四川盆地二叠系龙潭组页岩气储层特征与勘探潜力

通过宏观野外实测、岩芯观察以及微观薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜观察(SEM)等技术手段,对四川盆地上二叠系龙潭组页岩气的储层特征进行了系统分析。龙潭期主要沉积环境从南向北依次发育：河流三角洲、滨岸沼泽、潮坪、混积陆棚与碳酸盐岩台地相。富有机质泥页岩主要发育在滨岸沼泽与深水陆棚相区,川北深水陆棚相页岩具有“四高一低”的特征：高含气量(>5 m³/t)、高TOC(>4%)、高孔隙度(>6%)与低黏土矿物(<38%),是未来勘探的重点区。     

下扬子区上二叠统龙潭组页岩气勘探前景

通过对下扬子地区龙潭组页岩气基本地质条件的分析,并对比美国典型页岩气地质特征,认为下扬子地区上二叠统龙潭组具有良好的页岩气地质条件。通过构造、龙潭组暗色泥页岩的赋存特征和生烃条件的综合分析,将下扬子区龙潭组页岩气勘探分为3类区块,分别是Ⅰ类优选区块,Ⅱ类潜力区块和Ⅲ类前景区块,其中,Ⅰ类优选区块中皖南宣泾盆地水东向斜和环太湖锡澄虞地区的祝塘复向斜具有良好的页岩气生成和保存条件,是下扬子区页岩气的最有利勘探区。     

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。     

山西省域石炭二叠纪煤系泥页岩气储层评价指标体系

针对煤系泥页岩气地质资源量估算偏大的问题,选择山西省域石炭二叠纪煤系泥页岩气储层,通过页岩气日均产气量衰减率和经济下限产气量分析,提出了独立储层和组合储层的概念;基于492件实测泥页岩样品,评价了煤系泥页岩干酪根类型和TOC含量;通过泥页岩单位TOC含量吸附量和实测泥页岩含气量评价了泥页岩有机质成熟度和含气量的关系;基于与海相页岩气剖面资源量等量原则评价了煤系泥页岩厚度;基于煤层Ro、含气饱和度与埋深的正相关趋势,将煤系泥页岩埋深划分为1 000,1 000~1 500和1 500 m三种类别;基于128件实测泥页岩样品,将煤系泥页岩脆性矿物含量划分为30%,30%~40%和40%三个类别。基于煤系泥页岩有机质成熟度、总有机碳含量、含气量、埋深、厚度及脆性矿物含量6个参数,将山西省域石炭二叠纪海陆交互相煤系泥页岩储层划分为组合有利储层、组合较有利储层和组合不利储层。     

黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征研究

为深入研究黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征,针对毕节大方背斜区域的龙潭组富有机质泥页岩,采用了总有机碳质量分数(TOC)、镜质体反射率(Ro)、岩石热解、X-射线衍射、薄片鉴定、高压压汞、比表面积及联合孔径等测试分析方法,研究了海陆过渡相龙潭组富有机质泥页岩的有机质特征、矿物组成及孔隙发育特征。研究结果表明:该区龙潭组泥页岩单层厚度薄(平均1.8～2.8 m),与煤层频繁互层,累计厚度大,泥地比平均达70%;泥页岩有机碳质量分数较高(0.23%～22.10%,平均3.51%,主要分布1%～7%);有机质热演化程度高,均处于过成熟阶段(Ro为2.67%～3.06%,平均2.85%),生气充分;较高的有机质丰度、较充分的生气过程为页岩气成藏提供了有利基础;矿物组成主要由黏土构成(48.4%～81.6%,平均66.3%),次为石英(7.4%～27.2%,平均16.5%),方解石、白云石、菱铁矿、黄铁矿等矿物质量分数较少,总体为2%～7%;黏土矿物以伊/蒙混层为主(73.0%～94.0%,平均85.1%),绿泥石次之(2.0%～23.0%,平均10.5%),含少量伊利石(1.0%～7...     

中国南方海相页岩气与华北煤系页岩气储层特征差异

我国海相页岩气的勘探开发已经取得了一定的进展,相比之下,煤系页岩气研究成果较少,本文以贵州凤冈区的海相页岩和沁水盆地的煤系页岩为例,通过干酪根类型、总有机碳含量、矿物组成、孔隙等四方面进行储层特性对比,分析海相页岩气储层和煤系页岩气储层差异,查明不同沉积环境下页岩气储层特点,为煤系页岩气的进一步勘探开发奠定基础。结果表明两者既有相似又有所区别：海相页岩和煤系页岩干酪根类型存在明显差异,前者以Ⅰ型、Ⅱ型为主,后者主要为Ⅲ型干酪根;海相页岩较煤系页岩总有机碳含量和脆性矿物含量高;两者均发育有机质孔,且以中孔(2~50nm)为主,低温氮气吸附曲线都为Ⅳ型,但海相页岩孔隙比表面积较高。加之煤系页岩单层厚度薄,连续性差,因此对煤系煤岩的勘探开发不能完全照搬海相页岩的开发模式,可以考虑与煤层气致密砂岩气一起勘探开发,提高资源利用率,实现经济开采。     

下扬子皖南地区古生界页岩气形成条件及勘探潜力评价

为评价皖南地区古生界页岩气勘探潜力、优选勘探层系,根据钻井岩芯和露头岩样的地化、岩石学分析数据及野外调查等资料,对该地区古生界3套富有机质层系的页岩气形成地质－地球化学条件进行初步研究,结果表明：古生界上奥陶统五峰组-下志留统高家边组、二叠系(孤峰组＋龙潭组＋大隆组)富有机质泥页岩层系在区内分布广、厚度较大、有机质丰富（TOC普遍>2%）和热演化程度较高(Ro=1.3%～3.0%),具有形成页岩气的良好物质基础;同时,其埋深适中且泥页岩与硅质岩相伴生,利于人工压裂和勘探开发,有较大勘探潜力。另一方面,古生界寒武统黄柏岭组富有机质页岩也有良好的成气潜力,但因其普遍深埋、成熟度偏高,该区后期发生的多期强烈构造运动等因素对早期形成页岩气的富集及保存可能有一定影响,其勘探潜力有待进一步深究。     

宣龙坳陷东缘下花园组煤系页岩储层孔隙非均质性特征

通过有机岩石热解、有机碳含量、有机质成熟度、高压压汞和低温液氮吸附等系列实验,表征宣龙坳陷东缘中侏罗统下花园组煤系页岩储层的孔隙特征,并运用分形FHH模型研究孔隙结构的非均质性。     

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。     

黔北地区凤冈二区块X井牛蹄塘组页岩气储层特征分析

自美国页岩气商业化开发以来,我国逐渐加大了对页岩气勘探开发的投入。贵州黔北地区毗邻四川盆地,近年也成为页岩气勘探的热点区域。通过对凤冈二区块X井目的层段岩心样品的分析测试,明确了目的层页岩的岩性及矿物学特征、地球化学特征及储层物性、含气性特征。研究结果表明,牛蹄塘组目的层段为下部深灰色、黑色碳质页岩及深灰色、黑色页岩;有机质类型主要为腐泥组无定形体及底栖藻无定形体;有机碳含量在0.46%～4.82%,镜质体反射率在2.58%～2.73%;受埋深影响,整体物性条件较差,孔隙度及渗透率均较低;受总有机碳含量偏低、保存条件较差的影响,牛蹄塘组解吸气含量较低,区内待进一步落实构造分布,寻找储气甜点区。     

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...     

川中-蜀南地区上二叠统龙潭组煤层赋存特征及沉积环境

通过野外露头研究、钻井资料分析结合镜下薄片研究,在川中-蜀南地区龙潭组识别出煤层、泥晶灰岩、生屑灰岩、粉砂质泥岩、灰质泥岩、碳质泥岩、泥质粉砂岩等岩石类型。煤层与围岩组合类型可划分砂-泥-灰-煤互层型和泥页岩夹煤层型。龙潭组沉积相主要为滨岸、潮坪沉积,早-中期,泥炭坪的分布范围较大,晚期灰坪在研究区东部普遍发育。     

山西霍西地区煤系泥岩储层特征及生烃潜力评价

为了进一步研究含煤地层中非常规天然气的开发潜力,以山西霍西地区煤系泥岩为主要研究对象,基于矿物成分、孔渗性等测试结果,从岩相特征、矿物学组成、孔渗性等方面分析了霍西地区煤系泥岩层的储层特征,同时从烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度3方面初步判断了霍西地区煤系泥岩层的生烃潜力。结果表明:山西霍西地区内煤系泥岩层厚度大,矿物组成以黏土矿物为主,孔隙度较低,渗透性差,为煤系气的保存提供了良好的条件。同时山西霍西地区总体上有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,有机碳含量大于1.5%的样品约占68%;有机质成熟度以1.8%～2.0%为主,热解生烃能力强。相对而言,太原组煤系泥岩中有机碳含量高达3.94%是其生烃潜力要高于山西组和下石盒子组煤系泥岩的主要原因,可以优先作为有利勘探区。     

重庆地区二叠系龙潭组煤系地层非常规气地质特征分析

为探索重庆地区二叠系龙潭组煤系地层非常规气地质特征,基于区内煤田勘查、煤层(系)气勘查取得的地质资料及测试数据,对二叠系龙潭组煤系地层煤储层、暗色泥页岩储层、致密砂岩储层基本特征进行分析总结。研究表明,区内煤储层具有煤体结构以碎裂—块状为主、埋深中等、孔隙不发育、低孔低渗、含气量高的特点;暗色泥页岩储层具有低脆性、单层厚度薄、孔隙不发育、低孔低渗、含气量一般的特点;致密砂岩储层具有单层厚度薄、孔隙不发育、低孔低渗、含气性一般的特点。若考虑组合开发,具备一定的开发前景。     

黔西地区龙潭组煤系泥页岩孔隙结构及分形特征研究

为了研究煤系泥页岩微观孔隙结构特征,以黔西地区龙潭组煤系泥页岩为研究对象,基于扫描电镜及低温氮气吸附实验测试手段,定性和定量表征页岩孔隙特征,同时运用分形理论分析了其分形特征,并探讨了孔隙结构影响因素。结果表明:黔西地区龙潭组煤系泥页岩扫描电镜下观察到粒间孔、粒内孔、微裂缝及有机质孔4类,微裂缝大量发育,为烃类气体运移提供通道,仅见少量有机质孔隙;泥页岩氮气吸附等温线与Ⅳ型等温线相近,曲线均呈反"S"型,反映出主要为中孔,在高比压区(0.45

0<1.0)形成滞后回线,表现为H2型的细颈广体的墨水瓶孔和H4型的狭缝型孔;孔径平均值为8.36 nm,以中孔为主,比表面积较大,平均为12.03 m²/g,总孔体积较大,平均为0.017 379 m³/g;采用FHH模型对低比压区(0

0<0.45)和高比压区(0.45

0<1.0)2个阶段进行计算分形维数(D₁、D₂),分形维数较大,D...     

浙江煤山上二叠统龙潭组页岩气储层矿物成分特征

为了研究页岩气储层的矿物特征,分析浙江煤山地区不同矿物对页岩气储层的影响,采用X射线衍射(XRD)技术,对煤山地区上二叠统龙潭组17个泥页岩矿物样本进行了定性和定量分析,并探讨了矿物不同组成可能造成的储层性能差异。结果表明,龙潭组泥页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主,平均含量分别为49.1%和30.6%,其次是方解石,平均含量为3.5%,此外还含有少量长石、黄铁矿、菱铁矿等矿物。黏土矿物有利于页岩气吸附,石英和方解石等脆性矿物有利于开发过程中压裂造缝,其对页岩气藏的形成和开发都具有一定的积极作用。页岩气储层矿物成分的研究为其吸附储存、裂缝评价、压裂造缝等研究提供了坚实的基础。     

吐哈盆地中侏罗统西山窑组页岩气勘探远景

为了探索吐哈盆地中侏罗统西山窑组煤系页岩气的富集特征,充分利用钻井资料、野外露头资料、分析测试资料等数据,对泥页岩平面分布特征、烃源岩有机地化特征以及页岩储集层特征展开分析。吐哈盆地泥页岩发育情况良好,泥岩累计厚度最大值达到600 m,泥岩总有机碳含量均值达到了2.06%,干酪根类型以Ⅲ型为主,镜质体反射率普遍高于0.5%,达到了成熟阶段,具备产气的能力。由于强烈的构造作用,泥页岩的物性特征变化范围很大,脆性矿物含量通常大于60%。岩石的硬度较大、脆性高,总体评价为较好—好等级页岩储集层。利用泥岩累计厚度、泥岩总有机碳含量和镜质体反射率等条件的约束,圈定了台北凹陷和哈密坳陷的部分区域是该区煤系页岩气勘探优选区。     

赣西北地区新开岭组页岩气储层物性特征

通过分析新开岭组泥页岩的岩石学矿物特征、孔隙类型、孔隙度与渗透率以及比表面积等储层物性特征,研究发现新开岭组岩石学矿物特征有利于页岩气赋存,主要以石英、粘土矿物为主,粘土矿物主要以伊利石为主;孔隙类型以粒间孔和有机质孔为主,是页岩气主要赋存空间;微裂缝对页岩储层的改造具有十分积极的作用,使得页岩气藏能连续成片的分布;泥页岩具有较好的孔隙度与渗透率值。综合分析认为新开岭组储层物性特征有利于页岩气赋存及运移,是区内页岩气勘查开发的有利层位。     

黔北地区龙马溪组页岩气地质特征研究

志留系龙马溪组扬子板块页岩气开发在重点层位,黔北地区龙马溪组发育好,地质条件与重庆涪陵地区极为相似,并取得了良好的勘探成果,显示了良好的持续开发潜力。以黔北地区龙马溪组为研究对象,从富有机质泥岩页发育特征、沉积环境及泥页岩储层特征等方面,系统研究龙马溪组页岩气地质特征,认为龙马溪组及富有机质泥页岩呈东西向条带状分布,从北往南具逐渐变薄,平面上,由南往北主要发育潮坪相、浅海陆棚和深水陆棚相,深水陆棚的缺氧滞留环境是富有机质泥页岩发育的主要区域,储层中碎屑矿物及自生脆性矿物可以提高储层的物性特征,是富集页岩气的关键。     

江苏地区页岩气资源潜力评价

通过对江苏盆地的构造沉积演化特征,以及烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度等方面综合分析,认为江苏省下扬子区是良好的页岩气远景区。特别是徐州地区的第三系、下白垩统、石炭系、二叠系,苏北地区的二叠系,苏南地区的中古生界,有机质丰度达到页岩气成藏标准,据此认为这些区块可作为页岩气勘探的重点区块。