黔西南地区龙潭组页岩气储层特征
钟方德
【摘要】随着南方海相页岩气开发的突破,黔西南地区煤系泥页岩研究工作迫在眉睫.通过系统实验测试分析,以黔西南地区二叠系龙潭组页岩为主要研究目标,对该区页岩气成藏条件进行分析研究.结果表明,黔西南地区龙潭组含煤地层自北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积,其内发育多段富含有机质泥页岩.有机质丰度相对较高,为0.60％～22.30％,平均4.37％;储层矿物成分以黏土矿物为主,为9.83％～ 95.23％,平均48.56％;等温吸附测试结果显示,龙潭组泥页岩最大吸附量为6.13m3/t,含气潜力好.综上所示,基于黔西南地区泥页岩储层特征并结合构造保存条件分析,认为关岭岗乌—花江、普安地瓜—青山、兴仁巴铃—安龙龙山为页岩气成藏的有利区.本研究成果同时也可为中国南方地区龙潭组页岩气勘探提供借鉴.【期刊名称】《中国煤炭地质》
【年(卷),期】2018(030)002
【总页数】6页(P39-43,49)
【关键词】页岩气;储层;龙潭组;黔西南
【作者】钟方德
【作者单位】贵州煤矿地质工程咨询与地质环境监测中心,贵阳55006
【正文语种】中文
【中图分类】P618.13
0 引言
经过几年的探索，研究和勘探人员已对我国南方海相页岩气成藏机理有了基本认识并取得了勘探成果，在重庆涪陵焦石坝区块获得很好的工业气流，步入了初步的商业化开发阶段[1]。贵州地区页岩气的研究同时取得阶段性进展，在海相牛蹄塘组
和龙马溪组取得重大发现[2]。煤系页岩气作为页岩气的主要类型之一，存在较好
的聚集成藏潜力[3]，具有很好的开发前景，但海陆过渡相页岩气的研究勘探工作
仍有待深入推进。本文以黔西北地区海陆过渡相龙潭组泥页岩为研究对象，在充分分析其储层特征基础上，结合页岩气成藏地质条件，以期为该研究区勘探工作提供理论依据。
1 地质概况
研究区褶皱、断裂构造较为发育，褶皱总体上以NW向展布为主，NE向、WE向、SN向褶皱也有发育；主要以隔档式褶皱为主，背斜狭窄紧陡，向斜宽阔舒缓，亦可见隔槽式褶皱。区内断裂较褶皱更为发育，总体上以NE向和NW向展布为主，主要为走向断层，各处断层发育程度很不均一，在多期构造运动的影响下，分支小断层十分发育，断裂数量虽多，但深大断裂不多(图1)。
图1 黔西南地区构造地质图Figure 1 Structural map of southwestern Guizhou 研究区内大面积出露的地层主要为三叠系、二叠系和石炭系，其中三叠系出露面积占黔西南地区的1/2左右，其它地层分布有限，有的只在局部地区零星出露。区
内普遍缺失上志留统、下泥盆统及白垩系。
2 龙潭组泥页岩储层分布特征
2.1 泥页岩沉积环境和展布
龙潭组沉积相自北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积。根据沉积相控油气作用理论，黔西南龙潭组煤系因中心部位物源补给充足，有利于油气富集成
藏[4]。龙潭组埋深小(3 000m以浅)的区域，主要分布在盘县—兴仁—贞丰—望谟一线北部，以及黔西南州苞谷地背斜和滥木厂背斜等地。埋深大(3 000m以深)的
区域，主要分布在黔西南州晴隆向斜、龙头山向斜轴部附近，以及兴义和望谟南部地区；兴义仓更附近，埋深最大约5 000m。上二叠统龙潭组富有机质页岩主要分布在黔西南地区中部，泥页岩沉积厚度20～55m，泥页岩沉积厚度>30m的区域，主要位于晴隆、紫云一带。
2.2 源岩有机地化特征
当其他条件一定时，有机质丰度(TOC)越高表明页岩气成藏潜力越大[4]。黔西南地区通过对研究区34块地表露头样品和113块岩心样品的有机碳含量进行测试，测得有机碳含量在0.60%～22.30%，平均4.37%，普遍大于2.00%，有43.54%的样品有机碳含量在2.00%～4.00%，35.37%的样品有机碳含量大于4.00%，表明上二叠统龙潭组富有机质页岩的有机碳丰度较高，满足页岩气成藏需求(图2)。研
究区龙潭组富有机质页岩的演化程度总体较高，有机质成熟度在0.86%～2.91%，平均2.03%，样品成熟度在2.00%～3.00%的占到65.52%。龙潭组页岩干酪根
碳同位素值δ13C分布在-35.8‰～-27.9‰，平均-33.3‰，干酪根类型以Ⅰ型
为主。
图2 上二叠统龙潭组主要样品点有机碳含量Figure 2 Organic carbon content
of main sampling points in upper Permian Longtan Formation
综合上述分析可知，黔西南龙潭组泥页岩TOC含量较高，有机质处于成熟-高成熟阶段，进入生烃阶段即能生成大量的天然气，生气能力强。
2.3 页岩气储层特征
2.3.1 矿物组成
龙潭组岩性主要为灰黑色泥页岩、砂质泥岩夹灰色砂岩、泥质灰岩和煤层。根据泥页岩样品测试结果：石英含量4.77%～88.47%，平均32.97%；长石含量0～
17.67%，平均4.32%，以斜长石为主；碳酸盐岩含量0～25.00%，平均2.99%；铁矿物含量0～30.72%，平均11.12%，以黄铁矿为主，次为菱铁矿(图3)；黏土矿物含量9.83%～95.23%，平均48.56%。黏土矿物中非晶质含量较高，平均含
量36.14%，结晶体中以伊蒙混层、伊利石为主，高岭石次之，绿泥石和蒙脱石含量较少(图4)，高岭石含量是煤系页岩中特有的主要原因推测为当时海陆交互相含
煤地层中含丰富的有机酸，使古水介质呈酸性，有利于高岭石的形成和保存[5]。
图3 龙潭组页岩矿物成分Figure 3 Longtan Formation shale mineral components
图4 龙潭组页岩黏土矿物含量分布Figure 4 Longtan Formation shale clay mineral content distributions
泥页岩的脆性指数是反映储层可压裂性的重要指标。将黔西南地区龙潭组泥页岩脆性指数(脆性指数=石英含量/(石英含量+碳酸盐岩含量+黏土含量)×100%)与美国
三大页岩气产区[6]及重庆礁石坝页岩气产区[1]泥页岩脆性指数对比，显示该研究
区脆性指数均大于35%，黔西南龙潭组脆性指数平均为45%，显示出该区页岩气开发具有良好的可压裂性。
2.3.2 孔裂隙发育特征
(1)扫描电镜下孔裂隙特征。运用扫描电镜对泥页岩孔裂隙特征进行分析(图5)，表明泥页岩发育多种类型孔裂隙。有机质孔、黏土矿物粒间孔、层间孔是泥页岩中最常见的孔隙类型，孔径多在1～3 μm，少量可达到几百纳米，是页岩气的富集的
主要空间。此外矿物之间的粒间孔溶蚀孔的发育程度也较高。微裂缝的发育也比较明显，缝宽1～3 μm，长约几十微米(图5)。微裂缝不仅为页岩气提供有利的赋存空间，且对于连通孔隙和气体渗流都具有非常重要的意义。
(2)孔隙结构。黔西南地区兴页1井10件岩心样品测试结果表明，龙潭组富有机
质页岩BET比表面积分布在6.836～33.541m2/g，平均15.683m2/g，变化范围
较大；孔隙体积在0.009～0.039ml/g，平均0.019ml/g；孔隙直径在3.451～
3.662nm，平均3.575nm，主要为中孔体积。较高的比表面积能够吸附更多的甲烷，有利于页岩气的富集[7]。
兴页1井岩心样压汞实验资料显示(图6)排驱压力Pd在2.56～5.12MPa，平均4.27MPa；孔喉半径平均值分布在71.68～127.51nm，平均90.29nm；退出效
率稳定，分布在12.29%～13.75%，平均13.00%。
图5 扫描电镜下龙潭组孔隙特征Figure 5 Longtan Formation pore features under SEM
图6 龙潭组页岩毛细管压力曲线Figure 6 Longtan Formation shale capillary pressure curves
根据兴页1井18件岩心样品和普安地瓜2706孔3件岩心样品测试资料分析，龙潭组富有机质页岩密度在1.85～2.51g/cm3，平均2.20g/cm3；孔隙度分布在
0.13%～3.15%，平均1.18%，孔隙度低；渗透率在0.000 8～0.263 5mD，平均0.029 1mD，渗透率特低。孔隙度与渗透率呈微弱的相关性。此外，龙潭组宏观
裂缝较发育，主要为构造裂缝和成岩层间裂缝。裂缝以高角度裂隙为主，少量低角度裂缝，局部见高角度裂缝相切。裂缝大多被方解石充填，偶尔有少量黄铁矿。微裂缝不仅是页岩气赋存的空间，而且有利于页岩气的运移，特别是在压裂时起到沟通宏孔和中孔的微通道作用。
2.4 页岩含气性
基于等温吸附测试实验结果，获得龙潭组页岩气储层样品的吸附曲线特征：样品的最大吸附量为6.13m3/t，兰氏压力为1.71MPa，最大吸附量为6.13m3/t(图7)，表明龙潭组泥页岩吸附甲烷能力强，泥页岩的吸附能力较好。此外对兴页1井、
普安地瓜某孔的现场解析数据分析，龙潭组富有机质页岩含气量为0.8m3/t～
5.1m3/t，平均2.4m3/t。
图7 兴页1井上二叠统龙潭组黑色页岩等温吸附曲线Figure 7 Upper Permian Longtan Formation black shale isothermal adsorption curves in well XY No.1
3 构造对页岩气保存影响
黔西南地区上二叠统龙潭组构造演化历经海西-印支、燕山、喜山三次大的构造运动，对研究区页岩气的保存条件产生重大影响。早、晚二叠世之交发生的东吴运动致使全区整体隆起，局部地区剥蚀强烈，该区西部有强烈的玄武岩喷发和辉绿岩侵入，对晚古生代页岩保存具有一定影响。印支运动早期区域性海侵、地壳沉降，三叠系快速沉积，晚古生代页岩地层埋深增大，达到生烃门限。印支运动后期地壳抬升，海水向西南方向退出，研究区结束了海相沉积历史。该期运动对晚古生代页岩地层的二次生烃起到至关重要的作用，对晚古生代页岩保存影响较小。
燕山-喜山运动是影响页岩气保存的重要构造运动。构造褶皱致使晚古生代以上地
层大面积剥蚀，仅在复向斜中保留了三叠系及其以下地层，并形成多条北东向和北西向深大断裂。深大断裂将原本深埋地下的页岩气系统与地表相连通，形成开放系统，导致局部页岩气散失，不利于页岩气保存。但局部构造在断裂影响下，尤其在紧闭向斜区形成网状裂缝，对于页岩气储集和开采都具有积极的贡献。
4 有利区预测
基于相关文献分析，页岩气的成藏富集取决于以下因素：有机质含量和成熟度、泥页岩厚度和埋深、矿物成分、含气量、孔裂隙的发育程度等[8]。依据页岩气成藏
的关键性指标，采用沉积厚度、有机质丰度、构造发育程度等综合信息叠合法对研究区有利区进行预测，在上二叠统龙潭组优选出3个页岩气发育的有利区，分别
为关岭岗乌—花江有利区、普安地瓜—青山有利区、兴仁巴铃—安龙龙山有利区，3个有利区面积为2 843.17km2(图8)。
图8 黔西南页岩气有利区Figure 8 Shale gas favorable areas in southwestern
Guizhou
5 结论
(1)黔西南地区龙潭组含煤地层北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积，其内发育多段富有机质泥页岩。泥页岩沉积厚度20～55m，泥页岩沉积厚度>30m的区域，主要位于晴隆、紫云一带。
(2)龙潭组页岩有机质含量为0.60%～22.30%，平均4.37%；有机质成熟度为
0.86%～2.91%之间，平均2.03%。
(3)龙潭组页岩以黏土矿物
为主，含量为9.83%～95.23%，平均48.56%。黏土矿物中非晶质含量较高，平
均含量36.14%，结晶体中以伊蒙混层、伊利石为主；有机质孔、黏土矿物粒间孔、层间孔是泥页岩中最常见的孔隙类型；还有少量较大尺寸的粒间孔以及微裂缝；孔隙连通性较好。等温吸附实验显示，龙潭组吸附能力较好具备良好的储气能力。(4)龙潭组沉积之后，海西—印支、燕山、喜山三次大的构造运动对页岩的保存产
生重要影响，结合保存条件综合分析关岭岗乌-花江区、普安地瓜-青山区、兴仁巴铃-安龙龙山区为页岩气成藏的有利区。
参考文献:
[1]郭彤楼，张汉荣.四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式[J].石油勘探与开发，2014，41(1)：28-36.
[2]杨瑞东,程伟,周汝贤. 贵州页岩气源岩特征及页岩气勘探远景分析[J].天然气地球学，2012，23(02)：340-347.
[3]曹代勇，王崇敬，李靖，等. 煤系页岩气的基本特点与聚集规律[J].煤田地质与
勘探，2014, 42(4)：25-30.
[4]张寒，朱炎铭，夏筱红，等. 页岩中有机质与黏土矿物对甲烷吸附能力的探讨[J].煤炭学报，2013，37(5)：813-816.
[5]刘钦甫，杨晓杰，张鹏飞，等. 中国煤系高岭岩(土)资源成矿机理与开发利用[J].矿物学报，2002，22(4)：359-364.
[6]Curtis . J. B. Fractured shale-gas systems[J].AAPG Bulletin, 2002, 86 (11) : 1921-1938.
[7]曹涛涛,宋之光,王思波,等.不同页岩及干酪根比表面积和孔隙结构的比较研究[J].中国科学:地球科学，2015，(02)：139-151.
黔西南地区龙潭组页岩气储层特征 钟方德 【摘要】随着南方海相页岩气开发的突破,黔西南地区煤系泥页岩研究工作迫在眉睫.通过系统实验测试分析,以黔西南地区二叠系龙潭组页岩为主要研究目标,对该区页岩气成藏条件进行分析研究.结果表明,黔西南地区龙潭组含煤地层自北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积,其内发育多段富含有机质泥页岩.有机质丰度相对较高,为0.60％～22.30％,平均4.37％;储层矿物成分以黏土矿物为主,为9.83％～ 95.23％,平均48.56％;等温吸附测试结果显示,龙潭组泥页岩最大吸附量为6.13m3/t,含气潜力好.综上所示,基于黔西南地区泥页岩储层特征并结合构造保存条件分析,认为关岭岗乌—花江、普安地瓜—青山、兴仁巴铃—安龙龙山为页岩气成藏的有利区.本研究成果同时也可为中国南方地区龙潭组页岩气勘探提供借鉴.【期刊名称】《中国煤炭地质》 【年(卷),期】2018(030)002 【总页数】6页(P39-43,49) 【关键词】页岩气;储层;龙潭组;黔西南 【作者】钟方德 【作者单位】贵州煤矿地质工程咨询与地质环境监测中心,贵阳55006 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13
0 引言 经过几年的探索，研究和勘探人员已对我国南方海相页岩气成藏机理有了基本认识并取得了勘探成果，在重庆涪陵焦石坝区块获得很好的工业气流，步入了初步的商业化开发阶段[1]。贵州地区页岩气的研究同时取得阶段性进展，在海相牛蹄塘组 和龙马溪组取得重大发现[2]。煤系页岩气作为页岩气的主要类型之一，存在较好 的聚集成藏潜力[3]，具有很好的开发前景，但海陆过渡相页岩气的研究勘探工作 仍有待深入推进。本文以黔西北地区海陆过渡相龙潭组泥页岩为研究对象，在充分分析其储层特征基础上，结合页岩气成藏地质条件，以期为该研究区勘探工作提供理论依据。 1 地质概况 研究区褶皱、断裂构造较为发育，褶皱总体上以NW向展布为主，NE向、WE向、SN向褶皱也有发育；主要以隔档式褶皱为主，背斜狭窄紧陡，向斜宽阔舒缓，亦可见隔槽式褶皱。区内断裂较褶皱更为发育，总体上以NE向和NW向展布为主，主要为走向断层，各处断层发育程度很不均一，在多期构造运动的影响下，分支小断层十分发育，断裂数量虽多，但深大断裂不多(图1)。 图1 黔西南地区构造地质图Figure 1 Structural map of southwestern Guizhou 研究区内大面积出露的地层主要为三叠系、二叠系和石炭系，其中三叠系出露面积占黔西南地区的1/2左右，其它地层分布有限，有的只在局部地区零星出露。区 内普遍缺失上志留统、下泥盆统及白垩系。 2 龙潭组泥页岩储层分布特征 2.1 泥页岩沉积环境和展布 龙潭组沉积相自北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积。根据沉积相控油气作用理论，黔西南龙潭组煤系因中心部位物源补给充足，有利于油气富集成
页岩气成藏机理及气藏特征 页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。 从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24xl0i2m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源［1-6］。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。 1.1 页岩气成藏机理 1.1.1成藏气源 页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。 北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地NewAlbany混合成因页岩气藏 ［2l］。 1.1.2成藏特点 页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图l-l）。
黔西南地区龙潭组煤系页岩气勘探前景 罗沙;汪凌霞;石富伦;唐显贵 【摘要】黔西南地区龙潭组煤系地层富有机质泥页岩广泛发育,通过野外地质调查、实测剖面、钻井验证以及样品测试等手段,系统分析了上二叠统龙潭组泥页岩分布 特征和储层特征.结果表明,研究区龙潭组泥页岩主要形成于海陆过渡相沉积环境,页岩单层厚度较薄、层数多、累计厚度大.泥页岩有机质类型主要以Ⅱ2型为主,Ⅲ型 和Ⅱ1型次之,为偏生气型;有机质丰度高,变化范围大,TOC介于0.6％～18.87％之间,平均为4.37％;热演化程度适中,Ro主体介于1.00％～2.50％之间,平均为 2.03％,处于高一过成熟阶段,利于干气生成;脆性矿物含量相对较低,平均为37.11％,黏土矿物含量相对较高,平均为48.56％,有利于页岩气的吸附赋存;页岩含气量较高,平均可达到2.4 m3/t,达到工业开发标准.综上所述,研究区龙潭组页岩具备较好的 页岩气勘探前景,可考虑与相邻煤层和致密砂岩实施多目标分段压裂、“三气”合采.%The organic rich shales of Longtan coal-bearing formation are widely developed in Southwestern Guizhou,shale distribution and reservoir characteristics of the late Permian Longtan formation were analyzed systematically based on the field geological investigation,section measuring,drilling verification and Sample experiment,et al.The results indicates that the Longtan formation shale in study area was formed in marine continental transition sedimentary environment with small individual thickness,many layers and huge cumulative thickness.The shale was featured with organic matter type main for Ⅱ 2,type Ⅲ and Ⅱ 1 second,as for the rare gas type,and with high organic matter abundance,wide range and TOC between 0.6％～ 18.87％,average
川东地区上二叠统龙潭组页岩气勘探潜力 刘光祥;金之钧;邓模;翟常博;管宏林;张长江 【摘要】根据前人资料，并结合野外地质调查和钻井资料分析研究表明，川东地 区上二叠统龙潭组富有机质泥页岩厚度均大于50 m，最厚可达140 m。岩性组合纵横向变化较大：北部云阳－通江一带以泥质岩为主夹灰岩，中部区广安一带为泥页岩夹煤层和灰岩，南部区为泥页岩夹砂岩及煤层。泥页岩有机质丰度一般大于2％；泥页岩干酪根碳同位素及有机岩石学研究表明，有机质类型主体以Ⅱ型为主，生烃潜力优越。泥页岩X－衍射、镜质体反射率分析揭示出石英等脆性矿物含量高，演化程度高，具较好的可压裂性。钻进过程中龙潭组泥页岩气测异常明显，反映了良好的含气性。页岩气资源预测表明具有良好的页岩气资源潜力和勘探前景。综合分析认为，北部万县—仪陇—通江—奉节一带以及南部宜宾—永川—綦江—赤水 一带具有较好的页岩气勘探前景。%Based on the previous studies and in combination with field geological investigation and drilling data analysis, the research indicates that the thickness of the organic rich shale in the Upper Permian Longtan Formation in the eastern Sichuan Basin is generally over 50 m with the maximum thickness of 140 m.Lithological association varies significantly in both vertical and horizontal direction:there mainly developed shale with limestone interbed in the Yunyang-Tongjiang area in the north,shale with coal seam and limestone interbeds in the Guang'an area in the central,as well as shale with sand-stone and coal seam interbeds in the south.The total organic carbon contents(TOC)are generally higher than 2%;Re-search on carbon isotopic composition of the shale kerogen and the organic petrology indicates that
巢湖地区龙潭组过渡相煤系页岩储层发育特征 赵润琦;崇璇;赵迪斐;郭英海 【摘要】应用有机碳测试、X射线衍射、氩离子抛光-场发射扫描电镜、液氮吸附及高压压汞等实验技术手段,对巢湖地区龙潭组过渡相煤系页岩储层特征进行了研究.结果表明:龙潭组煤系页岩主体TOC质量分数为0.5％～12.5％,垂向向下有机碳含量呈现增长趋势,镜质组反射率Ro为1.2％～2.8％,有机质类型属腐殖型;矿物主要由黏土矿物和石英组成,其平均质量分数分别为35％,27％;龙潭组页岩孔隙主要发育有机质孔隙、黏土矿物片间孔隙、矿物溶蚀孔等多种类型;微孔、小孔极为发育,提供了主要的孔隙比表面积与孔体积.龙潭组储层孔隙特征主要受控于沉积环境与成岩作用,黏土矿物组分和有机质的演化控制纳米孔隙发育,三角洲沼泽相、泥坪相与泻湖相是有利于龙潭组煤系页岩储层发育的沉积环境. 【期刊名称】《中国煤炭地质》 【年(卷),期】2018(030)010 【总页数】5页(P39-42,69) 【关键词】页岩气;储层特征;海陆过渡相;煤系地层;龙潭组 【作者】赵润琦;崇璇;赵迪斐;郭英海 【作者单位】中石化中原石油工程有限公司,河南濮阳 457001;煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州 221116;煤层气资源与成藏过程教育部重
点实验室,江苏徐州 221008;中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏徐州221116 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13 页岩气是赋存于泥页岩中的非常规天然气，其主要赋存方式为吸附态、游离态[1]，具有源储一体的特点，页岩既是烃源岩也是储集岩[2]。富有机质泥页岩根据沉积 环境可划分为海相，陆相及海陆过渡相泥页岩，巢湖地区龙潭组页岩属海陆过渡相煤系页岩，其储层特征与海相页岩存在明显差异。目前，二叠系龙潭组煤系页岩储层已经在页岩气研究中得到重视[3-5]，但与龙马溪组、筇竹寺组等我国南方海相 页岩储层相比，对其储层特征、微观孔隙及沉积环境研究仍相对较少。本文以巢湖姚家山剖面为例，应用有机碳测试、氩离子抛光-场发射扫描电镜、X射线衍射、 液氮吸附及压汞等实验手段，对龙潭组过渡相煤系页岩储层纳米级孔隙进行定性、定量综合研究，并对龙潭组海相煤系页岩储层生烃条件、储气条件及沉积环境进行综合性分析。 1 区域地质背景 研究区大地构造位置位于特提斯构造与太平洋构造的交汇处，扬子板块东北部的下扬子坳陷，郯庐断裂带的东侧、太平洋板块西侧、苏鲁高压-超高压造山带南侧， 中生代以来的构造活动较为强烈，总体来说仍具有相对稳定性的克拉通盆地性质[6]。根据前人研究总结，海陆过渡相有机质泥页岩相对于海相页岩单层厚度不大，平均厚度一般小于40m，但累计厚度较大，一般为100～600m。巢湖地区龙潭 组的沉积环境主要包括潮坪-澙湖相、三角洲相、碳酸盐岩台地相等，页岩多形成 于澙湖、泥坪和三角洲平原沼泽中，原始有机质含量丰富[7]，处于好烃源岩之列
四川盆地东部龙潭组泥页岩发育特征 作为中国主要的以碳酸盐岩为主力产气层位的四川盆地，近年来受到越来越多的重视。四川盆地上二叠统发育的龙潭组泥页岩分布广泛，具成为下一套页岩气主要产气层位的潜力。文章在总结近年来川东地区龙潭组研究现状的基础上，分析区内龙潭组泥页岩的发育特征。 标签：四川盆地；龙潭组；泥页岩 1地质背景 四川盆地位于上扬子地区，盆地内沉积了分布广泛、厚度巨大的海相地层。中晚二叠世之交的东吴运动结束了中二叠世以来的上扬子地区的碳酸盐岩沉积，盆地西缘在峨眉山大火成岩省穹窿的影响下隆升成陆，为四川盆地中部、东部提供物源，四川盆地形成了西高东低的地貌，在此环境下沉积的一套海陆过渡相地层即为龙潭组（P3l）[1]，而在较深水环境下形成的富硅质的泥页岩地层称之为吴家坪组（P3w）。（如图1） 2 研究现状 近年来，对上扬子地区上二叠统龙潭组/吴家坪组的研究主要集中在龙潭组的层序格架建立、沉积环境和沉积相及烃源岩评价。林良彪等[2]以沉积相和层序界面识别为依据，将川东地区上二叠统吴家坪组龙潭组划分为SQ1、SQ2、SQ3三个三级层序和7个体系域，并以三级层序体系域为单元编制了吴家坪期的层序-岩相古地理图，结果表明在SQ1低位体系域时，川东地区整体上以潮坪沉积为主，SQ1海侵体系域和SQ1高位体系域时，区内以内缓坡沉积为主，间或发育生屑滩、洼地等亚相，SQ2和SQ3时，区内以内缓坡沉积为主，局部地区发育了台盆沉积；田雨等[3]在前人的研究基础上，结合钻井、野外剖面，认为四川盆地晚二叠世吴家坪期岩相古地理由西向东依次发育了剥蚀区、冲积平原、碎屑岩台地、碳酸盐台地、斜坡和盆地等，川东地区以碳酸盐台地、斜坡和盆地沉积为主。黄大瑞等[4]对川东北宣汉达县地区龙潭组沉积相进行详细研究，识别出缓坡滞留海洋环境的特征，在此环境下发育了大套暗色泥岩，TOC含量变化在0.5%～27.1%之间，平均为2.9%，峰值分布于3%～5%，Ro值为1.9%～2.79%之间，处于高成熟-过成熟演化阶段，这与多数学者研究结果一致。 劉光祥等[5]对川东龙潭组页岩气勘探潜力进行了详细研究，认为川东龙潭组泥页岩具有厚度较大、TOC含量较高、热演化程度适中、高脆性矿物及高成岩程度的特点，具有良好的页岩气勘探潜力，但是龙潭组的非均质性较强，沉积相横向变化较大，导致纵向上岩性组合有着较大的差异性，为页岩气的评价带来一定的困难。周东升等[6]对扬子板块的龙潭组页岩气勘探前景进行评价，认为龙潭组页岩气的勘探还应考虑到后期构造作用的影响。 3 泥页岩特征
贵州晴隆地区龙潭组沉积环境与富有机质页岩展布特征 陈榕;张子亚;贺敬博 【摘要】本文在野外剖面测量、老井复查的基础上,研究了晴隆地区龙潭组沉积环境,划分了黔西晴隆地区上二叠统龙潭组层序,绘制了晴隆地区龙潭组的连井剖面图和沉积相图.在晚二叠世龙潭组沉积期间,晴隆地区以机械-化学沉积为主,沉积体系为碳酸盐缓坡-平台-陆棚-斜坡-深水盆地.在龙潭组早期,主要沉积物为泥质沉积物和生物沉积物,主要沉积环境为三角洲前缘和前三角洲,深水沉积位于晴隆县北部.龙潭组中期,沙质沉积占主导,泥质沉积位于晴隆-兴仁一带.龙潭组晚期,晴隆地区以泥质和生物沉积为主,台地环境进一步扩大,富有机质页岩分布面积减少.晴隆地区有机质丰富的页岩分布广泛,其中晴隆北部和兴义地区龙潭组有机质页岩厚度较大.【期刊名称】《中国矿业》 【年(卷),期】2018(027)0z2 【总页数】4页(P66-69) 【关键词】上二叠系;龙潭组;沉积环境;富有机质页岩 【作者】陈榕;张子亚;贺敬博 【作者单位】中国地质调查局油气资源调查中心 ,北京100083;中国地质调查局油气资源调查中心 ,北京100083;自然资源部 ,北京100034 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13
0 引言 贵州地区晚二叠世富有机质泥页岩发育广泛，前人对贵州西部古生代沉积环境及构造特征进行了大量的研究工作[1-3]，但缺乏对特定地区富有机质泥页岩沉积环境 的研究。晴隆地区龙潭组发育多套富有机质泥页岩，目前对龙潭组的研究主要集中在二叠系整体沉积格架[4-5]、煤层气[6-7]及煤层地化特征[8]等方面，缺乏对龙潭组富有机质泥页岩沉积背景及展布特征的研究。本文在区域地质资料分析的基础上，通过野外地质调查、连井剖面分析等手段，对晴隆地区上二叠统龙潭组富有机质泥页岩富集层段进行划分对比，并且对晴隆地区晚二叠世时期富有机质泥页岩沉积环境进行探讨。 1 区域地质背景 晴隆地区地处滇东-黔西隆起构造带，位于紫水断裂带以西，右江盆地以北，由碧 痕营背斜、晴隆向斜、长流向斜等构造单元组成。地表出露泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系。其中上二叠统龙潭组发育富有机质泥页岩，同时龙潭组也是贵州主要含煤地层之一[9-10]。晴隆地区所处的滇东-黔西隆起是滇黔桂地区相对稳定的一 个构造单元，但区内构造分异较大[7]，表现为贯穿全区的大型断裂带和发育程度 各异的褶皱带(图1)。 2 沉积相分析 为了研究晴隆地区龙潭组沉积组合及沉积特征，本文分析了晴隆茶场野外剖面，结合周缘剖面及钻井，绘制了连井剖面图。 2.1 单井相 茶场剖面位于晴隆县茶场地区附近，剖面出露地层为上二叠统龙潭组(P3l)和峨眉 山玄武岩。该部分的累计厚度为500.3 m。底部为峨眉山玄武岩，厚度大于100 m，接触关系被覆盖。上二叠统龙潭组累计真实厚度为335.6 m。优质页岩主要
页岩气储层的基本特征及其评价 一、本文概述 页岩气作为一种重要的非传统天然气资源，近年来在全球能源领域引起了广泛关注。由于其储层特征的复杂性和评价方法的多样性，对页岩气储层的基本特征及其评价进行深入研究具有重要的理论和实践 意义。本文旨在全面概述页岩气储层的基本特征，包括地质特征、物理特征、化学特征以及工程特征等方面，并探讨相应的评价方法和技术手段。通过对页岩气储层特征的深入剖析，本文旨在为页岩气勘探开发提供理论支撑和实践指导，推动页岩气产业的健康发展。 具体而言，本文首先介绍了页岩气储层的地质背景，包括地层分布、构造特征以及沉积环境等。在此基础上，重点分析了页岩气储层的物理特征，如孔隙结构、渗透率、含气饱和度等，这些特征直接影响了页岩气的赋存状态和开采难易程度。同时，本文还关注了页岩气储层的化学特征，如有机质含量、矿物杂质成分等，这些特征对于评估页岩气储层的品质和开采潜力具有重要意义。 在评价方法方面，本文综述了目前常用的页岩气储层评价方法，包括地球物理勘探、地球化学分析、岩石力学测试等。这些方法和技术手
段在页岩气储层评价中各有优缺点，需要根据具体的地质条件和勘探需求进行选择和应用。本文还将介绍一些新兴的评价技术和方法，如页岩气储层数值模拟、微观孔隙结构表征等，这些新技术和方法的应用将进一步提高页岩气储层评价的准确性和可靠性。 本文旨在全面系统地介绍页岩气储层的基本特征及其评价方法，以期为页岩气勘探开发提供理论支持和实践指导。通过深入研究页岩气储层的特征和评价方法，有助于更好地认识页岩气资源的分布规律和开发潜力，推动页岩气产业的可持续发展。 二、页岩气储层的基本特征 物理性质：页岩储层一般具有较低的孔隙度和渗透率，这与其主要由粘土矿物、石英等细粒沉积物构成有关。尽管孔隙度低，但页岩的裂缝发育丰富，这些裂缝为页岩气提供了有效的运移和储集空间。页岩的层理结构明显，这种层状结构对页岩气的分布和运移有重要影响。化学性质：页岩的化学性质多样，主要取决于其含有的矿物成分。例如，富含有机质的页岩往往具有较好的生气能力，而富含碳酸盐矿物的页岩则可能对页岩气的储集和运移产生阻碍。 储气机制：页岩气的储气机制主要包括吸附、溶解和游离三种形式。
黔北地区页岩气成藏地质特征及开发潜力分析 摘要：页岩气藏储量巨大，具有很大开发潜力，是我国非常重视的非常规油气资源。页岩气藏成藏地质特征包括沉积相特征、构造特征、岩性特征、孔隙物性特征、储层埋深及厚度和有机地化特征等方面。黔北地区作为我国页岩气资源富集地区和页岩气开发有利目标区，本文以该地区下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组页岩层系为研究对象，研究该地区页岩气藏的成藏地质特征，评价其开采潜力。分析表明，下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组为该地区页岩气藏主要的有利层位，具备较好的开发潜力。黔北地区页岩气成藏地质特征及开发潜力分析为该地区勘探开发提供一定的理论指导。 关键词：黔北地区页岩气成藏地质特征开发潜力 页岩气作为二十一世纪的重要接替能源，因其分布广泛、储量巨大，而被世界各国所重视。目前，页岩气在北美地区和加拿大已经实现商业化开发[1-3]。我国作为页岩气资源十分丰富的国家之一，对页岩气开发十分重视。但目前国内页岩气勘探开发工作还处于起步和试验阶段，主要集中在上扬子地区的川东南部、渝南黔北地区以及延长油田。 页岩气藏成藏地质特征主要包括沉积相特征、构造特征、岩性特征、孔隙物性特征、储层埋深及厚度和有机地化特征等内容。黔北地区属我国页岩气先导试验区和开发有利区，本文以黔北地区下寒武统牛蹄塘组∈1n和下志留统龙马溪组S1l页岩层系为研究对象，结合该地区基础地质资料分析其成藏地质特征，并对比已商业化开发的页岩气藏的成藏要素对该地区页岩气开发潜力做了分析评价。黔北地区页岩气藏成藏地质分析、开发潜力评价等研究可为今后黔北地区页岩气藏勘探开发提供重要的指导意义。 一、区域构造沉积背景 1.沉积环境 黔北地区所在区域属扬子地台，在早寒武世牛蹄塘期[4]，扬子地台北部为活动大陆边缘，南部为被动大陆边缘。早寒武世初期，研究区域及周边整体下沉，大部分地区演变为陆棚沉积环境，当时的沉积古地貌格局是北西部高、南东部低，自北西向东南分别由古陆、滨岸、浅水陆棚、深水陆棚、斜坡及盆地组成[5]。早寒武世总体是早期短暂的快速海进和缓慢海退的沉积背景，早期为深水陆棚，后期沉积环境逐渐变浅，由早期深水陆棚逐渐向浅水陆棚及潮坪演化，沉积了一套黑色泥页岩构造。黔北地区及周边地缘牛蹄塘期构造岩相古地理图如图1所示。 早志留世龙马溪期是继晚奥陶世以来中上扬子地区盆山格局发生重大转变的时期，该时期陆块边缘处于挤压、褶皱造山过程，为形成古隆起的高峰阶段。川中隆起的范围不断扩大，扬子南缘黔中隆起、武陵隆起、雪峰隆起和苗岭隆起
页岩气地质特征及选区评价 页岩气是一种以页岩为主要储层，通过先进的水平钻井和压裂技术开发出来的天然气，其地质特征主要包括储层、控矿构造和含气性等方面。为了更好地评价页岩气的开发潜力，需要对其选区进行全面综合评价。 储层特征是评价一块页岩气选区开发潜力的重要指标之一，一般分为物性、成分和孔 隙结构三个方面。物性指储层的密度、孔隙度、渗透率、压缩系数等物理特性；成分指储 层的有机质含量、有机质类型、排泄类型等化学特性；孔隙结构指储层孔隙的大小、形态 和连通性等。页岩气储层的物性特征通常表现为低渗透率、低孔隙度、低渗透性和高岩石 压缩系数等，需要通过水平井和压裂技术进行有效地刺激和提高产能。在早期选区评价中，通过钻井获取的储层岩心、测井资料和岩相描述等信息，可以较为全面地识别储层特征， 但随着技术的不断进步，地震勘探、微地震监测和地下水力学等新技术也被应用于储层特 征评价，提高了评价的可靠性。 控矿构造是指影响页岩气储层形成、聚集和保存的因素，主要包括构造、沉积环境和 地质历史等方面。选区评价中要全面分析控矿构造的特点，了解地质构造对页岩气聚集和 分布的影响，进而确定开发策略和方案。页岩气储层的聚集规律一般与构造沉降相对稳定、受构造变形较小、沉积相相对一致的地层区域有较好的相关性。因此，通过对构造形态、 沉积相和断裂发育等方面的综合分析，可以确定最有利于开发的区域。 含气性是指含气岩石在压力释放时所释放的气体，也是评价选区开发潜力的重要指标 之一。含气性受储层岩石物性和构造背景的影响较大，具体表现为含气压力、含气饱和度 和气体组成等方面。页岩气开发中，矿区内不同井的含气性差异较大，需要通过大量的数 据采集和分析，针对不同地层与井段开展智能化优化生产。 综上所述，页岩气地质特征及选区评价涉及多个学科领域的知识，需要开展全面而系 统的研究和应用，才能更好地确立合适的开发方案和科学的管理策略。
涟源凹陷龙潭组页岩气储层特征分析 张成龙;唐书恒;范二平;王善博;孙昌花;孙九江 【期刊名称】《石油天然气学报》 【年(卷),期】2014(036)005 【摘要】通过总有机碳、热解分析、镜质体反射率等试验测定,结合岩心观察、镜下观察、扫描电镜、压汞试验及低温氮吸附试验等多种方法,从宏观裂隙、微观裂隙、微观孔隙3种尺度,定性、半定量、定量3种层次研究了涟源凹陷龙潭组泥页岩的孔裂隙发育特征及储集性能.研究结果表明:研究区龙潭组下段有效烃源岩的分布主要集中在涟源双峰地区,由东向西逐渐减薄;干酪根主要为Ⅱ1型(腐殖腐泥型);镜质体反射率普遍较高,处于高成熟阶段;泥页岩节理和孔裂隙较为发育,黏土矿物含量较高,吸附能力较强. 【总页数】5页(P32-36) 【作者】张成龙;唐书恒;范二平;王善博;孙昌花;孙九江 【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;天津地质调查中心,天津300170;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中石油天然气股份有限公司山西煤层气勘探开发分公司,山西晋城048000 【正文语种】中文 【中图分类】TE122.2 【相关文献】
1.湘中涟源—邵阳凹陷上二叠统大隆组页岩气储层特征 [J], 肖正辉;牛现强;杨荣丰;余烨;黄俨然;陈新跃 2.湘中涟源地穹测水组与龙潭组煤的的形成温序 [J], 毕华 3.涟源地区测水组,龙潭组煤热演化史及生烃特征 [J], 毕华;彭格林 4.黔西地区上二叠统龙潭组海陆交互相页岩气储层特征 [J], 邓恩德; 颜智华; 姜秉仁; 王冉 5.页岩气储层孔隙流体划分及有效孔径计算 ——以四川盆地龙潭组为例 [J], 向雪冰;司马立强;王亮;李军;郭宇豪;张浩 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响 首先，页岩气储层的主要特征是低孔隙度、低渗透率、高吸附性、脆性强等。由于页岩气储层孔隙度普遍较低，页岩含气量一般在0.5%~2%之间，无法直接通过自然流体运移产生气井产出，需要通过人工改造提高其开发效率。此外，页岩储层渗透率也普遍较低，在低于0.1 mD时，传统的岩心渗透率测定方法也难以获得可靠的结果。因此，在页岩储层的勘探和开发中，如何准确预测和评价储层的渗透性和产能是一个极为关键的问题。 其次，页岩气储层的高吸附性是其另一重要特征。由于页岩气储层孔隙度低，而岩石本身有强烈的吸附能力，气体分子与储层岩石表面发生物理吸附，缓慢释放出来，对气井气藏的评估和开发带来了很大的挑战。 最后，页岩气储层的脆性强是其最具代表性的特征之一。由于页岩储层中石英含量较高，脆性强，同时因吸附气体的存在，容易出现干裂和崩塌等现象，所以在储层改造中需注意保证适宜的裂缝发育和有效的缝道连通性。 其次，页岩气储层的开发方式与传统油气田开发方式也有所不同。传统油气井开发方式主要是井筒与储层的直接连接，而页岩气储层由于孔隙度低、渗透率小，需要通过增加井壁缝洞、压裂等人工改造措施，提高储层天然气向井筒输送的效率。 在储层改造方面，压裂技术是一种广泛应用的手段。压裂旨在通过在储层岩石中开展人工捕捉缝洞、裂隙和裂缝，以增加储层孔隙、缝隙和裂隙的连通性，提高岩石渗透和矿化性。目前，压裂技术是页岩气开发的最主要手段。 除此之外，渗流增透技术、注水增透技术、人工堵漏技术等也是页岩气储层改造中的重要手段。例如，人工堵漏技术可以针对储层砂体分娩不均匀的情况，在某些部位通过使用特殊材料将沉积岩层中的微缝、缝洞等进行封堵，使得注入的水流在需要的区域激活储层。 综上所述，页岩气储层具有低孔隙度、低渗透率、高吸附性和脆性强等特征，需要通过压裂和其他人工改造手段提高开采效率。未来，需继续探索适合页岩气储层特征的储层改造技术，提高其开采效率和经济效益，推动页岩气资源的可持续利用。
中国海陆过渡相页岩气有利储层评价标准 北美页岩气勘探开发近年取得重大突破。与北美页岩气相比，我国页岩气开发具有自己的特点。北美页岩气主要来自于海相页岩，中国沉积盆地在多旋回的构造演化过程中，发育海相、陆相、海陆过渡相3类含有机质的泥页岩层系。其中，海陆过渡相较之北美在中国分布面积大，泥页岩在地层中广泛发育，成为中国油气开发勘探的重要领域。就沁水盆地、四川盆地、及鄂尔多斯盆地的海陆过渡相地层为例并与北美页岩气作对比，通过比较有机碳含量，成熟度，黑色泥页岩厚度、含气量等参数，给出多个盆地之间评价的统一参数标准，为未来中国海陆过渡相页岩气的开发提供依据。 标签：页岩气；海陆过渡相；四川盆地；沁水盆地；鄂尔多斯盆地 1 地质背景 四川盆地在印支运动前是扬子古海盆的一部分，震旦系-志留系为半深水-深水沉积环境，在该环境下，有非常丰富的有机质页岩沉积，再加上海西和加里东运动的影响，使得古隆起和盆地的边缘等部位的页岩地层受到剥失的影响；而石炭系和泥盆系沉积也有较大面积的缺失。 在寒武纪至中奥陶世，沁水盆地地壳沉降，形成浅海相碳酸盐为主的沉积。中奥陶世后，因为加里东地壳的运动，使中国华北地区的整体抬升，导致沁水盆地内晚奥陶世至早石炭世的沉积缺失。在石炭纪中期，海西运动使沁水盆地地区的地壳第二次持续沉降重新接受沉积，沉积了石炭-二叠纪海陆交互项含煤地层，形成了早晚古生代两套烃源岩。 鄂尔多斯盆地是华北克拉通最稳定的一个地块，晚古生代经历海相沉积为主的陆表海盆地、海陆过渡相为主的近海湖盆，以及陆相碎屑岩沉积为主的内陆拗陷湖盆。海陆过渡相主要发育在盆地东部的本溪组、全区分布的太原组、及全区分布的山西组。 2 四川盆地川南龙潭组页岩特征 龙潭组沉积早期受海侵影响，广泛分布富含植物化石夹含海相生物的滨海沼泽相为主的煤系地层。中期沉积了富含海相生物的海湾相泥岩沉积。沉积晚期经历海退，使研究区内又沉积了一套富含植物化石夹海相生物的滨海沼泽潮坪相的含煤碎屑岩沉积。 2.1 泥页岩厚度 泥页岩层系结构复杂，粉砂岩和碳酸盐岩等薄层与泥页岩常互层发育[4]。川南上二叠系龙潭组泥页岩厚度在20～120m，一般厚度在50m。以黑色頁岩、炭质页岩及煤为主，富含植物化石。
下扬子区海陆过渡相不同沉积环境页岩气成藏条件对比 闫德宇;黄文辉;陆小霞;尹相东;石艳玲 【期刊名称】《煤炭学报》 【年(卷),期】2016(041)007 【摘要】以下扬子区二叠系龙潭组富有机质泥页岩为研究对象,通过岩石热解模拟、元素分析测试、物性测试和X-射线衍射等实验,结合前人研究成果,对泥页岩空间展布特征、沉积微相类型、有机地球化学特征、储层特征和含气性特征等页岩气藏评价参数开展对比分析,结果表明:下扬子区龙潭组富有机质泥页岩广泛发育在滨岸平原、障壁-泻湖、三角洲前缘和浅海陆棚等海陆过渡相沉积环境中;泥页岩中有机质丰度较高,总有机碳(TOC)含量平均值为2.43％;干酪根主要为Ⅱ型、Ⅲ型;镜质体反射R0分布范围是0.55％～2.66％,多数有机质处于中—高热成熟阶段;生烃潜力 (S1+S2)平均值为2.96 mg/g,具备较大的页岩气生成潜能;研究区泥页岩物性较差,属于特低孔特低渗储层,但石英、长石、方解石等脆性矿物含量丰富,脆性指数(I,Ⅱ)较高,有利于页岩气储层的压裂开发;保守估算下扬子区龙潭组吸附气量为0.34～0.96 m3/t,且物性封闭和烃浓度封闭作用进一步增强了页岩气的储存能力.对比不 同沉积环境下页岩气成藏条件参数,综合研究认为下扬子地区障壁-泻湖相具备更为优势的页岩气成藏环境. 【总页数】10页(P1778-1787) 【作者】闫德宇;黄文辉;陆小霞;尹相东;石艳玲 【作者单位】中国地质大学能源学院,北京100083;中国地质大学海相储层演化与 油气富集机理教育部重点实验室,北京100083;中国地质大学非常规天然气地质评
价及开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学能源学院,北京100083;中国地质大学海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083;中国地质大学非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学能源学院,北京100083;中国地质大学海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083;中国地质大学非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室,北京100083;中联煤层气有限责任公司研究中心,北京100011;中国地质大学能源学院,北京100083;中国地质大学海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083;中国地质大学非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学能源学院,北京100083;中国地质大学海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083;中国地质大学非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室,北京100083 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13 【相关文献】 1.沁水盆地上古生界海陆过渡相页岩气成藏条件研究 [J], 贾俊杰 2.海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以通许地区石炭-二叠系为例[J], 兰俊 3.黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征研究 [J], 贾立龙;舒建生;姜在炳;张东亮;王博;杜天林;朱文侠 4.鄂尔多斯盆地石炭-二叠纪海陆过渡相页岩气成藏条件及勘探潜力 [J], 刘亢 5.下扬子地区海陆过渡相页岩气成藏条件与主控因素:以萍乐坳陷二叠系乐平组为例 [J], 吴小力;李荣西;李尚儒;何攀;邓金辉;乔博;王建广;韦景林;井阳 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
滇东宣威地区上二叠统龙潭组页岩气成藏条件分析 胡琳;薛晓辉;张郁云;马樱燕 【摘要】为探明滇东宣威地区龙潭组页岩气成藏条件,确定下一步勘探方向,通过野外剖面研究、钻孔岩心观测以及室内试验技术手段,明确了页岩气的成藏条件和重点勘探方向。研究表明:滇东宣威地区龙潭组页岩储层厚度大、连续性好、分布广,暗色岩系厚度平均达到161.95m,有机质丰度高,TOC值基本大于2.00%,页岩孔裂隙极为发育,含气性好,含气量平均为2.91cm^3/g,构造活动也较弱,有利于页岩气的形成和保存。根据页岩储层厚度及展布特征、有机质丰度、储集物性等进行综合评价,认为滇东宣威地区二叠系龙潭组地层拥有丰富的页岩气资源潜力,具备较好的页岩气成藏条件。 【期刊名称】《非常规油气》 【年(卷),期】2018(005)006 【总页数】5页(P29-33) 【关键词】宣威地区;页岩气;龙潭组;成藏条件 【作者】胡琳;薛晓辉;张郁云;马樱燕 【作者单位】[1]云南煤层气资源勘查开发有限公司,云南曲靖655000;[1]云南煤层气资源勘查开发有限公司,云南曲靖655000;[1]云南煤层气资源勘查开发有限公司,云南曲靖655000;[1]云南煤层气资源勘查开发有限公司,云南曲靖655000; 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13
页岩气是潜力巨大的非常规天然气资源，煤系页岩气是页岩气的重要类型之一，煤系泥页岩具备较好的聚集和成藏潜力[1]。目前我国煤系页岩气尚处于勘查起步阶段，页岩气理论研究集中于海相页岩的成藏过程、富集地质条件、储层评价等方面[2-4]，较少涉及煤系页岩气。滇东宣威地区是云南省煤炭、煤层气资源勘探开发 的重要区域，该区煤炭资源主要产于二叠系[5-6]，含煤岩系中发育多套有机质泥 页岩。随着煤系页岩气的深入研究[7-9]，宣威地区也逐步开展了二叠系龙潭组页 岩气的基础勘探工作，其中龙潭组泥页岩具有厚度大、连续性好、分布范围广、有机质丰度高等特征，是一套好的气源岩，但研究较浅，成果较少。因此，本文以滇东宣威地区上二叠统龙潭组为例，从地球化学特征分析入手，对已发现气藏进行了深入解剖，总结了宣威地区龙潭组页岩气形成的地质条件，明确了页岩气的成藏特征和重点勘探方向，以期为页岩气资源评价和煤系非常规气共采提供地质依据。 1 区域地质背景 滇东宣威地区位于扬子准地台滇东台褶带曲靖台褶束牛首山隆起之东缘，岩层产状平缓，大都在15°～30°之间，断裂发育，断裂之间发育着宽缓的短轴褶曲和断陷 盆地[10-11]。区内主要断层是北东向寻甸—宣威断裂和近南北向富源—弥勒断裂，这两条断层不仅规模大，而且在地质历史中长期发展，对区内的地层发育和沉积相的分布具有明显的控制作用(图1)。 龙潭组为晚二叠世陆相沉积[12]，在宣威一带该地层称为龙潭组，按岩性组合可分为两个岩性段：下段为铝土岩，上段为含煤段。铝土岩段厚40.3 m，上部为深灰 色中厚层状胶磷矿杂砂岩，中部为灰、灰紫色、灰白色中厚层状水铝石、胶铝矿、铝土矿岩、假鲕粒铝土矿岩夹粉砂岩，下部为紫红色褐铁矿化砂岩，底部为玄武质砾岩。与下伏的玄武岩组呈平行不整合接触。含煤段厚约41.9 m，为灰、灰黄色 细粒岩屑砂岩夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、炭质泥岩及四层煤，煤层厚0.41～
页岩气储层孔隙结构与渗透性特征研究 页岩气作为一种非常重要的天然气资源，一直以来都备受关注。然而，由于页 岩气储层的特殊性质，包括孔隙结构和渗透性特征等，使得其有效开采面临着很大的挑战。因此，研究页岩气储层的孔隙结构与渗透性特征具有重要的理论和实际意义。 首先，让我们来了解一下什么是页岩气储层。页岩气是一种通过水平钻井和压 裂技术开采的天然气，其主要存在于致密的页岩层中。相比于传统的天然气储层，页岩气储层的孔隙结构非常复杂，主要包括微观孔隙、纳米孔隙和裂缝等组成。同时，由于页岩的致密性，其渗透性也非常低，使得气体难以流动，从而限制了页岩气的有效开采。 对于页岩气储层的孔隙结构而言，主要存在两种类型的孔隙，即自然孔隙和人 工孔隙。自然孔隙主要指的是岩石本身的孔隙，主要是微观孔隙和纳米孔隙，这些孔隙是天然形成的，通常较小且连通性较差。人工孔隙则是通过压裂技术形成的，主要是裂缝，这些孔隙具有较好的连通性，能够提高气体的渗透性。研究表明，页岩气储层的孔隙结构对气体的吸附和扩散具有重要影响，对渗透性也具有决定性作用。 而对于页岩气储层的渗透性而言，其主要受孔隙结构、裂缝的连通性和构造应 力等因素的影响。首先，孔隙结构的复杂性使得气体在储层内的流动受到很大限制。微观孔隙和纳米孔隙通常较小，气体分子难以通过，从而使渗透性降低。而一旦裂缝形成，气体会通过裂缝进一步扩散，从而提高渗透性。其次，构造应力的作用也对渗透性产生了影响。应力会改变岩石的物理性质，如弹性模量、应力刚度等，从而影响气体的渗透性。 为了更好地研究页岩气储层的孔隙结构与渗透性特征，科学家们采用了多种研 究方法和技术。例如，扫描电子显微镜（SEM）和透射电子显微镜（TEM）等显 微镜技术，可以观察储层样品的微观结构，并分析孔隙的大小和连通性。此外，蒙