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。     

基于孔隙成因的泥页岩总孔隙度恢复方法研究——以渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段为例

泥页岩中具有多种类型孔隙,为页岩油气富集提供了重要的储渗空间。恢复泥页岩孔隙演化史,是页岩油气资源评价与区带优选的关键,同时也是开展烃源岩排烃过程研究的重要基础。泥页岩中压实作用减孔、生烃作用增孔以及构造作用造缝是泥页岩孔隙形成的重要机制。基于这3种成孔机制,采用泥岩压实模型计算不同深度泥页岩孔隙度减少量,结合泥页岩的镜质体反射率、有机碳含量以及物性等实测数据,建立了地史演化过程中泥页岩有机质孔与有机碳变化量（ΔC）的数学模型;在拟合不同成因孔隙类型演化趋势模型的基础上,综合构造、岩相、成岩以及应力场特征,建立基于孔隙成因的多类型泥页岩孔隙恢复方法。应用该方法恢复了渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段3种成因类型孔隙的演化趋势,并预测了不同成因类型孔隙的空间展布,进而确定了其泥页岩总孔隙度的分布。预测结果与实钻资料较吻合,可靠性较好。      

埋藏过程中泥页岩非构造裂缝的形成演化模式

通过归纳总结前人研究成果,同时考虑到泥页岩普遍具有层理发育、非均质性、力学性质各向异性、欠压实作用和烃类生成等本身固有的特殊性质,划分了泥页岩非构造裂缝的主要类型,分析了泥页岩非构造裂缝分布的深度区间。依据覆压条件下的孔隙度、渗透率测试数据,获得了泥页岩裂缝覆压闭合的临界围压和对应的深度范围。综合分析认为：泥页岩非构造裂缝主要有干裂裂缝、水下收缩裂缝、成岩层理裂缝、超压裂缝（欠压实超压裂缝和生烃超压裂缝）和现代表生裂缝5种类型。泥页岩覆压渗透率测试数据揭示,当上覆岩层的垂直有效压力达到15 MPa时,常压泥页岩的天然缝裂缝（水平方向）将发生闭合。裂缝覆压闭合门限深度为870～1 138 m,平均为1 000 m。超压泥页岩底界深度与泥页岩裂缝（水平方向）覆压闭合深度一致,超压带底界之下的泥页岩裂缝通常不再保持开启状态。埋藏过程中泥页岩非构造裂缝形成演化具有时序性/阶段性,即从沉积开始到最大埋藏深度的不同阶段,泥质沉积物或泥页岩形成不同类型的非构造裂缝,由浅至深依次形成表层干裂裂缝—浅层水下收缩裂缝—中深层欠压实超压裂缝—深层生烃超压裂缝—超深层闭合裂缝。     

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。     

典型陆相页岩油层系成岩过程中有机质演化对储集性的影响

在简要评述泥页岩层系成岩作用及微纳米孔隙发育特征研究现状基础上,选择渤海湾盆地古近系沙河街组和准噶尔盆地二叠系芦草沟组为实例,围绕陆相富有机质泥页岩层系成岩作用特点及储集空间发育机制进行了分析讨论,重点聚焦于有机质的成岩（生烃）演化过程对储集空间发育的影响。结果表明,早成岩作用阶段,随着成岩压实作用的进行,页岩层系孔隙度显著降低,特别是粗介孔向细介孔转化,致使中-细介孔相对增加;至早成岩作用末期和中成岩作用阶段（东营凹陷3 000~3 700 m深度）,在有机质早期生烃等作用的影响下,孔隙度出现新的峰值;此后,成岩压实又占主导地位,孔隙度又急剧下降,但酸性流体溶蚀形成的次生孔隙增多,微米级孔隙增加。酸性流体的溶蚀作用在沙河街组已有所显示,但以芦草沟组最为突出,是储集空间形成的主要原因。对芦草沟组主要储集岩的地球化学分析表明,有机碳含量越高的样品,其碳酸盐矿物的δ¹³C值越偏负,次生溶蚀孔隙也越发育。因此,富有机质页岩层系的成岩作用与一般泥页岩的成岩作用有显著差异,生烃作用形成的有机酸和酸性CO₂等对储层的溶蚀改造和优化具有重要意义,是控制页岩油“甜点”发育的主要因素之一。     

高演化富有机质页岩储层特征及孔隙形成演化——以黔南地区下寒武统九门冲组为例

为厘清高演化富有机质页岩孔隙特征及形成机理,以上扬子黔南地区下寒武统九门冲组页岩为例,采用岩石薄片、全岩X射线衍射、低温氮气吸附、高压压汞-吸附联合测定、氦气孔隙度测试、氩离子抛光-扫描电镜、热演化史及孔隙演化史恢复等多种技术方法,开展了高演化富有机质页岩孔隙结构、类型及储集性能研究,并基于成岩压实和热演化过程建立了富有机质页岩微观孔隙形成演化模式。研究结果表明:(1)下寒武统高演化富有机质页岩总比表面积平均值为12.66 m2/g,总孔容平均值为11.54×10-3cm3/g,两者具有较好的正相关关系,与下志留统页岩相比,总比表面积与总孔容均略低。孔隙以微孔和介孔为主,宏孔基本不发育。(2)富有机质页岩孔隙类型以有机质孔为主,孔径极小,一般以小于30nm为主,孔边界形态不规则,无机质矿物质孔基本不发育。(3)与志留系页岩相比,其储集性能相对较差,平均孔隙度仅为2.80%,水平渗透率为垂直渗透率的1~3倍,平均值约2倍,反映其水平页理欠发育。(4)高演化富有机质页岩孔隙形成演化主要受成岩压实作用控制的无机质矿物粒间孔隙演化过程、热演化作用控制的生烃—成油—油气转化序列中有机质孔隙的形成过程及后期孔隙保存状态下天然气散失与补给平衡过程共同控制。     

渤海湾盆地东营凹陷泥页岩有机储集空间研究

根据干酪根生烃过程中的体积变化,讨论了渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩生烃演化对储集空间的贡献。研究认为,东营凹陷这2套泥页岩具有较高的脆性矿物含量,2000～3000m是泥页岩岩石力学性质发生明显转变的阶段,岩石脆性变大,在3000m以下,有机孔隙保存条件较好。在此基础上计算2套不同丰度泥页岩在不同埋深条件下的有机储集空间的大小。结果表明,有机质丰度较低(TOC含量小于2.0%)的泥页岩,生烃次生孔隙非常有限,而高丰度烃源岩(TOC含量大于4.0%),在演化程度较高的条件下生烃转化能形成4%以上的次生孔隙。东营凹陷沙四上亚段埋藏较深,演化程度较高,在深洼处具有较丰富的生烃次生孔隙;而沙三下亚段总体演化程度不高,其生烃产生的次生孔隙仅局部地区发育。      

沧东凹陷孔二段低熟页岩纳米孔隙特征及主控因素

为深入研究湖相低熟页岩储层纳米孔隙特征和主控因素,选取黄骅坳陷沧东凹陷孔二段12块样品分别进行X衍射、有机地球化学测试、扫描电镜、低温氮气吸附等测试工作,对孔二段页岩储层进行分析。结果表明:沧东凹陷孔二段页岩总有机碳含量为0.48%~7.23%,有机质热演化程度为0.45%~0.84%,整体上处于低熟阶段;页岩纳米孔隙的晶间孔、溶蚀孔隙、有机质收缩缝发育丰度较高,有机质孔次之;纳米孔隙形态整体上呈较开放的状态,孔隙结构以中孔和宏孔为主;页岩孔体积的变化受机械压实、有机质生烃、黏土矿物转化等因素的综合影响,孔体积与黏土矿物含量和总有机碳含量呈一定的正相关性,有机质的赋存形式是页岩有机质孔发育的关键因素。该成果为湖相低熟页岩储层评价提供了理论依据,对湖相低熟页岩资源评价具有一定的参考价值。     

东营凹陷西部沙四上亚段超压成因及增压模式

滩坝砂岩是东营凹陷西部沙四上亚段的重要沉积储层,超压对滩坝砂岩油气成藏具有明显的控制作用。利用测井参数对超压的响应特征建立了超压成因的判别方法并对超压成因进行了分析,认为东营凹陷沙四上亚段深湖相沉积物的快速沉积埋藏使得欠压实成为超压形成重要因素;沙四上亚段优质烃源岩的广泛发育及热演化使得生烃增压成为超压形成的另一个重要原因。建立了东营凹陷西部增压模式,将超压的演化分为正常压实阶段、欠压实及早期生烃增压阶段以及大量生、排烃增压三个阶段,在超压发育的不同阶段,欠压实与生烃增压先后成为最重要的因素。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油偏稠成因分析

通过研究吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩母质组成、烃源岩生烃及热演化特征、成藏模式、原油次生作用,揭示了该区页岩油整体偏稠以及纵、横向原油性质差异的原因。结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油未遭受生物降解,其油质偏稠的原因主要是:①芦草沟组烃源岩中无定形体、藻类等有机质十分丰富,在咸水环境下生成的原油中异构烷烃、环烷烃含量相对较高,油质相对偏稠,"下甜点"烃源岩比"上甜点"烃源岩处于咸化的更强还原环境,藻类等水生生物更发育,是造成纵向上"下甜点"页岩油较"上甜点"页岩油更稠的主要原因;②芦草沟组烃源岩有机质类型好、早期生烃,在低成熟阶段(0.5%相似文献   

富有机质页岩生烃阶段孔隙演化及分形特征

为明确富有机质页岩孔隙演化规律,以鄂尔多斯盆地三叠系延长组不同成熟度(RO值介于0.53%~1.09%之间)黑色页岩为研究对象,通过扫描电镜、氮气吸附和X-射线衍射等技术手段对页岩储层的纳米孔隙及热演化特征进行研究,并依据FHH分形模型探讨了页岩孔隙分形特征及热演化规律。结果表明：页岩孔隙总体积和比表面积主要受控于中孔(2~50nm)和大孔(＞50nm),并与TOC含量有较好的相关性;随着RO值的增加,页岩孔隙总体积先下降,再略微上升,比表面积先下降,再明显回升,这是压实作用和生排烃作用共同作用的结果。RO值与有机质孔发育程度密切相关,是中孔的最大贡献者。页岩孔隙的分形维数普遍较高,随着热演化程度的加深整体呈增大趋势,且与孔体积及平均孔径显著负相关,与比表面积正相关,表明页岩孔隙结构趋于复杂,吸附能力提升。     

渝东南武隆向斜常压页岩气形成与演化

为了研究渝东南武隆地区常压页岩气的形成与演化,利用研究区页岩气钻井数据,综合运用岩石薄片观察、氩离子抛光扫描电镜分析、构造平衡剖面及埋藏史分析等多种实验方法与分析技术,并基于“动态保存”四要素（沉积-埋藏-生烃-抬升）对常压页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明：武隆地区常压页岩气形成与演化受控于3个关键因素。①五峰组-龙马溪组沉积岩性组合为页岩气形成供烃供储供保,深水陆棚相形成区域上分布稳定的优质页岩,是良好的烃源基础,上部厚层页岩封盖使生成的烃类有效保存。②有机质孔为页岩气提供了储集空间,内部复杂的孔隙形态改善了页岩的渗透性,与有机质伴生的脆性矿物一定程度上减弱了压实作用对有机质孔的影响。③构造作用直接影响页岩气规模。构造作用导致页岩中气体运移散失,武隆向斜五峰-龙马溪组沉积后经历了持续深埋并达到生烃高峰,之后发生了大规模的抬升,生成的烃类部分散失,使储层压力降低,形成常压（地层压力系数0.8~1.2）页岩气。     

四川盆地龙马溪组页岩孔隙度控制因素及演化规律

为查明四川盆地龙马溪组页岩储层孔隙控制因素及演化规律,利用场发射扫描电子显微镜和氮气吸附实验等方法对页岩储层孔隙类型及孔隙结构进行研究。页岩储层孔隙类型包括有机孔、晶间孔、晶内溶孔和粒间孔,有机孔是主要孔隙类型之一,且有机孔中微孔所占的孔体积和比表面积大,是页岩气储集的主要空间。通过对有机质丰度(TOC)、有机质成熟度(Ro)、成岩作用和构造作用对页岩孔隙度的影响研究,结果表明:1有机质丰度对孔隙度的影响可以分为4个阶段:快速增大(TOC为0%~2%)、缓慢减小(TOC为2%~3%)、快速增大(TOC为3%~4%或6%)、快速减小(TOC4%或6%);2四川盆地页岩成熟度对孔隙度的影响可分为3个阶段:快速减小(Ro为1.5%~2.2%)、快速增大(Ro为2.2%~2.7%)、快速减小(Ro2.7%);3高热演化阶段有机成岩作用强于无机成岩作用;4构造作用对孔隙度影响较大,构造作用越强烈的区域孔隙度越小。四川盆地龙马溪组页岩孔隙度演化经历5个阶段:未熟快速压实阶段(Ro0.7%)、成熟生烃溶蚀阶段(Ro为0.7%~1.3%)、高成熟孔隙封闭阶段(Ro为1.3%~2.2%)、过成熟二次裂解阶段(Ro为2.2%~2.7%)、过成熟缓慢压实阶段(Ro2.7%),其中成熟生烃溶蚀阶段和过成熟二次裂解阶段是最有利的页岩孔隙发育阶段。     

下扬子地区二叠系页岩有机质孔隙发育特征及其影响因素

利用高分辨率成像技术实现不同类型页岩孔隙结构的定性描述和定量表征是页岩储层评价研究的重要课题之一。为此,选取下扬子地区二叠系大隆组和孤峰组2套页岩作为研究对象,首先采用氩离子抛光—扫描电镜技术对其有机质孔隙结构进行了系统的观察,再结合三维重构数据和Image J软件对有机质孔隙结构参数进行了统计与分析,最后探讨了影响有机质孔隙发育的主要因素。结果表明:(1)该区页岩有机质孔隙可划分为有机质粒内孔、有机质边缘收缩缝、有机质内部微裂隙3种类型,不同的有机质其孔径、孔隙数量、面孔率、有机质孔隙度等孔隙结构参数存在着较大的差异;(2)不同的有机质孔隙类型是随着有机质热演化作用推进阶段的不同而形成的,伴随着有机质生烃演化过程的进行,有机质粒内孔持续发育,并逐渐形成有机质边缘收缩缝,高演化条件下在有机质局部(特别是镜质体组分)还会产生有机质内部微裂隙;(3)该区页岩有机质孔隙发育非均质性的内因主要受控于有机碳含量、有机质热演化程度、有机质显微组分以及黏土矿物含量等因素,而外因则主要受控于异常压力。     

东营凹陷页岩油储层孔隙演化

东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段为一套较低成熟度陆相页岩层系,通过岩石薄片、氩离子抛光扫描电镜观察分析、核磁共振、高压压汞和低温氮气吸附实验,获取了页岩储层孔隙结构及孔隙度等信息,分析了矿物成分和有机质含量对孔隙度及孔径的影响,进一步结合成岩热模拟实验,探讨了主要孔隙类型的演化特征。结果表明：①页岩储层孔隙结构复杂,微米-纳米级储集空间具有保存液态烃类的储集能力,游离相原油主要分布在孔径较大的方解石晶间溶蚀孔隙、重结晶晶间孔、黏土矿物晶间收缩缝等孔隙中。②页岩储层孔隙度及孔径主要受控于架构矿物和有机质的含量;孔隙度与长英质矿物含量、有机质含量均呈线性正相关关系,与碳酸盐矿物含量呈负相关。③埋深2 500~3 500 m是孔隙演化的关键深度段,在此深度区间,有机质生烃排出的有机酸浓度以及压力系数增大区间与孔隙度高值段有良好的对应关系;页岩油储层储集空间的形成几乎都与黏土矿物的成岩演化有关;抗压实能力强的方解石等碳酸盐晶粒形成的架构空间,以及伴随生、排烃过程的溶蚀作用形成碳酸盐晶间和晶内溶蚀孔隙,均增加了储层孔隙度;生烃超压和溶蚀的匹配作用造成3 500~3 800 m出现孔隙度局部增大的现象,孔隙大小、分布及连通性明显变好。     

四川盆地不同成熟度下志留统龙马溪组页岩有机孔特征

有机质孔隙是页岩气的主要储集空间,也是页岩天然渗流通道的重要组成部分。选取四川盆地不同热成熟度的下志留统龙马溪组页岩,采用场发射扫描电镜开展页岩不同显微组分有机质孔隙形成演化研究。笔石是龙马溪组页岩主要的结构有机质,含量较少,自身不发育有机质孔隙。成岩过程中由脂类原位聚合或外部地质聚合物交代使得笔石化石具有一定的生烃潜力,导致局部存在有机质孔隙。固体沥青是龙马溪组页岩最主要的显微组分,也是有机质孔隙发育的主要载体。考虑细粒沉积物成岩和有机质生烃演化,结合固体沥青赋存形态,可将固体沥青区分为前油沥青和后油沥青,且后油沥青含量占绝对优势。固体沥青有机质孔隙演化与热成熟度密切相关。总体上,随着热成熟度增加,固体沥青有机质孔隙越来越发育。成熟-高成熟早期(GR_o<2.3%),固体沥青孔隙不太发育,可能受到有机质生成的烃类物质掩盖。高成熟晚期-过成熟早期(2.3%4.5%),有机质炭化对页岩孔隙产生强烈破坏作用,导致页岩气勘探风险加剧。     

Organic porosity evaluation of Lower Cambrian Niutitang Shale in Qiannan Depression,China

Qiannan Depression was selected as a study case to confirm the contribution of organic pores (microscale and nanoscale pores within organic grains in shale) formed by hydrocarbon generation to shale gas reservoir space. Using the material balance principle combined with chemical kinetics methods, an evaluation model of organic porosity for shale gas reservoirs was established. The results indicate that there are four important model parameters to consider when evaluating organic porosity in shale: the original organic carbon (w(TOC₀)), the original hydrogen index (I_H0), the transformation ratio of generated hydrocarbon (F(R_o)) and the organic pore compression coefficient (C). The organic porosity of carbonaceous shale in the middle and lower part of the Niutitang Formation in the Cy1 well is from 0.68 to 5.24%, and the average value is 3.01%.