青海-甘肃民和盆地油页岩成因类型及特征

利用岩心、钻井和分析测试资料,对民和盆地油页岩的沉积环境、层序地层、赋存、工业品质和地球化学特征进行了研究,将民和盆地油页岩划分为3种成因类型：油一层为深湖—半深湖低含油率腐泥型油页岩,油三层为浅湖相低含油率腐殖—腐泥型油页岩,油四层为湖沼相中含油率腐泥—腐殖型油页岩。研究成果表明：形成于深湖—半深湖相的油一层分布范围广,厚度较大,油页岩含油率不高,属高灰分低含油率的油页岩;形成于湖沼相的油四层厚度较小,平面上分布不稳定,含油率较高,属中灰分中含油率的油页岩。     

青海-甘肃民和盆地油页岩的成因类型及特征

利用岩心、钻井和分析测试资料,对民和盆地油页岩的沉积环境、层序地层、赋存、工业品质和地球化学特征进行了研究,将民和盆地油页岩划分为3种成因类型:油一层为深湖-半深湖低含油率腐泥型油页岩,油三层为浅湖相低含油率腐殖-腐泥型油页岩,油四层为湖沼相中含油率腐泥-腐殖型油页岩.研究成果表明:形成于深湖-半深湖相的油一层分布范围广,厚度较大,油页岩含油率不高,属高灰分低含油率的油页岩;形成于湖沼相的油四层厚度较小,平面上分布不稳定,含油率较高,属中灰分中含油率的油页岩.     

鄂尔多斯盆地何家坊地区三叠系油页岩特征

为了认识陕西省铜川市何家坊地区三叠系延长组长7油页岩矿床特征、品级质量和勘探前景,对何家坊地区三叠系油页岩成矿地质背景和油页岩样品数据进行了研究分析,并对比了井下和地表油页岩参数变化。该区油页岩厚度较大、油页岩段集中、分布稳定、含油率较高,为厚层中品级富-高硫油页岩;地表油页岩由于覆压减小等影响,页理张开、孔隙增加、密度减小。油页岩油气含量更能反映其利用价值,油页岩开发必须考虑含气量的综合利用。     

中国典型盆地油页岩特征及赋存规律

我国陆相盆地油页岩矿床特征多样,尚未形成统一的分类体系,本文以典型盆地松辽盆地、抚顺盆地和桦甸盆地、准噶尔盆地以及鄂尔多斯盆地为例,分别开展了离散型大陆裂谷盆地、转换型走滑盆地、汇聚型前陆盆地及板内型克拉通盆地4种类型解剖,总结了各类型盆地油页岩特征及矿床赋存规律。其中：离散型大陆裂谷后热沉降坳陷演化阶段沉积的油页岩具有有机质类型Ⅰ型、含油率中等、厚度中等、分布面积广的特征,易形成特大型油页岩矿床;离散型大陆裂谷同裂谷沉降断陷阶段沉积的油页岩具有有机质类型Ⅱ₁-Ⅱ₂型、含油率中等、厚度中等、分布面积小的特征,易形成中型油页岩矿床;转换型走滑盆地油页岩具有有机质类型Ⅱ₁-Ⅱ₂型、矿床赋存特征差异较大的特征,这主要取决于走滑运动断陷的构造沉降量,该类型盆地既发育中等含油率、巨厚的油页岩矿床,也发育高含油率、厚度薄的油页岩矿床,但总体分布范围较小,易形成中小型油页岩矿床;汇聚型前陆盆地陆相磨拉石阶段沉积的油页岩具有有机质类型主要为Ⅰ和Ⅱ₁型、含油率较高、厚度大、分布局限、地层产状变化大的特征,易形成大型油页岩矿床;克拉通型盆地陆内坳陷阶段沉积的油页岩具有有机质类型主要为Ⅰ和Ⅱ₁型、含油率中等、厚度稳定、分布面积广的特征,易形成特大型油页岩矿床。在所有盆地类型中,半深湖-深湖环境、高水位体系域和水进体系域是油页岩形成的有利场所。     

喀左盆地下白垩统九佛堂组油页岩特征及控矿条件

野外地质调查和岩石学、地球化学研究表明：喀左盆地3个油页岩层群分别发育于下白垩统九佛堂组的一、二、三段,以位于三段的第三油页岩层群的工业意义最大;油页岩常与上覆沉凝灰岩或其它凝灰质岩石呈伴生关系。油页岩（矿石）类型有泥岩、具粉砂质条带的含钙-钙质泥岩、泥灰岩和页岩4种类型,以前两者为主;低品级油页岩体积分数为50％,中品级油页岩体积分数为42％,高品级油页岩体积分数为8％,均属高灰分油页岩。油页岩的有机质类型为腐植-腐泥型,源于低等植物;浅湖-半深湖形成的油页岩（矿石）类型为含粉砂质条带的含钙-钙质泥岩,深湖形成的油页岩（矿石）类型主要为泥岩;物源区母岩类型对油页岩的化学成分特征及灰分成分类型具有明显的控制关系;火山喷发的灾变事件终止了油页岩的成矿作用。     

陕西铜川—延安地区油页岩及油气资源特征

鄂尔多斯盆地东南部的铜川—延安地区是我国油页岩资源最丰富的地区之一,其中,三叠系延长组是盆地内最具潜力的油页岩产出层位。为了掌握和评价该区三叠系延长组长7油页岩矿床特征、资源品级和勘探远景,为该区油页岩勘探开发提供依据,在对油页岩地质调查、钻探及测井等资料解释和样品分析的基础上,进行了综合研究和远景资源量估算。结果表明: 该区油页岩厚度较大、油页岩段集中,分布稳定,含油率较高,为厚层中品级富—高硫油页岩; 沉积环境控制了油页岩的厚度及含油率,半深湖—深湖与浅湖过渡带及湖湾环境是油页岩形成的最有利相带; 该区仅500 m以浅的长7油页岩资源量达1 346.46×10⁸ t,干馏油页岩油资源量为63.70×10⁸ t,资源潜力巨大,具有大型—特大型油页岩矿床远景。     

罗子沟盆地下白垩统大砬子组油页岩成矿规律分析

罗子沟盆地油页岩赋存于下白垩统大砬子组二段,埋藏浅,地层倾角缓,含油率为3.51%～14.37%。油页岩具有典型内陆湖泊成因特点,含有大量动植物化石,其成因类型为腐泥型(Ⅰ型)和腐植腐泥型(Ⅱ1型)。大砬子组为一个完整的三级层序,主要油页岩层形成在水进体系域和高水位体系域,含油率高,赋存稳定。从平面上,油页岩富矿中心在CK26、CK30、CK35、CK40孔附近,呈东西向带状分布;在纵向上,共见有29层油页岩,其中有7层为可采油页岩层,2层和3层油页岩呈层状产出,连续、稳定、含油率高,具有巨大的经济开发价值。     

新疆博格达山北麓油页岩成因类型及有利区预测

博格达山北麓油页岩资源储量巨大且发现已久,但研究程度较低。油页岩赋存于上二叠统芦草沟组,主要形成于深湖相高水位体系域,属于低含油率高灰分油页岩。根据样品有机元素分析及热解分析数据,采用交汇图解法分析油页岩成因类型主要为腐泥型（Ⅰ型）和腐殖腐泥型（Ⅱ₁型）;晚二叠世芦草沟期,三工河地区为该区的沉积中心,油页岩资源量大,含油率高,且开采条件简单,是进一步勘探和开发的最有利地区。     

吉林省油页岩矿床成因类型及其成矿规律

根据勘查获得的大量实物岩芯、录井信息、样品分析测试数据及以往勘查资料,认为吉林省油页岩矿床成因总体属于内陆湖泊生物沉积型,依据矿床的特点及产出的构造位置,可进一步分为大型坳陷盆地型、山间坳陷盆地型和断陷盆地型3种不同的成因类型。对不同类型油页岩矿床进行了研究,各类矿床均严格受地层控制,矿层展布于各盆地灰—灰黑—黑色泥页岩中,成矿物质主要来源于陆相湖泊生物和少量的陆源植物体,成矿时代为中—新生代,主要分布于大型坳陷盆地和断陷盆地中。指出大型坳陷盆地型、山间坳陷盆地型矿床与中生代白垩纪深湖—半深湖沉积环境有关;断陷盆地型矿床与新生代古近纪深湖—半深湖沉积环境关系密切。     

新疆霍什布拉克铅锌矿床地质、地球化学特征研究

新疆霍什布拉克铅锌矿床的矿体和含矿地层的产状一致,主矿体的矿石具有条带状、纹层状构造,矿石中大量发育霉球状、管状和环带状生物结构,显示出层控、热水沉积成因的特点。含矿地层和矿石样品的主量元素PER图解显示含矿碳酸盐岩以含石膏的灰岩为主,围岩的白云岩化微弱,矿化与硅化关系密切。矿石、含矿碳酸盐岩和页岩、粉砂质灰岩和泥质粉砂岩等碎屑岩具有各自鲜明的微量元素分布特征,上层矿体矿石中较强的富集过渡族元素Ti、V、Cr、Mn、Co、Ni、非活动性元素Zr、Hf及大离子亲石元素Sr和Pb,亏损活动性元素Na、K、Rb、Ba和非活动性元素Nb、Th。其围岩重结晶泥晶灰岩富集Ti、Mn、Ni、Sr和Pb,亏损Na、K、V、Fe、Rb、Ba、Zr、Hf、Nb和Th。下层矿体的围岩页岩和泥质、粉砂质灰岩样品的微量元素分布在平均上地壳线附近,部分样品较明显的富集Ti、V、Cr、Mn、Co、Ni、Rb、Y、Zr和Hf,亏损Na、Fe、Sr、Nb。上层矿体矿石和下层矿体围岩中的部分碎屑岩富集强亲岩浆元素Cr、Co、Ni,且上层矿体矿石的稀土元素分布模式具有强的正Eu异常,部分下层矿体围岩具有较明显的正Eu异常。地质和地球化学特征显示该矿床属于热水沉积矿床中的SEDEX型矿床。     

松辽盆地农安地区上白垩统油页岩含油率影响因素

农安油页岩含矿区地处松辽盆地东南隆起区,主要发育于上白垩统青山口组一段、嫩江组一、二段。油页岩有机质的干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ₁型,质量较好,处于成岩的未成熟阶段。油页岩含油率与有机碳和氢元素含量间存在明显的线性正相关关系,当有机碳质量分数＞6％或氢质量分数＞1％时构成油页岩。此外,有机质干酪根的显微组分可以反映有机质的类型,与含油率之间也存在一定的相关性。青山口-嫩江组沉积时期,该区温暖湿润的古气候条件、大规模的海侵和缺氧事件影响了油页岩中有机质的丰度和类型,从而影响了油页岩的含油率。     

松辽盆地扶余—长春岭地区上白垩统青山口组油页岩品质特征及意义

松辽盆地扶余—长春岭地区上白垩统青山口组发育多层油页岩,油页岩颜色主要为棕褐色和灰黑色,发育水平层理和块状层理,揭示其沉积于半深湖-深湖环境。通过系统取样、测试和分析表明:研究区油页岩为中等含油率、中发热量、高灰分及低硫油页岩。总有机碳(TOC)测试结果为4.87%~19.90%,平均为7.88%,表明油页岩有机质丰度较高;通过岩石热解参数分析,研究区油页岩有机质类型以Ⅰ型为主,Ⅱ型次之;结合最大热解峰顶温度T_(max)(℃)的变化范围为437℃~449℃,指示出研究区的油页岩有机质成熟度处在未熟-低熟阶段。对研究区油页岩的厚度及含油率展布特征进行分析表明:研究区2号和3号矿层油页岩厚度最大,连续性最好,ZK0809井和ZK3201井区油页岩累计厚度较大,而SY9井区油页岩含油率最高。     

松辽盆地东南隆起区JFD1井上白垩统青山口组一段油页岩品质特征

本文以松辽盆地东南隆起区JFD1井为研究基础,通过岩心观察、样品测试等方法对上白垩统青山口组一段油页岩进行评价。研究分析表明:JFD1井青山口组一段共发育4层油页岩,最低含油率为3.5%,较高含油率为9.2%,个别样品含油率高达11%,整体为中-低品质油页岩,单层最大厚度可达7.4 m,累计厚度为20 m,全硫含量范围0.85%~1.93%,平均值为1.18%,属于特低硫-低硫油页岩。油页岩段含油率与小体积质量、灰分、挥发分显示一定的负相关性,与总有机碳含量TOC呈现明显的正相关性,可以作为油页岩评价的替代指标。对青山口组一段的测井曲线分析显示,油页岩段较非油页岩段具有明显的高自然伽马、高电阻率、高声波时差和低密度的特点,可以作为间接识别油页岩的参考手段。     

松辽盆地嫩江组泥页岩有机质富集模式探讨——以嫩江组一、二段油页岩为例

通过理论模型推演与地质研究实例相结合的方式,以松辽盆地白垩系嫩江组一、二段发育的富有机质页岩(油页岩)为例,重点利用松科1井(南孔)嫩江组取芯井已有测试分析资料,综合有机碳(TOC)含量、黄铁矿硫同位素、全岩元素,以及相关测井、地震资料,综合探讨分析了嫩江组油页岩的成因机制以及油气勘探意义。研究认为:(1)将松辽盆地嫩江组油页岩的形成机制完全归因于海水侵入湖盆很可能是不全面的。虽然海侵能够导致湖盆水体咸化以及藻类勃发,但由于海侵时富氧表层海水对湖盆底部氧化还原环境的改变,"海侵"发生时可能在一定程度上抑制有机质在沉积物中的富集保存,这一点可以从松科1井连续地化剖面上得到验证;(2)海侵对富有机质页岩沉积的促进因素很可能主要体现在海侵结束后湖盆的持续咸化带来的藻类勃发;(3)嫩江组泥岩内存在全盆地广泛分布的火山凝灰岩沉积,且通常与油页岩呈共生关系。古松辽湖盆生产力的提升与火山灰输入所带来的营养物质,如磷、铁等直接相关;(4)嫩江组一、二段油页岩的形成可能是海侵结束后湖盆水体咸化与火山灰瞬间大量输入所诱发的湖盆水体富营养化事件多因素共同作用的结果。油页岩含油率分布规律显示在湖盆生产力普遍较高的情况下,沉积区水体深度越深、越远离河流碎屑输入,则有机质的富集保存条件越好,油页岩品质越高。     

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油战略调查成果综述

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油资源丰富,以往的勘探目的层主要是泥页岩裂缝、泥页岩中夹的薄砂条和介形虫层,受目的层分布范围限制,页岩油勘探效果一直不理想.本次调查以盆地内广泛发育的泥页岩储层为重点,创新了陆相盆地泥页岩储层页岩油地质认识,形成了泥页岩储层页岩油勘查技术体系.部署实施的松页油1井、松页油2井和松页油...     

松辽盆地北部上白垩统青山口组泥岩特征及页岩油有利区优选

以松辽盆地北部为研究区域,以上白垩统青山口组一、二段泥岩为研究对象,通过国内外页岩油研究资料收集整理分析、典型井岩心观察、样品测试数据分析等,对研究区青山口组一、二段泥岩的岩性、物性、电性、含油气性、烃源岩、脆性及地应力特征七方面页岩油评价参数进行了研究,结果表明,松辽盆地北部上白垩统青山口组一、二段具有页岩油发育的有利石油地质条件,其中古龙凹陷为页岩油的有利区,具有良好的勘探前景。     

松辽盆地东南隆起区JFD6井1000m以深白垩系青山口组油页岩特征

松辽盆地油页岩资源极其丰富,JFD6井位于松辽盆地东南隆起区,哈拉海向斜内。通过录井资料,测试分析及测井解释,对该井青山口组油页岩的基本特征进行了分析研究。结果显示青山口组一段油页岩质量较好,含油率属于低-中等级,而且为低硫油页岩。表明在未来油页岩开发利用中,对周围环境的污染程度较低。     

金衢盆地上白垩统金华组湖相页岩油气地质特征

以金衢盆地白垩系金华组为研究对象,在钻井资料分析的基础上,结合区域沉积背景,通过分析暗色泥页岩有机质丰度、厚度和分布范围,研究和探索了金衢盆地上白垩统金华组湖相页岩油气地质特征。金衢盆地金华组湖相暗色泥页岩样品的有机质丰度特征表明,TOC值一般小于0.5%,属于非烃源岩,个别样品达到1.57%,属于优质烃源岩; 富有机质层段以富砂夹泥型或富泥夹砂型为主,具多产层特征,盆地北部凹陷具备一定的页岩油气勘探潜力。金华组湖相暗色泥页岩主要发育在西北部衢州—龙游沉积中心区,区域较为局限,厚度不均,范围5~100 m,平均孔隙度3.867%,平均最大渗透率0.087 2×10^-3 μm²,属于典型的致密型储层。将富有机质层段砂泥地层作为一个整体进行页岩油气勘探,源储一体是今后陆相页岩油气的重要勘探思路。     

利用测井技术评价松辽盆地南部油页岩

为了利用松辽盆地南部已有钻井的测井资料评价油页岩,分析了松辽盆地南部嫩二段油页岩的测井响应特征,充分利用测井资料连续性的优势,采用5口井93块油页岩岩心的有机碳、含油率化验分析数据和测井响应特征,建立嫩二段油页岩的有机碳含量与含油率之间定量关系式T^a=0.548 6TOC+0.18和△logR、自然伽玛与有机碳含量之间的定量关系式TOC=6.262 8×△logR+1.05,进而建立利用测井资料定量评价油页岩含油率模型T^a=0.546 8a×△logR＋0.548 6×△TOC＋0.18。通过模型计算出的油页岩段的含油率与油页岩实测含油率数据基本一致,而且计算出的含油率值连续。     

Characterization of a Lacustrine Shale Reservoir and the Evolution of its Nanopores: A Case Study of the Upper Cretaceous Qingshankou Formation in the Songliao Basin,Northeastern China

The Songliao Basin is one of the most important petroliferous basins in northern China. With a recent gradual decline in conventional oil production in the basin, the exploration and development of unconventional resources are becoming increasingly urgent. The Qingshankou Formation consists of typical Upper Cretaceous continental strata, and represents a promising and practical replacement resource for shale oil in the Songliao Basin. Previous studies have shown that low-mature to mature Qingshankou shale mainly preserves type Ⅰ and type Ⅱ1 organic matter, with relatively high total organic carbon(TOC) content. It is estimated that there is a great potential to explore for shale oil resources in the Qingshankou Formation in this basin. However, not enough systematic research has been conducted on pore characteristics and their main controlling factors in this lacustrine shale reservoir. In this study, 19 Qingshankou shales from two wells drilled in the study area were tested and analyzed for mineral composition, pore distribution and feature evolution using Xray diffraction(XRD), scanning electron microscopy(SEM), low-pressure nitrogen gas adsorption(N2-GA), and thermal simulation experiments. The XRD results show that clay, quartz, and feldspar are the dominant mineral constituents of Qingshankou shale. The clay minerals are mostly illite/smectite mixed layers with a mean content of 83.5%, followed by illite, chlorite, and kaolinite. There are abundant deposits of clay-rich shale in the Qingshankou Formation in the study area, within which many mineral and organic matter pores were observed using SEM. Mineral pores contribute the most to shale porosity;specifically, clay mineral pores and carbonate pores comprise most of the mineral pores in the shale. Among the three types of organic matter pores, type B is more dominant the other two. Pores with diameters greater than 10 nm supply the main pore volume;most are half-open slits and wedge-shaped pores. The total pore volume had no obvious linear relationship with TOC content, but had some degree of positive correlation with the content of quartz + feldspar and clay minerals respectively. However, it was negatively correlated with carbonate mineral content. The specific surface area of the pores is negatively related to TOC content, average pore diameter, and carbonate mineral content. Moreover, it had a somewhat positive correlation with clay mineral content and no clear linear relationship with the content of quartz + feldspar. With increases in maturity, there was also an increase in the number of carbonate mineral dissolution pores and organic matter pores, average pore diameter, and pore volume, whereas there was a decrease in specific surface area of the pores. Generally, the Qingshankou shale is at a low-mature to mature stage with a TOC content of more than 1.0%, and could be as thick as 250 m in the study area. Pores with diameters of more than 10 nm are well-developed in the shale. This research illustrates that there are favorable conditions for shale oil occurrence and enrichment in the Qingshankou shale in the study area.