渝东北城口北相区寒武系页岩储集层特征研究

以渝东北城口地区预探井A井寒武系鲁家坪组-巴山组泥页岩样品测试分析数据为基础,从页岩的地球化学特征、岩石矿物学特征、储层物性特征、储集空间特征和含气性特征等方面对泥页岩进行了初步研究。结果表明,城口地区寒武系鲁家坪组-巴山组泥页岩有机质含量高,TOC平均为5.6%;成熟度高,Ro平均为3.17%;有机质类型主要为Ⅰ型干酪根,页岩脆性矿物含量高。泥页岩储集空间类型多样,以矿物粒间孔隙为主。高压压汞、核磁共振、等温吸附数据都表明该套泥页岩大孔较发育,单位吸附量大。总含气量不高。通过对比北美Barnett页岩、焦石坝页岩和彭水区块页岩的特征,可以看出渝东北城口北相区寒武系鲁家坪组-巴山组的页岩气含气性较低,有机质孔隙较少,有机质成熟度过高等不利因素可能会加大后期开发的难度。     

松辽盆地齐家—古龙凹陷泥页岩特征及成藏期次

研究松辽盆地齐家-古龙凹陷泥页岩特征及潜力区。利用上白垩统青山口组泥页岩地球化学指标,分析油源潜力、储集性能及含油气性,并结合沉积背景,精细分析页岩油富集机理,寻找勘探潜力区。齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩厚度大(70～120 m),有机质丰度较高,有机碳质量分数集中于2%～5%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主,处于成熟-高成熟阶段,总体上具有较好的生油能力和条件,为页岩油成藏提供了充足的油源;泥页岩储层孔隙度主要在10%～15%,储集空间整体上以粒内溶孔和微裂缝为主,是油气重要的运移通道和储存场所。齐家-古龙凹陷储层具有3期成藏,依次为嫩江组沉积末期、白垩纪末期和新近纪末。金53井区与英7井区为有利勘探区,以寻找基质型和裂缝型页岩油藏为主。     

湘东南拗陷二叠系—泥盆系泥页岩分布及地球化学特征

湘东南拗陷泥页岩主要发育层系为二叠系龙潭组、大隆组,石炭系大塘阶测水组,泥盆系佘田桥组、棋梓桥组。作者从泥页岩厚度分布、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等方面研究了主要泥页岩发育层位的地球化学特征,结果表明:龙潭组、大隆组和测水组泥页岩厚度较大,有机质丰度高;二叠系泥页岩有机质以Ⅱ1型为主,部分为Ⅱ2型;石炭系泥页岩以Ⅱ1型为主;二叠系、石炭系泥页岩有机质演化程度高,均已达到高成熟-过成熟阶段,湘东南拗陷龙潭组、大隆组、测水组泥页岩具备页岩气富集的地质条件,是页岩气勘探的目标层系,有一定的资源潜力。     

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利区预测

上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气具有较好的勘探前景。早志留世龙马溪期为浅水-深水陆棚沉积环境,笔石页岩尤为发育。利用最新的钻井资料以及野外露头等样品的分析测试资料,以龙马溪组富有机质页岩分布特征、有机地球化学特征、储集条件、保存条件及页岩含气性等为重点,研究龙马溪组页岩气的成藏条件与资源潜力。研究表明上扬子地区下志留统龙马溪组页岩底界深度2 000~8 000 m(一般在4 500 m以内),分布广泛,连续沉积厚度大(一般在50~500 m);机碳含量较高(0.15%~12.5%),有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型,有机质成熟度达到高-过成熟阶段;富有机质页岩脆性矿物含量高,储层空间丰富;多处勘探井中龙马溪组显示气测异常。综合研究认为宜宾-习水-正安一带和彭水-咸丰-鹤峰一带是研究区最有利勘探区带。     

四川盆地长宁示范区地质条件对页岩有机质的影响

以四川盆地长宁示范区志留系龙马溪组泥页岩层段为研究对象,在单井岩心观察、有机地球化学特征、地球物理测井和古生物标志等分析的基础上,根据该地区构造特征和沉积环境演化特征这两个方面,分析长宁示范区地质条件对其页岩段有机质的影响。结果表明:川东南地区虽经多期次构造运动,但总体构造格局未受明显破坏,页岩保存完好,为龙马溪组页岩展布广泛、厚度大、有机质保存提供环境保障。本区龙马溪组富含有机质,泥页岩累积厚度大,有机质类型以I型腐泥型为主,是川东南地区海相地层中的优质烃源岩,研究区的沉积环境和构造地质条件为龙马溪组页岩有机质富集保存提供了有利条件,龙马溪组的浅海陆棚闭塞缺氧的沉积环境和缓慢的沉积速率是其优质烃源岩发育主要影响因素。证明区域地质条件对泥页岩层段有机质含量、类型、成熟度、页岩有效厚度、保存条件具有重要意义。     

福建闽西南翠屏山组泥页岩的地球化学特征

通过福建闽西南地区翠屏山组钻孔样品的地球化学分析,从有机碳含量、有机质类型、热成熟度三方面讨论了闽西南翠屏山组泥页岩的地球化学特征及生烃潜力。分析结果表明,福建闽西南翠屏山组泥页岩储层有低有机质、高演化的特征,有机质类型为Ⅲ型。分析认为,翠屏山组泥页岩储层生烃物质基础较差,热演化程度过高,产气潜力不理想。     

上扬子地区南部志留系龙马溪组笔石页岩有机质特征

上扬子地区南部志留系龙马溪组黑色笔石页岩的有机质丰度高,有机质类型好,有机质成熟度高,具有显著地有机地球化学特征,黑色笔石页岩中笔石化石的保存方式多为聚集式,丰度较高,为页岩气形成提供了物质基础。研究区龙马溪组有机质处于成熟-过成熟阶段,且该区域龙马溪组的烃源岩有机质类型为Ⅰ型（腐泥型）,有利于生气。     

川东地区龙潭组页岩气成藏地质条件与有利区评价

为查明川东地区龙潭组泥页岩成藏地质条件,对泥页岩沉积环境、有机质丰度、泥页岩厚度、有机质热演化程度、储集空间类型及孔渗性等烃源及储集条件进行进行分析。结果表明:川东地区龙潭组富有机质泥页岩形成于浅水陆棚及深水陆棚还原性沉积水体,泥页岩厚度以开江—云阳地区为中心向四周减薄,泥页岩平均厚度在50 m以上,有机质丰度介于0.47%～12.3%,平均含量为3.86%,开江—云阳一带有机质平均含量最高。有机质显微组分主要为镜质组及惰质组,干酪根δ~(13)Cker介于-28.4‰～-22.1‰,表明干酪根类型主要为Ⅲ型,有机质来源主要为高等植物。有机质成熟度呈现区域性差异变化,华蓥山地区有机质镜质体反射率介于0.84%～1.46%,平均为1.09%,处于低成熟阶段,其他地区有机质镜质体发射率介于2.23%～3.14%,平均为2.73%,处于过高-成熟阶段,生烃强度大,显示了良好的生烃条件。储层黏土矿物含量普遍较高,主要储集空间为无机质孔隙及微裂缝,有机质孔少量发育,泥页岩总孔体积及比表面积大,其中中孔对总孔体积及比表面积的贡献最大,渗透率适中,裂缝的存在有效改善储层渗透性。综合生烃及储集条件认为,川东地区东北部的开江—云阳地区为龙潭组泥页岩勘探的最有利区。     

湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气藏形成条件与资源潜力

在野外地质露头观察和样品测试数据综合分析的基础上,对湘西北地区下寒武统牛蹄塘组暗色泥页岩的区域分布、有机质丰度、有机质类型、成熟度以及储层特征等页岩气藏形成条件进行研究。研究结果表明:研究区下寒武统牛蹄塘组页岩具有区域分布广、厚度大、埋藏深度适中,有机质丰度高、热演化程度高、脆性矿物丰富、物性良好、储渗空间发育等特点,具备页岩气聚集成藏的有利地质条件。认为吉首—花垣—龙山一带和桑植石门复向斜南翼斜坡带是研究区牛蹄塘组页岩气发育最有利区;采用体积法对研究区下寒武统牛蹄塘组页岩气资源储量进行估算,资源储量区间值为(0.5~2.1)×1012 m3,中值为1.3×1012 m3。     

鄂尔多斯盆地三叠系长7油层组页岩储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合样品实验测试分析、露头资料和前人研究成果,从页岩地球化学特征、岩矿特征和储层条件等方面对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组页岩储层特征进行了研究。长7油层组主要为深湖-半深湖沉积相;富有机质页岩主要分布在盆地南部,在下寺湾-富县一带和盐池-姬塬一带厚度最大;自南缘渭北隆起向西北埋深逐渐加大,埋深<2.5km。有机质类型以Ⅰ型为主,其次为Ⅱ型,有机碳质量分数为0.51%～22.6%,Ro分布于0.7%～1.2%。岩性以黑色纹层状页岩、粉砂质页岩为主。页岩储层储集空间分为基质微孔和有机质微孔,其中基质微孔主要由粒间微孔、晶间溶孔和黏土矿物晶间孔构成,有机质微孔主要为有机质演化过程中形成的油孔和气孔;物性表现为低孔、特低渗的特征。综合该套页岩储层的地化品质、岩矿组成、储集条件等,认为其具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

鄂尔多斯盆地南部延长组7段泥页岩储层特征及其控制因素

厘清鄂尔多斯盆地延长组7段泥页岩储层发育特征及其与不同成岩作用的关系，能够为分析页岩气储层储集性能以及“甜点区”预测评价提供指导。本次研究在大量岩石薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射等分析实验基础上，对鄂尔多斯盆地南部延长组7段泥页岩储层的矿物含量变化、组成类型、纵向分布规律、储集空间分布以及成岩作用类型进行研究。结果显示：研究区泥页岩可划分为富伊利石型、富伊利石和伊蒙混层型、含长石富伊蒙混层型、含长石富伊利石型四种类型；纵向上，随着埋深增加，伊蒙混层的含量变化由高到低，伊利石的含量变化由低到高。泥页岩中微观储集空间相对发育，类型多样，发育有压实作用、黄铁矿形成作用、黏土矿物转化作用、溶蚀作用以及有机质生烃等成岩作用，不同成岩作用对储集空间的影响有一定的差异；分析不同成岩作用对储集空间发育的影响，对认识研究区储层特征和进一步勘探均具有重要意义。     

淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机地球化学特征

通过系统采样,应用有机碳分析、岩石热解、镜质组反射率测定、干酪根显微组分及类型鉴定、干酪根C同位素分析等油气地球化学测试方法,综合研究淮南地区碳—二叠系泥页岩的有机地球化学特征。研究结果表明:淮南地区石炭二叠系太原组泥页岩有机碳质量分数平均为2.08%,山西组泥页岩有机碳质量分数平均为2.58%,下石盒子组泥页岩有机碳质量分数平均为1.07%,上石盒子组泥页岩页有机碳质量分数平均为0.57%,孙家沟组泥页岩有机碳质量分数为0.12%。泥页岩中有机质类型主要为Ⅱ2型干酪根。研究区石炭—二叠系泥页岩样品镜质体反射率Ro均高于0.7%,太原组、山西组及下石盒子组岩石热解峰温基本上超过435℃,有机质热演化基本达到成熟—高成熟阶段。对比分析结果表明淮南地区石炭—二叠系的太原组、山西组和下石盒子组有机质丰度较高,生烃潜力大,有机质热演化程度较高,是页岩气勘探的有利层位。     

海相页岩有利储集条件分析-以四川盆地长宁区块龙马溪组为例

四川盆地长宁示范区志留系龙马溪组泥页岩层段是川东南地区重要的烃源岩和页岩气重点勘探层位。为综合评价其有利储层发育特性及影响因素,在单井岩心观察、矿物组分分析、有机地球化学特征和地球物理测井等分析的基础上,根据该地区沉积环境演化特征,比较分析龙马溪组龙一段和龙二段的的沉积环境、岩相组合、矿物组分、孔隙空间、储层压力等特性对储层发育的影响。研究表明:研究区龙一段和龙二段由于沉积环境不同导致其地层发育、岩性组合、矿物组分、孔隙空间及有机质富集程度上具有很强的差异性。与龙一段相比,龙二段具有成岩作用强、热演化程度高、游离气含量大等特性;并且主要发育有机孔储集空间。对研究区页岩气储集最有贡献的主要是有机质含量,其与孔隙度和含气量成正相关性。证明页岩的不同沉积环境发育不同岩相组合、矿物组分、有机质含量,其共同影响页岩储层储集性能;并且可根据其组合特性综合预测海相页岩气有利储层。     

鄂尔多斯盆地延长组7-8段深水沉积特征及演化规律

为明确鄂尔多斯盆地富县-志丹地区延长组7-8段深水细粒层系沉积特征及演化规律,利用研究区测录井、岩心、薄片,结合总有机碳(total organic carbon, TOC)、全岩X射线衍射等资料识别细粒沉积岩的岩相类型,分为粉砂岩和泥页岩2大类,细分为7亚类,分别是风暴粉砂岩、地震滑塌粉砂岩、异重流粉砂岩;中低有机质纹层状长英质页岩、高有机质纹层状长英质页岩、高有机质纹层状黏土岩、低有机质块状长英质页岩。利用标志层、测井响应特征、地球化学等高精度测试资料将研究区长7-8段划分为一个Ⅲ级层序、3个体系域、7个准层序组,并建立剖面精度到准层序组(10～20 m)的精细层序地层格架;讨论精细层序地层格架演变约束下的细粒沉积岩分布规律。对于粉砂岩：低位和高位体系域晚期水深相对较小,受风暴影响大,发育风暴粉砂岩;高位体系域早期,受陆源洪水影响,发育异重流粉砂岩;地震滑塌粉砂岩的分布受幕式构造运动控制,在低位和湖侵体系域均有分布：对于泥页岩：中低有机质泥页岩分布在低位和高位体系域晚期,高有机质泥页岩则分布在湖侵和高位体系域早期。可见湖平面的升降变化控制了不同岩相类型的垂向分布,体现为粉砂岩与泥页...     

鄂尔多斯盆地南部延长组烃源岩分布及其地球化学特征

为了研究鄂尔多斯盆地南部延长组烃源岩尤其是主力烃源岩的分布及其地球化学特征,系统采集了研究区具有代表性的样品,对其开展各项地球化学实验,并结合相关测井资料进行综合分析.结果表明:烃源岩厚度及有机质丰度分布受沉积环境的影响较大,靠近盆地中央的深湖—半深湖相的泥页岩发育、有机质丰度较高,盆地的边缘相带泥页岩发育程度低、有机质丰度低.长7烃源岩有机质类型以I-Ⅱ_1型为主,生油潜力大,为研究区主力烃源岩;长8,长9烃源岩有机质类型以Ⅱ_1型为了主,生油潜力中等,为次要烃源岩;长4+5和长6烃源岩有机质类型以Ⅱ_2-Ⅲ型为主,生油潜力相对较小,为较差的烃源岩.     

辽河东部凹陷古近系页岩气聚集条件分析

页岩气是一种现实的非常规天然气资源.通过对大量录井、钻井、地球化学、实验测试及生产测试结果等资料的分析,认为辽河东部凹陷古近系3套泥页岩分布面积广,厚度大,有机碳含量高,有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主,有机质成熟度变化范围宽等特点,具备形成页岩气的物质基础.泥页岩中微裂缝和裂缝发育,为游离态气体的赋存提供了有利的储集空间,且泥页岩吸附甲烷能力强,吸附量大,泥页岩段普遍存在气测全烃异常,蕴藏着巨大的页岩气资源.在新开油田、黄金带油田以及桃园气田附近气测全烃异常明显,是页岩气成藏的有利地区.     

桂中坳陷东部下石炭统鹿寨组泥页岩有机地球化学特征

基于对桂中坳陷东部下石炭统鹿寨组泥页岩总有机碳含量(TOC)、有机质成熟度(Ro)、显微组分、饱和烃色谱-质谱等有机地球化学特征分析,发现其TOC主体2.0%,Ro为0.84%~2.95%,有机质类型属于Ⅱ1-Ⅱ2型。通过对比国内外主要页岩气盆地富有机质泥页岩有机地球化学特征和分析研究区页岩气保存条件,判断下石炭统鹿寨组泥页岩具有较好生烃潜力。在此基础上,分析了鹿寨组泥页岩的沉积环境和有机质来源,发现:Pr/Ph1,伽马蜡烷/αβC30霍烷比值为0.72~0.75,具有升霍烷系列,C27重排甾烷/C27规则甾烷比值为0.13~0.15,孕甾烷/C29-20R规则甾烷比值为0.03~0.04,研究区属于高咸度贫氧-缺氧的强还原环境;正构烷烃分布范围宽,C、N原子比为42.23~50.89,三环萜烷中C21、C23、C24呈倒"V"形分布,αβC30霍烷/∑C29甾烷比值为0.48~0.51,C29具有明显优势,伽马蜡烷指数平均值为0.370.2,不同显微组分在剖面上对TOC贡献率不同,判断鹿寨组泥页岩有机质来源多样,以高等植物和水生生物为主,顶部和底部层位有机质来源以低等细菌、藻类为主,具有较好的生烃潜力。     

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部煤系非常规天然气赋存特征

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部开展煤系非常规天然气赋存特征的研究属国内首次。本文依据泥页岩、煤层、致密砂岩层地球化学、储层物性、含气性、气体同位素等数据分析了研究区煤系非常规天然气的赋存特征。研究表明煤及富有机质泥页岩为非常规天然气系统的烃源岩,二者有机质处于高-过成熟度阶段,其中煤层为主要生气层,占总生气量的87.5%;致密砂岩的孔隙度最大,煤层其次,页岩孔隙度最小;砂岩渗透率最大,高出泥岩与煤层一个数量级;泥页岩中气体主要以平行于层面的方式运移。在含气性方面,泥页岩含气量平均为3.35 m~3/t,砂岩为5.04 m~3/t,而煤层中总含气量达22.39 m~3/t。太原组、山西组各气藏均属于煤型气藏,该结论对研究区煤系"三气"共采具有较强的指导意义。     

海相页岩优势储集相划分—以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为例

页岩岩相划分在中国南方海相页岩气的勘探开发过程中曾得到广泛研究,但由于在岩相划分过程中未考虑控制页岩有机质孔隙发育的热演化程度这一关键参数,从目前针对演化程度过高的海相页岩气的开发成果来看并不理想,因此页岩岩相划分并不适用于演化程度过高的海相页岩。提出基于页岩有机碳含量、储层热演化程度及有机质孔隙有效赋存空间组合的优势储集相概念及划分。页岩优势储集相是指储层的热演化程度、有机碳含量与有机质孔隙的组合。此次研究以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为研究对象,选取岩心样品进行有机碳含量测试、等效镜质体反射率测定及聚焦离子束扫描电子显微镜(FIB-SEM)等实验,明确龙马溪组和牛蹄塘组页岩的总有机碳(TOC)含量、镜质体反射率(Ro)及不同岩相页岩内有机质孔隙发育等特征。结果表明:龙马溪组页岩的富泥硅质页岩和硅质页岩均发育大量有机质孔隙,而同样岩相的牛蹄塘组页岩样品均不发育有机质孔隙。页岩中的有机质孔隙发育受控于储层的热演化程度,与页岩的岩相特征并无关系。优势储集相划分结果表明:研究区龙马溪组页岩属于适宜演化富有机质储集相(RC-1),由于热演化程度适宜,TOC含量高,储层内部发育大量有机质孔隙,使烃类气体得到有效赋存;而牛蹄塘组页岩属于过演化富有机质储集相,虽然TOC含量高,但热演化程度过高,导致储层内部有机质孔隙大量消失,烃类气体无法有效赋存。页岩优势储集相概念的提出与划分可进一步为南方高—过成熟度海相页岩气的高效勘探开发提供更准确的参数指标。     

东濮凹陷北部沙三上亚段页岩油成藏地质条件与有利区优选

通过对东濮凹陷北部沙三上亚段页岩油的沉积环境、地球化学特征、泥页岩展布特征和含油率等进行分析,认为东濮凹陷北部沙三上亚段沉积环境以湖泊相为主,泥页岩整体厚度大,分布范围广;有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主,总有机碳含量平均为0.58%,氯仿沥青"A"含量均值为0.11%,生烃潜量均值为0.49mg/g,镜质组反射率平均值0.85%,有机质进入生烃高峰期;页岩储集空间类型多样,微米级、纳米级孔喉和微裂隙较为发育,脆性矿物含量较高,大部分样品都大于50%,利于页岩油后期的开发生产;氯仿沥青"A"法和热解法测得含油率的均值分别为0.230 2,0.227 8,说明研究区整体具有较好的生油潜力。根据泥页岩展布及其有机地化特征对勘探有利区进行预测,其中Ⅰ类有利区主要位于以盐湖相和深湖-半深湖相沉积为主的濮城和庆祖集地区。