川东红星地区中上二叠统页岩气勘探成果及方向展望

基于构造、岩心、测井等资料,采用电镜扫描、低温N_(2)吸附实验、高压压汞实验、盆地模拟等手段,系统分析了川东红星地区中上二叠统页岩的沉积演化、储层特征及页岩气富集模式,明确了勘探有利区,总结了勘探成果及意义。研究结果表明:(1)红星地区中上二叠统的沉积演化表现为:栖霞组—茅口组三段为开阔台地相;茅四段底部为台地-陆棚相,相带变化快,茅四段顶部为斜坡-陆棚相,地层被剥蚀、南厚北薄;吴家坪组一段(吴一段)底部为海陆过渡滨岸沼泽-潟湖相,吴一段顶部为台地-斜坡-陆棚相,斜坡-陆棚相带分布范围小、相变快;吴二段为斜坡-陆棚相沉积,从早至晚依次受控于古气候、火山活动和古气候、火山活动,沉积中—晚期古生产力较高,TOC均值大于8.00%。(2)研究区茅四段及吴二段陆棚相区发育2套优质页岩,具有“高有机碳-高灰质”的特征,富有机质页岩厚度分别为19 m和25 m,孔隙类型以有机孔为主,结构以微孔和介孔为主;富碳凝灰岩薄夹层混合质页岩岩相、高碳凝灰岩薄夹层硅质页岩为优质岩相,孔隙度分别为6.27%和6.43%,TOC值分别为10.11%和9.35%,含气饱和度分别为92.59%和91.81%,脆性指数分别为55.24%和61.19%,是地质和工程的双“甜点”段。(3)研究区二叠系广泛发育的层状藻为主要有机质来源;在侏罗纪主排烃期,其构造稳定、二叠系烃源岩排烃较少,中侏罗纪—早白垩纪早期为主生气期,构造活动较弱,页岩气的保存条件好,现今已完成生气过程,处于成熟—过成熟阶段,Ro值约2.1%,勘探潜力巨大。(4)建南、龙驹坝、三星区块为有利勘探区,其中建南区块潜力最大;茅四段(3)小层及吴二段(3)小层为优质层系的靶窗层段。

四川盆地上二叠统大隆组页岩储层特征及其控制因素

四川盆地开江-梁平海槽内上二叠统大隆组发育海相黑色页岩。近期LY1,DY1和HY1井在大隆组勘探发现高产页岩气,显示川北大隆组海相页岩气勘探潜力巨大,研究其页岩储层特征与控制因素具有非常重要的意义。以DY1井为研究对象,开展了大隆组页岩有机地球化学、脆性矿物含量、孔隙类型和孔隙结构等方面研究,探讨其储层特征与控制因素。结果表明:①大隆组黑色页岩为深水陆棚沉积,主要发育硅质页岩和混合质页岩岩相,脆性矿物含量高;②黑色页岩有机质丰度高,总有机碳含量(TOC)平均可达7.84%,有机质类型为Ⅱ_(1)-Ⅱ_(2)型,孔隙度较高,平均可达5.78%,储集空间以有机质孔为主,微孔峰值高;③热演化程度、有机质类型和丰度控制黑色页岩孔隙发育程度,碳酸盐矿物对孔隙发育起破坏作用。

川东红星地区吴家坪组与焦石坝地区龙马溪组页岩储层差异性分析及意义

四川盆地东部红星地区二叠系吴家坪组发育一套黑色富硅富碳页岩储层,目前已成为该地区页岩气领域重要的增储上产阵地。该套页岩储层与焦石坝地区龙马溪组含气页岩段下部①—③小层在沉积环境、页岩品质及含气性等方面具有较好的相似性,主要表现在二者均具备富碳、富硅、高含气的特点,但在后期开发过程中,吴家坪组页岩气层开发效果明显差于焦石坝地区龙马溪组页岩气层。为此,分析了2套页岩储层品质、含气性等方面差异性特征及其主要控制因素。吴家坪组页岩储层矿物组成具有硅质矿物含量低、碳酸盐矿物含量高的特征,有机碳含量高但成烃母质和有机质类型较差;孔隙结构表现为有机质孔隙和层理缝发育程度较低以及孔隙尺度偏小的特征,储层物性及含气性较焦石坝地区龙马溪组页岩储层略差。对比分析认为,沉积背景和沉积作用的差异导致2套页岩储层在岩矿、层理、成烃母质类型等原生品质上存在差异,这是2套储层在物性和含气性方面存在差异的物质基础;后续的构造保存条件等宏观地质条件的差异,导致2套储层在孔隙类型、孔隙尺度、孔隙度及含气性等方面存在较明显的差异。此外,探讨了2套储层差异性特征对其开发效果的影响,并针对2套页岩储层的差异性提出了相应的开发工程工艺技术对策。

川东北地区二叠系大隆组页岩储层特征及其主控因素

川东北地区二叠系大隆组发育一套海相优质页岩,页岩储层控制了页岩气的富集。以大隆组深水陆棚相页岩为研究对象,利用氩离子抛光扫描电镜、低温氮气吸附脱附法和高压压汞等测试资料,通过地球化学和矿物组成特征研究,与志留系龙马溪组、二叠系茅口组三段和吴家坪组二段等海相页岩储层进行差异性对比分析,提出了大隆组储层发育主控因素。研究结果表明:①深水陆棚相和盆地相区优质页岩发育,沿开江-梁平陆棚呈环带状分布,厚度介于20~35 m。川东北地区大隆组深水陆棚相页岩发育混合硅质页岩相和含灰硅质页岩相。南江地区深水陆棚相页岩厚度介于20~30 m,以混合硅质页岩相为主;在普光地区深水陆棚相页岩厚度相对较大,介于30~35 m,以含灰硅质页岩相为主;而靠近陆棚中间位置深水陆棚相页岩厚度略有减薄,在20 m左右,以硅质页岩相为主。②大隆组页岩储层具有“高碳、高脆、高孔、高含气”的“四高”特征。页岩为有机质发育的孔隙型储层,总体具有高孔-特低渗、微孔占比高和孔隙连通性较好的特征。③沉积环境控制了大隆组页岩储层孔隙发育程度及类型,流体超压使孔隙后期得以保存。④相比其他层系,海相页岩储层大隆组岩性组合以灰黑色硅质页岩夹薄层泥质灰岩为主,纵向灰岩夹层多,岩性非均质性强。不同层系页岩主要储集空间总体相似,均以有机质孔为主,但大隆组储层龙马溪组页岩储层孔隙度较其他层系页岩总体偏低。

川东北地区二叠系大隆组深层页岩气储层孔隙结构及其分形特征

页岩储层特性是影响页岩气富集和开采的关键因素之一。四川盆地北部发育的上二叠统大隆组是重要的海相优质烃源岩,而针对川东北地区大隆组页岩储层的研究还有待深入。以川东北地区大隆组深层页岩为研究对象,利用高分辨率场发射扫描电镜、二氧化碳吸附、氮吸附及高压压汞等技术,开展大隆组深层页岩储层不同孔径孔隙结构的定性—定量研究,并运用基于二氧化碳吸附的V-S模型、氮吸附的FHH模型和高压压汞的分形几何模型对不同孔径的孔隙进行分形拟合,表征页岩孔隙结构的复杂程度和非均质性特征。结果表明,川东北地区大隆组深层页岩储层发育丰富的纳米级有机孔和少量的无机孔,有机孔发育特征随有机质显微组分不同和分布形式差异而显示强的非均质性。大隆组深层页岩孔隙结构与龙马溪组深层页岩相似,以介孔和微孔为主,占总孔体积的90%以上;页岩孔隙结构主要受有机质丰度的影响。分形特征研究结果显示,深层页岩宏孔非均质性强于介孔和微孔。其原因可能为深层页岩微孔孔径较小,分布集中,成因单一,受成岩作用影响较小,孔隙结构较为简单,具有较小分形维数;而宏孔孔径较大,分布范围较广,成因多样,易受成岩作用影响,表现出强非均质性。深层页岩微孔—介孔因其丰富的储集空间和较强的自相似性,有利于页岩气的赋存、渗流和开采。

四川盆地红星地区二叠系页岩岩相及其微观孔隙结构特征

四川盆地红星地区二叠系是页岩气勘探的重要接替领域,目前整体勘探程度低,页岩岩相类型不清、储层微观孔隙结构特征不明。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、总有机碳(total organic carbon,TOC)和低温氮气吸附实验等技术手段,明确了二叠系茅口组四段-吴家坪组页岩岩相类型及其微观孔隙结构特征,探讨了优质储层主控因素。结果表明:①红星地区二叠系页岩发育高碳高硅类、高碳低硅类、低碳高硅类、高黏土类和灰质混合类共5种岩相类型;②高碳高硅类岩相储集特征以微孔-小孔为主,高碳低硅类页岩储集特征以微孔为主,低碳高硅类页岩储集特征以小孔-中孔为主,高黏土类页岩储集特征以中孔-大孔为主;灰质混合类页岩储集特征以大孔为主;③高碳高硅类岩相孔隙度、孔体积和比表面积最大,其次为高碳低硅类、高黏土类和低碳高硅类,灰质混合类岩相最小;④微孔主要受有机质含量控制,微孔体积与有机质含量成正比,小孔体积与长英质矿物含量成正比,中孔体积与黏土矿物含量成正比,大孔基本不发育;⑤综合岩相发育占比和储集特征认为,高碳高硅类和高碳低硅类岩相是最优质的岩相类型,高黏土类和低碳高硅类次之,灰质混合类相对最差。

鄂西—渝东地区上二叠统大隆组页岩气富集条件与勘探有利区

近年来,鄂西—渝东地区多口井在二叠系大隆组获得页岩气重要发现和工业气流,展现出新层系海相页岩气良好的勘探开发前景,深化其地质认识对于指导下一步页岩气勘探具有重要意义。为此,基于岩心观察、薄片及扫描电镜观察、测/录井和有机地球化学数据分析,系统研究了该地区页岩沉积特征、储层特征、有机地球化学特征、含气性和保存条件,明确了大隆组海相页岩气勘探有利区。研究结果表明:①晚二叠世大隆期,该区发育深水台盆相沉积,富有机质页岩发育厚度10~60 m,现今埋深具有盆内埋深大、盆外埋深浅的特征;②大隆组自下而上划分为3段,一段以硅质页岩为主,二段岩性较为复杂,三段以混合质页岩为主,测井响应上表现为高自然伽马、高补偿中子、高声波时差、低电阻率、低密度、电阻率向底部逐渐降低的“三高两低一降”特征;③大隆组页岩脆性矿物以石英和方解石为主,平均值分别为40.58%和23.76%,储集空间分为孔隙(有机质孔、矿物颗粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔)和裂缝(矿物层间缝、有机质与矿物间缝、有机质内裂缝)2大类7种类型,以有机质孔为主,孔径分布呈现“四峰”特征,孔体积集中介于1~10 nm和500~5000 nm两个孔径区间;④大隆组有机质丰度高、储层非均质性强、热演化程度高、有机质类型以Ⅱ1型为主、Ⅱ2型为辅,有机质孔发育;⑤大隆组页岩具有较高的含气量,良好的顶底板条件发挥了重要的封闭作用;盆内受构造抬升剥蚀和断裂影响小,保存条件整体较好,盆外残留向斜核部保存条件较好。结论认为:①大隆组是四川盆地页岩气勘探的新领域,在盆地内发育5个勘探有利区,面积合计5500 km^(2),可加快勘探评价节奏;②在盆外发育7个勘探有利区,面积合计6700 km^(2),应优选残留面积大的有利区开展风险勘探,寻找新的突破和发现。

二叠系大隆组——一个页岩气勘探开发新层系

在百年未有之大变局的新形势下,我国能源发展面临复杂形势和严峻挑战,既要加快推进能源低碳转型实现碳中和目标,又要牢牢守住能源安全底线,这就迫切需要立足国内加大清洁能源勘探开发力度。近10年来,页岩气作为一种低碳清洁能源,成为世界天然气产量增长的主体,深刻改变了全球能源供给格局(赵文智等,2020;邹才能等,2022)。

基于页岩脆性的电性特征差异性研究——以川东吴家坪组页岩为例

页岩脆性是评价页岩气资源潜力的重要指标,岩石电学属性可为电磁法勘探提供理论支撑,现有研究较少关注页岩脆性与岩石电学属性的关系。为明确不同脆性页岩电性特征,选取川东上二叠统吴家坪组页岩样品,综合运用扫描电镜、TOC测试、X衍射全岩分析、孔隙度及复电阻率测试等实验,探究页岩脆性与电性特征,在导电与极化影响因素分析的基础上,进一步探讨不同脆性页岩电性特征差异的内因。结果表明:低脆性页岩具有高黏土含量、低孔隙度特征;而高脆性页岩呈现高石英含量、高孔隙度特征,其石英类型以生物成因为主,生物成因石英对页岩脆性具有较大贡献。电阻率受页岩中黄铁矿含量及有机质孔隙影响,极化率主要受黄铁矿含量影响。在强压实作用下,低脆性页岩中孔隙被破坏,孔隙中离子移动受阻,黄铁矿含量低,进而表现出高阻、低极化特征;而高脆性页岩中高含量有机碳为有机质孔发育提供充足物质基础,生物石英骨架为孔隙保存提供有利条件,促进孔隙中导电离子移动,且黄铁矿含量高,从而呈现低阻、高极化特征。采用电性参数回归模型可较好地评价页岩的脆性特征。研究结果可为页岩储层脆性评价提供电学依据。

川北地区大隆组页岩储层特征及勘探潜力

以川北地区朝天关口村大隆组典型野外剖面及邻区其他剖面为例,通过野外剖面观察、岩石薄片和微体古生物化石薄片观察鉴定等方法,分析其垂向及平面的岩相及沉积相展布及变化,结合区内已有钻井、地球化学主微量元素、总有机碳(TOC)、物性及微孔隙等参数来探讨其页岩的勘探潜力。研究结果表明:(1)大隆组地层纵向上自上而下发育一套灰色硅质灰岩、灰黑色灰质页岩、灰黑色碳质页岩、泥岩组合,其中大隆组二段硅质灰岩和泥质灰岩中含有大量的菊石、牙形石、放射虫化石,大隆组一段碳质页岩和钙质页岩中则含有少量有孔虫、介形虫、双壳类、腹足类以及腕足等化石;(2)大隆组页岩沉积环境属于缺氧—贫氧咸水环境,利于有机质的保存与富集;(3)大隆组页岩有机质类型为Ⅱ1型、有机质丰度高,处于成熟—高成熟演化阶段,孔隙主要发育粒间孔、粒内孔与有机质孔,大隆组二段黑色页岩孔隙度较高,脆性矿物质量占比高,页岩可压裂性好,具有良好的页岩气富集成藏地质条件。综上分析认为,川北地区大隆组页岩整体具有较好的页岩气资源潜力,可作为下一步页岩气勘探的后备层位。

川东北二叠系海相页岩硅质矿物成因机理

海相页岩中硅质矿物含量及成因往往与有机质丰度和可改造性存在密切关系。为揭示研究区二叠系海相页岩硅质矿物赋存特征及物质来源,对野外露头和钻井样品开展了系统的岩石学与元素地球化学分析,利用岩石薄片、扫描电镜、能谱分析、主量元素、微量元素等对吴家坪组-大隆组页岩中的石英赋存特征和成因进行深入解剖,认为:①硅质矿物主要包括4种赋存状态,即碎屑石英、石英胶结物、硅质生屑及石英脉体,硅质矿物来源为火山喷发-陆源物质输入、生物成因、深部热液成因三类;②硅质页岩主要沉积于拉张性海槽地堑区,吴三段及其他层段的Al、Ti和Th的含量低于上地壳,且吴一、二段和大隆组的碎屑石英为陆源输入成因,Al-Fe-Mn和Zn-Ni-Co三角图中吴家坪组-大隆组页岩样品落在生物成因和热液成因区,表明石英胶结物和石英脉体为生物及热液成因,且硅质矿物及水体营养化与有机质富集具有耦合关系。

鄂西地区二叠系大隆组含气页岩岩相类型及储层特征

为研究鄂西地区上二叠统大隆组含气页岩岩相类型和储层特征,本文以鄂西地区恩施市恩地2井钻井岩心为研究对象,利用X-射线衍射全岩矿物分析(XRD)、总有机碳(TOC)质量分数测定、镜质体反射率(R_(o))测定、干酪根镜检、场发射扫描电镜(FE-SEM)观察、CO_(2)和N2吸附实验、页岩含气量测定、微量元素测定等方法开展精细研究。结果显示:鄂西地区二叠系大隆组主要发育的岩相类型包括硅质岩相、黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相,其中黏土质硅质岩相是大隆组有机碳质量分数最高的岩相类型;大隆组页岩孔隙类型多样,微孔和介孔贡献了页岩主要的孔隙体积和孔比表面积;高有机碳和高黏土矿物有利于页岩气的聚集和页岩中微小孔隙(孔径<50 nm)系统的建立,微孔和介孔中的吸附气是总含气量的重要组成部分。以含气量和有机碳质量分数为指标建立鄂西二叠系大隆组页岩评价标准,黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相为Ⅱ_(1)类优势岩相类型,硅质岩为Ⅱ_(2)类页岩气优势岩相类型,恩地2井1 241.0~1 250.4 m井段为页岩气“甜点段”。页岩微量元素和有机碳质量分数关系表明大隆组高有机质含量是高古生产力和水体还原环境的共同结果,其中高古生产力是有机质富集的主要原因。

复杂构造区大隆组页岩裂缝特征及对含气性的影响——以鄂西鹤峰地区为例

鄂西地区二叠系大隆组页岩气勘探潜力大,而复杂构造背景的裂缝发育特征对页岩气富集及保存具有重要影响。利用鹤峰地区已钻井的岩心及测井资料,系统对比各钻井大隆组页岩裂缝类型及特征参数的差异,探讨裂缝的发育特征、主控因素及其对页岩含气性的影响。结果表明,鹤峰地区大隆组页岩裂缝类型丰富,发育剪切缝、张裂缝、剪张复合缝和网状缝等类型,且不同构造位置的单井裂缝类型差异大;裂缝发育控制因素为构造和岩性,当构造相对平稳时,脆性矿物含量高时裂缝更为发育,而当断层发育时,裂缝发育程度与离断层距离呈反比关系;裂缝对于大隆组页岩气保存具有双重影响,构造不稳定区域的裂缝对页岩气保存起破坏作用,构造相对稳定区域的裂缝在物质基础较差时有一定的扩展储集空间的能力,而在物质基础较好时直接成为逸失通道。

川东红星地区吴家坪组富有机质页岩特征与发育控制因素

川东红星地区上二叠统吴家坪组海相富有机质页岩是四川盆地页岩气勘探的重要接替领域,目前已取得勘探突破,但如何实现规模增储、效益开发亟待攻关。基于岩石学、地球化学和含气性等测试分析资料研究了川东红星地区吴家坪组页岩源、储品质特征,探讨了优质储层发育控制因素。结果表明:吴家坪组页岩有机质类型较好,以Ⅱ1型干酪根为主,具有高TOC含量、高碳酸盐含量和高含气量的特征。页岩w(TOC)普遍介于1%~11%之间,均值6.89%;岩性以硅质页岩和混合页岩为主,其次为灰质页岩,整体脆性矿物含量较高;储层有机质孔发育且物性较好,孔隙度普遍介于2%~5%之间,均值3.1%。研究区富有机质页岩的分布明显受沉积环境的控制,火山活动、古气候以及古生产力共同影响了页岩中有机质的富集与分布。

川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践

川东红星地区二叠系吴家坪组富含优质页岩,多口钻井获得高产工业气流,是江汉油田天然气产能的重要接替区块,但由于该区构造、岩性复杂,目的层埋藏深,储层薄产状起伏大等因素,造成井漏、井垮等复杂情况多发,机械钻速低、钻井周期长,优质储层钻遇率难以保证等钻井问题,严重制约了效益开发。通过前期资料总结,分析了钻井难点,开展钻井工程优化设计,优选关键破岩工具,优化钻井液密度及封堵性能,形成了“三开次”井身结构、“异形齿PDC、混合钻头+大扭矩等壁厚螺杆+强化参数钻井”、旋转控制头简易控压、低密度强封堵“漏垮同治”钻井液工艺,建立了“垂深预测、分段控斜、五图一表”地质工程一体化导向技术,提出了下步优化方向。现场应用表明:(1)“三开次”井身结构满足红星地区安全成井需求,为钻井提速奠定了基础,高性能PDC强化参数钻井,各开次机械钻速显著提升,二叠系地层三开造斜段钻速提高15%,水平段提高22%;(2)降密度、纳米封堵钻井液技术有效降低复杂处理次数及时间,复杂时效相比前期实施井减少20.5%;(3)优质储层穿行率大幅提升至93.27%,相比前期提升19.85%。

川东地区二叠系吴家坪组页岩中黄铁矿形态及其对大洋缺氧事件的指示意义

通过川东地区二叠系吴家坪组页岩样品镜下薄片鉴定、X射线衍射分析、主微量元素测试等,对川东地区二叠系吴家坪组页岩中黄铁矿特征及缺氧事件进行了研究。研究结果表明:(1)川东地区吴家坪组页岩中矿物成分较为复杂,富含黏土矿物,黄铁矿发育,岩相主要划分为钙质硅质混合页岩、硅质页岩、黏土质页岩;(2)氧化-还原环境敏感参数U/Th,Ni/Co及V/Cr值指示研究区吴家坪组页岩的沉积环境整体为贫氧环境,并且在纵向上自下而上呈现由氧化环境向缺氧环境过渡的特征;(3)研究区页岩中草莓状黄铁矿的粒径为5.18~10.75μm,且在纵向上自下而上呈现逐渐变小的特征,这种粒径上的变化特征可视为其对二叠纪晚期大洋缺氧事件的响应;(4)由峨眉山玄武岩喷发所导致的缺氧事件涉及茅口组沉积晚期—吴家坪组沉积期—大隆/长兴组沉积期,自峨眉山玄武岩喷发开始,CO_(2)不断溶于水体,浮游生物大量增长,水中含氧量持续下降,至大隆/长兴组沉积时期川东地区水体已完全处于缺氧甚至硫化环境。

四川盆地北部大隆组页岩气地质条件及勘探潜力

以最新钻井LB1井、7个野外露头剖面及部分老井资料为依托,探讨了四川盆地北部大隆组优质页岩的平面及纵向展布规律,认为优质页岩的展布受沉积相控制,呈NW—SE走向。在广元—旺苍地区发育盆地相,泥页岩厚度较小(10~20 m);盆地相两边发育深水陆棚相,泥页岩厚度较大(20~45 m);外围依次发育浅水陆棚或斜坡相,泥页岩厚度逐渐变小(0~15 m)。从斜坡相到陆棚相,再到盆地相,呈现出灰质逐步减少,硅质含量逐渐增加的特征,泥页岩厚度呈先大(深水陆棚相)后小(盆地)的趋势。另外,对LB1井地化特征、储层微观特征开展研究,并与已突破的焦石坝、丁山、东溪地区志留系页岩对比,分析认为,四川盆地北部大隆组优质页岩具有高有机碳、高含气量、有机质类型好、成熟度适中及可压性好等特点。根据高有机碳的特点,认为无定形体有机质的广泛发育是高有机碳含量的基础,缺氧硫化环境是保存的关键。根据高含气量的特点,认为含气性和比表面积具有较好的相关性,而对比表面积贡献较大的主要是有机质含量。最后评价了中国石化矿权内大隆组勘探潜力,认为资源量较大,值得进一步开展工作。

下扬子地区无为凹陷上二叠统大隆组页岩气有利区优选

下扬子无为凹陷上二叠统大隆组广泛发育暗色页岩,页岩气资源潜力大,但该地区勘探程度较低,且未取得突破性进展,需进一步圈定页岩气有利区,为下一步勘探指引方向。基于当前钻井及露头相关资料,以大隆组页岩厚度、有机质丰度、有机质成熟度为主要参考因素,优选无为凹陷页岩气勘探有利区。研究发现,无为—和县地区大隆组页岩厚度普遍大于40m;有机质丰度在2.0%至12%之间,平均值大于6.0%;有机质成熟度在1.0%~3.0%,大部分区域在2.0%~3.0%;且埋深适中,地表条件简单,可作为无为凹陷页岩气勘探的有利区。

下扬子地区望江拗陷上二叠统大隆组——吴家坪组富有机质页岩元素特征及古环境意义

下扬子地区上二叠统大隆组—吴家坪组富有机质页岩是一套重要的烃源岩,是中国页岩气调查的重点层位。页岩的形成条件和发育模式与古沉积环境关系紧密。为此,对下扬子地区望江拗陷上二叠统大隆组—吴家坪组典型页岩样品进行了元素分析,恢复了页岩沉积环境的古气候、古水深、古盐度、古生产力、氧化还原特征。研究结果表明:(1)大隆组硅质页岩V/(V+Ni)均值为0.47,Sr/Ba均值为303.4,Sr/Cu均值为5.83,Rb/K均值为0.022,指示研究区大隆组硅质页岩沉积期为较为温暖湿润的气候,水体环境为咸水、弱氧化环境,古水深总体较深,分析大隆组硅质页岩主要发育在深水陆棚相环境,具备较高的古生产力,并有利于有机质的保存,为页岩气勘探有利层位。(2)吴家坪组炭质页岩V/(V+Ni)均值为0.80,Sr/Ba均值为343.6,Sr/Cu均值为9.83,Rb/K均值为0.0092,指示研究区吴家坪组炭质页岩沉积期为偏干旱气候,水体为咸水、还原环境,古水深较浅,分析吴家坪组炭质页岩沉积环境为滨海沼泽相环境,古生产力较低,有机质保存条件较差,导致有机质含量偏低。

川东地区上二叠统龙潭组泥页岩基本特征及页岩气勘探潜力

四川盆地晚二叠世龙潭期沉积相类型多样,为落实不同沉积相带的页岩气勘探潜力,针对不同相带典型井开展了系统的页岩气形成条件分析,四川盆地晚二叠世龙潭期富有机质页岩主要发育在潮坪—潟湖相和陆棚相,其中潮坪—潟湖相泥页岩分布在资阳—永川—綦江一带,岩性组合复杂,泥岩、页岩、泥质碳酸盐岩不等厚互层,煤层全段均有发育,具有“高TOC、高黏土、高孔隙度、高含气量”的四高特征,有机质类型主体为Ⅲ型;浅水混积陆棚相龙潭组分布在广安—长寿—南川一带,煤层减少,灰质增加,龙潭组二段煤层基本不发育,有机质类型为Ⅱ_(2)-Ⅱ_(1)型,具有厚度稳定、TOC中等、脆性矿物含量高、有机孔发育的特点,气测普遍活跃;深水陆棚相上二叠统吴家坪组分布在石柱—万县以及广元—梁平一带,煤层仅在吴家坪组底部发育,吴家坪组二段以硅质页岩、泥岩为主,具有“高TOC、高脆性矿物含量、高孔隙度、高含气量、高含气饱和度”等五高特征,有机质类型为Ⅱ1型,有机质孔普见,是目前二叠系页岩气勘探开发的主力层系。