鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长73亚段页岩油储层特征与勘探前景

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7₃亚段沉积期位于湖盆东部沉积中心,蕴藏着丰富的页岩油资源,具有较好的勘探前景,但对于页岩油储层特征研究较少,缺乏储集特征和含油性研究,制约了页岩油勘探部署实践。以富县地区长7₃亚段为研究对象,利用岩心观察、全岩矿物X-射线衍射分析、氯仿抽提、核磁共振、有机碳及孔隙度测试等多种手段,从岩石矿物学特征、储集空间、孔隙结构、含油气性等方面开展分析,明确了长7₃亚段发育泥页岩类、粉—细砂岩类、凝灰岩类三大岩石类型,泥页岩类根据纹层发育程度又可细分为4种岩石类型。泥页岩段矿物组成主要为石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物,还有少量的黄铁矿。储层主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4种储集空间类型。粉—细砂岩中、大孔比较发育,核磁共振T₂谱以多峰型和左偏单峰型为主;黑色页岩微孔相对较发育,大孔相对较少,核磁共振T₂谱以多峰型、右偏单峰型为主。含油气性好、油饱和度指数高的粉—细砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层,其次是纹层状泥页岩。综合...     

里奥穆尼盆地上白垩统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力

里奥穆尼盆地油气勘探目前处于低勘探程度,盆地主力烃源岩主要是Aptian-Albian阶富有机质泥页岩和泥灰岩。然而,新区新钻井揭示上白垩统发育厚层灰色-灰黑色泥页岩,却从未引起足够关注。经详细的地球化学研究表明,该套泥页岩具有中等有机质丰度（TOC值为0.6%～2.24%,平均为1.03%）,干酪根类型主要为Ⅱ型,其次是Ⅲ型,处于早成熟-成熟阶段;虽然显微组分证实存在明显的陆源有机质输入,然而干酪根类型却以Ⅱ₂型为主,这可能是由于河流远距离搬运来的陆源有机质与海洋原地有机质混合,在搬运和沉积过程中遭受较强烈微生物改造,并且在海洋底层缺氧水体中,分散在矿物基质中得以保存,既有明显的倾油性,又有倾气性。通过盆地模拟表明,上白垩统Turonian阶海相烃源岩在始新世进入生油窗,至今仍处于主生烃期,该套烃源岩可能在向西斜坡凹陷区已经生成油气并聚集成藏。因此,上白垩统海相泥页岩是一套具有一定生烃潜力的烃源岩,特别是厚度较大的Turonian阶泥页岩是里奥穆尼盆地不可忽视的海相烃源岩。     

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。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段页岩型页岩油储层特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)泥页岩发育,针对其内部富集的页岩型页岩油尚未取得勘探进展,仅在少量直井的试油阶段突破出油关,但试采效果整体较差。系统梳理了长7段3亚段(长7₃亚段)泥页岩的岩石学、地球化学和储层特征,优选页岩型页岩油的富集有利参数,明确了其成藏条件、勘探方向及潜力。相较于暗色泥岩,长7₃亚段的黑色页岩表现为多类型纹层频繁发育、有机质丰度高、生油母质类型好、主生烃期早、含油率高的特征,是页岩型页岩油勘探的有利岩性。受水平页理缝和陆源长英质、凝灰质等相对高孔高渗纹层的复合影响,黑色页岩的水平渗透率普遍高于垂直渗透率。长7₃亚段泥页岩的储集空间以刚性矿物支撑的粒间孔、粒内溶蚀孔、黏土矿物晶间孔及黄铁矿晶间孔为主,页理缝和超压微裂缝较发育。"有机质+陆源长英质纹层"、"有机质+凝灰质纹层"二元纹层组合与页理缝构成的复合单元对页岩油赋存最为有利。总有机碳(TOC)含量为4%~14%、镜质体反射率R_o>0.8%、页理及纹层发育、脆性矿物含量高的长英质黑色页岩是长7₃亚段页岩型页岩油的有利勘探目标,黑色页岩厚度相对较大、有机质丰度适中的马岭—华池深洼区是页岩型页岩油勘探的Ⅰ类有利区。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩型页岩油资源丰富,有望成为盆地非常规石油勘探开发的现实性重大战略接替新领域。     

东营凹陷页岩油储集地质特征与有效性

以济阳坳陷东营凹陷古近系泥页岩为研究对象，通过岩心观察、偏光显微镜、氩离子抛光-扫描电镜分析以及高压压汞、小角X射线散射等实验，表征泥页岩不同尺度储集空间类型及组合连通方式，结合孔隙度、含油饱和度等数据，明确其储油的孔径及孔隙度下限。综合热演化程度（R_o）、岩相发育特征、地层压力特征和储集空间发育特征（孔隙度和孔径）等因素，建立东营凹陷泥页岩储集空间发育分布模式，预测页岩有利储集相带。结果表明：①研究区泥页岩储层孔隙类型主要为粒间孔、有机质和粘土矿物收缩孔及碳酸盐晶间孔，且具有三级孔缝网络的连通形式；②粘土片间孔和碳酸盐晶间孔对总孔隙度的贡献率最高，平均可达50%~70%，其次为粘土收缩缝和构造张裂缝；③页岩油赋存的孔径下限、游离油赋存孔径下限以及游离油大量富集的孔径门槛值，分别为5、10和30 nm；④富有机质和富碳酸盐矿物的纹层状页岩在总孔隙度、孔隙连通率和有利于游离油赋存的孔隙所贡献的孔隙度等方面最好，可作为优势岩相类型；⑤泥页岩岩相类型、成岩阶段、地层压力与裂缝发育程度控制了储集空间的发育分布特征，也是页岩油甜点评价的重要因素；有利储集相带预测就是在储集分级评价方案的指导下，寻找富有机质纹层状页岩分布区、相对较高的热演化程度页岩发育区、裂缝发育区、高地层压力发育区等叠合区。     

桂中坳陷中泥盆统罗富组富有机质泥页岩特征及意义

通过全岩X衍射、黏土矿物X衍射、有机地球化学特征分析,研究桂中坳陷中泥盆统罗富组富有机质泥页岩特征。该泥页岩主要发育于台盆环境,岩性主要为黑色泥页岩、碳质页岩、硅质页岩和硅质泥页岩;鹿寨南部有机碳含量最高超过2.55%,合山-上林一线西北部最高超过3.0%;有机质类型为Ⅰ-Ⅱ₁型为主的混合型,生烃潜力较大,热演化程度高,具备页岩气藏发育的良好地质条件。页岩气富集因素分析表明,南丹-天峨一线与合山附近区域页岩气聚集条件较优越,是桂中坳陷中泥盆统罗富组页岩气勘探开发的有利区域。     

南襄盆地泌阳凹陷渐新统核桃园组三Ⅲ亚段页岩油富集模式——以中部深凹带YYY1井取心段为例

南襄盆地泌阳凹陷渐新统核桃园组核三段是我国陆相页岩油率先取得勘探突破的层系,但因多种因素影响始终未能实现规模开发。为揭示泌阳凹陷中部深凹带核三段页岩油勘探开发目标层段,以页岩油风险探井YYY1井核三Ⅲ亚段系统取心段为研究对象,充分利用系统取心段现场分析结果,结合前人研究成果,在剖析系统取心段岩相、页岩油富集层段特征基础上,明确了页岩油富集模式与首选勘探开发目标层。结果揭示：YYY1井核三Ⅲ中—下段主要发育含有机质纹层状混合质页岩、富有机质纹层状混合质页岩、含有机质纹层状长英质页岩、富有机质纹层状长英质页岩、含有机质层状长英质页岩、含有机质块状泥质粉砂岩/粉砂岩、含有机质块状细砂岩7种岩相;依据游离烃S₁和油饱和指数OSI两个表征页岩油富集关键参数,结合核磁测井总孔隙度,共识别出8个页岩油富集层,单个页岩油富集层厚度介于5~20 m, 累计厚度81 m。核三Ⅲ中段发育的富集层段均受原位滞留烃和高TOC邻层运移烃贡献共同控制,具源储一体和源储共存双重富集模式;核三Ⅲ下段发育的富集层段均受原位滞留富集控制,属源储一体的富集模式。核三Ⅲ中段第二个页岩油富集层是泌阳凹陷中部深凹带核三Ⅲ亚段页岩油勘探开发的首选目标层段,这一认识为泌阳凹陷页岩油勘探开发部署提供了重要依据。     

海陆过渡相超深层页岩储层特征——以川东北普光气田Y4井上二叠统龙潭组下段为例

为探索超深层条件下海陆过渡相页岩储层特征,针对川东北地区普光气田Y4井上二叠统龙潭组泥页岩开展了有机地球化学、矿物组成、孔隙结构、物性等分析测试。龙潭组泥页岩具有高有机碳含量（主峰区间3.77%~10.72%）,Ⅱ₂—Ⅲ型干酪根及过成熟特征（R_o介于3.82%~3.97%）;总孔体积均值为0.047 mL/g,比表面积均值为31.8 m²/g,孔隙度均值为6.64%;储集空间类型以有机孔、黏土矿物层片间孔、脆性矿物溶蚀孔及微裂缝为主,形态多为平行板状与两端开放管状。深水潟湖环境下泥页岩孔隙度与有机碳、黄铁矿、石英含量呈正相关,说明缺氧还原、水体稳定的沉积环境控制着原始矿物组成与结构,同时刚性矿物颗粒与有机质、黏土矿物有效络合,为有机孔保存提供了必要条件。受碾平式改造作用影响的扁平状有机质大孔与密集发育的有机质微—介孔、黏土矿物晶间孔缝、脆性矿物孔缝组成储集网络,最终形成深水潟湖微相超深层泥页岩储层。     

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段页岩油特征及勘探方向

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段(简称长7₃亚段)岩心观察、实验分析测试、测-录井等资料分析,揭示长7₃亚段多类型页岩油发育的地质特征及富集规律,探讨多类型页岩油勘探潜力及攻关方向。研究表明：(1)长7₃亚段发育运移-滞留复合型和滞留型2类页岩油,运移-滞留复合型储集层为砂质碎屑流、低密度浊流成因的砂质纹层和半深湖—深湖富有机质泥页岩纹层频繁互层叠置的组合段,滞留型页岩油储集层为页理及显微纹层频繁发育的黑色页岩,运移-滞留复合型页岩油品质略好于滞留型页岩油。(2)优质烃源岩提供大量高势能富烃优质流体;源储压差为渗流条件较好的贫有机质砂岩类薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝原油聚集提供动力;生烃增压缝-页理缝-微裂缝为原油微运移提供高速通道;频繁发育的砂岩夹层及长英质纹层不仅为烃类规模聚集提供有效的储集空间,还能有效提高烃类的可动性。(3)环洼富砂区是运移-滞留复合型页岩油规模勘探的主要方向,成熟深洼区是中高成熟度滞留型页岩油风险勘探的主要方向,围绕低熟深洼区积极推进原位转化研究和现场实施是中低成熟度滞...     

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩层系岩石类型特征及勘探意义

长期以来,鄂尔多斯盆地长7₃亚段主要被作为单一烃源岩进行研究,涉及到多种岩石类型特征及源储一体方面的研究相对比较薄弱。基于岩性、物性相关分析资料结合测井精细解释,详细论述了长7₃亚段岩石类型特征,并分析了不同类型岩石储集特征及勘探意义。结果表明：①长7₃亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩性;②砂质岩类的储集空间主要为长石溶蚀孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔,高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量、较大累计厚度的砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层;③富有机质泥页岩是长7₃亚段发育规模最大的岩石类型,储集空间主要为黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及碎屑颗粒粒间孔,有机质孔基本不发育,但常见有机质收缩缝,虽然长7₃亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小,但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性,初步估算长7泥页岩中滞留烃总资源量约为150×10⁸ t,可动烃资源量约为60×10⁸ t;④长7₃亚段砂质岩类和泥页岩含油饱和度普遍高于长7₁、长7₂亚段,进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征,提高水平井砂岩钻遇率,加强试采方案研究,确保油水渗吸置换充分,是长7₃亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向;⑤优选脆性指数和含油量高的黑色页岩,研发高效渗吸改善剂,采用压驱采一体化设计,增加缝宽、缝高及提高人工裂缝的导流能力,是实现泥页岩型页岩油动用的重要技术手段。     

南襄盆地泌阳凹陷核桃园组页岩油富集机制

我国陆相页岩油资源潜力巨大,但当前页岩油开采量远不及预期。文章以泌阳凹陷核桃园组为例,根据颜色、结构和显微特征将研究区50块页岩划分为黑色纹层状页岩（A类）和灰色页岩（B类,包括灰色页岩、暗色泥岩及少量粉砂质泥岩）两大类,并进行了系统的地球化学测试分析,包括TOC、热解、显微组分、气相色谱和色谱-质谱分析等,以期明确湖相富有机质页岩地球化学特征及其页岩油富集机制。结果表明：A类页岩主要发育于较高盐度的强还原环境,具有较高的有机质丰度（TOC高达8.59%）,富含Ⅰ型干酪根,藻类生源丰富,与此同时,较发育的水平裂缝有利于页岩油的储集,促成了现今较高的含油性（较高的热解烃含量S₁和氯仿沥青“A”含量）,导致A类页岩主要发育“富集”页岩油资源;而B类页岩主要发育于较低盐度的弱还原环境,有机质丰度相对较低（TOC低至1.09%）,以Ⅱ₁-Ⅱ₂型干酪根为主,藻类生源相对贫乏,与此同时,较发育的垂向裂缝加速了页岩排烃,促成了现今相对较低的含油性,导致B类页岩主要发育“低效”和“无效”页岩油资源。因此,泌阳凹陷黑色纹层状页岩能有效生成并储集丰富的页岩油资源,该认识对研究区页岩油进一步勘探开发具有重要参考价值。     

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。     

济阳坳陷不同岩相页岩油赋存机理

通过大量岩心观察、薄片鉴定、X-射线衍射全岩矿物分析和扫描电镜分析,将济阳坳陷古近系泥页岩划分为10余种岩相并分析了主力岩相的特征和形成环境。在岩相划分的基础上,结合氩离子抛光和环境扫描电镜技术,分析了不同岩相的储集空间和页岩油赋存状态。济阳坳陷泥页岩的储集空间主要包括各类基质的孔隙和裂缝。富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、层间缝,孔隙最大,裂缝最发育;富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、(微)裂缝;含有机质块状灰质泥岩储集空间是黏土矿物晶间孔,孔隙最小,裂缝不发育。不同岩相有不同的赋存状态,富有机质纹层状灰质泥岩相/泥质灰岩相和层状灰质泥岩相/泥质灰岩相以游离态为主,含有机质块状灰质泥岩相以吸附态为主。建立了富有机质纹层状-层状岩相和含有机质块状岩相2种页岩油赋存模式。     

苏北盆地阜二段陆相页岩油气勘探潜力分析

苏北盆地古近系为陆相泥页岩沉积,纵向上主要发育阜二段、阜四段两套富有机质泥页岩,其中阜二段泥页岩厚度大,有机质丰度高、类型以Ⅰ-Ⅱ₁型为主,主要处于成熟演化阶段;各类微孔隙、微裂缝发育,形成的网状储集体系为油气的赋存与流动提供了空间,具备形成页岩油气的物质基础和储集条件;无机矿物中脆性矿物含量较高,黏土矿物含量较低,利于页岩油的开采;多口井见到油气显示,部分井试获工业油流,展示苏北盆地页岩油具有较大的勘探潜力。     

川东红星地区上二叠统吴家坪组页岩发育特征及其页岩气富集意义

川东红星地区上二叠统吴家坪组海相富有机质页岩是四川盆地页岩气勘探的重要接替领域,目前处于勘探初级阶段,页岩发育特征及页岩气勘探前景尚不清楚。以HY1井为例,通过岩石学、地球化学、储层描述和含气性等分析测试研究了川东红星地区吴家坪组页岩源、储品质及其变化规律,探讨了页岩气勘探前景。结果表明：富有机质页岩发育于吴一¹亚段（吴家坪组一段1亚段）潮坪-潟湖环境和吴二段深水陆棚环境,吴一¹亚段主要发育粘土质页岩相,吴二¹亚段主要发育混合页岩相和硅质页岩相,吴二²亚段以硅质页岩相和灰质页岩相为主。与吴一¹亚段潮坪-潟湖相页岩相比,吴二段混合页岩相和硅质页岩相具有脆性矿物含量高（63.2 %）、有机质丰度高（总有机碳含量为8.78 %）、有机质类型好（Ⅱ₁型）、储层有机质孔发育且物性好（孔隙度为5.59 %）的特征,吴二¹亚段富有机质页岩是红星地区吴家坪组页岩气勘探的有利层段。     

柴达木盆地北缘地区中侏罗统大煤沟组页岩油形成地质条件

为研究柴北缘地区大煤沟组七段（J₂d⁷）页岩油形成条件,通过野外地质剖面调查与岩心观察、地质实验与钻井资料相结合,对 J₂d⁷ 泥页岩发育特征、有机地化特征、岩矿特征、储集性能及含油性等进行了综合分析。结果表明：柴北缘地区大煤沟组 J₂d⁷ 富有机质泥页岩厚度大,横向分布稳定,有机质丰度高,有机质类型较好,具有良好的生油能力;J₂d⁷ 泥页岩段岩性组合类型多样,泥页岩脆性矿物含量较高,发育多种储油孔隙类型;氯仿沥青“A”与 S₁ 等指数较高,表明 J₂d⁷ 泥页岩具有较高的滞留油含量。 综合研究后认为,柴北缘地区J₂d⁷ 泥页岩段具备形成页岩油的地质条件,是该区大煤沟组页岩油气勘探最有利的层段,鱼卡断陷、红山断陷、欧南凹陷和德令哈断陷等地区是页岩油勘探的相对有利区。     

北部湾盆地始新统湖相富有机质页岩特征及成因机制

始新统流沙港组二段发育的中深湖相富有机质页岩是北部湾盆地涠西南凹陷重要的优质烃源岩,这些富有机质页岩呈深灰色或棕褐色,页理发育,富含非海相沟鞭藻、葡萄藻、光面球藻等藻类化石。有机碳含量在3.07%~10.35%,有机质以偏腐泥的混合型为主;Pr/Ph为0.65~2.5,富含五环三萜、三环二萜及四环萜烷,而指征陆源高等植物输入的奥利烷含量甚微;C₂₇、C₂₈、C₂₉ 规则甾烷呈“V”型分布,源于低等藻类的C₃₀ 4-甲基甾烷十分丰富,表明其有机质来源主要为低等水生生物。丰富的藻类化石,尤其是较多非海相沟鞭藻的出现,和相对高丰度的无定形有机显微组成反映流二段富有机质页岩形成于湿润气候条件下的微咸水且水体分层的中深湖缺氧环境中。流二段顶部富有机质页岩发育于高水位体系域的顶面;流二段底部富有机质页岩分布于水进体系域的底面。该区流沙港组二段沉积时湖水较深,沉积速率较慢,湖盆处于欠补偿状态;由于水体分层结构,在表层藻类等水生生物勃发乃至死亡导致湖水有机质输送量增多,而古湖底层缺氧环境使沉积有机质得到有效保存,从而造就了这套湖相富有机质页岩。     

江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层特征研究 ——以潜34-10韵律为例

江汉盆地始新统潜江组盐间页岩油是近年来研究的热点和难点.为了明确盐间页岩储层岩相及其储集物性,综合运用岩心观测、岩石薄片鉴定、X衍射、高压压汞和页岩孔渗等资料,对潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层岩相发育特征及其对储集物性的影响进行了研究.该区盐间页岩油储层主要包括富碳纹层状泥质白云岩相、富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填...     

苏北盆地古近系阜宁组二段富有机质页岩特征与沉积环境

苏北盆地古近系阜宁组二段（E₁f₂）发育两套富有机质页岩,分布广泛,油气显示丰富,页岩油形成条件有利。通过对大量岩心及薄片的观察,结合系统的有机地球化学、全岩X-衍射及微量元素测试资料,研究了苏北盆地E₁f₂两套富有机质页岩特征及沉积环境。苏北盆地E₁f₂两套富有机质页岩特征截然不同,其中第一页岩层（E₁f₂^页1）以深灰色块状含灰泥岩和硅质泥岩为主,微显层理;页岩有机碳含量平均介于2.21%~3.41%,有机质类型以Ⅰ型为主。第二页岩层（E₁f₂^页2）为灰黑色油页岩与纹层状含云、含灰泥岩、泥云岩、泥灰岩互层,纹层发育,有机碳含量平均介于2.02%~2.99%,有机质类型以Ⅰ型为主。苏北盆地E₁f₂沉积古气候经历了自半干热、还原、半咸水环境向干热、强还原、盐湖环境,再向温湿、氧化、淡水环境演化的过程;富有机质页岩形成于强还原、干热、咸水环境向氧化、温湿、正常淡水环境过渡的最大湖泛面附近,其中E₁f₂^页2形成于强还原、干热的咸水—盐湖环境,E₁f₂^页1形成于强还原、半潮湿—半干热的半咸水环境。沉积环境演化,造就了E₁f₂泥页岩层间及富有机质页岩内部岩性、电性及烃源岩品质的差异。