鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组页岩气地质特征及富集规律

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组广泛发育富有机质泥页岩,具有良好的资源勘探前景。通过对本溪组泥页岩的有机地球化学特征、孔隙分布特征、含气性等一系列页岩气成藏条件研究,查明了本溪组页岩气地质特征及成藏富集规律,提出晋祠段富有机质泥页岩为本溪组页岩气有利层段,具有四大地质特征：①有机质含量高（平均TOC值为3.06%）,且普遍处于成熟—高成熟阶段（R_O值平均为1.84%）,有机质类型主要为Ⅲ型,生气能力强;②发育微纳米级孔缝,以无机孔为主,部分有机质发育有机质孔,微孔和介孔为页岩气提供了主要的赋存空间,平均孔体积为0.024 m³/g,平均比表面积为11.05 m²/g,具备较好的储集能力,页岩气主要以吸附态存在于孔隙之中,其中压力和有机碳含量是影响泥页岩吸附气含量的重要因素;③硅质页岩段脆性矿物含量较高,大于40%,表明储层的可压性较大,有利于后期的压裂开采;④具有理想的成藏组合特征,以8^#、9^#煤层分别为顶、底板,煤层与泥页岩间较大的烃浓度差提供了良好的保存条件,2套煤层之间发育炭质页岩和硅质页岩,高TOC的炭质页岩与煤层含气性较好,紧邻9^#煤层的硅质页岩层段压裂开采中容易产生裂缝,为相邻煤系气的补充提供了一定的运移通道。结合地质特征总结出本溪组成藏富集规律：潟湖相沉积环境控烃、页岩孔隙发育控储、成藏有利组合控富以及硅质页岩可压裂性控产。研究结果为鄂尔多斯盆地本溪组页岩气有利区的确定和下一步勘探开发提供有益参考。     

赣西北下寒武统页岩气成藏条件及资源潜力

页岩气具有独特的成藏机理,需要特殊的成藏地质条件,主要受控于泥页岩厚度、有机质含量、有机质热成熟度、储层矿物岩石组分等因素。对赣西北地区地质调查和样品分析认为,该区下寒武统黑色泥页岩厚度较大,厚度可达400m;有机质丰度高,TOC含量为1.37%～4.93%,平均为2.87%;热演化程度高,R_o平均为2.9%;含气量较高,泥页岩含气量达2.0m³/t;脆性矿物含量高达45%～72%;埋藏深度适中,泥页岩储层裂缝及微孔隙发育,有机质类型以II—III型为主,具有良好的页岩气藏地质条件,下寒武统王音铺组和观音堂组是最有利的勘探层位,并初步预测该区页岩气资源量可达2.6×10¹²m³,具有良好的勘探开发前景。     

黔西北威宁地区龙参1井下石炭统旧司组—祥摆组海相页岩气储层物性及含气性特征

黔西北下石炭统旧司组—祥摆组是重要的海相页岩层系,为进一步加强贵州省页岩气的基础地质勘察,形成贵州特色页岩气地质理论,以威宁龙街向斜龙参1井下石炭统旧司组—祥摆组页岩为研究对象,通过岩石学、地球化学、储层物性及含气性相关测试评价了其勘探开发潜力。结果表明：①祥摆组页岩厚度介于74.76~255.6 m之间,有机碳含量中等（平均为2.01%）、热演化程度较高（R_o,max值平均为2.54%）;显微组分以壳质组（平均为43.31%）为主,腐泥组（平均为38.08%）次之;有机质类型为Ⅱ₁型和Ⅱ₂型。②黏土矿物含量较多（质量分数平均为45.4%）,石英次之（质量分数平均为38.08%）,脆性指数整体较高。③孔隙度中等（平均为4.77%）,核磁渗透率范围跨度较大,介于（0.079 7~4.63）×10^-6 μm²之间,平均为1.32×10^-6 μm²,属低渗储层;主要发育微裂缝、粒内孔、粒间孔和有机质孔;孔隙比表面积（平均为14.387 m²/g）和总孔体积（平均为0.016 76 cm³/g）较大,以介孔为主,平均孔径介于3.79~8.45 nm之间,平均为5.89 nm。④旧司组—祥摆组含气量中等,最高达1.48 m³/t,TOC是泥页岩含气性的主要影响因素,TOC与兰氏体积、总孔体积呈良好的正相关关系,石英与TOC、R_O呈正相关关系。旧司组—祥摆组页岩气储层符合产业开发条件,与国内外页岩储层特征综合对比认为,旧司组—祥摆组深色页岩有机质丰度中等,热演化程度较高,脆性指数高,多介孔,有较好的探勘开发潜力。     

滇东北黑色岩系储层特征及含气性控制因素

云南省东北部地区是中国南方海相页岩气勘探的有利目标区之一,该区下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组中黑色岩系广泛发育。在深入了解区域地质背景的基础上,利用页岩气钻井资料对该区黑色岩系储层特征进行了研究,并探讨了页岩气含量的控制因素。结果表明：①该区黑色岩系可细分为黑色页岩、硅质页岩、钙质页岩、粉砂质页岩、碳质页岩、泥铁质粉砂岩、泥质粉砂岩及泥晶灰岩等8种岩性;②黑色岩系总有机碳含量介于0.02%～9.37%,有机质类型以混合型干酪根为主;③岩心孔隙度介于0.22%～4.06%、渗透率介于0.000 002 9～0.7 mD,孔隙以微孔为主（小于10 nm）。该区已钻的9口井页岩含气量总体偏低（平均只有0.42 m³/t）且页岩气含量差异较大。结论认为：在宽缓向斜和断层发育少的构造区域,页岩矿物中斜长石、碳酸盐和黏土矿物（伊利石、绿泥石和伊蒙混层）等的含量大小影响了页岩气含量的高低;伊利石含量介于25%～40%时页岩含气量相对较高,普遍大于0.5 m³/t,伊利石含量大于40%,页岩气含气量普通低于0.5 m³/t;绿泥石含量介于15%～25%时,页岩含气量相对较高;斜长石含量大于10%时,页岩气含气量普遍低于0.5 m³/t;碳酸盐类矿物含量越高,则页岩气含气量越低。     

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气储层及含气性特征

中扬子地区是中国南方重要含油气区域之一,五峰组—龙马溪组泥页岩在中扬子地区广泛发育,且湘鄂西地区钻遇五峰组—龙马溪组泥页岩的钻井中具有良好的天然气显示。在北美页岩气成功商业开采和我国积极寻找页岩气有利区并争取取得页岩气勘探突破的背景下,现阶段开展页岩气储层和含气性特征等基础研究对指导我国页岩气勘探开发具有重要的现实意义。以中扬子地区深水海相沉积的五峰组—龙马溪组泥页岩为研究对象,在野外剖面和岩心观察的基础上,通过岩石薄片鉴定、矿物含量分析、扫描电镜、物性分析、有机地球化学分析和现场解析等手段,剖析了五峰组—龙马溪组泥页岩的岩相、矿物学特征、储集空间类型和含气性特征。结果表明研究区五峰组—龙马溪组页岩层系主要由泥页岩、硅质泥页岩、笔石泥页岩、炭质泥页岩和粉砂质泥页岩等岩相组成;矿物成分以石英矿物和黏土矿物为主;识别出基质孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝4种储集空间类型;游离气量和吸附气量范围分别为0.09～0.17m³/t和0.20～0.84m³/t,控制其大小的分别为总孔隙度和有机碳含量,总含气量范围为0.29～1.01m³/t。根据页岩气界定标准认为五峰组—龙马溪组页岩气有利区位于恩施—彭水一带,估算其地质资源     

湘中南地区中奥陶统烟溪组页岩气勘探潜力

中奥陶统烟溪组是湘中南地区新发现的一套海相富有机质页岩层,该套地层勘探程度较低,有机地球化学指标、储层特征等不明确,普遍认为页岩气形成条件不佳。但根据最新勘探结果表明,湘中南地区下古生界可能是湖南省内页岩气成藏条件最好的一个地区。因此,以湘中南地区下古生界中奥陶统烟溪组黑色泥页岩为研究对象,收集、整理研究区及邻区内区域地质、地球物理、钻井等资料,采用野外地质调查及样品测试分析等方法,对烟溪组泥页岩进行了综合研究与评价。结果表明：湘中南地区中奥陶统烟溪组主要为深水陆棚相、深水盆地相沉积,分布面积较广,厚度为40~160 m;有机质干酪根类型为Ⅰ型,有机碳含量平均为2%~3%,镜质体反射率平均为3.35%;脆性矿物以石英、长石、黄铁矿为主,含量大于50%;孔隙类型以有机质孔、矿物粒间孔、晶间孔和溶蚀孔为主,孔隙度为5.1%~13.6%,渗透率为（0.296~1.481）×10^-5 μm²,具有较好的页岩气成藏条件;页岩气含气量均值达到2.76 m³/t,具有较高的勘探潜力。     

黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩特征研究

通过对永凤1井牛蹄塘组页岩进行岩心观察、场发射扫描电镜（FE-SEM）、全岩矿物X衍射定量分析等实验测试,研究了牛蹄塘组岩性、矿物组成、有机地球化学、孔隙类型及页岩脆性特征。研究结果表明：牛蹄塘组上段岩性以碳质页岩为主,下段以硅质页岩为主;页岩矿物主要由石英和黏土矿物组成,含少量碳酸盐、长石及黄铁矿;总有机碳（TOC）平均含量为5.97%,有机质成熟度高（R_o平均为1.99%）,含气量平均为0.99 m³/t;页岩孔隙类型为微孔隙-裂隙型,孔径主要为纳米孔（0.1～350.0nm）。该井初步揭示了黔北地区下寒武统牛蹄塘组具有良好的页岩气资源勘探和开发潜力,且页岩脆性指数大于60%,有利于后期压裂开采。     

一种考虑气藏特征的页岩含气量计算方法——以四川盆地及其周缘焦页1井和彭页1井为例

损失气含量是页岩气含气量的重要组成部分,是页岩气总气量的确定、页岩气资源量和储量计算的重要参数。基于煤层气岩心解吸测试中采用的损失气计算方法——USBM方法及其改进方法不能真实反映页岩气藏损失气含量。综合考虑页岩气藏特征、储层类型及特征、孔隙结构、孔喉大小、气藏压力、取心时间、解吸气含量和解吸时间等因素,重点考虑了钻遇岩心时的瞬间散失气量和解吸速率,提出了一种页岩损失气含量和含气量的计算方法。以超压页岩气藏JY1井和常压页岩气藏PY1井为例,采用该方法计算JY1井下部优质页岩层段的总含气量为6.87~9.02 m³/t,平均7.47 m³/t,上部页岩层段的总含气量为3.25~3.82 m³/t,平均3.64 m³/t;PY1井下部优质页岩层段的总含气量为3.18~4.29 m³/t,平均3.83 m³/t;上部页岩层段的总含气量为1.67~2.28 m³/t,平均1.94 m³/t。明显高于常用算法计算的总含气量数值。采用理论计算法和依据焦石坝页岩气井生产特征计算法两种方法对本文提出的页岩含气量计算方法进行了验证,吻合度较好。研究成果为页岩气藏、尤其是超高压页岩气藏含气量、储量计算和产能评价提供理论依据和计算方法支撑。     

黔西地区石炭系页岩气成藏地质特征及含气性影响因素

石炭系旧司组是贵州省发育的一套重要富有机质页岩层系,尚未取得页岩气勘探开发突破。为深入研究旧司组页岩气成藏地质特征,分析其含气性影响因素,选取黔西地区旧司组钻井岩心及野外露头样品为研究对象,综合运用有机地球化学、X-射线衍射、覆压孔渗、场发射扫描电镜、液氮吸附、现场解吸、高压等温吸附等实验手段开展系统研究。旧司组泥页岩有机质类型以Ⅱ型为主,有机碳含量较高,处于过成熟早期阶段;矿物组成以石英和黏土矿物为主,脆性矿物含量高,有利于后期压裂改造;储层为特低孔、特低渗,微观孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4类,微观孔隙孔径较小,纳米级孔隙非常发育,比表面积和总孔体积较大,具备较好的页岩气富集与保存条件;现场解吸总含气量较高,平均为1.95 m3/t,吸附能力较强,吸附气量平均为3.10 m3/t,显示出良好的含气性;泥页岩吸附气量与TOC、R_o、黏土矿物含量、孔隙度、比表面积及总孔体积呈较好的正相关性,与平均孔径呈负相关。      

湘鄂西地区志留系龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及定量表征

湘鄂西地区为南方海相页岩气勘探开发潜力区之一,志留系龙马溪组是其有利的页岩气层段。利用氩离子抛光—扫描电镜、低温低压氮气和二氧化碳吸附等实验对该区4口取心井的页岩样品孔隙结构进行了定性和定量的联合表征。实验结果表明:该区页岩发育有粒间孔、粒内孔、有机孔、有机质—黏土矿物复合孔以及解理缝,其中最为发育的是黏土矿物与自生矿物相间的粒间孔、有机质—黏土矿物复合孔以及有机孔。页岩样品比表面积为8.038~24.552 m²/g,平均为13.769 m²/g,BJH孔径中孔直径为8.21~13.79 nm,平均为10.43 nm,其中LY1井孔径最大为11 nm,是该井有构造缝发育所致。     

塔里木盆地侏罗系泥页岩储层特征与页岩气成藏地质背景

页岩气作为重要的非常规能源之一,具有巨大的勘探和开发前景。中国塔里木盆地侏罗系泥页岩作为典型的陆相泥页岩,主要发育于沼泽化浅湖、半深湖、河漫沼泽、河漫湖泊以及滨湖沼泽相,有机质类型以Ⅲ型为主,有机碳含量多介于0.5% ~3%,镜质体反射率多为0.5% ~2%。塔里木盆地侏罗系泥页岩累计厚度20~400 m,埋深主要介于2 000~8 000 m,主要分布于库车坳陷、塔西南地区以及塔东北地区。塔里木盆地侏罗系泥页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主,黏土矿物以伊利石为主。岩石孔隙度主要介于0.5% ~4%,渗透率主要为0.006~0.01 mD。晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等纳米级孔隙以及微裂隙较发育,常见微裂隙多为1~3 μm宽。泥页岩的最大吸附气量介于1~2 m³/t,最大吸附气量与总有机碳含量及黏土矿物含量呈良好的正相关关系。塔里木盆地侏罗系泥页岩储集性能较好,其分布及地球化学特征与美国五大含气页岩及四川盆地下古生界页岩相似,具有较大的页岩气勘探潜力和开发前景,库车坳陷和塔西南地区是最为有利的页岩气发育区。     

页岩气勘探新领域：四川盆地开江—梁平海槽二叠系海相页岩气勘探突破及展望

近期，中国石油部署于四川盆地东部地区(下文简称川东地区)的风险探井——大页1H井，经测试在二叠系吴家坪组三段深水陆棚相页岩测试获32.06×10⁴ m³/d的高产工业气流，开辟了页岩气勘探开发新领域。为了进一步明确四川盆地二叠系海相页岩气的勘探方向和资源潜力，基于大页1H井钻录试井资料，以开江—梁平海槽内二叠系吴家坪组海相页岩为研究对象，开展了有机地球化学、储层特征、脆性矿物含量和含气性等含油气地质条件研究，指出了该新领域页岩气的勘探开发前景。研究结果表明：(1)开江—梁平海槽在吴家坪组沉积时期为深水陆棚相沉积环境，槽内沉积了一定厚度、分布稳定的富有机质(TOC>2%)页岩；(2)吴家坪组具有良好的页岩气富集成藏地质条件，其中吴家坪组三段(下文简称吴三段)最佳，大页1H井吴三段有机碳含量平均值高达9.83%，有机质内部发育不同程度的有机质孔，孔隙发育，平均孔隙度6.40%，为优质储层；(3)大页1H井吴三段页岩平均脆性指数达85%，可压裂性好，平均含气量高达10.39 m³/t，页岩总含气量高；(4)川东地区吴家坪...     

鄂西地区黄陵背斜周缘五峰组—龙马溪组页岩气储层及含气性特征

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为鄂西地区重要的页岩气勘探目的层。为更好地实现研究区域页岩气的勘探与开发,利用黄陵背斜周缘调查井及实测地层剖面资料,对五峰组—龙马溪组岩石地层、有机地球化学、储层物性、含气性等方面进行了综合分析。研究表明：目的层纵向上可以分为五峰组硅质岩段、五峰组观音桥灰岩段、龙马溪组下部黑色炭质页岩段、龙马溪组上部灰黑色炭质页岩夹粉砂岩段。目的层埋深多为1000～3000m,厚度具有由南向北、由东向西逐渐增大的趋势。研究区TOC含量多为1.16%～2.99%,平均为2.10%。黄陵背斜西南缘TOC含量比东缘高,五峰组TOC含量最高,龙马溪组上部含量最低。五峰组—龙马溪组以石英矿物和黏土矿物为主,脆性矿物含量高,页岩储层为低孔特低渗孔隙类型;孔隙类型以有机质孔隙及粒间孔隙为主,地层由下至上表现出有机质条带、有机质孔隙及黄铁矿数量逐渐减少的趋势。含气性特征研究表明,黄陵背斜西南缘含气性稍微好于东缘地区,含气量与TOC值呈现较好的正相关性,五峰组含气性最好,龙马溪组上部较差;北北东向新华断裂带附近页岩气含气性较差,而北西向断裂带附近页岩气含气性较好。研究结果可为黄陵背斜周缘页岩气调查井的部署提供理论依据。     

库车坳陷中侏罗统页岩气地质特征及有利区预测

库车坳陷中侏罗统发育富有机质的煤系烃源岩和湖相泥页岩,具有良好的页岩气勘探前景,综合运用有机地球化学、岩石学和等温吸附等分析测试手段,系统分析库车坳陷中侏罗统富有机质泥页岩分布特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性,初步优选了页岩气富集的有利区。库车坳陷中侏罗统陆相泥页岩厚度较大,有机质类型以II₂-Ⅲ型为主,总有机碳含量平均值约为3.1%,镜质体反射率多介于0.5%~1.6%之间,具有良好的页岩气生气条件|矿物组成主要为石英和黏土矿物,黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主|孔隙度介于0.5%~7.3%之间,渗透率多小于0.1×10^-3μm²,属于低孔超低渗储层|储集空间主要包括纳米-微米级矿物基质孔、有机质微孔、构造微裂缝和成岩微裂缝等类型|最大吸附气量多介于0.5~8m³/t之间,含气性主要受有机碳含量和矿物成分的影响。综合分析得出克拉苏构造带北缘和依奇克里克构造带克孜-依西地区是库车坳陷中侏罗统陆相页岩气富集的有利区。     

鄂尔多斯东南部页岩气储层特征及其主控因素

为探索富有机质泥页岩的储层特征,利用全岩X-射线衍射、比表面—孔径分布、等温吸附、有机碳、有机质成熟度等测试方法,对鄂尔多斯盆地东南部山西组泥页岩储层的矿物组成、孔隙体积和孔隙结构进行了综合研究。结果表明：泥页岩矿物组成主要为黏土矿物和陆源碎屑矿物石英、长石,含少量黄铁矿和菱铁矿等矿物;有机碳含量平均为3.03%,有机质成熟度平均为2.55%,CH₄饱和吸附量平均为1.91m³/t;泥页岩孔隙结构以中孔隙为主,泥页岩储层中主要是黏土矿物控制着中孔、宏孔的发育,TOC含量与微孔体积呈微弱的正相关关系;饱和吸附量与黏土矿物（尤其是伊利石）和有机碳含量呈正相关性。     

鄂尔多斯盆地石炭系本溪组页岩气成藏条件及勘探潜力

近年,国外海相地层页岩气勘探开发取得的重大成果对国内陆相及海陆过渡相页岩气勘探潜力的研究带来重要影响。基于鄂尔多斯盆地石炭系本溪组富有机质泥页岩样品的有机地球化学、物性特征及等温吸附等方面测试结果的数理统计及其测井响应特征分析,对其页岩气的勘探潜力进行了研究。研究结果表明:本溪组有效泥页岩单层厚度变化较大,盆地主体部位有机碳含量一般大于1.0 % ,平均为2.7 % ,有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ₂型,含少量Ⅰ型和Ⅱ₁型,镜质体反射率平均为1.52 % ,泥页岩吸附含气量平均为0.98 m³/t,属于成熟-高成熟阶段富有机质泥页岩,具备页岩气成藏的基本地质条件。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质含量及类型、热演化程度、含气量及埋深等因素,预测鄂尔多斯盆地本溪组页岩气有利勘探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。     

南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙特征及控制因素

泥页岩孔隙特征研究是评估页岩气储集能力和评价页岩气开采可行性的关键一步。以南华北盆地MY1井下二叠统山西组和太原组泥页岩样品为研究对象,通过场发射扫描电镜（FE?SEM）、低温氮气吸附、X?射线衍射、等温吸附、有机碳（TOC）含量和镜质体反射率（R_O）等实验手段,对南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙特征及其控制因素进行了研究。结果表明：南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙类型包括粒间孔、晶间孔、有机孔、黏土矿物聚合孔、矿物颗粒表面溶孔和微裂缝,其中黄铁矿粒间孔和黏土矿物聚合孔、有机-黏土矿物复合孔和有机质收缩缝比较发育,表面溶孔不发育;孔体积在0.004 0~0.052 8 cm³/g之间,平均值为0.019 6 cm³/g,比表面积在1.198 9~26.525 7 m²/g之间,平均值为9.506 2 m²/g。平均孔径在2.35~14.38 nm之间,平均值为8.68 nm。泥页岩孔体积和比表面积同步增加,但不同孔径段孔隙对孔体积和比表面积贡献有差异,比表面积主要由孔径小于10 nm的孔隙贡献,而孔径主要由孔径大于10 nm的孔隙贡献,孔体积和比表面积随孔径的增量曲线呈单峰分布。有机质含量和矿物类型及其含量共同制约着孔隙的发育。     

川南-黔北地区龙潭组页岩气成藏条件分析

以川南-黔北地区龙潭组泥页岩为研究对象,通过野外、钻井和实验测试,分析了龙潭组泥页岩的成藏条件及影响因素。结果表明：川南-黔北地区龙潭组泥页岩分布广、累计厚度较大、埋藏深度适中;TOC为0.22%～14.62%,R_o为1.47%～1.93%,有机质以镜质组为主,干酪根类型为Ⅲ型;矿物组成以黏土矿物为主,石英含量较低。页岩孔隙以黏土矿物层间孔为主,有机质中孔隙较少;页岩比表面积和孔体积分别为18.29～36.18 m²/g和0.033～0.078 mL/g,且与TOC之间存在明显的负相关性,而与伊蒙混层含量之间存在明显的正相关性。龙潭组泥页岩具有较强的甲烷吸附能力,Langmuir甲烷吸附量为2.98～6.98 mL/g。结合龙潭组顶底板、储层物性、含气性等特征,认为该区页岩气具有勘探潜力,可与煤层气进行联合开采。该研究可为龙潭组页岩气后续勘探提供一定参考。     

川东北地区页岩气地质条件及其勘探潜力——以峰探1井上二叠统吴家坪组为例

四川盆地上二叠统吴家坪组沉积相横向变化大,川北地区发育一套海相黑色页岩。以川东北峰探1井为研究对象,通过岩石学、地球化学分析、扫描电镜、低温氮气吸附和甲烷吸附等方法,对页岩气地质条件进行研究。研究结果表明：(1)在川东北地区吴家坪组发育两套黑色页岩,吴二段发育一套滨岸潮坪相黏土质灰黑—黑色页岩,脆性指数低,可压裂性弱;吴三段发育一套深水陆棚相黑色硅质、钙质页岩,脆性指数高,可压裂性强。(2)吴二段页岩有机质丰度平均值为1.41%,黑色页岩厚度较薄,有机碳含量大于2%,有机质类型为Ⅲ型;吴三段页岩有机质丰度平均值为3.52%,黑色页岩厚度26 m,有机碳含量大于2%,有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型,均达到过成熟阶段。(3)吴家坪组二段页岩储集空间主要以黏土矿物之间粒间孔和微裂缝为主,有机质孔相对不发育,孔隙体积0.006 6 cm³/g,以介孔为主、微孔次之,含气性为1.5190cm³/g;吴家坪组三段页岩储集空间主要以有机质孔为主,孔隙体积平均为0.014 1cm³/g,孔隙以微孔为主、介孔次之,含气性平均为2.3070cm<...     

川南地区二叠系龙潭组页岩储层特征及勘探潜力

二叠系龙潭组是目前四川盆地页岩气勘探开发的新热点层位。通过偏光显微镜鉴定、场发射扫描电镜分析、X射线衍射测试、有机碳含量测定及高压压汞分析、现场解析气实验等手段和方法,对川南地区二叠系龙潭组页岩储层进行了综合研究。研究结果表明: ①川南地区二叠系龙潭组为一套陆相曲流河沉积,河漫沉积的页岩发育,其矿物成分主要为石英和黏土矿物,含少量碳酸盐矿物。②研究区页岩储层主要发育粒间 (缘) 孔与微裂缝,局部发育粒内孔与溶蚀孔,偶见有机质孔隙,其中黏土矿物层间微裂缝最为发育。孔隙结构表现为以微孔为主,介孔 (孔径为2～50nm) 次之,孔径普遍较小,分选较差,孔隙和喉道半径差异较大,非均质性强。③研究区页岩储层中煤岩含气量最高,炭质泥岩与泥岩次之,泥质粉砂岩、粉砂岩与细砂岩含气量最低。与龙马溪组页岩储层相比,龙潭组泥岩孔隙度与总含气量更好,渗透率较差,其中炭质泥岩的孔隙度和总含气量最佳。④研究区二叠系龙潭组勘探潜力较大,烃源岩中有机质类型主要为Ⅲ型,其次为Ⅱ₂型;其R_o值平均约为2.8%,达到高熟阶段;TOC含量变化范围大,炭质泥岩中的TOC一般大于15%。⑤川南地区二叠系龙潭组发育河漫平原沉积,富有机质泥页岩分布稳定,具备良好的页岩气形成条件,估算其天然气资源量约为2.4×10¹²m³,有利勘探区主要位于川南古蔺-叙永地区。