海陆过渡相页岩孔隙结构表征及页岩气渗流规律模拟

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆过渡相页岩储层非均质性强,碳质页岩和纯页岩的孔隙结构特征及页岩气渗流规律具有明显的差异,然而目前针对不同岩性孔隙结构下的页岩气渗流规律研究较为缺乏。文中以这2种岩性页岩为研究对象,基于CT扫描、扫描电镜物理实验技术,测定了二者的基质孔隙和层理缝特征参数,对比了二者的孔隙结构差异,构建了考虑吸附效应和滑脱效应的格子玻尔兹曼数值模拟方法,分析了二者孔隙结构对页岩气渗流规律的影响。研究结果表明:1)碳质页岩裂缝呈空间网状结构,纯页岩裂缝为平行层理方向裂缝。与纯页岩相比,碳质页岩孔隙尺度较大,但孔隙数量较少,孔隙度更低。2)页岩孔隙中存在明显的滑脱效应。滑脱效应提高了气相流动速度,页岩气从孔隙壁面解吸减缓了孔隙压力降低速率,延长了生产时间。建议在开发纯页岩层段时,适当降低生产压差,增强小孔隙中的滑脱效应;在开发碳质页岩层段时,适当增加生产压差,通过解吸作用提高页岩气产量。

海陆过渡相煤系页岩孔隙分形特征及影响因素——以沁水盆地北部太原组为例

【目的】为分析沁水盆地北部太原组海陆过渡相煤系页岩孔隙分形特征及影响因素。【方法】通过对阳泉区块太原组样品进行总有机碳(TOC)含量、成熟度测试及X射线衍射、低温氮气吸附实验,基于(Frenkel Halsey Hill,FHH)理论模型计算样品孔隙分形维数,分析矿物含量、有机地化特征及孔隙结构参数对孔隙分形维数的影响。【结果】太原组煤系页岩TOC含量介于0.57%~6.40%,平均为3.18%;有机质镜质体反射率(R_(o))介于1.96%~3.24%,平均为2.49%;煤系页岩微观孔隙具有双重分形特点,其中表面分形维数(D_(1))介于2.507 9~2.663 9,结构分形维数(D_(2))介于2.527 1~2.809 4;有机质含量及成熟度与D_(1)、D_(2)均呈正相关关系,孔隙结构参数与D_(1)、D_(2)具有良好的正相关性,但与D_(2)相关系数高于D_(1),指示微孔对孔隙结构参数的影响更强;分选、磨圆度高的陆源碎屑石英多具规则孔隙形态,造成石英含量与D_(1)、D_(2)呈负相关关系;碳酸盐岩矿物及长石主要提供宏孔,其含量与页岩D_(1)及D_(2)均呈负相关关系;黏土矿物在长期压实作用下孔径减小,微孔数量增加,孔隙形态复杂,其含量与分形维数D_(1)及D_(2)呈正相关关系。【结论】海陆过渡相煤系页岩微观孔隙具有双重分形特点,有机质含量、成熟度、孔隙结构参数和黏土矿物含量增大可导致其微观孔隙分形维数变大,陆源碎屑石英、长石和碳酸盐矿物含量增多可导致其微观孔隙分形维数变小。

海陆过渡相页岩储层合层开采数值模拟研究

由于沉积环境的不同,海陆过渡相页岩与海相页岩存在较大差异。基于鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩储层的特点,建立了纵向多岩性叠置储层水平井产能数值模型,分析了不同岩性组合模式下的气井单段生产动态特征,研究了煤层渗透率、储层叠置关系等关键参数以及生产制度对生产特征的影响。研究结果表明:①富煤型页岩储层合层开采初期气水同产,采出气主要来自砂岩和页岩储层的游离气,采出水主要来自压裂液及煤层水。煤层的渗透率越高,合层开采的累计产气量越大,累计产水量也随之提升。②含煤叠置组合类型进行合层开采最理想的空间叠置顺序为页—砂—煤,在该叠置顺序下,煤层产水对合层开采干扰最小。③煤层产气量受应力敏感的影响最大。

海陆过渡相页岩岩相特征及测井识别方法

与海相页岩相比,海陆过渡相页岩具有更复杂的岩性及更强的非均质性,常规的基于矿物组分的三端元岩相划分方法和常规测井资料无法精细而准确地反映岩性及非均质性的变化。以鄂尔多斯盆地东缘的大宁吉县地区二叠系山西组2段3亚段(P_(1)s^(3)_(2))页岩为研究对象,利用X衍射、岩心薄片、有机碳等实验资料实现以“沉积环境指示+有机质+矿物组分”为核心的有利页岩岩相划分,通过岩心与测井资料的相互标定,总结出不同页岩岩相的测井响应特征,在选取敏感测井参数的基础上应用贝叶斯判别法建立不同页岩岩相的测井识别方法。研究结果显示:①目的层主要发育有3大类7小类11个细分页岩类型,其中富有机质硅质页岩、富有机质混合质页岩具有较好的有机质、物性、含气性及脆性指标,是最优的页岩类型,其次为富有机质黏土质页岩及中有机质黏土质页岩,并且同类页岩中厌氧型页岩各项参数指标相对更优;②通过选取密度中子包络面积、声波电阻率包络面积、伽马去铀伽马差值、深浅电阻率比值、脆性指数、钍元素含量共6条敏感测井曲线建立贝叶斯判别方程,能准确有效地识别研究区P_(1)s^(3)_(2)的不同页岩岩相类型。研究结果可为海陆过渡相页岩储层后续参数精细评价及压裂选层提供有利技术支撑。

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来,鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展,进一步展示了该领域良好的开发前景,但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入,从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态,基于嵌入式离散裂缝模型理论,考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异,采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术,并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点,对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明:①海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低,压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱,压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键;②页岩储层渗透率极低,压力传播范围有限,未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低;③天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道,提升了水力裂缝网络的复杂度,应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为,优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键,该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。

鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩岩性组合特征及页岩气勘探潜力

中国海陆过渡相页岩气资源潜力大,是页岩气增储上产的重要接替领域,但海陆过渡相页岩沉积环境变化频繁,页岩、煤、砂岩以及石灰岩等岩性频繁互层,目前海陆过渡相页岩气勘探地质评价还处在初期阶段,有利页岩岩性组合及储层特征有待深入研究。为此,以鄂尔多斯盆地东南缘大吉区块下二叠统山西组二段三亚段(以下简称山23亚段)海陆过渡相页岩为研究对象,通过钻井岩心和野外露头观察,结合测井响应特征,划分了岩性组合类型,并基于扫描电镜、聚焦离子束扫描、气体吸附、高压压汞等实验技术手段,厘清了不同岩性组合页岩储层特征,明确了有利岩性组合类型和页岩气勘探意义。研究结果表明:①研究区山23亚段可划分为纯页岩型(S型)、富粉砂页岩型(SS型)、富砂页岩型(SSS型)以及富煤页岩型(CSS型)4种岩性组合类型;②S型组合页岩储层物性最优,总有机碳含量为6.87%,腐泥组含量可达50%,有机质类型兼具Ⅱ2型和Ⅲ型,含气性高,富含石英等脆性矿物,表现出“甜而脆”的特征;③S型组合页岩储集空间为有机孔+微裂缝,有机孔孔径介于10~300 nm,呈圆形或椭圆形;④山23亚段其余岩性组合页岩有机质类型为Ⅲ型,富含黏土矿物,有机孔发育程度低,微裂缝贡献对总孔隙体积最高为32%;⑤S型组合受海湾环境控制,海源与陆源的“双源”有机质以及非陆源石英等脆性矿物富集显著改善储层品质。结论认为,S型组合页岩具备连续型有效配置的烃源岩、储集层和聚集、保存的基础地质条件,且勘探开发实践已证实S型组合页岩是页岩气勘探开发的“黄金靶体”,并为下一步该区海陆过渡相页岩气的勘探指明了方向。

鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩岩相特征及储层差异

鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系发育海陆过渡相沉积岩系,其内也实现了煤层气和致密气等多种类型天然气的勘探突破和商业开发,是非常规天然气重要接替领域之一。为揭示海陆过渡相页岩岩相类型差异及分布规律,指导下一步油气勘探开发,基于野外露头、岩心以及全岩矿物,综合划分了石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组页岩岩相类型,并结合含气性、力学性质、孔隙度和渗透率测试等资料,明确了不同岩相类型下对储层发育特征的控制作用。研究结果表明:①海陆过渡相页岩以黏土类、硅质类和混合类为主,其中潮坪相以纹层状低有机质—混合页岩为主,潟湖相以纹层状高有机质—富黏土硅质页岩为主,三角洲相以块状低有机质—富硅质黏土质页岩为主;②海陆过渡相页岩开发潜力较好,有机碳含量中等(平均约2.26%),低孔隙度(约1.41%)低渗透率(约0.12 mD),含气量偏低(约1.23 m^(3)/t),具有低泊松比(约0.2)和高弹性模量特征(约22 GPa);③含气性和物性综合分析优势岩相为高有机质—富硅质黏土质页岩、中有机质—富硅质黏土质页岩等,在潮坪相和潟湖相更为发育。结论认为,海陆过渡相沉积环境多变,岩相类型差异明显,应立足“优势环境—优势层段—优势岩相”的勘探开发思路,寻找地质和工程甜点叠合区段进行勘探部署,该认识可为海陆过渡相页岩气和煤系多层系天然气规模效益开发提供技术支撑,有助于实现非常规海陆过渡相页岩气科学开发。

中国海陆过渡相页岩气地质开发特征——以鄂尔多斯盆地东缘山西组和四川盆地龙潭组页岩气为例

中国海陆过渡相页岩气地质资源量19.8×10^(12)m^(3),勘探潜力巨大。本文以鄂尔多斯盆地山西组、四川盆地龙潭组海陆过渡相页岩为例,介绍中国典型海陆过渡相页岩气的地质与开发特征。海陆过渡相页岩气地质特征与海相页岩气存在显著差异,主要体现在:(1)海陆过渡相页岩纵横向稳定性及连续性差,优质页岩储层呈纵向多层分布;(2)海陆过渡相页岩脆性矿物含量低,黏土矿物以高岭石为主;(3)海陆过渡相页岩有机质主要为Ⅱ2-Ⅲ型,有机孔相对不发育;(4)中国海陆过渡相页岩埋深相对较浅,储层压力系数相对较低。海陆过渡相页岩直井及水平井试气结果证实海陆过渡相页岩气具有工业产能。目前,海陆过渡相页岩气勘探开发仍处于探索阶段,亟需建立完善的海陆过渡相页岩气地质理论与评价方法、攻关海陆过渡相页岩气高效钻井与储层改造技术、建立海陆过渡相页岩气高效开发技术政策。

鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探理论与技术研究新进展

鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气资源丰富,是国内油气增储上产的重要战略接替新领域。为了探索形成海陆过渡相页岩气相关理论,促进技术进步,基于充分调研国内外海陆过渡相页岩气研究进展的基础上,明确了盆地海陆过渡相页岩气规模勘探所面临的理论与技术挑战,并以盆地东缘大吉区块作为先导试验区,形成了海陆过渡相页岩气勘探理论与技术。研究结果表明:①建立了四级层序约束下的2类海陆过渡相页岩发育模式,即“暖干、贫氧、地貌、海侵”四元耦合的“双源”模式和“潮湿”气候下的“单源”模式;②建立了海陆过渡相页岩“早生烃—长周期”双源宽幅生烃演化模式,并估算了先导区试验区海陆过渡相页岩气资源量约9×10^(12)m^(3);③形成了基于测井反褶积理论的海陆过渡相页岩岩性组合与富有机质页岩识别方法(U—SP曲线重叠法),建立了岩性约束下的页岩储层物性、地化参数、含气性测井定量评价模型;④创建了海陆过渡相多岩性组合页岩气甜点地球物理评价及预测技术体系,实现了海陆过渡相页岩气富有机质页岩发育特征空间定量表征及预测。结论认为,研究成果实现了地质—地球物理多信息融合的页岩气甜点预测与综合评价,并优选出了4个I类有利区,有力支撑了先导试验区井位部署和先导试验方案的编制,推动了我国海陆过渡相页岩气的勘探开发进程,拓展了天然气勘探开发新领域,有利于保障国家能源安全。

不同岩相海陆过渡相页岩孔隙结构及控制因素——以鄂东缘地区山西组山23亚段为例

鄂尔多斯盆地东缘山西组山23亚段等海陆过渡相页岩是我国下步页岩气勘探重点目标,具有岩相类型多、横向变化快、资源潜力大等特点。通过氮气吸附、核磁共振、图像识别和有机显微组分鉴定等系统性分析,划分出5类岩相(硅质页岩相、硅质黏土质页岩相、钙质硅质页岩相、硅质钙质页岩相、黏土质页岩相),分别研究不同岩相孔隙结构,探讨其主控因素。结果表明:1)有机孔形态、连通性和发育程度在钙质硅质(或硅质钙质)页岩相中表现最优,无机孔、微裂缝在各岩相均较发育;2)微孔和小孔径介孔贡献了比表面积、总孔容的主体,大孔径介孔与宏孔的贡献也十分明显;3)TOC和成熟度对孔隙结构的控制作用不明显;4)硅质与硅质黏土质页岩相中有机显微组分为镜质组,有机孔形态、连通性、发育程度均较差,钙质硅质(或硅质钙质)页岩相、黏土质页岩相中可观察到腐泥组,是发育有机孔的有效组分,有效有机显微组分是控制山23亚段海陆过渡相页岩孔隙结构的重要因素。

基于岩石薄片图像的海陆过渡相页岩纹层识别方法及应用

岩石薄片图像是识别页岩纹层最直接、有效的手段之一。常规方法利用图像色彩分割技术识别页岩纹层,应用于纹层形态复杂多样的海陆过渡相页岩时,识别效果依赖于图像的局部特征,且受纹层形态影响大。针对上述问题,运用二维离散傅立叶变换将岩石薄片图像转换为频域图像,并结合主成分分析技术提取频域图像特征,建立页岩纹层结构发育程度的表征参数,从而提出了一种海陆过渡相页岩纹层结构识别方法。将该方法应用于研究区目的层段的岩石薄片图像分析中,应用结果表明:该方法相比常规方法更适用于复杂多样的海陆过渡相页岩地层,纹层识别符合率达到90%以上。该方法可为页岩结构分析和各向异性评价等工作提供有力支持。

柴达木盆地东部上石炭统海陆过渡相烃源岩生烃特征:来自天然气地球化学的证据

推进柴达木盆地东部(以下简称柴东地区)上石炭统油气勘探进程亟待明确其烃类地球化学特征、赋存状态及其生成过程。为此,通过天然气组分与碳同位素测试,探讨了柴东地区欧南凹陷2口关键井上石炭统天然气的成因与来源,在此基础上厘清了上石炭统海陆过渡相烃源岩生烃过程及烃类赋存状态。研究结果表明:①上石炭统天然气中烃类气平均含量为94.51%,非烃气平均含量为5.49%,干燥系数介于0.28~1.00,干气为主,湿气仅发育于上石炭统浅层,深层天然气干燥系数较高;②浅层气甲烷碳同位素明显偏轻,乙烷碳同位素和二氧化碳碳同位素分布范围大,低碳烷烃以腐泥型干酪根初次热解为主,早期产出的液态烃经微生物降解形成生物甲烷,高碳烷烃与原油裂解作用密切相关,腐殖型干酪根初步热解的煤成气多以吸附态形式赋存;③深层低碳烷烃为裂解反应较充分的原油裂解气混入部分煤型游离气,高碳烷烃可能与腐泥型干酪根二次活化裂解有关;④天然气中二氧化碳不仅存在干酪根热降解有机成因类型,也发育碳酸盐矿物化学反应释放的无机成因类型。结论认为,上石炭统烃源岩混合了海洋、陆地两种环境来源的生物有机质,海相腐泥型有机质因热化学活化能低而优先进入生烃门限生成液态烃及伴生油型湿气,原油裂解和陆相腐殖型干酪根生气在高成熟阶段逐步启动,在过成熟阶段2种生气机制的作用愈发突显,残余腐泥型干酪根也因高温条件发生二次活化裂解并生成少量高碳烷烃。

轨道周期约束下海-陆过渡相页岩层系高精度层序界面识别及其地质意义——以鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组2~3亚段为例

海-陆过渡相页岩气具有良好的勘探前景,但其产层多、单层厚度薄且岩相变化快等特点导致高精度层序地层格架构建难度大,而旋回地层学理论为高频旋回划分和对比提供了有效的手段。基于岩心分析测试及测井资料,结合高分辨率层序地层学及旋回地层学理论,厘定了鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组2^(3)亚段海-陆过渡相页岩层系高精度层序界面。运用山2^(3)亚段GR值、Th/U元素含量比值及总有机碳含量(TOC)数据序列,滤波输出记录在沉积物中的天文轨道参数,通过对山2^(3)亚段岩性、测井数据及地化元素分析数据进行划分,识别了四级层序界面,405 kyr长偏心率周期与四级层序耦合关系良好,山2^(3)亚段共划分为4个四级层序(PSQ1-4)。依据短偏心率与五级层序的对应关系,山2^(3)亚段共划分为12个五级层序(FSQ1—12)。在此基础之上,分析了轨道周期与高分辨率层序、海平面升降、沉积环境演化及岩相组合规律的耦合关系,长偏心率周期通过调节0.4 Myr尺度海平面变化控制沉积相演化,影响优势页岩储层段的发育;短偏心率周期通过调节0.1 Myr尺度海平面变化控制沉积亚相演化,影响页岩甜点层的发育。基于旋回地层学理论提出的页岩层系高精度地层划分与对比技术,能为精准识别优势页岩层段及水平井导向设计提供理论借鉴及技术支撑。

海陆过渡相优质页岩测井识别:以鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区山2段为例

鄂尔多斯盆地东南缘海陆过渡相地层矿物组成复杂,页岩与砂岩、煤等岩性频繁交互,岩性纵向变化快。由于常规测井曲线分辨率较低,且扩径现象普遍,导致海相页岩气评价中常用的岩性识别与优质页岩识别方法效果较差。首先利用反褶积技术提高自然伽马、无铀伽马和铀测井曲线分辨率,然后通过测井交会图组合图版分别识别海陆过渡相地层岩性和页岩岩相,进一步通过新提出的铀-自然电位曲线重叠法识别海陆过渡相优质页岩。结果表明:反褶积技术能有效提高自然伽马、无铀伽马和铀曲线分辨率,利用自然伽马-密度测井交会图识别海陆过渡相地层岩性效果较好;铀-无铀伽马交会图能进一步识别3种岩相页岩(钙质硅质页岩、硅质黏土质页岩和黏土质页岩);在海陆过渡相地层中,新提出的铀-自然电位重叠法比传统Δlog R法识别优质页岩效果更好。本研究可为海陆过渡相页岩气储层测井评价提供理论支持,提高优质页岩识别准确率。

川东南二叠系龙潭组海-陆过渡相页岩气甜点评价及意义

川东南二叠系龙潭组海-陆过渡相沉积是一套潜在的页岩气勘探领域,但目前面临勘探方向不清等问题。综合岩石学、有机地球化学和储层地质学,基于X射线衍射、有机岩石学分析、氩离子抛光扫描电镜、氦气孔隙度测试和联测实验等,分析了川东南地区S1井等重点井龙潭组9个小层中泥页岩有机地化、储层和含气性及其纵向变化特征,优选了页岩气富集的有利层段。研究结果表明,川东南地区龙潭组海-陆过渡相泥页岩沉积厚度大(TOC>2%的泥页岩累计厚度50.11 m)、黏土矿物含量高(平均值42.69%),以煤层、炭质页岩、泥页岩、粉砂质泥岩、含灰/灰质泥岩和泥质灰岩为主。泥页岩TOC均值为4.63%,孔隙度均值大于2.0%,且都具有煤>炭质页岩>泥页岩>粉砂质泥岩>含灰/灰质泥岩的变化趋势。有机质类型以Ⅲ型为主,Ro平均为2.07%,储层以黏土矿物孔和微裂缝为主。②—④小层、⑥小层和⑧小层的煤层和泥页岩组合具有“厚度大、有机质丰度高、孔隙度高和含气性好”的特征,是海-陆过渡相页岩气勘探的有利目标层段。

过渡相页岩储层纳米矿物孔隙的成因-形貌类型及系统分类——以太原西山古交矿区山西组页岩为例

以太原西山古交矿区山西组过渡相页岩代表性储层样品为例,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、X射线衍射、能谱测试以及图像数字化处理等技术手段,对过渡相页岩纳米尺度矿物孔隙的形貌特征、成因和类型进行系统观测,建立纳米尺度矿物孔隙的系统分类方案。结果表明:过渡相页岩储层纳米尺度矿物孔隙发育类型丰富,成因复杂,根据孔隙发育的矿物、空间位置和成因等,可以将储集空间进一步划分为脆性矿物孔隙、黏土矿物孔隙及其他矿物孔隙、微裂隙,主要呈现圆孔状、狭缝状、平直状以及曲折状等形貌特征。通过对成因-空间位置-形貌特征的系统对比,建立了过渡相页岩储层矿物纳米孔隙系统分类方案。应用图像数字化处理技术,获得各类孔隙类型的相对比例。对比表明,过渡相页岩不同类型矿物孔隙与海相页岩差异显著,对页岩储层的物性及非均质性影响显著。

南华北盆地海陆过渡相煤系页岩地质特征及可压性分析——以中牟区块太原组为例

为探究页岩可压裂性特征,以南华北盆地海陆过渡相煤系页岩为研究对象,利用钻井、测井、录井和实验测试数据开展太原组页岩储层地质特征和可压性综合研究。结果表明:(1)太原组页岩具有低孔、低渗、有机质丰度高、脆性好、杨氏模量高、泊松比中等、应力差异适中、天然裂缝较发育等特点,具备压裂形成复杂裂缝基础;(2)页岩、砂岩、灰岩的新脆性指数均不同程度降低,灰岩降幅最大,新方法可更合理地计算出页岩最真实的脆性特征;(3)Y2井太原组6号层下部到3号层上部(2862.32~2887.64m)页岩段可压性最好,CFI指数为45.26%~64.65%,平均56.44%,高于页岩可压性评价标准(>50%)。Y2井上述井段实施直井分段压裂改造,试气后获得3 614 m^(3)/d的稳定产气量,较邻井Y1井提高2倍,表明建立的可压性评价模型可有效指导压裂施工,具有较好的工程应用价值。

川西南部海陆过渡相TOC测井预测及烃源岩评价

【目的】四川盆地须家河组烃源岩是川西坳陷中的主力烃源岩层位,同时也是该地区致密气的主要来源。本文对四川盆地须家河组不同沉积环境中的烃源岩进行研究,以期对后续开发提供指导性意见。【方法】川西南地区须家河组不同沉积相烃源岩总有机碳含量(TOC)各异,基于烃源岩测井参数与TOC的相关关系,利用SPSS软件对多个测井参数进行多元线性回归。【结果】研究得出了须家河组不同沉积相烃源岩的测井参数-TOC计算模型。川西南地区烃源岩纵向集中在须一、须三、须四、须五及须六段地层中;陆相烃源岩TOC平均值含量高于过渡相烃源岩;过渡相烃源岩TOC由西向东逐渐降低直至消失;须一、须三、须四、须五及须六段烃源岩TOC由研究区中心向边缘递减。【结论】研究结果为研究区内的油气成藏及主控因素提供了明确的理论依据,具有较高的借鉴价值。

黔西北大方地区龙潭组海陆过渡相烃源岩特征及评价

黔西北大方地区龙潭组以泥页岩、煤层与砂岩交替互层发育为特点,具有典型的海陆过渡相特征。文章在剖面实测和样品采集的基础上,结合全岩和黏土矿物XRD分析、总有机碳(TOC)含量测定、岩石热解、干酪根显微组分及镜质体反射率(RO)等分析,对研究区龙潭组烃源岩发育特征进行了研究和评价。结果表明:(1)龙潭组矿物以黏土矿物为主,具有较强的吸附能力,但黏土矿物含量与石英含量呈明显的负相关关系(R>0.8),尤其是泥页岩中70%以上的黏土含量以及较低的脆性指数增加了压裂开发的难度。(2)龙潭组有机质丰度受岩性变化控制明显。煤层具有最高的TOC含量(平均值42.9%)和生烃潜量(平均值为2.68 mg/g),显示强大的煤层气生烃潜力;泥页岩生烃潜量均小于2 mg/g,但约有80%样品的TOC含量超过2%,页岩气资源潜力不及煤层气;粉砂岩生烃潜力最差,生烃潜量平均值为0.13 mg/g,TOC含量为1.4%~5.6%,显示一定的致密气潜力。(3)龙潭组有机显微组以壳质组和镜质组占主导,干酪根以Ⅲ型为主,Ⅱ2型为辅,热演化程度高,处于高-过成熟的生干气阶段。(4)煤层更为发育的龙潭组中段是大方地区煤层气、页岩气和致密砂岩气联合勘探的有利层段。

海陆过渡相页岩气层系元素地球化学特征及沉积环境演化——以通许隆起西部下二叠统为例

河南省通许隆起二叠系广泛发育海陆过渡相页岩气层系,以往对其沉积环境的研究较少利用元素地球化学分析资料。本文以通许隆起西部下二叠统页岩气层系为研究对象,对其中24块样品进行元素地球化学测试,分岩性分析了其常量元素、微量元素和稀土元素特征,并优选特征元素含量及其比值等参数研究其沉积环境。结果表明:各岩性样品的元素特征有一定差异,自下而上页岩气层系的沉积环境呈周期性变化,其中太原组上部至山西组下部层段沉积时期,w(Zr)/w(Al)、w(Rb)/w(K)和w(Mn)/w(Ti)值反映沉积物质的搬运距离相对较远、沉积水体相对较深,w(Sr)/w(Cu)值和w(Rb)/w(Sr)值反映气候相对温暖潮湿,w(Sr)/w(Ba)值反映沉积环境为过渡相咸水淡水环境,w(U)/w(Th)、w(Ni)/w(Co)、w(V)/w(Sc)、δCe和δU表明其处于弱还原氧化沉积环境中,w(P)、w(P)/w(Ti)、w(Ba)和Ba XS综合反映古生产力较高。总体上,太原组上部至山西组下部黑色泥岩和碳质泥岩发育的沉积环境更有利于有机质的富集,是海陆过渡相页岩气勘探的有利层位。