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页岩含气量

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页岩 气量
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  基金项目 :国家科技重大专项 “页岩气勘探开发关键技术研究项目 ”(编号 :2011ZX05018-005)。作者简介 :郭伟 ,1973年生 ,博士 ;2007—2011年曾在中国石油大学石油天然气工程学院博士后流动站从事油气藏精细描述研究工作 ;目前在中国石油勘探开发研究院廊坊分院新能源研究所从事页岩气综合地质评价工作 。地址 :(065007)河北省廊坊市 44号信箱 。电话 :13717611216。E-mail:pkuguowei69@petrochina.com.cn滇东北黑色岩系储层特征及含气性控制因素郭 伟刘洪林李晓波薛华庆中国石油勘探开发研究院廊坊分院郭伟等 .滇东北黑色岩系储层特征及含气性控制因素 .天然气工业 ,2012,32(9):22-27.摘要云南省东北部地区是中国南方海相页岩气勘探的有利目标区之一 ,该区下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组中黑色岩系广泛发育 。在深入了解区域地质背景的基础上 ,利用页岩气钻井资料对该区黑色岩系储层特征进行了研究 ,并探讨了页岩气含量的控制因素 。结果表明 :①该区黑色岩系可细分为黑色页岩 、硅质页岩 、钙质页岩 、粉砂质页岩 、碳质页岩 、泥铁质粉砂岩 、泥质粉砂岩及泥晶灰岩等 8种岩性 ;②黑色岩系总有机碳含量介于 0.02%~9.37%,有机质类型以混合型干酪根为主 ;③岩心孔隙度介于 0.22%~4.06%、渗透率介于0.000 002 9~0.7mD,孔隙以微孔为主(小于10nm)。该区已钻的9口井页岩含气量总体偏低(平均只有0.42m3/t)且页岩气含量差异较大 。结论认为 :在宽缓向斜和断层发育少的构造区域 ,页岩矿物中斜长石 、碳酸盐和黏土矿物 (伊利石 、绿泥石和伊蒙混层 )等的含量大小影响了页岩气含量的高低 ;伊利石含量介于 25%~40%时页岩含气量相对较高 ,普遍大于 0.5m3/t,伊利石含量大于40%,页岩气含气量普通低于0.5m3/t;绿泥石含量介于15%~25%时,页岩含气量相对较高 ;斜长石含量大于10%时,页岩气含气量普遍低于 0.5m3/t;碳酸盐类矿物含量越高 ,则页岩气含气量越低 。关键词云南省东北部黑色岩系储集层早寒武世早志留世页岩气伊利石绿泥石斜长石含气性DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2012.09.005自范德廉 (1973)首次使用黑色岩系的概念以来 ,国内外学者从不同层面对黑色岩系进行了深入研究[1-4],并认为它是一种在缺氧或无氧的水底形成的具有一定沉积学 、古生态学和地球化学特征的黑色细粒页岩的沉积组合 。随着页岩气勘探工作的推进 ,作为页岩气赋存载体的黑色岩系储层 ,必将再次成为研究热点 。黑色岩系在地质历史发展过程中多次重复出现 ,在我国南方苏 、浙 、皖 、赣 、湘 、桂 、鄂 、滇 、川等地均有大量分布 ,发育在不同地质层位 。为此 ,笔者基于区域地质背景 ,利用页岩气钻井资料对云南省东北部地区黑色岩系 (下寒武统的牛蹄塘组和下志留统龙马溪组 )储层特征进行了研究 ,并初步探讨了页岩气含量的控制因素 。1 储层特征1.1 岩石学特征滇东北部黑色岩系主要由黑色页岩 、硅质页岩 、钙质页岩 、粉砂质页岩 、碳质页岩等组成 (图1a-e)。黑色岩系颜色随着成分的变化 ,特别是碳质 、钙质和硅质成分的变化 ,而呈深灰色 、浅灰色 。硅质含量较低时 ,硬度变小 ,均匀性变差 。泥页岩常与泥质粉砂岩 、粉砂岩组成韵律层 ,岩石中不同组分如黏土矿物 、碎屑 、硅质 、碳质等各自顺纹层状分布 ,使岩石显示出纹层状构造特征 。少量颗粒在岩石中分布不均匀 ,碎屑颗粒以粉细砂级碎屑为主 ,呈次棱角状 、次圆状 ,磨圆度中等而分选性极好 ,其矿物成分为石英 、长石 、岩屑 、云母及其他矿物 ,矿物成熟度偏低 。对于含粉砂质泥岩来说 ,常见粉砂级碎屑 ,细砂级碎屑少见 。含硅质 、粉砂质泥岩 、页岩的黏土矿物含量要低一些 ,碎屑和硅质含量要高一些 。下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组的黑色岩系是研究区内一套重要的烃源岩 ,由多种岩性组成 ,主要为黏土 —粉砂级细粒沉积 ,笔石化石丰富 ,黄铁矿发育 (图1f-g)。根据矿物成分 、碎屑 、生物和结构特征不同可将研究区黑色岩系分为8种主要岩性 (图2),以下分述之 。·22·天然气工业2012年 9月图 1黑色岩系岩性特征及沉积构造图注 :a.钙质页岩 ,wx1井 ,1137.12m,龙马溪组 ;b.碳质页岩,wx1井,1 226.63m,龙马溪组 ;c.黑色页岩,wx1井,1 208.20m,龙马溪组 ;d.粉砂质页岩 ,wx1井 ,1274.85m,龙马溪组 ;e.硅质页岩,wx1井,2 282.78m,牛蹄塘组 ;f.笔石,wx1井,1 244.6m,龙马溪组 ;g.黄铁矿 ,wx1井 ,1236.95m,龙马溪组图 2黑色岩系镜下岩性特征图注 :a.泥铁质粉砂岩 (+)×50,wx2井 ,310.21m;b.粉砂质页岩(-)×100,wx3井,2 060m;c.硅质页岩(+)×100,wx4井,2 511.40m;d.粉砂质页岩 (+)×100,wx5井 ,214.37m;e.碳质页岩 (+)×40,wx3井 ,2045.37m;f.生屑泥晶灰岩(+)×50,wx6井,481.5m;g.泥质粉砂岩 (+)×50,wx6井,249.5m;h.钙质页岩(-)×40,wx3井,1 914.01m;i.黑色页岩(+)×100,wx7井,1 621.40m·32·第32卷第 9期                   地  质  勘  探              1.1.1 泥铁质粉砂岩水平层理发育 ,泥粒大小不等 ,呈带状分布 ,陆源碎屑成分以石英为主 ,含少量长石 、云母等 。填隙物主要为铁泥质 ,较均匀分布粒间 ,其成分主要为陆源黏土矿物中混杂粒状 、粉末状黄铁矿 ,方解石充填孔隙并交代颗粒 (图2a)。此类岩性在下寒武统牛蹄塘组中尤其发育 。1.1.2 粉砂质页岩水平层理发育 ,粉砂质泥质结构 。陆源粉砂主要为石英 、长石 、云母 、碳酸盐晶屑等 ,分布较均匀 ;泥质主要为伊利石 ,因重结晶而显定向消光 (图2b),少量方解石 、白云石交代泥质 、陆屑颗粒并充填孔隙 (图2d)。粒状黄铁矿不均匀分布 。此类岩性在黑色岩系中发育普遍 。1.1.3 碳质页岩含碳量介于3%~15%,泥质结构主要由纤维鳞片状伊 —蒙混杂黏土组成 ,经过重结晶作用 ,部分碳质分布不均 ;少量为石英长石 、黑云母等 ,局部见大小不等 、外形不规则的碳泥质团块 。黑云母多已蛭石化且定向分布 (图2e)。此类岩性主要发育在龙马溪组和牛蹄塘组黑色岩系的下部 。1.1.4 泥质粉砂岩由85%~90%的粉砂颗粒和10%~15%的泥质基质组成 。碎屑成分主要为石英 、长石和碳酸盐岩晶屑 ,泥质 、碳屑和碳酸盐混杂不均匀分布于粒间 (图2g)。岩石中可见霉状黄铁矿和少量有机质 。此类岩性主要发育在龙马溪组和牛蹄塘组黑色岩系的上部 。1.1.5 钙质页岩碳酸钙含量介于25%~50%,泥质结构以纤维鳞片状伊 —蒙混杂黏土矿物为主 ,粉泥晶方解石分布均匀 ,粗粉砂 —极细砂层状富集 。白云母呈定向分布 。偶见黄铁矿斑块及生物化石碎片 (图2h)。此类岩性主要发育在龙马溪组黑色岩系的上部 ,在牛蹄塘组黑色岩系中发育较少 。1.1.6 黑色富有机质页岩以纤维鳞片状伊 —蒙混杂黏土矿物为主 ,粉泥晶方解石分布均匀 (图2i),因富含有机质而呈灰色 、灰黑色 ,一般形成于乏氧的富硫化氢的闭塞海湾 、潟湖和湖泊的深水区以及欠补偿盆地与深海沟内 。在龙马溪组和牛蹄塘组中下部广泛发育 ,黑色页岩是页岩气勘探的主体 。1.1.7 硅质页岩二氧化硅含量可高达85%以上的页岩 (图2c)。硅质页岩比普通页岩硬度大 ,常与铁质岩 、锰质岩 、磷质岩及燧石等共生 ,在牛蹄塘组下部较发育 。1.1.8 生屑泥晶灰岩生屑主要为介形虫 、棘皮 ,少量腕足等 ,成分为方解石 ,泥晶方解石分布于粒间 (图2f)。主要发育在黑色岩系中且多以薄夹层的形式出现 。1.2 矿物学特征页岩的矿物组成 、有机碳含量和有机质成熟度是页岩储层发育的3个最重要因素 。滇东北黑色岩系页岩矿物成 分 统 计 表 明 (图3、4),6口 井 (wx2、wx3、wx4、wx5、wx6、wx7)黑色岩系黏土矿物含量平均值分别 为34%(4%~55%)、26%(5%~40%)、29%(2%~65%)、36%(12%~53%)、28%(20%~36%)、35%(3%~82%);石英含量平均值分别为30%(2%~39%)、39%(9%~50%)、33%(24%~51%)、36%(11%~52%)、27%(14%~34%)、29%(10%~65%);长石平均含量分别为7%(2%~15%)、22%(2%~32%)、12%(3%~27%)、12%(1%~26%)、15%(1%~22%)、6%(1%~15%);碳酸盐岩类 (方解石和白云石 )平均含量分别为 :29%(8%~94%)、10%图 3黑色岩系矿物组成三角图图 46口井黑色岩系主要矿物组成柱状图·42·天然气工业2012年 9月(2%~86%)、25%(3%~48%)、11%(2%~74%)、26%(5%~55%)、29%(1%~58%)。页岩中的石英呈纹层状或分散状分布 ,颗粒大小介于0.03~0.05mm,石英主要为陆源碎屑外源成因 。1.3 沉积环境特征寒武纪时期 ,扬子区海侵广泛 ,下部的牛蹄塘组(筇竹寺组 )代表了震旦纪之后持续海侵造成的较深浅海沉积产物 。下寒武统下部的黑色岩系发育 ,说明整个扬子区处于水体较深和缺氧的状态 。志留纪是一个地壳构造运动相对活跃的时期 ,也是全球构造格局及古地理面貌发生明显变化的时期 。龙马溪组下部的黑色岩系为典型的非补偿沉积类型 ,反映了志留纪初期冈瓦纳大陆冰盖开始消融 ,海平面虽然开始上升 ,但海侵范围较小 ,仍保持闭塞滞留的状态 。上扬子地区沉积的黑色岩系与全球同期发育的黑色岩系具有可比性 。早古生代滇东北处于扬子克拉通盆地 (大陆架 )的东南缘 ,下寒武统牛蹄塘组黑色岩系形成于早寒武世早期全球快速海侵体系域 ,是早寒武世早期全球性海平面上升时 ,在上扬子地区形成区域性深水滞留缺氧的陆棚到斜坡环境沉积的 ,其岩性为黑色碳质页岩 、黑色硅质页岩 、深灰色钙质页岩及深灰色粉砂质页岩 ,含结核状或莓状黄铁矿 (图1),属于快速上升洋流形成的陆架外缘斜坡贫氧环境 —陆棚海 (深水陆棚 )缺氧沉积环境 ,发育富含有机质和生物元素 、有色金属的黑色岩系 ,以泥页岩和硅质岩为主[5-6],平面上形成了镍钼矿 、钒矿 、腐泥无烟煤3个成矿带 。下寒武统牛蹄塘组黑色岩系沉积区域稳定 ,分布连续 ,地层厚度大 。受西部康滇古陆影响 ,黑色泥页岩总体呈 “西薄东厚 ”的特征 。下志留统龙马溪组黑色岩系形成于陆棚相滞流缺氧环境 ,以富含笔石和有机质的黑色泥页岩为特征 。由北向南 ,龙马溪组黑色岩系的厚度变薄 ,南部区域出现石灰岩夹层并逐渐增多 ,龙马溪组沉积中心在威信凹陷的北部 。其岩性为黑色碳质页岩 、黑色硅质页岩 、深灰色钙质页岩及深灰色粉砂质页岩 (图1),沉积构造以水平层理为主 ,黄铁矿发育 ,笔石生物丰富 。龙马溪组的岩性 、沉积构造和生物群落特征表明 ,黑色岩系的沉积环境主要为深水斜坡 —盆地 ,盆地为贫氧 —厌氧型 ,这可能主要是由于海平面上升引起的 。研究区黑色岩系上段颜色较下段浅 ,并且粉砂质向上含量增加 ,这表明沉积水体中氧含量增加和水体循环能力变强 ,粉砂质含量增加 ,进一步证实沉积水体变浅 、盆地的可容纳空间减小 ,沉积环境由盆地演变为斜坡 —深水陆棚沉积 。1.4 总有机碳含量岩心样品分析揭示 ,黑色岩系TOC值变化范围广 ,而且下部总体较上部高 。本次研究共测试了9口井的506块样品的总有机碳含量 。TOC(岩心 )介于0.02%~9.37%之间 ,平均为0.97%,TOC频率划分为5个区间 (图5),其中 ,0<TOC<0.5%频率最高(占41.26%),0.5%<TOC<1%占21.52%,1%<TOC<2%占24.22%,2%<TOC<5%占12.11%,TOC>5%占0.9%。需要说明的是 ,烃源岩中有机碳以3种形式存在 :①烃类中残余有机碳 ;②转化为烃类(可转换碳 、活性碳和不稳定碳 )(Cooles等 ,1986);③碳质残渣 ,不具生烃能力 ,缺少转化为烃类所需足够的氢 ,通常称为惰性碳 、死碳 。由于有机碳的转化作用 ,所以原始有机质含量比现今残余有机碳含量高(TOC),有20%[7]~36%的差值 。图 5滇东北 TOC(岩心 )频率分布图研究区下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组黑色岩系有机显微组分鉴定 、分析结果表明 ,有机显微组分含量较低 ,平均分别为1.36%、0.54%,主要组成为灰白色碎屑体 ,可能为镜状体或沥青 。这与有机碳含量所反映的结果相差较大 ,造成此现象可能是地层时代较老 、成熟度过高引起的 。黑色岩系镜质体反射率测试结果表明 ,源岩成熟度较高 ,Ro均已超过2.0%,进入了高过成熟演化阶段 ,且以生干气为主 。利用TTI值H/C—O/C原子比三分法对页岩进行源岩有机质类型划分认为 ,干酪根类型基本为腐殖型 ,为气源岩 。但这并非源岩的真实干酪根类型 ,因为牛蹄塘组和龙马溪组均为下古生界海相沉积 ,源岩母质都为微生物体 ,没有高等植物 ,因此干酪根应该以混合型为主 ,少量腐泥型 。1.5 微观孔隙一直以来针对泥页岩储层的研究较少 ,本次重点研究了黑色岩系中泥页岩的微观孔隙特征 。前人研究的成果证实 ,页岩中实际上含有大量的孔隙和裂缝 ,可作为天然气储层 。根据孔隙尺寸 ,可将泥页岩中的孔·52·第32卷第 9期                   地  质  勘  探              隙分为2种类型 :微孔隙 (d>0.75μm)和纳米级孔隙(d<0.75μm)[8]。通过扫描电镜研究发现 ,黑色岩系中泥页岩中纳米孔隙 、微孔隙和微裂缝十分发育 ,孔隙直径介于100nm~50μm(图6),黑色岩系中的黑色页岩在扫描电镜下可见多种类型微孔隙 :方解石 、白云石和石英粒间微孔隙 ;黏土矿物晶间孔隙 ;斜长石溶蚀孔和云母片状孔隙 ,呈孤立状 ,或者由狭长平直的吼道连接 (图6)。图 6威信凹陷黑色岩系微观孔隙特征照片注 :a.微孔隙为主 ,wx3井 ,2984.5m;b.石英晶体表面的溶蚀孔隙,wx5井,376.2m;c.黏土片间微孔隙及微裂隙,wx2井,274.2m;d.莓状黄铁矿及晶间微孔 ,wx4井 ,2479.68m同样 ,黑色岩系页岩中微裂缝发育有利于改善页岩的渗透性 (图6c、d)。威信凹陷龙马溪组黑色岩系页岩孔隙度和渗透率分别为1.46%(0.22%~4.06%)、0.093mD(0.000 002 9~0.70mD);牛蹄塘组黑色岩系页岩孔隙度和渗透率分别为0.67%(0.3%~12.7%)、0.000 37mD(0.000 000 8~0.004 1mD)。对比可知 ,龙马溪组黑色页岩物性比牛蹄塘组的稍好 。2 页岩气含量控制因素浅析常规天然气藏对保存条件要求很高 ,以往认为页岩气不受保存条件控制 。最新研究成果表明 ,保存条件好坏控制页岩气含气量及气体组分 。前期的研究业已证明 ,向斜有利于维持地层压力 ,页岩气易于保存 ,是页岩气有利的富集构造区域 。本次研究对滇东北的9口页岩气井进行了含气量测试 ,结果发现 ,含气量总体偏低 ,平均只有0.42m3/t;其中50%的井含气量小于0.4m3/t(图7)。页岩气含量差异较大 ,有必要对其控制因素进行分析 。从研究结果中发现 (图8):在宽缓向斜和断层发育少的构造区域 ,页岩矿物中斜长石 、碳酸盐岩和黏土矿物 (伊利石 、绿泥石和伊蒙混层 )等含量的大小 ,影响了页岩气含量的高低 :伊利石含量介于25%~40%图 7威信凹陷页岩气井含气量柱状图注 :灰色为最小值 ;红色为最大值 ;黄色为平均值区间时 ,页岩含气量相对较高 ,普遍大于0.5m3/t,伊利石含量大于40%,含气量普启遍低于0.5m3/t;绿泥石含量基本小于35%,在15%~25%的区间内 ,含气量相对较高 ;伊利石 /蒙脱石混层与伊利石的比值可以反映水分条件的好坏[9],比值越小时反映水分条件好 ,反之亦然 (水分条件越好 ,含气量越低 );斜长石含量大于10%,含气量普遍低于0.5m3/t;碳酸盐类矿物含量越高 ,含气量越低 (例如wx3井碳酸盐矿物含量平均为30%,与页岩含气量呈反比关系 )。碳酸盐类矿物其含量变化受制于气候特征和海平面的变化 。气候炎热和海平面下降有利于碳酸盐类矿·62·天然气工业2012年 9月图 8页岩气含量与矿物含量相关性分析图物的结晶与沉淀 。但与此相对应 ,不利于有机生物的繁盛与保存 。此外 ,裂缝的开启与闭合 ,经过物质交换 ,裂缝充填方解石 ,碳酸盐矿物含量增高但有机质散失 。因此 ,碳酸盐含量高 ,页岩含气量相对较低 。斜长石是标志性的造岩矿物 ,也是最不稳定 、抗风化能力最差的造岩矿物 。斜长石风化在外观上主要有两个方面的变化 :①外形由规整的长柱状多边形向不规则形转变 ;②矿物内部的孔隙由不发育向发育 、由小到大转变 。因此 ,斜长石含量越高 ,说明其风化程度低 ,孔隙不发育 ,因而含气量低 。伊利石化程度随埋深的增加而增加 ,蒙皂石的伊利石化过程与沉积盆地的沉降历史和热演化程度有密切联系 。伊蒙混层含量与有机质 (干酪根 )具有协同演化的规律[10],因而 ,黏土矿物含量的高低是影响页岩气含量的重要因素和指标 。参考文献[1]范德廉 ,杨秀珍 ,王连芳 ,等.某地下寒武统含镍铂多元素黑色岩系的岩石学及地球化学特点 [J].地球化学 ,1973(3):143-164.[2]吴朝东 ,陈其英 ,雷家锦.湘西震旦—寒武纪黑色岩系的有机岩石学特征及其形成条件 [J].岩石学报 ,1999,15(1):453-462.[3]COVENEY R M JR,NANSHENG C.Ni-Mo-PGE-Au-richores in Chinese black shales and speculations on possibleanalogues in the United States[J].Mineralium Deposita,1991,26(2):83-88.[4]COVENEY R M,MUROWCHICK J B,GRAUCH R I,etal.Field relations,origins,and resource implications forplatiniferous molybdenum-nickel ores in black shales ofSouth China[J].Exploration and Mining Geology,1992,1(1):21-28.[5]张爱云 ,伍大茂 ,郭丽娜 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the future in China.In view of this,field out-crop observation,core observation and test data were integrated to study the pooling conditions of shale gas,gas-bearing propertiesand producibility of the non-marine shales in the Sichuan Basin.The non-marine shales in the Upper Triassic Xujiahe and the LowerJurassic Ziliujing formations in the Sichuan Basin are characterized by extensive distribution,great thickness,high organic abun-dance,good sealing conditions,and high content of brittle minerals,which are favorable for shale gas pooling and hydraulic fracturestimulation.Through old wel review and exploratory driling,significant gas shows have been obtained and industrial gas flows havebeen tested in the Ziliujing Formation shales in the Jiannan and Fuling areas in the eastern Sichuan Basin and the Yuanba area in thenortheastern Sichuan Basin,as wel as the Xinchang area in the Xujiahe Formation in the western Sichuan Basin.It is believed thatthe non-marine shales in the Sichuan Basin have comparable conditions for gas pooling with the marine shales in North America,andeven are better than the Lewis Shale of transitional facies in the San Juan Basin,thus their shale gas exploration potential is great.The folowing play fairways were preliminarily selected:the Langzhong -Pingchang and Santai-Guang'an areas in the Central Si-chuan Basin and the Fuling -Changshou area in the southeastern Sichuan Basin favorable for shale gas exploration in the ZiliujingFormation;the Xiaoquan-Xinchang area in the western Sichuan Basin and the Santai-Guang'an area in the Central Sichuan Basin fa-vorable in the Xujiahe Formation.Keywords:Key words:Sichuan Basin,non-marine facies,Late Triassic,Early Jurassic,shale gas,gas pooling,stimulation,playfairwayDOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2012.09.004Zhu Tong,senior engineer,born in 1968,is engaged in planning of unconventional oil and gas exploration and development.Add:No.31,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.ChinaE-mail:zhutong.syky@sinopec.comReservoir characteristics and factors controlinggas-bearingcapacityof black rocks in the northeastern YunnanprovinceGuo Wei,Liu Honglin,Li Xiaobo,Xue Huaqing(LangfangBranch ofPetroleum Exploration & Development Research Institute,PetroChina,Langfang,Hebei 065007,China)NATUR.GAS IND.VOLUME32,ISSUE9,pp.22-27,9/25/2012.(ISSN1000-0976;In Chinese)Abstract:The northeastern Yunan province is one of the areas favorable for marine shale gas exploration in South China.Black rocksare wel developed in the Lower Cambrian Niutitang and Lower Jurassic Longmaxi formations in this area.Based on a thorough re-view of the regional geologic background,a systematical study is carried out of the reservoir characteristics and factors controlinggas-bearing capacity of the dark rocks in this area by using the driling data.The findings are as folows.(1)The black rocks in thestudy area can be subdivided into 7lithofacies,including black shale,siliceous shale,calcareous shale,silty shale,carbonaceousshale,argilaceous siltstone,and carbonates.(2)The TOC contents of these black rocks are in the range of 0.02% -9.37%and hy-brid kerogen is the dominant type of organic material.(3)Core porosity is in the range of 0.22% -4.06%,permeability ranges from0.000002to 0.7mD,and micropores(pore diameter:<10nm)are predominant.The driling results of the 9shale gas wels com-pleted in this area show that the gas contents are relatively low as a whole,averaging at 0.42m3/t,and vary greatly.The folowingconclusions are drawn.(1)In the area with wide and gentle synclines and poorly-developed faults,the contents of plagioclase,car-bonate and clays(ilite,chlorite and mixed ilite and smectite)have an effect on the shale gas content.(2)When the ilite content isin the range of 25% -40%,the shale gas content wil be relatively high,mostly over 0.5m3/t;when the ilite content is higher than40%,the shale gas content wil be generaly lower than 0.5m3/t.(3)When the chlorite content is in the range of 15% -25%,theshale gas content wil be relatively high.(4)When the plagioclase content is over 10%,the shale gas content wil be generaly below0.5m3/t.(5)The shale gas content decreases along with the increasing carbonate content.·721·Natural Gas Industry,Vol.32,Issue 9,2012Keywords:northeastern Yunnan province,black rocks,reservoir,Early Cambrian,Early Jurassic,shale gas,ilite,chlorite,pla-gioclase,gas-bearing capacityDOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2012.09.005Guo Wei,born in 1973,holds a Ph.D degree and is engaged in comprehensive research of shale gas geology.Add:Mail Box 44,Wanzhuang,Langfang,Hebei 065007,P.R.ChinaE-mail:pkuguowei69@petrochina.com.cnEvaluation on Neopaleozoic shale gas resource potential in the Eastern Salient of the Liaohe DepressionGe Mingna1,ZhangJinchuan1,Mao Junli 2,Shan Yansheng1,TangXuan1(1.KeyLaboratoryofMarine Reservoir Evaluation and Hydrocarbon Accumulation Mechanism,MinistryofEducation,China UniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.Exploration &Development ResearchInstitute ofLiaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin,Liaoning124010,China)NATUR.GAS IND.VOLUME32,ISSUE9,pp.28-32,9/25/2012.(ISSN1000-0976;In Chinese)Abstract:Shale gas exploration in the Liaohe Depression is stil at a preliminary stage,the research of Neopaleozoic shale gas re-source potential there wil provide important evidence and theoretical support for shale gas exploration especialy in the East Salient ofthis depression.Based on the geochemical data and numerical simulation of hydrocarbon generation,the characteristics and geochemi-cal features of the Neopaleozoic Taiyuan and Shanxi formations were systematicaly analyzed in terms of shale growth features,or-ganic matter types,total organic carbon(TOC)content,maturity of organic matters,gas generating capacity,gas-bearing proper-ties,etc.It was preliminarily concluded that the Neopaleozoic formations in the East Salient of this depression attains requirement ofshale gas generation,accumulation and preservation.The focus of shale gas exploration in th
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