六盘山盆地下白垩统马东山组页岩气勘探潜力评价

为了研究六盘山盆地下白垩统马东山组的页岩气勘探潜力,对马东山组的泥页岩样品进行了一系列储层物性、孔隙结构和有机地化的分析试验。研究表明：六盘山盆地马东山组泥页岩有效厚度较大,平均1215m,脆性矿物含量高,在80%以上;在孔隙特征方面,该套泥页岩主要发育微小孔,发育少量微裂缝,孔隙度均值为397%,平均可动流体饱和度为276%;在地化特征方面,该组泥页岩总有机碳含量平均101%,有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,镜质体反射率平均094%。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质丰度、有机质类型、热演化程度和孔隙特征等因素,六盘山盆地马东山组具备页岩气富集与成藏的条件,并可优选出两个页岩气勘探有利区：分别是海原凹陷东部有利区和固原凹陷中部有利区。经计算,两个勘探有利区的页岩气资源总量约为0364亿m3。     

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。     

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。     

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...     

湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气生气物质基础研究

为客观评价湘西北地区页岩气资源勘探潜力,利用野外露头地质剖面资料、有机地球化学分析数据等研究了区内页岩气生气物质基础。研究结果表明,研究区黑色泥页岩厚度可从几十米高至两百余米,且从深水陆棚往斜坡方向黑色泥页岩厚度逐渐减薄。研究区黑色泥页岩有机碳含量平均为5.46%,热水喷口及其周边地区则平均高达8%以上。湘西北地区下寒武统牛蹄塘组泥页岩有机碳含量与其石英矿物含量之间具有正相关关系,深水陆棚区和斜坡区泥页岩有机碳含量与其黏土矿物含量之间则分别具有正、负相关关系,表明泥页岩中石英、黏土矿物含量可指示其有机质富集程度。湘西北地区下寒武统牛蹄塘组泥页岩有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型,等效镜质组反射率均在2.5%以上,平均大于3%,达到了过成熟阶段。不难发现,湘西北下寒武统牛蹄塘组具有良好的页岩气生气物质基础。     

黔北地区凤冈二区块X井牛蹄塘组页岩气储层特征分析

自美国页岩气商业化开发以来,我国逐渐加大了对页岩气勘探开发的投入。贵州黔北地区毗邻四川盆地,近年也成为页岩气勘探的热点区域。通过对凤冈二区块X井目的层段岩心样品的分析测试,明确了目的层页岩的岩性及矿物学特征、地球化学特征及储层物性、含气性特征。研究结果表明,牛蹄塘组目的层段为下部深灰色、黑色碳质页岩及深灰色、黑色页岩;有机质类型主要为腐泥组无定形体及底栖藻无定形体;有机碳含量在0.46%～4.82%,镜质体反射率在2.58%～2.73%;受埋深影响,整体物性条件较差,孔隙度及渗透率均较低;受总有机碳含量偏低、保存条件较差的影响,牛蹄塘组解吸气含量较低,区内待进一步落实构造分布,寻找储气甜点区。     

淮南潘谢矿区深部煤系烃源岩地球化学特征与成烃潜力

为了查明淮南煤田潘谢矿区深部煤系的烃源岩生烃潜力,在对煤系烃源岩系统采样的基础上,应用总有机碳含量、氯仿沥青"A"、岩石热解、干酪根碳同位素、镜质组反射率等有机地球化学测试方法,结合深部煤炭勘查成果,深入探讨了淮南潘谢矿区深部煤系烃源岩地球化学特征、热演化及生烃组合特征。地球化学测试结果表明:潘谢矿区深部煤系有机质干酪根主要来源于陆生高等植物,类型属于Ⅱ_2-Ⅲ型,局部存在少量的Ⅱ_1型,具有良好的天然气生成潜力;上石盒子组、下石盒子组和山西组泥页岩TOC含量均达到了中等烃源岩标准,氯仿沥青"A"也均达到了好的烃源岩标准,上石盒子组和山西组泥页岩S_1+S_2达到了中等烃源岩标准,下石盒子组泥页岩S_1+S_2达到了好的烃源岩标准,因此泥页岩有机质丰度各项指标均达到了中等或者好的烃源岩标准,加上煤层总有机碳含量均在60%以上,表明潘谢矿区深部煤系有机质具有较高的原始生烃能力。在潘气1井煤系烃源岩有机地化和气测录井特征分析的基础上,结合深部煤炭勘查成果,以全区稳定发育的厚层煤层和泥页岩为目标层位,在潘谢矿区深部划分了3套稳定发育的生烃组合。组合1位于上石盒子组上段中-下部,厚40～60 m,是良好的页岩气-煤层气共生气藏;组合2位于下石盒子组上段,厚60～150 m,以煤层气为主,页岩气为辅;组合3位于山西组底部,厚20～35 m,以煤层气为主,页岩气为辅。     

河南省石炭-二叠系海陆过渡相页岩气成藏地质条件

河南省石炭-二叠系是一套海陆过渡相的含煤岩系,其中的泥页岩是潜在的页岩气层位,具有有效泥页岩单层厚度变化大、累计厚度大等特点.本文利用区内石炭-二叠系露头及钻孔岩芯资料,通过泥页岩的总有机碳含量(ω_TOC)测定、干酪根镜检、镜质组反射率测定、X射线衍射分析、低温氮气吸附实验等,对页岩气的成藏地质条件和储层特征进行了研究.结果表明,河南石炭-二叠系泥页岩有机质丰度高,太原组、山西组、下石盒子组有机碳含量分别为0.95%～8.04%、0.78%～9.41%、0.20%～2.13%;干酪根类型主体为Ⅲ型,部分为Ⅱ₂型;热演化程度为成熟—过成熟,利于干气的形成,区域上呈带状分布,以焦作—周口一带成熟度最高,向南、向北逐渐降低.XRD分析表明,泥页岩的黏土矿物含量为62%,脆性矿物含量为34.1%,决定了泥页岩的吸附能力较强而可压裂性较差.黏土矿物组成以伊利石/蒙脱石间层矿物(57.1%)和高岭石矿物(23.5%)为主,利于孔隙空间的形成.泥页岩孔隙率为1.0%～4.5%,渗透率为0.003～0.032mD.低温氮气吸附实验显示,泥页岩孔隙形态类型以平行板狭缝状孔和倾斜板狭缝状孔为主,介孔提供绝大部分孔隙比表面积和总孔体积.泥页岩含气性较好,含气量为1～3m3/t,具备页岩气成藏的含气性条件.综合分析认为,太原组中部硅质碎屑岩段(H₁)与山西组底部(H₂)泥页岩具有较好的生烃潜力,保存条件好或受区域热事件影响较低的地区是重点勘探区。     

鄂尔多斯盆地泥页岩差异性对比——以上古生界与长7段为例

通过对比鄂尔多斯盆地上古生界泥页岩与中生界长7泥页岩地层得出,上古生界主要发育深灰色以及黑色的煤系泥页岩,在盆地中广泛大量分布,成熟度高,有机质类型主要以Ⅲ型干酪根含量最为丰富,丰度高。脆性矿物以石英与长石为主,平均含量在45%~55%,粘土矿物平均含量在40%~45%,可见储层具有良好的吸附能力,但后期改造能力较长7段要差。长7储层是中生界最主要的一套泥页岩,该套烃源岩成熟度较高,主要类型为Ⅰ_1-Ⅱ_2型,镜质组反射率Ro值为1.25%~1.33%,脆性矿物含量丰富,粘土矿物含量高于古生界。综合分析认为,现阶段,上古生界泥页岩层具有最高的开采价值,中生界长7段泥页岩资源量巨大,是接下来值得重视的页岩气开发层位。     

中国南方海相页岩气与华北煤系页岩气储层特征差异

我国海相页岩气的勘探开发已经取得了一定的进展,相比之下,煤系页岩气研究成果较少,本文以贵州凤冈区的海相页岩和沁水盆地的煤系页岩为例,通过干酪根类型、总有机碳含量、矿物组成、孔隙等四方面进行储层特性对比,分析海相页岩气储层和煤系页岩气储层差异,查明不同沉积环境下页岩气储层特点,为煤系页岩气的进一步勘探开发奠定基础。结果表明两者既有相似又有所区别：海相页岩和煤系页岩干酪根类型存在明显差异,前者以Ⅰ型、Ⅱ型为主,后者主要为Ⅲ型干酪根;海相页岩较煤系页岩总有机碳含量和脆性矿物含量高;两者均发育有机质孔,且以中孔(2~50nm)为主,低温氮气吸附曲线都为Ⅳ型,但海相页岩孔隙比表面积较高。加之煤系页岩单层厚度薄,连续性差,因此对煤系煤岩的勘探开发不能完全照搬海相页岩的开发模式,可以考虑与煤层气致密砂岩气一起勘探开发,提高资源利用率,实现经济开采。     

沁水盆地石炭-二叠系页岩储层特征及评价

通过对沁水盆地石炭-二叠系页岩采样,应用有机碳分析、岩石热解检测、镜质组反射率测定、X射线衍射分析、扫描电镜和孔渗的分析化验手段,研究该区页岩的储层特征并对其进行评价.结果表明:沁水盆地石炭-二叠系页岩有机质丰度平均为2.59％,有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,岩石热解峰温基本上都超过435℃,有机质丰度高,有机质演化处于...     

川西地区上三叠统非常规天然气勘探潜力分析

川西地区上三叠统油气勘探经历了曲折复杂的过程,以砂岩地层为主,但砂岩储层表现为薄砂薄储,埋深大,物性差,勘探难度大,效益开发风险大,制约了川西油气勘探进程。川西须家河组主要为砂泥岩互层,泥页岩单层厚度和累计厚度均较大,有机质类型以Ⅲ型为主,有机碳量较高,有机质热演化程度较高,Ro在1.1%~2.3%,处于生烃高峰期,生成的天然气一部分运移到砂岩储层中,形成构造气藏及致密砂岩气藏,大部分天然气以游离和吸附状态存在于泥页岩中,为页岩气藏的形成奠定了基础。分析认为,川西地区须家河组具有致密砂岩气与页岩气共生的特点,致密砂岩气和页岩气的开发手段都以压裂造缝为改造工艺,具有相似性,为川西地区须家河组砂—泥岩一体化勘探提供了条件。研究得出,对川西须家河组非常规气勘探不能“单打一”,应有针对性地对砂岩、泥页岩实行“组合拳”式的综合勘探,从而发现更多的天然气资源。     

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。     

海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明：海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高（TOC含量为0.85%～35.70%,平均6.73%）,有机质类型以腐殖型为主（干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰～-23.5‰）,有机质成熟度达高-过成熟阶段（Ro为1.95%～2.40%,平均2.22%）;页岩中黏土矿物较为发育（20.3%～92.3%,平均61.9%）,脆性矿物含量较低（6.3%～65.7%,平均27.7%）,页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔（含量占29.08%）和溶蚀孔（占30.18%）,其次是有机质孔（占16.74%）和粒内孔（占10.56%）,还有晶间孔（占4.94%）和微裂缝（占8.5%）,为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0～3.0 m3/t。     

基于等温吸附的临兴地区8 9号煤层含气量预测

煤储层含气量是煤层气勘探开发的重要地质参数,如何准确预测煤储层含气量是煤层气地质研究的关键问题。以临兴地区8 9号煤层为研究对象,基于煤岩等温吸附试验测试数据,分析了兰氏参数与温度、镜质体反射率之间的关系,探讨了含气饱和度与温度、埋深之间的相关关系,基于等温吸附理论建立了临兴地区8 9号煤层含气量预测模型,并对模型进行误差分析。结果表明：兰氏参数与镜质体反射率(Ro<2.5%时)呈指数相关关系,与温度呈线性相关,含气饱和度与埋深、温度具有较好的线性关系;建立的含气量预测模型具有一定的可靠性。     

Analysis of the mechanical property of mudstone/shale in paralic coal measures and its influence factors

The mechanical property of mudstone/shale in coal measures is a key factor of engineering mechanics that influences the development of shale gas. A rock mechanics test was performed in order to analyze the complete stress-strain mechanic characteristics and influence factors of mudstone/shale in paralic coal measures, from the Carboniferous-Permian periods in a coal field of Northern China. The relationship between the mechanical properties of mudstone/shale in coal measures, and its chemical component, water content are established, and their models are constructed. Research results show that mudstone/shale has low mechanical strength, low elastic modulus and a high Poisson’s ratio. The complete stress-strain curve has apparent elastoplastic deformation characteristics, and after reaching peak strength, it exhibits obvious strain softening characteristics. The uniaxial compressive strength of mudstone/shale and its elastic modulus increases exponentially with the increase of SiO₂ content, and as the ignition loss increases, the uniaxial compressive strength and elastic modulus of mudstone/shale will decrease according to the law of power function. The compressive strength of mudstone/shale and its elastic modulus will decrease with the increase of water content in mudstone/shale.     

琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征和生烃潜力评价

琼东南盆地深水区勘探程度低,对该区海陆过渡相与海相烃源岩生烃潜力评价研究,关系到该区下一步油气勘探方向.通过有机碳含量(TOC)测定、岩石热解分析、显微组分镜鉴、镜质体反射率(Ro)测试等实验分析,系统剖析了琼东南盆地深水区不同类型烃源岩的地球化学特征、生烃潜力.结果表明:琼东南盆地深水区烃源岩有机质丰度以崖城组最高,...     

贵州黔北地区页岩气成藏条件与勘探前景

页岩气作为非常规油气资源尤为重要的一种,具有特殊成藏机理,其成藏需要特殊的地质条件,主要受控于泥页岩厚度、有机质丰度、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素。贵州黔北地区是我国南方下寒武统黑色岩系发育的典型地区之一,黑色岩系剖面露头良好,序列完整。具备有页岩气生成条件的泥页岩地层自下而上为震旦系陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组与上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组地层。通过地质条件与地球化学综合分析,认为该地区的下寒武统牛蹄塘组黑色页岩系和上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组暗色泥页岩分布面积广泛,厚度较大,有机质含量和热演化程度高,是最为有利的页岩气勘探层位。     

下扬子区海陆过渡相不同沉积环境页岩气成藏条件对比

以下扬子区二叠系龙潭组富有机质泥页岩为研究对象,通过岩石热解模拟、元素分析测试、物性测试和X-射线衍射等实验,结合前人研究成果,对泥页岩空间展布特征、沉积微相类型、有机地球化学特征、储层特征和含气性特征等页岩气藏评价参数开展对比分析,结果表明:下扬子区龙潭组富有机质泥页岩广泛发育在滨岸平原、障壁-泻湖、三角洲前缘和浅海陆棚等海陆过渡相沉积环境中;泥页岩中有机质丰度较高,总有机碳(TOC)含量平均值为2.43%;干酪根主要为Ⅱ型、Ⅲ型;镜质体反射Ro分布范围是0.55%~2.66%,多数有机质处于中—高热成熟阶段;生烃潜力(S1+S2)平均值为2.96 mg/g,具备较大的页岩气生成潜能;研究区泥页岩物性较差,属于特低孔特低渗储层,但石英、长石、方解石等脆性矿物含量丰富,脆性指数(Ⅰ,Ⅱ)较高,有利于页岩气储层的压裂开发;保守估算下扬子区龙潭组吸附气量为0.34~0.96 m3/t,且物性封闭和烃浓度封闭作用进一步增强了页岩气的储存能力。对比不同沉积环境下页岩气成藏条件参数,综合研究认为下扬子地区障壁-泻湖相具备更为优势的页岩气成藏环境。