全国煤层气资源动态评价与可利用性分析

按照统一的全国油气资源评价方法体系框架,运用体积法,对陆上41个主要含煤盆地(群)煤层气资源的品质、分布状况以及可利用性进行了分析评价。结果表明:全国埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量为30.05×10~(12)m~3,可采资源量为12.50×10~(12)m~3。煤层气资源区域分布较为集中,鄂尔多斯、沁水等10个大型含气盆地煤层气资源占全国总量的85%以上,层系上主要分布在上古生界和中生界。煤层气整体品质一般,类型以II类为主,其次为Ⅰ类,可采性差异大,可采性较好的地区有限。与新一轮全国煤层气资源评价相比,本次动态评价地质资源量减少了6.76×10~(12)m~3,可采资源量增加了1.63×10~(12)m~3,主要由于含气量数据可靠程度增加和对埋深认识的变化。我国煤层气具有地面规模开发条件的可采资源量在4×10~(12)m~3左右。沁水、鄂尔多斯、滇东黔西、准噶尔等几个大型盆地具有优先开发的地质条件。     

我国重点盆地致密油气资源潜力评价

我国致密油气勘探开发在鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地、准噶尔盆地等盆地取得了一系列新发现和新突破,储量和产量快速增长,是现阶段最现实的非常规油气资源。梳理总结致密油气勘探开发进展,采用三大类七种评价方法,对10个重点含油气盆地致密油气资源进行评价,计算得到致密油地质资源量146.60×10~8 t,可采资源量14.55×10~8 t,致密气地质资源量22.88×10~(12) m~3,可采资源量11.26×10~(12) m~3。综合分析认为,我国致密油气资源丰富、潜力大,尽管面临技术成本等挑战,但是抓住新形势和新机遇,具有良好的勘探开发前景。     

山西省域石炭二叠纪煤系泥页岩气储层评价指标体系

针对煤系泥页岩气地质资源量估算偏大的问题,选择山西省域石炭二叠纪煤系泥页岩气储层,通过页岩气日均产气量衰减率和经济下限产气量分析,提出了独立储层和组合储层的概念;基于492件实测泥页岩样品,评价了煤系泥页岩干酪根类型和TOC含量;通过泥页岩单位TOC含量吸附量和实测泥页岩含气量评价了泥页岩有机质成熟度和含气量的关系;基于与海相页岩气剖面资源量等量原则评价了煤系泥页岩厚度;基于煤层Ro、含气饱和度与埋深的正相关趋势,将煤系泥页岩埋深划分为1 000,1 000~1 500和1 500 m三种类别;基于128件实测泥页岩样品,将煤系泥页岩脆性矿物含量划分为30%,30%~40%和40%三个类别。基于煤系泥页岩有机质成熟度、总有机碳含量、含气量、埋深、厚度及脆性矿物含量6个参数,将山西省域石炭二叠纪海陆交互相煤系泥页岩储层划分为组合有利储层、组合较有利储层和组合不利储层。     

河北省煤系天然气资源及其成藏作用

为摸清河北省煤系天然气资源潜力,揭示其耦合成藏作用,采用等温吸附、TOC含量测试、X衍射、岩石热解、高压压汞、液氮吸附、显微组分镜鉴、脉冲渗透率等试验测试,对源-储地化和物性特征进行研究,结合各赋煤构造区煤系沉积-构造演化史,进行煤系天然气资源评价并揭示其成藏作用。结果显示:河北省煤系天然气资源丰富,煤层气资源量39 015×108m3,页岩气资源量33 447×108m3,致密砂岩气资源量24 000×108m3,石炭二叠系占绝对优势;烃源岩有机质以Ⅲ型为主,成熟度Ro介于0.5%~3.0%,以成熟—过成熟阶段为主;煤对煤系天然气藏起决定作用,富有机质泥页岩起关键作用,泥页岩的厚度优势弥补了有机质"欠缺";煤系储层连通性较好,属低孔低渗型,二次生烃作用是煤系天然气成藏的关键;共生调节机制煤层气表现为层间调节,页岩气为层内调节,砂岩气为协调调节;基于共生调节机制和空间叠置关系,将煤系天然气藏分为"远源"致密砂岩气藏、"自源"页岩气/煤层气藏和"自源+他源"叠合气藏3类,后者包括3种成藏模式。     

莱阳凹陷莱阳组泥页岩有机地球化学特征

胶莱盆地白垩系莱阳组泥页岩发育,且发现油气显示。通过对胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组野外观测和室内分析,系统研究莱阳组泥页岩有机地球化学特征。胶莱盆地莱阳组烃源岩主要分布于水南段及逍仙庄段,烃源岩有机质丰度相对较高,但变化范围较大,校正TOC含量为0.22%~3.43%;干酪根类型包括Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ 型,以Ⅱ1和Ⅱ2为主,腐泥组含量40%~82%,镜质组3%~33%,惰质组10%~45%,不含壳质组组分;镜质体反射率0.50%~2.22%,成熟度相对较高。通过对暗色泥页岩厚度、有机质丰度、有机质类型、镜质体反射率等特征分析,认为莱阳凹陷莱阳组水南段为页岩气有利层段。     

第4轮全国煤层气资源评价方法及结果

随着近10年我国煤层气产业快速发展,为了进一步掌握煤层气资源情况、阐明了我国煤层气资源分布规律,重新对全国30个主要含煤盆地埋深在2 000 m以浅的煤层气资源开展评价工作。第4轮评价继承并更新完善了以往的主要方法和成果,以体积法为主,按照计算单元-区带-盆地的层级顺序开展,将全国煤层气资源按照大区、煤阶、埋深、煤系几方面进行了分类。评价结果表明:全国埋深在2 000 m以浅煤层气地质资源量为29.82×10~(12)m~3,可采资源量为12.51×10~(12)m~3;首次建立了樊庄、三交、保德3个不同煤阶的解剖区,开展类比法评价,进一步落实了含气量、可采系数等关键参数;并且首次评价了埋深在1 500~2 000 m煤层气可采资源量,煤层气资源的最新勘探结果,有助于煤层气勘探开发的快速推进和进一步落实并提高资源等级。     

贵州凤冈地区牛蹄塘组页岩特征及含气性

利用地化测试、扫描电镜和岩心观察等对凤冈地区牛蹄塘组页岩特征进行了研究,根据FC1井现场页岩气解吸数据,分析了页岩的含气性。结果表明:页岩有机碳含量在4%~28%,有机质热成熟度介于2.66%~2.95%,有机质类型为Ⅰ型,孔隙度和渗透率都较低;页岩内部以石英等脆性矿物为主,黏土矿物含量低,硅质是生物成因;通过扫描电镜发现页岩内部以有机质孔、粒间孔为主,发育有大量的铸模孔、溶蚀孔和微裂隙;岩心观察发现页岩的裂缝非常发育;FC1井现场解吸气含量在0.39~1.97 m3/t,总含气量在0.87~4.13 m~3/t,含气性较差;方解石破碎带含气性较好;强烈的构造运动产生的裂缝不利于页岩气的保存。     

川南志留系龙马溪组页岩气形成条件与有利区分析

利用四川盆地南部志留系龙马溪组最新钻井、露头地质调查资料及样品分析结果,从富有机质页岩区域分布、岩性、有机质特征、储层特征、含气性、地层压力等方面,重点研究川南地区龙马溪组页岩气形成条件与有利区优选.认为龙马溪组页岩有机质含量高（TOC含量0.35%~18.40%,平均2.52%）、有效厚度大（黑色页岩厚20~260 m）、热演化程度高（Ro值1.8%~3.6%）、脆性矿物含量较高（40%~70%）、有机质纳米孔隙发育、含气量较高（0.3~5.1 m 3/t,平均1.9 m 3/t）、埋藏适中（2 000~3 600 m）,有利于页岩气的形成与富集,其中龙马溪组下部富有机质页岩发育,是南方最有利的页岩气勘探开发层系.综合对比研究指出,隆昌-永川、威远、长宁-珙县等地区具备页岩气勘探开发有利的地质与地面工程条件,是目前经济技术条件下研究区内龙马溪组页岩3个最现实的页岩气勘探开发有利目标区。     

江西修武盆地下寒武统王音铺组页岩气勘探前景

为了解江西修武盆地下寒武统王音铺组的页岩气勘探前景,采取了野外地质调查、岩芯观察、实验测试分析及数学模拟等方法,对王音铺组富有机质页岩的厚度与埋深、有机地球化学特征、储层特征、含气性等方面进行了初步的研究。研究表明:王音铺组富有机质页岩为浅海陆棚相沉积,有效厚度约53m,顶界埋深在200~4000m之间;有机质丰度较高,一般为2%~14%,干酪根类型为Ⅰ型,有机质成熟度达到了过成熟阶段;页岩的矿物成分以石英和黏土为主,其中黏土矿物中又以伊利石为主;页岩中的微孔隙主要有粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝四种类型;数学模拟和等温吸附实验结果显示,王音铺组页岩气的含气量平均为2m3/t,页岩气资源丰度为2.54×108 m3/km2,具有较好的页岩气资源潜力。采用地质类比、综合地质分析,初步预测江西修武盆地下寒武统王音铺组具有较好的页岩气勘探前景。     

渝东南下志留统龙马溪组页岩气聚集条件与资源潜力

在渝东南地区下志留统龙马溪组页岩露头观察、岩芯取样及实验测试的基础上,从富有机质页岩分布、有机质类型及含量、成熟度、孔渗性及含气量等方面研究了页岩气聚集条件与资源潜力。结果表明：研究区下志留统龙马溪组页岩厚度大,有机碳含量高,成熟度高,含气量高,其中龙马溪组下部富有机质页岩有利于页岩气的形成与富集,是页岩气勘探开发的有利层段。通过综合信息叠合研究认为,彭水-连湖-黔江、花垣-龙山东和酉阳西地区是页岩气勘探开发的有利区域。利用概率体积法计算的页岩气资源量为0.27×10 12~2.03×10 12m 3,期望值为0.93×10 12m 3。     

川南地区下古生界页岩气储层微观孔隙结构表征及其对含气性的影响

运用普通扫描电镜、氩离子抛光—场发射扫描电镜、Image J2x软件分析、高压压汞、低温CO_2和N_2吸附实验方法,对川南地区下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组两套页岩气储层微观孔隙成因类型、孔隙结构特征及其对页岩含气性的影响进行了研究。结果表明,川南地区下古生界页岩微观孔隙主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝等多种成因孔隙类型;下古生界页岩微观孔隙总面孔率为3.95%~7.48%,筇竹寺组页岩总面孔率和有机质孔面孔率低于龙马溪组页岩;下古生界页岩总孔容为(3.93~24.96)×10~(-3)m L/g,总比表面积为2.727~29.399 m~2/g,孔径为0.35~1.00,2.5~4.7和55~75 nm的孔隙是总孔容的主要贡献者,孔径为0.3~1.0,2.5~5.5 nm的孔隙主要提供了总比表面积,筇竹寺组页岩总孔容和总比表面积均较龙马溪组页岩要低;页岩微观孔隙的面孔率、有机质孔、孔容、比表面积、孔径分布均会影响页岩含气性。下古生界筇竹寺组和龙马溪组页岩在微观孔隙结构特征的上述差异,为揭示川南地区筇竹寺组与龙马溪组页岩含气性的差异提供了依据。     

陕南镇巴地区牛蹄塘组页岩气地质条件与含气性特征:以镇地1井为例

为深入研究陕南镇巴地区下寒武统牛蹄塘组页岩气地质条件与含气性,以镇地1井钻井资料为基础,结合样品分析测试结果,对研究区页岩岩石矿物学、有机地球化学和孔隙特征等地质条件进行了系统分析。研究表明:镇地1井牛蹄塘组富有机质页岩厚90m,发育硅质页岩、黏土质硅质混合页岩和黏土质页岩等3种岩相;有机碳含量高,平均为3.37%;热演化成熟度相对适中,平均为2.66%;脆性矿物含量较高,平均为53.6%;页岩孔隙发育程度较好,孔隙类型以为矿物溶蚀孔隙为主。含气量测试结果表明镇地1井牛蹄塘组总含气量为1.84~6.04m~3/t,具有较好的含气性,与TOC含量有较好的相关性。上述诸多有利条件充分说明了该地区具有较好的页岩气勘探前景和资源潜力。     

江西萍乐坳陷三家冲段泥页岩地球化学特征

通过采样测试分析研究安源组三家冲段泥页岩地球化学特征,认为三家冲段泥页岩的有机碳含量较高,TOC含量一般在0.41%~13.99%之间,平均为2.98%;干酪根类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主;Ro大部分在1.0%~2.0%之间,处于成熟-高成熟阶段。安源组三家冲段页岩有机质丰度高、成熟度适中,有机质生烃能力较好,是今后江西萍乐坳陷页岩气研究的重要目标层之一。     

柴西北区新近系湖相细粒沉积岩油气富集条件

柴西北区是柴达木盆地重要的油气资源接替区,新近系湖相细粒沉积岩沉积厚度大,有较好的非常规油气资源潜力。然而,由于咸化沉积环境、粒度小、岩石致密等条件的限制,细粒沉积岩成烃与成储机制复杂,油气富集条件尚不明确,勘探程度较低。以柴西北区新近系主力烃源岩上干柴沟组为研究对象,采集19口代表性钻井岩芯样品,分析样品有机质丰度、类型和成熟度,结合X衍射、岩石薄片、高压压汞、低温液氮吸附实验和扫描电镜,系统分析了其烃源岩特征、矿物组成、储集条件及影响因素,并优选出有利勘探区。研究表明:柴西北区上干柴沟组细粒沉积岩厚度普遍500 m;烃源岩有机碳含量不高,有57%样品TOC含量0.4%,20%样品TOC含量高于0.6%,少量样品TOC含量超过1.0%;有机质以Ⅱ_1型和Ⅲ型为主,少量Ⅰ型有机质;样品R_o为0.54%～1.24%,处于低成熟—成熟阶段。样品非均质性强,孔隙结构复杂,介孔较发育,介孔孔隙体积增量为0.001 0～0.015 2 cm~3/g,平均为0.007 5 cm~3/g。样品中氯仿沥青"A"含量与TOC含量、介孔体积均呈正相关性,与T_(max),BET比表面积及宏孔体积均无明显相关性。样品孔隙体积受到TOC含量、矿物含量及热成熟度控制。综合细粒沉积岩烃源岩及储集条件,初步优选干柴沟—油泉子—南翼山地区为柴西北区上干柴沟组致密油/页岩油勘探有利区。     

库拜煤田中部煤层气资源评价

介绍了勘查区煤田地质钻孔勘查资料及煤层气参数井获得的详实资料,对库拜煤田中区煤层气资源量进行了估算和预测。区内主采煤层主要为低水分、高灰、中-中高挥发分的煤。结果显示,区内煤层气总资源量为266.19×10~8m~3,其中A_3号煤层煤层气资源量79.23×10~8m~3,A_5号煤层煤层气资源量57.66×10~8m~3,A_7号煤层煤层气资源量43.00×10~8m~3,A_(9-10)煤层气资源量33.61×10~8m~3。     

库拜煤田东部煤层气资源评价

根据勘查区煤田地质钻孔勘查资料及煤层气参数井获得的详实资料,文章对库拜煤田东区煤层气资源量进行了估算和预测。区内主采煤层主要为低中灰、中高挥发分的煤。区内煤层气总资源量为179.01×10~8m~3,其中下_5号煤层为78.65×10~8m~3,下_(10)号煤层为64.36×10~8m~3;煤层气资源丰度为1.55×10~8m~3,本勘查区属于煤层气资源量规模中等丰度、中深埋深的中型煤层气田。     

黔北煤田上二叠统龙潭组煤系页岩气储层特征与勘探潜力评价

贵州省上二叠统龙潭组是中国南方最重要的含煤地层,蕴含丰富的富有机质泥页岩,具有良好的页岩气成藏物质基础。以贵州省黔北煤田上二叠统龙潭煤系富有机质泥页岩为研究对象,通过对JC-1井岩心样品进行测试,对研究区的富有机质泥页岩的矿物组成、地球化学特征、孔隙结构和岩石力学参数等储层特征进行了研究并对页岩气勘探潜力进行了评价。结果表明：JC-1井泥页岩干酪根类型均为III型,有机质成熟度在2.0%～3.0%,处于过成熟早期生干气阶段,总有机碳含量(TOC)为0.56%～9.58%,平均3.97%。地球化学参数显示黔北煤田龙潭组泥页岩有机质类型与有机质成熟度匹配,有机碳含量较高,具有较好的生气能力。SEM场发射扫描电镜观测结果显示JC-1井泥页岩具有的微观孔隙主要包括粒内孔、粒间孔和微裂缝,具有丰富的微观孔隙,为页岩气提供了良好的储集空间。X射线衍射数据显示泥页岩脆性矿物含量为5.96%～87.27%,平均值为43.78%,脆性矿物含量较高,有利于进行压裂改造;泥页岩总厚达到48.03 m,占龙潭组总厚度的36.89%,具有2个有效页岩连续厚度大于15 m的层段。黔北煤田龙潭煤系富有机质泥页岩具备...     

木里煤田侏罗系煤系非常规气共存规律研究

为探索木里煤田煤系气赋存特征,通过含气性、烃源岩有机地化以及储集层物性特征的分析测试,认为煤系气含气量变化较大,以木里组上段含气量最高;总有机碳含量和生烃潜率评价均显示此组煤系烃源岩为优质烃源岩,其中煤为Ⅲ型干酪根,而油页岩、泥岩为Ⅱ2型干酪根,Ro分布在0.74%~1.85%,处于成熟-高成熟度的有利生气阶段;煤储层孔隙度为2.7%~13.7%,渗透率为(0.03~10.6)×10-3μm~2,而页岩及致密砂岩储层孔隙度普遍不高于4.5%,渗透率普遍低于0.1×10~(-3)μm~2。结合典型钻孔分析建立了木里煤田内的3种煤系非常规气共存组合模式。在总结了木里煤田的煤系非常规气的成藏特征基础上,综合分析认为中侏罗统木里组上段以及江仓组是煤系非常规气勘探的重点层段,并进一步提出了勘探开发建议。     

临兴地区下二叠统太原组页岩气地质特征及勘探潜力

为揭示鄂尔多斯盆地东缘临兴地区太原组页岩气地质特征及勘探潜力，以富含有机质泥页岩为研究对象，基于野外钻孔和测井基础地质资料，查明了泥页岩累计厚度和单层最大厚度分布规律；针对泥页岩开展了有机地化、物性特征、X射线衍射和等温吸附等试验测试分析，对页岩气聚集成藏条件及勘探潜力进行了研究。结果表明：临兴地区太原组泥页岩分布稳定，累计厚度为10～50 m，平均为30 m，单层最大厚度为5～25 m。有机质丰度较高，TOC含量介于0.26%～12%，平均为3.81%，有机质类型以II、III型干酪根为主，最高热解峰温介于443～576℃，在紫金山岩体附近泥页岩热成熟度明显增大。泥页岩发育纳米级-微米级的孔裂隙，有机质孔多呈圆形、椭圆形和蜂窝状，碎屑矿物溶蚀孔等其它类型孔隙均有发育，矿物颗粒内部、碎屑颗粒边缘和有机质内部的微裂隙较为发育。石英、长石等脆性矿物含量占45%～65%，黏土矿物含量介于28%～62%，多为非膨胀类矿物。泥页岩含气量变化范围大，介于0.08～7.3 m3/t，平均为1.41 m³/t，含气量与TOC呈明显的正相关关系。综合考虑泥页岩厚度、有机质丰度、热演...     

鄂西来凤地区上奥陶统—下志留统龙马溪组富有机质页岩储层特征——以龙潭坪剖面为例

在野外观测的基础上,通过薄片鉴定、地球化学分析、X-衍射分析、物性测量、扫描电镜观察和等温吸附模拟等多种方法,对鄂西来凤地区龙潭坪剖面龙马溪组富有机质页岩储层特征进行研究。研究表明,龙潭坪龙马溪组富有机质页岩厚度较大,达51.8 m,有机碳含量高,介于0.80%~6.55%,平均值为2.70%,热演化程度高,处于高—过成熟阶段;脆性矿物含量丰富,平均值为59.0%;多种孔隙类型及裂缝发育;等温吸附实验表明吸附气量为1.83~3.54 m~3/t,平均值为2.68 m~3/t,气体吸附能力强。综合认为,鄂西来凤地区龙马溪组富有机质页岩储层条件好,具有良好的页岩气勘探前景。