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。     

江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层特征研究——以潜34-10韵律为例

江汉盆地始新统潜江组盐间页岩油是近年来研究的热点和难点。为了明确盐间页岩储层岩相及其储集物性,综合运用岩心观测、岩石薄片鉴定、X衍射、高压压汞和页岩孔渗等资料,对潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层岩相发育特征及其对储集物性的影响进行了研究。该区盐间页岩油储层主要包括富碳纹层状泥质白云岩相、富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥岩相3种不同类型的岩相类型,前2种岩相的孔隙度明显高于后者。不同岩相孔径分布差异明显,富碳纹层状泥质白云岩相以孔径大于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为219 nm;而富碳纹层状云/灰质泥岩相和钙芒硝充填富碳纹层状云质泥质相则以孔径小于41 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为21 nm。富碳纹层状泥质白云岩相岩性均一,具有良好的储集空间和较大的孔喉结构,页岩储层中的含油性较高,为盐间页岩油储层中的优势岩相,是研究区最有利的页岩油勘探目标。      

渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油主要赋存空间探索

以GRI孔隙度和含油饱和度测定、高压压汞分析和地球化学测试为基础,建立了页岩油有效赋存空间的研究方法,并探索了东营凹陷古近系泥页岩孔径分布特征、含油孔径下限以及可动油赋存的有利物性条件。孔隙度与孔径分布关系表明,东营凹陷古近系泥页岩的孔隙度与10 nm以下孔隙所占比例负相关,与10 nm以上孔隙所占比例正相关,10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩孔隙的重要贡献者;含油饱和度与不同孔径孔隙所占比例关系表明,古近系泥页岩中的油主要赋存在10 nm以上孔径的孔隙中;OSI指数与孔隙度关系表明,孔隙度在6.5%以上,且在生油窗范围内的泥页岩,是可动页岩油的有利储层。      

陆相页岩孔隙结构特征研究——以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例

鄂尔多斯盆地三叠系延长组张家滩陆相页岩层系中发育大量粉砂质纹层,与相邻纯页岩呈薄互层状产出。为了更全面地研究页岩层系的孔隙结构发育特征,采用物理方法分离页岩岩心中的粉砂质纹层和纯页岩层,综合采用二氧化碳吸附法、氮气吸附法和压汞法获得全孔径范围内的孔隙结构特征。结果表明:粉砂质纹层孔径分布特征呈多峰分布,发育微米级孔隙,孔径较大,总孔体积平均为2.02mL/g,孔隙度平均为5.40%,大孔(50nm)是其孔体积的主要贡献者;纯页岩孔径分布特征呈双峰分布,主要分布在100nm以下孔径区间,孔径较小,总孔体积平均为1.41mL/g,孔隙度平均为3.67%,中孔(2~50nm)是其孔体积的主要贡献者。粉砂质纹层的实测孔隙度是纯页岩孔隙度的1.2~1.8倍,估算渗透率比纯页岩大2~4个数量级。因此,页岩层系中的粉砂质纹层相对纯页岩具有较大的孔径和孔体积,有利于提高页岩层系整体的储渗能力。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组典型(块状、纹层状、层状)灰质泥页岩样品的微米—纳米级孔隙体系结构特征进行了系统研究。利用高压压汞法(MICP)检测多个连通孔隙体系,同时表征其孔隙度、渗透率和孔道迂曲度;采用不同样品(粒径500~841μm GRI(美国应用天然气研究所)标准的颗粒,边长1 cm的立方体,直径2.54 cm、高度2~3 cm的岩心柱),通过低压气体物理吸附、基质渗透率测定、高压压汞分析、氦气孔隙度测定、非稳态脉冲渗透率测定等分析方法测定泥页岩的孔渗参数。高压压汞法测得泥页岩样品平均孔隙度为(6.31±1.64)%,基质渗透率在(27.4±31.1)×10~(-9)μm~2,基于体积法的中值孔喉直径为(8.20±3.01)nm,孔隙主要分布在孔喉直径5 nm区域,孔喉比随着孔隙直径的减小而降低。具有层理的泥页岩样品的渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍。泥页岩纳米级(孔喉直径为2.8~10.0 nm)孔隙体系的几何迂曲度高达8.44,说明具有较差的孔隙连通性和输导流体的能力,会影响泥页岩油气的保存和开采。     

岩相组合特征及其对页岩含气性的影响——以涪陵地区凉高山组为例

陆相页岩非均质性强,为了查明涪陵地区凉高山组不同岩相组合对页岩含气性的影响,文中基于岩心照片、普通薄片、X衍射、有机质丰度等分析化验资料开展了岩相评价,通过扫描电镜、等温吸附、现场含气量测试等实验,分析了6种岩相组合的孔隙结构和含气性。研究表明：凉高山组发育高碳纹层状页岩夹粉砂岩、中碳纹层状—层状页岩夹粉砂岩、中碳层状页岩夹粉砂岩、含碳块状泥岩夹粉砂岩、中低碳层状泥岩与粉砂岩互层、低碳层状粉砂岩夹泥岩6种岩相组合类型;不同岩相的孔隙度、孔径分布特征主要受层理缝、有机质丰度的影响,比表面积则受黏土矿物成分、有机质丰度及微裂缝的共同影响;明确了高碳纹层状页岩夹粉砂岩是研究区优势岩相组合,在研究区内广泛分布。研究成果可为页岩油气富集预测提供技术支撑,为涪陵地区凉高山组页岩油气下步勘探指明方向。     

济阳坳陷不同岩相页岩油赋存机理

通过大量岩心观察、薄片鉴定、X-射线衍射全岩矿物分析和扫描电镜分析,将济阳坳陷古近系泥页岩划分为10余种岩相并分析了主力岩相的特征和形成环境。在岩相划分的基础上,结合氩离子抛光和环境扫描电镜技术,分析了不同岩相的储集空间和页岩油赋存状态。济阳坳陷泥页岩的储集空间主要包括各类基质的孔隙和裂缝。富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、层间缝,孔隙最大,裂缝最发育;富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、(微)裂缝;含有机质块状灰质泥岩储集空间是黏土矿物晶间孔,孔隙最小,裂缝不发育。不同岩相有不同的赋存状态,富有机质纹层状灰质泥岩相/泥质灰岩相和层状灰质泥岩相/泥质灰岩相以游离态为主,含有机质块状灰质泥岩相以吸附态为主。建立了富有机质纹层状-层状岩相和含有机质块状岩相2种页岩油赋存模式。     

松辽盆地北部青一段泥页岩储集特征及孔隙演化

松辽盆地青一段是泥页岩油勘探重点层段。利用泥页岩物性分析、氩离子抛光和场发射电镜观察探讨该套泥页岩物性特征及孔隙类型,根据成熟度演化、生烃转化、有机酸含量与孔隙度的变化关系分析了泥页岩孔隙演化特征。研究结果表明:青一段泥页岩孔隙度较高、渗透率很低,总孔隙度平均为7. 94%,基质渗透率平均为1. 16×10~(-8)μm~2;孔隙类型有粒间孔、晶间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝;有机质孔为藻类生烃后残留孔隙,孔隙呈长条形和不规则形状,直径多为20～400 nm,有机质孔形成于Ro为0. 7%以后,大量形成对应的Ro为0. 9%～1. 2%,在Ro为1. 2%时孔隙度达2. 7%;当埋深小于2 000 m时青一段泥页岩孔隙度随埋深增加而减小,当埋深大于2 000 m时孔隙度出现2个异常峰值,孔隙度的增大主要因为有机酸溶蚀和藻类生烃作用;根据孔隙度与埋深关系,预测了齐家—古龙凹陷为泥页岩油有利勘探区。研究成果可为松辽盆地泥页岩油勘探和评价提供依据。     

湖相、海相泥页岩孔隙分形特征对比

在松辽盆地湖相泥页岩低温氮气吸附实验的基础上,利用 FHH 模型探讨了湖相泥页岩纳米级孔 隙结构分形维数与比表面积、平均孔径及 TOC 含量的关系,进一步对比了湖相与海相泥页岩孔隙分形 维数特征。 结果表明：①湖相、海相泥页岩纳米级孔隙均具有明显的分形特征,且大孔隙（孔径为 5～ 100 nm）结构复杂,其分形维数高于小孔隙（孔径小于 5 nm）。 ②湖相泥页岩纳米级孔隙结构相对简单, 分形维数小于海相泥页岩。 ③分形维数与 TOC 含量呈正相关关系,湖相泥页岩有机质丰度对分形维数 影响较小。 ④湖相泥页岩分形维数 D1 与平均孔径具有明显的线性关系,表明 D1 可以反映湖相泥页岩 孔隙结构特征;海相泥页岩分形维数 D2 与孔隙比表面积具有明显的指数关系,表明 D2 可以反映海相 泥页岩孔隙比表面积特征。     

羌塘盆地上三叠统—下侏罗统海相页岩油特征及发现意义

羌塘盆地油气地质调查和浅钻在中生界海相地层发现了页岩油显示。基于露头、岩心样品系统分析测试,研究了海相页岩沉积发育条件与特征,评价了地球化学与储集特征。研究了中生界海相页岩油发育特征,取得以下认识：(1)羌塘盆地发育下侏罗统曲色组和上三叠统巴贡组两套海相富有机质泥页岩,主要由纹层状页岩夹块状泥岩构成。曲色组纹层状富有机质泥页岩位于该地层下部,厚度为50～75 m,主要分布于南羌塘和北羌塘中西部。巴贡组纹层状富有机质泥页岩位于地层中部,厚度为250～350 m,在南北羌塘均有分布。(2)两套纹层状富有机质泥页岩页理发育,同时发育多种类型的微孔隙和微裂缝,脆性矿物含量平均70%,可压裂性强,孔隙度均值5.89%,储集物性好,达到中等—好的页岩油储集层标准。(3)曲色组富有机质泥页岩为Ⅱ₁和Ⅱ₂型有机质,TOC均值8.34%,氯仿沥青“A”含量均值0.66%,残余生烃潜量(S₁+S₂)均值29.93 mg/g,R_o值0.9%～1.3%,达到优质烃源岩标准。巴贡组富有机质泥页岩为混合型...     

黄骅坳陷南堡凹陷古近系沙一段页岩油储层特征及油气意义

南堡凹陷古近系沙一段页岩油藏为黄骅坳陷南堡凹陷未来勘探的重点领域.利用岩心及薄片观察、扫描电镜、核磁共振、X射线衍射等多种分析测试手段,研究了南堡凹陷沙一段页岩储层的岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构特征.研究结果表明:①研究区页岩发育灰暗相间水平纹层长英质页岩、深灰色块状混合质页岩、灰色粒序纹层混合质页岩、黑灰色水平...     

江汉盆地潜江凹陷盐间潜34油组储层微观结构特征及与物性的关系

以X衍射、薄片、常规扫描电镜及氩离子抛光扫描电镜、FIB三维孔隙重构等手段,结合压汞及氮气吸附孔体积定量分析,研究了江汉盆地潜江凹陷盐间潜34油组页岩油储层微观结构及与物性的关系。按矿物含量的高低,把储层划分为云质泥岩、泥质云岩及含泥云岩三大类。该储层矿物组成、结构非均质性强,常规柱孔隙度变化大,在1%～13%之间。其中云质泥岩孔隙度低,泥质云岩、含泥云岩孔隙度高,钙芒硝含量高的泥岩孔隙度较低。储层微观结构变化大,云质泥岩具定向排列结构,以狭长状或扁平状微孔隙为主;孔径小,以直径20～50 nm的孔隙体积为主,最大连通喉道小,在22～42 nm之间。泥质云岩以残余粒间孔及粒间充填的黏土片间孔为主,孔径变大,以直径20～80 nm的孔隙体积为主,最大连通喉道变化大,在16～158 nm之间。含泥云岩以均匀晶粒结构、多边形等轴状晶间微孔为主;孔径大,以直径80～180 nm的孔隙体积为主,最大连通喉道大,在158～196 nm。云质泥岩、泥质云岩、含泥云岩的孔隙连通分别具有“缝—缝、孔—缝、孔—孔相连”的特征,含泥云岩孔隙度大、连通喉道宽、孔隙结构优,具最好的页岩油储集空间。      

第四系弱成岩泥页岩孔隙结构及物性特征

第四系弱成岩泥页岩具有广泛的生物气勘探前景,对其孔隙结构及物性特征的研究有利于丰富泥页岩生物气藏地质理论.以柴达木盆地三湖地区第四系弱成岩泥页岩为例,通过扫描电镜、岩石薄片、X射线衍射全岩分析、覆压孔渗、气水相对渗透率等实验,系统研究了第四系弱成岩泥页岩孔隙结构及物性特征.结果表明,第四系弱成岩泥页岩主要为黏土质页岩、...     

黔东南岑巩地区下寒武统黑色页岩孔隙结构特征

利用矿物组分、有机地球化学、氮气吸附、物性及扫描电镜等资料，对黔东南岑巩地区下寒武统牛蹄塘组和变马冲组页岩孔隙结构特征进行了系统研究。牛蹄塘组与变马冲组贫有机质页岩以平板和狭缝形黏土粒间孔为主，平均孔径普遍大于5 nm；牛蹄塘组富有机质页岩以狭缝形和少量墨水瓶状孔为主，平均孔径普遍小于3~4 nm，比表面积为贫有机质页岩的2~3倍。页岩总孔容与比表面积、黏土含量与平均孔径均为正相关关系，而前二者与后二者均为负相关关系。有利保存条件下页岩具有相对"高孔低渗"特征，峰值孔径较大，有机质孔发育程度较高，孔渗相关性强。不利保存条件下页岩储层致密，孔隙度与峰值孔径较低，裂缝过度发育造成相对"低孔高渗"特征。有机碳含量对孔隙结构具有重要控制作用，与孔容、比表面及孔隙度总体正相关，与平均孔径负相关；过高有机碳含量层段页岩塑性增强，孔径较低，压实作用和不利保存条件等因素使部分狭窄孔喉发生萎缩、坍塌与闭合，导致孔隙度、孔容、比表面和脆性与有机碳含量出现负相关关系。      

中国南方海相页岩孔隙结构特征

我国南方古生界页岩成熟度高,页岩储层孔隙、裂隙类型多样,微米—纳米级孔隙发育。正确认识页岩孔隙特征是研究上述地区页岩气赋存状态,储层性质与流体间相互作用,页岩吸附性、渗透性、孔隙性和气体运移等的基础。为此,采用观察描述和物理测试两类方法对南方海相页岩孔隙特征进行了研究:前者通过手标本、光学显微镜、扫描电镜、核磁共振光谱学法、小角度X射线散射法等手段直观描述页岩孔隙的几何形态、连通性和充填情况,统计孔隙优势方向和密度,拍摄照片等,以确定页岩成因类型;后者通过He孔隙率测定、压汞实验、低温液氮吸附、低温CO2吸附等方法定量测试页岩孔容、孔径大小及其分布、孔隙结构、比表面积等,以评价页岩含气性。结果表明:该区古生界页岩储层中纳米级孔隙以干酪根纳米孔、颗粒间纳米孔、矿物晶间纳米孔、溶蚀纳米孔为主,喉道呈席状、弯曲片状,孔隙直径介于10～1 000nm,主体范围为30～100nm,纳米级孔隙是致密储层连通性储集空间的主体;按孔径大小,将页岩储集空间分为5种类型:裂隙(孔径大于10 000nm)、大孔(孔径介于1 000～10 000nm)、中孔(孔径介于100～1 000nm)、过渡孔(孔径介于10～100nm)、微孔(孔径小于10nm)。     

渝东南两套富有机质页岩的孔隙结构特征——来自FIB-SEM的新启示

使用聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)对渝东南地区下寒武统牛蹄塘组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组2套富有机质页岩的孔隙结构进行了系统观察,并对页岩纳米级有机质孔隙进行了三维重构和孔隙结构参数定量分析。研究发现,五峰组—龙马溪组页岩内层间微裂隙、矿物粒内孔、矿物粒间孔和有机质孔隙均较为发育。其中,有机质孔隙呈蜂窝状均匀发育,孔隙半径集中在3~100 nm,孔隙连通性较好,FIB-SEM三维重构计算有机质孔隙度在9.13%~18.42%之间,岩石总孔隙度中有机质孔隙度的贡献受控于TOC含量;牛蹄塘组页岩内溶蚀孔和粒间孔较为发育,有机质孔隙发育不均匀,孔隙呈扁平状或针孔状,孔隙半径集中在3~25 nm,孔隙连通性较差,有机质孔隙度在1.59%以下,有机质孔隙度对岩石总孔隙度的贡献与TOC含量关系较小,页岩的总孔隙度主要来自于矿物基质孔。FIB-SEM揭示了2套页岩有机质孔隙结构存在较大差异。     

江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层不同岩相微观储集特征——以古近系潜江组三段4亚段10韵律为例

通过岩石薄片鉴定、扫描电镜、压汞—液氮吸附联合测定及微米CT三维重构等实验手段,对江汉盆地潜江凹陷潜江组页岩油储层的矿物组成、岩相组合、孔缝类型、孔隙结构及孔隙发育规律进行研究。盐间古近系潜江组三段4亚段10韵律页岩油储层主要岩相有纹层状泥质白云岩相、纹层状云(灰)质泥岩相和钙芒硝充填纹层状云质泥岩相;储集空间主要包括层间缝、晶间孔、晶间溶孔等。盐间页岩油储层孔隙的发育主要受岩性、岩相控制,钙芒硝充填纹层状云质泥岩相—纹层状云(灰)质泥岩相—纹层状泥质白云岩相孔隙发育程度依次增强。纹层状泥质白云岩相孔隙中宏孔最为发育,孔隙连通性最优,含油性最佳,为盐间页岩油储层中的优势岩相,是盐间页岩油最有利的勘探目标。     

玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔隙结构及分类评价

准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组为盆地西北缘的主力烃源岩,具有较大的页岩油勘探前景.利用场发射电子扫描显微镜以及高压压汞等测试手段,对研究区玛页1井风城组页岩油储层的孔隙结构进行了精细研究和分类评价.研究结果表明:①玛湖凹陷风城组页岩油储层以薄层状或块状云质、粉砂质、钙质或硅质泥岩为主,且泥岩中常发育大量白云石、方解石...     

四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩孔隙结构特征

页岩的孔隙结构特征对页岩气的储集和运移有着显著的影响。不同的孔隙结构表征技术往往适用于特定的孔隙尺寸范围,而由于页岩孔径大小变化范围较大且发育大量的纳米级孔隙,对其孔隙结构进行合理的表征十分困难。为此,综合利用低压N_2吸附法、高压压汞法以及岩心核磁共振法对四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩的孔隙结构特征进行了深入研究,探讨了影响孔隙发育的主要因素。结果表明:①该区龙马溪组页岩孔隙形状复杂,孔径分布普遍具有双峰或三峰特征,主要发育孔隙直径介于0~10 nm的微孔和中孔,也有少量大孔和微裂缝发育;②页岩样品的矿物成分以石英和黏土矿物为主,而后者是页岩微孔和中孔发育的主要贡献者,其含量与岩样微孔体积和中孔体积均具有正相关性;③此外,有机碳含量也是控制该区泥页岩孔隙发育的主要因素之一,主要通过有机质热演化生烃作用影响孔隙的发育;④目前的测试手段难以对直径小于2 nm的孔喉进行准确测试,这也是未来攻关的技术难点。