四川盆地陆相页岩气形成条件及勘探开发前景

与北美页岩气主要形成于海相富有机质泥页岩层系相比,我国主要含油气盆地页岩气具有赋存于陆相及海陆过渡相富有机质泥页岩层系的特点,是未来非常规油气资源勘探开发新的重要领域。为此,综合应用野外地质剖面勘测、岩心及其测试分析资料,对四川盆地陆相页岩气形成条件、含气特征及可采性等进行了分析。结果表明：四川盆地上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组的河、湖相泥页岩具分布广、厚度大、有机质丰度较高、保存条件好、脆性矿物含量高的特点,有利于页岩气的成藏和压裂改造。通过老井复查和常规兼探,已在川东建南、涪陵地区和川东北元坝地区自流井组,川西新场地区须家河组泥页岩中获得良好的天然气显示和工业气流。结论认为：四川盆地陆相页岩气与北美海相页岩气形成条件相当,优于圣胡安盆地海陆过渡相Lewis页岩,具有良好的勘探开发前景。初步优选川中阆中-平昌、三台-广安,川东南涪陵-长寿为自流井组页岩气勘探的有利地区,川西孝泉-新场、川中三台-广安为须家河组（须五段）页岩气勘探的有利地区。     

四川盆地石柱地区自流井组页岩气成藏条件与勘探前景

为研究四川盆地石柱地区自流井组页岩气的成藏条件,开展了野外地质露头调查、岩心观察、有机地球化学分析、X射线衍射测试、物性分析和扫描电镜观察等工作。结果表明：①石柱地区自流井组东岳庙段形成于半深湖相,岩性以泥页岩为主,厚度为30～95 m。②目的层泥页岩具有“有机质丰度高、热演化程度适中”等特征,TOC质量分数多为0.49%～2.02%,R_o平均为1.27%,脆性矿物质量分数平均为58.8%。③岩石中吸附气含量较高,质量体积平均为2.78 m³/t,且埋深适中,具有良好的勘探前景。④采用叠合法预测出石柱地区桥头坝—建南—上水坝一带为页岩气勘探的有利区,通过计算可以获得研究区页岩气地质资源量约为3 905亿m³。该研究成果可为四川盆地石柱地区自流井组页岩气勘探提供借鉴。     

陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析-以元坝地区为例

元坝地区在下侏罗统泥页岩层段获得高产页岩油气流。其中,千佛崖组页岩气水平井产量稳定,油气并产;自流井组大安寨段直井常规侧试单井气产量最高达21 × 104 m3/d。文中通过分析总结元坝陆相页岩气特点和勘探开发成果认为：元坝地区泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带,具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好,以及可压性等特点,具备陆相页岩气形成的有利地质条件;沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布,岩相控制了物性特征及可压裂性,裂缝和超压控制了页岩气的高产。同时,初步建立了陆相页岩气有利区选区标准：半深湖一浅湖相带,暗色泥页岩累计厚度不小于30 m,TOC不小于1%,Ro不小于1.1%,孔隙度不小于2%,含气量不小于0.5 m3/t,理深在500-4200 m,裂缝发育,地层压力系数不小于1.30     

四川盆地湖相泥页岩沉积模式及岩石相类型

四川盆地湖相页岩气勘探已在建南、涪陵、元坝地区中下侏罗统获得了显示和工业气流,展示了良好的勘探前景。通过对该盆地中下侏罗统不同层段湖相泥页岩中石灰岩和砂岩夹层比例的统计,将中下侏罗统湖相泥页岩划分为最大湖进期碳酸盐岩湖泊和局限湖进期陆源碎屑湖泊2种沉积模式,前者主要分布于川东北地区下侏罗统自流井组大安寨段和东岳庙段,后者主要分布于川东—川东北地区中侏罗统千佛崖组(凉高山组)和川东北地区自流井组东岳庙段。在此基础上,按照页岩气地质、开发、工程一体化的思路,根据岩性及岩性组合、有机碳含量、脆性矿物类型3大关键参数,建立了该区湖相泥页岩岩石相划分方案,将其划分为6种岩石相类型。最后通过有机地球化学、压汞—吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、X射线衍射矿物组分、含气性测试等技术方法,对不同岩石相类型的页岩气形成基础条件进行了综合对比评价。结论认为:以碳酸盐岩占主导沉积的湖坡风暴滩与湖坡泥交替沉积的中—高碳低硅中钙页岩与介屑灰岩互层相,具有良好生烃、储集、渗透和可压裂的配置条件,有利于页岩气的形成和改造,为湖相泥页岩最有利的岩石相类型。     

鄂西渝东区二叠系吴家坪组页岩气成藏特征分析

鄂西渝东区二叠系上统吴家坪组是该地区页岩气勘探的一套有利层系,基于该地区部分钻井、岩心、野外露头等资料,从沉积、地化、储集和保存等方面,对鄂西渝东区二叠系上统吴家坪组页岩气形成的地质条件进行了分析。分析认为鄂西渝东地区二叠系上统吴家坪组富有机质泥页岩平面分布稳定,泥页岩有机碳含量较高,演化程度高,保存条件好,具有页岩气形成的地质条件,其中建南构造北部L801井-J26井区是二叠系上统吴家坪组页岩气勘探有利地区。     

四川盆地二叠系海陆过渡相页岩气地质条件及勘探潜力

上二叠统龙潭组海陆过渡相泥页岩是四川盆地重要的烃源岩层系,前期的研究工作主要集中于烃源岩评价,而针对页岩气成藏方面的研究则较少。为此,通过对龙潭组取心井——东页深1井分析测试结果的解剖,结合邻区的钻探成果,对龙潭组富有机质泥页岩的分布特征、地化特征、储层特征、含气特征及顶底板条件等进行了研究,并与具有相似沉积背景且已获得良好页岩气显示的页岩层系展开了对比分析,明确了龙潭组页岩气形成的地质条件及勘探潜力。研究结果表明:(1)川东南地区龙潭组海陆过度相富有机质泥页岩发育,厚度大于40 m、脆性矿物含量较高、孔隙度较高、有机碳含量高、热演化程度适中、含气性较好,具备页岩气形成的有利地质条件;(2)较之于国内外其他已获得良好页岩气显示的海陆过渡相泥页岩,川东南地区龙潭组孔隙度、有机碳含量、有机质成熟度、含气量等关键参数更优;(3)有机质类型是影响龙潭组泥页岩中有机质孔隙发育程度的主要因素,页岩气勘探选层应避开煤层富集段。结论认为:在综合考虑富有机质泥页岩发育程度及夹层厚度、埋深、保存等条件下,綦江—赤水一带是四川盆地龙潭组海陆过渡相页岩气勘探的最有利地区。     

扬子地块上二叠统龙潭组页岩气勘探前景

扬子地块是中国南方进行油气勘探研究较早的地区之一,在古生代,扬子地块发育了以下寒武统、上奥陶统-下志留统、上二叠统和下二叠统为代表的8套黑色泥页岩。近几年,人们对下寒武统筇竹寺组和上奥陶统-下志留统五峰组-龙马溪组海相泥页岩做了较多的基础性研究工作,而对上二叠统龙潭组海陆交互相泥页岩则尚缺乏评价。为此,根据前人的研究成果和野外地质调查资料,分析了扬子地块上二叠统龙潭组泥页岩的发育特征,探讨了龙潭组页岩气的勘探开发前景。结论认为：①龙潭组黑色页岩具有有机碳含量较高、热演化成熟度达高成熟度阶段、石英含量达40%左右、厚度介于20～200 m、吸附能力强等有利条件,与美国圣胡安盆地Lewis页岩很相似,具有较好的页岩气勘探开发潜力,但黏土含量高、非均质性强、后期改造作用强烈等又会对其页岩气富集产生不利的影响;②龙潭组页岩气成藏条件纵向上：中、上段优于下段,横向上页岩气勘探的有利地区为上扬子川中、川东、渝西北和下扬子苏南地区。     

宜昌及周缘地区震旦系陡山沱组页岩气成藏地质条件

利用露头、地质浅钻等资料,对宜昌及周缘地区震旦系陡山沱组页岩气成藏地质条件进行研究,认为区内震旦纪陡山沱期广泛发育陆棚相沉积,暗色泥页岩发育,厚度一般在50~120m之间。与焦石坝地区龙马溪组泥页岩的各项指标比较,该区具有厚度较大、有机质丰度相对较低、热成熟度适中、脆性矿物含量高、粘土矿物含量低、低孔特低渗、保存条件较好等特征,具备页岩气形成的基本地质条件,是中扬子地区海相页岩气勘探的有利层系之一。综合国内外页岩气勘探选区评价经验分析,认为长阳至五峰一带是宜昌及周缘地区震旦系陡山沱组页岩气勘探最有利区带。     

苏北地区古生界页岩气形成地质条件

根据岩心、钻井及露头等资料,以有机地球化学、储层岩石学等为重点,对苏北地区古生界下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系（孤峰组、龙潭组、大隆组）等3套富有机质泥页岩层系的页岩气形成地质条件进行初步分析,指出苏北地区古生界3套富有机质泥页岩层系分布面积广、厚度较大、有机碳含量高和热演化程度较高。与美国典型含气页岩相比,苏北地区古生界3套富有机质泥页岩层系有机质丰度与之相当,部分地区的成熟度偏高。苏北地区具有形成页岩气的良好物质基础,古生界页岩气勘探潜力大。另一方面,苏北地区古生界富有机质泥页岩普遍埋藏深,下古生界富有机质泥页岩成熟度普遍偏高,后期多期构造运动及岩浆活动强烈,这些因素对页岩气形成、富集及保存等有着重要影响。     

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,Ro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。     

四川盆地元坝地区自流井组页岩储层孔隙结构特征

四川盆地元坝地区自流井组页岩是陆相页岩气的主要研究层段之一,目前正处于勘探攻关的重要阶段.页岩孔隙结构是评价页岩储层储集能力的重要指标,是明确页岩气富集机理的关键.采用总有机碳含量、全岩X衍射、N2吸附-高压压汞孔径联合实验及氩离子抛光-扫描电镜等多种实验测试方法对其孔隙结构进行了定量表征.结果表明:自流井组页岩粘土矿...     

川东北地区自流井组陆相页岩岩相类型及储层发育特征

中国陆相页岩气资源潜力巨大,其中川东北部分地区下侏罗统获得了工业性页岩气流。开展页岩岩相划分与储层特征的研究有利于进一步勘探开发陆相页岩气。通过XRD、普通薄片、扫描电镜、高压压汞、N₂吸附及CO₂吸附等实验方法对川东北地区自流井组陆相页岩进行精细研究。以有机质丰度及矿物组成为分类参数将页岩分为12种不同岩相,查明了自流井组页岩主要发育4种岩相,即贫有机质硅质页岩（Ⅰ₃）、含有机质混合质页岩（Ⅳ₂）、含有机质硅质页岩（Ⅰ₂）与富有机质黏土质页岩（Ⅱ₁）。不同岩相的页岩储层特征存在较大差异,富有机质黏土质页岩有机质含量大于2%,生烃潜力最好,有机质孔及黏土矿物晶间孔之间连通性较好且比表面积较大,发育的纹层状构造有利于工业压裂,为最优陆相页岩岩相,是最有利的陆相页岩气勘探开发目标;含有机质混合质页岩（Ⅳ₂）有机质含量大于1%,孔体积较高,储气能力较好,且发育有利于压裂的层状构造,为良好陆相页岩岩相,是较有利的勘探开发目标;而贫有机质硅质页岩（Ⅰ₃）与含有机质硅质页岩（Ⅰ₂）则具块状特征,孔体积与比表面积均较低,为较差陆相页岩岩相,是最不利的勘探开发目标。     

四川盆地元坝地区千佛崖组页岩油气富集特征与主控因素

以四川盆地元坝地区元页3井等重点钻井为例,通过岩心观察和实验分析,评价了该区中侏罗统千佛崖组陆相页岩油气的成藏条件。千佛崖组富有机质泥岩孔隙度高、含油气性好,是主要的储层岩相类型,而灰岩及砂岩夹层物性相对较差;孔隙类型以无机孔为主,占总孔隙的比例约为60%~80%,与海相页岩相比微孔占比降低而大孔含量更高,有利于页岩油气的采出。千佛崖组二段下部的④小层全段以富有机质泥岩为主,泥地比高,孔隙度平均达5.43%,有机碳（TOC）含量平均1.72%,冷冻碎样热解的游离烃含量S₁为2.63 mg/g,测试含气量平均1.51 m3/t,含油气性较好,具备陆相页岩油气形成的有利地质条件。通过与其他钻井的对比分析,认为半深湖相沉积是最为有利的沉积相带,为油气富集提供了物质基础,而较高的成熟度和裂缝的发育是油气富集高产的重要条件。      

四川盆地东北部下侏罗统自流井组陆相页岩储层孔隙特征及形成控制因素

为查明川东北自流井组陆相富有机质页岩储层孔隙发育特点及形成机理,采用岩石薄片、全岩X-衍射、有机岩石学、高压压汞-吸附联合测定、氩离子抛光-扫描电镜及物性测试等多种技术方法,开展了川东北地区自流井组陆相页岩储层孔隙结构、类型及储集性能研究,并探讨了主要孔隙类型的形成控制因素。研究结果表明:川东涪陵地区东岳庙段和川北元坝地区大安寨段页岩平均孔隙度均大于4%,储集性能较好,页岩孔隙类型主要以无机矿物质孔为主,其次为有机质孔,局部发育微裂缝,无机矿物质孔对孔隙度的贡献最大。页岩粘土矿物含量及压实作用的强弱控制了无机矿物质孔的发育程度,有机质组分类型是控制有机质孔发育与否的关键因素,表现为固体沥青内普遍发育有机质孔,而大多数镜质体内基本不发育有机质孔。川东涪陵地区东岳庙段与大安寨段、川北元坝地区大安寨段无机矿物质孔与有机质孔均有发育,而川北元坝地区东岳庙段仅发育无机矿物质孔,有机质孔基本不发育。     

四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状、潜力与展望

历经10余年的探索与发展,中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段,综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景,是关乎四川盆地能否建成"天然气大庆"的关键。为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持,通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效,分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①川南地区4 500 m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×10~(12)m~3,其中可采储量超过2×10~(12)m~3,具备建成1 000×10~8m~3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力,中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×10~(12)m~3,并建成百亿立方米年产量页岩气大气区;②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好,亦具有良好的勘探开发前景;③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系,即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩,其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育,是下一步页岩气勘探开发的重点,而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

四川盆地陆相页岩油气富集主控因素及类型

四川盆地陆相页岩气勘探虽然已在涪陵、元坝等地区下侏罗统大安寨段获得工业气流,但与海相下志留统龙马溪组页岩气相比,富集条件存在较大的差异,勘探潜力尚待探索。通过X衍射矿物组分、有机地化、氩离子抛光-扫描电镜、压汞-吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、含气性测试等方法技术,对控制陆相页岩气富集的岩性组合、成熟度和压力3个关键因素进行了研究。湖相碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层,具有良好页岩气生烃(有机质丰度大于1.4%)、储集(孔隙度大于3%)、渗透(水平缝发育)和可压裂(脆性指数大于0.6)的配置条件,为最有利的岩性组合类型;成熟度控制着页岩储层有机质孔的发育和页岩油气的生成(以成熟度1.3%为界);超压(压力系数大于1.2)是陆相页岩油气富集高产的关键。据此将陆相页岩油气富集类型划分为超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型;优选涪陵北东岳庙段和元坝大安寨段为页岩气有利目标,涪陵北和阆中-平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气较有利目标。     

中扬子宜昌地区寒武系水井沱组页岩含气性及影响因素

中扬子宜昌地区作为南方海相页岩气勘探的有利目标区之一，多口井于寒武系水井沱组页岩中见页岩气显示，但含气性差异较大。基于区域地质背景与页岩气钻井资料，结合现场解析含气量测试数据，描述了宜昌地区水井沱组页岩气纵向分布特征，探讨了页岩气含量的主要影响因素。该区水井沱组黑色岩系主要为碳质页岩和灰质页岩，厚50~140 m，有机碳含量高，以Ⅰ型为主，处于过成熟热演化阶段，具良好的生烃潜力；现场解析含气量为0.32~5.48 m3/t，含气量大于2 m3/t的页岩累计厚度达到44.05 m，反映该区页岩具较好的整体含气性。水井沱组页岩含气性受沉积相带、有机碳含量、矿物组分、孔隙度、裂缝发育程度、地层压力等多种因素影响。陆棚相沉积的黑色碳质页岩含气量高于斜坡相灰色钙质页岩，而局限台地相泥灰岩含气量最低；含气量与页岩中有机碳含量、石英矿物含量均呈较好的正相关性，与碳酸盐矿物含量呈弱的负相关性，与黏土矿物含量关系不大，而有机碳含量对含气量的控制作用更为显著；页岩孔隙度大小和孔隙分布差异是导致含气量差异的重要因素，此外页岩含气量还与储层裂缝发育程度和地层压力密切相关。