松辽盆地南部白垩系青一段深湖相页岩油富集模式及勘探实践

松辽盆地南部白垩系青山口组一段(简称"青一段")主要发育半深湖—深湖相页岩,纯页岩型页岩油资源丰富,但页岩中黏土矿物含量高,页岩油流动性差,勘探开发难度大。研究结果表明:松辽盆地南部青一段页岩主要发育层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩3种类型岩相。综合3类岩相特征,TOC和脆性矿物共同控制了页岩油的富集,其中TOC控制了页岩的总含油量,随着TOC值的增大,总含油量增加,而由脆性矿物所组成的纹层内发育大量体积较大的粒间孔,为页岩可动油的有利富集空间。结合不同岩相成因,可以总结出深湖高TOC值层状黏土质和半深湖中—高TOC值纹层状混合质两大页岩油富集模式,其中前者具有较高的生烃能力,总含油量大,发育丰富的水平层理缝,局部发育垂向高角度裂缝,形成的缝网系统改善了页岩储集层储集性能,提高了渗流能力,增加了可动油富集空间;后者生烃能力较好,总体含油量较高,因脆性纹层发育较大的矿物粒间孔,可动油含量高。基于建立的页岩油富集模式,在松辽盆地南部圈定页岩油甜点富集有利区面积2 880 km~2。针对高黏土矿物含量页岩储集层改造难点,首次在页岩油储集层中使用超临界CO_2复合压裂工艺,实现了高黏土含量强非均质性页岩层系大型体积压裂,获得了中国陆相高黏土矿物含量页岩地层页岩油勘探重大突破。图21表1参41     

渤海湾盆地风险探井歧页1H井沙河街组一段页岩油勘探突破及其意义

2021年完钻的风险探井歧页1H井实现了渤海湾盆地黄骅坳陷沙河街组一段(沙一段)页岩油重要勘探突破,可以为具有相似地质特征的页岩油勘探提供参考与借鉴。基于4口系统取心井的岩心、岩石薄片、测井资料以及烃源岩评价、X射线衍射全岩矿物分析等测试资料,系统总结了歧口凹陷沙一段页岩油形成与富集特征和配套关键工程技术。研究表明,歧口凹陷沙一段发育纹层状混合质页岩、纹层状云灰质页岩、纹层状长英质页岩、块状黏土质泥岩和块状碳酸盐岩5类岩相,其中,纹层状混合质页岩和纹层状云灰质页岩具有高有机质丰度(TOC含量平均为2.8 %)、高生烃潜量(S₁+S₂含量平均为21.8 mg/g)、富含颗石藻、高频纹层结构(纹层密度达24 000层/m)、层理缝异常发育、可动烃含量较高(＞2.5 mg/g)等优越的地质特征,是沙一段最有利的页岩油富集岩相。综合岩相、含油性和工程可压性等,将歧页1H井水平段划分为3类富集层,其中I类富集层长度为364 m,气测值最高可达11.8 % 。优选海水基压裂液体系,采用二氧化碳前置和"逆混合+多级段塞+连续加砂"等关键压裂技术,有效解决了沙一段页岩黏土矿物含量高(＞25 %)、塑性和水敏性均较强、页岩不易起裂等开发难题,为沙一段页岩油的勘探突破提供了关键技术保障。歧页1H井沙一段下亚段页岩油勘探突破,对渤海湾盆地乃至中国具较高黏土矿物含量的页岩油的勘探具有重要的借鉴和启示意义。     

常规-非常规油气“有序聚集”理论认识及实践意义

在分析全球常规-非常规油气发展态势、梳理中国近10年油气地质理论与技术创新成果基础上,系统阐述了常规-非常规油气"有序聚集"内涵,指出常规油气供烃方向有非常规油气共生、非常规油气外围空间可能有常规油气伴生,强调常规油气与非常规油气协同发展,找油思想从"源外找油"深入到"进源找油"。非常规油气甜点着眼于烃源性、岩性、物性、脆性、含油气性与应力各向异性"六特性"匹配评价,以页岩气为例,中国有利页岩气TOC大于2%,纹层状硅质钙质或钙质硅质页岩,孔隙度3%~8%,脆性矿物含量50%~80%,含气量2.3~4.1 m3/t,压力系数1.0~2.3,天然裂缝发育;北美有利页岩气TOC大于4%,硅质页岩、钙质页岩或泥灰岩,孔隙度4%~9%,脆性矿物含量40%~70%,含气量2.8~9.9 m3/t,压力系数1.30~1.85,天然裂缝发育。重点论述了"甜点区"评价、平台式"工厂化"生产模式等方法与技术:提出非常规油气富集"甜点区"8项评价标准,其中3项关键指标是TOC大于2%(其中页岩油S1大于2 mg/g)、孔隙度较高(致密油气大于10%,页岩油气大于3%)和微裂缝发育;阐述了多井平台式"工厂化"生产内涵及其实施需要具备"批量布井、标准设计、流水作业、重复利用"4要素;通过地下含油气地层各方向水平井体积压裂,形成大型人工缝网系统"人造油气藏"。     

鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发新进展及前景展望

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域,是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践,鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：(1)夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上,进一步实现了规模效益开发,建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。(2)纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型,通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等,明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段;针对甜点段,应用M—N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释,通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通,形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术,风险勘探获重大突破,首次提交预测储量2.05×10⁸t。(3)页理型页岩油可分为两类,中高成熟度页岩可采用水平井攻关,较高的TOC(4%～14%)和高S₁含量是控制甜点目标的关键参数;中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多...     

柴达木盆地英雄岭页岩油CP1井压裂后甜点分析

2021年柴达木盆地英雄岭CP1井页岩油取得高产突破,但仍需明确初步识别出的两类甜点纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩哪类为优势甜点岩相。从有机质丰度、物性、含油性、压裂后裂缝复杂程度、示踪剂、生产动态等地质、工程多角度对英雄岭页岩油地质、工程甜点岩相进行了系统分析。研究结果表明：(1)英雄岭页岩油地质甜点应选取碳酸盐含量、含油饱和度、TOC等指标表征;工程甜点选择可压裂性指数为关键参数。(2)相较层状灰云质页岩,纹层状灰云质页岩在含油饱和度、水平渗透率、压裂后裂缝复杂程度、渗吸能力、油相流动能力、见油速度等方面均更具优势。(3)纹层状灰云质页岩是英雄岭页岩油地质、工程双甜点。(4)在下干柴沟组上段Ⅳ油组11层(E₃²-Ⅳ-11)勘探开发实践过程中,建议选择3小层(E₃²-Ⅳ-11-3)为目标靶点。     

陆相页岩层系岩相类型、组合特征及其油气勘探意义——以四川盆地中下侏罗统为例

页岩层系岩相类型的精细识别与划分是页岩气勘探开发潜力评价的重要基础,但目前关于页岩岩相的识别划分标准及分类方案尚未达成共识。为此,以四川盆地中下侏罗统陆相页岩层系为研究对象,利用岩心观察、全岩矿物X射线衍射分析、薄片鉴定、总有机碳含量(TOC)及氦气孔隙度测试等多种手段,在页岩全岩矿物组成及特征分析的基础上,建立岩相划分方法,开展页岩层系岩相类型识别与划分,研究不同尺度下岩相组合特征,并探讨其对页岩气勘探的意义。研究结果表明:①利用新建立的全岩矿物分区—TOC分级—矿物结构与沉积构造校正及完善的3步岩相划分方法,在该区陆相页岩层系共识别出6类20种页岩岩相类型,其中以中—高碳黏土质页岩岩相、纹层—薄层状黏土质页岩岩相及低—中碳粉砂质页岩岩相为主,次为低—中碳黏土质介壳灰质页岩岩相、含—低碳粉砂质黏土质页岩岩相;②黏土质页岩岩相和介壳灰质黏土质页岩岩相的平均TOC、平均孔隙度均高于粉砂质页岩岩相和粉砂质黏土质页岩岩相,页岩矿物成分及岩相类型对于页岩气源、储性能具有一定的影响;③该区陆相页岩层系可识别出泥灰沉积、泥砂沉积及泥灰砂混合沉积等3类组合,依次体现了湖泊相环境下远源区、近源区、过渡区的沉积特点,对于不同岩相组合的刻画有助于判识页岩沉积环境的差异;④对于高黏土矿物含量的陆相富有机质页岩中灰质介壳纹层与薄层的数量、频次的识别与统计,可以为富气层段储层可改造性评价、最佳勘探开发层段优选提供依据。     

页岩气藏“甜点”构成要素及富气特征分析——以四川盆地长宁地区龙马溪组为例

"甜点"的识别对确定页岩气有利区分布,进而实现大规模经济开发具有重要的意义。为此,基于国内外大量优质含气页岩的分析资料和研究数据,比较分析了页岩气藏的地质特征,阐述其"甜点"的地质要件:含气页岩有效厚度、有机碳含量(TOC)、有机质类型与成熟度(R_o)、岩石骨架及其物性(孔隙度及渗透率)特征、天然裂缝发育状况等。然后,结合页岩气经济开采的特点以及各要素间的相关性,以四川盆地长宁地区的相关资料为基础,综合考虑四川盆地威远区块的情况,总结了页岩气富集的地质规律,明确了该区海相页岩气藏有利"甜点"的构成要素及其分布值:①有效页岩连续厚度大于30 m、TOC2.0%、R_o介于2.4%~3.5%,保证了气源岩的质量;②脆性矿物含量介于30%~69%、黏土矿物含量小于30%、夹层厚度介于0.1~1.0 m,保证了储层的质量;③孔隙度大于2.0%、渗透率大于50 nD、含气量大于1.45 m~3/t、地层压力介于常压—超压,决定了生产方式与产能。最后进一步分析了页岩气藏"甜点"的主次控件,并探讨了其相互制约关系。     

玛页1井风城组页岩含油性与烃类赋存状态

页岩含油性评价以及烃类赋存状态是页岩油甜点评价与优选的关键,以玛页1井下二叠统风城组页岩为研究对象,通过岩石热解、多温阶热解、X射线衍射等分析方法,开展页岩含油性评价以及烃类赋存状态研究,在此基础上开展风城组页岩油甜点层优选。研究表明,玛湖凹陷风城组页岩主要为3类岩相组合,风二段烃源岩品质相对最好,风一段烃源岩品质一般,风三段烃源岩品质相对较差,有机质显微组分以镜质组和惰质组为主,处于成熟阶段,具备良好的页岩油物质基础,纵向上风城组页岩可划分为6个含油性较好的甜点层,风二段顶部以及中部纹层状长英质页岩发育段的含油性最好,烃类赋存状态主要为游离态,游离油占总油80%以上,游离油主要赋存于粒间孔和层理缝中,呈连续分布状,具备较好的含油性基础和可动资源前景,研究成果为风城组页岩油下一步的勘探部署与有效开发提供理论依据和技术支撑。     

渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段,仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10⁴t,单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料,针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关,落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层,有利面积为42～53.3km²,估算Ⅰ类资源量1.54×10⁸t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1(3)和C3(8)2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验,攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题,创新形成纹层型页岩油高效压裂技术,实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏,5口试验井测试...     

陆相富有机质页岩脆性评价方法优选与应用

页岩脆性是影响压裂裂缝规模、决定页岩滞留烃能否可动的关键指标之一,是页岩油平面甜点区、水平井钻探甜点靶层、压裂甜点段评价的主要参数之一。通过沧东凹陷孔二段17块页岩样品的X衍射矿物分析、有机碳分析以及岩石三轴力学实验,建立了以长英质矿物、碳酸盐、黏土、有机质为骨架的页岩脆性地质模型和5个基于矿物成分的页岩脆性评价公式。通过与力学参数脆性公式对比分析,优选出综合考虑页岩总有机碳含量、不同矿物脆度的脆性评价新方法以及简化的TOC、黏土两项关键参数的脆性评价方法,前者适用于XRD分析矿物成分资料丰富的层段,后者适用于测井评价。应用矿物含量法评价G108-8井孔二段C6层脆性,并结合含油性优选出高脆、高含油或中等含油的页岩作为工程-含油双甜点,Z1608和GX5井的试油结果验证了上述脆性评价方法在页岩油勘探中的有效性,为页岩油甜点段和压裂方案的设计提供了重要参考。     

东营凹陷古近系泥页岩孔隙结构特征及连通性

以泥页岩总孔隙度测定和高压压汞分析相结合,建立了页岩储集层孔隙结构特征的量化研究方法。对比了东营凹陷古近系沙河街组块状泥岩、层状页岩和纹层状页岩的总孔隙度、有效孔径分布和孔隙连通率。研究表明：块状泥岩孔隙度最低,为2.7%~4.5%;纹层状页岩孔隙度最高,为10.2%~17.7%;层状页岩孔隙度为5.9%~11.2%. 块状泥岩以小孔径的孔隙为主,其主峰值一般小于10.0 nm;而纹层状页岩孔径分布最宽,在3.6~10 000.0 nm,孔径主峰值大于10.0 nm,并且孔径小于10.0 nm孔隙所占比例相对较低;层状页岩的孔径分布特点介于块状泥岩和纹层状页岩之间,其主峰值一般在10.0 nm左右,孔径小于10.0 nm孔隙所占比例低于块状泥岩,孔径大于100.0 nm孔隙比例低于纹层状页岩。块状泥岩的孔隙连通率最低,纹层状页岩的孔隙连通率最高,层状页岩介于二者之间。泥页岩的孔隙结构特征差异与沉积岩相和成岩作用有关,块状泥岩原生及同生孔隙较少,且不利于次生孔隙的形成,纹层状页岩和层状页岩则有利于原生孔隙的保存和次生孔隙的形成。     

致密油与页岩油形成条件与“甜点区”评价

基于国内外页岩层系液态烃勘探研究成果,对页岩层系液态烃的形成条件、聚集机理、类型划分、海陆相差异进行系统分析,进一步开展"甜点区"研究评价。通过分析北美和中国页岩层系液态烃的地质特征,指出页岩层系液态烃具有大面积连续分布、无稳定自然产能2项基本特征,且"规模区"需具备稳定构造背景、规模优质烃源岩、规模储集空间、源储共生分布等4项形成条件。揭示了页岩层系液态烃源储耦合、致密化减孔聚集机理,划分6项24种不同类型页岩层系液态烃,指出中国陆相页岩具有地热梯度较低和地层非均质性较强两项特征,须优选规模型"甜点区"来稳步推进工业上产。页岩层系液态烃"进源找油",应着力开展地质、工程和经济"三品质""甜点区"综合评价,成熟度是控制"甜点区"分布的首要因素。中国陆相有利页岩层系液态烃Ro值为0.8%~1.3%,TOC值大于2%,岩性为纹层状页岩或致密孔隙性储集层,孔隙度较高(致密油大于8%,页岩油大于3%),脆性矿物含量高(致密储集层大于70%,页岩大于40%),含油饱和度50%~90%,原油黏度较低或地层压力较高,天然裂缝发育。页岩层系液态烃具有巨量的资源规模,增强海陆相页岩层系液态烃形成分布地质认识,对持续关注、推动这一重大领域的发展具有借鉴意义。     

陆相湖盆页岩层系基本地质特征与页岩油勘探突破——以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段为例

基于2口井140 m连续岩心观察及上千余块次样品测试数据,应用非常规油气地质理论,对渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段(Ek_2~1)细粒页岩层系基本石油地质特征进行系统分析。研究表明,页岩层系发育长英质页岩、灰云质页岩与碳酸盐岩3种岩类,组合形成互层状集合体;相对稳定的封闭环境下发育优质烃源岩,为页岩油富集奠定了物质基础;方沸石粒间孔、白云石晶间孔及层间微裂缝使致密碳酸盐岩、灰云质页岩、长英质页岩成为有效储集层,其中脆性矿物含量大于70%;Ek_2~1下部高丰度纹层状页岩层系为页岩油富集层段,累计厚度70 m,埋藏深度2 800~4 200 m,平均含油饱和度50%,甜点分布面积达260 km~2,预测资源量过5×10~8 t,是沧东凹陷孔店组石油勘探的重要接替领域。目前KN9页岩油直井改造后2 mm油嘴日产油29.6 t,水平井体积压裂正在实施,有望在中国东部实现陆相页岩油的勘探重大突破。     

济阳坳陷页岩油富集主控因素

依据页岩油储集类型、常规油气探明储量单层有效厚度、获页岩油井夹层厚度和夹层比例的分布特征,将济阳坳陷页岩油富集类型划分为基质型、裂缝型和夹层型3种,其中夹层型页岩油夹层厚度上限为2.5 m,夹层比例上限为20%。利用典型井解剖和数理统计相结合的方法,对不同类型页岩油富集主控因素进行了剖析。基质型页岩油富集主控因素包括岩相、储集性能、异常压力和页岩油可动性,其中富有机质纹层状泥质灰岩相和富有机质灰质泥岩相最为有利;出油井段孔隙度大于3%,且储集物性和日产油量呈明显的正相关;异常高压区内的相对低压区页岩油相对富集;S1/TOC1层段页岩油流动性好。裂缝型页岩油富集主控因素包括岩相、裂缝发育程度和封存条件,其中纹层状岩相易形成网状缝,控制了裂缝型页岩油纵向展布;裂缝发育系数大于0.2范围内裂缝发育,裂缝型高产井主要分布在距断层距离小于1.2 km、断距大于100 m的断裂上盘;异常高压区(压力系数大于1.3)页岩油封存条件好,页岩油富集。夹层型页岩油富集主控因素包括储集物性、烃源岩排烃强度和异常压力。     

川中侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层特征及其勘探启示

为进一步指导四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的勘探与开发,亟需理清页岩油的有利赋存岩相。通过岩心观察、薄片鉴定、高压压汞、核磁共振、岩石热解等实验,分析大安寨段页岩层系不同岩相的储集空间类型、孔隙结构特征及含油性。结果表明,大安寨段主要发育块状(泥质)介壳灰岩、层状泥质介壳灰岩、层状介壳页岩、纹层状含介壳页岩、块状含介壳黏土质页岩和页理状含粉砂黏土质页岩6类岩相;页岩物性远优于介壳灰岩,且随着灰质含量的增加孔径逐渐增大,但总孔体积和总连通体积逐渐减小;大安寨段页岩层系平均游离油(S₁)值为1.31 mg/g,含油性中等,页理状含粉砂黏土质页岩与纹层状含介壳页岩S₁值较高,分别为2.37 mg/g与1.82 mg/g。页理状含粉砂黏土质页岩和纹层状含介壳页岩的储集性较好、含油性较高,两者构成的岩相组合可作为大安寨段页岩油的重点勘探对象。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油形成条件及富集主控因素

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段属于淡水—半咸水封闭型坳陷湖盆沉积,沉积相带沿湖盆区呈环带状展布,外环为三角洲前缘常规砂岩发育带,内环为大面积分布的细粒沉积岩相区,优质烃源岩发育,具备良好的页岩油形成条件,分布面积为750km²,厚度为50~300m。岩性主要为细粒含长石、石英沉积岩、细粒混合沉积岩、碳酸盐岩三大岩类组成,白云岩物性较好,孔隙度平均为5.8%,其次是细粒混合沉积岩,孔隙度平均为3.3%,细粒含长石、石英沉积岩最低,孔隙度平均为3.1%,微裂缝均发育。页岩有机质丰度高,TOC值为1.89%~5.41%,S₁+S₂值为9.03~67mg/g,具有早生早排、生烃周期长等特点。页岩油源储共生、持续充注、优势岩石组构相决定甜点分布区。井震结合,预测甜点体面积为260km²,多口井钻探获得工业油流,展示了页岩油良好的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地张家湾地区长7页岩油气储集特征及其影响因素

鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组长7湖相页岩中已发现了页岩气和部分工业油流。页岩层系中的孔隙类型、孔径大小和分布特征等对页岩储层的储集能力、渗透性、页岩油气赋存状态和含量均有重要影响。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜分析、低压CO_2与N_2吸附、XRD等测试方法,分析了长7页岩油气储层的地球化学特征、孔隙类型、孔径分布及影响因素。结果表明,该区长7页岩厚度大(30～110m),有机质丰度和含油量高(TOC值平均为4.97%,可溶烃含量平均为4.54mg/g,氯仿沥青"A"含量平均为0.80%),R_O值主要介于0.6%～1.1%之间,热解峰T_(max)值为430～469℃。页岩孔隙类型多样,残余粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、黄铁矿集合体和黏土矿物晶间孔、有机孔等均发育,有机孔孔径多数小于50nm,为微孔和介孔,占有机孔总数的61%,部分大于100nm。刚性颗粒间孔、粒内溶孔、刚性颗粒和黏土矿物间的无机粒间孔的孔径相对较大,黏土矿物粒内孔孔径相对较小。该区长7页岩孔隙度介于0.8%～7.7%之间,平均为3.2%。孔隙孔径主要介于0.8～10μm之间,具有多峰分布的特点,不同岩性和岩石组合样品的孔径分布曲线存在较大差异。页岩中粉砂岩纹层越发育,刚性碎屑的粒度越大,石英和长石含量越高,黏土矿物含量越低,中大孔越发育,孔隙度越大;TOC、有机质热演化程度越高,有机孔越发育。     

羌塘盆地上三叠统—下侏罗统海相页岩油特征及发现意义

羌塘盆地油气地质调查和浅钻在中生界海相地层发现了页岩油显示。基于露头、岩心样品系统分析测试,研究了海相页岩沉积发育条件与特征,评价了地球化学与储集特征。研究了中生界海相页岩油发育特征,取得以下认识：(1)羌塘盆地发育下侏罗统曲色组和上三叠统巴贡组两套海相富有机质泥页岩,主要由纹层状页岩夹块状泥岩构成。曲色组纹层状富有机质泥页岩位于该地层下部,厚度为50～75 m,主要分布于南羌塘和北羌塘中西部。巴贡组纹层状富有机质泥页岩位于地层中部,厚度为250～350 m,在南北羌塘均有分布。(2)两套纹层状富有机质泥页岩页理发育,同时发育多种类型的微孔隙和微裂缝,脆性矿物含量平均70%,可压裂性强,孔隙度均值5.89%,储集物性好,达到中等—好的页岩油储集层标准。(3)曲色组富有机质泥页岩为Ⅱ₁和Ⅱ₂型有机质,TOC均值8.34%,氯仿沥青“A”含量均值0.66%,残余生烃潜量(S₁+S₂)均值29.93 mg/g,R_o值0.9%～1.3%,达到优质烃源岩标准。巴贡组富有机质泥页岩为混合型...     

黄瓜山构造五峰组-龙马溪组页岩岩相特征研究

为了确定黄瓜山构造五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发优质页岩岩相,基于H 202井岩心实验分析数据,利用页岩岩相矿物组分划分三角图板对五峰组-龙马溪组页岩含气量、有机碳含量、孔隙度及脆性矿物含量4个储层评价参数和页岩岩相特征进行研究,明确了页岩气储层和相应的页岩岩相特征,确定了该区五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发优质页岩岩相。研究结果表明（：1）五峰组-龙马溪组取心段共发育含黏土硅质页岩、混合硅质页岩、硅岩、含硅灰质页岩4类岩石,占比分别为50.0%、38.9%、8.3%、2.8%;(2)通过含气量、有机碳含量、孔隙度及脆性矿物含量页岩岩相分析,高含气量、高有机碳含量、高孔隙度及高脆性矿物含量页岩岩相为含黏土硅质页岩,是该区页岩气勘探开发的优质页岩岩相,其次为混合硅质页岩,较差为硅岩、含硅灰质页岩。     

下扬子地区中上二叠统页岩有机孔发育特征

下扬子地区中上二叠统发育一套海陆过渡相页岩,其显微组成与海相页岩存在明显的差异,为了研究该套页岩有机孔的发育特征及影响因素,开展了有机岩石学、扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜、气测孔隙度和压汞等相关分析。研究表明,中上二叠统页岩中有机孔整体发育较好,但不同有机质组分中孔隙的发育存在明显的差别,具体表现为镜质体内孔隙发育差,固体沥青内发育少量孤立的孔隙,腐泥质内具有丰富的孔隙。黄铁矿或黏土矿物常与有机质形成有机/矿物复合体,复合体内有机孔普遍发育较好,可能与黄铁矿或黏土矿物促进有机质生烃和分解有关。中上二叠统页岩TOC含量与比表面积之间存在明显的线性正相关性,但与孔隙度之间具有复杂的关系,当w（TOC）<6.16%时,孔隙度随TOC含量的增加而增加,而当w（TOC）>6.16%时,孔隙度普遍较低且与TOC含量之间存在微弱的负相关性。孔径分布特征也揭示高TOC页岩的中—大孔体积明显低于低TOC页岩。页岩孔隙结构发育特征表明,TOC含量越高、固体沥青组分以及贫氢组分的含量越高,这些组分占据的矿物孔隙越多,降低了页岩总的孔隙空间,且TOC含量越高,页岩越易被压实,造成中大孔塌陷,进一步降低了页岩的孔隙度。