针对鄂尔多斯盆地锦58 井区开发过程中存在的高含水、气水同出等问题,开展基于致密砂岩储层孔喉尺寸划分结果评价不同储层因素对可动流体的影响,有助于从微观角度明确气体分布规律.以下石盒子组 10 个典型致密砂岩样品为例,采用铸体薄片观察、扫描电镜观测、X射线衍射分析、高压压汞及核磁共振实验,利用多重分形理论及核磁共振参数转化孔喉分布方法,评价储层参数对不同尺寸孔喉内部可动流体分布的影响.研究结果表明,根据压汞曲线形态及参数可以将孔隙结构划分为3 种类型:Ⅰ类样品孔喉尺寸分布曲线呈双峰状,物性和孔喉连通性较好;Ⅱ类样品孔隙孔喉尺寸分布曲线呈单峰状,孔喉以中孔为主,分选较好,受限于孔喉尺寸,储层物性差于Ⅰ类样品.Ⅲ类样品孔喉尺寸分布曲线小孔为主峰,大孔为次峰,其物性非均质性最强.据孔喉尺寸及分形特征曲线转折点可以将储层孔喉划分为大孔(0.1～1 μm)、中孔(0.01～0.1 μm)和小孔(0.001～0.01 μm).可动流体主要大孔和中孔内部,其中大孔含量对可动流体的含量起决定性作用,而中孔在占比较高的情况下具有一定的储气潜力,小孔含量则对可动流体分布影响不大.脆性矿物的含量主要影响大孔内部的可动流体含量,而黏土矿物的含量对不同尺寸孔喉内部的可动流体含量均产生不利影响.不同尺寸孔喉所贡献的孔隙度与可动流体含量成正相关,但受限于储层连通性的影响,随着孔喉尺寸的降低,其相关性逐渐下降,而渗透率则控制着不同孔喉尺寸内部的可动流体分布.孔喉结构参数中,较高的分形维数对储层整体及不同尺寸孔喉内的可动流体分布均有不利影响.而受限于不同孔喉尺寸对物性的贡献,最大进汞饱和度参数仅可用于表征大孔内部的可动流体分布.

页岩的孔隙作为页岩气的主要储集空间,其结构特征直接决定了气体的赋存状态、富集程度及渗流机制.然而页岩气储层中有机孔的结构十分复杂,非均质性强裂,制约了储层的精细评价和动态开发.为明确我国南方下古生界页岩储层有机孔的三维结构特征,本文以黔北地区寒武系牛蹄塘组和志留系龙马溪组两套富有机质页岩为研究对象,针对这两套热成熟度差异显著的页岩层系,本研究综合运用有机质提取、低温氮气吸附以及聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)三维重构技术,系统表征了两套页岩有机孔的微观结构特征,并且基于氮气吸附和FIB数据,分别利用FHH和盒子计数模型评估了不同尺度下有机孔的孔隙结构复杂程度.研究结果表明,中等热成熟度的龙马溪组页岩(等效镜质体反射率Ro=2.1%～2.8%)有机孔十分发育,孔隙形态以气泡状、海绵状团簇为主,孔径主要介于200～450 nm,具有较高的比表面积(133.9～159.5 m2/g)和孔体积;与之相比,过成熟的牛蹄塘组页岩(Ro=3.0%～3.8%)有机孔的孔径较小(r=10～140 nm),其形态多呈不规则状或狭缝状,比表面积(30.9～31.4 m2/g)和孔体积较低.三维孔隙网络建模显示,在龙马溪组页岩中,有机孔孤立分布,连通性差,大孔(r>140 nm)贡献了总孔隙体积的 70%.牛蹄塘组页岩由于热演化程度较高,有机质发生缩聚形成微裂缝,提高了大孔(r>150 nm)之间的连通性;而小孔呈孤立分布,孔隙之间的连通性差,小孔贡献了总孔隙体积的64%.另外,两套页岩的有机孔分形表征显示,牛蹄塘组页岩的大孔具有更高的分形维数(D2=2.37～2.78),表明其孔隙结构更为复杂;而龙马溪组页岩有机孔的形态相对规则,这主要受有机质热演化程度控制.该研究不仅为不同热成熟度页岩的三维孔隙结构演化机制提供了系统认识,还为黔北地区页岩气储层评价和渗流开发提供了理论依据.

可动性是致密砂岩在油气开发、预测以及评价过程中的重要参数.致密砂岩经历的成岩作用复杂多样,成岩演化过程对可动性的控制机理不明确,制约了致密砂岩油气成藏机理研究以及甜点优选工作.本研究以松辽盆地北部泉头组扶余油层致密砂岩为研究对象,通过高压压汞、核磁共振、扫描电镜以及薄片观察等手段,探究成岩演化过程中成岩作用对致密砂岩可动性的约束机理.研究表明,早成岩阶段主要发生压实作用,孔隙类型主要为原生孔隙和残余粒间孔,主要发育宏孔和介孔,宏孔是可动流体的主要赋存空间,可动流体饱和度较高;中成岩阶段A期主要发生压实作用和溶蚀作用,同时发生一定程度的胶结作用,孔隙类型主要为残余粒间孔和溶蚀孔,孔隙结构逐渐复杂且连通性降低,介孔占比逐渐增加,可动流体饱和度持续下降;中成岩阶段B期主要发生胶结作用,大量胶结物的沉淀占据了残余粒间孔以及溶蚀孔等有效储集空间和喉道,宏孔基本消亡,介孔成为流体主要的赋存空间,可动性较差.不同成岩阶段发生的成岩作用对储层孔隙结构的控制作用决定了致密砂岩储层的可动性.最后建立了成岩演化约束下的致密砂岩储层可动性演化模式,阐明了成岩演化、孔隙结构以及可动流体赋存之间的潜在关系,对更好认识致密砂岩储层甜点的空间分布规律和可动性差异,同时可为开发手段技术方案的进一步优化提供概念依据.

中上扬子地区在早寒武世沉积了一套富有机质页岩层系,是该地区页岩气勘探的优选层位之一,揭示该套富有机质页岩形成机制对于准确认识海洋生物环境系统与地球资源内在联系具有重要意义.本文以雪峰隆起西缘下寒武统牛蹄塘组斜坡相海相页岩为研究对象,分析了其沉积古环境特征,揭示了斜坡相海相页岩有机质富集主控因素.结果表明,研究区牛蹄塘组有机质丰度高,下段TOC整体要高于上段.沉积地球化学分析显示,研究区牛蹄塘组页岩整体具有高古生产力水平,处于贫氧—厌氧甚至硫化的强还原环境,沉积晚期较早期还原程度逐渐降低.牛蹄塘组页岩整体处于中等滞留环境,因处于斜坡带,陆源碎屑输入程度较低,且热液活动相对较弱.牛蹄塘组有机质富集主要受控于古氧化还原条件,但上升洋流作用为有机质富集奠定了基础.牛蹄塘组沉积早期,上升洋流带来的营养元素促进了初级生产力,造成藻类生物勃发并引发后续的细菌硫酸盐还原作用(BSR)和海水缺氧硫化;牛蹄塘组沉积晚期,水体逐渐变浅,还原程度下降导致有机质丰度较早期要偏低.成果对深化海相富有机质页岩形成机理认识具有重要意义.

中国页岩油资源丰富,截止至 2022 年底,中国陆相页岩油预测储量达到 29.74 亿t,但在如此规模的储量下只有可采页岩油才具有经济价值.吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层根据矿物组分及源储比可分为夹层型、纹层型及混积型 3 种类型.但由于三类储层孔隙结构特征及流体赋存状态差异较大,导致在相同的压裂手段下产能差异甚远.为明确吉木萨尔凹陷芦草沟夹层型、纹层型储层孔隙结构特征及其约束下的流体可动性差异,本文通过XRD、铸体薄片、扫描电镜、氮气吸附等方法对孔隙结构特征进行研究,利用核磁共振离心技术对纹层型、夹层型储层样品页岩油可动性进行定量评价,采用T1-T2 谱方法明确不同储层类型页岩油赋存状态,最终结合孔隙结构特征参数对页岩油储层流体可动性的主控因素进行分析.结果表明,纹层型储层碳酸盐岩类矿物含量较高,储集空间以碳酸盐岩晶间孔、黏土矿物层间缝及有机质孔为主,干酪根含量较高,游离油组分含量极低,可动流体饱和度均值仅为 7.97%;夹层型型长英质含量较高,储集空间以晶间孔、长石粒内溶孔为主,流体组分以可动油为主,其次为束缚油、干酪根,不含可动水,可动流体饱和度均值为29.26%.孔隙结构特征参数中最大孔喉半径大小是控制页岩油储层可动流体饱和度的主要因素,两者呈指数正相关,相关系数可达 0.9521.通过本次研究,明确了吉木萨尔凹陷芦草沟组夹层型、纹层型页岩油储层的主要储集空间类型分别为粒间孔、粒内孔.从单峰夹层型储层到双峰纹层型储层可动流体饱和度逐渐减小,但均随着最大孔喉半径的增大而呈指数增加,表明最大孔喉半径对页岩油储层可动流体饱和度有较大的影响.

阳春沟地区是我国川东页岩气勘探的重点接替区域,阳春沟断裂为影响研究区页岩气成藏的重要构造,但研究程度整体较低.为明确阳春沟断裂构造变形特征及其对页岩气差异富集的地质意义,本文基于最新的三维地震资料解释,刻画了阳春沟断裂的几何学特征,结合断层性质及活动时期分析了成因机制,探讨了阳春沟断裂与遵义断裂的关系以及对页岩气成藏的影响.研究表明:(1)阳春沟断裂主要为自东向西逆冲构造,具有左行压扭特征,纵向上表现为沿志留系、寒武系发生滑脱的多条叠置、近乎平行的逆冲滑脱断层带,控制了中浅层形变层的断展背斜;(2)阳春沟断裂不属于遵义断裂的一部分,二者变形特征差异巨大,具有完全不同的构造样式;(3)阳春沟断裂形成于雪峰造山导致遵义断层左行逆冲走滑和晚期弧形褶皱过程中,经历了晚侏罗世—晚白垩世的不均匀收缩和晚白垩世自东向西逆冲滑脱;(4)阳春沟断层形成了阳春沟背斜和复杂缝网,其中阳春沟背斜降低了页岩埋深、减缓了页岩热演化,复杂缝网增加了储集空间,但未严重破坏保存条件,二者有利于页岩气运移和聚集成藏,而地层高陡和压扭断层的发育则对页岩气藏起破坏作用.研究结果对认识盆山耦合过程及页岩气勘探提供了参考.

松辽盆地梨树断陷营城组页岩气具有巨大的勘探开发前景.与此同时,针对页岩层段的高频层序划分逐渐成为研究热点.但传统层序地层学难以针对页岩层系划分层序,页岩层系的有机质富集模式认识不清,对页岩油气的勘探开发造成阻碍.利用旋回地层学方法可在页岩层系中划分高频层序,还可基于米氏旋回探究页岩有机质的富集模式,是预测甜点层的有利手段.通过对研究区营城组的自然伽马数据进行天文旋回分析,得出以下结论:(1)SN65 井营城组较好保存了米氏旋回信号,并以长、短偏心率作为四级、五级层序的参考曲线,划分了 14 个四级层序与 51 个五级层序,建立了研究区高精度等时地层格架.(2)梨树断陷北斜坡营城组页岩有机质富集受控于天文旋回,且二者互为反相位,即长偏心率高值时期,气候暖湿,对应总有机碳(TOC)低值;长偏心率低值,气候干冷,对应TOC高值.(3)建立暖湿与干冷两种页岩沉积模式.通过引入温跃层溶解氧最小值段(MOM)的概念,证明干冷环境有利于页岩有机质富集.(4)以长偏心率旋回曲线的半幅点为界,划分4 个富有机质页岩层段和 3 个含有机质页岩层段.优质页岩层段发育于各个层序的顶部和底部,而不是最大湖泛面.浅水环境对富有机质页岩发育有利.研究成果不仅为松辽盆地梨树断陷页岩气甜点预测提供理论支撑,也为其他湖相盆地的有机质富集模式提供参考依据.

松辽盆地北部白垩系泉头组扶余致密砂岩储层发育微纳米级孔隙、微裂缝,且孔缝结构复杂,导致成藏期致密油气在不同类型储集空间中的充注顺序不清,增加了致密油气的勘探开发难度.本文针对致密砂岩储层中不同充注压力条件下致密油的充注特征开展定量研究,结合大视域拼接扫描电镜与矿物面扫技术,提出了一种基于孔隙-微裂缝组合的致密油充注规律微观评价方法.研究表明,区内泉头组扶余致密砂岩储层主要发育 3种孔缝组合类型:粒间孔-黏土矿物收缩缝、粒间孔-脆性矿物粒间缝及黏土矿物晶间孔-收缩缝组合.通过将具有高温流变性质的伍德合金在不同压力下注入岩心,可以观察到合金在不同孔缝组合类型中的注入随注入压力提升而表现出有序性,粒间孔、缝的充注优先级明显高于黏土矿物相关孔缝,伍德合金的注入效率呈明显的先快速增大后缓慢增大最终趋于稳定的抛物线形态.依据伍德合金与原油的性质特征,将注入压力进行了等效转化,还原了地层条件下致密油的微观充注过程,据此建立了致密储层孔缝序列充注模式.在高源储压差条件下,致密油能够充注至纳米级的黏土矿物晶间孔-收缩缝中,随源储压差降低,致密油逐渐难以充注至纳米级孔缝中.当源储压差降至最低时,致密油仅能通过渗吸的方式通过宽大的孔间连通喉道进入微米级粒间孔及连通性较好的铸模孔中.本研究将流体注入与可视化技术相结合进行致密储层的储集空间多尺度评价,为致密储层微观甜点评价及高效开发提供参考.

涪陵页岩气田南部白马构造带自下古生界海相页岩生气以来,经历了多期构造运动,构造变形复杂且差异性强,这对页岩气藏含气量具有控制作用,使得成藏模式多样,限制了勘探开发进程.本文通过三维地震精细解释,结合系列岩心、钻测井资料,分析白马构造带构造特征与演化过程,在此基础上建立了页岩气富集成藏的三种模式.研究表明:(1)白马构造带主要发育北东向构造,表现出纵向分层与东西分带的差异变形特征.纵向上被寒武系覃家庙组膏盐层、志留系龙马溪组泥页岩层和三叠系嘉陵江组膏盐层三套滑脱层划分为上、中、下及前寒武系四套构造变形层.平面上自西向东可划分为断褶变形带与宽缓向斜带.(2)燕山晚期为构造变形活跃期,江南—雪峰造山作用产生自南东向北西的挤压,形成白马构造带主体北东向构造.喜山期为构造改造及定型期,印欧板块碰撞与青藏高原向东逃逸的远程效应引起四川盆地发生逆时针旋转,在川东地区表现为右旋剪切作用,发育走滑剪切带.白马构造带受到近东西向挤压,先存的北东向构造受到改造,向北逐渐转为近南北向.(3)白马构造带可划分为低压破碎背斜型、常压宽缓向斜型与常压平缓斜坡型三种页岩气富集成藏模式.其中,白马南斜坡页岩气富集保存条件较好,单井含气量高,白马向斜核部与东翼次之,单井含气量较高,北翼较差,单井含气量略低;石门—金坪背斜带不利于页岩气富集保存.

侏罗系凉高山组页岩是四川盆地重点勘探层段,但其孔隙结构与页岩油可动性尚不明晰.为揭示川东北地区侏罗系凉高山组页岩储集空间特征及页岩油可动性,本文依据沉积构造和矿物组成划分岩相类型,开展总有机碳测定、岩石热解和镜质体反射率实验获取基础地化特征;利用场发射扫描电镜、核磁共振、低温氮气吸附、高压压汞手段实现孔隙度、孔隙结构的表征及评价,并对比不同岩相间储集空间特征差异;在离心时间为 3 h,离心转速为 11 000 r/min条件下,开展核磁-离心定量评价不同岩相页岩油可动性,并明确影响因素,建立可动油量测井评价模型并选出有利岩相.结果表明:(1)川东北地区凉高山组页岩总有机碳含量主要分布在 0.15%～2.95%之间,Ro值介于 1.06%～1.68%之间,处于成熟-高熟阶段;轻烃恢复后,S1 分布范围为 0.03～3.32 mg/g;矿物类型以黏土矿物和石英为主,发育的岩相类型为纹层状黏土质页岩相、纹层状长英质页岩相、层状混合质页岩相和块状粉砂质泥岩相.(2)页岩储集空间主要发育黏土矿物晶间孔、有机孔,另外可见石英溶蚀孔、粒间孔、黄铁矿晶间孔和微裂缝;孔隙度介于1.15%～4.71%;页岩孔径分布范围较宽,孔体积主要由介孔和小于 200 nm的宏孔贡献,纹层状黏土质页岩储集物性较好.(3)凉高山组页岩可动油量分布在0.25～3.26 mg/g,可动油率分布在 5.13%～44.83%,纹层状黏土质页岩可动性较好,块状粉砂质泥岩可动性较差;TOC、黏土矿物含量和孔隙度是控制凉高山组页岩油可动性的主要因素,利用这3 个因素建立并验证了可动油量预测模型,优选出纹层状黏土质页岩为凉高山组重点勘探对象,对四川盆地页岩油的勘探开发具有指示意义.

页岩基质孔隙油微观赋存特征及可动性是制约陆相页岩油高效开采的关键要素.本文针对页岩基质孔隙内不同相态油的含量、比例、分布及可动性开展定量化表征研究,从理论上提出了页岩油吸附量、游离量、可动量评价模型以及吸附油占比评价模型(即吸附比例方程),建立了基于饱和—离心—核磁共振联合实验的孔隙油微观赋存及可动性评价方法.上述模型与方法在渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷沙河街组页岩油储层中进行了应用,揭示了实验条件(20℃、常压)下页岩基质孔隙中轻质油(正十二烷)微观赋存与可动性特征.结果显示:(1)富有机质页岩吸附油、游离油含量普遍大于含有机质页岩,吸/游比主体介于 1～2,不同类型页岩中吸附油、游离油赋存空间具有差异性.(2)富有机质页岩吸附油平均密度(0.8331 g/cm3)略大于含有机质页岩(0.8067 g/cm3),富有机质页岩吸附油平均厚度(1.7475 nm)约为含有机质页岩(0.5734 nm)的 3 倍,富有机质页岩具有更强的油—岩相互作用.(3)游离油赋存孔隙直径下限(dmin)数值上等于吸附油平均厚度与孔隙形状因子的乘积,富有机质页岩dmin介于 3.5～10.5 nm,开始主要富集游离油的孔隙直径约为 100 nm;含有机质页岩dmin介于1.1～3.4 nm,开始主要富集游离油的孔隙直径约为 30 nm.(4)富有机质页岩孔隙油可动性相对更好,其可动性指数(平均 6.24 mg·g-1·MPa-1)高于含有机质页岩(平均 5.20 mg·g-1·MPa-1),孔隙油吸/游比约为 1.5 时具有较好可动性.(5)以油—岩相互作用为纽带,构建了页岩含油性、储集性及页岩油可动性之间的耦合关系,并数学描述了它们之间的内在联系,为寻找优质页岩油储层奠定了理论基础.

为明确鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩纹层及裂缝分布特征,运用高清摄像、超景深显微镜、IPP软件、分形几何学、蒙特卡罗模拟等多种手段对长 72 油层组陆相页岩试样纹层及裂缝进行了观测和表征.划分了亮色和暗色纹层两种类型,并通过XRD实验对亮色和暗色纹层矿物组分进行了比较.分别统计了亮色和暗色纹层在宏观、放大 20 倍和 50 倍三种观测尺度下的纹层厚度分布规律,分析了不同厚度级(1 mm以下、1～10 mm和 10 mm以上)纹层平均厚度的分布规律.表征了裂缝宽度、间距和倾角的分布特征,并结合不同类型纹层分布规律,建立了陆相页岩二维细观结构模型.研究结果表明:(1)亮色纹层中矿物类型以石英、长石等脆性矿物(80%)为主,暗色纹层主要由40%的脆性矿物和40%的黏土矿物组成.(2)陆相页岩总纹层厚度与数量拟合满足指数函数关系,亮色纹层厚度与数量拟合满足幂函数关系,暗色纹层厚度与数量拟合满足对数函数关系.(3)随着观测尺度增大,薄纹层(1 mm以下)出现频率增高,中等纹层(1～10 mm)和厚纹层(10 mm以上)出现频率均降低,且不同类型纹层厚度级与相应纹层平均厚度的对数值间呈现出线性关系,纹层厚度分布具有分形特征.(4)裂缝宽度分布在细观尺度范围内,宽度均值和标准差分别为 0.271 mm和0.114 mm,分布较集中,裂缝间距的均值和标准差为8.115 mm和8.448 mm,分布较均匀,裂缝倾角的绝对值与数量拟合满足对数函数.相关研究成果可为纹层状陆相页岩的地质结构模型建立提供基础数据和方法参考.

页岩革命使美国摆脱了对进口石油天然气的依赖,成为了石油天然气净出口国.本文回顾了美国页岩革命历程,总结了页岩油气、致密油气的特点,分析了我国页岩革命的发展现状,提出了页岩油气、致密油气基础地质理论问题.研究表明:(A)美国具有资源禀赋好、科学技术创新能力强、投资能力巨大、工程施工能力强大等优势,已经实现了页岩革命,中国页岩革命正在进行中.(B)与常规油气相比,页岩油气致密油气的成藏模式、开发方式均有所不同.其具有连续性大面积分布,油气自封闭成藏,开发生产工程量巨大,油气田生产的"分布式"特点可灵活应对建产减产,以及采收率低的特点.(C)我国页岩油气进一步大幅上产需要满足 7 个条件:①资源清楚;②水平井、压裂技术成熟;③成本可控;④后期提高采收率工程空间大;⑤符合环境要求;⑥充分的资本投资;⑦强大的工程施工能力.(D)全油气系统具有常规油气—致密油气—页岩油气序列成藏的规律.页岩油气、致密油气藏具有储层致密、流体组成与相态复杂、油藏驱动方式多样的基本特征,面临着储层地质模型与流动模型不清的问题.需要进一步开展全油气系统理论研究,并大力发展甜点评价技术与压裂技术.

陆相页岩油是一个全新领域,近期的勘探实践已在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地等不同页岩层系取得了重要进展,截止2022年底,页岩油探明、控制、预测三级地质储量达44亿t,2022年产量达318万t.页岩油勘探理论和技术也取得了一系列进展,创新了有机母质类型分析与有机质生排烃实验、储层表征技术、页岩油赋存状态与含油性分析、保压取心与现场测试等页岩实验测试分析技术,基本上能满足页岩油相关实验测试要求;在细粒沉积与有机质富集机理、陆相页岩纹层结构与组合类型、储层孔缝结构与储集性、页岩油富集机理取得了一系列新的认识,指导了重点地区选区选带评价研究.研发了烃源岩品质测井评价、储层品质测井评价、工程品质测井评价、岩石物理敏感参数分析和定量预测、多任务学习储层参数预测、各向异性地应力预测、水平井地震地质导向评价、富集层(甜点)综合评价等技术,并推广应用,在页岩油储量提交、甜点区优选、水平井部署、随钻导向预警和钻完井工程改造方面提供了重要且面向全周期的技术支撑.但陆相页岩油规模勘探与效益开发目前还面临诸多挑战,必须建立全新的研究内容与研究重点,特别需要把研究精度升级并要加强微观研究,加强固/液/气多相多场耦合流动机理研究,加强多学科交叉研究等,以建立页岩油成藏新学科.

从全球油气勘探发展趋势来看,深层—超深层天然气勘探已经成为化石能源勘探未来的主战场.不仅常规碳酸盐岩和碎屑岩领域,非常规的页岩气和煤层气等领域也进入深层—超深层勘探阶段.前期,我国在深层天然气勘探中形成了一批具有开创性的理论和技术,指导了很多具有战略意义的商业发现,提升了我国能源的保障能力.但同时在面向更深层的勘探目标时,还面临着新的地质、工程等方面的挑战,还有很多世界级难题需要攻关.本文系统回顾了近年来,我国在深层—超深层碳酸盐岩、碎屑岩、页岩气、煤层气等领域勘探中取得的成就,重点总结了深层—超深层不同领域天然气成藏条件与主控因素的研究进展,从资源评价、储层发育与保持机理、油气成藏与富集规律、地球物理和工程技术等方面,提出了深层—超深层天然气勘探面临的主要问题与发展建议,以期能为加快我国深层—超深层天然气勘探提供参考.

本文详细阐述了全球尤其是北美页岩气开发现状,论述了Marcellus与Haynesville页岩气区的主要特征,认为持续技术创新、高效经营管理模式、多元产业扶持政策是美国页岩气飞速发展的主要驱动力,对我国页岩气的开发具有良好的借鉴作用.作者系统梳理了中国页岩气近 20 年的探索攻关与实践历程,认为历经评层选区、开发试验、示范区建设、海相页岩气规模开发4 个阶段,国内页岩气开发取得了重大成就,建成川南、涪陵等中深层页岩气大气田,实现了海相页岩气规模效益开发,2022 年产量达 238 亿方,成为我国天然气重要的供应来源,同时深层页岩气产能建设稳步推进,新区新层系勘探也取得重大突破.在深入分析我国页岩气地质与资源特征的基础上,文章论证了我国具备年产 500 亿～800 亿的开发潜力,但需要从完善页岩气立体开发配套技术、持续优化页岩气地球物理评价技术、加快钻井与压裂工程技术迭代升级、加大新层系新领域的勘探评价力度4个方面持续攻关.

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73亚段沉积的富有机质泥页岩中,频繁发育的纹层导致页岩层系非均质性强,进而对泥页岩的储集特征及含油性造成影响.本文基于典型的纹层页岩样品,利用游标卡尺对岩心上的纹层进行定量测量,结合显微镜下薄片鉴定、总有机碳测定、X射线衍射矿物分析及岩石热解实验,对长73亚段页岩纹层的发育特征、纹层类型划分及纹层在单井上的纵向展布规律进行了研究.研究结果表明,宏观岩心上发育的纹层单层厚度一般分布在0.4～5.0 mm,纹地比(纹层总厚度/统计段岩心长度)介于5.7％～16.8％,纹层发育频率非均质性强.显微镜下依据纹层沉积构造的形态划分为6类,分别为3种具有连续形态沉积特征的平直型纹层、波纹型纹层、粒序型纹层及3种非连续形态沉积特征的透镜状纹层、斑状纹层、弱纹层,不同形态纹层页岩的矿物组成及有机质丰度差异明显.依据纹层内部的微观物质组成将其类型主要划分为有机质纹层、长英质纹层及凝灰质纹层;按照不同纹层垂向的叠置规律,将纹层组合划分为均质泥岩、长英质纹层型页岩与凝灰质纹层型页岩.单井上,纹层分布具有非均质性,不同纹层的发育频率与黏土矿物含量、TOC及OSI的变化呈一定的规律性变化.

湖相重力流是目前沉积学研究的热点与难点,也是致密油、页岩油富集的有利场所,鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系延长组作为致密油、页岩油的典型代表已显示出巨大的勘探开发前景.然而,由于湖相重力流砂体分布认识不清,导致油田并未达到预期的开发效率.本文采用支持向量机(SVR)的机器学习方法,先优选频段再优选属性,建立分频属性与测井解释砂体厚度的非线性映射关系,实现了致密砂岩的定量预测.研究结果表明,低频地震属性适合预测厚层砂体,高频地震属性适合预测薄层砂体;采用机器学习的方法,将不同频率的地震属性智能融合,能够兼顾预测不同厚度砂体,既提高了地震属性的解释精度,又降低了地震解释的多解性,实现了砂体厚度的定量预测.检验结果显示,智能融合属性与砂体厚度的分布趋势与值域区间基本一致,智能融合属性预测砂体分布的可靠性明显提高,与测井解释砂体厚度的相关性由0.60提高至0.79,大多数井点处预测的砂体厚度误差小于5 m.继而,根据融合属性与测井解释,刻画了研究区的沉积微相展布特征:研究区目的层发育湖底扇沉积,细分为分支水道、朵叶主体、朵叶侧缘、滑塌体与朵叶间/水道间5种沉积微相;砂体主体呈扇形连片式沉积,厚度顺物源方向逐渐减薄;分支水道呈窄条带状树形分叉,下切发育于朵叶体之上;朵叶体沉积为研究区的沉积主体;滑塌体为湖底扇前端失稳滑塌形成的小规模孤立砂体,长轴方向多平行于湖底扇前端.研究成果对油田下一步高效开发具有重要意义.

南华北盆地晚古生代时与鄂尔多斯盆地同属于华北克拉通盆地的一部分,发育广泛的石炭-二叠系煤系地层.其中,太原组不仅是重要的烃源岩层,而且具备良好的致密砂岩气等非常规天然气成藏条件.然而,关于砂岩储层的研究目前尚处于早期阶段,砂岩储层的特征、致密成因和天然气充注特征等一系列关键性问题仍然缺乏详细的研究.本文综合利用铸体薄片、扫描电镜、物性分析、X射线衍射、流体包裹体等实验测试方法研究了南华北盆地太康隆起太原组致密砂岩储层的岩石学特征、成岩特征及成岩作用下孔隙度演化历史,确定了储层致密时间和成因,同时结合地层埋藏史-热演化史,恢复了致密砂岩储层中天然气的充注过程,最终确定了砂岩储层的致密-气体充注之间的耦合关系.研究结果显示:太原组致密砂岩储层主要经历了压实、胶结和溶解等多种成岩作用,当前处于中成岩阶段B期,孔隙类型以次生溶蚀孔隙、黏土矿物晶间微孔和微裂缝为主.通过定量分析不同类型成岩作用对孔隙度的影响,确定压实作用是导致储层致密最主要的因素,造成储层原生孔隙度从38.6％降低了31.01％,黏土矿物、碳酸盐矿物及硅质胶结作用仅使孔隙度损失7.27％,长石、岩屑等颗粒溶蚀作用增孔能力有限(仅为3.28％);孔隙度演化恢复结果表明太原组砂岩储层在中成岩A期的晚期(晚三叠世)开始进入致密阶段.通过对流体包裹体的类型和成分分析,确定太原组砂岩经历过单期次的气体充注过程.含烃盐水包裹体均一温度与地层埋藏史-热史对比结果表明气体充注对应地质时间为229～213 Ma,对应地质历史时期为晚三叠世,与储层致密化时间基本一致,表明太原组砂岩储层属于"边致密边成藏"型储层.

通过对桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组6个海相页岩和2个粉砂质泥岩样品的总有机碳含量(TOC)、矿物组成和高压甲烷等温吸附的测试,评价了桂北地区下寒武统清溪组海相页岩的甲烷吸附性能,探讨了该地区下寒武统清溪组海相页岩甲烷吸附性能的影响因素.实验结果显示,桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组样品具有较高的TOC值,其平均值为6.57％.矿物组成特征表明,研究区样品中石英含量相对较高,其分布范围为42.3％～69.1％,是其主要组分.清溪组泥页岩样品也具有较高的黏土矿物含量,其分布范围在12.4％～32.7％之间,平均值为20.8％,是次要组分.其他矿物主要包括长石、云母和菱铁矿.通过线性拟合分析,研究区清溪组页岩甲烷最大绝对吸附量与TOC含量之间线性回归方程拟合的R2为0.8328,表明研究区页岩样品的TOC对甲烷最大绝对吸附量有着直接影响,甲烷吸附能力与TOC含量呈正相关.同时,TOC标准化处理后的甲烷最大绝对吸附量与黏土矿物之间也存在较好的正相关性.TOC含量为影响桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组页岩甲烷吸附能力的主要因素,黏土矿物含量次之,影响相对较弱.此外,通过对比发现,相同TOC含量下,该地区清溪组页岩的最大吸附量与四川盆地龙马溪组页岩基本一致,表明研究区清溪组页岩具有与龙马溪组页岩相似的甲烷吸附性能.

为明确桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组一段成藏条件,评价区块资源潜力,利用录井、地震、实验测试等手段,系统分析页岩气成藏地质特征,并采用静态法对研究区页岩气资源量进行计算.研究表明:鹿寨组一段页岩有机质丰度中等(TOC含量在0.49％～5.15％)、类型好(有机质类型为II1～II2型)、热演化程度适中(热成熟度在2.2％～2.9％);储层脆性指数高(51％～94％),物性条件较好(孔隙度在3.12％～5.02％,渗透率在0.0005～0.161 mD),孔径多小于400 nm;储层孔隙类型以有机质孔和溶蚀孔为主,孔隙比表面积以微孔贡献为主,孔体积则主要由微孔和介孔贡献,微孔发育主控因素包括TOC和黏土矿物,而介孔发育主控因数为黏土矿物;现场总含气量平均1.73 m3/t,甲烷含量高达95％,为高热值干气;甲烷等温吸附绝对吸附量在1.07～3.67 m3/t,页岩吸附能力强;研究区页岩气藏埋藏深度多在1000～3000 m,顶板黄金组和底板尧云岭组岩性以(泥质)灰岩为主,岩性致密,累计厚度分别可达720 m和490 m,区内逆冲断层封堵性好,构造变形程度较低,岩浆活动较弱,温泉水循环深度多在800～1000 m,水文地质开启程度低.研究区沙坪复向斜页岩气地质资源量为255.2×108 m3,技术可采资源量为38.3×108 m3,技术可采资源丰度0.45×108 m3/km2.结论认为,桂中坳陷北部残留向斜核部鹿寨组一段页岩生烃基础较优越、储集空间发育、含气性高、保存条件较好、埋深适中及资源丰度较高,是页岩气勘探开发有利目标.

机器学习算法已经成为工程领域建模的有力工具,这些方法通过使用复杂结构或多重非线性变换从更高的维度拟合多个变量之间的非线性关系,适用于解决工程中由于变量关系复杂,传统物理模型或经验模型无法有效解决的问题.由于传统的测井资料解释方法是基于岩石物理机理和模型为基础,需要许多假设条件,在实际应用中存在一定偏差.因此,利用机器学习算法对测井资料进行处理和解释,尤其是对储层流体进行识别具有重要意义.现有的储层流体识别方法没有充分挖掘测井数据多维空间的关联性.此外,还存在储层类别分布严重不均衡、相似物性储层的识别容易混淆的问题.本文针对储集层流体识别任务提出了基于机器学习算法的高效解决方案.采用长短期记忆网络(LSTM)和卷积神经网络(CNN)分别表征测井曲线时序特征以及多条测井曲线之间的相互关联关系;考虑到油气储集层识别任务的类别分布不均衡性问题以及不同储层的价值排序有所差异,本文采用加权交叉熵损失函数,在模型训练中更注重学习少样本类别的特征,进一步提升含油储层的识别准确度.依据储层物性差异和相似度,设计了多层级储层流体识别方法,将LSTM和CNN的模型结构应用于层级II(含油储层、含水储层和干层)和层级III(油层、油水同层、差油层和水层、含油水层)的识别.本方法在真实油田测井数据上加以验证,其中数据分布极不均衡,高价值的含油类储层占比9％,符合真实工业场景.通过大量对比实验证明,LSTM和CNN的并行网络结构能够充分挖掘测井数据多维空间的相关特征;加权交叉熵损失函数显著提高了高价值含油储层的识别准确度,多层级储层流体识别方法对于物性相近的易混淆储层,如油水同层和含油水层的区分更加准确.实验结果表明,该方法能有效克服储层流体识别任务中的各种问题,对于帮助地质专家和工程师寻找地下储层,完成储层评价具有一定的实用价值.