改造作用下呈现出迥异的储集性能，勘探目标应依据特定页岩层系差别对待。

页岩气储层表征评价技术进展与思考

王濡岳, 胡宗全, 董立, 高波, 孙川翔, 杨滔, 王冠平, 尹帅

2021, 42(1):  54-65.  doi:10.11743/ogg20210105

摘要 ( 949 )   HTML ( 22)   PDF (30063KB) ( 1294 )  

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油气勘探理论与技术的进步使非常规油气勘探开发不断取得新的突破。复杂的微-纳米级孔隙体系与特殊的流体赋存方式是页岩有别于常规储层的显著特征，并对储层表征评价内容、方法与技术手段的针对性、准确性和适用性提出了更高要求。在充分调研国内外页岩气储层表征评价技术的基础上，重点介绍了页岩气储层岩相划分与预测、矿物组分、孔隙结构、可压裂性及多尺度/手段联合方法等储层表征评价技术进展。同时，提出未来发展趋势应聚焦于以下几个方面：①精度与针对性的进一步提高；②多技术、多尺度深度融合；③原地/原位条件储层评价；④储层动态监测评价；⑤大数据油气储层评价。最后，针对中国页岩气地质条件与勘探开发现状，提出未来页岩气储层表征技术与研究发展方向应重点聚焦于以下4个方面：①细粒沉积特征；②储层时空演化特征；③可压裂性评价；④储层评价技术的融合、引进与创新。

四川盆地及周缘志留系龙马溪组一段深层页岩储层特征及其成因

王红岩, 施振生, 孙莎莎, 张磊夫

2021, 42(1):  66-75.  doi:10.11743/ogg20210106

摘要 ( 455 )   HTML ( 23)   PDF (29903KB) ( 348 )  

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深层页岩储层是页岩气勘探开发的重要接替领域。针对四川盆地及周缘龙马溪组一段深层页岩，系统开展了X-衍射全岩（XRD）、总有机碳（TOC）、大薄片及氩离子抛光大片成像研究。结果表明，相对于浅层页岩，深层页岩储层具有高硅质和低TOC含量、低粉砂纹层含量、高孔隙度和更有效的孔隙网络特征。由浅层至深层，页岩硅质含量由30%增至62%。相应地，碳酸盐含量由32%降至14.3%，粘土矿物含量由33%降至7.8%，TOC含量由7.1%降至4.25%。深层页岩储层发育条带状粉砂纹理，与浅层页岩相比，其粉砂纹层含量减少、单层厚度减薄。黑色页岩发育有机孔、无机孔和微裂缝，由浅层至深层，页岩总面孔率由1.6%增至10.8%，有机孔和无机孔均明显增加，且微裂缝占比由1%增至12%。深层页岩储层有机孔、无机孔和微裂缝相互连通，形成有效的孔隙网络。深层高硅质含量、高孔隙度和更有效的孔隙网络与生物成因硅有关，低TOC含量与远离物源有关，低粉砂纹层含量与水深较大有关。生物成因硅在成岩过程中可形成大量有机孔、无机孔和微裂缝，且其可有效保存孔隙。有机质的生成受营养物质供给影响，远离物源区营养供给较少。粉砂纹层主要由碳酸盐矿物组成，深层不利于碳酸盐的形成。

压实对页岩有机质孔隙发育控制作用——以四川盆地东南地区及周缘下古生界为例

陈前, 闫相宾, 刘超英, 魏晓亮, 程喆, 秦伟军, 洪太元

2021, 42(1):  76-85.  doi:10.11743/ogg20210107

摘要 ( 377 )   HTML ( 11)   PDF (17704KB) ( 164 )  

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有机质孔隙是页岩储层中的重要储集空间，目前相关研究主要集中在孔隙的成因与描述上，而对地质条件下有机质孔隙所经历的次生压实改造关注较少。基于扫描电镜、孔隙定量统计和气体吸附技术，对川东南地区及周缘下古生界黑色页岩有机质孔隙的压实改造特点开展了研究。结果显示，有机质孔隙的变形与定向性排列为常见现象，其特征与有机质的赋存状态有关。顺层有机质中孔隙被压实破坏的现象最为普遍，充填有机质中的孔隙则局部被挤压发生形变，矿物集合体有机质孔隙的形变则主要与粘土矿物有关。除有机质赋存状态外，有机质孔隙被压实破坏的影响作用还受控于微观矿物格架的保护、由有机质含量所决定的岩石塑性以及有机质孔隙本身的大小。

复杂构造区页岩气富集特征—以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

卢志远, 何治亮, 余川, 叶欣, 李东晖, 杜伟, 聂海宽

2021, 42(1):  86-97.  doi:10.11743/ogg20210108

摘要 ( 376 )   HTML ( 15)   PDF (20801KB) ( 169 )  

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川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区，尽管已有多口井获得高产页岩气试气产量，但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低，导致该区尚未获得商业开发。为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征，预测有利目标区，通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段，对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。研究结果表明：川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种，其中优质页岩为WF2-LM4笔石带的硅质页岩，厚度介于6~10 m。储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝，靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育，反映了较差的页岩气保存条件。与涪陵页岩气田的对比分析表明，丁山地区五峰组-龙马溪组WF2-LM4笔石带硅质页岩厚度较薄，在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅，页岩气藏压力系数低，为浅层常压页岩气藏；向盆内方向压力系数增加，埋深较大，属于深层超压页岩气藏。建议在川东南地区WF2-LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。

页岩岩相组合划分标准及其对缝网形成的影响——以四川盆地志留系龙马溪组页岩为例

沈骋, 任岚, 赵金洲, 陈铭培

2021, 42(1):  98-106, 123.  doi:10.11743/ogg20210109

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页岩气储层需通过水力压裂实现经济产能，但不同页岩岩相组合类型具有不同的压裂改造效果。综合考虑矿物组分、储层物性、层理缝和层理对缝网形成的影响，结合露头、岩心发育特征和压裂改造特征，以四川盆地志留系龙马溪组页岩为研究对象，建立了Ⅰ型(FA1)、Ⅱ型(FA2)、Ⅲ型(FA3)和Ⅳ型(FA4)共4类页岩相组合划分标准。研究表明，FA1受明显成岩改造，胶结充填裂缝极为发育，压裂前期可优先激活形成缝网，但易发生压裂施工异常，导致裂缝扩展受限；FA2受沉积作用控制明显，易形成优势储集层与优势可压裂层的高密度交互；FA3和FA4受陆源物质影响较大，被改造能力较差，对缝网形成的促进作用不明显。总体上，FA1与FA2岩相组合是压裂施工的甜点。研究成果对储层压裂改造选井选层和压裂方案设计具有理论支撑和现场指导意义。

鄂西宜昌地区下古生界五峰组-龙马溪组页岩气储层发育特征与勘探潜力

蔡全升, 陈孝红, 张国涛, 张保民, 韩京, 陈琳, 李培军, 李炎桂

2021, 42(1):  107-123.  doi:10.11743/ogg20210110

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近年来，鄂西宜昌地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气勘探取得了一系列重要发现和突破。为进一步明确该区五峰组-龙马溪组页岩气勘探潜力，文章在前人研究的基础上，利用钻井及野外露头资料，结合地震、测井和分析测试数据，对宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩气储层发育特征、优质储层分布及勘探潜力等进行了深入研究。结果表明，宜昌地区五峰组-龙马溪组下部黑色富有机质页岩储层岩石类型丰富，普遍具有高硅(石英平均含量>50%)、高碳(TOC平均为2.47%)、高成熟度(R_o普遍大于2%)、低孔(普遍低于5%)和特低渗(平均为0.19×10^-3 μm²)特征，储层含气性较好，平均含气量超过2.0 m³/t。优质储层主要集中在五峰组和龙马溪组黑色页岩下部，对应于凯迪阶WF2-WF3笔石带和鲁丹阶LM2-LM3笔石带，厚度约11 m，与四川焦石坝和长宁地区相比，该区优质储层厚度偏薄。最后通过保存条件和经济性评价分析，认为鄂西宜昌东部斜坡区五峰组-龙马溪组页岩气保存条件相对较好，埋藏较浅，地质资源量超过1 200×10⁸ m³，具有良好的勘探潜力。

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段陆相页岩油气地质特征及成藏控制因素

孙莎莎, 董大忠, 李育聪, 王红岩, 施振生, 黄世伟, 昌燕, 拜文华

2021, 42(1):  124-135.  doi:10.11743/ogg20210111

摘要 ( 578 )   HTML ( 18)   PDF (11701KB) ( 211 )  

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四川盆地侏罗系陆相油气勘探过去主要聚焦在构造-裂缝型常规油气和介壳灰岩及砂岩致密油气上，为实现侏罗系油气重大新突破，思路需要向页岩油气转变。在分析自流井组大安寨段陆相页岩油气的分布、生烃、物性和保存等地质特征基础上，认为大安寨段具备形成大规模页岩油气成藏地质特征，提出3项成藏控制因素。大安寨段二亚段暗色页岩作为页岩油气的供烃源岩，油气显示丰富，页岩厚度在20~80 m，整体分布面积广、厚度大、连续稳定，孔缝发育、物性好，处于中-高成熟热演化阶段，有区域性致密顶底板灰岩封闭的超压页岩油气藏。半深湖-深湖亚相、致密灰岩顶底板与高孔隙储层、中-高成熟热演化阶段这3项因素共同控制自流井组大安寨段页岩油气的生成、储集和富集。

四川盆地东北部下侏罗统自流井组陆相页岩储层孔隙特征及形成控制因素

刘忠宝, 胡宗全, 刘光祥, 刘珠江, 刘晧天, 郝景宇, 王鹏威, 李鹏

2021, 42(1):  136-145.  doi:10.11743/ogg20210112

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为查明川东北自流井组陆相富有机质页岩储层孔隙发育特点及形成机理，采用岩石薄片、全岩X-衍射、有机岩石学、高压压汞-吸附联合测定、氩离子抛光-扫描电镜及物性测试等多种技术方法，开展了川东北地区自流井组陆相页岩储层孔隙结构、类型及储集性能研究，并探讨了主要孔隙类型的形成控制因素。研究结果表明：川东涪陵地区东岳庙段和川北元坝地区大安寨段页岩平均孔隙度均大于4%，储集性能较好，页岩孔隙类型主要以无机矿物质孔为主，其次为有机质孔，局部发育微裂缝，无机矿物质孔对孔隙度的贡献最大。页岩粘土矿物含量及压实作用的强弱控制了无机矿物质孔的发育程度，有机质组分类型是控制有机质孔发育与否的关键因素，表现为固体沥青内普遍发育有机质孔，而大多数镜质体内基本不发育有机质孔。川东涪陵地区东岳庙段与大安寨段、川北元坝地区大安寨段无机矿物质孔与有机质孔均有发育，而川北元坝地区东岳庙段仅发育无机矿物质孔，有机质孔基本不发育。

四川盆地东南缘二叠系茅口组一段页岩气藏地质特征及富集模式

张培先, 何希鹏, 高全芳, 高玉巧, 孙斌, 蔡潇, 何贵松, 张志萍, 刘娜娜

2021, 42(1):  146-157.  doi:10.11743/ogg20210113

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四川盆地东南缘(川东南)二叠系茅口组一段(茅一段)认识程度较低，以野外露头和钻井岩心等为基础，利用矿物岩石学、地球化学、普通薄片和氩离子抛光扫描电镜等实验分析资料，结合测井和地震属性预测技术，开展沉积相、烃源岩、储层物性及储集类型等研究，明确了茅一段页岩气地质特征及成藏富集模式。主要得到3点认识：①茅一段处于碳酸盐岩台地较深水外缓坡相，主要发育深灰色-灰黑色炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩4种岩性，炭质泥岩和灰质泥岩具有较高TOC(0.5%~5.1%)，适中的热演化程度(R_o2.0%~2.3%)，具备良好的烃源基础，为新类型非典型性页岩气；②茅一段发育有机质孔、溶蚀孔、粒缘缝和收缩缝等储集空间类型，形成“孔-缝-网”储集复合体，其中炭质泥岩和灰质泥岩主要发育有机质孔、粘土矿物收缩缝和层理缝，泥质灰岩和生屑灰岩主要发育溶蚀孔、粒缘缝、收缩缝和高角度缝；③茅一段页岩气具有“源储一体、连片分布、构造-裂缝双重控藏”的成藏富集模式，研究区茅一段连续分布面积超过7 000 km²，地质资源量超5 000×10⁸ m³，页岩气资源潜力大。研究成果对提高川东南地区新类型页岩气地质认识，指导页岩气勘探具有重要意义。

皖南地区上二叠统大隆组页岩沉积环境与有机质富集机理

丁江辉, 张金川, 石刚, 申宝剑, 唐玄, 杨振恒, 李兴起, 李楚雄

2021, 42(1):  158-172.  doi:10.11743/ogg20210114

摘要 ( 335 )   HTML ( 11)   PDF (3326KB) ( 114 )  

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皖南地区上二叠统大隆组富有机质页岩不仅是中国下扬子区重要的烃源岩，也是目前中国页岩气勘探的重要层位之一。为研究其沉积环境与有机质富集机理，对港地1井进行系统取样，开展了有机地球化学测试和元素地球化学分析等工作。结果表明：皖南地区大隆组页岩沉积时期处于暖湿型气候，具有高的生物生产力和沉积速率，早-中期伴随着区域性海平面上升，沉积水体加深且滞留程度增强，整体处于贫氧-厌氧环境；到了晚期区域性海平面下降，水体变浅且滞留程度减弱，整体处于氧化环境，且在二叠纪末期伴随有明显的火山热液活动。大隆组富有机质页岩的形成，不是由单一因素所决定，而是由古气候、水体氧化还原性质、生物生产力、沉积速率等多个要素相互配置与耦合的结果。皖南地区大隆组早-中期区域性海平面上升把深水的营养物质带到浅海的透光带，促进表层水体微生物大量繁殖，产生了高的生物生产力，且贫氧-厌氧的水体环境有利于有机质保存，形成了偏还原条件下的有机质富集模式；大隆组晚期沉积水体整体处于氧化状态，虽然含氧水体不利于有机质保存，但二叠纪末期大规模的火山热液活动蕴含了丰富的营养物质，促进生物大量繁殖，这样一方面可以形成高的生物生产力，另一方面生物的呼吸也可以加剧水体中氧的消耗，而且高的沉积速率也可以缩短有机质在水体中被氧化分解的时间，使得有机质快速埋藏和保存，形成了偏氧化条件下的有机质富集模式。

富有机质页岩-水蒸气吸附热力学与动力学特性——以鄂尔多斯盆地二叠系山西组页岩为例

党伟, 张金川, 王凤琴, 李沛, 单长安, 王睿婧

2021, 42(1):  173-185.  doi:10.11743/ogg20210115

摘要 ( 395 )   HTML ( 9)   PDF (3739KB) ( 126 )  

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吸附是页岩储层原生水赋存、外来水滞留的关键机理之一，而明确水在富有机质页岩中的吸附特性则对于进一步探讨页岩储层微观气水分布、深化页岩气富集成藏机理以及提高页岩气采收率等地质和工程问题具有重要的理论和实践意义。采用实验测试（页岩-水蒸气等温吸附）和理论模型（7种吸附热力学模型和4种吸附动力学模型）相结合的研究方法，对页岩-水蒸气吸附特性展开基础理论研究。结果表明：页岩-水蒸气吸/脱附等温线为典型的Ⅱ型曲线且吸/脱附滞后环一直延伸至极低相对压力区，而这与粘土矿物层间水难以脱出有关；GAB与Dent模型是描述页岩-水蒸气等温吸附曲线的最佳模型，反映水分子从单分子层吸附到多分子层吸附再到毛细凝聚的物理过程且存在两级吸附点位。当p/p₀ < 0.1，水分子主要吸附在基质孔隙表面的一级吸附点位上，形成单分子层吸附。随着相对压力继续增加（0.1 < p/p₀ < 0.8），一级吸附点位开始逐渐吸附饱和，而水分子在二级吸附点位上的吸附量开始迅速增加，形成多分子层吸附。当p/p₀>0.8，一级吸附点位已基本达到饱和，而二级吸附点位对水分子吸附的贡献则继续增加，出现毛细凝聚现象；此外，页岩-水蒸气吸附的吉布斯自由能变、焓变以及熵变均为负值，表明吸附是一个自发、放热、熵减的过程；双一阶动力学模型是描述页岩-水蒸气吸附动力学过程的最佳理论模型，表明页岩-水蒸气吸附过程可划分为初期外扩散主导的表面吸附和后期内扩散所主导的孔隙吸附，并且内扩散是控制水蒸气吸附的速率控制步骤。

构造变形作用下页岩孔裂隙结构演化特征及其模式——以四川盆地及其周缘下古生界海相页岩为例

朱洪建, 琚宜文, 孙岩, 黄骋, 冯宏业, AliRaza, 余坤, 乔鹏, 肖蕾

2021, 42(1):  186-200, 240.  doi:10.11743/ogg20210116

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构造应力能够使页岩发生变形或破坏，从而不同程度地影响页岩的宏微观结构。采用川东南下志留统龙马溪组和川东北下寒武统鲁家坪组海相页岩样品，运用聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）、气体吸附和压汞法等手段，分析了构造类型和变形机制对页岩孔裂隙结构的改造和控制作用。结果表明：单斜岩层页岩中以有机质孔隙结构为主，而褶皱或断层等强烈构造部位页岩矿物粒间孔、溶蚀孔和裂隙结构占主导；相对于单斜岩层页岩，褶皱部位页岩的微孔略占优势，而断层部位页岩的大孔占绝对优势；不同构造类型页岩孔裂隙结构特征的差异与局部构造应力分布的不均一性相关；脆性变形页岩以发育微米级孔隙和裂隙结构为主，有利于页岩气的运移和聚集；韧性变形页岩以发育纳米级孔隙结构为主，有利于页岩气的吸附和赋存；总孔体积随脆性变形作用的增强而增加，随韧性变形作用的增强而减少；孔隙总比表面积与脆性变形作用的相关性不明显，而随韧性变形作用的增强而增加。在此基础上，探讨了构造变形过程中页岩孔裂隙结构的控制因素和演化模式，认为构造应力对页岩孔裂隙结构的影响首先体现在对页岩组分的改造，进而控制孔裂隙结构的演化，最终制约着页岩气的微观赋存和运移。

火山灰对富有机质页岩形成的影响——以西西伯利亚盆地中生界巴热诺夫组为例

梁新平, 金之钧, 刘全有, ShpilmanAlexander, 李鹏, MorozovVladimir, UspenskyBoris

2021, 42(1):  201-211.  doi:10.11743/ogg20210117

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西西伯利亚盆地上侏罗统-下白垩统巴热诺夫组硅质-钙质富有机质泥页岩总有机碳（TOC）含量高且有机质成熟度适中，是俄罗斯目前页岩油的勘探首选目的层系。近年研究表明，该套富有机质页岩层段发育数套厘米-毫米级的火山灰夹层，具黄色荧光，岩心薄片见大量沸石等火山灰蚀变矿物，使该区火山灰与富有机质形成的相互关系引起关注。以该盆地的巴热诺夫组为例，介绍了火山灰对该区富有机质页岩形成的影响。巴热诺夫组的地质-地球化学分析表明，在火山灰发育同期沉积的富有机质层段中不仅硅、磷等营养元素含量高，而且钡、锰、钼、铀等藻类繁殖催化元素含量也高，推测火山灰携带物质促进了巴热诺夫页岩沉积时期古生物的大量繁殖甚至爆发，为富有机质的形成奠定了物质基础；同时，在火山灰发育层段之上的富有机质泥页岩中大量发育草莓状黄铁矿，且呈层状分布，Co/Ni比值小于1，S/Fe比值偏高，指示火山灰喷发之后形成缺氧的强还原环境，有利于泥页岩中有机质的保存；火山灰发育井区TOC含量高（多>7%），有机质成熟度与邻近火山灰不发育区相比偏高（R_o=0.7%~1.1%），生烃潜力高且已达到生油高峰，推测可能火山灰携带的钼、镍等元素促进了热催化生油阶段干酪根的成烃演化；火山灰发育的富有机质页岩层段常见藻类纹层与碳酸盐岩纹层互层，多见层间孔缝，利于页岩油气的运移。因此，火山灰与巴热诺夫组富有机质页岩的形成具有一定的内在联系，火山灰不仅能够提高沉积时期的古生产力和保存条件，促进有机质的成烃演化，而且利于形成富有机质交互纹层，易于后期压裂开发。

油气开发

四川盆地东部复兴地区侏罗系自流井组东岳庙段陆相页岩凝析气藏地质特征及勘探开发前景

舒志国, 周林, 李雄, 刘皓天, 曾勇, 谢洪光, 姚明君, 王艳春

2021, 42(1):  212-223.  doi:10.11743/ogg20210118

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日前，中国石化江汉油田分公司在川东复兴地区部署实施的涪页10HF井测试日产气5.58×10⁴ m³，日产油17.6m³，取得了该区东岳庙段陆相页岩气勘探的重大突破。为了有效指导该区陆相页岩气的勘探开发，同时为四川盆地和国内外其他地区陆相页岩油气的勘探开发提供参考，基于岩心、钻井、测录井和分析化验资料的综合分析，对复兴地区东岳庙段陆相页岩凝析气藏的地质特征进行了研究，结合页岩品质、资源规模、保存条件、地表条件、压裂改造以及试气试采技术等方面分析了复兴地区东岳庙段陆相页岩气的勘探开发前景。综合研究认为：东岳庙段陆相页岩原生品质好，资源规模大，具有形成大型页岩气藏的物质基础；复兴地区为低山和丘陵地貌，东岳庙段埋深适中、地层平缓且断裂不发育，具备开展大规模页岩气开发的有利条件；东岳庙段粘土矿物含量高和可压性较差，“高密布缝体积改造”的压裂工艺技术已基本实现对东岳庙段陆相页岩的有效改造；东岳庙段为高压力系数的页岩凝析气藏，油、气产出规律不清，合理高效的开发方式仍需要持续开展探索。

渝东南构造复杂区常压页岩气生产特征及开发技术政策

何希鹏, 卢比, 何贵松, 任建华, 王伟, 陈祖华, 高玉巧, 房大志

2021, 42(1):  224-240.  doi:10.11743/ogg20210119

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针对渝东南构造复杂区常压页岩气压力系数低、吸附气占比高、地应力复杂及压裂形成复杂缝网难度大等地质特点，在60余口页岩气水平井钻探成果和生产特征分析基础上，总结了常压页岩气生产规律，划分了生产阶段，明确了产能主控因素，提出了开发技术政策。结果表明：常压页岩气生产具有初期以排液为主，产气量较低，随着返排率增大，产气量不断增大，后期产量逐渐稳定，产量递减慢，单位压降产气量较高，单井可采储量较小的特点。可划分为纯液、过渡、稳定生产和低压排采等4个阶段，不同阶段生产特征受地层压力系数影响明显：压力系数越高，纯液生产时间越短，见气返排率降低；在过渡阶段，返排率越低，气液平衡时间越长；在稳定生产阶段，产气能力越强，单位压降产量和单井可采储量越高。产能主要受地层压力系数和有效改造体积控制，其中有效改造体积主要受控于最优靶窗钻遇率、水平段长、水平段方位以及压裂改造规模等，压力系数越高，最优靶窗钻遇率越高，水平段长越长，压裂改造规模越大，越利于提高单井产量和最终经济可采储量。在上述认识基础上，提出了渝东南构造复杂区页岩气开发技术优化政策和配套的压裂工艺参数，以指导常压页岩气效益开发。

四川盆地涪陵页岩气田江东区块下古生界深层页岩气勘探开发实践与启示

陆亚秋, 梁榜, 王超, 刘超, 吉靖

2021, 42(1):  241-250.  doi:10.11743/ogg20210120

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目前埋深大于3 500 m的深层页岩气已逐渐成为中国页岩气勘探开发的重要接替领域，开发过程主要面临地层压力增大、储集物性变差、压裂改造形成复杂缝网困难等问题，开发选区及井位优化部署难度大。江东区块是四川盆地涪陵页岩气田二期产能建设的主要区块，埋深大于3 500 m的深层页岩气面积为57.8 km²，约占区块面积的1/2，目的层为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组①—⑤小层优质页岩，是一套富碳、富硅、富页理和富黄铁矿的黑色页岩。采用深层页岩气开发评价选区指标体系及水平井井位优化评价技术研究结果表明，影响深层页岩气井开发效果的主要地质因素包括地层埋深、地应力、裂缝发育特征及页岩地层倾角。深层页岩气水平井与最小主应力夹角不超过40°，A与B靶点高差尽量小于300 m。通过江东区块深层页岩气勘探开发实践，单井获得较高的测试产量和可采储量，勘探开发效果较好，研究成果对四川盆地深层页岩气开发具有重要借鉴意义。

综合报道

世界致密油产量发展趋势

2021, 42(1):  251-251. 

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