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天然气地球科学 ›› 2022, Vol. 33 ›› Issue (3): 431–440.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.005

• 非常规天然气 • 上一篇    下一篇

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩气富集条件及主控因素

王鹏威1(),刘光祥1,刘忠宝1,陈筱2,李鹏1,蔡钡钡3   

  1. 1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083
    2.中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100027
    3.中国地质大学（北京），北京 100083
  • 收稿日期:2021-08-24 修回日期:2021-10-03 出版日期:2022-03-10 发布日期:2022-03-22
  • 作者简介:王鹏威（1986-），男，山东威海人，副研究员，博士，主要从事非常规油气地质研究. E-mail：wangpw.syky@sinopec.com.
  • 基金资助:
    国家自然科学基金项目(91755211)

Shale gas enrichment conditions and controlling factors of Upper Permian Longtan Formation transitional shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

Pengwei WANG1(),Guangxiang LIU1,Zhongbao LIU1,Xiao CHEN2,Peng LI1,Beibei CAI3   

  1. 1.Research Institute of Petroleum Exploration & Production，SINOPEC，Beijing 100083，China
    2.CNOOC International Limited，Beijing 100027，China
    3.China University of Geosciences （Beijing），Beijing 100083，China
  • Received:2021-08-24 Revised:2021-10-03 Online:2022-03-10 Published:2022-03-22
  • Supported by:
    The National Natural Science Foundation of China(91755211)

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摘要：

利用有机岩石学、干酪根碳同位素、X?射线衍射、场发射扫描电镜等实验测试资料，阐述了川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩烃源岩品质、储层发育及含气性特征，并探讨了孔隙类型和含气性的主控因素。研究表明，川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩总有机质丰度高（TOC值平均为3.50%）、热演化程度高（RO值平均为2.23%），有机显微组分以镜质体为主，惰质体次之，以Ⅲ型干酪根为主，是一套优质气源岩。页岩储层具有较好的物性（孔隙度平均为5.56%），孔隙类型以黏土矿物孔为主，其中伊/蒙混层间微孔隙较发育，主要为介孔—微孔，有机质孔基本不发育。泥页岩吸附气含量和总含气量变化较大。有机显微组分是控制龙潭组高成熟富有机质页岩有机孔隙发育的首要因素，有机质丰度是控制页岩吸附能力和含气性的重要因素。

关键词: 页岩气, 烃源岩品质, 储层特征, 含气性, 主控因素, 上二叠统, 龙潭组, 川东南—黔西北地区

Abstract:

Focusing on shale gas enrichment conditions of Upper Permian Longtan Formation transitional shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou， this paper primarily discusses source rock quality， reservoir conditions and gas content by using measurements， e.g.， organic petrology， kerogen carbon isotope， X-ray diffractometer （XRD） and field emission scanning electron microscopy （FE-SEM）. Results show that the Longtan shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou is characterized by high organic matter abundance （average TOC value is 3.50%） and high thermal maturity （average RO value is 2.23%）. The organic macerals are dominated by vitrinite， followed by inertinite， indicating type III kerogen. It is a set of high-quality gas source rocks. The shale reservoir has high physical properties with average porosity of 5.56%， the reservoir is dominated by clay mineral pores， where mesoporous and micropores among I/S mixed layers are well developed. Organic macerals are main controlling factors on the organic pore development in Longtan high to over-high organic-rich shale. Shale varies greatly in adsorbed gas content and total gas content， and the organic matter abundance is an important factor controlling adsorption capacity and gas content.

Key words: Shale gas, Source rock quality, Shale reservoir, Gas content, Primary controllers, Upper Permian, Longtan Formation, Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

中图分类号: 

  • TE122

图1

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组沉积相［12］（a）及岩性柱状图（b）"

图2

黔西北地区龙潭组全岩矿物组成（a）及黏土矿物组成（b）"

图3

川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩实测TOC（a）和RO（b）直方图"

图4

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组页岩TOC及RO等值线图"

图5

川东南—黔西北地区龙潭组页岩有机显微组分特征（a）Z1井，1 273.51 m，泥岩；（b）Z1井，1 272.68 m，炭质泥岩；（c）X1井，3 164.33 m，黑灰色泥岩；（d） X1井，3 147.35 m，黑灰色泥岩；（e）Z1井，1 052.86 m，炭质泥岩；（f）Z1井，1 057.66 m，泥岩"

图6

不同层系页岩干酪根碳同位素对比"

图7

川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩孔隙度（a）和孔径分布（b）直方图"

图8

川东南—黔西北地区龙潭组页岩孔隙类型（a） Z1井，炭质泥岩，1 033.86 m，伊/蒙混层微孔隙放大；（b） Z1井，炭质泥岩，1 058.06 m，伊/蒙混层与绿泥石间发育的微孔隙放大；（c） Z1井，炭质粉砂质泥岩，1 263.48 m，绿泥石、伊利石和伊/蒙混层中发育丰富纳米孔隙；（d） Z1井，炭质泥岩，1 264.08 m，黏土矿物片层间发育的微孔隙放大"

图9

川东南—黔西北地区龙潭组页岩有机质扫描电镜照片（a） Z1井，1 272.68 m，TOC=4.00%，RO=2.49%；（b） Z1井，1 263.48 m，TOC=2.87%，RO=2.46%；（c） Z1井，1 260.2 3m，TOC=1.46%，RO=2.45%；（d） Z1井，1 264.48 m，TOC=5.76%，RO=2.44%"

图10

龙潭组泥页岩黏土矿物（a）和TOC（b）与孔隙度相关关系"

图11

龙潭组页岩样品等温吸附曲线"

图12

龙潭组泥页岩TOC（a）和黏土矿物（b）与总含气量关系"

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