Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 3: 441 - 450

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.007

Characteristics and gas-bearing characteristics of coal-measure shale reservoirs in the Upper Paleozoic of Qinshui Basin

  • Yuanzhen MA , 1 ,
  • Meng WANG , 2 ,
  • Jiamin LI 1 ,
  • Jianguang ZHAO 1 ,
  • Tengfei JIA 1 ,
  • Junqing ZHU 1
Expand
  • 1. College of Geology and Mining Engineering，Xinjiang University，Urumqi 830046，China
  • 2. Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation Process，Ministry of Education，Xuzhou 221008，China

Received date: 2021-07-06

  Revised date: 2021-09-23

  Online published: 2022-03-22

Supported by

The Natural Science Foundation Project of Xinjiang Uygur Autonomous Region, China(2018D01C062)

the Special Fund Project of the Central University Basic Research Fund(2020ZDPYMS09)

Fold

Highlights

Taking the black shale in Qinshui Basin as the main research target， based on the analysis of the data， borehole sampling and experimental testing of three investigation wells， including Well Y2 in the north， Well Y5 in the middle and Well Y3 in the middle and south， the organic geochemistry and reservoir physical properties of coal measure shale gas in Qinshui Basin were systematically studied in the stratified section. The results show that the average TOC of coal measure shale samples in the study area is greater than 2.0%， and the kerogen type is mainly type Ⅲ kerogen. The brittleness coefficient of each shale is generally between 30% and 40%， and the brittleness index is Ⅳ>Ⅲ>Ⅰ>Ⅱ. The gas survey shows that the gas layer is mainly the gas layer， and the gas survey shows the grade Ⅳ>Ⅱ>Ⅲ>Ⅰ. Based on the thickness， total organic carbon content， organic matter maturity， brittleness characteristics and gas bearing characteristics of coal measure shale， the favorable sequence of shale gas exploration and development potential is Ⅱ>Ⅳ>Ⅲ>Ⅰ.

Cite this article

Yuanzhen MA , Meng WANG , Jiamin LI , Jianguang ZHAO , Tengfei JIA , Junqing ZHU . Characteristics and gas-bearing characteristics of coal-measure shale reservoirs in the Upper Paleozoic of Qinshui Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(3) : 441 -450 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.007

0 引言

借鉴北美页岩气勘探开发经验［1-2］，前人对我国南方海相页岩地层进行了较为丰富的研究后认为，海相页岩厚度较为稳定且储层相对单一。海相页岩气开发实践广泛，其评价工作也相对容易，建立了相对完整的页岩气资源评价体系［3-4］。与海相页岩气地质特征相比，海陆过渡相（也称为煤系）页岩有机碳含量变化大、岩性在垂向上变化大、页岩单层厚度小、并且沉积环境不稳定、在区域分布上变化较大［5-9］。
沁水盆地煤系页岩气研究和勘探工作尚处于初期阶段，还没有形成比较系统完整的评价理论。郭少斌等［5］、尹开贵等［7］、匡力春等［9］、谢卫东等［10-11］对海陆过渡相页岩储层进行了页岩气地质特征、影响因素等方面开展了研究；蔡光银等［6］、李阳阳等［12］、钟秋等［13］、马如英等［14］，贾腾飞等［15］针对海陆过渡相页岩储层的孔隙特征及储层发育特征进行了评价。前人研究认为山西省含煤地层发育广泛，主体为一套海陆过渡相含煤沉积，煤系伴生页岩具有厚度大、有机碳含量高、砂泥互层频繁等特点，与煤层气、致密砂岩气等非常规资源往往呈空间叠置、成因关联的关系，但都涉及煤系气共采或者根据地层厚度、有机碳含量、气测角度得出，由于评价参数单一，导致研究成果不够系统。鉴于此，本文通过对采集自沁水盆地石炭系—二叠系页岩样品的实验测试，以所划分的层段为单位，分别评价了研究区各层段的页岩有机地球化学特征、矿物组成特征、含气性特征等地质基础，确定了页岩气勘探开发的重点层位，以期对研究区页岩气勘探开发、页岩含气性评价提供一定的指导意义。

1 地质背景

沁水盆地位于山西地块南部，东边为太行山隆起，西边为霍山隆起。沁水盆地为中生代所形成，中生代构造控制着其基本构造特征，整体上呈一个NNE向的大型复式向斜（图1）。研究区煤系页岩埋深特征主要受沁水盆地构造特征的控制，Y2井、Y3井、Y5井3个钻孔点均位于沁水盆地构造稳定的区域。含煤地层为下二叠统山西组和上石炭统太原组，它是一套近海海陆过渡相含煤沉积［16-17］。根据研究区石炭系—二叠系基础地质特征以及海陆过渡相页岩气发育特征，参考苏育飞等［18］对沁水盆地石炭系—二叠系页岩层段的划分，将研究区页岩层系划分为4个层段（图1），分别为：①第Ⅰ层段：山西组与下石盒子组分界砂岩底至山西组主采煤层顶，页岩厚度为0.80~62.50 m，平均为20.84 m；②第Ⅱ层段：山西组主采煤层底至灰岩段顶，页岩厚度为4.73~78.11 m，平均为39.61 m；③第Ⅲ层段：太原组石灰岩段，页岩厚度为1.90~57.50 m，平均为14.86 m；④第Ⅳ层段：太原组主采煤层底至铁铝岩段顶，页岩厚度为1.00~75.79 m，平均为22.29 m。
图1 沁水盆地构造纲要［19］和采样钻孔分布图（a）以及3口井煤系页岩层段划分柱状图（b）

Fig.1 Structural outline diagram［19］， distribution diagram of sampling boreholes of Qinshui Basin（a） and bar diagram of coal measure shale section division of three wells（b）

通过对3口井4个层段的页岩发育情况总结分析，第Ⅰ层段岩性主要都是以黑灰色—灰黑色砂质泥岩夹薄层砂岩层为主，夹不可采煤层1~3层，各岩层中常夹有煤线；第Ⅱ层段页岩厚度最大，岩性主要以致密的灰黑色—黑色砂质泥岩、泥岩为主，仅就页岩发育情况来说，该层段是研究区页岩气赋存条件最好的层位；第Ⅲ层段岩性主要以灰岩、黑色泥岩和煤层为主，页岩的含气性可能较大，但层段中部被一层厚度较大的灰岩所隔开，厚度是4个层段中最小的，基本都不足10 m，除去个别单层页岩厚度较大的地区，此层段作为页岩气勘探开发层较差；第Ⅳ层段岩性主要以浅灰色—灰黑色砂质泥岩、泥岩和煤层为主，含太原组主采煤层，不论从页岩发育情况还是气源来说，该层段都是很好的页岩气储层。

2 样品与实验

本文研究对沁水盆地Y2井、Y3井、Y5井钻孔点进行采样工作（图1），采集煤系页岩岩心样品共257件。对页岩岩心样品开展了有机地球化学特征、矿物组成等相关测试。下文提到的页岩样品均由山西省地质矿产研究院承担化验测试（表1）。
表1 研究区页岩样品实验测试

Table 1 Experimental test of shale samples in the study area

检测项目 样品数量/件 检测依据 主要仪器
总有机碳含量 131 GB/T19145—2003《沉积岩中总有机碳的测定》 CS-230、CS-800红外碳硫仪
岩石热解 35 SYT5117—96《岩石热解分析方法》 OG-2000V
干酪根显微组分及类型 14 SY/T 5125—1996 Leica DM4500p
镜质组随机反射率 14 SY/T5124—1995《沉积岩中镜质组反射率的测定方法》 LeicaDM4500p/DFC450C仪器
岩矿鉴定与扫描电镜 13

DZ/T 0275.4—2015

SY/T 5162—1997

SY/T 6189—1996

Leica DM4500p

Tescan/OXFORD

全岩及黏土矿物 X-射线衍射 34 SY/T5163-2010《沉积岩中黏土矿物； 常见非黏土矿物X-射线衍射分析方法》。 D/Max-3B型X-射线衍射仪、理学SmartLab
渗透率 6 《岩心常规分析方法》SY/T5336—1996

Ultrapore-200A氦孔隙仪 KFSY/J95-036

ULTRA-PERMTM200渗透率仪 KFSY/J95-031

兰氏体积和兰氏压力 10 GB/T 19560—2008 TerraTek-300等温吸附仪

3 生烃条件

3.1　总有机碳含量（TOC）

研究区页岩总有机碳含量测试分析结果显示（表2），煤系钻孔页岩样品TOC值主体分布于0.13%~20.52%之间，平均为2.48%。其中位于盆地北部的Y2号钻孔TOC值相对较小，Y3井、Y5井钻孔TOC平均值都大于2.0%，位于盆地中南部的Y5井钻孔TOC最大。对比研究区各目的层段（图2），第Ⅰ层段页岩TOC值分布于1.0%以下的较其他3个层段最多，第Ⅱ层段和第Ⅲ层段页岩TOC值主要处于1%~4%之间，样品数可达40%以上，第Ⅳ层段页岩TOC在各个数值区间分布都有，变化范围较大。综上所述，考虑到全区TOC分布的稳定性，第Ⅱ层段是最有利的富有机质页岩，生烃潜力最强，第Ⅰ层段和第Ⅳ层段次之，第Ⅲ层段的页岩总体生烃能力最差。
表2 煤系页岩各层段有机地球化学参数

Table 2 Organic geochemical parameters of each interval of coal-measure shale

参数 第Ⅰ层段 第Ⅱ层段 第Ⅲ层段 第Ⅳ层段
TOC/% （0.32~11.40）/2.33 （0.27~20.52）/2.71 （0.85~3.09）/1.76 （0.13~14.31）/2.55
R O/% （2.35~2.80）/2.62 （2.23~3.25）/2.68 2.42 （2.65~3.36）/2.96
T max/℃ （311~565.59）/489.06 （434.34~575.20）/524.26 （436.8~557.26）/497.03 （304.75~575.17）/497.81
S 2/（mg/g） （0.017~0.52）/0.258 5 （0.02~1.486 4）/0.476 9 （0.052 1~0.241 1）/0.146 6 （0.001 1~0.681 3）/0.169 6
氢指数（I H）/（mg/g） （2.36~29.14）/16.89 （1.69~77.98）/19.19 （2.88~14.52）/8.70 （0.03~22.79）/8.36
壳质组/% （0~3.3）/0.7 （0~14.6）2.9 0 0
镜质组/% （79.3~94.3）/88.4 （73.0~97.7）/84.2 （93.7~96.3）/95.0 （74.3~97.7）/88.9
惰质组/% （3.0~20.7）/10.9 （2.3~13.0）/12.9 （3.7~6.3）/5.0 （2.3~25.7）/11.1
TI指数 （-80~-73）/-76.6 （-82~-57）/-73.8 （-77~-76）/-76.5 -76.5

注：（0.32~11.40）/2.33=（最小值—最大值）/平均值

图2 煤系页岩各层段TOC分布频率柱状图

Fig.2 TOC distribution frequency histogram of each interval of coal-measure shale

选取3口井钻孔的页岩TOC值，并绘制了TOC与埋深的关系图，如图3所示，各个钻孔页岩的TOC含量与埋深的相关性较差，只能看出各个沉积阶段的海侵海退对页岩TOC值有较大的影响，更能直观地看出4个层段页岩TOC值普遍大于1.0%，第Ⅰ层段、第Ⅱ层段、第Ⅲ层段的TOC值总体分布较为集中，主要位于1.0%~4.0%之间，而第Ⅳ层段的TOC值离散度较高，分布范围更广，有机碳含量高值点较多。
图3 Y2井、Y3井、Y5井钻孔埋深与TOC关系

Fig.3 Relation diagram between buried depth of borehole and TOC of Wells Y2， Y3 and Y5

3.2　有机质类型

研究区页岩有机质类型通过岩石热解评价法及TI指数法［20-21］进行确定，且2种方法全部显示其为Ⅲ型干酪根。

3.2.1　岩石热解评价法

由表2测试结果可知，研究区页岩最高热解温度T max值为575.20 ℃，生烃潜量S 2值处于0.001 1~1.486 4 mg/g之间，I H值多介于10~30 mg/g之间。

3.2.2　 TI指数评价法

依据干酪根组分统计结果（表2），研究区4个不同层段页岩类型指数TI约为-82~-57，平均为-75.85，表明研究区4个页岩层段有机质类型为Ⅲ型干酪根。

3.3　有机质成熟度

如图4所示，从左向右依次代表了4个不同层段。由图4可知，研究区晚古生代页岩R O值基本都处于1.8%~2.5%范围内，部分样品中页岩R O值达到3.0%，甚至3.5%以上，平均值为2.33%，表明页岩的大部分有机质已进入干气窗内，大量生成了热成因甲烷。
图4 煤系页岩R O分布箱形图

Fig.4 Box diagram of the distribution of R O of coal-measure shale

页岩有机质成熟度的分布总体比较稳定，各层段的R O值相差不大，其中第Ⅰ层段R O值处于2.35%~2.80%之间，平均值为2.62%；第Ⅱ层段R O值分布在2.23%~3.25%范围内，平均值为2.68%；第Ⅲ层段R O值平均为2.42%；第Ⅳ层段R O值处于2.65%~3.36%之间，平均值为2.96%。

4 页岩储层物性特征

4.1　矿物组成

通过对Y2井、Y3井、Y5井钻孔页岩样品进行全岩X-射线衍射实验测试，研究区4个层段页岩的矿物成分有黏土矿物、石英、白云石、菱铁矿、黄铁矿、石膏、透辉石和浊沸石（表3），在纵向上分布不均匀（图5）。其中黏土矿物含量最高，平均为55.52%，主要分布于50%~60%之间，占页岩矿物含量的一半以上，其次为石英含量，平均为37.75%，主要处于30%~40%之间，菱铁矿平均为20.28%；其他矿物所占比重都不大，浊沸石为13.03%，透辉石为9.5%，白云石为9.08%，黄铁矿为3.23%，石膏为2.8%。
表3 研究区煤系页岩矿物组成成分

Table 3 Mineral composition of coal measure shale in the study area

层段 黏土矿物/% 石英/% 白云石/% 菱铁矿/% 黄铁矿/% 石膏/% 浊沸石/% 透辉石/% BI/%
Ⅰ 52.16 35.54 41.65 2.8 26.89
Ⅱ 57.25 35.66 10.47 6.9 3.49 13.6 9.5 28.60
Ⅲ 56.8 37.35 10.9 0.8 36.04
Ⅳ 54.94 36.38 4.9 18.07 3.55 11.9 30.78
图5 研究区煤系页岩样品矿物组分

Fig.5 Mineral composition of coal measure shale sample in the study area

沁水盆地中暗色页岩形成于海陆过渡相沉积环境，研究区大部分页岩样品中黏土矿物含量在50%以上，石英含量在35%左右。黏土矿物主要由高岭石、伊利石组成，高岭石含量处于9.3%~91.6%之间，平均为55.93%；伊利石处于8.4%~87.9%之间，平均为38.54%；绿泥石处于0~34.9%之间，平均为13.27%。硅质矿物含量处于6.3%~66.2%之间，矿物以石英为主，含量处于2.4%~97.8%之间，平均为37.75%。长石在第I层段、第II层段、第Ⅲ层段、第Ⅳ层段样品中均没有检测到。非黏土矿物中，碳酸盐矿物含量处于0~68.5%之间，平均为16.54%，黄铁矿含量处于0%~12%之间，平均为3.23%。研究区有利于页岩孔隙空间增加的高岭石含量较高，而不利于页岩孔隙空间增加的伊利石与绿泥石含量相对较少。

4.2　脆性特征

本文研究采用基于JARVIE等［22］提出的矿物组分评价计算指标：脆性系数=（石英+长石+黄铁矿）/总矿物，即公式（1）所示：
B I = W Q t z + W F e l d + W F e s W T o t a l × 100 %
式中：BI表示为脆性系数，%；WQtz为石英含量，%；WFeld为长石含量，%；WFes为黄铁矿含量，%；WTotal为矿物总含量，%。
研究区煤系页岩脆性系数处于6.3%~66.2%之间，平均为36.91%，主要分布在30%~40%之间：第I层段BI值处于19%~55.9%之间，平均为35.54%；第II层段BI值处于23.1%~52.7%之间，平均为37.29%，集中分布在30%~40%范围内；第III层段BI值处于25.7%~49.8%之间，平均为37.75%；第IV层段BI值处于6.3%~66.2%之间，平均为37.17%，分布较为均匀（图6）。
图6 脆性系数（BI）分布柱状图

Fig.6 The distribution histogram of the brittleness index （BI）

研究区Ⅰ—Ⅳ各个层段BI值小于30%的样品分别占总样品的22.22%、33.33%、11.11%、33.33%，各个层段BI值大于30%的样品分别占总样品的21.74%、47.83%、4.3%、26.09%，研究区层段页岩储层脆性由好到差的顺序依次为Ⅱ>Ⅳ>Ⅰ>III，相对而言，研究区煤系页岩气储层脆性系数相对偏低。

5 含气性特征

本文研究中含气量的确定主要通过2种方法：第一种方法依据页岩气井现场含气量数据，分析页岩含气性特征；另外一种方法依据甲烷吸附实验数据估算理论含气量。

5.1　页岩气现场解吸含气量

Y2井、Y3井、Y5井均处于沁水盆地内，其现场所测的页岩气含气量数据可作为沁水盆地页岩含气性特征分析的依据。由表4看出，研究区页岩气井各层段现场实测均值处于0.45~1.5 m3/t之间，其中第Ⅰ层段均值为0.95 m3/t；第Ⅱ层段均值为0.80 m3/t，第Ⅲ层段均值为0.50 m3/t，第Ⅳ层段均值为0.88 m3/t。相对应为埋深在1 200~1 500 m之间时页岩气含气量实测值。
表4 Y2井、Y3井、Y5井实测含气量值（m3/t）

Table 4 Measured gas content of Wells Y2, Y3 and Y5(m3/t)

调查井 第Ⅰ层段 第Ⅱ层段 第Ⅲ层段 第Ⅳ层段
Y2井 1.5 0.75 0.5 -
Y3井 0.61 0.646 0.45 0.8
Y5井 0.74 1.01 0.56 0.95

5.2　等温吸附实验估算理论含气量

本文研究在全区共选取3口井不同层段的10件样品进行等温吸附试验测试，获得结果如图7所示。由实验测试得知，30 ℃下，研究区上古生界页岩V L值处于0.39~1.08 cm3/g之间。其中第Ⅰ层段页岩V L值加权平均为0.86 cm3/g；第Ⅱ层段页岩V L值平均为0.69 cm3/g；第Ⅲ层段页岩V L值平均为0.49 cm3/g；第Ⅳ层段页岩V L值平均为0.55 cm3/g。
图7 Y2井、Y3井、Y5井各层段等温吸附图

Fig.7 Isothermal adsorption diagram of each layer of Wells Y2， Y3 and Y5

页岩样品体积法等温吸附实验测试结果如图7所示，由图7可以看出，当压力值处于0~5 MPa之间，实验测试吸附量（过剩吸附量）随着压力增大直线急剧上升；当压力值处于5~9 MPa之间，过剩吸附量直线缓慢增加（部分样品页3-2、032-37、页3-19直线开始下降）；当压力值大于10 MPa后，4个层段页岩样品的过剩吸附量随着压力值的增大而降低。
分析煤系页岩产生这种现象的主要原因为当采用体积法进行页岩等温吸附实验时忽略了甲烷吸附相体积的影响。因此考虑吸附相体积时，页岩等温吸附实验中甲烷的实际吸附量（绝对吸附量）与过剩吸附量的转换关系如下［23］：定义吸附量m ex为过剩吸附量，吸附量m abs为绝对吸附量。
m a b s = m e x 1 - ρ g ρ a = m e x + ρ g V a
现有的方法［24-25］通过计算吸附相密度将过剩吸附量转换为绝对吸附量，本文对等温吸附曲线进行拟合，得到吸附相密度和体积。吸附方程如下：
n e x= n L p p L + p(1- ρ g ρ a)
式中：n ex表示过剩吸附量，mmol/g；n L表示最大吸附量，mmol/g；p表示吸附实验压力，MPa；p L表示Langmuir压力，MPa；ρ g表示甲烷气相密度，g/cm3；ρ a 表示甲烷吸附相密度，g/cm3。
利用上述方法得出甲烷吸附相密度和体积以后，结合实验测试吸附量，用式（2）将过剩吸附量校正为绝对吸附量。其校正结果如图8所示。从图8可以看出，绝大多数页岩样品的绝对吸附量随着压力的增大而逐渐增大，然后曲线增加变缓，当压力增加到一定程度，页岩中甲烷的绝对吸附量，也就是实际吸附量达到饱和，表现为绝对吸附量趋于平稳。
图8 研究区页岩样品绝对吸附量校正结果

Fig.8 Correction results of absolute adsorption capacity of shale samples in the study area

5.3　气测显示

沁水盆地煤系页岩气测显示埋深一般大于800 m［26-27］，根据现场情况，将气显示层划分为3级：把净增值介于0.2%~1.0%之间的异常段定为气测异常层；把净增值介于1.0%~5.0%之间的异常段定为含气层；把净增值>5.0%的异常段定为气层。
由Y2、Y3、Y5录井资料得出共30层有气显示，总厚度480.42 m，单层平均厚度为16.014 m。气层、气测异常层和含气层厚度依次分别为255.16 m、147.98 m、77.28 m。其中气层12层，单层平均厚度为21.26 m，气测异常层11层，单层平均厚度为13.45 m，含气层7层，单层平均厚度为11.04 m。从图9可见，气层主要发育在第II层段，占气层总厚度的37.41%，然后是第IV层段，占气层总厚度的31.29%，第III层段和第I层段分别占气层总厚度的15.82%和8.94%；含气层主要在第IV层段中，占含气层总厚度的44.55%，第III层段、第II层段依次占含气层总厚度的25.69%、10.35%，第Ⅰ层段中未见含气层；气测异常层主要在第II层段中，占气测异常层总厚度的22.64%，第I层段和第IV层段依次占气测异常层总厚度的14.04%和13.39%，第III层段未见气测异常层。综上所述，研究区第IV层段页岩含气量最高，为页岩气勘探开发的有利层段，第II层段次之，第III层段和第I层段依次相对较低。
图9 各层段气测各级别厚度占各级别总厚度百分比柱状图

Fig.9 Histogram of the percentage of the thickness of each level in the gas measurement of each layer in the total thickness of each level

比较研究区各层段页岩生气条件、储层条件（第I层段页岩平均厚度为20.84 m，TOC平均值为2.33%，R O平均值为2.62%，BI平均值为35.54%，气测显示单层厚度为10.90 m；第II层段页岩平均厚度为39.61 m，TOC平均值为2.71%，R O平均值为2.68%，BI平均值为37.29%，气测显示单层厚度为19.56 m，气层占气层总厚度的37.41%；第III层段页岩平均厚度为14.86 m，TOC平均值为1.76%，R O平均值为2.42%，BI平均值为37.75%，气测显示单层厚度为15.05 m；第IV层段页岩平均厚度为22.29 m，TOC平均值为2.55%，R O平均值为2.96%，BI平均值为37.17%，气测显示单层厚度为13.41 m，含气层占含气层总厚度的44.55%），得出研究区石炭系—二叠系页岩发育有较好的生气潜力。相对第Ⅱ层段、第Ⅳ层段而言，第I层段、第Ⅲ层段含气厚度品位较低；相比于第Ⅳ层段，第II层段页岩厚度丰度高，勘探开发潜力较高，为页岩气发育富集的最有利层段。总而言之，研究区煤系页岩优先勘探开发层段顺序为第Ⅱ层段、第Ⅳ层段、第III层段、第Ⅰ层段。

6 结论

（1）沁水盆地煤系页岩有机质类型为Ⅲ型，页岩中镜质组含量一般在90%以上；有机质丰度较高，但变化范围较大，从0.1%变化至20%，总体上处于2%~4%之间，有机质成熟度较高，镜质体反射率在2%左右，处于成熟—过成熟阶段。
（2）页岩矿物成分主要以黏土矿物和石英为主，黏土矿物含量一般在50%以上，石英含量一般在35%左右，各层段脆性系数一般为30%~40%。相比于海相页岩，高岭石含量富集是研究区煤系页岩的明显特征。
（3）气测异常层主要发育在第Ⅱ层段，含气层、气层主要集中在第Ⅱ层段、第Ⅳ层段。
（4）沁水盆地煤系页岩层段勘探开发潜力有利顺序依次为Ⅱ>Ⅳ>Ⅲ>Ⅰ，其中第Ⅱ层段为优先勘探层段。综上所述，研究区煤系页岩有利于页岩气藏的形成。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
赵靖舟，方朝强，张洁，等. 由北美页岩气勘探开发看我国页岩气选区评价［J］. 西安石油大学学报（自然科学版），2011，26（2）：1-7，110，117.

ZHAO J Z，FANG C Q， ZHANG J， et al. Evaluation of shale gas selection in China from North American shale gas exploration and development［J］. Journal of Xi′an Petroleum University（Natural Science Edition），2011，26（2）：1-7，110，117.

2
张跃磊，李大华，郭东鑫.页岩气储层压裂改造技术综述［J］. 非常规油气，2015，2（1）：76-82.

ZHANG Y L， LI D H， GUO D X. Overview of shale gas reservoir fracturing technology［J］. Unconventional Oil and Gas， 2015， 2（1）： 76-82.

3
张金川，陶佳，李振，等. 中国深层页岩气资源前景和勘探潜力［J］. 天然气工业，2021，41（1）：15-28.

ZHANG J C，TAO J，LI Z，et al. Prospect of deep shale gas re-sources in China［J］.Natural Gas Industry，2021，41（1）：15-28.

4
邹才能，赵群，丛连铸，等. 中国页岩气开发进展、潜力及前景［J］. 天然气工业，2021，41（1）：1-14.

ZOU C N， ZHAO Q， CONG L Z， et al. Development pro-gress， potential and prospect of shale gas in China［J］. Natural Gas Industry，2021，41（1）：1-14.

5
郭少斌，王子龙，马啸. 中国重点地区二叠系海陆过渡相页岩气勘探前景［J］. 石油实验地质，2021，43（3）：377-385，414.

GUO S B， WANG Z L， MA X. Exploration prospect of shale gas with Permian transitional facies of some key areas in China［J］. Petroleum Geology and Experiment，2021，43（3）：377-385，414.

6
蔡光银，蒋裕强，李星涛，等. 海陆过渡相与海相富有机质页岩储层特征差异［J/OL］. 沉积学报，2021：1-16.［2021-11-13］.https：//doi.org/10.14027/j.issn.1000-0550.2021.069.

CAI G Y， JIANG Y Q， LI X T， et al. Comparison of Characteristics of Transitional and Marine Organic-rich Shale Reservoirs［J/OL］. Acta Sedimentologica Sinica，2021：1-16.［2021-11-13］.https：//doi.org/10.14027/j.issn.1000-0550.2021.069.

7
尹开贵，张朝，单长安，等. 昭通国家级页岩气示范区海陆过渡相页岩气的地质特征与资源潜力［J］. 天然气工业，2021，41（S1）：30-35.

YIN K G， ZHANG C， SHAN C A， et al. Geological characteristics and resource potential of the transitional shale gas in the Zhaotong National Shale Gas Demonstration area［J］. Natural Gas Industry， 2021， 41（S1）： 30-35.

8
董大忠，邱振，张磊夫，等. 海陆过渡相页岩气层系沉积研究进展与页岩气新发现［J］. 沉积学报，2021，39（1）：29-45.

DONG D Z， QIU Z， ZHANG L F， et al. Progress on sedimentology of transitional facies shales and new discoveries of shale gas［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2021，39（1）： 29-45.

9
匡立春，董大忠，何文渊，等. 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景［J］. 石油勘探与开发，2020，47（3）：435-446.

KUANG L C， DONG D Z， HE W Y， et al. Geological characteristics and development potential of transitional shale gas in the east margin of the Ordos Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020， 47（3）： 435-446.

10
谢卫东，王猛，代旭光，等. 山西河东煤田中—南部煤系页岩气储层微观特征［J］. 天然气地球科学，2019，30（4）：512-525.

XIE W D， WANG M， DAI X G， et al. Microscopic characteristics of shale gas reservoirs in middle and southern coal measures of Hedong Coalfield， Shanxi Province［J］. Natural Gas Geoscience， 2019， 30（4）： 512-525.

11
谢卫东，王猛，代旭光. 渝东南地区下志留统龙马溪组页岩吸附CO2特征及影响因素分析［J］. 河南理工大学学报（自然科学版），2018，37（6）：85-93.

XIE W D， WANG M， DAI X G. CO2 adsorption characteristics and its affecting factors of Lower Silurian， Longmaxi Formation shale in southeast Chongqing［J］. Journal of Henan Polytechnic University（Natural Science），2018，37（6）：85-93.

12
李阳阳，李贤庆，张学庆，等.沁水盆地阳泉区块上古生界煤系页岩气储层特征［J］. 煤田地质与勘探，2021，49（2）：142-151.

LI Y Y， LI X Q， ZHANG X Q， et al. Characteristics of shale gas reservoir in Upper Paleozoic coal measures in Yangquan Block， Qinshui Basin［J］. Coal Geology & Exploration， 2021， 49（2）： 142-151.

13
钟秋，傅雪海，张苗，等. 沁水煤田石炭系—二叠系煤系地层页岩气开发潜力评价［J］. 天然气地球科学，2020，31（1）：110-121.

ZHONG Q，FU X H，ZHANG M，et al.Development potential of Carboniferous-Permian coal measures shales gas in Qinshui coalfield［J］.Natural Gas Geoscience，2020，31（1）：110-121.

14
马如英，张健，王猛，等. 沁水盆地海陆过渡相页岩储层微观孔隙特征及含气性特征［J］. 河南理工大学学报（自然科学版），2021，40（4）：66-77.

MA R Y， ZHANG J， WANG M. et al. Micropore characterstics and gas bearing characteristics of the shale reservoirs in the transitional facies in the Qinshui Basin［J］.Journal of Henan Polytechnic University（Natural Science），2021，40（4）： 66-77.

15
贾腾飞，王猛，赵健光. 沁水盆地石炭-二叠系煤系页岩气储层特征及生烃潜力分析——以山西省临汾市Y1井为例［J］. 科学技术与工程，2020，20（6）：2169-2178.

JIA T F， WANG M， ZHAO J G. Physical characters of coal shale reservoirs and potential analysis of Qinshui Basin：An example from Y1 Well linfen City， Shanxi Province［J］. Science Technology and Engineering， 2020， 20（6）： 2169-2178.

16
李琨杰. 沁水盆地中南部太原组煤系页岩孔隙特征研究［D］. 太原：太原理工大学，2019.

LI K J. Investigation of Pore Structure of Taiyuan Formation Coal-series Shale in South Central Qinshui Basin［D］.Taiyuan： Taiyuan University of Technology， 2019.

17
郑贵强. 不同煤阶煤的吸附、扩散及渗流特征实验和模拟研究［D］. 北京：中国地质大学（北京），2012.

ZHENG G Q. Experimental and Simulation Study on the Sorption，Diffusion and Seepage Characters in Different-ranked Coals［D］. Beijing：China University of Geosciences（Beijing），2012.

18
苏育飞，张庆辉，屈晓荣，等. 山西省海陆过渡相页岩气地质评价及有利区优选［J］. 天然气勘探与开发，2016，39（3）：1-5，10，7.

SU Y F， ZHANG Q H， QU X R， et al. Geological evaluation of marine-continental transitional facies shale gas and optimal selection of favorable areas， Shanxi Province［J］. Natural Gas Exploration & Development， 2016， 39（3）： 1-5， 10， 7.

19
张泽. 沁水盆地榆社区块页岩气储层含气量特征研究［D］. 西安：西安石油大学，2018.

ZHANG Z. Research on Gas Content Characteristics of Shale Gas Reservoirs in Yushe Area of Qinshui Basin［D］. Xi’an ：Xi’an Shiyou University， 2018.

20
苏育飞，张庆辉，魏子聪. 沁水盆地石炭系—二叠系页岩气资源潜力评价［J］.中国煤炭地质，2016，28（4）：27-34.

SU Y F， ZHANG Q H， WEI Z C. Evaluation of Carboniferous-Permian shale gas resources potential in Qinshui Basin［J］. Chinese Coal Geology， 2016， 28（4）： 27-34.

21
曹庆英. 透射光下干酪根显微组分鉴定及类型划分［J］. 石油勘探与开发，1985，12（5）：14-23，81-88.

CAO Q Y. Identification of micro-components and types of kerogen under the transmitted light［J］. Petroleum Exploration and Development， 1985， 12（5）： 14-23，81-88.

22
JARVIE D M， HILL R J， RUBLE T E， et al. Unconventional shale-gas systems： The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one mondel for thermogenic shale-gas assessment［J］. AAPG Bulletin，2007， 91（4）： 475-499.

23
周尚文，王红岩，薛华庆，等.页岩过剩吸附量与绝对吸附量的差异及页岩气储量计算新方法［J］. 天然气工业，2016，36（11）：12-20.

ZHOU S W， WANG H Y， XUE H Q， et al. Difference between excess and absolute adsorption capacity of shale and a new shale gas reserve calculation method［J］. Natural Gas Industry， 2016， 36（11）： 12-20.

24
ROSS D J K， BUSTIN R M. Impact of mass balance calculations on adsorption capacities in microporous shale gas reservoirs［J］. Fuel， 2007， 86（17-18）： 2696-2706.

25
LANGMUIR I. The adsorption of gases on plane surfaces of glass， mica and platinum［J］. Journal of the American Chemical Society， 1918， 40（9）： 1361-1403.

26
秦勇，梁建设，申建，等. 沁水盆地南部致密砂岩和页岩的气测显示与气藏类型［J］. 煤炭学报，2014，39（8）：1559-1565.

QIN Y， LIANG J S， SHEN J， et al. Gas logging shows and gas reservoir types in tight sandstones and shales from Southern Qinshui Basin［J］. Journal of China Coal Society， 2014， 39（8）： 1559-1565.

27
傅雪海，张苗，张庆辉，等. 山西省域石炭二叠纪煤系泥页岩气储层评价指标体系［J］. 煤炭学报，2018，43（6）：1654-1660.

FU X H， ZHANG M， ZHANG Q H， et al. Evaluation index system of Permo-Carboniferous coal-bearing shale gas reservoir in Shanxi Province［J］. Journal of Coal Science， 2018， 43（6）： 1654-1660.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.