延安地区延长组长7段陆相泥页岩孔隙类型及其吸附特征研究

鄂尔多斯盆地东南部延安地区延长组长7段泥页岩是一套重要的富有机质页岩层系,尚未取得页岩气勘探开发重大突破。为了深入研究泥页岩孔隙类型及其吸附特征,分析含气性影响因素,以延安地区延长组长7段陆相泥页岩为对象,综合运用有机地球化学、X衍射分析、场发射扫描电镜、氮气吸附和高压等温吸附等实验手段开展系统研究。结果表明：长7段泥页岩厚度较大(平均厚度为70～80 m),有机质丰度高(平均TOC为4.89%),泥页岩热演化成熟度属于成熟阶段(平均R_o为0.90%),有机质以Ⅱ型为主。泥页岩矿物组成以黏土矿物和石英为主,黏土矿物较高(质量分数为30%～63%,平均值为47.52%),石英质量分数较低(平均值为27.56%);长7段泥页岩孔隙以粒间孔和粒内孔为主,其次是晶间孔、溶蚀孔、有机质孔和微裂缝,为页岩气赋存提供了储集空间。泥页岩在不同温度下甲烷最大吸附量为0.71～6.49 m³/t,平均吸附量为3.325 m³/t,显示出较强的吸附能力。长7段泥页岩吸附气量与黏土矿物含量、比表面积、总孔体积TOC及R_o、...     

四川盆地下侏罗统大安寨段页岩油气地质特征及勘探有利区优选

四川盆地下侏罗统大安寨段是页岩油气(致密油气)分布的主要层系之一,但由于钻探、测试效果均较差,急需开展有利层段地质特征和勘探有利区优选等研究工作。为此,利用野外露头、岩心、测录井及地球物理等资料研究了大安寨段页岩油气地质特征,分析了页岩油气富集的主控因素,并优选了勘探有利区。研究结果表明：(1)大安寨段为一套介壳石灰岩与黑色页岩的混积地层,页岩矿物类型以黏土为主,其次为石英、方解石,少量长石、黄铁矿,脆性矿物含量中等;(2)孔隙类型以无机孔隙为主,含少量有机孔,发育介壳壳缘缝、节理缝等多尺度裂缝,物性随介壳含量的增加而降低;(3)页岩有机质丰度为中等—好,TOC平均值为1.34%,有机质类型以混合型为主,少量腐泥型和腐殖型,R_o平均值为1.11%,热演化程度南低北高,整体处于成熟—高成熟阶段,含油性中等,氯仿沥青“A”含量平均为0.26%;(4)热解游离烃S₁值平均为1.27 mg/g,OSI平均值为84.35 mg/g,页岩油气富集的烃源下限是TOC>1.5%,R_o>0.9%,纵向上排烃效率较低,含油指标较...     

沁水煤田石炭系—二叠系煤系地层页岩气开发潜力评价

通过对采集自沁水煤田27口钻孔695块山西组-太原组泥页岩岩心样品开展总有机碳含量(TOC)、岩石热解、有机质成熟度和全岩X-射线衍射等实验,分析了煤系泥页岩的有机地球化学及矿物组成特征。结果表明:海陆交互相煤系泥页岩TOC平均值大于2.0%,中-好等烃源岩主要集中在第Ⅱ层段;泥页岩以Ⅲ型干酪根为主,热演化程度主要处于过成熟阶段,转化率程度高;沁水煤田泥页岩主要为黏土质泥页岩,矿物组成以高黏土、低硅质矿物为特征,黏土矿物中高岭石富集;基于矿物组成法计算泥页岩脆性指数主要分布在30%~50%之间,平均大于40%,脆性指数Ⅱ>Ⅲ>Ⅳ>Ⅰ(第Ⅰ层段为K8-3^#煤,第Ⅱ层段为3^#煤-K4灰岩,第Ⅲ层段为K4灰岩-15^#煤,第Ⅳ层段为15^#煤-铁铝岩段);气测异常层、含气层和气层厚度比例分别为4.78%、33.38%、61.83%,气测显示以气层为主,气测显示级别Ⅱ>Ⅲ>Ⅳ>Ⅰ。综合煤系泥页岩厚度、有机质丰度、脆性特征和含气性特征等评价了各层段页岩气的勘探开发潜力有利顺序依次为Ⅱ>Ⅲ>Ⅳ>Ⅰ。     

天峨-南丹地区泥盆系罗富组页岩气成藏条件及有利区预测

通过野外地质调查、钻测井资料分析、有机地化分析及现场含气量解析等工作手段,对桂西北天峨–南丹地区中泥盆统罗富组页岩气的烃源岩特征、储集条件、富集规律及保存条件进行了深入分析。结果表明:研究区罗富组沉积期为半深‐深水台盆相沉积环境,具有明显的垂直分带性,罗富组上段岩性为硅质泥岩、泥页岩,暗色泥页岩有效厚度40~80 m,下段以灰岩、泥灰岩为主;罗富组泥页岩TOC平均值为2.36%;有机质类型属典型的混合型干酪根,上段为Ⅱ_1腐殖腐泥型,下段为Ⅱ_2腐泥腐殖型;烃源岩整体成熟度较高,R_o大于2.0%;泥页岩石英平均含量为30.5%,碳酸盐矿物平均含量为24.6,黏土矿物含量42.2%,储集空间以泥页岩粒间孔、溶蚀孔和有机质孔为主;区域具备良好的页岩气形成与富集条件。推断保存条件是天峨–南丹区页岩气富集的关键,预测更亮‐困里一带为页岩气有利勘探区带。     

盐间页岩油形成有利条件与地质甜点评价关键参数——以潜江凹陷潜江组潜34-10韵律为例

江汉盆地潜江凹陷潜江组潜34-10韵律盐间细粒沉积岩是页岩油勘探开发有利层系。基于页岩油专探井/兼探井取心段分析结果与前人资料,阐述潜34-10韵律盐间细粒沉积岩总体是一套好—优质烃源岩,有机质以腐泥组无定形体组分为主,类型主要为Ⅱ₁、Ⅰ型,现今处于生排油高峰期;其储集条件优越,与国内外主要页岩油产层储集条件相当,尤以白云岩、泥质白云岩相最佳;盐间细粒沉积岩上部和下部连续分布的厚层盐岩构成了盐间页岩油优质的顶板和底板封盖层。潜34-10韵律盐间细粒沉积岩层系发育层内侧向运移富集型和原位—近源聚集富集型2类页岩油,前者发育于王场背斜构造带,后者发育于蚌湖洼陷的深洼与南斜坡带。提出了2类页岩油富集类型的地质甜点评价关键参数与指标,为潜江凹陷其他盐间细粒沉积层系页岩油勘探开发评价提供依据与借鉴。      

潜江凹陷潜四下段页岩油储层力学性质特征研究

采用矿物成分测定,孔隙结构分析,单-三轴力学参数测定,抗拉强度、界面抗剪切强度测定,以及地应力测定等方法对潜江凹陷潜江组潜四下段典型页岩油储层进行研究.研究结果表明:①矿物成分特征主要是"低黏土矿物、低石英、高碳酸盐、局部高蒸发岩".孔隙主要以次生孔隙为主,包括晶间孔、粒内孔;②潜四下段24韵律储层抗压强度较大,6韵律...     

潜江凹陷古近系盐间地层沉积环境与有机质富集——以潜江组三段下亚段10号韵律为例

潜江凹陷潜江组发育多套富有机质的盐间细粒沉积岩,是潜在的页岩油勘探目标,对盐湖环境有机质富集机制的认识不清制约了页岩油成藏机理的研究。以潜江组三段（潜三段）下亚段10号韵律盐间层为研究对象,综合岩心、岩石薄片、X射线衍射矿物分析与常量、微量、稀土元素分析等地质资料,探讨了潜江凹陷盐间地层有机质的富集机理。根据物质组成和岩相类型,将潜三段下亚段10号韵律盐间层划分为3段,其中,上段、下段由层状白云质泥岩和钙芒硝岩组成,总有机碳（TOC）平均含量为0.83%;中段由纹层状白云质泥岩和纹层状灰质泥岩组成,TOC平均含量为1.35%。盐间层中段黄铁矿的晶体形态、元素地球化学特征反映热液活动参与其沉积。盐间层中段沉积期,古气候相对湿润,水体还原性较强、盐度偏低、生物生产力高;盐间层上段和下段形成于干热古气候条件,沉积水体还原性较弱、盐度高、生物生产力低。潜江凹陷盐间层有机质的富集是热液活动和气候变化共同作用的结果。其中,热液活动为表层水体带来营养物质,利于盐湖生物繁盛和生产力水平提高;古气候的干湿变化通过改变盐湖水体的氧化还原性和盐度,进而影响沉积有机质的保存。     

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。     

川东北地区下侏罗统自流井组大安寨段陆相页岩脆性特征及其控制因素

以川东北地区下侏罗统自流井组大安寨段页岩层系为研究对象，通过系统开展岩相与矿物组分、动态和静态岩石力学性质以及成岩作用等研究，明确了大安寨段不同夹层类型页岩的脆性特征及其控制因素。结果表明：(1)大安寨段陆相页岩层系内主要包括黏土质页岩、粉砂质页岩、介壳灰质黏土质页岩和介壳灰岩4种岩石类型，整体表现为高黏土矿物含量、碳酸盐矿物局部富集特征。长英质矿物以陆源碎屑来源为主，有机质丰度与黏土、长英质和碳酸盐矿物含量间相互关系复杂。(2)页岩脆性受矿物含量、矿物结构及其相互关系共同影响。大安寨段处于中成岩阶段，固结程度较低，长英质矿物对脆性影响弱于碳酸盐矿物。钙质介壳含量的增加导致动、静态岩石力学参数的差异，并降低了岩石破裂及裂缝扩展所需的能量消耗。(3)大安寨段夹层类型多样，矿物组成与结构复杂。夹层结构均一型页岩动、静态力学参数具有良好正相关性，夹层结构不均一型（介壳夹层）页岩动、静态杨氏弹性模量总体负相关。因此，应充分考虑岩性、夹层类型、岩石力学性质差异性和成岩作用等因素，建立侏罗系陆相页岩脆性与可压裂性评价体系。上述结论对深化复杂夹层类型陆相页岩油气储层脆性认识与地质-工程甜点评价具有重...     

川北二叠系大隆组页岩气勘探潜力及方向

综合利用地质、地球物理等资料，对川北地区二叠系大隆组富有机质泥页岩的时空展布特征及基本地质条件进行研究，明确了川北地区大隆组页岩储层具有“高有机碳含量，高孔隙度，高脆性矿物含量，高含气量”的有利地质条件，勘探潜力大，有望形成川北地区新的勘探领域。一是川北地区大隆组深水陆棚有利相带发育，泥页岩厚度20~45 m，分布广泛；二是大隆组富有机质泥页岩脆性矿物含量平均为82.3%，有机碳含量平均达到8.32%，有机质类型以腐殖腐泥型为主，热演化程度（R_o）平均为2.43%，孔隙度平均为3.0%，总含气量平均为4.62 m3/t；三是研究区与控盆米仓山断裂有断洼相隔，往盆内方向保存条件好。南江地区大隆组深水陆棚相富有机质泥页岩发育，保存条件好，埋深适中（2 000~5 000 m），是近期有望实现勘探突破的最有利区。      

四川盆地龙马溪组页岩孔隙度控制因素及演化规律

为查明四川盆地龙马溪组页岩储层孔隙控制因素及演化规律,利用场发射扫描电子显微镜和氮气吸附实验等方法对页岩储层孔隙类型及孔隙结构进行研究。页岩储层孔隙类型包括有机孔、晶间孔、晶内溶孔和粒间孔,有机孔是主要孔隙类型之一,且有机孔中微孔所占的孔体积和比表面积大,是页岩气储集的主要空间。通过对有机质丰度(TOC)、有机质成熟度(Ro)、成岩作用和构造作用对页岩孔隙度的影响研究,结果表明:1有机质丰度对孔隙度的影响可以分为4个阶段:快速增大(TOC为0%~2%)、缓慢减小(TOC为2%~3%)、快速增大(TOC为3%~4%或6%)、快速减小(TOC4%或6%);2四川盆地页岩成熟度对孔隙度的影响可分为3个阶段:快速减小(Ro为1.5%~2.2%)、快速增大(Ro为2.2%~2.7%)、快速减小(Ro2.7%);3高热演化阶段有机成岩作用强于无机成岩作用;4构造作用对孔隙度影响较大,构造作用越强烈的区域孔隙度越小。四川盆地龙马溪组页岩孔隙度演化经历5个阶段:未熟快速压实阶段(Ro0.7%)、成熟生烃溶蚀阶段(Ro为0.7%~1.3%)、高成熟孔隙封闭阶段(Ro为1.3%~2.2%)、过成熟二次裂解阶段(Ro为2.2%~2.7%)、过成熟缓慢压实阶段(Ro2.7%),其中成熟生烃溶蚀阶段和过成熟二次裂解阶段是最有利的页岩孔隙发育阶段。     

江汉盆地盐间页岩中芳基类异戊间二烯烷烃特征及对页岩油勘探的意义

通过对江汉盆地潜江凹陷王场地区王云11井潜江组潜33下亚段和潜34亚段4个韵律层部分取心样品的全岩热解和有机抽提物分子地球化学分析，将盐间页岩的沉积环境划分为半咸水—咸水湖相和咸水湖相2种类型。前者分布范围相对广泛，沉积水体分层明显，以富含伽马蜡烷和2，3，6-三甲基-芳基异戊间二烯烷烃为特征；后者分布范围相对局限，以较高丰度的3，4，5-三甲基—芳基异戊间二烯烷烃为特征，同时缺少水体分层的分子标志物证据。较高的热解S₁含量、S₁/w（TOC）比值以及与盐间页岩储层埋藏深度不匹配的萜烷Ts/（Ts+Tm）比值和规则甾烷异构化参数分析揭示，盐间页岩中游离油富集段主要分布在半咸水—咸水环境形成的富有机质纹层发育段，为一定程度的成熟油气沿着顺层微裂缝侧向运移提供了有利场所。通过常规甾萜烷和芳基异戊间二烯烷烃特殊生物标志物组合分析，提出盐间页岩油勘探应关注潜三段和潜四段内几个最大湖泛面，除了继续王场构造区开发试验外，应该加大蚌湖洼陷成熟烃源区的勘探力度。      

阿尔金南缘山前侏罗系页岩气地质特征

阿尔金南缘山前侏罗系泥页岩发育,但页岩气勘探尚未涉及。以野外地质调查和岩心观察描述为基础,通过采样分析测试,厘定了阿尔金山前侏罗系泥页岩层段的分布和有机地化特征,识别出了有效页岩的赋存层位和分布区域。发育于半深湖环境的大煤沟组,是侏罗系泥页岩层段的主体,沿山前呈NE-SW向条带状展布。泥页岩总有机碳含量主要分布于1.00%~5.19%,有机质成熟度主要分布于1.11%~2.87%,有机质类型以Ⅱ₁-Ⅱ₂型为主。借鉴北美经验,认为山前大煤沟组泥页岩层厚较大,有机质丰度高,类型和热演化阶段适宜生气,页岩气发育的地质条件较好;月牙山区带、黑石山-三脚架区带、柴水沟-清水河区带以及茫崖1号沟区带为4个页岩气有利区。      

鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩生烃演化特征

鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组张家滩油页岩不仅是重要的固体矿产资源,也是该盆地三叠系油气的主力烃源岩。对张家滩油页岩典型露头剖面、钻井岩心进行有机碳含量(TOC)、氯仿沥青"A"及族组分、含油率等相关测试分析表明,张家滩油页岩有机质丰度高,TOC介于5.11%～36.47%,平均16.15%,生烃潜量(S₀+S₁+S₂)介于16.58～230.98 mg/g,平均94.20 mg/g,氯仿沥青"A"介于0.42%～2.22%之间,平均1.25%,属于生烃条件极好的优质烃源岩;含油率高,介于3.52%～14.6%之间,平均8.16%,属于中高品质的油页岩;干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主,R_o介于0.43%～1.09%。综合利用野外露头剖面和钻井岩心样品,建立了盆地南部张家滩油页岩的热演化剖面,分析了氯仿抽提前、后油页岩的含油率变化及油页岩热演化过程中含油率、热解烃产物的变化特征,揭示鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩具有聚集油页岩、页岩油两类资源的潜力,提出了相应的勘探开发对策。     

羌塘盆地昂达尔错地区侏罗系烃源岩生物标志物特征及其指示意义

以烃源岩抽提物的饱和烃色谱-质谱分析为基础,剖析了羌塘盆地昂达尔错地区3套主要烃源岩的生物标志物特征,探讨了其沉积环境和成熟度指示意义。研究表明:下侏罗统曲色组烃源岩具有较高的（C₂₁+C₂₂）/（C₂₈+C₂₉）、Ts/Tm、C₃₁藿烷S/R及重排甾烷/规则甾烷比,以腐泥型、腐殖腐泥型海相有机质输入为主,呈成熟烃源岩特征;中侏罗统布曲组烃源岩以相对较低的Pr/Ph和C₁₉/C₂₃三环萜烷比区别于其他2套烃源岩,沉积于较强的海相还原环境,呈腐殖腐泥型、腐泥型有机质输入和低熟-成熟烃源岩特征;中侏罗统夏里组烃源岩沉积于低盐度海陆过渡环境,有机质类型以腐殖型和腐泥腐殖型为主,显示低成熟烃源岩特征。      

鄂西建始地区大隆组页岩有机地球化学特征

为了评价鄂西建始地区大隆组黑色页岩的勘探开发潜力,采用场发射扫描电镜、X射线衍射、低温N₂吸脱附、甲烷等温吸附实验等手段,分析了其储层特征和有机地球化学特征。结果表明,大隆组页岩储集空间以矿物溶蚀孔、有机质孔为主,石英等脆性矿物含量较高,孔隙度为0.65%~2.79%,渗透率为0.000 8~0.462 1 mD,属于特低孔、特低渗储层。页岩有机质丰度较高,TOC质量分数为1.62%~13.60%,具有良好的形成页岩气的物质基础。有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,处于过成熟晚期阶段。现场解析法测得富有机质页岩含气质量体积为0.741~3.703 m³/t,平均为2.714 m³/t。页岩吸附气含量与有机碳含量、孔隙度均呈正相关关系,与石英含量和有机成熟度均呈弱的正相关性。建始地区大隆组页岩具有较好的页岩气生烃和储集条件,具备一定的开采价值。     

泥页岩中有机质的赋存形态与油气形成

根据不同类型泥页岩镜下微观特征观察,发现泥页岩中的沉积有机质和矿物质主要以"富有机质—矿物聚集体"和"贫有机质—矿物基质体"2种微观组构形态存在。通过泥页岩的生排烃模拟实验研究表明:泥页岩有机质赋存的差异性控制了油气的生成和初次运移过程,由于"富有机质—矿物聚集体"形态组构非均质分布,在不同演化阶段生成、排出及滞留的油气以不同的状态赋存和运移;镜质体反射率（R_o）介于0.6%~1.0%之间,泥页岩层系中滞留的油与富集有机质聚集体呈游离-吸附共轭相态,流动性较差,开采前景较差,R_o介于1.0%~1.3%之间是页岩油开采的有利范围;高演化阶段页岩气资源量的大小受控于泥页岩中富有机质聚集体的含量。基于烃源岩内沉积有机质和无机矿物质微观结构上的非均质性特征,把油气的形成、排出、滞留作为一个统一过程加以认识,将是深入认识页岩油气形成与富集机理的有利手段和重要方法。      

湘中坳陷涟源凹陷湘页1井大隆组页岩气地质特征

为评价湘中坳陷涟源凹陷二叠系大隆组页岩气成藏地质条件,部署实施了该区首口以大隆组为目的层的页岩气参数井——湘页1井.充分利用湘页1井钻井、岩心、测井及分析测试资料,开展大隆组岩石矿物组成特征、沉积特征、有机地球化学特征、储集物性特征、含气性等地质条件分析.研究结果表明:湘页1井大隆组页岩形成于缺氧的较深水台盆相沉积环境...     

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。