长6致密砂岩油藏储层孔隙结构特征及孔缝组合模式

为了研究致密油孔隙结构特征及与石油渗流关系,利用F200场扫描电镜对鄂尔多斯甘谷驿油田致密油样品进行微观分析,建立该样品储层的微观孔隙裂缝体系,进一步通过压汞实验了解孔喉分布及不同孔径孔、缝对渗透率的贡献率,结合样品电镜扫描观察结果推断孔隙、裂缝储集渗流油气有效性。研究结果表明,该区致密油储层主要孔隙有原生孔、粒内溶孔、粒间基质溶蚀孔及晶间孔4种类型,油气主要储存在粒内、粒间溶孔中,原生粒间孔仅为次要储油空间,大量纳米级孔隙成为储油主体。而裂隙主要为微裂缝,由方解石解理缝、溶蚀缝及成岩收缩缝构成,其中方解石解理缝和溶蚀缝构成渗流运移主要通道,微裂缝与人工裂缝结合形成裂缝网络。微孔(小于2 nm)对油气储存有效,对油气渗流则不起作用。因此该区致密油储油渗流孔隙结构总结为“纳米溶孔储油,微裂缝人工压裂缝渗流”。据此将不同孔缝组合划分为3种模式:溶蚀孔缝组合模式、方解石解理缝+溶蚀孔组合模式、裂缝或孔隙单独存在模式。其中溶蚀孔缝组合模式和方解石解理缝+溶蚀孔组合模式流体渗流阻力小,在甜点区选择时应重点关注。     

博格达地区中二叠统芦草沟组页岩油储集特征

以准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组为研究对象,综合运用岩石薄片、全岩X射线衍射、氮气吸附、核磁共振和扫描电镜等储层表征技术,开展了不同岩相储层的储集空间、孔隙结构及含油性研究。结果表明:芦草沟组具有典型的混积岩沉积特点,可划分出泥页岩、砂岩和碳酸盐岩3种岩相类型;泥页岩储层储集空间主要为粒间溶孔、晶间孔、有机质孔、纹层理缝、构造裂缝和生烃超压缝等,以纳米级孔隙为主;砂岩和碳酸盐岩储层储集空间以粒(晶)间孔、粒(晶)间溶孔、粒(晶)内溶孔为主,页岩油以游离态为主。芦三段砂岩、碳酸盐岩和芦四段纹层状页岩的页岩油可动性好,为有利勘探类型。奇台庄地区和窝堡凹陷中北部地区为页岩油有利勘探区。     

四川元坝地区大安寨段陆相细粒沉积岩储层物性特征及有利储集层研究

四川盆地元坝地区大安寨段陆相细粒沉积岩不同于盆地内其他地区,储层的物性差异较大,需对该区域目的层段细粒沉积岩储层物性特征开展研究。综合利用薄片观察、氦气法测孔渗、低温氮气吸附、扫描电镜及FIB等方法,对研究区岩石的物性特征、储集空间、孔隙结构和渗透性进行分析研究。结果表明:研究区细粒沉积岩储层储集空间类型分为孔隙和裂缝两大类,包括有机质孔、粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、黏土矿物间微孔和构造缝、页理缝、成岩收缩缝;平均孔隙度为3.35%,平均渗透率为1.54 mD,属于特低孔低渗的孔缝型储层;细粒岩储层以微孔和介孔为主,孔径主要为3～7 nm;大二亚段富有机质页岩和介壳页岩是最有利的储集岩性,大安寨段下部和中部的富有机质细粒岩段为有利储集层段。储层特征分析有助于揭示大安寨段陆相特低孔低渗致密储层形成机理,也可为该类储层成因解剖与分布规律预测提供支撑和借鉴。     

川东下侏罗统自流井组页岩储层特征及勘探潜力评价

通过对侏罗系自流井组页岩层系的岩心和野外露头观察、薄片鉴定、氩离子抛光、扫描电镜、压汞和气体吸附等手段,研究了页岩层系的岩石类型及储层微观类型和特征。页岩层系的岩石类型以黑色页岩为主,黑色页岩储层以矿物质粒间残留孔为主,微裂缝和有机质孔发育较少,孔隙度分布在1.4%～4.9%,孔隙结构以直径小于100 nm的孔隙为主,占85%以上。与研究区海相页岩相比,陆相侏罗系页岩微观储层有机质气孔较少、孔隙度较小且孔喉直径也较小。在勘探上,考虑到侏罗系大面积和全层系油气显示以及页岩油气在个别地区的突破,建议在侏罗系页岩（烃源岩）厚度较大和成熟度较高的区域开展研究.这些地区具有较好的页岩油气形成物质基础和储集条件,在紧邻页岩的致密砂岩或灰岩也可能具有致密油气或常规圈闭油气成藏的良好条件。     

陆相富有机质泥页岩中夹层特征及其作用 ——以济阳坳陷为例

陆相富有机质泥页岩中普遍发育贫有机质夹层,但夹层在页岩油评价中的作用不清。针对这一问题,以济阳坳陷系统取心井为研究对象,通过大量地层、地球化学等方面的分析测试,开展富有机质泥页岩中贫有机质夹层特征探讨,并明确其在页岩油勘探中的作用。结果表明:富有机质泥页岩中的夹层需有别于常规储层并可通过常规测井方法识别,将其单层厚度界定为0.5~3 m;济阳坳陷存在砂岩、灰岩与白云岩3种夹层类型,各类夹层的储集空间主要由粒间/晶间孔隙、粒间/晶间微缝及粒内/晶内孔隙组成,白云岩夹层微米孔隙最为发育,孔喉结构最好,砂岩夹层次之,灰岩夹层相对较差;夹层物性较好,且普遍含油,是油气的有效储集体;泥页岩基质渗透率随上覆压力升高而迅速降低,而夹层渗透性则对压力敏感性较弱,地层条件下夹层渗透率远高于泥页岩基质,夹层是页岩油产出的有效通道;夹层中脆性矿物富集,利于大型压裂改造;夹层页岩油应是济阳坳陷页岩油勘探突破的首选类型。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组富有机质页岩孔隙特征及发育机制

页岩储层孔隙发育特征是页岩储层评价的重要内容,也是开展页岩油气赋存机理研究的基础。提出了通过“基质类型—孔隙产状—孔隙成因”划分孔隙类型的方案。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜技术观察孔隙发育情况,根据基质类型和孔隙产状,识别了4类孔隙：粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝,并根据孔隙成因将粒间孔分为碎屑颗粒间原生孔、黏土矿物片体间孔和颗粒间溶蚀孔,将粒内孔分为长石颗粒内溶蚀孔、黏土矿物片体内孔和黄铁矿晶体间孔。有机质孔主要为有机质颗粒内的微裂缝和有机质内孤立分布的孔径较小的孔隙。微裂缝主要表现为纹层缝或页理缝。综合孔隙图像分析、低温液氮吸附实验结果、孔隙结构参数与矿物组成、有机碳含量和有机质成熟度等参数相关性分析,认为沉积条件、成岩作用和有机质热演化控制了孔隙的形成和保存。半深湖—深湖沉积环境下,富有机质页岩中发育重力流成因的薄层砂质纹层,纹层段碎屑颗粒含量高,有利于形成碎屑颗粒粒间孔、碎屑颗粒粒内孔和顺层微裂缝。早期成岩作用阶段形成黄铁矿,有利于形成黄铁矿晶间孔,但黄铁矿也是压实作用的主要参与者;压实作用造成粒间孔和粒内孔的孔径变小和孔体积降低,碎屑颗粒和黄铁矿与有机质颗粒间呈凹凸接触,有机质孔在压实作用下闭合导致有机质孔不发育;溶蚀作用促进长石粒间溶孔和长石粒内溶孔的形成,一定程度改善储层质量。在成熟度达到一定阶段(R_O≈0.75%)后,开始出现有机质孔。有机质孔发育程度差,一方面受成熟度的影响,另一方面可能是压实作用造成的。此外,富有机质泥页岩渗透性较差,烃类被吸附在有机质表面或溶于干酪根内部,造成干酪根体积膨胀也可能是有机质孔不发育的一种原因。     

页岩油储层孔隙发育特征及表征方法

页岩油是非常规油气资源重要的组成部分,主要赋存于泥页岩不同类型的孔隙和裂缝中。与产生页岩气的高成熟阶段泥页岩不同,处于生油窗的富有机质泥页岩中的油气储集空间往往被早期生烃产物完全或部分充填,影响对页岩油储集空间的结构表征和形态描述。通过镜下观察发现,页岩油储层中发育的孔隙总体上可以划分为矿物颗粒间孔隙、矿物颗粒内孔隙和有机质孔隙,其中前两者主要的孔隙类型包括不同矿物颗粒间的粒间孔隙、溶蚀孔隙和黏土矿物片层间孔隙等,有机质孔隙包括有机质颗粒边缘收缩孔(缝)和少量的热解孔隙。从页岩油储层孔隙表征方法的要求出发,对页岩油储层样品进行溶剂抽提处理,探讨分别适用于碎状样品和块状样品的孔隙表征方法。不同页岩油储层孔隙表征方法的原理和应用具有差异性,也存在局限性,可以综合多种表征方法,通过对比分析和统一量纲的方式提高页岩油储层孔隙表征结果的准确性。     

低熟湖相页岩内运移固体有机质和有机质孔特征——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩为例

富有机质页岩中的有机质孔是页岩储层中重要的孔隙类型,有机质孔的数量、孔径大小和分布特征对页岩油气的吸附和储集能力、储层渗透性、页岩油气赋存状态和含量均具有重要的影响。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜分析等技术分析了鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩中的固体有机质和不同有机质中有机质孔的发育特征。结果表明,延长组长7油层组页岩的成熟度较低（R_o为0.62%~0.85%）,固体有机质中的有机质孔比较发育,有机质孔的分布和发育程度具有明显的非均一性。运移固体有机质常充填于粒间孔、黄铁矿集合体粒内孔、溶蚀孔中,运移固体有机质中有机质孔较发育,孔径相对较大,孔隙数量多,而近似平行层理定向富集的干酪根中有机质孔数量相对较少或不发育。有机质孔的孔径主要介于6~60 nm、占总数的84.9%,多数有机质孔的孔径小于30 nm,孔径大于100 nm的孔隙仅占总数的6.1%,最大孔径可达1 μm以上,不同样品的有机质孔孔径分布特征存在一定的差异。固体有机质的类型及其与无机矿物间的关系对页岩中有机质孔的发育程度具有重要的影响,运移固体有机质含量越高,有机质孔越发育。     

松辽盆地白垩系青山口组泥页岩孔隙结构特征

为了查明泥页岩系统微观孔隙发育特征及其油气地质意义,利用扫描电镜及场发射扫描电镜二次电子成像技术对松辽盆地白垩系青山口组一段泥页岩中的微观孔隙进行了系统观察.该套泥页岩中主要发育了5种类型孔隙,即基质晶间孔、有机质孔、溶蚀孔、粒间孔、晶内孔;此外,还发育大量微米—亚微米级(纳米级)微裂缝,包括溶蚀缝、充填缝及层间缝3类.微孔隙和微裂缝构成复杂微裂缝网络-孔隙系统,为烃源岩生成的油气向外排驱提供了有效通道,同时也为残留在页岩中的油气提供了充分的储集空间,对于油气的初次运移以及页岩油气等非常规资源的储集具有重要意义.     

四川盆地大安寨段非常规储层的储集空间类型与评价

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段是储层较致密和勘探难度较大的层系。 以野外剖面及钻井岩 心描述、薄片鉴定和场发射扫描电镜分析为基础,结合岩相古地理、测井和孔渗等资料,研究了大安寨段 的储层特征,确定其为特低孔、特低渗裂缝-溶蚀孔、洞、缝型非常规储层,位于浅湖介壳滩与半深湖-深 湖过渡带的湖坡为有利储层的发育相带,储集空间由不同尺度的各类裂缝,溶蚀孔、洞、缝,粒缘孔（或 缝）、粒内孔和晶间孔等次生孔隙,以及泥页岩中的纳米-微米级有机质孔（或缝）和黏土矿物层间孔（或 缝）组成。 储层发育条件可归结为“层、相、位”三要素：“层”要素为区域分布较稳定的大二亚段,其厚度较 大,泥页岩中有机质与脆性矿物含量均较高和基质岩中纳米-微米级有机质孔与黏土矿物层间孔（或缝） 均较发育;“相”要素为黑色泥页岩与介壳灰岩不等厚互层组合的湖坡相带,该相带在成岩过程中因差异 压实作用往往可形成分布较密集的成岩压裂缝;“位”要素为多类型与多期次破裂作用和溶蚀作用追踪 叠加发育的部位,该部位是大安寨段致密储层中相对优质储层的分布位置,即大安寨段页岩气（油）非常 规储层勘探与开发的“甜点”位置。     

鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力

长庆油田对渗透率为0.3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际,将储集层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中,石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油,包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖-深湖相区,以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广,烃源岩条件优越,砂岩储层致密,孔喉结构复杂,物性差,含油饱和度高,原油性质好,油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征,延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大于临界孔喉直径,满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系,确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层;②砂岩-泥岩互层型储层;③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛,初步预测致密油总资源量约30×10⁸t,其中长7油层组页岩油资源量超过10×10⁸t,长7油层组致密砂岩油资源量约9×10⁸t,长6油层组致密砂岩油资源量约11×10⁸t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10⁴t并长期稳产较为现实的石油接替资源。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组混积型页岩油可动性实验

为确定吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏储集层孔喉结构及其原油可动性,利用薄片、扫描电镜、高压压汞等划分储集层;通过驱替与核磁共振联测实验,开展页岩油可动性评价,揭示可动油占比、孔径变化规律及其控制因素,建立页岩油可动性定量评价模型。芦草沟组发育粒间孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型、溶蚀孔型、溶蚀-晶间孔型和晶间孔型5类储集空间。粒间孔型发育在粉—细砂岩相和砂质白云岩相中,可动性最好;溶蚀孔型主要发育在白云质粉砂岩相中,可动性中等;其他类型主要发育在泥岩相、泥质白云岩相和石灰质砂岩相中,可动性稍差。厘定页岩油可动孔喉下限为20 nm,可动性明显提高的孔喉界限为60 nm和150 nm,试油产能与之对应较好。页岩油赋存特征和孔喉结构共同影响页岩油可动性,粉—细砂岩相和白云质粉砂岩相的孔喉及页岩油赋存均最佳,为芦草沟组页岩油最有利开发岩相。     

东营凹陷页岩油储集地质特征与有效性

以济阳坳陷东营凹陷古近系泥页岩为研究对象，通过岩心观察、偏光显微镜、氩离子抛光-扫描电镜分析以及高压压汞、小角X射线散射等实验，表征泥页岩不同尺度储集空间类型及组合连通方式，结合孔隙度、含油饱和度等数据，明确其储油的孔径及孔隙度下限。综合热演化程度（R_o）、岩相发育特征、地层压力特征和储集空间发育特征（孔隙度和孔径）等因素，建立东营凹陷泥页岩储集空间发育分布模式，预测页岩有利储集相带。结果表明：①研究区泥页岩储层孔隙类型主要为粒间孔、有机质和粘土矿物收缩孔及碳酸盐晶间孔，且具有三级孔缝网络的连通形式；②粘土片间孔和碳酸盐晶间孔对总孔隙度的贡献率最高，平均可达50%~70%，其次为粘土收缩缝和构造张裂缝；③页岩油赋存的孔径下限、游离油赋存孔径下限以及游离油大量富集的孔径门槛值，分别为5、10和30 nm；④富有机质和富碳酸盐矿物的纹层状页岩在总孔隙度、孔隙连通率和有利于游离油赋存的孔隙所贡献的孔隙度等方面最好，可作为优势岩相类型；⑤泥页岩岩相类型、成岩阶段、地层压力与裂缝发育程度控制了储集空间的发育分布特征，也是页岩油甜点评价的重要因素；有利储集相带预测就是在储集分级评价方案的指导下，寻找富有机质纹层状页岩分布区、相对较高的热演化程度页岩发育区、裂缝发育区、高地层压力发育区等叠合区。     

陕北斜坡东南部致密砂岩孔喉分布及其对含油性的影响

为探究鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部地区致密砂岩储层的微观孔喉分布及其对含油性的影响,对长6-长8致密砂岩样品进行了场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等测试,定量表征了其微观孔喉分布特征,分析了孔喉参数与含油性的关系.结果表明:研究区长6-长8致密砂岩储层孔隙类型主要为残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔;最小孔隙半径为0.5～6....     

正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙及高压压汞等分析测试手段,研究了鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素。研究表明,长8储层岩石类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,以碳酸盐胶结物为主,孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔;长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层;长8储层物性受沉积、成岩和孔隙结构等方面因素影响,长石颗粒含量高、碳酸盐胶结物含量高及孔隙结构较差是造成研究区长8储层低渗的主要原因。     

川中地区侏罗系自流井组大安寨段黑色页岩孔隙微观特征及主控因素

为研究川中地区侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层储集空间特征及控制因素,利用电镜、显微荧光、物性分析、氮气吸附、有机碳及热解等测试手段,开展页岩层系的储集空间、物性、含油性分析,并讨论了微观特征的控制因素。结果表明：①大安寨段页岩油储层储集空间包括微裂缝和孔隙,微裂缝主要为页理缝和介壳方解石解理缝,孔隙以粘土孔隙为主,其次为介壳方解石晶间孔、自生石英晶间孔,少量有机质孔、黄铁矿晶间孔。②大安寨段页岩油储层具有孔径-孔隙度负相关特征,即页岩孔隙度高（平均5.69 %）,粘土孔隙是主要孔隙类型,孔径小,孔隙与页理缝组成水平孔缝系统;介壳灰岩孔隙度低（平均3.27 %）,介壳方解石、石英晶间孔比例增加,孔径大,孔隙与解理缝形成网状的孔缝系统。③油相微观赋存具有较强非均质性,表现为富有机质页岩段含油性（热解游离烃含量S₁、油饱和度指数OSI）好,但油相分散分布于粘土微小孔隙中,显微荧光弱,流动性差;孔径大的介壳方解石/石英晶间孔隙、解理缝以及页理缝中烃类更富集,显微荧光强。④微裂缝对烃类的微观富集至关重要。油气生成之后优先进入页理缝,并在页理缝附近的介壳方解石孔缝系统中富集,而距离页理缝较远的介壳方解石孔隙含油性变差,建议以孔径和微裂缝发育程度作为大安寨段页岩油有利层段优选的关键参数。     

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组致密油储层特征及主控因素

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段广泛发育一套与火山活动相关的“特殊岩性”致密储层,是致密油勘探的主要目的层。基于岩石薄片观察和储层物性系统分析,结合扫描电镜、压汞、CT扫描和核磁共振等分析,对该层段不同岩性致密储层特征和“甜点”发育主控因素进行综合研究。结果表明:腾一下亚段主要发育凝灰质岩、砂岩、白云岩和泥岩四大岩类,凝灰质岩和砂岩是致密油储层发育的有利岩性。储层中主要发育溶蚀孔、晶间微孔、残余粒间孔、泄水孔和微裂缝等5类储集空间,其中凝灰岩中以脱玻化晶间孔和溶蚀孔占主导,砂岩中以残余粒间孔和溶蚀孔最有利。储层孔隙结构可划分为3类4亚类,薄层凝灰岩和溶孔发育的细砂岩储层孔隙结构较好,沉凝灰岩与白云岩孔隙结构较差。不同类型储层含油非均质性强,含油量受储层岩性、孔渗条件和孔隙结构控制。凝灰质岩致密储层“甜点”发育主要受火山碎屑沉积方式、脱玻化作用和溶蚀作用控制,砂岩类储层“甜点”发育主要受沉积微相、岩石结构和溶蚀作用共同控制。      

安塞地区长7致密砂岩孔隙发育特征及其主控因素

孔隙发育特征及其影响因素对储层评价至关重要。为研究安塞地区长7致密油储层储集空间特征,明确储集空间发育的主控因素,通过采用X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜和常规压汞等手段,对目的区孔隙发育特征及其影响因素进行研究,结果表明:①安塞地区长7致密砂岩主要发育粒间溶孔、粒内溶孔以及微孔隙等次生孔隙,其次发育原生粒间孔隙和原生剩余粒间孔隙;②储层孔喉半径分选性较差(0.025~0.250μm),孔喉峰位半径主要为细孔喉,储层主要的储集空间主要由较小孔喉贡献;③压实作用是造成孔隙度大量丧失的首要原因,胶结作用堵塞孔隙和喉道,使得储层的物性进一步变差。该研究结果为下一步深入挖掘长7致密油油气提供支撑资料。