四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究

被引：88

作者：

陈文玲 ^{[1
,2
]}

周文 ^{[1
]}

罗平 ^{[3
]}

邓虎成 ^{[1
,2
]}

李沁 ^{[1
,2
]}

单蕊 ^{[4
]}

戚明辉 ^{[5
]}

机构：

[1] 油气藏地质及开发工程国家重点试验室,成都理工大学

[2] 成都理工大学能源学院

[3] 中国石油勘探开发研究院塔里木分院

[4] 中国煤炭科工集团西安研究院

[5] 四川省科源工程技术测试中心

来源：

岩石学报 | 2013年 / 29卷 / 03期

关键词：

龙马溪组; 页岩气; 储层特征; 长芯1井; 四川盆地;

D O I：

暂无

中图分类号：

P618.13 [石油、天然气];

学科分类号：

0709 ; 081803 ;

摘要：

四川盆地东南部地区长宁构造长芯1井下志留统龙马溪组泥(页)岩,厚度约147m。该套泥(页)岩组合以纹层状泥(页)岩、纹层状含灰质泥(页)岩、纹层状粉砂质泥(页)岩为主,见钙质结核及黄铁矿条带。龙马溪组底部30m以富有机质的黑色纹层状泥(页)岩为主,其石英、长石和黄铁矿总量平均51.9%,粘土矿物含量平均24.7%,方解石和白云石含量平均23.4%,与美国典型页岩储层有相似性。总有机碳含量底部为3.9%～6.7%,上部为1.0%～2.1%。龙马溪组页岩岩心平均孔隙度为5.68%,平均渗透率为5.96×10-3μm2,与孔隙度成明显正相关。扫描电镜下龙马溪组泥(页)岩微孔隙主要包括矿物晶间(溶)孔、晶间隙、晶内孔,有机质内微孔和微裂缝等。根据压汞分析,泥(页)岩孔喉中值半径最大为33nm,平均为10nm。研究表明,长芯1井龙马溪组海相页岩气储层微孔隙发育的受控因素有岩性、成岩演化程度和有机质发育特征等。富有机质泥(页)岩的物性好于粉砂质泥(页)岩和钙质泥(页)岩;成岩阶段晚期,矿物组合发生变化,蒙脱石向伊利石转变,形成新的微孔隙,增加了储层孔隙度;TOC是控制龙马溪组页岩气储层的主要内在因素,也是提供页岩气储存空间的重要物质。

引用

页码：1073 / 1086

页数：14

共 12 条

[1]

四川盆地页岩气成藏条件分析.[D].蒲泊伶.中国石油大学.2008, 06

[2]

石油地质理论与方法进展.[M].赵文智主编;.石油工业出版社.2006,

[3]

中国南方大地构造和海相油气地质.[M].马力[等]著;.地质出版社.2004,

[4]

沉积成岩作用.[M].刘宝;张锦泉主编;.科学出版社.1992,