川南长宁地区五峰组和龙马溪组页岩储层差异性分析

文中通过扫描电镜和分析化验资料,对长宁地区五峰组-龙马溪组页岩储层差异性进行了研究,结果表明:五峰组与龙马溪组一段1亚段页岩矿物种类相同,但质量分数差异大,五峰组页岩碳酸盐矿物质量分数最高,龙一1亚段页岩石英质量分数最高.矿物组分特征的差异导致龙一1亚段页岩脆性指数明显高于五峰组.有机碳质量分数和含气量两者略有差异,龙一1亚段页岩有机碳质量分数垂向变化幅度更大,非均质性更强.五峰组与龙一1亚段页岩储层的孔隙类型基本一致,以有机质孔为主,但孔隙发育特征不同.五峰组页岩有机质孔多呈长条状、扁平状,孔径较小;龙一1亚段页岩有机质孔多呈圆柱状、椭圆状,孔径较大.两者之所以具有这样的差异性,是因为沉积环境不同.总体上,龙一1亚段储层优于五峰组,更有利于页岩气的勘探开发.     

黔北地区下志留统龙马溪组页岩储层特征

为弄清黔北地区下志留统龙马溪组海相富有机质页岩储层特征,文中利用有机地球化学、低温氮气吸附、甲烷等温吸附和场发射扫描电镜等资料,分析讨论了龙马溪组页岩的矿物学、有机地球化学、页岩储集空间和吸附能力等特征.结果表明:研究区龙马溪组页岩有机质类型以Ⅰ型为主,有机质成熟度适中,总有机碳质量分数在0.39％～9.24％,平均为...     

泥页岩油气藏有机碳含量地球物理预测方法——以济阳坳陷罗家地区沙三段下亚段为例

济阳坳陷罗家地区沙三段下亚段泥页岩油气藏具有较大的勘探潜力,预测其有机碳含量分布特征是油气勘探的关键.针对传统的实验室测定有机碳含量方法存在的采样少、成本高等问题,提出了利用地球物理技术预测泥页岩油气藏有机碳含量分布的方法.该方法在泥页岩岩石组分划分的基础上,利用富含有机碳的泥页岩低密度、低速度的物理特征,推导了单井定量估算有机碳含量的计算公式,验证了低波阻抗对于有机碳含量的敏感响应关系;并利用井、震联合反演方法预测了有机碳含量平面展布特征.该方法在罗家地区沙三段下亚段泥页岩有机碳含量预测中取得了较好的应用效果,预测的有机碳含量相对误差最大为22％,最小为0.04％,平均小于9％.     

上扬子地区五峰组—龙马溪组黑色页岩高频层序划分

上扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是中国页岩气勘探开发最成功的层位。开展该套地层黑色页岩高频层序划分,有助于理解有机碳在页岩中的分布特征。以上扬子地区N211井的五峰组—龙马溪组黑色页岩为研究对象,分析了自然伽马（GR）与总有机碳含量（TOC）特征,基于旋回地层学理论划分了黑色页岩高频层序。结果表明：上扬子地区五峰组和龙马溪组下部黑色页岩GR值与TOC值整体上由五峰组底部到五峰组顶部的观音桥段逐渐变大,观音桥段出现极大值,再由观音桥段向龙马溪组逐渐变小。利用GR频谱分析及其滤波曲线,在五峰组和龙马溪组下部分别识别出约6个和7个长偏心率周期,据此,将五峰组和龙马溪组下部划分为12个完整的四级层序和1个不完整的四级层序。该研究可为黑色页岩高频层序划分提供典型案例,并为上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气甜点段预测提供参考,即：在五峰组—龙马溪组页岩高频层序结构中,层序边界附近的黑色页岩有机质富集程度相对较高。     

基于主成分分析的页岩油有利区评价——以仪陇—平昌地区大安寨段为例

四川盆地仪陇-平昌地区是侏罗系大安寨段页岩油的有利勘探开发区,为明确研究区内页岩油的相对富集区,文中结合地质异常理论,采用主成分分析方法,选取页岩有效厚度、镜质组反射率、总有机碳质量分数、地层压力系数、脆性指数等5项地质参数为评价指标,对数据集合采用标准化处理、主成分分析降维和确定权重等技术手段,建立了页岩油综合评价的...     

四川盆地及周缘上奥陶统五峰组岩相特征

上奥陶统五峰组分为页岩段和观音桥段。对比分析四川盆地及周缘五峰组页岩气钻井岩心以及测试数据,根据岩心和全岩矿物组分特征,以硅质矿物(石英)、黏土矿物和碳酸盐矿物为三端元,进行岩相划分。页岩段可识别出4种岩相类型:硅质页岩、含黏土硅质页岩、含灰硅质页岩以及含灰黏土质页岩;观音桥段发育含介壳泥质灰岩。页岩气钻井实测数据表明,页岩段4类页岩岩相品质(有机碳含量、脆性矿物含量以及含气量)差异较大,硅质页岩品质最优,含灰黏土质页岩品质最差。页岩段岩相类型以及观音桥段分布特征受控于沉积环境。川南永川地区等相对浅水的区域页岩厚度较大,但是硅质页岩厚度较小,页岩段整体品质较差,不建议作为水平井靶窗;川南威远地区受古陆和古地形影响,硅质页岩厚度较小,也不建议作为水平井靶窗;川东南焦石坝、武隆、丁山以及南川地区硅质页岩厚度超过4 m,可作为水平井靶窗。     

黔西地区打屋坝组富有机质页岩地球化学特征及其意义

随着中国页岩气勘查开发的推进，南方地区上古生界富有机质页岩受到更多的关注。贵州西部地区下石炭统打屋坝组富有机质泥页岩段厚度大、分布范围广，是贵州页岩气勘查重点层位。在页岩气勘查过程中，潜质页岩的有机质丰度、成熟度以及干酪根类型等是评价一个地区页岩气潜力的主要参数。通过对黔西地区打屋坝组富有机质页岩露头样品进行有机碳含量、干酪根类型以及镜质体反射率测试，并结合前人数据，对该页岩有机地化特征进行了描述。黔西地区打屋坝组富有机质页岩有机碳含量普遍大于1.0%，多数分布在1.0%~3.0%范围内；干酪根类型以Ⅱ₂型、Ⅲ型为主，少数地区为Ⅱ₁型；大部分样品成熟度R_o在1.3%~3.0%之间，处于高成熟阶段和过成熟早期阶段。黔西六盘水水城地区和普安-晴隆地区打屋坝组页岩有机地化条件较好，具有较好的页岩气勘查潜力。      

川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质分析

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、储集空间特征、孔渗性特征和地质力学性质等方面,对川东北元坝区块中下侏罗统页岩油气地质特征进行了综合研究。显著地质特征是:富有机质泥页岩主要发育于自流井组大安寨段和千佛崖组千一—二段,为浅湖—半深湖沉积,黑色泥页岩夹灰岩或砂岩。有机质较为发育,有机碳含量平均为1.14%,有机质类型以Ⅱ₂型为主,镜质体反射率（R_o）介于1.4%~1.6%之间,均处于凝析油—湿气的成熟—高成熟阶段。总体上,中下侏罗统页岩气构造简单、稳定,断裂不发育,保存条件良好,有利于烃类形成。大安寨段湖相页岩油气总体与北美Eagle Ford页岩气特征相似。大安寨段暗色泥页岩厚40~115 m,孔隙类型丰富,发育水平缝和微裂缝,脆性矿物含量平均为52.7%,杨氏模量平均为37 GPa,泊松比平均为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。      

中国典型盆地陆相页岩油组分评价及意义

页岩油组分是揭示页岩油富集机制的基础，也是研究页岩孔隙内油-水-岩相互作用必不可少的参数。选择松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段纯页岩型页岩油、渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组四段纯上次亚段过渡型页岩油和鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段纯页岩型页岩油作为研究对象，利用保压取心、常规取心、页岩层段产出油及高压釜热模拟产物，开展全烃色谱、热解气相色谱等实验，进行不同成熟度和不同类型页岩油组分系统评价。总结获取页岩油组分的方法，对比不同方法评价结果，讨论页岩残留烃组分的控制因素，提出页岩油组分评价方案。明确了产出油组分、热释烃组分、抽提物组分和热模拟产物组分间的差异以及上述评价方法的局限，解释了高有机碳丰度层段高含油率原因，高有机碳丰度层段代表高含油率，但不一定代表页岩油可动比例高。页岩热演化程度直接控制页岩油组分，有机质丰度和孔隙结构对页岩残留烃组分有一定影响。在页岩含油率评价、流体赋存特征以及页岩油富集机制研究时需考虑烃类散失，尤其是中-高成熟页岩。不同成熟度页岩油的组分评价为揭示页岩纳米孔内流体赋存特征提供新的方法。     

辽河西部凹陷页岩油聚集条件及有利区优选

为了查明辽河西部凹陷沙三中亚段页岩油发育有利区,通过地质背景及各类试验测试分析页岩油聚集条件。结果表明：目的层泥页岩厚度大、分布面积广,有机碳质量分数均值为2.18％,有机质类型以Ⅱ型为主,热演化成熟度均值为0.59%,具备良好的页岩油形成条件;泥页岩脆性矿物含量较高,孔隙和裂缝发育,含油量大,具备良好的页岩油储集及后期改造条件。根据多信息叠合法预测有利区,认为清水洼陷地区页岩油聚集条件和储集性能较优越,是辽河西部凹陷沙三中亚段页岩油勘探开发的有利区域。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组7段页岩有机孔发育特征及其影响因素

近年来的研究发现,鄂尔多斯盆地东南部延长组7段（长7段）中-低成熟度页岩中发育有机孔,但是对于影响陆相页岩储层中有机孔发育的影响因素有待进一步深入研究。借助氩离子剖光和场发射扫描电镜分析等技术,研究了鄂尔多斯盆地东南部长7段页岩中不同类型固体有机质中有机孔发育特征,并统计分析了不同成熟度页岩样品中干酪根和运移固体有机质的有机孔径和有机孔面积占有机质面积的百分比（S_R）,以此为基础讨论了影响有机孔发育的主要因素。结果表明,长7段中不同成熟度页岩（R_o：0.50%~1.25%）中有机质均发育有机孔,但是干酪根和运移固体有机质中的有机孔发育程度具有明显差异。沉积有机质（干酪根）主要以顺层富集、孤立分散及与粘土矿物共生3种形式赋存在页岩中,有机孔发育程度相对较低,有机孔面积占有机质面积的百分比介于0~44.13%,一般小于10%,平均6.03%;有机孔孔径主要在10~40 nm。运移固体有机质主要赋存在刚性颗粒粒间孔/粒间溶蚀孔、刚性颗粒与粘土矿物间粒间孔/粒间溶蚀孔和黄铁矿晶间孔等无机矿物孔中,有机孔发育程度较高,有机孔面积占有机质面积的百分比介于0~46.51%,一般小于30%,平均23.05%;孔径较大,主要在50~100 nm。长7段页岩中有机孔的发育程度主要受控于固体有机质类型、运移有机质丰度和有机质成熟度,运移固体有机质丰度越大,有机质成熟度越高,有机孔越发育。     

湘中南中奥陶统烟溪组页岩储层特征及勘探潜力

中奥陶统烟溪组作为湖南下古生界一个新的勘探层系广泛受到能源地质学家的重视。运用偏光显微镜、高分辨率扫描电镜、X射线全岩衍射、有机碳含量及低温液氮和二氧化碳吸附脱附等检测手段,对湘中南地区中奥陶统烟溪组页岩储层进行了综合研究。结果表明：湘中南地区中奥陶统烟溪组为斜坡—盆地相沉积,深水陆棚和深水盆地相页岩发育;矿物成分主要为石英和黏土,其次是黄铁矿和长石;脆性指数较高,有利于压裂开采;页岩储层主要发育有机质孔、生物结构孔、粒间孔、片间孔、晶间孔、溶蚀孔和黏土矿物层间微裂缝及矿物破裂缝;孔隙度中等,渗透率较好。研究区发育2种类型的孔隙结构,以介孔和微孔发育为主的孔隙结构,总孔容和微孔总孔容相对较大,比表面积也非常大,其储集性能和吸附能力相对较强,可作为烟溪组重点勘探的层段。中奥陶统烟溪组页岩孔隙发育主要受热演化程度的影响,其次受矿物组成和有机质丰度的控制。研究区中奥陶统烟溪组具有良好的生烃物质基础,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ2型为主,TOC含量介于0.05%～5.6%之间,RO值介于2.72%～3.82%之间,已达到高成熟或过成熟阶段,有利于页岩气的大量生成。湘中南地区中奥陶统烟溪组埋藏深度适中,...     

海陆过渡相超深层页岩储层特征 ——以川东北普光气田Y4井上二叠统龙潭组下段为例

为探索超深层条件下海陆过渡相页岩储层特征,针对川东北地区普光气田Y4井上二叠统龙潭组泥页岩开展了有机地球化学、矿物组成、孔隙结构、物性等分析测试.龙潭组泥页岩具有高有机碳含量(主峰区间3.77％～10.72％),Ⅱ2—Ⅲ型干酪根及过成熟特征(Ro介于3.82％～3.97％);总孔体积均值为0.047 mL/g,比表面积...     

川南地区龙马溪组页岩岩相对页岩孔隙空间的控制

页岩的孔隙类型、孔隙结构的定量化表征以及孔隙空间的控制因素是页岩储层研究的重要问题。川南地区龙马溪组的页岩岩相按矿物组分可分为硅质页岩、混合质页岩和黏土质页岩。利用扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN）技术、低温N₂和CO₂吸附实验以及高压压汞实验对川南地区龙马溪组不同页岩岩相的孔隙类型、结构特征及孔隙空间的控制因素开展了分析。研究结果表明,黏土质页岩多发育黏土矿物片状粒内孔且多被迁移有机质充填;混合质页岩多发育有机质孔和碳酸盐矿物溶蚀宏孔;硅质页岩多发育有机质孔。页岩的总面孔率主要由孔径为0~500 nm的孔隙提供,矿物（除碳酸盐矿物与长石外）及有机质中的孔隙均以粒内孔为主,有机质的面孔率高达32.37%,为矿物颗粒的8~16倍。页岩的中孔是孔体积的主要贡献者,微孔是孔比表面积的主要贡献者。混合质页岩的总面孔率、孔体积与孔比表面积的平均值与硅质页岩相近,具有良好的储集能力。高TOC含量的混合质页岩与硅质页岩的孔隙空间主要受有机质孔控制,TOC含量较低的黏土质页岩的孔隙空间则主要受有机质孔和伊利石相关孔隙共同控制。     

渝东南地区海相页岩有机质孔隙发育特征及演化

页岩气在储层内的有效赋存及渗流由有机质孔隙决定。由此,以渝东南地区下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组高—过成熟度典型富有机质黑色海相页岩为研究对象,使用电子显微镜观察2套页岩层位的有机质孔隙结构。结果表明：龙马溪组页岩有机质孔隙主要发育在焦沥青内部,而固体干酪根内仅发育少量直径较小的有机质孔隙;牛蹄塘组页岩的焦沥青和固体干酪根均不发育有机质孔隙;2套页岩的总有机碳含量、全岩矿物组成及干酪根类型均具有相似特征,但牛蹄塘组页岩的热成熟度要远高于龙马溪组页岩,且已达到变质期,其固体干酪根和焦沥青的物理化学性质均趋近于石墨,导致其有机质内部不发育孔隙。过高的热成熟度不利于页岩中有机质孔隙的保存,所以渝东南地区下寒武统牛蹄塘组高—过成熟度海相页岩气的勘探开发应重点寻找热成熟度低于3.5%的地区。     

四川盆地元坝地区千佛崖组页岩油气富集特征与主控因素

以四川盆地元坝地区元页3井等重点钻井为例,通过岩心观察和实验分析,评价了该区中侏罗统千佛崖组陆相页岩油气的成藏条件。千佛崖组富有机质泥岩孔隙度高、含油气性好,是主要的储层岩相类型,而灰岩及砂岩夹层物性相对较差;孔隙类型以无机孔为主,占总孔隙的比例约为60%~80%,与海相页岩相比微孔占比降低而大孔含量更高,有利于页岩油气的采出。千佛崖组二段下部的④小层全段以富有机质泥岩为主,泥地比高,孔隙度平均达5.43%,有机碳（TOC）含量平均1.72%,冷冻碎样热解的游离烃含量S₁为2.63 mg/g,测试含气量平均1.51 m3/t,含油气性较好,具备陆相页岩油气形成的有利地质条件。通过与其他钻井的对比分析,认为半深湖相沉积是最为有利的沉积相带,为油气富集提供了物质基础,而较高的成熟度和裂缝的发育是油气富集高产的重要条件。      

修武盆地下寒武统海相页岩储层及CH4吸附特征

为了研究修武盆地下寒武统荷塘组海相页岩储层及其含气性特征,连续选取富有机质钻井页岩为研究对象,进行有机地球化学分析、岩石学、孔隙度、低温N2吸附、CO2吸附和超临界CH4等温吸附等系列实验。RO值为1.74%~2.32%,平均为2.10%,为高成熟阶段。页岩TOC含量高,平均为3.21%;矿物组成以石英和黏土矿物为主,平均为52.66%和35.56%,并发育少量长石、碳酸盐和黄铁矿。平均孔隙度为2.05%,具低孔特征,平均孔径为8.416 nm,主要发育开放型圆筒状孔隙、层状狭缝形孔隙和细颈广体墨水瓶状孔隙;比表面积和孔体积普遍较高,分别为6.94~46.48 m2/g、0.0042~0.0201 cm3/g,其中微孔提供较大的比表面积,与四川盆地龙马溪组页岩数值相近,表明其具有充足的储气空间。研究区不但具有良好的生气物质基础,而且具有较强的CH4吸附能力,平均吸附量为1.71 m3/t;影响吸附的主要因素是TOC含量和孔隙结构,石英为有利因素,黏土矿物对吸附影响微弱。页岩厚度大、埋深较浅,有机质类型以生烃能力强的Ⅰ型为主,脆性矿物含量高,综合认为该区具有较好的页岩气勘探潜力。     

川中地区侏罗系大安寨段页岩岩相类型及储层特征

通过岩心薄片鉴定、扫描电镜观察、X射线衍射分析与TOC含量检测等技术,精细划分了川中地区侏罗系大安寨段页岩岩相类型,并对各岩相的储集空间类型、物性和含气性等特征进行了分析,确认了优势岩相,并结合岩相与沉积相的纵向发育特征,指出了优势开发层段。研究结果表明：①川中地区大安寨段页岩储集空间以与黏土矿物相关孔隙和颗粒边缘孔为主,孔隙度为0.31%~8.55%,平均为3.97%;渗透率为0.001~12.185 mD,平均为0.659 mD;气的质量体积一般高于1.0 m³/t,其分布特征与孔隙度具有高度一致性。②研究区大安寨段页岩岩相可划分为6个大类13个小类,其中中高有机碳含量的介壳灰质黏土质页岩岩相有机质丰度、脆性矿物含量、孔隙度和含气量均最高,为最具优势的岩相,中高有机碳含量的粉砂质黏土质页岩岩相其次,中高有机碳含量的黏土质页岩岩相虽然其有机质丰度较高,但裂缝欠发育,具有一定的地质勘探潜力。③研究区大安寨段优势岩相主要分布在大二亚段的半深湖亚相,这也是有利的勘探方向。     

低熟湖相页岩内运移固体有机质和有机质孔特征——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩为例

富有机质页岩中的有机质孔是页岩储层中重要的孔隙类型,有机质孔的数量、孔径大小和分布特征对页岩油气的吸附和储集能力、储层渗透性、页岩油气赋存状态和含量均具有重要的影响。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜分析等技术分析了鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩中的固体有机质和不同有机质中有机质孔的发育特征。结果表明,延长组长7油层组页岩的成熟度较低（R_o为0.62%~0.85%）,固体有机质中的有机质孔比较发育,有机质孔的分布和发育程度具有明显的非均一性。运移固体有机质常充填于粒间孔、黄铁矿集合体粒内孔、溶蚀孔中,运移固体有机质中有机质孔较发育,孔径相对较大,孔隙数量多,而近似平行层理定向富集的干酪根中有机质孔数量相对较少或不发育。有机质孔的孔径主要介于6~60 nm、占总数的84.9%,多数有机质孔的孔径小于30 nm,孔径大于100 nm的孔隙仅占总数的6.1%,最大孔径可达1 μm以上,不同样品的有机质孔孔径分布特征存在一定的差异。固体有机质的类型及其与无机矿物间的关系对页岩中有机质孔的发育程度具有重要的影响,运移固体有机质含量越高,有机质孔越发育。