沁水盆地榆社-武乡区块煤系页岩气储层特征评价

通过对沁水盆地榆社-武乡区块石炭-二叠系山西组-太原组富有机质泥页岩展布特征、地球化学特征以及储层特征进行分析认为,研究区富有机质泥页岩十分发育,连续性较好。TOC含量集中分布于1.5%~2.5%,干酪根以III型为主,热演化程度为高成熟—过成熟阶段,为好-优质的烃源岩。泥页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主,黏土矿物主要为高岭石和伊蒙混层。页岩孔隙类型以黏土矿物粒间孔和有机质孔最为发育。泥页岩具有良好的吸附性能,页岩比表面积和孔隙体积有很好的正相关关系,表明研究区页岩具有较好的储集性能。优选的山西组-太原组页岩气有利区分布于研究区的北部及中部偏南一带,有利区内泥页岩累计厚度均在50m以上,TOC含量大于2%,构造较为简单,埋深适中,有利于页岩气的勘探与开发。     

海陆过渡相泥页岩储层特征研究——以沁水盆地为例

通过扫描电镜、X射线衍射、压汞实验及等温吸附实验等对沁水盆地太原组泥页岩进行了实验分析,从地球化学特征、岩石学特征、物性与储集空间特征等方面对泥页岩储层特征进行了研究。结果表明,研究区太原组页岩气储层泥页岩厚50~70 m,储层有利层段为太原组上段,最大连续厚度为10.7~25.13 m;有机碳质量分数为0.12%~22.78%,平均为2.5%以上;成熟度为1.72%~3.6%,总体偏高,处于高-过成熟阶段;矿物成分以黏土矿物和石英为主,脆性矿物平均为32.12%~45.25%;微孔裂隙发育,类型多样。孔隙结构以微孔、小孔和超大孔为主,孔隙间连通性比较好。沁水盆地太原组泥页岩具有储层埋藏深度适中,泥页岩累计厚度大,有机碳含量高,脆性矿物含量高,微孔裂隙发育,孔隙间连通性好等特征,是页岩气的有利储集层。其不利条件主要表现在单层厚度小,黏土矿物含量高,成熟度较高等。     

河西走廊中东部地区上古生界太原组页岩气资源潜力评价

甘肃河西走廊地区上古生界太原组发育了一套海陆交互相煤系泥页岩,选取有机质丰度及种类、成熟度、有效页岩单层厚度、埋深、储层物性、页岩含气性6项指标对页岩气成藏前景进行评价。研究发现:研究区有效页岩单层厚度平均大于50m,最厚可达120m;TOC平均为3.76%;有机质类型以Ⅱ型为主,含少量Ⅲ型;镜质体反射率(Ro)平均为2.77%,属于过成熟阶段,有利于有机质热解生气,具备页岩气成藏的基本地质条件。页岩中粘土矿物含量平均为24.6%,脆性矿物含量平均为69.5%;孔隙度平均为2.88%,渗透率平均为0.094×10-3μm2。泥页岩吸附含气量平均为1.33m3/t。综合分析认为河西走廊中东部地区上古生界太原组页岩具有较好的页岩气勘探潜力。     

湘中地区涟源凹陷石炭系测水组泥页岩储层特征

石炭系测水组是涟源凹陷重要的页岩气勘探层位,针对页岩气藏自生自储、低孔低渗的特征,进行测水组泥页岩储层特征研究是该区页岩气勘探与开发的关键问题。本文基于野外露头、钻探井及样品实验测试数据等资料,对测水组泥页岩储层分布、矿物组成、物性、含气性等特征进行了细致分析。测水组泥页岩在凹陷中部褶皱带厚度最大、埋深适合;泥页岩中脆性矿物含量超过70%,有利于天然裂缝的发育与后期的压裂改造。泥页岩内微孔隙与裂缝较为发育,孔径分布范围3.71~19.07nm,以介孔为主,具有较大的孔比表面积,孔径与总孔隙体积随埋深增加呈减小趋势。储层孔隙度为1.0%~6.2%,平均为3.5%,渗透率变化较大,受裂缝发育程度的影响,为典型的低孔低渗非均质储层。受埋深较浅的影响,样品整体含气量较低,分布在0.16-0.49m3/t,但等温吸附测试的吸附气量远大于解析气量,表明在合适的埋深下测水组仍具有较好的储气能力。综合评价认为,涟源凹陷测水组泥页岩具有形成优质页岩气储层的潜力。     

河南牟页1井山西组—太原组页岩含气性控制因素

目前页岩含气性控制因素是页岩气勘探研究的一个关键问题。基于中牟区块及周边研究资料,在太原组—山西组海陆过渡相的泥炭沼泽亚相和潟湖亚相沉积岩是页岩气发育最有利相带,对岩芯进行含气量测试研究。结果表明:1)山西组泥页岩平均含气量为1.82m~3/t,累计厚度20～25m;太原组泥页岩平均含气量为2.64m~3/t,累计厚度26～30m。2)太原组泥岩的有机碳含量要高于山西组;随着埋藏深度的加大,有机碳含量具有逐渐增加的趋势,且非均质性较强。3)地层垂向岩性变化、厚度、有机质含量、有机质生烃能力影响页岩含气性。4)现场解吸气量、有机质丰度、厚度、埋深、裂缝、孔隙结构是牟页1井山西组—太原组页岩含气性控制因素。     

川西南井研地区筇竹寺组页岩气特征北大核心CSCD

综合川西南井研地区JS1井钻井、测井等资料,对比邻区筇竹寺组、龙马溪组页岩储层岩性特征、厚度、有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度、渗透率、矿物组成、压力、含气性等,分析认为JS1井地区筇竹寺组页岩有机碳大于2%、厚度大于100m、Ro在3%左右、石英含量大于40%、含气量平均1.8m3/t、裂缝发育,其余各项指标也较好,仅埋深较大。因此,川西南地区筇竹寺组及龙马溪组是下组合有利的页岩气勘探目标层系,与北美页岩气相比,也是适合开发的页岩层。     

川西南井研地区筇竹寺组页岩气特征

综合川西南井研地区JS1井钻井、测井等资料,对比邻区筇竹寺组、龙马溪组页岩储层岩性特征、厚度、有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度、渗透率、矿物组成、压力、含气性等,分析认为JS1井地区筇竹寺组页岩有机碳大于2%、厚度大于100m、Ro在3%左右、石英含量大于40%、含气量平均1.8m3/t、裂缝发育,其余各项指标也较好,仅埋深较大。因此,川西南地区筇竹寺组及龙马溪组是下组合有利的页岩气勘探目标层系,与北美页岩气相比,也是适合开发的页岩层。     

煤系页岩气储层非均质性研究——以宁武盆地太原组和山西组为例

储层非均质性是影响煤系页岩气勘探开发的主要瓶颈之一。以宁武盆地太原组和山西组泥页岩为研究对象,通过钻孔资料、TOC、XRD、扫描电镜、压汞及低温液氮测试,划分泥页岩发育层段,分析煤系页岩TOC、矿物成分、孔隙度、孔容、比表面积参数宏观非均质性及孔隙结构非均质性,探讨宏观—微观非均质性影响因素。研究表明:太原组和山西组泥页岩平均厚度分别为32.77m和67.68m,可划分为5个层段和4种暗色泥页岩类型,黑色页岩具有TOC、孔隙度、水敏性中等,脆性高特点,是最利于开发的优质储层段;微孔主要受黏土矿物含量影响,呈现出正相关关系,在黏土矿物含量较低时,微孔与TOC呈现正相关;煤系泥页岩宏观非均质性主要受沉积和构造影响,微观非均质性受成岩演化影响。研究成果可为优选煤系页岩气优质储层段和压裂工艺提供可靠依据。     

煤系页岩气储层研究进展

煤系页岩气是煤系非常规天然气的重要类型。储层研究可为煤系页岩气开发提供理论基础。基于国内外文献调研分析,从煤系页岩分布与地化特征、储层特征与含气性、煤系页岩气赋存状态、富集影响因素、有利储层优选方面,阐述了煤系页岩气储层研究进展。研究表明:煤系页岩单层厚度薄,累计厚度大,有机质类型以Ⅲ型为主,储层矿物中黏土矿物含量相对较高,含气量具备商业开发所需条件。煤系页岩气赋存状态本质上取决于储层孔隙结构,页岩气在微孔中主要以吸附态的形式存在,而在中孔和宏孔中游离态是其主要存在形式。煤系页岩气富集主要受到有机质特征、储层矿物组成、储层结构特征、岩性组合的影响。有机质含量高有利于页岩气赋存;黏土矿物具有较强的吸附能力,多发育微孔和中孔,有利于页岩气富集;储层孔隙度的增加有利于页岩气富集;煤系页岩与煤层互层时,存在压力封闭和煤层气充注,利于富集。煤系页岩气有利储层优选为:TOC含量>2%,R o>0.7%,孔隙度>2%,脆性矿物含量>30%,黏土矿物含量<50%,含气量>1 m 3/t,煤系页岩有效厚度定为>30m、埋深>1000m,同时应考虑气藏封闭性及构造稳定性。     

阿尔金山南缘侏罗系页岩气生烃及储集条件

柴达木盆地阿尔金山南缘侏罗系发育,具备油气生成的条件,但尚未开展页岩气调查评价。通过野外地质测量和样品采集分析,调查了侏罗纪泥页岩发育的厚度、沉积环境,分析了页岩地球化学、储层物性等页岩气地质条件。研究表明,侏罗纪泥页岩累计厚度介于158~250m之间,单层最大厚度89m;沉积环境以深湖-半深湖为主;有机碳含量介于0.15%~7.96%之间,平均2.05%;镜质体反射率介于1.02%~2.50%之间,平均1.41%;有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主;泥页岩微裂缝及微孔隙发育,脆性矿物平均含量大于43%。综合分析认为,阿尔金山南缘侏罗系泥页岩具有较好的页岩气生烃和储集条件,可作为页岩气勘查开发的有利层系。     

沾化凹陷罗家地区沙三下段泥页岩储层特征

沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组沙三下段发育100~300 m厚的暗色泥页岩,具有较大的油气资源量和勘探潜力.研究表明,罗家地区的这套泥页岩为盐度较高、强还原性的深湖-半深湖沉积,岩石类型以泥岩、灰岩及之间的过渡岩性为主,碳酸盐矿物含量一般高于50%.根据泥页岩纹层厚度、组合方式、比例和稳定性,将深水泥页岩划分为6种类型,其中以薄层状泥质灰岩为主.泥页岩储层孔隙度为2%~8%,平均5.3%;渗透率变化较大,一般为(1~10)×10-3 μm2,平均为7.5×10-3 μm2,为低孔低渗的非常规储层.储集空间类型多,储层发育的裂缝包括构造裂缝、层间微裂缝和成岩缝,孔隙包括矿物晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等.储层质量受矿物组成和岩相、成岩作用、有机质含量等因素共同控制,其中有机质含量是控制该套泥页岩储层物性的主要内在因素.     

云南永善-大关地区五峰-龙马溪组页岩气聚集条件及有利区预测

为深入探讨永善-大关地区五峰-龙马溪组页岩气聚集条件、有利区分布和资源潜力,从页岩空间展布、有机地化特征、储层特征、含气性等多方面进行了全面分析。结果表明：五峰-龙马溪组泥页岩发育于海相浅水-深水陆棚沉积环境,具有埋深适中（1000~3000 m）、厚度大（40~120 m）、有机碳含量适中（1.0%~3.0%）、热演化程度高（>2.5%）的特征,页岩储层主要以脆性矿物为主（石英+长石+碳酸盐岩类矿物占35.8%~92.0%）,微米-纳米级孔缝发育,具备页岩气生成所需的物质基础和储集空间;五峰-龙马溪组页岩具有较强的吸附能力（平均最大吸附气量2.12 m3/t）和较高的含气量（现场解析气量0.5~3.38 m3/t）;以此为基础,采用多因素叠合法优选了页岩气发育有利区,分布在高桥-新场-天宁寺-木杆向斜所围区域,面积480.58 km2,并采用条件概率体积法初步评价了有利区页岩气资源量为1256.4×108 m3,具有一定的页岩气资源潜力。     

柴北缘中侏罗统大煤沟组七段泥页岩储层特征

柴达木盆地是中国西北地区重要的含油气盆地,盆地北缘中侏罗统大煤沟组七段页岩广泛发育。2013年在柴北缘实施第一口页岩气勘探井柴页1井,获得了良好的油气显示,页岩层段累计厚度达141 m,为半深湖深湖相沉积。页岩岩石主要类型为纹层状碳质页岩、纹层状含碳酸盐粉砂质页岩、纹层状页岩、纹层状含粉砂云质页岩、纹层状含砂页岩、纹层状粉砂质页岩、纹层状云质页岩。富有机质黑色页岩矿物特征表现高硅质矿物含量、高黏土矿物含量、低碳酸盐矿物含量。有机质类型主要为Ⅰ型,Ⅱ、Ⅲ型次之,Ro均大于0.8%,处于成熟阶段,TOC含量为1.41%～9.35%,烃源岩品质较好。大煤沟组页岩岩心孔隙度为0.8%～3.4%,比表面为11.1～21.9 m2/g,扫描电镜下孔隙直径为0.27～21.38 μm。微孔隙发育,依据成因划分为晶间孔、溶蚀孔、有机质孔、生物碎屑体内微孔隙。此外,页岩中发育的裂缝和微裂缝,为页岩气的运移和储层提供了通道和储集空间,形成复杂孔缝交叉储集系统。页岩孔隙储层的形成机理主要为有利的沉积环境、有利的矿物组合和有机质热解作用。     

山东省主要页岩气储层特征与资源潜力

山东省富有机质泥页岩发育层系多、类型多、分布范围广,为探寻页岩气有利储集层系和分布范围,以富有机质泥页岩为研究对象,通过分析富有机质泥页岩岩性特征,有机碳含量、生烃潜量、氯仿沥青“A”、干酪根类型、镜质组反射率等有机地化特征,孔隙度、渗透率、矿物成分、岩石密度等岩石物性特征,含气性特征等,对山东省页岩气赋存层位、生成的物质基础、热演化程度、储层特征等形成了系统认识。认为：古生界石炭系—二叠系山西组—太原组、新生界古近系孔店组和沙河街组富有机质泥页岩发育厚度大、分布面积广、有机质丰度高,热演化程度适中、岩石脆性矿物含量高,为页岩气有利储层;利用页岩气储层分布面积、泥页岩厚度、有机碳含量、镜质组反射率、含气性等相关评价参数,计算了山东全省页岩气资源潜力为1417797×108m3,优选了9个页岩气有利区,其中鲁西南有利区、阳谷 茌平有利区、黄河北有利区、贾镇潜凹陷有利区属海陆交互相泥页岩储层,泥页岩层系分布于石炭系—二叠系山西组—太原组;潍北凹陷有利区、东营凹陷有利区、沾化凹陷有利区、车镇 沾化凹陷有利区、临邑有利区属湖相泥页岩储层,泥页岩层系分别分布于古近系孔店组和沙河街组,为今后页岩气勘查工作提供了依据。     

海相页岩气目标区优选研究——以湖南某中标区块为例

通过野外调查获得研究区块详实的地质资料,龙马溪组富有机质页岩形成于封闭的深水滞留盆地,真厚度在22.26~28.63 m,具有自东向西增高的趋势,富含笔石化石;TOC含量在1.16%~4.31%,平均为2.06%;干酪根以Ⅰ型为主,镜质体反射率在1.87%~3.15%,基本处于过成熟早期阶段;页岩储层属于低孔低渗类型,但页岩富含硅质,脆性矿物含量在41.13%~84.95%,平均66.76%,有利于储层的后期压裂改造;页岩储层吸附能力较好,饱和吸附量为1.24~3.10 m3/t,平均2.11 m3/t,与TOC含量具有高度的线性关系。区块内龙马溪组埋深适中,有效勘探面积达540 km2,参数井显示页岩含气量较高,综合分析区内含气页岩埋藏深度、构造条件以及地表条件等因素,优选出龙家寨向斜和青安坪向斜的核部为页岩气勘探目标区。     

临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征

为了揭示鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩微观孔隙结构特征及其主控因素,丰富对该区块海陆过渡相煤系页岩孔隙发育特征与孔隙结构的认识,对临兴地区页岩进行扫描电镜、高压压汞和液氮吸附分析以表征微观孔隙结构特征,同时结合孔隙率、TOC含量、岩石矿物含量、黏土相对含量、有机质成熟度测试结果对页岩孔隙结构发育主控因素进行研究。结果表明:研究区页岩发育粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝,有机质内部偶见孔隙、可见微裂隙,与矿物伴生时周边发育微裂隙;页岩总孔容介于0.001 46~0.010 81 mL/g,介孔占比81.9%,比表面积介于0.35~ 3.65 m2/g,孔径分布以单峰型为主,分布范围主要在200 nm以内,主峰孔径在45 nm左右,本溪组、太原组页岩孔隙连通性优于山西组,太原组宏孔占比优于本溪组、山西组;页岩总有机碳含量对页岩孔隙发育的影响复杂,对宏孔发育具有一定的积极作用,脆性矿物含量对总孔、介孔发育有积极作用,黏土矿物含量对总孔和介孔发育起消极作用,其中,脆性矿物和黏土矿物通过影响介孔的发育来控制页岩中孔隙的发育程度。基于页岩孔隙结构多尺度定性–定量表征及其控制因素研究对临兴区块海陆过渡相页岩气资源量评价、甜点优选与开发具有重要指导意义,丰富了对海陆过渡相页岩储层的地质认识。      

滇黔北下古生界海相页岩气藏赋存条件评价

页岩气区域地质调查和钻探成果表明,滇黔北坳陷属于改造残留型构造坳陷,海相下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩发育,单层厚度达50m以上.评价区页岩的厚度、埋深、TOC、含气性、力学性质、物性和矿物成分等评价参数与北美已商业开发页岩气田的具有一定相似性,具备形成页岩气藏的有利地质条件,是现实的页岩气勘探开发重要目的...     

不同深度页岩储层力学各向异性的试验研究

为研究不同深度页岩储层力学参数的各向异性,开展了龙马溪组相关储层页岩的单轴压缩试验,探究了页岩储层力学参数在横向和纵向的变化规律,深入分析了页岩储层力学参数的各向异性指数。不同深度页岩储层矿物含量、天然裂缝的发育、层理缝密度等因素均导致储层表现出一定程度的各向异性;取样深度范围内,弹性模量随储层埋深的增加有减小的趋势;泊松比随储层埋深的增加有两头高、中间低的现象;抗压强度随储层埋深的增加表现出两头低、中间高的现象。抗压强度的横向和纵向异性指数均显著大于相同环境条件下弹性模量和泊松比的异性指数,且抗压强度的异性指数波动范围更广。力学参数的横向及纵向异性指数在一定程度上反映岩体力学性能的空间分布,深部岩体工程施工时,应提前开展不同深度和不同方向异性指数的力学试验调查,在优化工程施工的基础上,选取适用的力学本构关系。     

川东南地区志留系龙马溪组页岩气有利区评价优选

通过对川东南地区志留系龙马溪组页岩有机质丰度、热成熟度、有机质类型、脆性矿物含量、页岩层厚度、埋藏深度、构造形态等七大地质因素的综合分析,认定该区分布广泛的页岩有机质含量较高,有机质类型较好,热演化程度高,生烃潜力大,具备形成页岩气藏的气源条件。页岩厚度较大,埋深较浅,脆性矿物含量较大,页岩气的保存条件良好,有利于页岩气的压裂与开采。     

豫西地区山西组—太原组页岩孔隙结构及其影响因素——以ZXY1井为例

页岩孔隙结构是储层评价的关键,对页岩气的勘探、开发以及页岩储层改造等都具有十分重要的意义。本文以ZXY1井太原组—山西组页岩为例,利用低温氮吸—脱附实验、X衍射、扫描电镜等实验手段研究页岩孔隙结构及其影响因素。结果表明,太原组—山西组页岩孔隙复杂,发育有机孔、微裂缝和多种无机孔;孔隙孔径主要为2~50 nm,以介孔为主,其次为微孔;孔容和比表面几乎全部由微孔和介孔提供。有机质、黏土矿物及其组合对孔隙结构影响分析表明,孔容与TOC含量、孔容与黏土矿物含量、比表面积与TOC含量、比表面积与黏土矿物含量均具有较为显著的正线性相关关系;TOC含量和黏土矿物含量数值乘积与孔容、比表面积表现为非常显著的正线性相关关系;TOC含量和黏土矿物含量双参数回归孔容与比表面积,相关系数高,误差较小。综合分析认为,有机质和黏土矿物对孔隙结构的影响并非简单正线性相关关系,而是复杂的正向关系。