鄂尔多斯盆地东北缘临兴神府地区烃源岩特征

通过对区内烃源岩区域与层域分布、烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度研究,表明鄂尔多斯盆地东北缘临兴神府地区本溪组~山西组暗色泥岩及煤层广泛发育并具有广覆式分布特点,煤系烃源岩TOC高,生烃潜量大,有机质类型以Ⅲ型腐殖型为主,部分为Ⅱ2型和Ⅱ1型混合型;以中等成熟阶段为主,部分达到过成熟,生烃强度大。因此,研究区较好烃源岩条件为区内煤系储层提供良好的气源,区内煤层气和煤系致密砂岩气勘探潜力较好。     

川西坳陷中段须家河组烃源岩地球化学特征

马鞍塘组-小塘子组、须三段、须五段是川西坳陷中段须家河组中较好的烃源岩发育层段，通过一系列有机地球化学方法对该段烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质演化程度进行了研究，发现川西坳陷中段须家河组烃源岩有机碳含量为0．59％～5．25％，平均为2．16％；基本属于腐殖型有机质，绝大多数已达成熟一高成熟阶段，少数为过成熟；以Ⅲ型千酪根为主；沉积环境以还原为主，有利于有机质的保存。     

东濮凹陷沙三段盐岩层对油气成藏的影响

东濮凹陷是一个典型的含盐油气富集盆地，盐岩主要发育在沙河街组，沙三段表现尤为突出。研究表明沙三段盐湖沉积中心随沉积时期有从南-北-南-北不断迁移的变化趋势，即使在同一套盐岩层也存在着这一现象。盐岩与同期沉积的砂岩表现为长消关系，可以与生油岩共生。盐岩在油气运移中发挥油气盖层或侧向封堵层的双重作用，与断层、砂岩、泥岩造就了良好的生储盖配置关系。以四种类型的盐岩问成藏模式为主，在盐岩发育带富集了大量油气，它的周边地区为油气勘探有利目标区。     

沁水盆地上古生界海陆过渡相页岩气成藏条件研究

以沁水盆地海陆过渡相富有机质泥页岩为研究对象,分析野外露头和岩芯观察、采样,地化参数和物性参数等测试资料,研究富有机质泥页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、热成熟度、孔隙度等页岩气成藏条件。结果表明,沁水盆地上古生界石炭—二叠系海陆过渡相富有机质泥页岩主要发育在沼泽相和三角洲相。常与煤层,灰岩、致密砂岩,粉砂岩等互层,纵横变化快,单层厚度不大,有机碳含量相对海相、陆相泥页岩较高,有机质类型以混合型,腐殖型为主,有机质热成熟度多处在成气高峰阶段,有利于页岩气的形成。     

致密砂岩油气藏特征研究

随着油气勘探工作的不断深入,勘探程度的逐年提高,油气勘探难度亦愈来愈大。非常规天然气已成为勘探开发的热点。通过调研国内外相关资料,对致密砂岩气藏的国内外勘探开发现状、基本特征、裂缝特征以及开发特征进行了分析。以期能对致密砂岩油气的勘探开发提供指导意义。     

松辽盆地北部徐家围子断陷深层烃源岩评价及分布特征研究

松辽盆地北部徐家围子断陷深层天然气勘探取得了较大的成果。通过对该地区深层营城组、沙河子组及火石岭组烃源岩地球化学特征分析,认为烃源岩有机质丰度高,有机质类型主要为Ⅱ型,热演化程度较高,生烃潜力大。其中沙河子组烃源岩质量最好,为该地区主力生烃源岩。同时总结前期勘探成果,对烃源岩分布特征进行了研究,对于该地区油气勘探和资源量预测具有重要意义。     

柴达木盆地油气资源研究现状及问题

柴达木盆地是我国西部重要的含油气盆地,地质条件非常复杂,发育了石炭系海陆过渡相、侏罗系湖相—湖沼相、古近系咸化湖相和第四系盐湖相4套不同类型的烃源岩层系。盆地的油气资源种类多样,柴西扎哈泉地区新近系上干柴沟组致密油、柴北缘鱼卡地区中下侏罗统页岩气、三湖坳陷第四系生物气等。在前人研究成果的基础上,总结了柴达木盆地油气资源的研究现状及问题,柴西地区一直是勘探的重点,常规的基岩油气藏和非常规的致密油共同开发,基岩油气藏存在埋藏深,地质构造复杂,勘探开发难度大,致密油具有有机质丰度、成熟度偏低,生烃转化率高的特点,因此难以应用常用的致密油评价方法对“甜点”进行预测;柴北缘地区页岩气发展迅速,但有机质丰度变化大、有机孔少,以次生孔隙为主,因此“甜点”预测难度较大;三湖地区生物气勘探时间长、分布广、资源量大,但鉴于特殊的地质背景,储层预测难度大。     

临兴地区下二叠统太原组页岩气地质特征及勘探潜力

为揭示鄂尔多斯盆地东缘临兴地区太原组页岩气地质特征及勘探潜力，以富含有机质泥页岩为研究对象，基于野外钻孔和测井基础地质资料，查明了泥页岩累计厚度和单层最大厚度分布规律；针对泥页岩开展了有机地化、物性特征、X射线衍射和等温吸附等试验测试分析，对页岩气聚集成藏条件及勘探潜力进行了研究。结果表明：临兴地区太原组泥页岩分布稳定，累计厚度为10～50 m，平均为30 m，单层最大厚度为5～25 m。有机质丰度较高，TOC含量介于0.26%～12%，平均为3.81%，有机质类型以II、III型干酪根为主，最高热解峰温介于443～576℃，在紫金山岩体附近泥页岩热成熟度明显增大。泥页岩发育纳米级-微米级的孔裂隙，有机质孔多呈圆形、椭圆形和蜂窝状，碎屑矿物溶蚀孔等其它类型孔隙均有发育，矿物颗粒内部、碎屑颗粒边缘和有机质内部的微裂隙较为发育。石英、长石等脆性矿物含量占45%～65%，黏土矿物含量介于28%～62%，多为非膨胀类矿物。泥页岩含气量变化范围大，介于0.08～7.3 m3/t，平均为1.41 m³/t，含气量与TOC呈明显的正相关关系。综合考虑泥页岩厚度、有机质丰度、热演...     

赣西北地区新开岭组泥页岩层地球化学特征

通过采样测试分析赣西北地区新开岭组泥页岩厚度、有机质丰度、有机质类型及有机质成熟度地球化学特征,发现新开岭组泥页岩厚度适中,有机碳含量较高,TOC含量平均为2.77％;干酪根类型以Ⅱ1型为主,Ⅰ型和Ⅱ2为辅;R0值处于高成熟-过成熟阶段.综合研究认为新开岭组泥页岩为优质烃源岩,有机质生烃能力较好,是区内页岩气勘查开发的核心层位之一.     

临兴地区本溪组泥页岩生烃潜力及生烃量研究

本文以临兴地区本溪组泥页岩为研究对象,通过对其有机地化特征的系统分析,包括有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度,实现了研究区目的层的生烃潜力评价,且恢复了泥页岩的生排烃量。研究结果表明,研究区本溪组泥页岩泥页岩累积厚度较薄,有机质丰度中等,有机质类型以混合型-腐植型为主,偏生气型,有机质成熟度高,已经进入生油气窗,烃量为平均为5.42mg/g,排烃量平均为4.14mg/g,排烃效率平均为75%,排烃效率高。整体来看,研究区本溪组泥页岩具有生烃供气的能力。     

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。     

六盘水煤田上二叠统煤系气成藏特征及共探共采方向

六盘水煤田上二叠统含煤地层中煤层、页岩、砂岩叠置频繁,统筹勘探不同储层中的天然气有助于减少资源浪费,提高开发效益。通过对煤系气储层岩相、厚度、源岩地化、储层物性及空间赋存规律的研究,分析了六盘水煤田煤层气、煤系页岩气和煤系致密气成藏潜力,讨论了煤系气的空间叠置关系和勘探前景。结果显示:区内晚二叠世煤层煤种齐全,厚度较大,变质程度普遍偏高,含气显示优越;页岩和砂岩累计厚度大,有机地球化学和储集物性参数良好;不同岩性的区域和层位分布差异较大,组合类型多样,空间配置关系有利于发育垂向多套天然气藏。煤系页岩气最有利勘探层位为龙潭组下段,煤层气和煤系致密气最有利层位为汪家寨组和龙潭组上段;以此为基础,总结提炼出"源储一体型"独立煤系页岩气藏、"源储紧邻型"煤系"三气"组合气藏、"下生上储型"煤系"两气"组合气藏共3种气藏类型。初步认为晴隆向斜深部为煤系页岩气优先勘探区,青山向斜深部适合煤层气和煤系页岩气共探共采,盘关向斜和格目底向斜深部适合煤层气和煤系致密砂岩气共探共采。     

川中须家河组致密气运移地球化学示踪

致密气成藏研究近年来备受关注,天然气在致密储集层中能否大规模运移是所关注的焦点之一。从天然气地球化学角度,以川中须家河组典型致密气藏为研究对象,用天然气组分参数对川中须家河组致密气进行地球化学示踪研究,来回答天然气能否在致密储集层中发生大规模运移的问题。川中须家河组气藏平面上大面积断续分布,纵向多个独立气藏互相叠加。研究表明,在横向上,川中须家河组相邻气田之间,相同层系的天然气组分参数有明显差异,天然气没有发生横向运移现象。在纵向上,须家河组内上、下气藏之间天然气地球化学特征具有明显差异,这种差异不符合天然气运移分馏规律,说明天然气也未发生明显的垂向运移。换言之,须家河组致密气是原地或近距离聚集成藏,天然气没有经过大规模运移。     

不同沉积类型富有机质页岩孔隙结构差异特征

四川盆地页岩气勘探开发取得巨大成效，不同沉积类型的富有机质页岩孔隙结构不清，制约了四川盆地页岩气进一步的勘探开发。选取四川盆地龙马溪组海相页岩、龙潭组海陆过渡相页岩、自流井组陆相页岩TOC＞1%的富有机质页岩样品，通过场发射扫描电子显微镜和高压压汞结合的方法，了解了不同沉积类型页岩孔隙结构的差异。结果表明，龙马溪组海相页岩主要发育有机质孔和黄铁矿晶间孔，有机质孔多呈圆形、椭圆形，黄铁矿晶间孔形态不一，以大于100 nm的孔隙为主；自流井组陆相页岩主要以原生粒间孔、晶间孔为主，多呈狭缝形、楔形，孔径主要集中在<15 nm区间内；龙潭组海陆过渡相页岩主要发育微裂缝原生粒间孔、晶间孔，原生粒间孔、晶间孔多呈狭缝形，孔隙主要集中在30～120 nm和250～1 300 nm两个区间。有机质和矿物组成的原始差异以及在页岩沉积埋藏过程中热演化和成岩演化的不同是孔隙结构产生差异的主要原因。     

川西坳陷须五段页岩微观孔隙结构发育控制因素及其成藏意义

以川西坳陷须五段页岩为例,首先运用氮气吸附法对页岩纳米孔隙进行测定,通过等温线和DFT模型分析,对页岩的微观孔隙结构进行表征;然后通过等温吸附实验研究了页岩的甲烷吸附性能,通过解吸法测定了页岩的含气量;最后探讨了页岩微观孔隙结构发育的主要控制因素及其对页岩气成藏的意义。结果表明：川西坳陷须五段页岩孔隙结构较复杂,主要由中孔组成,主体孔径位于2~50 nm,中孔提供了主要的孔隙体积;在85 ℃条件下页岩甲烷吸附的兰氏体积为0.79~4.99 m3/t,页岩的含气量为0.50~2.44 m3/t;有机碳含量、伊/蒙间层矿物含量、脆性矿物含量以及热演化程度是控制页岩微观孔隙结构发育的主要因素;微孔和中孔对页岩气的吸附能力极强,在其内部有大量页岩气以结构化方式存在,增加了页岩气的存储量。     

川南地区下古生界页岩气成藏条件研究

从钻井、岩芯样品等分析资料出发,以下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组页岩为研究对象,对川南地区下古生界海相页岩气成藏条件进行了研究,指出该区筇竹寺组和龙马溪组页岩主要形成于陆棚沉积相,富有机质页岩厚度大,有机质丰度高（平均TOC>2%）,有机质类型为Ⅰ,Ⅱ1型,热演化程度处于高-过成熟阶段,页岩中脆性矿物丰富,微米-纳米级孔隙发育,含气量高,有利于页岩气的形成与富集。与成功勘探开发页岩气的北美页岩相比,川南地区下古生界海相页岩具有良好的页岩气成藏条件,认为筇竹寺组、龙马溪组均是该区现实的页岩气勘探目标层,并提出了其页岩气富集有利区。     

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。     

超致密砂岩测井评价

在明确广义上的储层概念后,对比性地概括了超致密砂岩的定义,给出其定量的物性上线,并根据川西须家河组的超致密砂岩层段的特征研究给出了该地区超致密砂岩的岩性、物性与电性特征。利用测井曲线、成像测井资料,通过建立模型得到裂缝识别方法;通过岩心铸体薄片、岩心孔渗异常关系曲线和试井分析渗透率与岩心分析或测井解释渗透率的关系异常,得到识别超致密砂岩气的其他证据方法,从而完成超致密砂岩气层测井评价。     

中国煤系“三气”成藏特征及共采可能性

煤系地层中的非常规天然气资源是非常规天然气的主要组成部分。目前,对煤系地层煤层气、页岩气、致密砂岩气等非常规天然气资源的认识还较薄弱,资源勘探开发程度也都比较低。根据气藏合层开采经验,把煤系地层视作一个整体,综合勘探开发煤系煤层气、页岩气、致密砂岩气不仅可以减少勘探开发成本,增大非常规天然气总储量和技术可采资源量,还可以提高气井使用效率和单井利润。将煤系地层中的煤层气、页岩气、致密砂岩气称为"煤系三气",从煤系地层岩性分布特征、煤系气体成藏机理、不同类型含气储层特征和开采特征等方面分析煤系"三气"共采可能性及共采急需解决的难点。