黔北正安地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征及有利区预测

为明确黔北正安地区上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组的页岩气地质特征,充分应用页岩气地质调查、重磁电、二维地震、地质调查井及测试分析等工作方法,开展黔北正安地区1:5万页岩气基础地质调查,对五峰组至龙马溪组富有机质页岩的分布、沉积环境、有机地球化学、岩石矿物、储集性能及含气性等特征进行分析研究,结果表明: 研究区五峰组—龙马溪组富有机质页岩为深水陆棚相沉积,主要分布有安场向斜、斑竹向斜和泥高向斜,厚度14.5~55 m,埋深0~3 200 m; 有机碳(TOC)含量1.0%~4.0%,有机质镜质体反射率(R_o)为1.82%~2.23%,有机质类型以Ⅰ型干酪根为主; 岩石主要由石英、长石和黏土矿物组成,脆性矿物含量高,一般大于50%; 孔隙度为2.03%~3.89%,渗透率为0.35×10^-5~1.86×10^-5μm²,表现为低孔、特低渗的特征; 最高含气量为2.88 m³/t,显示出较好的含气性特征。综合分析和评价圈出3个页岩气聚集有利区,分别为安场区块、斑竹区块和泥高区块,这为研究区页岩气进一步勘探开发指明了方向。     

鄂尔多斯盆地上古生界山西组页岩气成藏条件及勘探潜力

为了研究鄂尔多斯盆地上古生界页岩气的勘探潜力,对鄂尔多斯盆地二叠系山西组富有机质泥页岩样品有机地球化学、物性特征及等温吸附等方面测试获得的参数进行了数理统计和测井响应特征分析。研究发现：有效泥页岩单层厚度变化较大,最厚可达15 m以上,盆地主体部位w(TOC)一般大于1.0%,有机质类型主要为Ⅱ₂型及Ⅲ型,镜质体反射率平均为1.66%,属于成熟-高成熟阶段,有利于有机质热解生气,具备页岩气成藏的基本地质条件。黏土矿物主要以伊利石（44.9%）和高岭石（33.6%）为主,泥页岩孔隙度平均为3.98%,渗透率平均为0.133×10^-3 μm²。泥页岩吸附含气量平均为1.94 m³/t。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质丰度、有机质类型、热演化程度以及含气量等因素,预测鄂尔多斯盆地山西组页岩气有利区主要位于天环坳陷西北角、陕北斜坡带东北角及盆地中南部等区域。     

湖南省保靖地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件分析

为评价湖南省保靖地区寒武系牛蹄塘组页岩气勘探潜力,利用野外地质调查及页岩气井勘探成果资料,结合钻井岩芯样品测试结果,研究了保靖地区牛蹄塘组页岩储层发育特征及其分布规律。保靖下寒武统牛蹄塘组发育被动大陆边缘浅海深水碎屑岩陆棚相黑色碳质页岩、深灰色泥岩、深灰色钙质粉砂岩。该页岩层系分布稳定,厚度较大(90 m),有机质丰度较高(1.48%~3.49%),为I型干酪根,成熟度较高(3.90%~4.86%),处于过成熟阶段; 脆性矿物含量较高(38.4%~50.5%),具较好的破裂潜力; 成岩作用较深,黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主; 页岩孔隙度中等(0.50%~4.24%),渗透率极低(0.000 5×10^-3~0.014 6×10^-3 μm²)。储集空间有晶体矿物晶面溶蚀孔、矿物边缘溶蚀孔、有机质溶蚀孔、黄铁矿晶间孔、成岩作用解理缝和构造裂缝。综合分析认为,湖南省保靖地区下寒武统牛蹄塘组具有较好的页岩气成藏地质条件,裂缝发育区可促进页岩气聚集,在保靖县东部昂洞—泽碧一带可以加大勘探力度。     

萍乐坳陷中部GFD1井页岩气富集模式

为调查评价萍乐坳陷中部二叠系乐平组页岩气资源潜力,于丰城地区部署了页岩气地质调查井——GFD1井。以GFD1井的资料为基础,对乐平组富有机质页岩有机地球化学、岩石学、含气性等特征进行系统分析。结果表明：丰城地区二叠系层序完整,乐平组富有机质页岩厚度大,有机质类型以Ⅱ₂-Ⅲ型为主,有机碳质量分数高,热演化程度已进入高成熟生气阶段;脆性矿物平均质量分数为34.84%,具有后期压裂改造的前提条件;随钻气测录井曲线可见两段明显异常。对岩心进行实时现场解吸,煤层气含气量普遍大于1.00 m³/t,平均达3.54 m³/t;页岩气含气量介于0.10~1.50 m³/t之间,平均为0.54 m³/t;致密砂岩气含气量一般小于0.30 m³/t。GFD1井所处的曲江向斜北翼完整,南翼被一条逆断层挤压,具有较好的封堵性,有利于页岩气保存,形成原地宽缓斜坡型页岩气富集模式。     

源内致密砂岩优质储层特征及控制因素分析:以川西坳陷须五段为例

川西坳陷的油气勘探已经从源储分离的常规油气勘探逐渐转变为源储一体的常规与非常规油气协同勘探,其中致密储层发育特征及成藏特点成为目前亟须解决的关键科学问题之一。运用石油地质学与沉积岩石学原理及分析方法,对川西坳陷须五段储层发育特征及控制因素进行研究,研究结果显示,须五段砂岩储层的孔隙度为1.371%~8%,小于10%,渗透率为(0.005~0.701)×10^-3 μm ²,小于1×10^-3 μm ²,属致密储层范畴。基于砂岩粒度大小结合储层物性以及含气性分析,须五段识别出三类优质储层,即粗砂、中砂和细砂。研究区粗砂较少发育,厚度较大的中砂和细砂在上亚段、中亚段和下亚段的三角洲前缘亚相较发育,储集空间发育微孔隙、少量微裂缝。粒度中值控制致密砂岩优质储层的发育类型、沉积相带与层序控制优质储层的发育位置,成岩作用控制优质储层的形成。     

沁水盆地阳泉区块太原组煤系页岩孔隙结构特征

页岩孔隙结构是影响页岩气赋存与储集的基本因素之一。为研究高演化海陆过渡相煤系页岩的孔隙结构和评价页岩气储集能力,主要运用扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和CO₂气体吸附实验方法,对沁水盆地阳泉区块太原组海陆过渡相煤系页岩孔隙微观特征与孔隙结构进行了研究,并分析了太原组煤系页岩孔隙发育的影响因素。研究结果表明:沁水盆地阳泉区块太原组海陆过渡相煤系页岩孔隙度介于2.54%~12.03%之间,平均为6.61%;发育多种类型的孔隙,常见粒间孔、粒内孔和微裂缝,有机质孔不发育;太原组煤系页岩孔隙总孔容介于0.025 5~0.054 7 mL/g之间(平均0.040 1 mL/g),总比表面积介于12.34~43.38 m²/g之间(平均28.74 m²/g),微孔(<2 nm)和介孔(2~50 nm)是页岩气储集的主要载体;有机碳含量、成熟度R_o和黏土矿物含量均对煤系页岩孔隙发育产生积极影响。     

滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件及资源潜力分析

通过野外露头观察、剖面测量和样品测试,分析了滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件。研究结果表明：滇黔桂盆地中、下泥盆统发育两套台盆相暗色泥页岩沉积,泥页岩单层厚度为10~55 m,累计厚度普遍在100~450 m之间;泥页岩TOC一般为1.0%~2.5%,有机质类型为Ⅰ型-Ⅱ₁型,处于高-过成熟热演化阶段;储层物性接近于四川盆地威201井寒武系九老洞组页岩,发育多种储集空间类型,脆性矿物含量平均值为46%,具备储集条件;黔南坳陷西南部和桂中坳陷中西部地区地层相对平缓,断裂密度和剥蚀厚度小,且断裂性质以逆冲、压扭为主,页岩气保存条件相对较好。综合考虑暗色泥页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、热演化程度和保存条件等因素,预测滇黔桂盆地泥盆系页岩气有利层段为塘丁组和罗富组,有利区主要分布于天峨-南丹-河池一带以及桂中坳陷中部的鹿寨-来宾-合山-大化地区。利用地质资源丰度类比法计算出该区页岩气地质资源量为0.66×10¹²~1.09×10¹² m³。     

松辽盆地三肇凹陷青山口组一段泥页岩岩石学特征及岩相划分——以松页油3井为例

以松辽盆地三肇凹陷松页油3井青山口组一段泥页岩为例,对其沉积构造、有机质丰度及矿物组成等岩石学特征关系进行研究.结果表明,三肇凹陷青一段泥页岩发育块状构造和纹层状构造两种沉积构造;TOC含量介于0.50%~6.82%,平均值为3.16%,S₁+S₂介于2.01×10^-3~49.41×10^-3,平均值为23.02×10^-3,总体为好-最好的烃源岩;矿物组成以长英质矿物为主,黏土矿物次之,碳酸盐矿物、黄铁矿含量较低.基于岩石学特征研究,按照"有机质丰度-岩石沉积构造-矿物组成"分类标准,将青山口组一段划分为9类岩相,其中高有机质纹层状长英质泥页岩岩相具有较好的生烃潜力,是三肇凹陷页岩油勘探的最有利的岩相类型.     

黔西地区下石炭统旧司组页岩气聚集条件及含气性分析

为研究旧司组页岩气聚集条件和含气性特征,以黔西地区下石炭统旧司组页岩为研究对象,采用薄片鉴定、X-射线衍射分析、覆压孔渗、扫描电镜、低温氮吸附、有机地球化学、含气量现场解析、等温吸附等测试方法开展研究。结果表明:黔西地区旧司组富有机质页岩广泛发育,厚度主体上介于30~100 m之间,有机碳含量高,有机质类型主要为Ⅱ型,处于过成熟生干气阶段;矿物成分主要为石英和黏土矿物,脆性指数均大于50%,为超低孔、超低渗,孔隙类型多样,孔径介于2~4 nm之间,以中孔为主,比表面积和总孔体积较大,具备良好的页岩气聚集条件;页岩微观孔隙的分形维数(D₁、D₂)较大,平均值分别为2.804 1、2.753 8,页岩孔隙结构较为复杂、非均质性较强;现场解析总含气量主体介于1.5~3.0 m³/t之间,等温吸附气量介于1.58~4.52 m³/t之间,含气性能较好,旧司组显示出具有良好的页岩气勘探潜力。     

渝东南彭水地区彭页1井龙马溪组储层特征及含气性研究

渝东南地区是我国页岩气勘探开发的重点地区.以彭水地区彭页1井龙马溪组泥页岩为研究对象,结合钻井资料、全岩分析、薄片观察、扫描电镜、核磁共振与氮气吸附等实验,对页岩岩矿特征、有机地球化学、储层特征与含气性进行系统分析.研究表明：彭页1井龙马溪组泥页岩厚度约80 m,脆性矿物含量高,以石英为主,约占48%,其次为长石与碳酸盐矿物;黏土矿物占29%,以伊利石为主,占黏土矿物总量的65%,与美国Barnett页岩矿物成分及含量相近,有利于后期压裂.该井区页岩有机质类型为II₂型,TOC为1%～3%,平均1.84%,成熟度2.5%～4.4%.储集空间多为纳米级—微米级孔隙,有机质孔和粒间孔为主,可见粒内溶蚀孔、微裂隙、黏土矿物层间孔和少量晶间孔,平均孔隙度2.43%,孔径以微小孔为主,介于2～80 nm,渗透率主要集中在0.005～0.01 mD,含气性中等—偏低,解析气量平均1.15 m³/t,饱和吸附量（V_L）平均2.56 m³/t,均低于Barnett页岩和焦页1井的含气量,有机质丰度、储层孔隙度是该区页岩含气量的主控因素,其次还受脆性矿物和黏土矿物含量影响.     

南华北盆地太康隆起煤系页岩气地质特征及勘探潜力

基于南华北盆地上古生界煤系页岩气勘探实践及认识,通过研究该区页岩气烃源岩地球化学特征、储集层特征、含气性特征,总结页岩气地质特征,分析勘探潜力。页岩气主要发育于太原组、山西组,烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主,镜质体反射率为2.1%~3.4%,处于过成熟阶段;太原组、山西组泥页岩有机碳含量均值分别为2.34%、1.66%;页岩气储集层矿物成分以石英、黏土矿物为主,主要储集空间类型为矿物质孔和微裂缝;太原组、山西组页岩含气量均值分别为1.73 m³/t、1.55 m³/t,相对于海相页岩含气特征属于中等—偏高的范围;采用容积法计算页岩气地质资源量为7112×10⁸m³,资源丰度为2.54×10⁸m³。经综合对比评价认为庄头斜坡、杞县凹陷是南华北盆地太康隆起页岩气较为有利的勘探目标区。     

鄂尔多斯盆地东部太原组页岩气吸附特征及影响因素

鄂尔多斯盆地东部太原组在绥德地区发育一套潜在的烃源岩,总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量为0.75%~5.71%(平均2.75%);镜质体反射率(Ro)为1.43%~2.12%(平均1.80%),处在高成熟-过成熟阶段,具有很好的生气潜力。为了探讨鄂尔多斯盆地东部太原组泥页岩的吸附特征,选取了研究区SSD1井10个泥页岩样品进行等温吸附、总有机碳含量、镜质体反射率、X-射线衍射和比表面积等测试分析,在此基础上探讨了盆地东部太原组富有机质泥页岩的吸附能力及其影响因素。结果表明:研究区SSD1井太原组10个泥页岩样品的兰氏体积为1.11~2.41m3/t,随着压力的增加,吸附能力迅速增加,当达到一定压力后达到饱和;泥页岩的吸附能力与总有机碳含量和黏土矿物含量有正相关关系;页岩比表面积与兰氏体积相关性不明显,推测样品孔隙大小及形态对气体的扩散和吸附有一定的影响。综合评价认为,总有机碳含量、黏土矿物含量是影响太原组泥页岩吸附能力的重要因素,这为盆地东部页岩气勘探提供参考。     

鄂尔多斯盆地东部太原组页岩气吸附特征及影响因素

鄂尔多斯盆地东部太原组在绥德地区发育一套潜在的烃源岩,总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量为0.75%~5.71%(平均2.75%); 镜质体反射率(R_o)为1.43%~2.12%(平均1.80%),处在高成熟—过成熟阶段,具有很好的生气潜力。为了探讨鄂尔多斯盆地东部太原组泥页岩的吸附特征,选取了研究区SSD1井10个泥页岩样品进行等温吸附、总有机碳含量、镜质体反射率、X-射线衍射和比表面积等测试分析,在此基础上探讨了盆地东部太原组富有机质泥页岩的吸附能力及其影响因素。结果表明: 研究区SSD1井太原组10个泥页岩样品的兰氏体积为1.11~2.41 m³/t,随着压力的增加,吸附能力迅速增加,当达到一定压力后达到饱和; 泥页岩的吸附能力与总有机碳含量和黏土矿物含量有正相关关系; 页岩比表面积与兰氏体积相关性不明显,推测样品孔隙大小及形态对气体的扩散和吸附有一定的影响。综合评价认为,总有机碳含量、黏土矿物含量是影响太原组泥页岩吸附能力的重要因素,这为盆地东部页岩气勘探提供参考。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长82优质储集层成因机理研究*

鄂尔多斯盆地陇东地区长8₂储集层平均孔隙度为8.8%,平均渗透率为0.64×10^-3μm²,属于低孔低渗储集层。强烈的压实作用是储集层物性变差主要原因,碳酸盐胶结作用促使储集层物性进一步变差。尽管储集层物性整体较差,但在普遍低孔低渗背景下仍发育相对高孔渗的优质储集层。对优质储集层进行了分析,总结了优质储集层的典型特征,统计表明:优质储集层的塑性组分含量较低,孔隙类型以绿泥石胶结残余粒间孔和溶孔为主,孔隙结构以中小孔—中细喉为主。在此基础上,分析了优质储集层成因机理。研究认为:分流河道、河口坝等微相高能厚层砂体有利于优质储集层发育,相对低的塑性组分含量和绿泥石环边胶结有利于粒间孔隙的保存,溶蚀作用是次生孔隙形成的最主要成岩作用。     

松辽盆地南部青山口组一段页岩油富集地质特征及资源潜力

松辽盆地南部长岭凹陷青一段发育一套优质的半深湖-深湖相暗色页岩,沉积厚度大,分布稳定.页岩层系内存在大量滞留烃,具有可观的页岩油资源潜力.利用大量录井、测井、试油、岩心及分析测试资料,对青一段页岩滞留烃含量及分布、岩相组合、储集空间、矿物组成等富集主控因素进行了全面分析.结果表明,青一段页岩中滞留烃性质以中-轻质油为主,流动性好,在纵向上主要富集在1800~2500 m范围内.青一段页岩可划分为层理型、纹层型、互层型3种岩相类型,其中层理型和纹层型滞留烃含量高,TOC主体大于1.5%,有机质类型以I、II₁型为主,热解S₁主体大于2×10^-3,孔隙度大于5.5%,孔径以介孔-宏孔为主,脆性矿物含量大于50%,可压性好,是主要的页岩油富集模式.通过富集主控因素叠合及有利岩相评价,优选乾安富集区部署实施吉页油1HF井,经压裂测试获得16.4 m³/d的高产页岩油流.采用热解S₁法初步估算长岭凹陷青一段页岩油资源量为35×10⁸ t,证实了松辽盆地南部具有可观的页岩油资源潜力.     

阿尔金山南缘中侏罗统页岩气有利区优选与资源潜力

阿尔金山南缘中侏罗统大煤沟组泥页岩发育,初步证实具有较好的页岩气生成和储集条件,但有利选区不落实,资源潜力不明。通过对研究区中侏罗统大煤沟组页岩厚度、有机质丰度、有机质成熟度、含气性和保存条件等特征的研究,结合目的层构造和埋深等条件,根据陆相页岩气有利区优选标准,在阿尔金山南缘中侏罗统大煤沟组优选出茫崖1号沟、清水河、黑石山和月牙山等4个页岩气有利区,总有效勘查面积为1 692.54 km²。利用含气页岩面积、厚度、密度和含气量等主要参数,评价了有利区页岩气资源潜力,其中茫崖1号沟有利区P50页岩气地质资源量为723.05×108 m³,清水河有利区P50页岩气地质资源量为1 845.10×108 m³,黑石山有利区P50页岩气地质资源量为199.10×108 m³,月牙山有利区P50页岩气地质资源量为1 747.16×108 m³,合计P50页岩气地质资源量为4 514.41×108 m³,总体认为具有较好的页岩气资源潜力。     

我国陆相中高熟页岩油富集条件与分布特征

我国相继在多个盆地陆相页岩油勘探中获得突破,展示了良好的发展前景。基于现阶段勘探认识,本文认为陆相页岩油富集主要条件是：(1)稳定且有规模和适宜热成熟度的富有机质页岩是重要物质基础,以TOC含量>2%,最佳为3%～4%、母质类型Ⅰ和Ⅱ₁型为主,R_o>0.9%或更高(咸化环境0.8%);(2)有一定容积规模的微纳米孔隙且具脆性的多类储层是重要条件,页岩储层有效孔隙度宜>3%～6%;成岩阶段偏低时,纯页岩段不是中高熟页岩油富集段,致密砂岩和混积岩黏土含量宜<20%;成岩阶段高时,页岩黏土含量可高至40%左右;(3)滞留烃数量大且品质好是重要保证,以S₁>2 mg/g为门限,最佳>4～6 mg/g;气油比>80 m³/m³,最佳150～300 m³/m³;(4)顶底板具封闭性保持超压且滞留足够多轻-中组分烃类。陆相页岩油分布特征是：(1)有外物质注入的深-半深湖相是页岩油主要富集区;(2)具备“四高...     

沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙特征和孔隙结构

储层孔隙特征和孔隙结构是影响页岩气赋存与储集的重要因素。为评价海陆过渡相高演化煤系页岩储层性质与页岩气储集性能,应用扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和 CO₂气体吸附、微米CT扫描、核磁共振实验方法,对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙微观特征和孔隙结构进行了研究。结果表明,沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中发育多种类型微观孔隙,常见粒间孔、粒内孔和微裂缝,有机质孔几乎不发育;武乡区块煤系页岩气储层样品孔隙总孔容分布在0.021 9~0.073 5 mL/g之间,平均值为0.039 9 mL/g,总比表面积主要分布在11.94~46.83 m²/g之间,平均为29.16 m²/g,其中介孔(2~50 nm)和微孔(<2 nm)是煤系页岩气储集的主要载体。煤系页岩中的高配位数孔隙数量越多,相应的孔容和孔比表面积越大,孔隙连通性越好;在孔隙数量和总孔容相差不大的前提下,山西组煤系页岩储层孔隙结构与连通性比太原组煤系页岩稍好。     

蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

游离气作为页岩气重要赋存形式之一,决定了页岩气的开发潜力及经济效益。以蜀南地区龙马溪组页岩为例,结合X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等资料,对比分析了四川盆地及周缘页岩游离气含量与测试日产气量的关系,初步提出了工业建产区页岩游离气含量下限,并从烃源、储集及保存等方面对页岩游离气含量主控因素进行了系统研究,在此基础上探讨了工业建产区页岩孔隙度下限。结果表明:页岩游离气含量大于2.5 m³/t时,更易获得工业气流;蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、孔隙度、硅质矿物含量、地层压力系数、裂缝发育整体呈一定正相关,而与含水饱和度、碳酸盐矿物含量具有一定负相关;裂缝发育、含水饱和度以及硅质矿物、碳酸盐矿物等能通过关联孔隙度而间接影响游离气含量,均不作为页岩游离气含量主控因素,页岩游离气含量主控因素为TOC、孔隙度及地层压力系数;利用容积法对不同孔隙度下页岩游离气含量进行了蒙特卡罗模拟计算,发现当页岩孔隙度大于4%时,游离气含量大于下限值2.5 m³/t的概率超过50%,建议以4%作为工业建产区选择的孔隙度下限,以此控制页岩气开发的地质风险。页岩储层含气量评价建议以游离气评价为中心,重点从TOC、孔隙度、地层压力系数等3个方面开展系统评价。     

福建二叠系中统童子岩组页岩气储层特征

为了评价福建省二叠系中统童子岩组页岩气资源开发潜力,开展了野外地质调查及现场解吸测试工作,研究了童子岩组页岩气储层特征及其影响因素。结果表明:福建二叠系中统童子岩组泥页岩干酪根为Ⅲ型;有机碳质量分数普遍在2%以下;R_ran值介于2.52%~5.80%,泥页岩储层处于过成熟演化阶段;泥页岩储层黏土矿物含量较高,脆性矿物含量不高,不利于页岩储层的压裂改造;泥页岩孔隙度较低,渗透率极低,中孔是童子岩组页岩气储存的主要场所;童子岩组含气量总体较低,主要受后期构造运动和岩浆活动影响所致。分析表明:在受影响相对较小的局部块段——加福向斜和抚市向斜,其向斜底部的童子岩组具有页岩气成藏条件。