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。     

川南地区下古生界页岩气储层微观孔隙结构表征及其对含气性的影响

运用普通扫描电镜、氩离子抛光—场发射扫描电镜、Image J2x软件分析、高压压汞、低温CO_2和N_2吸附实验方法,对川南地区下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组两套页岩气储层微观孔隙成因类型、孔隙结构特征及其对页岩含气性的影响进行了研究。结果表明,川南地区下古生界页岩微观孔隙主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝等多种成因孔隙类型;下古生界页岩微观孔隙总面孔率为3.95%~7.48%,筇竹寺组页岩总面孔率和有机质孔面孔率低于龙马溪组页岩;下古生界页岩总孔容为(3.93~24.96)×10~(-3)m L/g,总比表面积为2.727~29.399 m~2/g,孔径为0.35~1.00,2.5~4.7和55~75 nm的孔隙是总孔容的主要贡献者,孔径为0.3~1.0,2.5~5.5 nm的孔隙主要提供了总比表面积,筇竹寺组页岩总孔容和总比表面积均较龙马溪组页岩要低;页岩微观孔隙的面孔率、有机质孔、孔容、比表面积、孔径分布均会影响页岩含气性。下古生界筇竹寺组和龙马溪组页岩在微观孔隙结构特征的上述差异,为揭示川南地区筇竹寺组与龙马溪组页岩含气性的差异提供了依据。     

胶莱盆地陆相页岩气成藏地质条件

结合大量的野外地质调查,运用岩石热解、X射线衍射、压汞、等温吸附等实验方法,以胶莱盆地水南组暗色泥页岩为研究对象,分析了陆相页岩气的成藏地质条件。研究表明:白垩系水南组为以灰黑、灰绿色泥页岩、粉砂岩为主的湖湘沉积,暗色泥页岩厚20.1～266 m,TOC=0.15%～4.0%,平均0.96%。干酪根类型以II型为主,Ro=0.6%～1.2%。研究成果对于认识陆相页岩气成藏基础地质条件,部署进一步地质工作有重要的指导意义。     

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...     

贵州黔北地区页岩气成藏条件与勘探前景

页岩气作为非常规油气资源尤为重要的一种,具有特殊成藏机理,其成藏需要特殊的地质条件,主要受控于泥页岩厚度、有机质丰度、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素。贵州黔北地区是我国南方下寒武统黑色岩系发育的典型地区之一,黑色岩系剖面露头良好,序列完整。具备有页岩气生成条件的泥页岩地层自下而上为震旦系陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组与上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组地层。通过地质条件与地球化学综合分析,认为该地区的下寒武统牛蹄塘组黑色页岩系和上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组暗色泥页岩分布面积广泛,厚度较大,有机质含量和热演化程度高,是最为有利的页岩气勘探层位。     

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。     

黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件及有利区优选

通过地质条件与地球化学综合分析,从页岩沉积环境、生烃条件、储集条件及保存条件等方面进行研究,认为下寒武统牛蹄塘组页岩具备较好的页岩气成藏条件,深水陆棚相是页岩气发育的最有利相带。页岩厚度和有机碳含量是影响黔北地区页岩气藏形成的主要因素,并据此进行有利区优选,划定出石阡-瓮安有利区和酉阳-思南有利区。     

北美页岩气研究及对我国下古生界页岩气开发的启示

北美近10 a来对构造较简单、中-高成熟度(Ro＜3.0％)、埋藏较浅地层(＜4 000 m)页岩气的形成、赋存与富集机理、评价方法与核心区预测作了大量研究,取得了实质性的进展,并实现了页岩气的大规模工业开发.我国南方下古生界成熟很高(Ro=2.5％～4.0％)、构造改造强烈、现埋藏深度差异大,对于这套地层的页岩气的评价,缺乏相关理论与方法.为规避风险、获得效益,需以北美页岩气研究为借鉴,针对其地质地球化学特点,在广泛开展相关基础研究的基础上,重点发展页岩含气量的现场测试技术与原地气量的定量评价体系,评估勘探开发示范区页岩的资源潜力,确定页岩气的主控因素,为实现我国南方下古生界页岩气的高效开发提供理论指导与方法基础.     

北美页岩气研究及对我国下古生界页岩气开发的启示

北美近10 a来对构造较简单、中-高成熟度（Ro<3.0%）、埋藏较浅地层（<4 000 m）页岩气的形成、赋存与富集机理、评价方法与核心区预测作了大量研究,取得了实质性的进展,并实现了页岩气的大规模工业开发。我国南方下古生界成熟很高（Ro=2.5%~4.0%）、构造改造强烈、现埋藏深度差异大,对于这套地层的页岩气的评价,缺乏相关理论与方法。为规避风险、获得效益,需以北美页岩气研究为借鉴,针对其地质地球化学特点,在广泛开展相关基础研究的基础上,重点发展页岩含气量的现场测试技术与原地气量的定量评价体系,评估勘探开发示范区页岩的资源潜力,确定页岩气的主控因素,为实现我国南方下古生界页岩气的高效开发提供理论指导与方法基础。     

下扬子芜湖地区后期构造活动特征及其对古生界页岩气保存的影响

通过野外地质考察,并结合区域构造演化背景分析,对芜湖地区后期构造的活动特征进行了深入剖析,把对研究区古生界地层有重要影响的后期构造划分为印支期挤压推覆构造和燕山、喜山期伸展构造,并进一步揭示了其构造迁移规律,认为芜湖地区古生界页岩气的保存受印支期逆冲推覆构造影响较小,受燕山、喜山期伸展构造影响较大,这在该区未来页岩气勘探中应引起重视。     

四川盆地古生界泥页岩的地球化学特征

通过四川盆地古生界不同层系的探井及典型剖面样品的地球化学分析,从有机碳含量、有机碳同位素,热成熟度以及生物标志化合物特征讨论了四川盆地古生界4套泥/页岩地球化学特征及其生烃潜力。研究结果表明：古生界下寒武统、上奥陶统、下志留统3套黑色页岩有机碳含量高,平均值分别为6.31%,3.53%,1.87%,有机质类型主要为生烃能力极强的I型干酪根,δ 13C分布在-29.0‰～-32.0‰,低碳数正构烷烃相对丰度高、C27规则甾烷优势分布、三环二萜烷的相对含量较高等生物标志化合物分布特征表现了腐泥型有机质特征,有机质来源为低等水生生物和藻类;上二叠统龙潭组泥/页岩有机碳含量平均为4.0%,有机质类型为II,III型,生物标志化合物研究表明龙潭组页岩既有丰富的水生生物输入,又有一定数量的陆生生物来源, 煤和炭质泥岩母质来源以陆源有机质输入为主。     

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。     

川东南地区古生界主要页岩层系热演化

在研究区热流史和地层埋藏史的基础上,对下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组的热演化进行了模拟。下寒武统筇竹寺组烃源岩在早志留世开始生油并进入生油高峰,在中志留世至早二叠世生烃缓慢并一度停滞,中三叠世进入湿气阶段,早侏罗世进入干气阶段,干酪根主生气期为中三叠世-早白垩世。下志留统龙马溪组烃源岩在二叠纪开始生油,中侏罗世-早白垩世中期为干酪根主生气阶段,晚侏罗世早期-晚白垩世早期为油裂解生气阶段。下志留统龙马溪组是川东南地区页岩气勘探开发的最有利目的层系。     

下扬子区构造变形特征与页岩气保存条件

通过大量野外地质踏勘资料与室内钻井及地球物理资料分析剖析了下扬子区的区域构造变形特征及其页岩气保存潜力。结果表明：下扬子地区中新生代的构造运动在不同地区表现为不同的样式,不仅表现为南北分为根带、中带、锋带的特点,其东西方向上的差异也十分显著;东部地区的构造样式主要受到志留系滑脱层的控制,主要表现为侏罗山式褶皱构造,主要保存了印支期和燕山期的构造样式,后期拉张和构造反转对其影响相对较弱,页岩气保存条件较好;而茅山以西地区受到了后期拉张与构造反转的强烈改造,并形成了一系列的拉张断陷盆地和火山盆地;这种构造特点使得此区域勘探难度大,页岩气保存条件差。     

川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义

以川南龙马溪组页岩气储层为例,运用氮气吸附法对储层纳米孔隙进行测定,通过等温线和DFT分析,对孔结构特征表征并讨论控制纳米孔隙结构的主因和纳米孔隙对页岩气成藏的意义。结果表明：龙马溪组页岩气储层孔隙结构较复杂,主要由纳米孔组成,具有一定的无规则孔结构,孔隙多呈开放形态,以两端开口的圆筒孔及4边开放的平行板孔等开放性孔为主;垂向上由深到浅,孔隙开放程度减小;纳米主孔位于2~40 nm,占孔隙总体积的88.39%,占比表面积的98.85%;2~50 nm的中孔提供了主要的孔隙体积,小于50 nm的微孔和中孔提供了主要的孔比表面积;TOC是控制该储层中纳米孔隙体积及其比表面积的主要内在因素,也是提供页岩气主要储存空间的重要物质;纳米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,并使模型表征复杂化;开放状纳米孔可提高页岩气解吸效率和储层渗透率,提高页岩气的产量。