共查询到19条相似文献，搜索用时 204 毫秒
1.
在页岩气的区域地质调查阶段,主要通过有机质含量（TOC）与类型、有机质热演化程度、含气页岩厚度、矿物组分类型与含量以及储集层特征等基本地质条件参数,对页岩气有利区进行评价,而以上页岩气基本地质因素均受沉积相的控制。以详细的沉积相研究为基础,通过岩相古地理编图,可以明确富有机质页岩的展布特征,所以岩相古地理控制了页岩气的发育特征。通过利用主要基本地质条件参数,对川南及邻区志留系龙马溪组黑色岩系页岩气有利区进行初步评价,认为川南及邻区志留系龙马溪组,只要已进入中成岩阶段的浅海陆棚相黑色岩系,就能形成页岩气储层。在前人研究的基础上,进一步实例论证并提出沉积相或岩相古地理研究应为页岩气地质调查和选区评价的关键和基础。 相似文献
2.
正1研究目的(Objective)勘探实践证明,志留系是我国目前最为有利、最有前景的页岩气勘探开发层系,已在四川盆地的涪陵、长宁—威远等地区取得了页岩气重大突破,进入商业开发阶段。基础地质调查表明,四川盆地周缘地区志留系黑色页岩发育,尤其是鄂西—渝东北地区,志留系底部龙马溪组富含笔石黑色页岩发育,厚度大,页岩有机质丰度高,生烃潜力大。20世纪80年代以来,中石化、中石油实施的常规油气钻井,在志留系龙马溪组均见到了不同程度的页岩气显示,展示了其 相似文献
3.
牟传龙 《沉积与特提斯地质》2022,42(3):340-349
我国的岩相古地理研究大致经历了三个大的发展时期。初期阶段：20世纪80年代以前,主体是以古生物地层学的理论为指导编制出版大区域的古地理图集,集中反映海陆分布,岩相内容较少,较少的学者开展了岩相古地理研究,揭开了由古地理图向岩相古地理图转变的序幕。快速发展阶段：20世纪80年代至2000年,总体上是以大地构造学、古生物地层学、沉积学等理论为指导,开展了大量的岩相古地理研究与编图工作,并采取多种编图思路和方法编制大区域的岩相古地理图,是我国岩相古地理研究与编图大发展时期,形成了丰硕的理论和实践成果。编制的图件不仅尽量体现活动性古地理的学术前沿,而且更多的是强化实用性,聚焦对沉积层控矿产远景预测和油气勘探的支撑和指导作用。现代阶段：2000年至今,岩相古地理研究与编图聚焦支撑油气地质调查与勘探成为了这段时间的主题,采取不同的编图思路和方法编制出版了大区域的岩相古地理图。具有三大特点：一是编图资料丰富,技术方法新颖;二是编图思路先进,体现了以构造为主线,岩相古地理恢复为核心,支撑服务油气为根本的研究思路;三是以服务油气目标为特色。由于大数据、人工智能等信息技术突飞猛进促进大数据岩相古地理向前发展,数字岩相古地理必将推动我国在岩相古地理编图思路和技术方法的创新,提升支撑服务沉积矿产找矿和油气勘探开发的精准性和预测性水平。 相似文献
4.
为对黔北宽阔–浮焉地区五峰组–龙马溪组页岩气有利区进行预测,在前人研究成果调研基础上,利用26条露头剖面资料、QSD1钻井资料、样品分析测试资料,结合地震、电磁资料,对研究区五峰组–龙马溪组底面埋深、页岩的岩类学特征及沉积相、分布、总有机碳含量（TOC）、有机质成熟度（Ro）、脆性矿物含量的变化进行了分析并预测了页岩气有利区。研究区五峰组–龙马溪组底面埋深多为0～1 500 m,最大埋藏深度为1 926 m;主要由泥岩、粉砂质泥岩组成,夹薄层泥质粉砂岩、偶见泥灰岩,为泥质深水陆棚微相沉积;地层厚度普遍超过30 m,东北部地层厚度大,最大厚度超过90 m,西南部地层厚度小,最大厚度不足50 m;TOC分布具有中部低（<2.0%）、东北部和西南部高（>3.5%）的特征;Ro为1.20%～3.17%、平均值多大于2.50%,主要为过成熟烃源岩;脆性矿物含量多在50%以上,具有中部低（<60%）、东北部和西南部高（>70%）的特征。综合上述页岩气有利区预测指标,分3类预测了有利区的分布,浮焉–小雅向斜中部Ⅰ类有利区是下步页岩气勘探的首选靶区。 相似文献
5.
四川盆地西南缘五峰组-龙马溪组页岩气形成条件与有利区优选 总被引：1，自引：1，他引：0
利用四川盆地西南缘志留系龙马溪组最新钻井、露头资料及样品分析结果,从富有机质泥页岩区域分布、岩性、有机地球化学特征、储层特征、含气性、地层压力等方面,重点研究四川盆地西南缘龙马溪组页岩气形成条件与有利区优选。研究发现,五峰组—龙马溪组页岩具有有机质含量高(TOC 0.12%~6.49%,平均2.06%)、有效厚度大(普遍大于30m)、热演化程度高(Ro2.62%~2.80%)、脆性矿物含量高(56%~92%)、孔隙度较高(0.50%~11.36%,平均3.85%)等特征,钻井岩心现场解析气量最大值达3.38 m3/t、埋深适中(浅于3500m),这些条件均有利于页岩气的形成与富集。综合对比研究结果表明,云南云荞、木杆、高桥地区是四川盆地西南缘页岩气勘探的3个有利区。 相似文献
6.
7.
在前人研究基础上,依托露头和钻井资料,以沉积相分析为核心,结合四川盆地构造演化,采用单因素分析多因素综合法,以"组"为单元编制了奥陶纪岩相古地理图。奥陶纪四川盆地及邻区总体呈现西高东低的古地理格局,自西向东发育滨岸相、混积潮坪相、局限台地相、开阔台地相和斜坡相—盆地相。从岩相古地理视角对成藏条件的分析表明:奥陶系五峰组沉积期四川盆地主体属于局限海环境,发育了一套优质烃源岩,此外,与奥陶系临近的上覆志留系龙马溪组和下伏寒武系筇竹寺组烃源岩在有断层沟通的情况下可提供有效气源;奥陶系碳酸盐岩总体致密,白云石化、表生溶蚀和裂缝的存在是储层形成的关键因素,对应发育了桐梓组—红花园组颗粒滩白云岩储层、岩溶储层和宝塔组裂缝储层等三类储层;奥陶系发育下部(下生上储)和上部(上生下储)两套成藏组合,具有较好的勘探潜力。 相似文献
8.
李旭兵赵灿刘安危凯李继涛 《地层学杂志》2013,(4):527-533
埃迪卡拉系陡山沱组发育的厚层炭质页岩为寻找页岩气的有利层位。根据岩芯观察、野外剖面实测和室内镜下岩石薄片鉴定分析,并结合各种沉积相标志研究,确定研究区陡山沱组主要发育浅水型碳酸盐岩台地沉积,进一步划分为碳酸盐岩台地相、斜坡相及若干亚相。以Vail的层序地层学理论为指导,通过以岩性—岩相转换界面为主的层序界面识别,确定陡山沱组发育3个Ⅲ级层序,每个层序可划分出TST和HST两个沉积体系域。在沉积相和层序地层学分析的基础上,编制了岩相古地理图并对其演化特征进行了分析。不同沉积背景下的烃源岩其有机质特征存在明显的差异性,说明岩相古地理对烃源岩的发育和分布具有重要的控制作用。结合各相带烃源岩物性特征,认为台内盆地相为陡山陀组最有利页岩气勘探地区。 相似文献
9.
《地学前缘》2016,(2):18-28
本文关注四川盆地龙马溪组和自流井组大安寨段两个页岩气代表层段,以涪陵页岩气田龙马溪组和元坝、涪陵自流井组大安寨段比较系统的实验分析资料为基础,从页岩储层的岩性、物性、电性及含气性、有机地球化学特性、脆性等"六性"对比的角度,对海相和湖相页岩气形成基本条件、富集机理和潜力层段进行分析和讨论,认为有机孔隙的发育程度是造成其含气性差异的主要原因,受TOC含量、热演化程度和有机质类型的影响,海相页岩有机质孔隙更加发育。两套页岩层系都具有较好的勘探前景,发育条带状或纹层状灰岩的浅湖-半深湖相富有机质泥页岩是湖相页岩气勘探的有利相带;龙马溪组底部深水陆棚含骨针放射虫笔石页岩岩相是龙马溪组勘探最有利的页岩岩相,另外富含有机质的浅水陆棚相带泥页岩发育的区域、保存条件受到一定程度破坏但吸附气含量仍较高的区域同样具有一定勘探潜力。 相似文献
10.
近年来我国在四川盆地率先实现了页岩气商业开发,奥陶系五峰组-志留系龙马溪组成为南方海相页岩气开发的主力层系.通过梳理页岩气沉积与分布特征、构造演化特征、构造样式及保存特征、页岩储层特征,提出了我国南方海相页岩气富集高产的主控因素:深水陆棚相富有机质优质页岩是物质基础;构造抬升时间和构造样式是页岩气富集保存的关键因素,总结了构造保存完整型、残留型、破坏型3大类页岩气构造样式;地层超压是页岩气高产的必要条件.最终展望了页岩气发展前景,预测了我国南方几个古隆起的边缘和滇黔桂地区是未来页岩气勘探开发的有利区. 相似文献
11.
四川盆地下古生界筇竹寺组与龙马溪组页岩气勘探优选区预测 总被引：1，自引：0，他引：1
四川盆地下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组为盆地内重要的气源岩,在常规气田勘探中发现广泛的油气显示,表明其具有页岩气勘探的良好前景。在页岩气勘探初期,应该先进行优先层段优先区块的深入研究。目前,多名学者对筇竹寺组、龙马溪组的特征和页岩气发育的有利区位做出了预测,但使用方法不完善、不统一,评价指标比较混乱。在系统分析Fort Worth盆地Barnett页岩优选区块特征的基础上,参照美国地质调查局对Barnett页岩的选区原则,结合四川盆地自身的特征,选取页岩层总厚度、TOC、Ro、埋藏深度4个指标确定了2套岩层的页岩气优选区与延展区。研究认为,筇竹寺组有利区与外围延展区均在成都—乐山—资阳—内江为界的区域内部,龙马溪组有利区与外围延展区均在自贡—宜宾一带。 相似文献
12.
《China Geology》2018,1(2):257-272
There are three types of shale gas resources in China. The resources are present in large amounts and are widely distributed. Marine facies, transitional facies and continental facies resources each account for a third. Based on resource distributions, there are many wells penetrated into the Sinian, Cambrian, Ordovician, Silurian, Devonian, Carboniferous and Permian strata of the Yangtze plate and its periphery, the North China Craton and the Tarim Basin. Many years of exploration have indicated that the marine Silurian Longmaxi shale gas is widely distributed in south China and has been industrialized in its production in the Sichuan basin. The shale gas from the Cambrian Niutitang Formation and the Sinian Doushantuo Formation are important discoveries in Yichang, Hubei and Zhenba, Shanxi. There are also shale gas resources found within transitional facies and continental facies in different areas in China. The “two element enrichment theory” has been summarized during the exploration process of Silurian marine shale gas in the Sichuan Basin. In addition, horizontal drilling and fracturing technologies up to 3500 m in depth have been developed. Based on the understanding of shale gas accumulation in a complex tectonic zone outside the Sichuan basin, a preliminary summary of the formation of the “converse fault syncline control reservoir” and “paleo uplift control reservoir” model has been constructed. The dominant theory of “Trinity” shale gas enrichment and the high yield of the “deep water Lu Pengxiang sedimentary facies belt, structural preservation conditions and overpressure” is summarized. Guided by the above theories. Anye1 well in Guizhou and Eyangye1 well in Hubei were drilled. “Four storey” oil and shale gas is found in the Permian Qixia group, the Silurian Shiniulan Formation, the Longmaxi Formation and the Ordovician Baota Formation in Anye1 well. Good shale gas has been gound in the Cambrian Niutitang formation inian Doushantuo formation in Eyangye 1well. This paper aims to summarize and review the main progress, theoretical technology and problems of shale gas exploration and development in recent years in China, and predicts the future exploration and development direction for shale gas and possible exploration areas. 相似文献
13.
在川南及邻区下志留统龙马溪组下段沉积相详细研究的基础上,结合偏光显微镜、X衍射及元素地球化学分析等,提出沉积相对页岩气地质条件的影响特征。研究发现:川南及邻区龙马溪组下段主要发育潮坪相和浅海陆棚相。局限滞留的缺氧还原环境、快速海侵形成的分层水体、适宜的沉积速率及较高的生物产率,造成了龙马溪组下段有机质富集,并以硅质型页岩为主,利于页岩气的富集与开发。隆起边缘的潮坪相沉积,为页岩气的非有利区;沉积中心的深水陆棚沉积区,主要发育碳质硅质页岩、碳质页岩与含粉砂含钙碳质页岩,为页岩气的有利区;砂泥质浅水陆棚含有较高的有机质,应为页岩气发育的次级有利区;灰泥质浅水陆棚主要发育“钙质页岩+含碳泥质灰岩”,有机质含量相对较低,为页岩气的较不利发育区。 相似文献
14.
洪水庄组页岩是燕辽裂陷带的主力烃源岩层,具有较好的生烃潜力,而辽西拗陷的洪水庄组研究相对薄弱,对烃源岩发育特征和生烃潜力等问题研究不够深入,制约了该区中—新元古界油气地质条件研究和勘探部署工作. 为揭示辽西拗陷洪水庄组烃源岩生烃潜力和油气保存条件,以辽西拗陷凌源地区辽凌地2井和3条剖面的洪水庄组样品为对象,进行了烃源岩地球化学特征分析研究. 结果表明：辽西拗陷凌源地区中元古界洪水庄组烃源岩有机质丰度较高,具有较好的生烃物质基础;有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型,局部含Ⅱ2和Ⅲ型;等效镜质体反射率Ro分布在1.15%~2.26%,处于成熟—高成熟阶段,部分样品过成熟,综合评价为中到好烃源岩,生烃潜力较好. 凌源地区以洪水庄组为生油层,可构成2套完整的生储盖组合,且处于有利储集相带,显示出良好的油气勘探前景. 相似文献
15.
《China Geology》2020,3(4):623-632
North Carnarvon Basin is a gas province with minor oily sweet spots in deepwater area with water depth more than 500 m, which is one of the hot spots of global petroleum exploration for its series of giant hydrocarbon discoveries in recent years. However, the degree of oil and gas exploration in deepwater area is still low, and the conditions for oil and gas accumulation are not clear. Based on the current exploration situation and latest database of fields, applying multidisciplinary analysis of hydrocarbon geology, hydrocarbon accumulation elements and its exploration direction of North Carnarvon Basin in deepwater area are analyzed. The results show that there are three sets of main source rocks in deepwater area of North Carnarvon Basin, which are Triassic marine shale in Locker Formation and delta coal-bearing mudstone with thin carbonaceous mudstone in Mungaroo Formation, Lower –Middle Jurassic paralic carbargilite and coal measure strata in Athol Formation and Murat Formation, Cretaceous delta mudstone in Barrow Group and marine shale in Muderong Formation. Most source rock samples show gas-prone capability. The coarse sandstone of delta facies in Middle–Upper Triassic Mungaroo Formation is the most important reservoir in deepwater area, Lower Cretaceous Barrow Group deep-water gravity flow or underwater fan turbidite sandstone is the secondly main reservoir. Lower Cretaceous marine shale in Muderong Formation is most important regional caprock. Triassic mudstone in Mungaroo Formation is an important interlayer caprock in deepwater area. There are two main reservoir accumulation assemblages in deepwater area, one is Triassic structural-unconformity plane reservoir accumulation assemblage of Locker Formation to Mungaroo Formation, and the other is Lower–Middle Jurassic Athol Formation and Murat Formation–Lower Cretaceous stratigraphic lithology-structural reservoir accumulation assemblage of Barrow Group to Muderong Formation. There are three main control factors of hydrocarbon Accumulation: One is coupling of source and seal control hydrocarbon distribution area, the second is multi-stage large wave dominated deltas dominate accumulation zone, the third is direction of hydrocarbon migration and accumulation in hydrocarbon-rich generation depression was controlled by overpressure. The south of Exmouth platform in deepwater area is adjacent to hydrocarbon rich depression zone, reservoir assemblage is characterized by “near source rocks, excellent reservoir facies, high position and excellent caprocks ”, which is the main battlefield of deepwater oil and gas exploration in North Carnarvon Basin at present. There are a lot of fault block traps in the northern structural belt of Exmouth platform, and the favorable sedimentary facies belt at the far end of delta plain in Mungaroo Formation is widely distributed, which is the next favorable exploration zone. The Lower Cretaceous, which is located at the concave edge uplift adjacent to the investigator depression and the Exmouth platform, also has a certain exploration prospect in northwest of deepwater area. 相似文献
16.
四川盆地东部龙马溪组页岩气成藏地质条件对比分析 总被引：2，自引：2，他引：0
为了揭示四川盆地东部页岩气成藏地质规律,指导页岩气勘探部署,选取四川盆地东部焦石坝地区、彭水地区及湖南保靖地区进行页岩气成藏地质条件对比分析。结果表明: 在龙马溪沉积时期,四川盆地东部形成了前陆盆地,沉积了富含有机质的碳质页岩,为页岩气生成提供了物质条件; 前陆盆地沉积中心位于重庆一带,其碳质页岩厚度从中心向周围减薄,碳质页岩中有机质丰度由中心向周边减小,有机质成熟度由中心向周边降低,地层压力由中心向周边减小,生烃时间从西向东逐渐缩短; 渝东焦石坝地区页岩气储集空间以孔隙为主,湖南保靖地区储集空间以裂缝为主; 从西向东,储层中孔隙空间缩小,裂缝发育程度加大; 构造运动对页岩气产生破坏作用,由东向西逐渐减弱。综合分析认为,四川盆地东部从渝东焦石坝地区向湖南保靖地区,页岩气成藏条件逐渐变差,勘探难度增加。 相似文献
17.
黔中隆起及其周缘地区下古生界油气勘探前景与方向 总被引：4，自引：2，他引：2
黔中隆起位于上扬子板块东南缘,经历了前震旦纪基底形成、早震旦世裂谷、晚震旦世—志留纪被动大陆边缘、泥盆纪—中三叠世陆内裂谷与克拉通盆地和晚三叠世—第三纪陆内盆地5大演化阶段。该区具有较好的成油气地质条件;发育上震旦统陡山沱组泥页岩和下寒武统牛蹄塘组泥页岩两套区域烃源岩及下奥陶统湄潭组和下志留统龙马溪组局部泥页岩烃源岩,具有很强的生烃潜力;发育上震旦统灯影组白云岩、寒武系金顶山组碎屑岩、高台组—娄山关组碳酸盐岩和下奥陶统—下志留统储层;而牛蹄塘组泥岩和娄山关组膏盐白云岩与上二叠统龙潭组含煤泥岩是该区区域性盖层,湄潭组、龙马溪组为局部盖层;该区保存条件复杂,燕山、喜山构造运动对早期油气藏的改造和破坏较大,是该区油气成藏的主要控制因素,也是该区油气勘探的主要风险所在。研究认为该区油气勘探潜力较大,而安顺凹陷、三塘—百兴凹陷和黔西凹陷整体油气保存条件较好,为最有利天然气勘探区带。 相似文献
18.
19.
内蒙古巴彦浩特盆地广泛发育上石炭统太原组煤系烃源岩.在野外地质勘查、典型剖面实测、样品采集及实验分析基础上,开展了有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等有机地球化学特征分析与研究,初步对其生烃潜力进行评价.结果表明：太原组烃源岩有机质丰度高,热演化程度属于成熟—高成熟演化阶段,具备较好的页岩气气源条件.通过多因素叠加分析的方法,圈定了页岩气成藏有利区3处,分别是北部的查干布拉格有利区、通古勒格淖尔嘎查－伊克尔嘎查苏木有利区和南部的下河沿－营盘水有利区. 相似文献