Please wait a minute...

当期目录

    2023年 第44卷 第6期    刊出日期:2023-12-01
    目录
    2023年第44卷 第6期 封面+目录
    2023, 44(6):  0. 
    摘要 ( 73 )   PDF (15266KB) ( 60 )  
    相关文章 | 多维度评价
    油气地质
    陆相页岩油富集机理探讨
    郭旭升, 马晓潇, 黎茂稳, 钱门辉, 胡宗全
    2023, 44(6):  1333-1349.  doi:10.11743/ogg20230601
    摘要 ( 294 )   HTML ( 29)   PDF (4379KB) ( 531 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    通过对中国陆相湖盆富有机质页岩形成的构造和沉积环境分析,明确不同湖盆类型陆相优质烃源岩发育条件存在巨大差异性,淡水湖盆形成的泥页岩层系以长英质-黏土质页岩为主要岩相,松辽盆地上白垩统青一段和鄂尔多斯盆地三叠系长7段为典型代表;而咸水湖盆陆相页岩以富碳酸盐-蒸发岩类岩相为主,济阳坳陷古近系沙河街组是典型的实例。中国陆相页岩层系具有互层/夹层、混积页岩和黏土质页岩等3种主要岩相组合类型,它们控制了陆相富有机质泥页岩的源-储耦合特征、烃类差异演化和流体性质多样性。互层/夹层型页岩源-储分离、近源运移;混积页岩宏观上源-储一体,微观上源-储分离;黏土质页岩源-储一体,整体含油。多重证据揭示,无机孔是中-低成熟陆相页岩油最有利的储集空间类型,它们与多类型、多级次微裂缝耦合形成有效的孔缝网络系统,自封闭作用有利于页岩油气原位或近源保存。在典型盆地陆相页岩层系对比分析的基础上,提出良好的源-储耦合关系、适宜的热演化程度和自封闭性是陆相页岩油富集的主控因素,初步建立了中国陆相页岩油差异富集模式。断陷湖盆陆相页岩油勘探应重视缓坡带中-低成熟纹层状页岩和深洼区中-高成熟富黏土质页岩层系,而互层/夹层型和中-高成熟黏土质页岩是坳陷湖盆陆相页岩油突破的关键。

    松辽盆地古龙页岩纳米孔缝形成机制与页岩油富集特征
    孙龙德, 王小军, 冯子辉, 邵红梅, 曾花森, 高波, 江航
    2023, 44(6):  1350-1365.  doi:10.11743/ogg20230602
    摘要 ( 138 )   HTML ( 11)   PDF (9306KB) ( 252 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    松辽盆地白垩系古龙页岩油储集层为富有机质、高黏土的陆相页岩,夹少量薄层的钙质砂岩和白云岩,其孔缝体系和页岩油富集规律研究还比较薄弱。基于松辽盆地古龙页岩氩离子抛光-场发射扫描电镜、能谱分析、高压压汞、低温氮气吸附、荧光薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物分析、地球化学等实验分析数据,研究了古龙页岩有机-无机孔缝体系及其与页岩油富集的关系。结果表明:①古龙页岩发育基质孔和微裂缝构成的双孔介质储集体系,基质孔为页岩油提供富集空间,微裂缝为页岩油提供储集空间和渗流通道;②受矿物演化、有机质生烃和原油裂解转化等多因素控制,古龙页岩在不同演化阶段发育不同的孔缝组合,其中在成熟演化阶段主要发育微米级溶蚀孔和有机黏土复合孔缝,高成熟演化阶段主要发育纳米级有机黏土复合孔缝和页理缝;③古龙页岩油的富集与孔缝组合演化具有耦合关系,低成熟演化阶段页岩油主要富集于无机粒间孔和晶间孔中,成熟演化阶段页岩油主要富集于溶蚀孔和有机黏土复合孔缝内,油质较重,高成熟演化阶段页岩油主要富集于有机黏土复合孔缝和页理缝中,油质变轻。

    渤海海域页岩油资源潜力
    米立军, 徐建永, 李威
    2023, 44(6):  1366-1377.  doi:10.11743/ogg20230603
    摘要 ( 120 )   HTML ( 10)   PDF (4799KB) ( 215 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    渤海海域古近系沙河街组和东营组页岩油资源丰富,但勘探程度低,对页岩油资源的潜力评价和资源禀赋差异缺少系统研究,制约了勘探部署和有利区优选。基于渤海海域勘探开发实际情况,综合烃源岩地球化学实验及全岩矿物分析等,明确了渤海海域页岩油的资源潜力并指明了有利勘探方向。研究结果表明:①渤海海域5个富烃凹陷普遍发育优质烃源岩,成熟度适中,有利于形成页岩油。页岩油划分为分散资源、低效资源和富集资源等3类资源,各凹陷富集资源评价显示具有共同特征,总有机碳含量(TOC)>1.8 %,热解游离烃量(S1)>2.0 mg/g。②渤海海域5个富烃凹陷页岩油富集段均有分布,其中黄河口凹陷和渤中凹陷发育2个不同深度范围的页岩油富集段,且黄河口凹陷页岩油富集段埋深较浅,分布在2 800 m左右,辽中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷页岩油富集段埋深分布在2 800~3 200 m。③渤海海域沙(沙河街组)三段、沙一段和东(东营组)三段页岩油有利区面积均超10 000 km2, 5个富烃凹陷页岩油资源潜力总计超150×108 t,中-高成熟页岩油资源潜力总计超66×108 t,其中黄河口凹陷和辽中凹陷有机质丰度高、类型好,富集页岩油深度浅、资源潜力大,是现阶段最有利的勘探区域。

    四川盆地不同类型页岩气压裂难点和对策
    王光付, 李凤霞, 王海波, 周彤, 张亚雄, 王濡岳, 李宁, 陈昱辛, 熊晓菲
    2023, 44(6):  1378-1392.  doi:10.11743/ogg20230604
    摘要 ( 98 )   HTML ( 5)   PDF (5491KB) ( 161 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富,但由于沉积类型多样、构造复杂,页岩气井压裂测试产量差异大,部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性,迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发,通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征,依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统,划分出6种类型页岩气:海相中-浅层(深度<3 500 m)超压页岩气、海相深层(深度>3 500 m)超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现:①天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并,优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态,增大改造体积;②夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置,提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量,有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑;③高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入,优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策,并应用于丁山复杂构造应力场的深层高压页岩气、林滩场深层常压页岩气、井研-犍为海相碎屑岩新类型页岩气、普光大隆组海-陆过渡相和千佛崖组湖相页岩气开发,提高单井产能显著,为不同复杂类型页岩气高效压裂和效益开发提供经验和借鉴。

    陆相页岩及其夹层储集特征对比与差异演化模式
    胡宗全, 王濡岳, 路菁, 冯动军, 刘粤蛟, 申宝剑, 刘忠宝, 王冠平, 何建华
    2023, 44(6):  1393-1404.  doi:10.11743/ogg20230605
    摘要 ( 187 )   HTML ( 6)   PDF (4277KB) ( 772 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    不同于海相页岩,中国陆相页岩层系源-储配置与耦合关系复杂,页岩与夹层储集特征差异显著,明确其演化规律对陆相页岩油气的勘探具有重要指导意义。利用矿物组分、有机地球化学和物性资料,结合岩心、薄片、扫描电镜观察分析,对处于不同热演化程度的鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地侏罗系自流井组和松辽盆地白垩系营城组陆相页岩开展系统研究。通过分析页岩层系内页岩与夹层的储集空间类型与物性特征,探讨成岩-生烃协同作用下页岩与夹层孔隙形成演化过程,建立了陆相页岩和夹层孔隙的差异演化模式。结果表明:①中国陆相页岩岩相类型多样,以混合质、黏土质和粉砂质页岩为主,并常与碳酸盐岩、砂岩及凝灰岩等夹层频繁互层,岩相组合类型复杂。页岩储集空间以无机孔为主,有机孔次之,局部发育微裂缝。夹层储集空间以残余粒间(溶)孔、粒内(溶)孔和微裂缝等无机孔缝为主。②陆相页岩及夹层孔隙演化受成岩-生烃作用共同控制,页岩黏土矿物含量高、抗压实能力弱、生烃之前无机孔隙快速减少。进入生油窗后,页岩有机孔、黏土粒间/晶间孔、溶蚀孔和微裂缝发育程度逐渐增加。晚成岩阶段之前,以生油高峰为界,页岩孔隙度具有先降后升的变化规律。夹层则在压实和胶结等作用下逐渐致密,储集性逐渐变差。③延长组处于生油期,有机孔发育程度低,页岩储集条件差,砂岩夹层页岩油富集条件更优;自流井组处于成熟-高熟阶段,油、气共存,页岩有机、无机孔隙均较为发育,页岩储集条件更优,夹层主要为次要储层或隔层;营城组已进入高熟-过熟阶段,最利于页岩气和有机孔的形成,页岩储集条件最优。

    渤海湾盆地济阳坳陷高产页岩油井BYP5页岩地质特征
    刘惠民, 李政, 包友书, 张守春, 王伟庆, 吴连波, 王勇, 朱日房, 方正伟, 张顺, 刘鹏, 王敏
    2023, 44(6):  1405-1417.  doi:10.11743/ogg20230606
    摘要 ( 108 )   HTML ( 8)   PDF (7497KB) ( 175 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    济阳坳陷高产页岩油井BYP5古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)页岩为高成熟、富碳酸盐页岩典型代表,研究其地质特征对相似页岩勘探具有借鉴意义。从矿物组成、薄层结构、生烃条件、烃类流体性质、储集空间特征等方面剖析了该页岩基本特点。基于地化参数异常分析了页岩油微运移调整、富集机制,确定了页岩油可动的油饱和度指数(OSI)、总有机碳含量(TOC)及孔隙度下限。研究了有利于页岩油高产的地质条件。研究表明:BYP5井沙三下亚段页岩以碳酸盐质页岩为主,具有明显的薄层结构特征,薄层类型主要包括泥质薄层和泥晶方解石薄层。TOC为0.58 %~7.98 %,平均4.52 %,以Ⅰ型有机质为主,处于生轻质油-凝析气阶段。孔隙度为2.2 %~6.9 %,平均3.22 %,储集空间包括基质孔、层间缝以及穿层缝,其中基质孔是主要储集空间类型。可动页岩油的OSI下限值低于50 mg/g,TOC下限值为1 %,孔隙度下限为2.2 %。利于高产的地质条件是:①较高的有机质丰度和生烃潜力,为石油富集及流动奠定坚实物质基础;②油气具有较好的流动性,可大大降低有效储集物性下限;③异常高压为石油产出提供了充足的天然能量;④页岩的纹层状/层状结构特征决定了其具有较高的生-储-渗效率;⑤层间缝和穿层缝等多种裂缝发育,可有效沟通裂缝两侧的基质孔隙,有利于基质孔中石油产出。

    川东南盆缘复杂构造区綦江页岩气田的发现与启示
    胡东风, 魏志红, 刘若冰, 魏祥峰, 王威, 王庆波
    2023, 44(6):  1418-1429.  doi:10.11743/ogg20230607
    摘要 ( 80 )   HTML ( 8)   PDF (6043KB) ( 205 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    涪陵页岩气田发现以后页岩气勘探开始向川东南盆缘复杂构造区拓展,在复杂构造区发现了綦江页岩气。研究表明:①綦江页岩气田的地质特征总体上与涪陵页岩气田相似,表现为高总有机碳含量(平均2.62 %)、高孔隙度(平均4.53 %)和高含气量(平均5.43 m3/t),为典型的自生自储式连续型干气藏,其地表和地下条件均很复杂,埋藏深度跨度大,属于中深层-深层,气藏中深3 354 m;地温梯度偏低,平均为2.99 ℃/100 m;地层压力系数0.98~1.98,平均1.50,从常压到超高压都有分布;②建立了盆缘复杂构造区“大断裂带主体控制、深埋区富集”的盆缘鼻状断背斜页岩气富集模式,提出了“优质页岩发育、流体压力高、微裂缝发育、地应力低”是“甜点”目标评价的关键要素;③建立了适用的深层页岩气“甜点”预测和和复杂缝网体积压裂技术,为綦江页岩气田高产稳产提供了坚强的保障。2022年11月首期已提交丁山区块五峰组-龙马溪组页岩气探明地质储量1 459.68×108 m3

    川南地区深层页岩气富集特征、勘探开发进展及展望
    王红岩, 周尚文, 赵群, 施振生, 刘德勋, 焦鹏飞
    2023, 44(6):  1430-1441.  doi:10.11743/ogg20230608
    摘要 ( 111 )   HTML ( 6)   PDF (5526KB) ( 180 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    深层页岩气是中国未来天然气产业发展的重要领域,目前已初步实现了工业化开发,成功获得一批高产井,落实了第二个万亿方储量、百亿方产量上产区,实现了深层页岩气富集规律与勘探开发技术创新突破,推动中国页岩气规模有效上产。美国4大深层页岩气区块已实现工业化开采,深层页岩气产量不断攀升,2021年产量达3 132×108 m3,占美国天然气总产量的41 %。系统总结提出了川南海相深层页岩气6大富集特征:①强还原环境的深水陆棚沉积,有利于有机质富集和保存;②优质储层厚度稳定,大面积连续分布;③断裂封闭性较好,普遍超高压;④有机孔和裂缝发育,储层物性较好;⑤深层页岩含气性好,页岩气资源落实度高;⑥深层页岩游离气比例高,单井初期产量高。结合中国深层页岩气富集特征及勘探开发进展,指出实现深层页岩气效益开发面临的3项挑战和对应攻关方向。展望提出四川盆地海相深层页岩气可探明页岩气地质储量(3~5)×1012 m3,具备上产(300~500)×108 m3的开发前景。建议坚持攻关,秉承“极限动用”理念,精准构建页岩储层“透明地质体”,采用最优工程技术手段,优化生产制度,最大限度提高EUR(单井评估最终可采储量),持续降低开发成本,不断突破页岩气开发极限,实现中国页岩气产业的进一步发展。

    页岩油在干酪根中吸附行为的分子动力学模拟与启示
    王民, 余昌琦, 费俊胜, 李进步, 张宇辰, 言语, 吴艳, 董尚德, 唐育龙
    2023, 44(6):  1442-1452.  doi:10.11743/ogg20230609
    摘要 ( 109 )   HTML ( 6)   PDF (6216KB) ( 160 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    有机质及其相关孔隙吸附行为的研究对于揭示页岩油赋存状态与机理有重要意义。不同于以往采用石墨烯模型代替有机质的方法,研究采用真实的干酪根分子模型(Ⅱ-C型),基于GAFF(general Amber force field)力场模拟了有机孔内页岩油多组分体系下的吸附行为。结果表明:①与石墨烯仅能模拟壁面吸附不同,干酪根对页岩油具有吸附和吸收双重作用:壁面上存在页岩油竞争吸附,以极性和重质组分吸附为主,而骨架中则存在页岩油组分吸收现象,小分子迁移距离较远。页岩油在干酪根壁面上的吸附和在骨架中的迁移受控于页岩油与干酪根相互作用能的强弱及分子大小,重质组分表现出“强吸附-弱吸收”、轻质组分呈“弱吸附-强吸收”的特征。②页岩油组分的吸收使得干酪根骨架和孔隙发生变化,表现出新孔隙的形成、原有孔隙的扩大和部分塌陷。干酪根的塑性对吸收页岩油进而膨胀起重要作用,干酪根塑性较强时(干酪根成熟度低),页岩油更容易被吸收从而引发明显的干酪根骨架膨胀,反之,干酪根膨胀较弱。③温度增加会促进干酪根骨架吸收芳香烃分子萘和非极性分子甲酸、乙醇以及噻吩,降低干酪根壁面的吸附作用,同时有利于饱和烃类分子的脱附。压力对页岩油在干酪根中的吸附和吸收影响不明显。研究利用真实的干酪根分子模型,首次创新性地模拟了干酪根吸附和吸收页岩油组分的现象,对于客观揭示页岩油在干酪根中赋存状态及赋存机理具有重要帮助。

    陆相页岩油“甜点”段评价关键参数界限探讨
    李志明, 刘雅慧, 何晋译, 孙中良, 冷筠滢, 李楚雄, 贾梦瑶, 徐二社, 刘鹏, 黎茂稳, 曹婷婷, 钱门辉, 朱峰
    2023, 44(6):  1453-1467.  doi:10.11743/ogg20230610
    摘要 ( 106 )   HTML ( 7)   PDF (2569KB) ( 229 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    合理确定陆相页岩油“甜点”段评价关键参数的界限,是实现经济效益开发的关键。根据陆相页岩油探井现场观测与室内分析、综合前人研究成果与勘探开发实践成效,系统研究了不同类型页岩油“甜点”段TOC(总有机碳含量)、Ro(镜质体反射率)、S1(游离烃含量)、孔隙度、渗透率、OSI(含油饱和度指数)以及脆性矿物含量等关键参数的界限。研究表明:①源-储一体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段TOC最低门限应大于1.0 %或2.0 %,最高门限值不宜超过6.0 %。②盐水-咸水、咸化-半咸水和微咸水-淡水湖盆地烃源层系页岩油“甜点”段Ro最低门限分别为0.50 %,0.60 %和0.80 %。③S1受分析样品处置方式等因素影响,建议“甜点”层段TOC下限取1.0 %时,“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取1.0 mg/g和2.0 mg/g。当“甜点”层段TOC下限取2.0 %时,“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取2.0 mg/g和4.0 mg/g。④夹层型页岩油“甜点”段的孔隙度和渗透率最低门限分别为5.0 %和0.01×10-3 μm2。纹层状、层状构造及裂缝发育的页岩型和混积型页岩油“甜点”段孔隙度和水平渗透率最低门限分别为4.0 %和0.01×10-3 μm2。⑤页岩型和混积型页岩油“甜点”段,OSI取值下限为100 mg/g或200 mg/g。夹层型页岩油“甜点”段,OSI取值下限为300 mg/g或400 mg/g。⑥页岩油“甜点”段脆性矿物含量下限为65.0 %。研究结果可为低油价时期页岩油勘探开发聚焦到真正的页岩油“甜点”段并实现规模效益开发奠定基础。

    苏北盆地陆相“断块型”页岩油地质特征及勘探实践
    方志雄, 肖秋生, 张殿伟, 段宏亮
    2023, 44(6):  1468-1478.  doi:10.11743/ogg20230611
    摘要 ( 81 )   HTML ( 4)   PDF (7147KB) ( 143 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    中国东部陆相断陷盆地群中-新生代发育多套巨厚的湖相富有机质页岩,蕴含丰厚的页岩油资源,但富有机质页岩普遍受断层切割,形成若干独立断块,与北美连续稳定分布的页岩地层条件存在较大差异,能否获得稳定的商业油流是勘探面临的首要问题。基于苏北盆地高邮凹陷古近系阜(阜宁组)二段页岩岩性、烃源岩品质、储层品质研究与综合评价,研究认为阜二段发育3套厚层有利层,具备“多层楼”立体勘探开发条件;基于阜二段有利层、断层和断块发育地质现状,提出水平井在同一断块内或跨断块、在同一或多个有利层长距离穿行的“断块型”页岩油勘探思路;根据断层断距与有利层厚度之间的配置关系,将“断块型”页岩油划分为“连续稳定”型、“微断层切割”型和“跨断块多甜点”型等3种勘探目标类型。通过勘探实践,证实3种勘探目标类型均可获得稳定的商业油流。研究成果丰富了中国陆相页岩油勘探领域和类型,对陆相断陷盆地页岩油勘探具有重要借鉴意义。

    中国典型盆地陆相页岩油组分评价及意义
    李明, 王民, 张金友, 张宇辰, 刘召, 雒斌, 卞从胜, 李进步, 王鑫, 赵信斌, 董尚德
    2023, 44(6):  1479-1498.  doi:10.11743/ogg20230612
    摘要 ( 111 )   HTML ( 8)   PDF (5007KB) ( 226 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    页岩油组分是揭示页岩油富集机制的基础,也是研究页岩孔隙内油-水-岩相互作用必不可少的参数。选择松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段纯页岩型页岩油、渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组四段纯上次亚段过渡型页岩油和鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段纯页岩型页岩油作为研究对象,利用保压取心、常规取心、页岩层段产出油及高压釜热模拟产物,开展全烃色谱、热解气相色谱等实验,进行不同成熟度和不同类型页岩油组分系统评价。总结获取页岩油组分的方法,对比不同方法评价结果,讨论页岩残留烃组分的控制因素,提出页岩油组分评价方案。明确了产出油组分、热释烃组分、抽提物组分和热模拟产物组分间的差异以及上述评价方法的局限,解释了高有机碳丰度层段高含油率原因,高有机碳丰度层段代表高含油率,但不一定代表页岩油可动比例高。页岩热演化程度直接控制页岩油组分,有机质丰度和孔隙结构对页岩残留烃组分有一定影响。在页岩含油率评价、流体赋存特征以及页岩油富集机制研究时需考虑烃类散失,尤其是中-高成熟页岩。不同成熟度页岩油的组分评价为揭示页岩纳米孔内流体赋存特征提供新的方法。

    海相含气页岩水平层理类型、成因及其页岩气意义
    施振生, 赵圣贤, 周天琪, 孙莎莎, 袁渊, 张成林, 李博, 祁灵
    2023, 44(6):  1499-1514.  doi:10.11743/ogg20230613
    摘要 ( 74 )   HTML ( 2)   PDF (14173KB) ( 172 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    页岩发育多种成因类型水平层理,不同类型水平层理渗透性存在差异。综合岩心观察、大薄片全直径成像和氩离子抛光片扫描电镜分析发现,川南地区古生界五峰组-龙马溪组含气页岩发育递变型、砂-泥递变型、砂-泥互层型和书页型4种水平层理。递变型水平层理由多个粉砂层水平叠置而成,粉砂和泥混杂堆积,粒序发育。砂-泥递变型水平层理中粉砂纹层和泥纹层水平互层,粉砂纹层呈颗粒支撑结构,整体正递变,其底部为突变界面,顶部与上覆泥纹层渐变接触。砂-泥互层型水平层理由粉砂纹层和泥纹层水平互层构成,层和纹层界面均突变接触,粒序不发育。书页型水平层理由极薄层状泥纹层构成,发育微弱的正粒序。4种水平层理具有不同的成因机制。递变型和砂-泥递变型水平层理均为相对低能的泥质浊流成因,递变型水平层理形成的水动力更弱;砂-泥互层型水平层理为陆棚相等深流成因;书页型水平层理为远洋悬浮沉降成因。水平层理类型直接影响页岩渗透性。书页型水平层理页岩富含有机质和有机孔,页岩渗透性最好;砂-泥互层型水平层理页岩颗粒分选性较好,页岩渗透性次之;递变型和砂-泥递变型水平层理页岩颗粒分选性差、有机质含量低,渗透性最差。

    四川盆地东南部五峰组-龙马溪组深层页岩气藏类型、特征及勘探方向
    边瑞康, 孙川翔, 聂海宽, 刘珠江, 杜伟, 李沛, 王濡岳
    2023, 44(6):  1515-1529.  doi:10.11743/ogg20230614
    摘要 ( 91 )   HTML ( 6)   PDF (3666KB) ( 157 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    四川盆地东南部是中国石化五峰组-龙马溪组深层页岩气勘探的主战场,钻井受工程技术约束目前深度主要集中在小于4 500 m的深层,大于4 500 m的超深层尚未取得实质性勘探突破。构造类型是该地区页岩气藏局部深度差异的主控因素,同时也是保存条件和工程技术条件的重要控制因素,开展页岩气藏构造类型划分和特征研究,查明该地区页岩气藏深度分布的整体特征对后续勘探评价与部署具有重要参考意义。通过将研究区深层页岩气藏划分为盆缘背斜型、盆缘斜坡型、盆内高陡型和盆内向斜型4种主要类型,明确了不同类型深层页岩气藏的特征和主要勘探目标。盆缘背斜型的阳春沟、新场西部、丁山、林滩场、桂花,以及盆缘斜坡型的新场东部、东溪东部、良村北、永乐-古蔺等目标最为有利。构造类型对储层含气性及产量也具有一定的控制作用,研究表明控制作用具有盆缘背斜型>盆缘斜坡型>盆内高陡型的特征。同时构造类型还控制着深层页岩气的深度分布特征以及工程改造的效果和资源分布特征,其中改造效果较好的3 500~4 500 m深层主要分布在盆缘背斜型和盆缘斜坡型,但其资源量占比相对较小,深度大于4 500 m的超深层在4种构造类型中都有分布,其资源量占主体地位。综合考虑构造类型、深度分段、资源规模和工程技术条件,认为研究区深层页岩气的勘探应分3个层次逐步开展:①效益攻关盆缘背斜型和盆缘斜坡型3 500~4 500 m深度段;②突破攻关盆缘背斜型、盆缘斜坡型和盆内高陡型4 500~5 000 m深度段;③跟踪评价盆内向斜型大于5 000 m深度段。

    准噶尔盆地吉木萨尔凹陷及周缘二叠系芦草沟组异重流沉积
    陈轩, 陶鑫, 覃建华, 许长福, 李映艳, 邓远, 高阳, 尹太举
    2023, 44(6):  1530-1545.  doi:10.11743/ogg20230615
    摘要 ( 77 )   HTML ( 5)   PDF (7412KB) ( 124 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层的沉积成因一直存在争议。基于芦草沟组露头、岩心、测井、地震及分析化验资料,开展沉积学分析。研究表明:①准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层岩性为粉-细砂岩及泥质粉砂岩,发育对偶粒序及内部侵蚀面、块状层理及陆源植物碎片,为湖泊异重流成因。②异重流水道亚相主要由块状及交错层理粉-细砂岩组成,单层厚度0.8 ~ 2.8 m,平均1.6 m,核磁孔隙度值6.0 % ~ 12.0 %,平均9.5 %;朵叶体亚相主要由粒序层理、爬升波纹层理粉砂岩组成,单层厚度0.5 ~ 1.4 m,平均0.9 m,核磁孔隙度3.5 % ~ 7.8 %、平均5.2 %。③水道亚相具有透镜状充填地震反射特征,砂体厚层状加积充填,平面上为条带状或舌状,横向宽度1 ~ 3 km;朵叶体亚相具有披覆状地震反射特征,砂体薄层状侧积、前积发育,平面为扇形,长度及宽度均超过10 km。④芦草沟组沉积时期,南部山区频繁发生的洪水异重流携带陆源碎屑及有机质在吉木萨尔凹陷快速沉积,形成了砂岩储层与优质烃源岩,造成了水道-朵叶体砂体与异重流侧缘-深湖烃源岩大面积接触、频繁互层。湖泊异重流沉积模式为吉木萨尔凹陷“粗-细共存、源-储共生”高品质页岩油的成因提供了新的沉积学解释机制。

    鄂尔多斯盆地氦源岩特征及生氦潜力
    刘成林, 丁振刚, 陈践发, 范立勇, 康锐, 王海东, 洪思婕, 田安琦, 陈学勇
    2023, 44(6):  1546-1554.  doi:10.11743/ogg20230616
    摘要 ( 71 )   HTML ( 6)   PDF (2466KB) ( 120 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    氦源是氦气资源形成的首要条件,盆地基底变质岩、泥岩、泥质白云岩、煤和铝土岩等沉积岩为潜在氦源岩。通过野外地质调查、重磁资料解释、岩心描述与主、微量元素测试等方法,研究了鄂尔多斯盆地2大类5套潜在氦源岩及其成氦潜力。研究结果表明:鄂尔多斯盆地的潜在氦源岩分为基底型和沉积型两大类。基底型氦源岩发育在太古宇陆块及其上叠加的古元古界之中,岩性主要为高级变质片麻岩-变粒岩、大理岩、混合岩和花岗片麻岩,U和Th元素平均丰度分别为3.15×10-6和12.38×10-6,生氦强度为0.735×10-6 cm3/(a·g)。沉积型氦源岩主要发育在中元古界长城系沉积变质岩和古生界沉积岩之中。长城系黑色板岩主要分布在盆地北部和西南部,U和Th平均丰度分别为2.36×10-6和8.28 ×10-6,生氦强度为0.522×10-6 cm3/(a·g);下古生界下奥陶统马家沟组泥质白云岩分布在盆地中部及东部,U和Th平均丰度分别为1.71×10-6和9.80×10-6,生氦强度为0.487×10-6 cm3/(a·g);上古生界石炭系-二叠系泥岩和煤在全盆地广泛分布,太原组泥岩U和Th平均丰度分别为9.69×10-6和22.68×10-6,生氦强度为1.82×10-6 cm3/(a·g),太原组煤U和Th平均丰度分别为16.12×10-6和44.13×10-6,生氦强度为3.21×10-6 cm3/(a·g);上古生界石炭系铝土岩主要分布在盆地东部和西南部,U和Th平均丰度分别为7.14×10-6和38.57×10-6,生氦强度为1.97×10-6 cm3/(a·g)。鄂尔多斯盆地西南部发育各类氦源岩,具有“多源供氦”特征。该研究为鄂尔多斯盆地氦气资源勘查奠定了基础。

    四川盆地川西坳陷三叠系盐下超深层油气成藏条件与勘探方向
    李双建, 李智, 张磊, 李英强, 孟宪武, 王海军
    2023, 44(6):  1555-1567.  doi:10.11743/ogg20230617
    摘要 ( 82 )   HTML ( 3)   PDF (8663KB) ( 113 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    四川盆地川西坳陷三叠系盐下海相层系埋深普遍超过7 000 m,油气勘探程度低,但是油气基本成藏条件优越,具有良好的勘探前景。依据最新的钻探成果和地震资料,系统分析了川西坳陷超深层烃源岩、储层、构造变形样式和油气动态成藏匹配关系,指出了有利勘探方向。研究认为:川西坳陷超深层发育下寒武统筇竹寺组、中二叠统茅口组和上二叠统龙潭组3套区域烃源岩,生烃强度均超过20×108 m3/km2,具有形成大、中型油气田的资源潜力。坳陷内发育震旦系灯影组台缘丘滩和二叠系栖霞组、茅口组颗粒滩白云岩储层,受高能相带和多期岩溶作用控制,具有规模性储集体成储基础。山前带推覆体下盘发育盐下准原地背斜构造,山前坳陷带发育高陡断裂和走滑压扭构造,形成了良好的油气圈闭。山前隐伏构造与坳陷内构造-岩性复合圈闭均形成于印支期,与寒武系烃源岩主生烃期及基底断裂活动期具有良好的匹配关系,具备油气早期成藏条件。综合评价认为坳陷内震旦系灯影组台缘带、与基底高陡断裂沟通的二叠系高能相带和山前带推覆体下盘原位构造是下一步勘探有利目标。

    鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密储层含气系统压力演化
    李勇, 朱治同, 吴鹏, 申陈州, 高计县
    2023, 44(6):  1568-1581.  doi:10.11743/ogg20230618
    摘要 ( 127 )   HTML ( 9)   PDF (4835KB) ( 127 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    鄂尔多斯盆地东缘上古生界多层系致密气发育,准确认识气藏压力演化过程对深化致密气成藏认识和实现气井高产稳产具有指导意义。综合应用钻测井资料和岩心流体包裹体测试,结合盆地埋藏史和热演化史模拟,揭示了鄂尔多斯盆地东缘上古生界含气系统压力演化。结果显示,研究区自下而上发育欠压、略微欠压和常压系统。均一温度和盐度总体上连续分布,反映了油气连续充注过程。太原组、山西组和下石盒子组均一温度和盐度正相关,反映近源生烃后快速充注;上石盒子组和石千峰组均一温度和盐度负相关,受流体远距离运移充注和紫金山构造热事件作用下的气藏再平衡影响。研究区在白垩纪中期大量生烃,形成了异常高压,储层压力在34.89 ~ 38.26 MPa。后期地层抬升造成储层压力降低,其中地层降温贡献了50.31 % ~ 57.85 %;天然气膨胀引起的气体运移贡献了28.25 % ~ 41.95 %,且以上部地层降低为主;孔隙反弹贡献了0.37 % ~ 0.79 %。相关成果系统揭示了上古生界致密气藏压力系统演化及现今气藏压力成因,对于认识鄂尔多斯盆地和类似盆地致密气富集成藏规律具有借鉴意义。

    塔北地区奥陶系地下河溶洞充填规律与储集性能
    张三, 金强, 史今雄, 胡明毅, 段梦悦, 李永强, 张旭栋, 程付启
    2023, 44(6):  1582-1594.  doi:10.11743/ogg20230619
    摘要 ( 90 )   HTML ( 3)   PDF (7510KB) ( 185 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    基于野外露头、油田钻井、测井及地震资料,从溶洞充填物类型及旋回组合分析入手,开展古岩溶地下河溶洞充填序列及规律研究,同时探讨其油气地质意义。研究结果表明,塔河油田奥陶系岩溶地下河溶洞充填率达89.9 %,且以沉积砂泥岩和垮塌角砾岩充填为主,发育下粗上细多个组合旋回,构成多旋回沉积充填组合和多旋回垮塌-沉积充填组合2种类型。前者分布于岩溶斜坡下游地貌平坦区,放空漏失井比例小、低产井比例高;后者分布于地貌落差较大的岩溶斜坡上游区,放空漏失井比例大,出现大量高产井。分析认为,地下河迂回曲折的空间结构及其径流强搬运能力,使大量岩溶碎屑物质充填其中,导致其超高充填率;潜水面季节性升降使其充填物具旋回性及可对比性,加之水流冲蚀和构造活动,导致溶洞多期垮塌,构成了上游区多旋回垮塌-沉积充填组合,未充填空间发育;地下相对封闭的碳酸钙过饱和环境,使其充填物钙质胶结严重,孔隙度降低;未充填空间将是油气挖潜的重点靶区。

    砂质辫状河心滩沉积演化规律与沉积构型特征
    雷涛, 任广磊, 李晓慧, 冯文杰, 孙华超
    2023, 44(6):  1595-1608.  doi:10.11743/ogg20230620
    摘要 ( 115 )   HTML ( 13)   PDF (5340KB) ( 265 )  
    数据和表 | 参考文献 | 相关文章 | 多维度评价

    砂质辫状河心滩砂体规模大、连通性强、物性较好,是一类重要的油气储层。受到复杂多变的水动力条件影响,心滩呈现出类型多样、内部构型特征复杂等特征,制约了油气资源高效开发。为探索砂质辫状河心滩沉积演化规律及其控制的沉积构型特征,采用基于水动力场实时求解的沉积数值模拟方法,开展砂质辫状河沉积演化动态模拟和过程解析,结果表明:①砂质辫状河心滩的演化过程包括5个阶段,表现为菱形坝、舌形坝、单元坝、复合坝及改造复合坝的顺次形成和连续转换,各类心滩平面形态、剖面结构样式及定量规模存在显著差异;②水流与心滩的交互作用是主导砂质辫状河沉积演化的主控机理,即水流聚散特征与分布样式的持续变化导致心滩形成、增生、迁移、形变并遭受频繁、复杂的叠切,而心滩的演化又进一步导致水流聚散特征与分布样式的变化;③心滩内部发育前积、侧积及加积3类增生体,从菱形坝形成到改造复合坝发育,心滩内部增生体类型由前积主导转变为前积与侧积共生并最终变为前积、侧积及加积复杂复合,心滩长度、宽度由快速增加转变为缓慢增加并最终维持稳定,沉积记录中终止于不同演化阶段的辫状河心滩储层平面分布样式、内部构型特征及定量规模存在较大差异。

    综合报道
    地震成像技术进步助力深层油气勘探
    2023, 44(6):  1609-1610. 
    摘要 ( 141 )   PDF (441KB) ( 141 )  
    参考文献 | 相关文章 | 多维度评价
    总目录
    2023, 44(6):  1611-1612. 
    摘要 ( 57 )   PDF (1036KB) ( 30 )  
    相关文章 | 多维度评价