共查询到20条相似文献，搜索用时 203 毫秒
1.
《华南地质与矿产》2016,(2)
桂中坳陷石炭系发现多处油气苗及沥青,具有良好的页岩气储集条件。对桂中坳陷下石炭统鹿寨组(C1l)烃源岩进行了研究,认为烃源岩主要为台前盆地相暗色炭质页岩,鹿寨组下部页岩具有良好的生烃条件。烃源岩有机质丰度高,平均TOC含量为3.08%,干酪根类型为II1型和II2,来源于水生浮游生物和菌藻类母质,烃源岩最高热解峰温度460~560℃,处于高成熟阶段,现今以生成天然气为主。页岩中脆性矿物含量为35.6%~75.2%,粘土矿物含量为3.1%~62.1%,页岩硅质来源中生物成因硅质具有较大贡献,鹿寨组底部富有机质页岩段发育的有机质微孔隙和纳米级—微米级微裂缝是页岩气富集的主要空间。桂中坳陷经历多期叠加构造改造,抬升剥蚀对页岩气保存有重要影响,断层和岩浆热液活动对页岩气保存也不利。断层影响相对较小、盖层厚度超过180m的桂中坳陷西北部地区是下石炭统页岩气勘探的有利方向。 相似文献
2.
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 总被引：1，自引：0，他引：1
萍乐坳陷二叠系乐平组是典型的下扬子地区海陆过渡相泥页岩的发育层系。通过野外地质调查、样品采集和分析测试等对萍乐坳陷二叠系乐平组泥页岩的发育特征、有机地球化学特征、储层特征和含气性等页岩气成藏地质条件进行了分析。结果表明:萍乐坳陷二叠系乐平组页岩单层厚度小、累积厚度大,横向、纵向连续性差;有机质丰度较高,w(TOC)以1.0%~2.5%为主,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,有机质成熟度Ro分布在0.6%~4.5%之间,以高成熟-过成熟为主。页岩矿物组成中黏土矿物较为富集,储层孔隙类型主要为微孔隙和微裂缝,储层物性较差;总含气量和最大吸附气含量都较小。在页岩气成藏地质条件研究的基础上,结合区域沉积-构造背景的分析表明,页岩气成藏控制因素为:沉积环境、构造运动和保存条件。综合分析表明萍乐坳陷二叠系乐平组页岩气成藏条件一般,但在有机质丰度高、物性较好、埋藏适中的构造稳定地区仍然有较好的页岩气资源前景。 相似文献
3.
以云南曲靖地区筇竹寺组泥页岩为例,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、高压压汞、常规扫描电镜等实验技术手段,探究泥页岩储层微观储集空间的发育类型与特征。结果表明：筇竹寺组泥页岩储层孔隙成因复杂,类型多样,主要发育的微观储集空间类型包括有机质孔隙、粘土矿物孔隙、颗粒矿物孔隙、微裂隙等,以有机质孔隙最为发育,提供了主要的储集空间;孔隙度介于1.59%~11.33%之间,平均值达到了5.0%,小孔、微孔所占储集空间比例约56.5%,中孔和超大孔所占比例为34.0%,大孔相对较少。控制筇竹寺组页岩孔隙发育的因素主要有TOC、矿物组分和成岩作用,TOC是影响筇竹寺组页岩储层孔隙发育的主控因素,也是提供页岩气主要储存空间的重要物质。 相似文献
4.
滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件及资源潜力分析 总被引：4，自引：0，他引：4
通过野外露头观察、剖面测量和样品测试,分析了滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件。研究结果表明：滇黔桂盆地中、下泥盆统发育两套台盆相暗色泥页岩沉积,泥页岩单层厚度为10~55 m,累计厚度普遍在100~450 m之间;泥页岩TOC一般为1.0%~2.5%,有机质类型为Ⅰ型-Ⅱ1型,处于高-过成熟热演化阶段;储层物性接近于四川盆地威201井寒武系九老洞组页岩,发育多种储集空间类型,脆性矿物含量平均值为46%,具备储集条件;黔南坳陷西南部和桂中坳陷中西部地区地层相对平缓,断裂密度和剥蚀厚度小,且断裂性质以逆冲、压扭为主,页岩气保存条件相对较好。综合考虑暗色泥页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、热演化程度和保存条件等因素,预测滇黔桂盆地泥盆系页岩气有利层段为塘丁组和罗富组,有利区主要分布于天峨-南丹-河池一带以及桂中坳陷中部的鹿寨-来宾-合山-大化地区。利用地质资源丰度类比法计算出该区页岩气地质资源量为0.66×1012~1.09×1012 m3。 相似文献
5.
《海相油气地质》2015,(3)
通过野外地质调查,结合实验测试数据和地震资料,对湘中坳陷下石炭统岩关阶孟公坳段页岩气勘探前景进行了探索。由烃源条件、保存条件、页岩气赋存条件及页岩可压裂性等方面的研究表明,该套泥页岩沉积厚度较大,富含有机质,有机质类型以Ⅱ型为主,TOC在1.32%~3.10%,镜质组反射率普遍大于2.0%,且处于过成熟演化阶段,具备页岩气成藏的烃源条件。从岩石结构、矿物成分、吸附性能等方面揭示出该套页岩发育良好的天然气赋存空间,且具有良好的吸附性能。黏土矿物含量及较好的顶底板条件决定了该套页岩具有良好的可压裂性。湘中坳陷的构造活动相对较弱,盖层封盖性能良好,有利于页岩气藏的形成和保存。 相似文献
6.
岩心观察和岩石薄片鉴定显示,柴达木盆地西部古近系干柴沟组存在层状-非层状泥页岩、层状-非层状灰质泥页岩、泥灰岩、层状-非层状粉砂质泥岩和泥质粉砂岩5种岩相。总有机质含量（TOC）为0.2%~1.4%,有机质以Ⅱ型干酪根为主,普遍处于成熟阶段。泥页岩矿物成分以碎屑石英和粘土矿物为主,并含有不等量的方解石、白云石、长石、黄铁矿等;发育原生孔隙、有机质生烃形成的孔隙、次生溶蚀孔隙、粘土矿物伊利石化体积缩小形成的微孔隙及微裂缝5种页岩气储集空间类型。研究表明,储集空间发育主要受岩相类型、矿物成分、成岩作用、有机碳含量和有机质成熟度的影响。虽然研究区泥页岩中有机质含量普遍较低,但有机质普遍处于成熟阶段,储层中发育多种储集空间类型,并富含脆性矿物和富伊利石的粘土矿物。因此,柴达木盆地西部干柴沟组泥页岩为良好的页岩气储集层,具有一定的页岩气勘探前景。 相似文献
7.
四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征 总被引：1，自引：0，他引：1
基于威远地区龙马溪组的大量测录井和分析测试资料,从泥页岩的地球化学特征、岩石学特征、储层物性特征和含气性特征4个方面对龙马溪组页岩气储层进行研究。结果表明:威远地区龙马溪组有机质丰度较高,平均为2.72%;有机质类型以Ⅰ型为主,成熟度较高,达到热裂解生干气阶段;泥页岩埋藏深度适中,厚度较大,达到页岩气成藏的基本条件;页岩中黏土矿物质量分数适中,脆性矿物质量分数高,平均可达59.6%,具有高脆性、低泊松比和高杨氏模量的特征,满足页岩可压裂性评价指标;储层中广泛发育黏土矿物转化缝、次生溶蚀孔隙和残余粒间原生孔隙等储集空间,受分辨率的限制和未进行离子抛光,故未见到大量的有机质孔隙,孔隙度平均值为6.06%,其中充气孔隙度平均值为2.7%,渗透率受微裂缝的影响较大,分布范围较广;储层含气量高,均大于2 m3/t的标准,最高可达13.016 m3/t,其中游离气占70%~80%。综合研究认为,威远地区龙马溪组页岩为优质页岩气储层段,适合大规模开发。 相似文献
8.
安徽巢湖下志留统高家边组页岩储集性能初步研究 总被引：1，自引：0，他引：1
巢湖地区下志留统高家边组页岩XRD衍射分析表明,页岩主要由伊利石,绿泥石和石英组成。根据沉降法获得石英等脆性矿物平均含量约为67.8%,黏土矿物平均含量约为25.12%。场发射环境扫描电镜对样品进行微观孔隙结构观察,发现页岩的孔隙主要有4种类型,即粒间孔隙、粒内孔隙、裂缝孔隙和溶蚀孔隙。其中粒间孔隙和溶蚀孔隙大量发育,它们是页岩气的重要的储集空间;裂缝孔隙发育良好,是页岩气运移的主要通道。页岩成分和结构之间关系进一步分析表明,页岩中石英等大量脆性矿物的存在,有利于页岩中裂缝的形成;而黏土矿物的存在,不仅能增加有机质含量,并且有利于页岩气的储集。综合分析认为,巢湖地区下志留统高家边组页岩具有较好的储集性能。 相似文献
9.
《矿产与地质》2017,(3)
为了弄清研究区目的层系鹿寨组一段的沉积特征与沉积环境,以沉积岩石学、石油地质学等为理论基础,以野外路线地质调查和4条实测剖面、岩石矿物组分等分析测试资料为手段,系统研究了桂中坳陷鹿寨地区下石炭统鹿寨组一段黑色泥页岩的发育特征与空间展布规律以及沉积环境。研究表明:桂中坳陷鹿寨地区下石炭统鹿寨组一段岩性以灰黑色泥页岩、硅质页岩、炭质硅质页岩等为主,是研究区页岩气勘探的主力层系,沉积环境为浅海陆棚深水陆棚相。页岩矿物组成以石英、长石为主,含量介于50%~84.6%,平均值为64.79%,其次为长石,主要包括钾长石和斜长石,总量介于0%~12.1%,平均为2.8%,黏土矿物含量介于15.9%~42.7%。由此可见,泥页岩以脆性矿物为主,有利于泥页岩在构造应力作用下,容易形成微裂缝,从而成为潜在页岩气的有利区。因此对其开展泥页岩特征与沉积环境研究具有十分重要的沉积学与油气地质学意义,为页岩气的进一步勘查提供了依据。 相似文献
10.
《中国煤炭地质》2017,(8)
通过对沁水盆地榆社-武乡区块石炭-二叠系山西组-太原组富有机质泥页岩展布特征、地球化学特征以及储层特征进行分析认为,研究区富有机质泥页岩十分发育,连续性较好。TOC含量集中分布于1.5%~2.5%,干酪根以III型为主,热演化程度为高成熟—过成熟阶段,为好-优质的烃源岩。泥页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主,黏土矿物主要为高岭石和伊蒙混层。页岩孔隙类型以黏土矿物粒间孔和有机质孔最为发育。泥页岩具有良好的吸附性能,页岩比表面积和孔隙体积有很好的正相关关系,表明研究区页岩具有较好的储集性能。优选的山西组-太原组页岩气有利区分布于研究区的北部及中部偏南一带,有利区内泥页岩累计厚度均在50m以上,TOC含量大于2%,构造较为简单,埋深适中,有利于页岩气的勘探与开发。 相似文献
11.
新疆三塘湖盆地石炭系含油气系统初步评价 总被引：2，自引：0，他引：2
新疆三塘湖盆地晚古生代发育哈尔加乌组和卡拉岗组陆相火山喷发岩系,二者在岩石组合上均以中酸性火山岩及其碎屑岩为主,局部夹基性火山岩。通过岩性剖面和化石组合对比认为哈尔加乌组和卡拉岗组为同一时代地层,没有上下关系,时代为晚石炭世—早二叠世。对哈尔加乌组火山岩进行锆石SHRIMP U-Pb定年获取年龄值为319.6±9.8 Ma,表明这套火山岩含有石炭纪的部分,限定这套火山岩系的喷发时限为石炭纪中期至早二叠世。哈尔加乌组和卡拉岗组火山岩发育多期的火山喷发—沉积旋回,形成巨厚层的火山岩和火山碎屑岩的互层,具备良好的油气储集条件,其下伏老爷庙组暗色泥岩夹层有机碳(TOC)含量较高(0.71%～1.62%),属于一般烃源岩—好烃源岩,这套烃源岩与哈尔加乌组—卡拉岗组火山岩构成生储盖组合,上覆上二叠统芨芨槽子群泥岩为盖层,构成盆地与火山岩相关的石炭系含油气系统,具有重大的石油地质意义。 相似文献
12.
新疆三塘湖盆地石炭系含油气系统初步评价 总被引：1，自引：0，他引：1
新疆三塘湖盆地晚古生代发育哈尔加乌组和卡拉岗组陆相火山喷发岩系,二者在岩石组合上均以中酸性火山岩及其碎屑岩为主,局部夹基性火山岩。通过岩性剖面和化石组合对比认为哈尔加乌组和卡拉岗组为同一时代地层,没有上下关系,时代为晚石炭世—早二叠世。对哈尔加乌组火山岩进行锆石SHRIMP U Pb定年获取年龄值为3196±98 Ma,表明这套火山岩含有石炭纪的部分,限定这套火山岩系的喷发时限为石炭纪中期至早二叠世。哈尔加乌组和卡拉岗组火山岩发育多期的火山喷发—沉积旋回,形成巨厚层的火山岩和火山碎屑岩的互层,具备良好的油气储集条件,其下伏老爷庙组暗色泥岩夹层有机碳（TOC）含量较高（071％162％）,属于一般烃源岩—好烃源岩,这套烃源岩与哈尔加乌组—卡拉岗组火山岩构成生储盖组合,上覆上二叠统芨芨槽子群泥岩为盖层,构成盆地与火山岩相关的石炭系含油气系统,具有重大的石油地质意义。 相似文献
13.
【研究目的】下扬子地区上二叠统广泛发育龙潭组-大隆组暗色页岩,是中国页岩气调查的重点层位。目前该区勘探程度低,导致对该区页岩气成藏条件认识不清。【研究方法】通过龙潭组和大隆组页岩地球化学特征、储集性能,以及保存条件等方面的研究,对该区页岩气资源潜力进行了评价,对有利区进行了优选。【研究结果】龙潭组和大隆组有机质丰度高,TOC含量普遍大于2.0%,热演化程度适中(介于1.3%～2.5%),储集空间以墨水瓶和狭缝状中孔为主,脆性矿物含量普遍高于50%,具有较好的生烃物质基础和可压裂性。龙潭组页岩累计厚度较大,具有良好的自封闭能力,保存条件总体优于大隆组。二者均发育多种类型的裂缝,是页岩气逸散的主要通道,此外,后期岩浆活动较为频繁,对于页岩气有很强的破坏作用,保存条件是页岩气富集的关键。【结论】下扬子地区上二叠统页岩气选区评价应以沉积环境、生烃能力、储集性能等为基础,以页岩气保存条件为关键,采取“强中找弱”的原则进行,最终在下扬子地区大隆组和龙潭组分别划分了5个有利区。 相似文献
14.
我国中上扬子地区下古生界黑色页岩是震旦系、二叠系大中型气田的重要烃源岩,同时其自身也具有形成页岩气藏的巨大潜力。初步研究表明,中上扬子地区下古生界有利页岩气层主要发育在下震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组,这些层位的黑色页岩厚度、有机碳含量、以及Ro值等各项参数均符合形成页岩气藏的特征,是今后页岩气勘探的潜力地层。 相似文献
15.
A set of organic-rich shales of the upper Permian Longtan Formation, which is widely developed in the northeastern part of the Sichuan Basin, is a key formation for the next step of exploration and development. At present, most studies on this set of formations have focused on the reservoir characteristics and reservoir formation mechanism of the shales, and basic studies on the palaeoenvironment and organic matter(OM) enrichment mechanism have not been fully carried out. In this paper, we recov... 相似文献
16.
Petroleum system analysis of the Khatatba Formation in the Shoushan Basin,north Western Desert,Egypt
Mohamed Ragab Shalaby Mohammed Hail Hakimi Wan Hasiah Abdullah 《Arabian Journal of Geosciences》2014,7(10):4303-4320
The Middle Jurassic Khatatba Formation is an attractive petroleum exploration target in the Shoushan Basin, north Western Desert, Egypt. However, the Khatatba petroleum system with its essential elements and processes has not been assigned yet. This study throws the lights on the complete Khatatba petroleum system in the Shoushan Basin which has been evaluated and collectively named the Khatatba-Khatatba (!) petroleum system. To evaluate the remaining hydrocarbon potential of the Khatatba system, its essential elements were studied, in order to determine the timing of hydrocarbon generation, migration and accumulation. Systematic analysis of the petroleum system of the Khatatba Formation has identified that coaly shales and organic-rich shales are the most important source rocks. These sediments are characterised by high total organic matter content and have good to excellent hydrocarbon generative potential. Kerogen is predominantly types II–III with type III kerogen. The Khatatba source rocks are mature and, at the present time, are within the peak of the oil window with vitrinite reflectance values in the range of 0.81 to 1.08 % Ro. The remaining hydrocarbon potential is anticipated to exist mainly in stratigraphic traps in the Khatatba sandstones which are characterised by fine to coarse grain size, moderate to well sorted. It has good quality reservoir with relatively high porosity and permeability values ranging from 1 to 17 % and 0.05–1,000 mD, respectively. Modelling results indicated that hydrocarbon generation from the Khatatba source rocks began in the Late Cretaceous time and peak of hydrocarbon generation occurred during the end Tertiary time (Neogene). Hydrocarbon primarily migrated from the source rock via fractured pathways created by abnormally high pore pressures resulting from hydrocarbon generation. Hydrocarbon secondarily migrated from active Khatatba source rocks to traps side via vertical migration pathways through faults resulting from Tertiary tectonics during period from end Oligocene to Middle Miocene times. 相似文献
17.
以"沉积控相,相控储层"为研究思路,基于野外露头剖面实测与室内实验测试,以及前人的研究成果,探讨渝东北地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组沉积环境对页岩气储层的控制作用。研究表明,渝东北地区五峰组-龙马溪组富有机质泥页岩主要发育于滞留浅海陆棚相中,沉积中心页岩厚度可达70~80m,有机碳含量(TOC)最高可达7.56%,平均3.09%。静水缺氧还原沉积环境岩石类型主要以富含有机质的含碳质含粉砂泥(页)岩、含碳质含硅质泥(页)岩、含硅质泥(页)岩、含碳质泥(页)岩、含粉砂泥(页)岩及硅质泥(页)岩为主。页岩矿物成分以石英(平均达62.76%)和黏土矿物(平均达22.61%)为主。缺氧还原环境下沉积的大量黄铁矿形成的黄铁矿晶间孔、黏土矿物层间微孔隙、有机质生烃形成的微孔隙以及脆性矿物控制形成的微裂缝为页岩气提供了良好的储集空间。沉积环境控制的储层发育特征的研究可为页岩展布、有机质丰度、储集空间及其之后有利区评价等研究提供基础。 相似文献
18.
下扬子地区上二叠统大隆组黑色岩系是区域潜在的烃源层,但过去关注较少。为加深对该问题的认识,本文以新近在皖南地区发现的3条剖面为例,通过详细的岩石学和有机地球化学综合研究,讨论了大隆组黑色岩系的发育特征及油气资源潜力。结果表明,宣城牛山、泾县蔡村和泾县昌桥三条剖面中大隆组黑色岩系均稳定发育,岩石类型包括硅质岩、钙质泥岩和硅质泥岩等。综合地层对比和沉积学研究结果,发现研究区在大隆期经历了一个完整的海进—海退的沉积旋回,黑色岩系主要发育于深水、还原滞留、欠补偿的海洋环境。岩石学和有机地球化学研究结果显示该地区大隆组黑色岩系的有机质丰度高,有机碳含量平均在2.0%左右,有机质类型以II_2和III型为主,并普遍进入高过成熟演化,因此区域勘探应以天然气勘探为主。对比研究区大隆组黑色岩系与中新生代火成岩的分布关系,推测大隆组黑色岩系中有机质的高过成熟演化可能与华南中新生代大规模的岩浆作用影响有关,因此在未受/少受影响的地区(例如泾县—广德一带),也可能存在一定的原油资源潜力。这些认识还可供区域黑色岩系基础地质研究参考。 相似文献
19.
羌塘盆地是青藏高原最大的含油气盆地,也是中国潜在的石油战略后备区之一。新的油气地质调查发现,盆地内发育优质古生代烃源岩,主要为石炭系、二叠系的暗色泥岩,具有机碳含量高的特征,机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型,Ro值大多为1.50%~2.40%,处于高成熟-过成熟阶段。前那底岗日组的古风化壳是盆地内新发现的潜在的储集层,其覆盖于二叠系以及前人已确定的三叠系肖茶卡组地层之上。新发现的上侏罗统-下白垩世白龙冰河组泥灰岩夹膏盐、页岩是区域上较好的盖层。盆地内近年来在地表发现油气显示250余处,其中最重要的是发现了现代天然气泄漏的泥火山,并采集到了天然气样品。综合考虑沉积相、烃源岩、储集层、盖层、保存条件等因素,优选了6个有利区块,其中,托纳木和半岛湖区块作为潜力目标区进行了勘探。 相似文献
20.
Yongcai Yang Zhihuan Zhang Wei Li Liming Qin Chaohe Fang Yuxiang Lin Hua Liu 《中国地球化学学报》2008,27(3):265-275
Stable carbon isotopes were used together with molecular markers to constrain genetic relationships between sandstone extracts and potential source rocks in the pre-Tertiary in the Huanghua Depression, North China. Comparison of the extracts from Permo-Carboniferous terrigenous mudstones and Ordovician marine carbonates indicated that their prominent differences are in stable carbon isotopes, molecular markers and thermal maturity. Although the extracts of the Mesozoic and Lower Permian Xiashihezi Formation sandstones have some similar iso-topic characteristics, molecular markers data provide a good correlation between the Upper Jurassic-Lower Cretaceous oils and the Upper Carboniferous Taiyuan Formation mudstones, and between the Lower Permian Xiashihezi Formation oils and the Lower Permian mudstones. The results showed that the Upper Jurassic-Lower Cretaceous sandstone oils were derived chiefly from the Upper Carboniferous Taiyuan Formation terrigenous mudstones and that the Lower Permian Xiashihezi Formation oils were sourced from the Lower Permian Shanxi Formation and Xiashihezi Formation terrigenous mudstones. 相似文献