松辽盆地古龙页岩纳米孔缝形成机制与页岩油富集特征

松辽盆地白垩系古龙页岩油储集层为富有机质、高黏土的陆相页岩，夹少量薄层的钙质砂岩和白云岩，其孔缝体系和页岩油富集规律研究还比较薄弱。基于松辽盆地古龙页岩氩离子抛光-场发射扫描电镜、能谱分析、高压压汞、低温氮气吸附、荧光薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物分析、地球化学等实验分析数据，研究了古龙页岩有机-无机孔缝体系及其与页岩油富集的关系。结果表明：(1)古龙页岩发育基质孔和微裂缝构成的双孔介质储集体系，基质孔为页岩油提供富集空间，微裂缝为页岩油提供储集空间和渗流通道；(2)受矿物演化、有机质生烃和原油裂解转化等多因素控制，古龙页岩在不同演化阶段发育不同的孔缝组合，其中在成熟演化阶段主要发育微米级溶蚀孔和有机黏土复合孔缝，高成熟演化阶段主要发育纳米级有机黏土复合孔缝和页理缝；(3)古龙页岩油的富集与孔缝组合演化具有耦合关系，低成熟演化阶段页岩油主要富集于无机粒间孔和晶间孔中，成熟演化阶段页岩油主要富集于溶蚀孔和有机黏土复合孔缝内，油质较重，高成熟演化阶段页岩油主要富集于有机黏土复合孔缝和页理缝中，油质变轻。     

泌阳凹陷页岩油赋存特征及可动性研究

泌阳凹陷页岩油主要以吸附油和游离油两种方式赋存在较大孔隙及裂缝中,其中游离油主要赋存在层间缝、构造缝以及较大的基质孔隙内,其分布主要受基质孔隙、裂缝影响;吸附油主要赋存在有机质及黏土矿物颗粒表面。通过开展页岩可动油相关实验,建立了页岩可动油评价指标及界限,明确了可动油影响因素,实验表明,游离烃(S1)与有机碳含量比值为60 mg/g、氯仿沥青"A"与TOC比值为0.2、埋深为2 000 m时为页岩可动油门限;可动油富集程度主要与深度、有机碳含量、孔隙度和石英、长石、黏土等矿物含量有关。     

松辽盆地古龙页岩有机质组成与有机质孔形成演化

有机质孔是页岩储层重要的孔隙类型,是页岩油气富集的关键要素,其形成演化与有机质组成及生烃演化密切相关.针对古龙页岩有机质孔的发育特征及形成演化,开展地球化学分析、生排烃模拟实验、单一显微组分生烃模拟实验、微观孔隙分析等,研究古龙页岩与海相页岩有机质组成的差异,探讨古龙页岩有机质组成与有机质孔形成演化的关系.结果表明:古龙页岩有机质组成主要为层状藻类体,在不同沉积相带中比例大于50％,平均为58％,陆源高等植物来源的有机质相对较少,在深湖相区的比例平均小于10％;层状藻类体生烃转化率高,完全生烃后面积收缩率超85％,形成沿层分布的纳米级、细长条形孔(缝),是高成熟度古龙页岩孔隙的重要来源,这种孔(缝)在产状上属于黏土层间或矿物晶间孔(缝),从成因上属于有机质孔;藻类体与黏土结合的部位在有机质生烃后往往形成网状孔,孔隙骨架为残余有机质与黏土复合体.研究成果为古龙页岩成烃、成储机制研究提供重要的理论技术支撑.     

江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间可动页岩油赋存空间多尺度表征

为更精细地刻画可动页岩油赋存的孔隙空间特征，通过对比抽提前后样品在低温氮气吸附实验的吸附量变化、高压压汞实验的进汞量变化以及场发射扫描电镜中的孔径变化特征，来表征可动页岩油赋存的孔隙空间。研究表明，江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组Eq₃4-10韵律可动页岩油主要赋存在微、纳米级的白云石晶间孔、粒间孔以及黏土矿物层间孔中，纹层状发育的页岩可动页岩油较为富集。以孔径80 nm为界拼接低温氮吸附和高压压汞测试孔径，结果表明，可动页岩油主要赋存在孔径小于200 nm的范围内，微米级孔隙内也有赋存，90～200 nm孔径范围内可动页岩油赋存相对较多。黏土矿物含量较低的样品，在孔径小于等于5 nm的范围内抽提出可动页岩油。孔隙度越高，平均孔径越大，可动页岩油越富集。      

松辽盆地古龙页岩成岩—孔隙演化

为深化松辽盆地古龙页岩储层成岩—孔隙演化规律的认识,创新页岩微—纳米孔隙成因分析技术,结合岩石薄片鉴定、X衍射全岩矿物、扫描电镜等分析方法,探讨古龙页岩成岩演化规律及其作用下的孔隙成因.结果表明:古龙页岩为黏土质长英页岩,纯页岩厚度比例达95％以上,由粒径小于3.9μm的泥级碎屑组成,主要矿物成分为石英、黏土矿物、长石,黏土矿物类型以伊利石、伊/蒙混层为主.松辽盆地古龙页岩经历了压实、胶结、交代、黏土矿物转化、生烃、溶蚀等成岩作用,其中胶结物类型包括硅质、黏土矿物、碳酸盐和黄铁矿.压实作用、胶结作用影响了粒间孔等原生孔隙的保存和演化.黏土矿物演化和有机质热演化利于优质储层发育.古龙页岩主要处于中成岩A期—B期,有机质在生烃过程中生成大量纳米级有机孔,排出的酸性流体溶解长石等不稳定矿物,为蒙脱石向伊利石转化提供K+,形成黏土矿物晶间孔、溶蚀孔,黏土矿物、有机质演化过程中,形成大量页理缝,有效改善了页岩的储集能力.     

松辽盆地南部白垩系青一段深湖相页岩油富集模式及勘探实践

松辽盆地南部白垩系青山口组一段(简称"青一段")主要发育半深湖—深湖相页岩,纯页岩型页岩油资源丰富,但页岩中黏土矿物含量高,页岩油流动性差,勘探开发难度大。研究结果表明:松辽盆地南部青一段页岩主要发育层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩3种类型岩相。综合3类岩相特征,TOC和脆性矿物共同控制了页岩油的富集,其中TOC控制了页岩的总含油量,随着TOC值的增大,总含油量增加,而由脆性矿物所组成的纹层内发育大量体积较大的粒间孔,为页岩可动油的有利富集空间。结合不同岩相成因,可以总结出深湖高TOC值层状黏土质和半深湖中—高TOC值纹层状混合质两大页岩油富集模式,其中前者具有较高的生烃能力,总含油量大,发育丰富的水平层理缝,局部发育垂向高角度裂缝,形成的缝网系统改善了页岩储集层储集性能,提高了渗流能力,增加了可动油富集空间;后者生烃能力较好,总体含油量较高,因脆性纹层发育较大的矿物粒间孔,可动油含量高。基于建立的页岩油富集模式,在松辽盆地南部圈定页岩油甜点富集有利区面积2 880 km~2。针对高黏土矿物含量页岩储集层改造难点,首次在页岩油储集层中使用超临界CO_2复合压裂工艺,实现了高黏土含量强非均质性页岩层系大型体积压裂,获得了中国陆相高黏土矿物含量页岩地层页岩油勘探重大突破。图21表1参41     

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。     

博格达山山前带芦草沟组不同岩相储集特征及含油性

为了提高页岩油“甜点”储集层钻遇率,实现页岩油高效动用开发,亟需开展页岩油储集层储集空间、孔隙结构和含油性研究。以准噶尔盆地东南缘博格达山山前带中二叠统芦草沟组为研究对象,综合运用岩石薄片、X射线衍射全岩矿物分析和场发射环境扫描电镜等储集层表征技术,结合有机地球化学测试分析,分析了不同岩相的储集空间类型及其页岩油赋存特征。结果表明,芦草沟组岩石类型复杂,表现为混合沉积特点,可划分出泥页岩相、砂岩相和碳酸盐岩相3类岩相;不同岩相的储集空间和孔隙结构控制了含油性,游离态页岩油主要赋存在孔径大于30 nm的孔隙中,基质型泥页岩相储集层储集空间包括黏土矿物晶间孔、碳酸盐矿物晶间孔、有机质孔、层理缝、构造裂缝、超压缝等,其中,无机矿物和干酪根表面以吸附态页岩油为主,粒间孔、有机质孔和层理缝中以游离态页岩油为主;夹层型砂岩相和碳酸盐岩相储集层储集空间以粒（晶）间孔、粒（晶）间溶孔、粒（晶）内溶孔等为主,页岩油以游离态为主赋存于各类微米级孔隙中;基质型岩相富含有机质,随着有机质丰度增加,干酪根吸附态烃量增加,有机碳含量与可动烃含量呈幂函数关系,夹层型岩相有机碳含量相对较低,以外来烃充注为主,有机碳含量与可动烃含量呈线性关系。奇台庄地区和柴窝堡凹陷中北部地区为页岩油有利储集层发育区,芦三段夹层型岩相页岩油可动烃含量高,易于开发动用,为重要的勘探目标。     

鄂尔多斯盆地长7湖相泥页岩孔隙演化特征

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段低熟泥页岩为研究对象,基于温压模拟与纳米CT三维表征技术,研究泥页岩孔隙随温度变化的演化特征,并探讨其主控因素。结果表明:随成熟度增高,长7段富有机质泥页岩中纳米孔隙不断增加,基于纳米CT三维模型计算的孔隙度由0.56%增大至2.06%,增大比例超过250%;孔隙演化整体呈现3段式特征:从未熟到低成熟阶段,有机质生烃作用弱,压实作用为主,孔隙度快速降低;从低成熟到成熟再到高过成熟阶段,有机质大量裂解生烃,黏土矿物转化作用强烈,孔隙度快速增长;进入高过成熟阶段,有机质生烃能力与黏土矿物转化减弱,孔隙系统基本保持稳定。明确了不同成分对泥页岩孔隙演化贡献的差异性,有机质热演化贡献最大,黏土矿物转化贡献次之,脆性矿物转化贡献最小,三者比例大致为6∶3∶1,推测泥页岩镜质体反射率大于1.2%时有机质孔隙开始大量发育。     

松辽盆地古龙页岩油富集层地球物理定量表征方法及其应用

松辽盆地古龙页岩为陆相淡水湖盆沉积,地质条件优越、资源量潜力大,与海相页岩油相比,具有自身的特殊性,相应的地球物理定量评价方法匮乏.在岩心、测井、地震、地质等多种资料综合分析的基础上,提出了古龙页岩油富集层井—震联合定量评价技术体系.以岩石物理分析为基础,确定古龙页岩油富集层岩石物理特征,优选w(TOC)、总孔隙度、脆性等富集层地质工程参数的敏感弹性参数,建立基于弹性模量和泊松比的新弹性参数脆性评价因子;通过叠前地质统计学反演获得高精度弹性参数反演数据体,并根据岩石物理分析结果进行古龙页岩储层w(TOC)、总孔隙度、脆性等富集层地质工程参数的地震定量预测;再利用叠后地震属性分析裂缝检测技术及叠前各向异性反演手段,实现高角度构造缝和水平页理缝地震定量表征;对w(TOC)、总孔隙度、脆性和裂缝等参数的预测结果进行综合分析及评价.结果表明:研究区地震预测结果与实钻结果吻合较好,w(TOC)、孔隙度、脆性等参数预测符合率较高,证实了地震预测方法及结果的可靠性.研究成果为松辽盆地古龙页岩油富集层的勘探开发提供有力的依据.     

页岩油微观赋存特征及其主控因素——以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为例

以鄂尔多斯盆地延安地区延长组7段3亚段陆相页岩为研究对象,综合利用轻烃（C₆H₁₄和C₇H₁₆）吸附、N₂和CO₂吸附、岩石热解、有机地球化学、X射线衍射（XRD）等实验手段以及Dent吸附热力学模型与Horvarth-Kawazoe （HK）、Barrett-Joyner-Halenda （BJH）孔隙结构理论解释模型,系统开展了页岩油的微观赋存特征及其主控因素研究,建立了页岩油吸附能力预测的数学模型和赋存状态演化模型。研究结果表明：基于液态烃蒸气等温吸附实验和孔隙结构理论解释模型,可揭示一定范围孔隙中（孔径小于125 nm）页岩油的微观赋存特征。页岩中的吸附油是具有一定厚度的吸附油膜,其平均厚度随孔径增加呈Langmuir型吸附曲线增长。页岩油主要赋存于孔径小于25 nm的介孔中。当孔径小于3 nm时,孔隙内以赋存吸附油为主;当孔径大于3 nm时,孔隙内主要为游离油。页岩中的游离油量与孔缝空间、含油饱和度呈正相关关系。吸附油量与脆性矿物含量、宏孔结构参数无相关性,与总有机碳（TOC）含量、黏土矿物含量、微孔和介孔的比表面积与孔体积、轻烃类型以及压力呈正相关关系,与埋深和成熟度呈先增加后降低的变化关系,且有机质是页岩中吸附油的主控因素。镜质体反射率为0.75%是页岩油赋存状态和可动性转变的成熟度界限,而镜质体反射率为0.85%~0.90%则是页岩"含油性高、可动性好"的最佳成熟度窗口下限。在延安地区,1 000~1 200 m以深是延长组7段3亚段陆相页岩油勘探开发的有利层段。     

松辽盆地古龙页岩油富集主控因素及分类评价

为明确松辽盆地古龙页岩油的富集规律,进一步指导页岩油的开发部署,利用岩心实验数据及试油成果资料,从页岩油形成的烃源岩发育、热演化程度、储集空间等方面,对古龙页岩油富集主控因素进行系统分析,并在此基础上制定页岩油富集层、富集区的划分标准,明确了页岩油的空间分布规律.结果表明,古龙页岩油主要有4个富集主控因素:(1)规模发育的厚层高有机质页岩是页岩油富集的物质基础;(2)热演化程度是控制页岩油富集的关键;(3)大量发育的页理缝和基质孔隙是页岩油富集的重要保障;(4)异常高压是页岩油富集高产的必要条件.综合分析七性参数和采油强度的关系,明确游离烃(S1)、总有机碳(w(TOC))、成熟度(Ro)以及总孔隙度是页岩油富集高产的核心参数,以此为基础建立了古龙页岩油富集区和富集层的分类评价标准,优选齐家—古龙地区为页岩油富集的一类区.研究成果为古龙页岩油的勘探开发提供了理论指导.     

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。     

渤海湾盆地济阳坳陷高产页岩油井BYP5页岩地质特征

济阳坳陷高产页岩油井BYP5古近系沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）页岩为高成熟、富碳酸盐页岩典型代表，研究其地质特征对相似页岩勘探具有借鉴意义。从矿物组成、薄层结构、生烃条件、烃类流体性质、储集空间特征等方面剖析了该页岩基本特点。基于地化参数异常分析了页岩油微运移调整、富集机制，确定了页岩油可动的油饱和度指数（OSI）、总有机碳含量（TOC）及孔隙度下限。研究了有利于页岩油高产的地质条件。研究表明：BYP5井沙三下亚段页岩以碳酸盐质页岩为主，具有明显的薄层结构特征，薄层类型主要包括泥质薄层和泥晶方解石薄层。TOC为0.58%～7.98%，平均4.52%，以Ⅰ型有机质为主，处于生轻质油-凝析气阶段。孔隙度为2.2%～6.9%，平均3.22%，储集空间包括基质孔、层间缝以及穿层缝，其中基质孔是主要储集空间类型。可动页岩油的OSI下限值低于50 mg/g,TOC下限值为1%，孔隙度下限为2.2%。利于高产的地质条件是：(1)较高的有机质丰度和生烃潜力，为石油富集及流动奠定坚实物质基础；(2)油气具有较好的流动性，可大大降低有效储集物性下限；(3)异常高压为石油产出提供了充足的天然能量；(4)...     

大庆古龙页岩油重大科学问题与研究路径探析

基于前期基础研究,剖析松辽盆地古龙页岩油生产实践难题,提出古龙页岩油在储集空间、相态分布、流动规律和矿物演化等方面的特殊性,解析目前面临的基础科学问题。梳理出以下6个方面的关键科学问题:(1)古龙页岩有机质来源、生排烃机理和影响页岩油丰度的关键因素;(2)古龙页岩有效储集空间类型和结构特征及其对孔隙度和渗透率的贡献;(3)古龙页岩矿物成因和演化规律及其对储集层有效性、敏感性与可压性的控制作用;(4)古龙页岩岩石力学特征与裂缝扩展规律;(5)古龙页岩油油品、相态变化规律与吸附-解吸转化主控因素;(6)古龙页岩油液固-液气作用机理与提高采收率机制。提出了实现古龙页岩油规模化经济动用的重点攻关建议:(1)深化油气生成与排驱、储集与运聚等机理研究,指导页岩油地质甜点优选;(2)深化可压性与造缝机制研究,支撑工程甜点选择及工程设计优化;(3)深化地层条件下流体作用机理研究,指导开发方案优选及提高采收率技术选择。古龙页岩油的成功开发需要全球专家学者贡献多学科创新想法和技术思路,解决生产难题。图12表1参47     

松辽盆地古龙页岩油储层可动流体饱和度测定方法

针对松辽盆地古龙页岩页理缝发育,孔隙度、渗透率极低,页岩油难以动用的问题,利用古龙页岩天然柱塞岩心,基于核磁共振扫描分析,分别开展离心法和气驱法2种方法的页岩可动流体饱和度评价,并与古龙地区致密砂岩进行了对比实验分析.结果表明:普通砂岩离心力选择标准已经不适合古龙页岩油,离心法也已经不适用于古龙页岩油可动流体评价,采用...     

东营凹陷古近系页岩成岩事件及其对页岩储集空间发育特征的影响

以东营凹陷古近系页岩为研究对象,通过岩心和岩石薄片观察、扫描电镜分析、电子探针分析及碳氧同位素测试等方法,研究页岩成岩事件及其对页岩储集空间发育特征的影响。结果表明:(1)东营凹陷页岩纹层特征显著,矿物岩石类型复杂,碳酸盐矿物尤其是方解石含量普遍较高,有机质含量高,镜质组反射率中等;纹层状泥质灰岩孔隙度相对较高;游离相油主要分布在微孔隙与裂缝中。(2)页岩主体处于中成岩阶段,3 000～3 600 m是孔隙发育演化的关键深度区间,黏土矿物收缩转化、碳酸盐矿物重结晶以及有机质持续生烃、酸性溶蚀等是页岩成岩史中的关键成岩事件,也是页岩成储的重要因素。(3)重结晶可形成解理缝及晶间孔,伴随生排烃过程的溶蚀作用产生碳酸盐矿物内部溶蚀孔,形成有效的储集空间组合,从而增加了储层孔隙度。(4)层理缝并不是严格意义上的裂缝,其发育与超压及超压引起的渗流力有关,当埋深大于3 000 m时,单纯靠流体超压无法克服上覆岩层压力将裂缝撑开,酸性溶蚀、有机质生烃超压及黏土矿物脱水收缩等成岩事件的继承与匹配,形成更易于流体流动的储集空间(组合),从而成为有效的渗流通道和储油空间。     

陆相页岩油可动烃富集因素与古龙页岩油勘探潜力评价

通过对中国主要中高熟页岩油探区的地质特征和生产实践分析，结合分析化验结果，提出陆相页岩油能否投入规模开发需要兼备3个条件：初始产量有经济性、单井累计采油量有经济性与经试采证实的可动用储量有规模，明确了可动烃数量与品质是决定页岩油能否经济开发的关键，也是页岩油富集区/段评价需要关注的重点。研究提出可动烃富集评价指标包括：(1)形成滞留烃的物质基础，以TOC>2%为必要条件，3%～4%最好，母质类型为Ⅰ—Ⅱ1型；(2)滞留烃流动性，与烃组分构成及其中轻/重烃组分流动特征密切相关，可从热成熟度(R_o)、气油比(GOR)、原油密度、烃组分构成品质、保存条件等方面评价；(3)工程关联要素，包括孔喉主分布区、储集物性(含裂缝)、页理特征与成岩阶段。据此建立3类13项评价指标及参考值，评价认为古龙页岩油轻质油带可动烃富集条件最有利，其次为稀油带和黑油带，其中R_o>1.2%、压力系数大于1.4、有效孔隙度大于6%、原油密度小于0.82 g/cm³与GOR>100m³/m³的轻...     

沾化凹陷低熟页岩储层特征及其对页岩油可动性的影响

利用扫描电镜、索氏抽提、气体吸附、核磁共振（含离心）等实验手段对沾化凹陷沙河街组三段（沙三段）下亚段泥页岩展开研究,以明确泥页岩储层特征对页岩油可动性的影响及其作用机制。沾化凹陷沙三段下亚段页岩主要发育有机质孔、粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、构造缝和层理缝等储集空间。以50 nm和2 μm为界,不同岩相页岩的核磁共振孔径分布曲线均具明显的三段式特征。孔径小于50 nm的孔体积主要由方解石溶蚀孔提供,孔径介于50 nm~2 μm的孔体积由粒间孔提供,孔径>2 μm孔缝的孔体积由层理缝和构造缝提供。页岩储层的孔隙结构特征和矿物组成共同控制了页岩油的可动性。页岩油可动性差,可动油饱和度平均仅为21.50%,可动油主要赋存在大孔隙（孔径>50 nm）中,小孔隙（孔径＜50 nm）中以束缚油为主,页岩油的临界流动孔径约为50 nm。大孔隙不仅可以提供页岩油储集空间,也有利于页岩油的流动;小孔隙具有较大的比表面积、较强的吸附能力和较差的连通性,不利于页岩油流动。矿物组构宏观上影响了页岩油的可动性,方解石含量增加可以提高页岩的脆性,利于裂缝的形成,对页岩油渗流具有积极意义;黏土矿物因其较大的比表面积和堵塞孔喉,不利于页岩油的流动。层理构造不仅利于层理缝等储集空间的发育,也改善了页岩孔隙的连通性,有利于页岩油的流动。     

沾化凹陷低熟页岩储层特征及其对页岩油可动性的影响

利用扫描电镜、索氏抽提、气体吸附、核磁共振（含离心）等实验手段对沾化凹陷沙河街组三段（沙三段）下亚段泥页岩展开研究,以明确泥页岩储层特征对页岩油可动性的影响及其作用机制。沾化凹陷沙三段下亚段页岩主要发育有机质孔、粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、构造缝和层理缝等储集空间。以50 nm和2 μm为界,不同岩相页岩的核磁共振孔径分布曲线均具明显的三段式特征。孔径小于50 nm的孔体积主要由方解石溶蚀孔提供,孔径介于50 nm~2 μm的孔体积由粒间孔提供,孔径>2 μm孔缝的孔体积由层理缝和构造缝提供。页岩储层的孔隙结构特征和矿物组成共同控制了页岩油的可动性。页岩油可动性差,可动油饱和度平均仅为21.50%,可动油主要赋存在大孔隙（孔径>50 nm）中,小孔隙（孔径＜50 nm）中以束缚油为主,页岩油的临界流动孔径约为50 nm。大孔隙不仅可以提供页岩油储集空间,也有利于页岩油的流动;小孔隙具有较大的比表面积、较强的吸附能力和较差的连通性,不利于页岩油流动。矿物组构宏观上影响了页岩油的可动性,方解石含量增加可以提高页岩的脆性,利于裂缝的形成,对页岩油渗流具有积极意义;黏土矿物因其较大的比表面积和堵塞孔喉,不利于页岩油的流动。层理构造不仅利于层理缝等储集空间的发育,也改善了页岩孔隙的连通性,有利于页岩油的流动。