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A Quantitative Evaluation of Shale Gas Content in Different Occurrence States of the Longmaxi Formation: A New Insight from Well JY-A in the Fuling Shale Gas Field,Sichuan Basin

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2019年第2期93卷 400-419页

作者： tang Ling SONG Yan LI Qianwen PANG Xiongqi JIANG Zhenxue LI Zhuo tang xianglu YU Hailong SUN Yue FAN Shichao ZHU Lin State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting China University of Petroleum The Unconventional Natural Gas Institute China University of Petroleum Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute

Comprehensive quantitative evaluation of shale gas content and the controlling factors in different occurrence states is of great significance for accurately assessing gas-bearing capacity and providing effective well-production strategies. A total of 122 core samples from well JY-A in the Fuling shale gas field were studied to reveal the characteristics of S_1 l shale,15 of which were selected to further predict the shale gas content in different occurrence states, which are dependent on geological factors in the thermal evolution process. Geological parameters were researched by a number of laboratory programs, and the factors influential in controlling shale gas content were extracted by both PCA and GRA methods and prediction models were confirmed by the BE method using SPSS software. Results reveal that the adsorbed gas content is mainly controlled by TOC, Ro, SSA, PD and pyrite content, and the free gas content is mainly controlled by S_2, quartz content, gas saturation and formation pressure for S_1 l in well JY-A. Three methods, including the on-site gas desorption method, the empirical formula method, and the multiple regression analysis method were used in combination to evaluate the shale gas capacity of well JY-A, all of which show that the overall shale gas content of well JY-A is in the range of 2.0–5.0 m^3/t and that the free gas ratio is about 50%, lower than that of well JY-1. Cause analysis further confirms the tectonics and preservation conditions of S_1 l in the geological processes, especially the influence of eastern boundary faults on well JY-A, as the fundamental reasons for the differences in shale gas enrichment in the Jiaoshiba area.

关键词： shale gas content on-site gas desorption multiple regression analysis controlling factors Longmaxi shales Fuling shale gas field Jiaoshiba area

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A New Method for Converting T_(2) Spectrum into Pore Radius

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Journal of Earth Science 2023年第4期34卷 966-974页

作者： Fan Zhang Zhenxue Jiang Yuanhao Zhang Bin Hu Zaiquan Yang Yuhua Yang xianglu tang Hanmin Xiao Lin Zhu Yunhao Han CNOOC Energy Economics Institute Beijing 100013China State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting China University of PetroleumBeijing 102249China Unconventional Oil and Gas Science and Technology Institute Beijing 102249China PetroChina Changqing Oilfield Company Xi􀆳an 710018China E&D Research Institute of Oilfield Company Ltd. Daqing 163412China Research Institute of Petroleum Exploration and Development Beijing 100083China

In this paper,a new method for converting the T_(2)(relaxation time) of NMR(nuclear magnetic resonance) into the pore radius is *** with NMR and centrifugation experiments,the relationship between pore radius and T_(2) of the sample was *** results show that the new method is more reasonable than the traditional *** the sample was denser and the mercury saturation was lower,the pore distribution curve was obtained by traditional method had a worse agreement with mercury injection experiment,while pore distribution curve of the new method had a better agreement with the mercury injection curve,which reflected the greater advantage of the new method as the reservoir becomes *** new method can obtain all the pore information in the *** results show that the pores in tight sandstone are mainly consisted with mesopore and macropore,and the connectivity of macropore is better than that of *** new method can effectively characterize the full pore distribution and the seepage characteristics in different pores interval of tight reservoirs,which had a great significance to evaluate the recoverable resources of tight reservoir.

关键词： tight reservoir nuclear magnetic resonance(NMR) pore radius T_(2)spectrum.

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Microscopic Pore Structure and Heterogeneity Quantitative Characterization of Shale Reservoir-Take in Chongqing Southeast Longmaxi Shale Case

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2015年第A01期89卷 91-92页

作者： WANG Pengfei JIANG Zhenxue tang xianglu LI Zhuo YUAN Yuan ZHANG Chen State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting China University of Petroleum Beijing 102249 China Unconventional Natural Gas Institute China University of Petroleum Beijing 102249 China College of Geoscienees China University of Petroleum Beijing 102249 China

At present, shale gas exploration in China has made a significant progress, and we have established four state- level shale gas demonstration areas that include the Fuling Jiaoshi dam, Changning--Weiyuan, Zhaotong and Yanchang. Shale gas production in last year has reached 13 ＊ 108m3, which the yield ofFuling Jiaoshi dam reached the highest 12.4 billion m3.

关键词： SHALE gas NATURAL gas -- Prospecting GAS reservoirs GAS fields OIL shales SCANNING electron microscopes SEDIMENTARY rocks

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Critical Controlling Factors of Shale Gas Enrichment and Accumulation,and Remaining Uncertainties

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2015年第A01期89卷 251-252页

作者： JIANG Zhenxue tang xianglu LI Zhuo JI Wenming YANG Wei YUAN Yuan WANG Pengfei XIONG Fengyang Key State Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting China University of Petroleum (Beijing) Beijing102249 China Unconventional Gas Research Institute China University of Petroleum (Beijing) Beijing 102249 China

Shale gas exploration have yielded remarkable achievements recently in China, and four national demonstration areas for shale gas exploration and production have been established respectively as Fuling- Jiaoshiba, Cha... 详细信息

关键词： SHALE gas reservoirs PETROLEUM prospecting LITHOFACIES PETROLOGY PETROLEUM geology

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Controlling factors of marine shale gas differential enrichment in southern China

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Petroleum Exploration and Development 2020年第3期47卷 661-673页

作者： JIANG Zhenxue SONG Yan tang xianglu LI Zhuo WANG Xingmeng WANG Guozhen XUE Zixin LI Xin ZHANG Kun CHANG Jiaqi QIU Hengyuan State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting China University of Petroleum(Beijing)Beijing 102249China Unconventional Oil and Gas Science and Technology Research Institute China University of Petroleum(Beijing)Beijing 102249China School of Geoscience and Technology Southwest Petroleum UniversityChengdu 610500China

Based on the exploration and development practice of marine shale gas in Fuling, Weiyuan, Changning, Luzhou and Southeast Chongqing in southern China, combined with experiments and analysis, six factors controlling differential enrichment of marine shale gas are summarized as follows:(1) The more appropriate thermal evolution and the higher the abundance of organic matter, the higher the adsorption and total gas content of shale will be.(2) Kerogen pyrolysis and liquid hydrocarbon cracking provide most of the marine shale gas.(3) The specific surface area and pore volume of organic matter rich shale increased first and then decreased with the increase of thermal evolution degree of organic shale. At Ro between 2.23% and 3.33%, the shale reservoirs are mainly oil-wet, which is conducive to the enrichment of shale gas.(4) The thicker the roof and floor, the higher the shale gas content. The longer the last tectonic uplift time and the greater the uplift amplitude, the greater the loss of shale gas will be.(5) The buried depth and dip angle of the stratum have different controlling and coupling effects on shale gas in different tectonic positions, resulting in two differential enrichment models of shale gas.(6) The effective and comprehensive matching of source, reservoir and preservation conditions determines the quality of shale gas accumulation. Good match of effective gas generating amount and time, moderate pore evolution and good preservation conditions in space and time is essential for the enrichment of shale gas.

关键词： southern China shale gas differential enrichment main controlling factors factors matching accumulation effect

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页岩油气富集的主控因素及误辩:以美国、阿根廷和中国典型页岩为例

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地球科学（中国地质大学学报） 2017年第7期42卷 1083-1091页

作者：蒋恕唐相路 Steve Osborne Thomas Anderson 犹他大学能源与地球科学学院美国盐湖城84108 中国地质大学资源学院湖北武汉430074 中国石油大学非常规天然气研究院北京102249 中国石油大学非常规油气与新能源研究院山东青岛266580

页岩气富集不均匀,无论对于不同页岩油气藏还是同一页岩油气藏不同地方,产量都是有高有低.有必要系统分析和对比全球不同页岩油气的地质、石油系统与油气富集的关系,总结页岩油气富集的主控因素,从而采取合理的勘探和开发技术.以美国、... 详细信息

页岩气富集不均匀,无论对于不同页岩油气藏还是同一页岩油气藏不同地方,产量都是有高有低.有必要系统分析和对比全球不同页岩油气的地质、石油系统与油气富集的关系,总结页岩油气富集的主控因素,从而采取合理的勘探和开发技术.以美国、阿根廷和中国典型页岩为例,基于野外和岩心观察、样品属性测试分析、储层表征、石油系统分析及油气测试,探究了页岩油气富集的主控因素及存在的认识误区.结果表明,富含有机质和脆性矿物的页岩主要分布于远离造山带物源的非深水的沉积和构造背景,富含石英和高伽马页岩并非判断优质储层的矿物和岩石物理标准,优质碳酸盐页岩应以富含碳酸盐和低伽马值为标准."页岩油气藏"实际是细粒富含有机质的自生自储或与富含有机质烃源岩相邻的贫有机质细粒沉积储层.天然裂缝对页岩油气富集具有有利和不利的双重作用.因此,页岩油气富集同时受到沉积和构造环境、岩相及矿物组成、天然裂缝的耦合影响,且对不同沉积盆地、不同属性页岩的影响差异明显.

关键词：页岩油气富集沉积背景构造岩相矿物组成天然裂缝石油地质

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海相与陆相页岩储层孔隙结构差异的影响因素

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石油学报 2020年第12期41卷 1501-1512页

作者：宋岩高凤琳唐相路陈磊王幸蒙中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102249 中国地质调查局发展研究中心北京100037

海相页岩和陆相页岩的孔隙结构差异明显。基于海相和陆相页岩在岩石组分、成熟度以及有机显微组分的差异开展的成因机理分析表明,页岩中不同岩石组分孔隙的孔径分布差异大,有机质孔隙在小孔径范围内占比多,黏土矿物孔隙与有机质孔隙的... 详细信息

海相页岩和陆相页岩的孔隙结构差异明显。基于海相和陆相页岩在岩石组分、成熟度以及有机显微组分的差异开展的成因机理分析表明,页岩中不同岩石组分孔隙的孔径分布差异大,有机质孔隙在小孔径范围内占比多,黏土矿物孔隙与有机质孔隙的孔径分布特征相似,但亦发育中孔和宏孔。海相页岩的小孔径孔隙多由有机质提供,而陆相页岩的小孔径孔隙多来自黏土矿物。无论是海相页岩还是陆相页岩,其孔隙均以无机矿物孔隙为主,其次为有机质孔隙,所不同的是海相页岩中有机质孔隙的贡献率高于陆相页岩,而陆相页岩中黏土矿物孔隙的贡献率高于海相页岩。有机质孔隙在不同演化阶段的孔隙构成不同,未成熟阶段以发育镜质体和惰质体的原始胞腔孔隙为主,成熟阶段有机质孔隙的发育程度最差,高成熟—过成熟阶段以发育次生固体沥青孔隙为主。高成熟—过成熟海相页岩的有机质以腐泥组和固体沥青为主,其有机质孔隙发育程度高。在以松辽盆地沙河子组为代表的高成熟陆相页岩中,其有机质以镜质体和惰质体为主,原始胞腔孔隙损失大,含有少量固体沥青孔隙;在以鄂尔多斯盆地延长组为代表的低成熟陆相页岩中,由于腐泥组和固体沥青充填孔隙,使得页岩整体的孔隙发育程度变差。

关键词：海相页岩陆相页岩孔隙结构差异岩石组分成熟度有机显微组分

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中国南方海相页岩气保存机理及模式

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地质学报 2023年第9期97卷 2858-2873页

作者：宋岩李卓姜振学刘达东唐相路张昆唐令油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学(北京)北京102249 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102249 西南石油大学地球科学与技术学院四川成都610500 中海油研究总院有限责任公司非常规研究院北京100028

保存条件是控制页岩气富集和高产的关键因素,我国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气已实现了商业化开发,但受到保存条件的影响,页岩气富集差异性明显,对勘探开发目标优选提出了挑战。因此,深化中国南方海相页岩气保存机理及模式研究对扩... 详细信息

保存条件是控制页岩气富集和高产的关键因素,我国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气已实现了商业化开发,但受到保存条件的影响,页岩气富集差异性明显,对勘探开发目标优选提出了挑战。因此,深化中国南方海相页岩气保存机理及模式研究对扩大页岩气勘探开发成效、提高页岩气产量具有重要意义。本文以四川盆地及周缘地区五峰组—龙马溪组页岩为研究对象,应用盆地模拟、流体包裹体分析、覆压孔隙度和渗透率实验、页岩三轴岩石力学测试等技术方法,取得了3方面认识:(1)揭示了页岩气构造保存机理,构造演化控制了页岩微裂缝开启、游离气富集和地层超压发育,差异构造演化过程及强度控制了页岩气赋存状态及含气量,构造抬升开始晚、强度小对页岩气保存有利;(2)阐明了页岩气顶底板封闭机理为岩性和物性封闭,岩性致密、页岩厚度、微观孔隙结构是顶底板封闭的关键控制因素,页岩气自封闭机理为毛管力和分子间作用力封闭,受控于孔隙连通性和甲烷吸附作用;(3)基于埋深和构造变形强度,建立了海相页岩气正向构造高部位和负向构造低部位保存模式。正向构造页岩气保存受控于裂缝发育程度,埋深大于页岩破裂深度、背斜两翼夹角大于120°有利于页岩气保存,负向构造页岩气保存受控于平行页理方向的封闭性,埋深大于页岩覆压渗透率突变带、斜坡倾角小于10°有利于页岩气保存。本文对中国海相页岩气勘探开发具有重要意义。

关键词：海相页岩气构造演化顶底板封闭自封闭性保存机理保存模式

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渝东南盆缘转换带龙马溪组页岩气散失过程、能力及其主控因素

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天然气工业 2018年第12期38卷 37-47页

作者：唐令宋岩姜振学唐相路李卓李倩文常佳琦孙玥中国石油大学(北京)非常规天然气研究院中国石油大学(北京)油气探测国家重点实验室中国石化石油勘探开发研究院

研究页岩气的散失过程、散失能力及其控制因素对于揭示页岩气的成藏机理、指导页岩气的勘探选区等都具有重要的现实意义。为此,以四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)下志留统龙马溪组页岩为例,通过现场解吸实验模... 详细信息

研究页岩气的散失过程、散失能力及其控制因素对于揭示页岩气的成藏机理、指导页岩气的勘探选区等都具有重要的现实意义。为此,以四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)下志留统龙马溪组页岩为例,通过现场解吸实验模拟页岩气散失过程,并借助X射线衍射分析、有机碳含量测试、低温氮气吸附实验、等温吸附实验、扫描电镜观察等室内研究手段,定性分析页岩气的散失过程,定量评价页岩气的散失能力,并在此基础上探讨影响页岩气散失能力的主控因素。研究结果表明:(1)该转换带龙马溪组上、下段页岩的页岩气散失过程存在着明显的差异,后者的散失能力明显低于前者;(2)页岩气散失能力主要由温度、压力及岩石属性等决定,其中温度、压力是最主要的外在因素;(3)有机质含量是决定页岩气散失能力的最主要内在控制因素,随有机质含量的增加,页岩比表面积增大、吸附能力增强,页岩气散失能力降低;(4)页岩气散失能力在一定程度上受到岩石矿物成分和孔隙结构的影响,石英含量、黄铁矿含量与散失能力呈负相关关系,长石含量与散失能力呈正相关关系,碳酸盐矿物含量和黏土矿物含量与散失能力之间的相关性不明显。

关键词：四川盆地东南部盆缘转换带早志留世页岩气散失过程散失能力主控因素有机碳含量

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四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩气不同传输类型的临界孔径与传输能力

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地质学报 2023年第1期97卷 210-220页

作者：王国臻姜振学唐相路贺世杰王昱超常佳琦中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102249

页岩气的扩散和渗流是页岩气富集过程中非常重要的地质作用,在地层条件下页岩气以扩散和渗流形式在微—纳米孔隙网络中进行传输。本文以四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩气藏为研究对象,基于克努森数与气体吸附机理,明确了页岩气扩散和... 详细信息

页岩气的扩散和渗流是页岩气富集过程中非常重要的地质作用,在地层条件下页岩气以扩散和渗流形式在微—纳米孔隙网络中进行传输。本文以四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩气藏为研究对象,基于克努森数与气体吸附机理,明确了页岩气扩散和渗流的主要类型;进一步结合气体微观分子动力学模拟,明确了剖面上不同页岩气扩散和渗流类型的临界条件;基于达西公式与菲克公式基本物理定义,建立了扩散系数与渗透率的关系,结合焦石坝地区龙马溪组页岩不同孔径下孔隙体积权重,查明了页岩全孔径视测渗透率的分布特征。研究表明,页岩气在地下主要存在三种扩散与两种渗流形式,包括吸附气表面扩散、克努森扩散、菲克扩散、滑脱渗流和达西渗流,现今焦石坝地区5种扩散和渗流类型临界孔径依次为1.2 nm、1.6 nm、25.0 nm、225.0 nm,不同扩散和渗流形式对应的孔隙体积占比依次为15.3%、5.6%、60.7%、6.4%、12.0%;宏孔主要提供了气体渗流空间、微孔与中孔主要提供了气体扩散空间,渗流传输能力约为扩散传输能力的106倍。

关键词：焦石坝地区龙马溪组页岩气传输页岩气扩散

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