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1.
深层页岩储层是页岩气勘探开发的重要接替领域。针对四川盆地及周缘龙马溪组一段深层页岩,系统开展了X-衍射全岩(XRD)、总有机碳(TOC)、大薄片及氩离子抛光大片成像研究。结果表明,相对于浅层页岩,深层页岩储层具有高硅质和低TOC含量、低粉砂纹层含量、高孔隙度和更有效的孔隙网络特征。由浅层至深层,页岩硅质含量由30%增至62%。相应地,碳酸盐含量由32%降至14.3%,粘土矿物含量由33%降至7.8%,TOC含量由7.1%降至4.25%。深层页岩储层发育条带状粉砂纹理,与浅层页岩相比,其粉砂纹层含量减少、单层厚度减薄。黑色页岩发育有机孔、无机孔和微裂缝,由浅层至深层,页岩总面孔率由1.6%增至10.8%,有机孔和无机孔均明显增加,且微裂缝占比由1%增至12%。深层页岩储层有机孔、无机孔和微裂缝相互连通,形成有效的孔隙网络。深层高硅质含量、高孔隙度和更有效的孔隙网络与生物成因硅有关,低TOC含量与远离物源有关,低粉砂纹层含量与水深较大有关。生物成因硅在成岩过程中可形成大量有机孔、无机孔和微裂缝,且其可有效保存孔隙。有机质的生成受营养物质供给影响,远离物源区营养供给较少。粉砂纹层主要由碳酸盐矿物组成,深层不利于碳酸盐的形成。  相似文献   
2.
页岩密度是页岩气甜点评价的重要参数,但大量的水平井不开展密度测井甚至不测井,导致评价参数匮乏。通过分析岩石密度的求取方法与多元自适应回归样条的原理,设定调优参数开展模型训练,建立利用元素录井数据计算页岩密度的计算模型。计算结果对比表明,基于多元自适应回归样条算法的模型计算精度高,与实测数据差异小。应用结果表明,页岩密度计算模型能为页岩气水平井段提供重要的评价参数,结合气测等常规录井数据,能有效用于开展页岩气水平井分段评价,为储集层评价与测试选层提供了更多依据。  相似文献   
3.
利用FTIR、XRD研究了抚顺油页岩(OS)的组成结构,TG⁃MS分析了过渡金属盐催化剂(页岩灰作为载体负载NiCl2•6H2O、CuCl2•2H2O、ZnCl2)对OS热解的催化作用和挥发分析出的影响规律,采用Coats⁃Redfern模型分析过渡金属盐催化剂对OS热解活化能的影响。结果表明,OS中矿物质主要由石英、硅铝酸盐和少量的碳酸盐组成,有机质主要是脂肪族化合物。三种过渡金属盐催化剂对OS热解均有促进作用,且OS单独热解时,在390.1~581.8 ℃快速热解,占总失重的76.19%。动力学分析结果表明,过渡金属盐催化剂能降低OS热解所需的活化能,其中NiCl2•6H2O降低OS热解活化能的能力最高(18.7 kJ/mol),比OS单独热解活化能降低了23.55%。过渡金属盐催化剂的催化活性由高到低排序为NiCl2•6H2O>CuCl2•2H2O>ZnCl2。此外,过渡金属盐催化剂还能促使OS热解发生挥发分的裂化、芳构化和焦化等反应,从而提高挥发分中脂肪烃(以烷烃、烯烃为代表)和芳香烃浓度。  相似文献   
4.
康志勤  赵阳升  杨栋  赵静  王磊 《石油学报》2021,42(11):1458-1468
油页岩是中国储量巨大的重要战略资源,也是国际公认的重要非常规石油资源。对油页岩进行地下原位干馏是目前实现其大规模工业开发的唯一可行技术方案。太原理工大学于2010年获得油页岩原位注蒸汽开采油气技术(MTI)的发明专利授权。基于MTI技术原理,对大尺寸油页岩试件实施原位注蒸汽开采油气的中试实验,并对多模式油页岩原位干馏技术的适用性进行分析。研究结果表明:①在实施油页岩原位多井水力压裂连通过程中,最高注水压力仅为地应力的41%,裂缝起裂扩展压力低。②蒸汽对流传热方式具备很高的传热效率,有机质热解迅速,蒸汽携带油气快速从生产井产出。同时,通过选择开启或关闭井组钻孔阀门的方式,实时调整蒸汽的流量和流向,灵活控制油页岩目标加热热解区域,实现了蒸汽的科学调配。③在油页岩原位注蒸汽正常运行过程中,蒸汽的注入压力仅约为自重应力的1/4,蒸汽锅炉长期低负载运行。④油页岩原位热解引发的地面沉降量很小,对地质环境危害小。⑤注汽热解区采出的含油率高达95%以上,总体原油采收率达到67.3%,充分证明利用MTI技术原位注蒸汽热解油页岩可达到较高的原油采收率。⑥所得油页岩油中轻质油品的占比达到72.51%;H2在热解气体中的比例占据绝对优势,体积含量高达68.87%。⑦注蒸汽热解区的顶、底板油页岩层热解不充分,裂隙发育不明显,成为良好的防渗隔热层。⑧MTI技术与其他油页岩原位热采技术相比,其在技术流程和经济性方面具有明显优势,具备广阔的商业开发应用前景。  相似文献   
5.
针对页岩气大排量、大砂量压裂后,排采测试流程设备繁多、作业效率低、天然气计量误差大、流程易堵塞等问题,对现有测试流程的设备、计算方法、数据采集系统等进行改进,设计了新型转向功能模块流程和固相物捕捉系统,对比分析了四种天然气产量计算方法,并引入了数据采集系统。通过现场试验表明,该研究成果的应用减少了设备的使用,提高了天然气的计量精度,提高了作业效率,避免了事故的发生,可实现钻塞流程转换、单井测试切换等多项功能,效果显著。  相似文献   
6.
为解决高应力红页岩巷道的维护难题,以平安磷矿二矿为工程背景,采用理论分析、数值模拟、室内测试及工业性试验等方法,研究了红页岩的微观结构特征及巷道失稳机理。研究表明:红页岩内部孔隙孔径主要集中在0~50nm与10~200μm的范围内。自然状态下孔径在10~200μm的微孔隙占总孔隙体积的37.45%,吸水后占比增加至45.82%,吸水后引发的岩石强度弱化是红页岩巷道失稳破坏的重要原因。提出了高强锚注+格栅拱架+小孔径锚索的高应力红页岩巷道支护对策,该支护结构能够适应红页岩巷道初期的变形要求,有效限制巷道出现过大的变形,并充分调动深部围岩的承载能力。现场监测表明红页岩巷道两帮最大变形量在100mm以内,顶板下沉量控制在40mm以内,锚索受力在100~120kN并趋于稳定,表明新方案控制效果良好。  相似文献   
7.
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。   相似文献   
8.
采用裂解色谱(PY-GC-MS)、电子顺磁共振波谱(EPR)和红外光谱(FTIR)等技术手段,分析了Estonia油页岩中干酪根及其热解产物的结构特性,研究了不同温度下中间产物与最终产物的关联性。结果显示:油页岩热解符合干酪根热解为中间产物热沥青,热沥青再热解为页岩油、干馏气和半焦等产物反应路径,中间产物热沥青的生成趋势反映了终产物的生成速率变化;H2、CH4和C2~C5组分主要来自热沥青中脂肪烃的芳构化、芳香族化合物烷基侧链的断裂及含氧化合物的缩聚等,干酪根热解产生的烷烃和烯烃类化合物是产油气的主要组分。干酪根和页岩油的自由基自旋浓度明显低于热沥青和半焦;半焦g值最大,干酪根次之,热沥青和页岩油的g值偏低。  相似文献   
9.
以柴达木盆地英西地区始新统下干柴沟组上段(E32)盐下混积碳酸盐岩为例,借助其大量岩心、薄片和岩矿地球化学资料,分析研究咸化湖盆混积碳酸盐岩储集层岩相特征及控储机制。结果表明,英西E32盐下发育5种储集层岩相类型,分别为混积颗粒、块状、斑块状灰云岩和纹层状云灰岩4种沉积成因岩相,以及一种构造成因的角砾状灰云岩岩相;4种沉积成因储集层岩相分为2类咸化沉积序列岩相组合,分别为洼陷区低能型岩相组合和斜坡与洼内古隆起高能型岩相组合。受陆源碎屑物源高频补给影响,两类咸化沉积序列多以不完整的岩相组合亚型为主。英西E32盐下具典型的岩相控储特征:岩相类型及沉积序列在准同生期控制了白云石晶间孔和溶孔的形成和分布;纹层状云灰岩岩相结构在成岩期控制形成了大规模纹层缝储集空间和高渗通道;混积颗粒、块状—斑块状灰云岩岩相泥质含量低、脆性强,在晚期构造改造期此3种岩相分布与距顶部大型滑脱断层和次级断裂的距离共同控制了构造角砾状灰云岩相缝洞型高效储集层的形成和分布。在上述研究基础上,建立了英西E32盐下岩相-构造复合成储模式,明确了区内不同构造带构造角砾状灰云岩岩相缝洞型高效储集层、纹层状云灰岩岩相溶孔型页岩油储集层和颗粒—斑块状灰云岩岩相溶孔-晶间孔型致密储集层3种有利储集层的发育及分布规律,对推动英西高效油气勘探开发和丰富咸化湖盆混积碳酸盐岩成储理论具重要意义。  相似文献   
10.
One of the major concerns in shale gas production is water management. Millions of gallons of water are injected to fracture each well and a significant amount returns to the surface as flowback. Operators are increasingly reusing flowback to reduce freshwater consumption and impaired water disposal. Because of this, networks of water pipelines in U.S. shales are growing fast. This work is aimed at addressing the optimal planning of shale gas operations in multiple wellpads together with the design of water distribution networks (WDN). We propose a multiperiod mixed-integer linear programming model to solve the challenging stay-or-mobilize trade-off. The proposed model permits to schedule operations at a detailed level, accounting for the WDN required to maximize the reuse of impaired water. We present illustrative examples involving up to 20 pads, 4 frac-crews, and 100 wells developed over 1 year, showing that the design of the WDN can be effectively optimized.  相似文献   
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