内蒙古东南部林西组页岩气聚集地质条件

内蒙古东南部地区油气勘探程度低,上古生界林西组分布面积广,厚度大,广泛发育暗色泥岩。受大地构造背景控制,该地区林西组被火山岩分隔呈NE—SW向条带状发育出露。页岩分布在平面上存在东部陶海和西部官地2个厚度中心,累计可达700m以上。林西组页岩以Ⅱ2—Ⅲ等腐殖型干酪根为主;有机质丰度中等,露头页岩样品平均TOC值多分布在0.5%~1.0%之间,鲁D1井等局部地区TOC值也可超过1.5%;有机质热演化程度相对较高,镜质体反射率(RO)通常超过2%;伊利石结晶度实验表明该页岩处于晚成岩阶段。微观薄片和扫描电镜观察到溶蚀孔、粒间孔和有机质孔等发育。X-衍射分析页岩中的石英和斜长石等脆性矿物含量高,黏土含量一般小于40%,且以伊利石和伊/蒙混层为主组成。综合分析认为该地区有一定的页岩气资源潜力,较有利地区分布在昆都—扎鲁特地区,但进一步勘探需结合重磁力、电法等辅助资料进行综合研究。     

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。     

索伦地区林西组烃源岩有机地球化学特征

结合有机质丰度、有机质类型以及有机质成熟度等指标,对内蒙古索伦地区广泛出露的上二叠统林西组暗色泥页岩生烃潜力进行了初步评价。结果表明：林西组暗色泥页岩有机质丰度达到了中等-好烃源岩标准,干酪根类型为Ⅱ型,有机质热演化进入高-过成熟阶段,是区内上古生界重要烃源岩层系之一。     

延安地区山西组页岩气储层特征及资源潜力分析

延安地区山西组具有丰富的页岩气资源,研究山西组页岩气储层特征,预测其资源潜力,对该地区页岩气勘探具有重要意义。该研究以延安地区山西组为目的层,基于岩心观察、扫描电镜、X射线衍射分析和含气量解析等一系列分析测试成果,从矿物组成、有机地球化学、砂层夹层发育特征、孔隙结构以及含气性等方面综合表征山西组页岩气储层特征,开展页岩气资源潜力评价。结果表明：1)山西组泥页岩厚度平均为55 m,平面展布广,有机碳含量平均值为6.24%,泥页岩含气量平均值为1.2 m³/t,砂质夹层累计厚度为5～16 m,孔隙度为5%～7%;2)砂岩夹层中发育岩屑溶蚀孔、高岭石晶间孔、粒间溶孔及微裂缝等多种孔隙,泥页岩中的孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、有机质孔和晶间孔等;3)运用条件概率体积法和容积法评价出山西组页岩气资源总计为10 009.6×10⁸ m³,其中山2段资源量为6 457.09×10⁸ m³,是未来页岩气勘探的重点方向。     

内蒙古索伦地区二叠系哲斯组泥岩微孔隙特征

在野外地质露头实测、系统取样和综合分析测试的基础上,对松辽西部外围内蒙古索伦地区上古生界二叠系哲斯组暗色泥岩的地球化学特征与微孔隙特征进行了研究。结果表明,哲斯组泥岩微孔隙主要包括微孔（粒间孔、粒内孔、有机质孔）和微裂缝（矿物层间缝、有机质与矿物间缝、有机质内裂缝）。进一步的微孔隙发育特征和成因分析得出,哲斯组泥岩有机质孔相对不发育的特征主要与TOC含量偏低及较强压实作用下的有机质孔塌陷作用有关,而泥岩微裂缝的发育主要与其脆性矿物含量较高有关。综合烃源岩与储集特征分析,索伦地区哲斯组泥岩具备了页岩气远景区的条件,寻找TOC含量高的富有机质泥页岩发育区是今后该区乃至东北地区上古生界页岩气勘探的关键。      

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。     

渝页1井地质背景及钻探效果

我国南方海相页岩分布广、厚度大,有机质丰度高、热演化程度高,由于地质及地形条件复杂、含气性变化大,页岩气资源潜力有待查明。位于重庆市彭水县境内的页岩气取心井——渝页1井揭示了高陡构造带上黑色页岩及其中的含气特点。该井钻揭下志留统龙马溪组黑色页岩层系地层厚度为225.78 m(未穿)。实验分析结果表明:该井龙马溪组黑色页岩具有有利的页岩气成藏条件及典型的浅层页岩气特点,有机碳含量平均达到了3.7%,有机质成熟度(Ro)平均为2.04%。黑色页岩中裂缝及微孔隙发育,储集空间包括了黏土矿物粒间微孔隙、页理间孔隙、溶蚀孔隙、成岩微裂缝及构造裂缝等。实验计算龙马溪组黑色页岩含气量介于1.0～3.0 m3/t。研究表明,渝页1井所揭示的下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组暗色页岩分布广泛,页岩气资源潜力大。     

鲁西地区山西—太原组泥页岩可压性分析

山西—太原组泥页岩是鲁西地区良好的页岩气储层,为了获取山西—太原组泥页岩可压性,在岩性编录、样品分析测试、泥页岩扫描电镜、X衍射—全岩/黏土等资料基础上,对山西—太原组岩性特征、有机地化特征、微裂隙发育情况、脆性矿物含量、脆性指数进行了研究。结果表明:鲁西地区山西—太原组泥页岩发育厚度为80~120 m,泥地比大于60%;泥页岩有机碳含量平均为3.1%,干酪根以Ⅲ型为主,镜质体反射率一般为0.8%~1.4%;泥页岩中微裂隙发育,部分微裂隙沿矿物间隙延伸,利于形成网状体积裂缝;泥页岩脆性矿物含量较高,平均为38%~63%;山西—太原组泥页岩脆性很强,山西组泥页岩样品脆性指数主要集中在50%~70%,太原组泥页岩样品脆性指数主要集中在40%~60%,充分说明山西—太原组泥页岩具有较好的可压性,利于人工压裂改造。研究成果对鲁西地区山西—太原组页岩气储层改造具有很好的借鉴意义。     

淮南煤田下二叠统山西组煤系页岩气储层特征及物性成因

煤系页岩气是煤系非常规气的一种,煤系泥页岩具备较好的聚集和成藏潜力,研究煤系泥页岩储层特征对于进一步确认煤系非常规气共生成藏与共采具有重要意义。以淮南煤田下二叠统山西组为例开展研究,结果表明:山西组厚约72m,泥岩约占25%,泥岩中石英矿物含量在29.2%~36.7%之间,主要为陆源碎屑外源成因。山西组有机碳含量高,TOC含量为0.37%~8.87%,有机质以Ⅱ2型干酪根为主;RO值变化范围为0.83%~1.32%,整体为中成熟阶段。泥岩压汞孔隙度为0.87%~4.29%,脉冲渗透率区间为(3.16~8.88)×10-7μm2,平均为4.82×10-7μm2,二者线性关系较好。扫描电镜下山西组泥岩微裂缝较为发育,包括石英颗粒边缘延伸微裂缝、颗粒内部平行线形裂缝和黏土矿物内部发育的弯曲状不规则裂缝,微孔隙主要包括粒间孔和粒内孔,孔隙直径为2μm~50nm。有机碳含量、热演化程度对微孔隙发育的促进作用不明显,伊/蒙混层在黏土矿物组成中占有较大比例,可能是微孔隙发育的主要贡献者。不同的沉积微相类型发育了不同的岩相类型,是研究区山西组煤系页岩气储层物性形成的沉积基础。     

三水盆地页岩气成藏条件分析

三水盆地常规油气研究程度较高,但针对非常规油气,特别是页岩气研究不足。为研究三水盆地古近系(土布)心组页岩的成藏条件,结合构造和区域沉积背景,通过野外露头观察、样品测试、扫描电镜等多种技术手段,对暗色页岩分布情况、有机地球化学特征及页岩储集性能进行研究。研究表明,三水盆地(土布)心组发育时期为湖盆的主要形成时期,湖相沉积环境控制了暗色页岩的发育,盆地沉积中心与沉降中心一致,暗色页岩厚度为50~70m,平均为58m,埋藏深度为500~3000m,有利于有机质保存。(土布)心组页岩干酪根类型为Ⅱ—Ⅲ型,TOC分布在0.56%~3.29%,平均为1.25%,Ro分布在0.71%~1.94%,平均为1.31%,处于成熟阶段,具备页岩气成藏的基本条件。镜下观察显示,孔隙类型以自生黏土矿物中的微孔隙为主,孔喉半径多为1~8μm,总孔隙空间发育,可提供有效的页岩气储集空间。(土布)心组由下到上可划分为一段、二段和三段,其中(土布)心组二段为深湖相沉积,其沉积期是盆地主要暗色页岩形成期,各项有机地球化学参数最为有利,储集性能相对较好,最具有生烃潜力,(土布)心组三段次之,一段最差。     

湘西北地区龙马溪组页岩气聚集条件与含气性分析

为评价湘西北地区下志留统龙马溪组页岩气聚集条件及含气性,优选并实施钻探了永页1井,揭示的龙马溪组暗色泥页岩厚度131.2 m,其中黑色页岩19.3 m. 永页1井龙马溪组黑色页岩具有有机碳含量高（平均为2.0%）、成熟度适中（等效Ro平均为2.4%）、脆性矿物含量高（石英含量平均为50.3%）、黏土矿物含量低（平均为31.3%）、孔隙度低（平均为1.7%）等特征,具有良好的页岩气聚集条件;尽管等温吸附含气量平均可达2.52 m3/t,但现场解析总含气量很低,推测这是黑色页岩埋深较浅且湘西北地区晚期构造活动强烈、保存条件不好所致;黑色页岩的沉积厚度反映了该井位于龙马溪组深水陆棚沉积的边缘相带,而更靠近沉积中心的花垣—保靖—龙山一带,黑色页岩厚度可达30~40 m,是该区龙马溪组页岩气下一步勘探的主要区域。     

鄂尔多斯盆地东缘煤系伴生泥页岩孔隙特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东缘煤系伴生泥页岩广泛发育,页岩气资源潜力大,加强该区泥页岩孔隙特征研究对实现煤层气、页岩气合探共采具有重要意义。通过对研究区山西组、太原组泥页岩样品进行系统的SEM观察、孔渗测试、低温液氮吸附实验、有机地球化学测试及X-射线衍射矿物分析,详细分析了泥页岩孔隙发育特征及主控因素。研究表明:泥页岩中发育的孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔、铸模孔、次生溶蚀孔和有机质孔,微裂缝主要发育在脆性矿物晶体间、晶体内和黏土矿物颗粒间,宽度一般为数十纳米;泥页岩孔隙度为1.05%~1.59%,渗透率为(0.001~0.142)×10~(-3)μm~2,山西组泥页岩孔渗性略好于太原组;孔隙以微孔和中孔为主,中孔提供了主要的吸附空间,孔隙形态以开放透气型孔隙为主;有机碳含量、有机质成熟度和无机矿物是影响泥页岩孔隙发育的主要因素,有机碳含量增加,有效孔隙减少,因为成熟度较低时,有机质生成的残留烃可能堵塞了部分较小孔隙;黏土矿物内部及颗粒之间、晶层之间可形成大量微孔及中孔,增加了储集空间,石英矿物可形成较大孔隙和裂缝,改善了泥页岩的渗透性。     

川南—黔北地区下古生界页岩孔隙发育特征

采用场发射扫描电镜成像方法对川南—黔北地区下古生界筇竹寺组、五峰组—龙马溪组富有机质页岩的微观孔隙类型、孔隙大小、孔隙形态与分布特征及微裂缝发育特征进行了研究。结果表明:按形成方式的不同,可将孔隙划分为粒间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝4种主要类型;有机质孔发育广泛,对孔隙总体积贡献较大,有利于储层中吸附气的赋存;溶蚀孔零星分布,但孔径可达微米级,对孔隙总体积贡献较大;粒间孔发育相对较少,对孔隙总体积贡献相对较小;页岩中发育的微裂缝,可有效连通其他类型的孔隙,有利于页岩气的储存和渗流。对研究区样品矿物成分的分析表明,其矿物成分以石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物为主,脆性矿物含量相对较高,平均体积分数为54.9%,有利于对页岩储层的压裂改造。     

四川盆地龙马溪组与大安寨段泥页岩差异性分析

陆相泥页岩油气勘探已引起越来越多的关注。选取我国四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段陆相泥页岩与已经初步实现规模化商业性生产的下志留统龙马溪组海相泥页岩进行类比,分析二者在发育层位、岩石类型、岩石组分、有机质地球化学特征及储集物性等方面的差异性,以便建立一套适用于四川盆地陆相页岩气勘探开发的评价标准。研究表明：龙马溪组埋藏深度一般为2 000～4 000 m,主要发育黑色硅质页岩、硅质岩、炭质页岩和深灰色泥岩等,具有纹层状构造,泥页岩矿物成分主要为石英、碳酸盐矿物、黏土矿物、白云母和黄铁矿等,TOC 质量分数主要为1%～4%,Ro 一般为2.4%～3.6%,处于高-过成熟生气阶段,有机质类型以Ⅰ型为主,晶间孔、粒间孔和微裂缝发育,构造保存条件较好;大安寨段埋藏深度主要为1 400～4 300 m,发育暗色泥页岩,且以暗色泥页岩夹薄层介壳灰岩或二者互层为特征,泥页岩页理发育,具有纹层状构造,矿物成分主要为石英、长石、黏土矿物、方解石、白云石及黄铁矿等,TOC 质量分数主要为0.58%～3.81%,Ro 为1.05%～1.85%,处于成熟-高成熟生气阶段,有机质类型以Ⅱ2 型为主,主要发育粒间孔、晶间孔、生物体腔孔、溶蚀孔和裂缝,具有裂缝型介壳灰岩油气藏或孔隙-裂缝型含有机质介壳灰岩油气藏与页岩气藏共存的特征。综合研究认为,与龙马溪组相比,大安寨段也具有较大的页岩气资源潜力和较好的勘探开发前景。     

桂中坳陷泥盆系页岩气成藏条件与有利区带评价

桂中坳陷泥盆系经历陆内裂陷演化阶段,沉积了一套台盆-深水陆棚相黑色泥页岩。通过野外典型露头、钻井及地球化学分析等资料,认为桂中坳陷中下泥盆统泥页岩具备形成页岩气的资源基础和优越的成藏条件,其泥页岩厚度大(最大累计厚度可达1 000 m)、有机质丰度高(有机碳含量为0.53%～9.46%)、热演化程度适中(镜质体反射率为1.33%～3.62%)、储层微孔隙-纳米孔及微裂缝发育、粘土矿物成分好、埋深适宜及保存条件相对较好,勘探潜力较大。借鉴北美页岩气勘探开发经验,结合中国南方海相页岩气勘探实际,优选现阶段有利区评价相关指标,认为南丹—忻城—马山一线以西地区为桂中坳陷泥盆系页岩气勘探的有利区带。     

黔南坳陷九门冲组富有机质页岩无机孔隙定量评价

泥页岩储层因超低孔、超低渗和富含有机质以及其内页岩气赋存方式特殊等特点,使其储层评价与常规砂岩储层评价存在显著的差别。为了对富有机质页岩中的无机孔隙进行定量评价,选取黔南坳陷下寒武统九门冲组(∈1j)泥页岩为例,借助扫描电镜、成像测井和岩石薄片等技术和方法来分析泥页岩中的无机孔隙。研究表明:黔南坳陷∈1j富有机质页岩主要发育有絮状物粒间孔隙、微通道和微裂缝3类无机孔隙;识别出∈1j泥页岩无机孔隙的孔径小于5μm,主要在0.25~1.0μm之间;确定∈1j泥页岩无机孔隙度范围为1.71%~3.86%,平均值为2.67%。     

湘西北地区新元古界陡山沱组页岩气成藏条件

湘西北地区广泛发育新元古界震旦系陡山沱组暗色泥页岩,已有钻井中气显示活跃,揭示出该地区较好的页岩气勘探潜力。在观察野外地质露头的基础上,通过地球化学分析、扫描电镜、X射线衍射、低温氮气吸附、等温吸附等分析测试,对陡山沱组泥页岩的发育及分布规律、有机地球化学特征、储层特征及吸附性能等页岩气成藏条件进行了综合研究,并优选了有利区带。结果表明:湘西北地区陡山沱组暗色泥页岩分布变化大,仅在大庸向斜地区沉积厚度较大,为20~50 m,有机碳质量分数为0.5%~3.0%,有机质类型以Ⅰ型为主,有机质成熟度为3.0%~4.0%,达到过成熟演化阶段,具备较为有利的生气条件;泥页岩储层矿物成分以脆性矿物为主,质量分数为21%~78.7%,发育多种类型孔隙空间,比表面积和孔体积均较高,多个泥页岩样品等温吸附实验统计显示,甲烷最大吸附质量体积为0.80~1.77 m3/t,泥页岩储层具有较好的储集条件及吸附性能。湘西北大庸向斜地区构造条件相对稳定,保存条件较好,具有有利的页岩气成藏条件,可作为陡山沱组页岩气勘探的有利区带。     

太康隆起上古生界海陆交互相页岩气地质条件分析

上古生界太原组和山西组海陆交互相泥页岩是南华北盆地的主要烃源岩层系之一,以往的研究工作主要集中于坳陷区,针对隆起区页岩气成藏方面的研究相对较少。为解决海陆交互相地层砂泥岩（含页岩）互层频繁、垂向上非均质性强、页岩气地质条件复杂等因素导致储层改造层位优选困难的现状,通过对太康隆起西部海陆交互相页岩气参数井--尉参1井分析测试结果的解剖,结合邻井钻探成果,对太原组和山西组泥页岩的展布特征、地球化学特征及储层特征等开展研究,明确上古生界页岩气成藏要素。结果表明：太康隆起地区上古生界海陆交互相泥页岩发育,山西组和太原组泥页岩累计厚度为88m,山西组连续厚层泥页岩厚度可达38m,各层泥地比超过50%,有机碳含量高,含气性较好,具备一定的页岩气形成有利地质条件;泥页岩孔隙以纳米级无机孔隙为主,粒间孔、粒内孔均有发育,受沉积环境转变和有机质类型的影响,有机质孔隙发育较差;三叠系残余厚度是影响上古生界页岩气成藏的重要因素,太康隆起西部保存条件较好。详细阐明了上古生界海陆交互相页岩气地质条件,明确隆起西部是下一步勘探的有利地区,对该区后续页岩气储层研究及层位优选有重要意义。     

鄂尔多斯盆地北部EY-1井太原组黑色泥页岩孔隙特征

为了研究鄂尔多斯盆地北部页岩气赋存条件,应用氩离子剖光扫描电子显微镜、压汞、低温N2吸附解吸等方法,对鄂尔多斯北部EY-1井太原组黑色泥页岩微观孔隙类型及特征进行研究。结果表明:泥页岩样品中主要发育有机质孔、粒内孔、黄铁矿晶间孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂隙等孔隙类型。其中,微裂隙长度为0.5~3.0 mm,缝宽1~10μm,连通性较好。高压压汞测得孔隙度平均为0.916 04%,孔径主要集中于微孔和过渡孔,上部的页岩孔隙连通性明显好于下部;用DFT法测得的样品内部孔径小于100 nm,分布呈现双峰,过渡孔较为发育。研究获得的页岩孔隙特征,为鄂尔多斯北部太原组页岩气赋存和储集规律研究提供了重要的参考依据。     

川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质分析

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、储集空间特征、孔渗性特征和地质力学性质等方面,对川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质特征进行了综合研究。显著地质特征是:富有机质泥页岩主要发育于自流井组大安寨段和千佛崖组千一—二段,为浅湖—半深湖沉积,黑色泥页岩夹灰岩或砂岩。有机质较为发育,有机碳含量平均为1.14%,有机质类型以Ⅱ₂型为主,镜质体反射率（R_o）介于1.4%~1.6%之间,均处于凝析油—湿气的成熟—高成熟阶段。总体上,中下侏罗统页岩气构造简单、稳定,断裂不发育,保存条件良好,有利于烃类形成。大安寨段湖相页岩油气总体与北美Eagle Ford页岩气特征相似。大安寨段暗色泥页岩厚40~115 m,孔隙类型丰富,发育水平缝和微裂缝,脆性矿物含量平均为52.7%,杨氏模量平均为37 GPa,泊松比平均为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。