石油天然气地质学新进展-大作业题目

2015/2016学年第二学期结课大作业石油与然气地质学新进展

石油天然气地质学新进展

大作业

作业一：比较分析致密砂岩、页岩、常规砂岩储层的差异性。（30分）作业二：中国海相页岩油气主要地质特征及勘探开发新进展。（30分）作业三：分析致密油气藏与其它油气藏（页岩油气、煤层气、常规油气）的异同点。（40分）

要求：

1、所有答题需打印在A4纸上提交。上下左右页边距2cm，作业正文采用小四宋体（英文字母和阿拉伯数字Times New Roman），1.5倍行距，首行缩进2字符，排版规范。封面格式请勿改动，仅需填写个人相关信息。

2、答题时应尽量采用自己语言，不得拷贝复制。

3、严禁相互之间抄袭，如发现抄袭，视情节严重程度根据抄袭部分占该题目总分的比例扣除相应分数或者成绩记0分。

作业一：比较分析致密砂岩、页岩、常规砂岩储层的差异性。

致密砂岩储层孔隙类型包括缩小粒间孔、粒间溶孔、溶蚀扩大粒间孔、粒内溶孔、铸模孔和晶间微孔；孔隙喉道以片状、弯片状和管束状喉道为主；发育构造微裂缝、解理缝及层面缝等裂缝结构。沉积作用和成岩作用复杂化了储层的孔隙结构，大量发育的黏土矿物明显降低了储层的渗透率，强烈的压实作用和胶结作用使得储层致密化，而后期的溶蚀作用交代作用又可以改善储层的储集性能。致密砂岩储层渗流空间具有强烈的尺度性，空间尺度分为致密基块孔喉尺度、天然裂缝尺度、水力裂缝尺度及宏观气井尺度，而气体的产出就是经致密基块—天然裂缝—水力裂缝—井筒的跨尺度、多种介质的复杂过程。致密砂岩储层与常规储层在孔隙度、渗透率及储层压力等方面差异显著。此外，两者的研究内容及分布规律亦存在区别。常规储层孔渗之间具有明显的正相关性，所以研究其孔隙与喉道参数即可；但大量的事实表明，仅采用孔喉参数难以有效地确定致密砂岩储层的渗透率，而对其渗透率起决定作用的是裂缝体系，且致密砂岩的储集空间亦受其控制。

致密砂岩气藏和常规气藏的分布规律区别明显，我国致密气藏多以深盆气的形式出现。以深盆气藏为例，它具有特殊的成藏机理和圈闭分布规律，多形成于向斜轴部或背斜翼部，而常规油气藏可早于深盆气藏形成，且分布于其上倾方向。对常规圈闭气藏来说，天然气多聚集于孔渗条件较好的构造高部位，聚集位置与气源岩明显分开，气水分布服从重力分异原理，但是对于致密砂岩气藏来说，天然气主要聚集在离烃源岩比较近的位置，不服从重力分异原理，气水关系发生倒置。

页岩储层研究重点包括矿物类型与含量、孔隙度和渗透率、孔隙类型和孔隙结构等方面。矿物类型和含量是决定了页岩储层脆性特征，寻找脆性矿物含量高、易压裂的地层对页岩气压裂开发具有重要影响。页岩储层孔隙( 纳米级) 系统对烃类的储集能力和流体向裂缝网络传导具有重要的控制作用。页岩孔隙按大小可分为大孔（直径大于５０ｎｍ），介孔（直径介于２～５０ｎｍ）、微孔（直径小于２ｎｍ）。利用气体在页岩孔隙中的吸附与解吸可以测量其孔隙大小及其分布情况，当压力低于气体的临界压力时，对于介孔与大孔，首先发生多层吸附，相对压力更高时，则发生毛细管凝聚，形成类似液体的弯液面。页岩的孔隙度主要分布在０．０１％～５％，渗透率主要分布在０．００００１～１０ｍＤ，页岩的孔隙度与渗透率没有明显的相关关系。渗透率大于１ｍＤ的页岩岩心中存在着明显的天然裂缝或取心诱导裂缝。页岩中黏土矿物的总含量主要介于２０％～７０％，黏土矿物主要为绿泥石、伊利石、蒙

皂石以及伊蒙混层，这些黏土矿物中伊利石和伊蒙混层的含量较高，伊利石相对含量主要介于２０％～５０％，伊蒙混层相对含量主要介于２０％～７０％，而蒙皂石和绿泥石的含量平均相对偏低。非黏土矿物主要为石英、钾长石、方解石、白云石、斜长石、黄铁矿等，其中石英的含量最高，相对平均含量在２０％～５０％，黄铁矿和斜长石的相对平均含量最低，介于１％～５％。石英含量越多说明岩石的脆性越好，天然裂缝越容易发育，越有利于人工压裂。气体在页岩中主要以两种方式存在：在天然裂缝以及大孔隙中以游离气的方式存在；在有机质中的微孔及岩石固体颗粒表面以吸附气的形式存在。有机质含量是影响页岩气富集的一个根本因素，决定着页岩生气量的多少，有机质中含有大量的微孔隙［６］，它们为气体在页岩上的吸附提供了场所。页岩中的游离气与吸附气含量是随着页岩气藏的储层物性而变的。

作业二：中国海相页岩油气主要地质特征及勘探开发新进展。

富有机质黑色页岩的沉积模式主要有 4 种：海（湖）侵模式、水体分层模式、门槛模式和洋流上涌模式[15]。在陆相湖盆内，只发育湖侵、水体分层和门槛3 种模式。湖侵模式是

指相对湖平面上升，导致深水区形成大面积缺氧环境，有机质得以埋藏、保存而形成黑色页岩（密集段），在坳陷湖盆的展布规模一般较大（见图1a）。水体分层模式是指在温度、盐度或其他差异作用下，汇水盆地上下水体循环受阻，导致局部低洼滞水区形成缺氧环境，形成富有机质黑色页岩。水体层是富有机质页岩形成的最主要形式。门槛沉积模式分为高门槛和低门槛两种，这主要是针对水体深度而作的区分。高门槛模式是指在断陷湖盆和前陆湖盆等深水湖盆内，由于受“门槛”阻挡，外源水体无法影响盆地深部水体，进而水体分层形成缺氧环境，发育黑色页岩。低门槛模式则是指在水很浅的滞水区内（如沼泽），由于生物分解大量耗氧，导致水体呈还原环境，进而保存高等植物有机质形成煤系页岩的沉积模式。低门槛模式的最大特征是无水体分层。湖平面周期性的波动过程中，水体深度和沉积物输入速率具有周期性变化的特征，导致沉积剖面上有机碳总量规律变化。层序边界处水体较浅，沉积物堆积速度快且氧化作用活跃，剖面上往往出现有机碳总量最小值。在最大湖泛面附近，沉积物供应速度慢，为欠补偿沉积段，有机质相对富集，常出现有机碳总量最大值，即密集段是层序中最有利的富有机质页岩层段。但并非所有湖盆的最大湖泛面附近皆可形成密集段，陆相湖盆由于盆地类型和演化阶段不同，加之湖盆面积小、多物源、湖平面变化等因素，富有机质页岩在层序内的纵向分布较为复杂。中国东部断陷湖盆沉积密集段可分布于高位体系域下部，也可分布于湖侵体系域[20]，中西部盆地主要分布于湖侵体系域。湖相富有机质黑色页岩形成于二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系和新近系的陆相裂谷盆地、坳陷盆地。二叠系湖相富有机质黑色页岩发育在准噶尔盆地，分布于准噶尔盆地西部—南部坳陷，包括风城组、夏子街组、乌尔禾组。三叠系湖相页岩发育在鄂尔多斯盆地，其中长7 段、长

9 段页岩最好，分布于盆地中南部。侏罗系在中西部地区为大范围含煤建造，但在四川盆地为内陆浅湖—半深湖相沉积，中—下侏罗统发育自流井组页岩，在川中、川北和川东地区广泛分布。白垩系湖相页岩发育在松辽盆地，包括下白垩统青山口组、嫩江组、沙河子组和营城组页岩，在全盆地分布。古近系湖相页岩在渤海湾盆地广泛发育，以沙河街组一段、三段、四段为主，分布于渤海湾盆地各凹陷，黄骅和济阳坳陷还发育孔店组页岩。湖相富有机黑色页岩为中国陆上松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等大型产油区的主力油源岩。中国海相页岩十分发育, 分布广、厚度大。主要发育在古生界的陡山沱组(Z2)、筇竹寺竹组(C-1)、大乘寺组(O1)、五峰—龙马溪组(O3 —S1)、罗富组(D2)、德坞组—大塘组(C1)、龙潭组(P2)(见表3)。发育最好的页岩分布在下寒武统、上奥陶统顶部—下志留统底部,以扬子克拉通地区最为典型.

根据国家发改委能源局（2011 年）提出的我国页岩气发展规划目标，“十二五”探明页岩气地质储量为6000×108m3，可采储量为2000×108m3；2015年产量为65×108m3，2020 年

页岩气产量为（600 ～1000）×108m3（后又调减至300×108m3）。自2011年以来，国土资源部、国家能源局先后在四川盆地、滇黔地区（海相）、鄂尔多斯盆地（陆相）设立了2 个示范基地和4 个示范区，并规划了储量和产能或产量目标（表1）。2014 年，我国页岩气产量为13×108m3（全部来自示范区)。截至2015 年9 月，四川盆地探明页岩气地质储量5441×108m3，投产井200 口左右，2015 年已产气23×108m3，累计产页岩气37.5×108m3

2012 年，中国石油化工集团公司（简称中国石化）在重庆涪陵焦石坝发现焦页1HF 高产页岩气后，2014年探明了我国首个千亿立方米规模页岩气田——重庆焦石坝页岩气田。截至2015 年底，已在焦石坝及其周边累计探明页岩气地质储量3805.98×108m3。该地区2014 年产量为10.81×108m3。2015 年完井120 口，投产91 口，新建产能25×108m3，一期产建累计开钻290 口，投产180 口，建成产能50×108m3/a，目前日产气1550×104m3，2015 年产气31.67×108m3，销售30.41×108m3 [2]，累计产量超过43×108m3。2020规划建产100×108m3。焦石坝海相页岩气勘探开发成功具备7 个要素[3]：①构造稳定，保存条件好；②高TOC 集中段厚度大，且稳定分布；

③高孔隙度（4.9%）与高含气量（6.3m3/t）；④层间、高角度裂缝与微裂缝发育；

⑤地层超压（压力系数为1.5 左右），埋深适中（2200 ～ 3500m）；⑥地应力差小

且分布稳定；⑦龙马溪组底部游离气富集，含量局部高达75% ～ 85%。

作业三：分析致密油气藏与其它油气藏（页岩油气、煤层气、常规油气）的异同点。

1.非常规油气藏简

所谓非常规油气藏是指油气藏特征、成藏机理及开采技术有别于常规油气藏的石油天然

气矿藏。非常规油气资源的种类很多，其中非常规石油资源主要包括致密油、页岩油、稠油、油砂、油页岩等，非常规天然气主要包括致密气、页岩气、煤层气、甲烷水合物等。其中资源潜力最大、分布最广、且在现有技术经济条件下最具有勘探开发价值的是致密油气（包括致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气）、页岩油气（包括页岩气和页岩油）、煤层气等。

据研究，非常规油气藏在全球分布十分广泛，是世界上待发现油气资源潜力最大的油气资源类型。我国非常规油气藏分布亦十分广泛，无论是中部的鄂尔多斯盆地和四川盆地，还是西部的塔里木、准噶尔、吐哈盆地，以及东部的松辽、渤海湾、海域盆地等均有广泛分布，而且资源潜力巨大。

然而，由于非常规油气藏无论是在成藏机理和分布规律方面，还是在勘探评价方法和技术方面，均与常规油气藏明显不同，这就决定了其成藏研究和勘探评价的思路和方法有别于传统的石油天然气地质学研究。

2、常规油气藏与非常规油气藏的区别

目前，世界石油天然气工业已进入常规油气与非常规油气并重发展的时代，而且非常规油气在世界油气新增储量和产量中所占的比例越来越大，已成为世界石油与天然气工业发展的必然趋势和必由之路。

常规油气藏与非常规油气藏的区别主要是常规油气藏油气运聚动力是浮力，而非常规油气藏的运聚动力主要是膨胀压力或者生烃压力。常规油气藏的储层主要是中、高渗透率的储层，而非常规油气藏的储层则是低渗透率储层。非常规油气藏没有油水界面，而常规油气藏有油水界面。常规油气藏的流体压力主要是常压；而非常规油气藏是有由超压向负压最终到常压的旋回变化，超压是油气向低渗透致密储层中充注运移的主要动力，主要是由邻近的烃源岩在大量生烃期间所产生，并在幕式排烃过程中传递到储层中。

一般认为，非常规油气是一个动态的、主要受开采技术影响的概念。常规油气与非常规油气的界定是人为的，大多从经济角度、开采技术角度、地质特征和勘探角度进行界定，二者的区别也就主要体现于二者的界定标准。从经济方面来讲，次经济和经济边缘的为非常规，经济的为常规；从开发技术角度看，非常规油气为只有采用先进的开采技术组合才能采出的油气（美国全国天然气委员会（NPC））或为普通勘探开采技术难于表征和进行商业性生产的油气（RPSEA（美国能源研究合作公司）。从地质方面来讲，常规油气是浮力驱动形成的矿藏，其分布表现为受构造圈闭或岩性圈闭控制的不连续分布形式；而非常规油气则是非浮力驱动形成的矿藏，其分布表现为不受构造圈闭或岩性圈闭控制的区域性连续分布形式。值得注意的是，现在常将非常规油气与连续型油气混为一谈，但二者是不能等同的，连续型油气只是

非常规油气资源中重要的组成部分，但不是全部，重油、油砂等非常规油气资源就不是连续型的。

3.非常规油气和连续型油气

石油地质学的勘探开发领域不断扩大，从以构造油气藏为主进入目前构造与岩性地层油气藏并重，从常规油气资源延伸到非常规油气资源，从常规单一闭合圈闭油气藏扩展到连续型非常规圈闭油气藏。为建立一种区分常规和非常规油气藏的随意性更小、更加符合地质依据的方法，美国地质调查局在1995年在油气资源评价中引入连续型油气藏概念。

（1）连续型油气藏不同于非常规油气资源

连续型非常规油气藏与常规圈闭油气藏本质区别在于圈闭界限是否明确、范围是否稳定、是否具有统一油气水界面与压力的系统；也可以说前者是“无形”或“隐形”圈闭，以大规模储集体形式出现，后者是“有形”或“显形”圈闭，圈闭边界明确。

中国石油勘探开发研究院有关专家认为，连续型油气藏与非常规油气资源概念不同。非常规油气资源强调一些特殊划分标准，如最大基质渗透率界限、非常规特殊技术的使用以及开采的困难程度（极地或超深水地区、油砂），这些标准随着油气工业技术进步而改变，主观性较强，是宽泛和不确定的术语。

连续型油气藏概念更能准确反映油气形成机理、聚集条件、分布特征和技术方法，具有科学性和规范性。连续型非常规油气藏与传统单一圈闭油气藏的本质区别是油气聚集形式和赋存状态。传统油气藏内涵是基于单一圈闭概念，即圈闭是油气聚集的最小单元。连续型油气藏分布于大范围连片的储集体系内，易于形成连续的大油气区（层）。

（2）连续型油气藏的两个关键地质特征

连续型油气藏是基于对各种非常规油气藏共性特征的认识而提出的，尽管各种油气藏类型不同，但都具备两个相同的关键地质特征，一是大规模储层普遍含气，二是浮力不是成藏主要动力。

国外很早就注意到连续型油气藏。最早认知的连续型气藏属于致密砂岩气藏，20世纪70年代，研究者提出孤立（孔隙）体圈闭气藏、地层—成岩圈闭气藏、水动力圈闭气藏、水封型圈闭气藏等。1976年，在加拿大西部艾伯塔盆地发现Elmworth巨型深盆气藏，随后的多年里，国外科学家提出深盆气概念。1995年，美国地质调查局正式使用连续型气藏这个概念，并把深盆气、页岩气、致密砂岩气、煤层气、浅层砂岩生物气和天然气水合物等6种天然气统称为连续型气。

实际上，连续型油气藏往往是浮力对这类油气藏油气运聚不起主要作用的大面积含油气区域，一般具有一定的区域规模。