辽河坳陷东部凸起上古生界页岩气资源潜力评价

辽河坳陷的页岩气勘探尚处于起步阶段,上古生界页岩气资源潜力研究将为该坳陷东部凸起页岩气勘探提供科学依据和理论支撑。为此,基于泥页岩地球化学数据和生烃数值模拟结果,从泥页岩发育特点、有机质类型、总有机碳含量、热演化成熟度、生气能力以及含气性等方面对该区上古生界石炭系太原组、二叠系山西组泥页岩及其有机地球化学特征进行了系统分析。 结果表明：①太原组有机碳含量平均为3.31%,镜质体反射率基本大于1.5%,主要发育腐殖型干酪根,生气能力强,含气量高,是页岩气勘探的重点层系;②山西组有机碳含量平均为2.95%,处于高成熟-过成熟热演化阶段,以腐殖型干酪根为主,生气能力较强,含气量较高（稍逊于前者）,同样也是页岩气勘探的重要层系。评价结论认为：辽河坳陷东部凸起上古生界具备页岩气发育的有利条件,页岩气资源潜力大,是页岩气勘探开发的有利区域。     

辽河东部凸起上古生界页岩含气性分析

通过分析地质资料和泥页岩样品的实验数据,初步认为辽河东部凸起上古生界存在发育页岩气的条件．、页岩气是以吸附气和游离气为主的天然气聚集,而含气量是直接评价页岩含气性的重要参数。以分析吸附气和游离气的影响因素为主线,从泥页岩分布、有机地球化学特征和储集物性等影响页岩合气性的主控因素以及生气能力、含气量等方面,对上古生界太原组、山西组页岩含气性进行了系统的分析评价。东部凸起上古生界为海陆过渡相沉积,暗色泥页岩发育．有机质丰度高,主体进入高成熟一过成熟演化阶段,以Ⅲ型干酪根为主,储集物性较好,生气能力大,含气量高,为1．28～4．62m^3/t．综合评价辽河东部凸起上古生界页岩舍气性好,是页岩气勘探的潜力层系。     

鄂尔多斯盆地L区块页岩气地质特征及勘探前景

以鄂尔多斯盆地东缘L区块二叠系山西组和太原组泥页岩为研究对象,通过野外调查和实验测试,分析两个层位泥页岩的厚度、分布、地球化学特征,指出页岩气发育的有利层位。研究认为,该区块泥页岩具有厚度较大、分布稳定,泥页岩有机碳含量较高,68%的样品有机碳含量大于2.0%,热演化程度适中,镜质体反射率一般为1.25%~1.84%,有机质处于成熟生气阶段。与美国主要的页岩气盆地进行对比分析,L区块二叠系太原组及山西组发育的泥页岩层为该区块页岩气勘探开发的有利层位,具有良好的页岩气勘探前景。     

鄂尔斯盆地L区块页岩气地质特征及勘探前景

以鄂尔多斯盆地东缘L区块二叠系山西组和太原组泥页岩为研究对象,通过野外调查和实验测试,分析两个层位泥页岩的厚度、分布、地球化学特征,指出页岩气发育的有利层位.研究认为,该区块泥页岩具有厚度较大、分布稳定,泥页岩有机碳含量较高,68％的样品有机碳含量大于2.0％,热演化程度适中,镜质体反射率一般为1.25％～1.84％,有机质处于成熟生气阶段.与美国主要的页岩气盆地进行对比分析,L区块二叠系太原组及山西组发育的泥页岩层为该区块页岩气勘探开发的有利层位,具有良好的页岩气勘探前景.     

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。     

辽河坳陷东部凸起煤层气基本地质条件分析

通过对辽河坳陷东部凸起煤层的厚度、埋深、煤层分布、煤岩煤质、煤岩组成等基本地质特征分析以及对煤层含气量、煤层资源量的研究,认为辽河坳陷东部凸起具有含煤面积大,分布稳定,埋藏适中,煤层含碳高,亮煤成分多,灰分含量低,含气量高,煤层气资源量大,气源供给充足的特点,具备煤层气勘探潜力。图5表5参13     

河南省太原组–山西组页岩气成藏主控因素与勘探方向

河南省海陆过渡相太原组和山西组组页岩气层系地质特征分析表明,太原组和山西组富有机质页岩厚度均为80 m左右,有机质类型均为Ⅲ型,有机碳平均含量分别为2.20%和1.90%,有效孔隙度分别为2.1%和2.3%,现场解析平均含气量分别为1.95 m3/t和1.40 m3/t,有机质成熟度Ro值3.0%~4.5%;黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主。在页岩气层系地化指标、埋深、沉积相及盖层相似的情况下,寻找厚度相对较大、构造相对稳定、保存条件较好的地区,是下一步进行页岩气、致密砂岩气勘探选区的关键;通许隆起东部永城及柘城一带构造相对稳定,是页岩气勘探有利区。     

渝东南复杂地质区页岩气勘探潜力

页岩有效储层厚度大、富含有机质、含天然气量高、保存条件好和便于施工作业的地貌是国内外勘探开发页岩气的主要地质条件。重庆市东南部地区下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组页岩层已钻获页岩气,根据国内外勘探开发页岩气地质条件对比,该区位于四川盆地东南缘,历经多期构造运动,断层极其发育,地层遭受剥蚀严重,页岩层埋藏浅,保存条件差,有效页岩层薄,含气量低,为典型的复杂地质区。系统分析了页岩气地质条件,认为局部地区具有形成页岩气藏的地质条件,提出复杂地质区背斜两翼地层倾角不大、向斜、断层不发育区等地区仍具页岩气勘探潜力。     

地质异常找矿理论在页岩气勘探中的应用

为加快我国页岩气的勘探进程,应用地质异常找矿理论,依据页岩气聚集特征和形成条件,将页岩气聚集的地质异常序列区分为背景地质异常、页岩气聚集地质异常、页岩气综合异常和页岩气商业地质异常4个层次。其中,背景地质异常主要指标是沉积盆地和泥页岩发育;页岩气聚集地质异常主要指标是页岩厚度和总有机碳含量;页岩气综合异常的主要指标是含气量和储气量,以及与其密切相关的温度、压力、孔隙度、页岩的厚度、总有机碳含量、黏土成分和湿度,间接指标是与页岩气综合地质异常密切相关的地球化学异常和地球物理异常;页岩气商业地质异常的主要指标是页岩气产量、产能及页岩的裂缝发育程度和脆性。上述4个层次的异常分别是页岩气勘探远景区段预测、页岩气勘探有利聚集区段预测、页岩气勘探有利目标区段圈定和页岩气商业聚集区段圈定的依据。我国页岩气勘探的远景区已基本查明,页岩气勘探的有利聚集区段的预测也取得了大量成果,亟待开展和加快页岩气勘探有利目标区段和商业聚集区段的圈定工作。     

页岩气成藏地质条件及中国上扬子区页岩气潜力

通过对北美页岩气藏地质特征进行调研,总结出页岩气藏的分布特征和形成地质条件,并对中国上扬子区海相页岩气资源潜力进行分析。热成因页岩气藏主要位于造山带边缘前陆盆地的前渊和前缘斜坡部位,生物成因页岩气藏主要位于克拉通盆地,二者在资源分布和成藏地质条件等方面均存在差异。页岩气藏形成的地质条件及评价要素包括页岩厚度、埋藏深度、有机碳及吸附气含量、有机质类型及成熟度、脆性矿物含量、地层压力与温度、储层物性、天然裂缝发育程度及含气量等。中国上扬子区古生界下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组的海相黑色页岩具有较好的页岩气潜力,是中国海相页岩气勘探最为有利的目标之一。     

鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气形成条件及富集主控因素

基于钻、录、测、试资料和泥页岩样品分析化验资料,在解剖页岩气典型井地质特征基础上,深入分析各成藏要素与页岩气富集之间的关系,总结页岩气富集控制因素。结果表明：鄂尔多斯盆地东南部山西组主要发育海陆过渡相泥页岩,具有较强的非均质性,主要体现出泥页岩有机质、物性等参数空间变化快的特点;山西组广覆式分布的泥页岩有机碳（TOC）含量较高,平均值为2.24%,干酪根类型主要为Ⅲ型,R_O平均值为2.48%,处于高成熟—过成熟阶段,为优质烃源岩;岩石组成具有富黏土特征（40.5%~88.5%）,主要由伊/蒙混层和高岭石组成,具有相对较高的比表面积有利于提高页岩对气体的吸附能力;小于3 m薄砂岩夹层在山西组分布广泛,物性条件较好（平均孔隙度为3.37%,平均渗透率为0.1×10^-3 μm²）,泥页岩生成的天然气可以短距离运移至这些砂岩夹层（纹层）中,有利于提高页岩含气性;研究区山西组含气性受不同岩性组合的影响具有较大的区别,其中山₂段厚层泥岩—煤组合含气性最好,其80%以上的样品含气量超过1 m³/t。综合分析认为,泥页岩的高热演化程度、特殊的海陆过渡相储集条件以及良好的保存条件是影响研究区页岩气富集的主要因素,其使得鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气具备一定的勘探开发潜力,并在子长—延安—富县、宜川等地区圈定页岩气富集目标。     

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。     

鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气成藏条件研究现状与展望

海陆过渡相页岩是页岩气勘探的重要接替领域。与海相页岩相比,海陆过渡相页岩层段岩石类型多样、厚度分布不稳定、有机质丰度较低,页岩气的勘探难度较大。随着鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气勘探的不断突破,亟需加强页岩气成藏过程、保存条件及时空匹配等方面的精细化研究,以明确不同构造区海陆过渡相—页岩气—富集主控因素与成藏模式。研究以鄂尔多斯盆地东缘北部和南部页岩气潜力区为研究对象,在详细对比页岩基本地质条件和生烃潜力基础上,从能量场—演化、保存条件—有效性及成藏模式特征进行系统总结。综合分析认为：鄂东缘北部太原组页岩层段生烃潜力优越,具备页岩气勘探潜力;南部山西组页岩生烃潜力要优于太原组页岩,但能量场及页岩气保存条件的研究还相对薄弱;海陆过渡相页岩气成藏模式建立的关键参数缺乏校正,有待精细研究。未来需要在精细刻画岩性组合和流体单元的基础上,开展能量场的重建和盖层封闭性的评价,精细描述能量场对页岩气赋存方式的控制,进而准确建立页岩生排烃过程与保存条件的时空匹配关系,从而建立鄂东缘海陆过渡相页岩气的精细成藏模式,以期为该区页岩气高效勘探开发提供重要理论支撑。     

南华北盆地中牟—温县区块上古生界页岩气吸附特性

为研究南华北盆地中牟-温县地区上古生界山西组-太原组页岩气吸附特征及其主控因素,开展了等温吸附实验,并建立了温-压吸附综合预测模型。结果表明：①上古生界太原组页岩兰氏体积高,吸附能力强,但山西组页岩兰氏压力高,更有利于页岩气脱附解吸;②页岩吸附气量与埋深呈正相关关系,与含水率呈负相关关系,主要受控于深埋作用下的温压条件及相态传质作用;③温度对页岩吸附能力影响显著,温度升高可导致吸附气质量体积和兰氏体积衰减系数下降,但当埋深大于3 731 m时,温度对吸附量的控制作用明显减弱,而深埋条件下兰氏压力较大,使得降压解吸过程中高压段更利于甲烷解吸。因此,研究区北部深层（埋深> 3 500 m）页岩气仍然具有较大的开采潜力。该研究成果对深层页岩气勘探具有一定的指导意义。     

Characteristics and origin of desorption gas of a transitional shale: A case study from the Lower Permian Taiyuan Formation shale,Ordos Basin,northern China

In China, marine shale and terrestrial shale have achieved significant breakthroughs. Comparing with marine shale and terrestrial shale, the research and exploration of transitional shale are still in the preliminary stage, and the content and origin of desorbed gas from transitional shales are poorly documented, thus limiting the understanding of gas generation and potential play elements. Geochemical characteristics of desorbed gas, including content and origin, are analyzed from 9 core samples of the Lower Taiyuan Formation shale from well SSL23 in the Ordos Basin, northern China. The results show that the Taiyuan Formation shale in the study area are characterized by high total organic carbon content of 2.70–9.00%, type III organic matter, and high T_max ranging from 461 to 520°C. The desorbed gas content of the shale samples varies from 0.79 to 2.37 m³/t, with an average of 1.35 m³/t. The gases are dominated by hydrocarbons (83.72–98.62%), with small amounts of non-hydrocarbons (1.38–16.28%) and the methane is the dominant component of the desorbed gases. The carbon isotope δ¹³C₁ ranges from ?43.9 to ?26.3 ‰, the δ¹³C₂ ranges from ?27.2 to ?23.1 ‰ and the δ¹³C₃ ranges from ?25.3 to ?11.6 ‰, respectively. The Whiticar chart and the plot of δ¹³C₁-δ¹³C₂ suggest that gases released from the Taiyuan Formation shale are thermogenic in origin and possibly coal-derived.     

泥页岩有机非均质性评价及其在页岩油资源评价中的应用——以松辽盆地南部青山口组为例

泥页岩存在较强的有机非均质性,实测地化数据受到样品数量的限制,难以精确描述油气在泥页岩体系中的分布特征。基于改进的ΔlgR模型评价泥页岩有机质丰度和残留烃含量,参照页岩油资源评价分级标准,可清楚地刻画页岩油富集、低效、无效资源的空间分布。根据热解色谱分析参数校正实验和组分生烃热模拟实验,确定S₁的重烃、轻烃补偿系数,采用体积法定量评价不同级别页岩油资源量,指明有利的勘探区块。研究结果表明,改进的ΔlgR模型较好地改善了测井资料评价地化参数的精度,可操作性强。应用结果显示,松辽盆地南部青山口组页岩油资源主要富集在青山口组一段中、下部,区域上分布于扶新隆起、红岗阶地和长岭凹陷北部,富集资源量48.08×10⁸ t,约占总资源量的1/3。通过有机非均质性刻画来评价页岩油气资源的分布特征,不仅阐明了页岩油的空间分布特征,而且还节约分析化验的成本,为页岩油下一步勘探开发提供实质性的指导。     

A地区页岩气储层总有机碳含量测井评价方法研究

页岩气储层中总有机碳含量（TOC）反映了页岩的生烃潜力,准确获取页岩气储层TOC含量对页岩气的开发具有重要意义.利用测井资料的连续性和纵向分辨率高等特点,建立精度较高的TOC测井评价模型.在分析几种常用TOC测井评价方法限制因素的基础上,结合A地区岩性变化复杂的实际情况,建立了BP神经网络预测TOC、拟合方法计算TOC、基于干酪根含量计算TOC共3种模型,并对该地区X井页岩进行了TOC含量评价.结果表明：在A地区采用BP神经网络预测TOC模型其精度最高,可为岩性复杂地区的TOC含量评价提供技术支持.     

四川盆地页岩气与煤层气勘探前景分析

页岩气与煤层气是非常规气勘探的重要领域,国外早已进入实质性商业勘探开发。我国从本世纪初对页岩气关注渐增。页岩气以吸附、溶解、游离状态存在,形成于暗色高炭泥质烃源岩中。该文根据四川盆地烃源岩研究成果,论证了上二叠统龙潭组煤系利于煤层气成藏,有利区块位于华蓥山及其东南侧与南端地带。该地带以烟煤为主,瓦斯含量高、埋藏浅。上三叠统须家河组煤系,煤岩瓦斯含量低,有利页岩气成藏。有利区块有二：一是川西南威远背斜周缘及川南之北段区块;二是米仓山前缘,目的层埋藏较浅。 油系泥质烃源岩有利页岩气成藏的层系是下侏罗统,有利区块位于川东北、川北有机质成熟度高的高陡构造翼部及盆地边缘浅埋带。下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组暗色泥质烃源岩,在盆地内早期有利页岩气成藏。现今因成熟度剧增,不利页岩气保存,而且目的层埋深大,可在老气田“立体勘探”时关注。但在大巴山靠盆地一侧,江南古陆西北缘,其有机质成熟度有降低的趋势,不失为页岩气成藏的有利地带。