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黔西北地区龙潭组海陆过渡相泥页岩储层特征及可改造性
汇报人：
2024-01-25
目录
CONTENTS
引言
区域地质背景
泥页岩储层特征
可改造性评价
改造技术与方法
现场应用与效果分析
结论与展望
引言
龙潭组泥页岩储层是我国黔西北地区重要的油气资源之一，具有巨大的勘探开发潜力。
随着全球能源需求的不断增长和非常规油气资源的日益重视，对龙潭组泥页岩储层的研究具有重要意义。
揭示龙潭组泥页岩储层的特征及可改造性，可以为该地区的油气勘探开发提供理论指导和技术支持。
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分析龙潭组泥页岩储层的岩石学、矿物学、地球化学等基本特征。
探讨龙潭组泥页岩储层的孔隙结构、裂缝发育、含油性等方面的特征。
评价龙潭组泥页岩储层的可改造性，包括储层压裂、酸化等改造措施的效果及适用性。
提出针对龙潭组泥页岩储层的勘探开发建议和策略。
国内外在泥页岩储层特征、成因机制、评价技术等方面取得了一定的研究成果。
随着非常规油气勘探开发的不断深入，泥页岩储层的研究逐渐成为热点和难点。
未来泥页岩储层的研究将更加注重多学科交叉融合、高精度地球物理勘探技术、数值模拟技术等方面的应用和发展。
区域地质背景
黔西北地区位于贵州省西北部，属于云贵高原的一部分，构造上处于扬子地块南缘。
该地区经历了多期次的构造运动，形成了复杂的构造格局，包括褶皱、断裂和节理等。
黔西北地区的构造特征主要表现为北东向和北西向的构造带，以及近东西向的构造脊。
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海陆过渡相泥页岩储层的形成需要特定的地质条件和沉积环境。
首先，泥页岩需要具有较高的有机质丰度和热成熟度，以提供充足的烃源。
其次，泥页岩需要具备较好的储集性能和渗透性，以便油气聚集和运移。
此外，泥页岩储层的形成还需要良好的盖层和圈闭条件，以防止油气散失。
泥页岩储层特征
以粘土矿物为主，含有一定量的石英、长石等脆性矿物，以及少量的黄铁矿等金属矿物。
矿物组成
岩石类型
颜色
主要为泥岩、页岩，局部夹薄层粉砂岩或细砂岩。
一般为深灰色、灰黑色，反映还原环境。
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较低，一般小于10%，局部可达15%左右。
孔隙度
特低，一般小于0.1mD，属于致密储层。
渗透率
含油饱和度一般较高，可达50%以上。
饱和度
以纳米级孔隙为主，微米级孔隙较少。
孔隙类型
多呈狭缝型、墨水瓶型等复杂形态。
孔隙形态
孔隙连通性较差，多呈孤立状或局部连通。
连通性
以饱含油、富含油为主，局部可见油浸、油斑级别。
含油级别
主要为轻质油、中质油，局部为重质油。
油质类型
钻井过程中多见油气显示，如油浸、油斑、荧光等。
油气显示
可改造性评价
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粘土矿物分布
粘土矿物的分布特征影响储层改造的均匀性和效果，局部富集可能导致改造效果不佳。
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粘土矿物类型
不同类型的粘土矿物对储层改造的影响不同，如伊利石、绿泥石等可提高储层改造效果。
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粘土矿物含量
粘土矿物含量适中有利于储层改造，过高或过低都可能对改造效果产生不利影响。
有机质类型
不同类型有机质的成熟度评价标准不同，如腐泥型有机质成熟度较低时也可能具有较好的改造效果。
成熟度指标
镜质体反射率、热解峰温等成熟度指标可用于评价有机质成熟度对储层改造的影响。
生烃潜力
有机质成熟度与生烃潜力密切相关，高成熟度有机质可能具有较低的生烃潜力，不利于储层改造。
地层压力过高可能导致施工过程中井漏、井喷等安全问题，影响储层改造效果。
地层压力
压力系数可用于评价地层压力与静水压力之间的关系，指导储层改造施工设计。
压力系数
压力梯度变化可能影响储层改造过程中的裂缝扩展和支撑剂运移，进而影响改造效果。
压力梯度
改造技术与方法
酸液体系选择
针对龙潭组泥页岩储层特点，选用适合的酸液体系，如盐酸、土酸等。
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对初次压裂效果进行评价，确定是否需要采取重复压裂措施。
初次压裂效果评价
根据储层特性和生产动态，选择合适的重复压裂时机。
重复压裂时机选择
针对初次压裂存在的问题，优化重复压裂工艺参数和施工流程。
重复压裂工艺优化
物理法改造
通过注入化学试剂，改变储层岩石化学性质，提高储层渗透性。
化学法改造
生物法改造
利用微生物代谢产生的有机酸、生物酶等物质对储层进行改造，改善储层物性。
采用微波、超声波等物理方法对储层进行改造，改变岩石物理性质，提高渗透率。
现场应用与效果分析
在现场应用过程中，遇到了一些特殊问题，如储层非均质性、天然裂缝发育等，通过优化压裂液配方、调整施工参数等措施，有效地解决了这些问题。
现场应用中的特殊问题及解决方案
龙潭组泥页岩储层在黔西北地区广泛分布，厚度较大，是该地区重要的页岩气储层之一。
龙潭组泥页岩储层在黔西北地区的分布及厚度
针对龙潭组泥页岩储层的特点，现场采用了水平井钻井、水力压裂等工程技术手段，以提高储
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