黔北地区下志留统龙马溪组页岩储层特征

为弄清黔北地区下志留统龙马溪组海相富有机质页岩储层特征,文中利用有机地球化学、低温氮气吸附、甲烷等温吸附和场发射扫描电镜等资料,分析讨论了龙马溪组页岩的矿物学、有机地球化学、页岩储集空间和吸附能力等特征.结果表明:研究区龙马溪组页岩有机质类型以Ⅰ型为主,有机质成熟度适中,总有机碳质量分数在0.39％～9.24％,平均为...     

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。     

四川盆地下志留统龙马溪组页岩纳米孔隙发育特征及主控因素

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩是我国目前实现页岩气商业开发的唯一层系,而在四川盆地及周边不同区域页岩气单井产量却存在明显差异。筛选位于不同构造位置、不同压力系数、相同层段[鲁丹阶早期（LM1-LM3）]5口典型井的36个页岩样品,应用岩石矿物学、构造地质学、储层地质学等手段系统分析了页岩孔隙特征,从储层微观结构方面分析不同地区产量差异的原因。页岩的储集空间主要以有机质孔为主,不同构造区域页岩小孔体积、中孔体积、大孔体积和总孔体积随有机碳含量的增大呈现出不同的趋势,反映不同的孔隙演化阶段。建立了页岩有机质孔隙发育模式,指出页岩孔隙在高压情况下可能被压实,其压实程度与有机质孔孔径、岩石矿物组成、有机质含量、区域构造条件和压力系数密切相关,指出受构造运动影响小且压力系数较高的区域为孔隙发育的有利区。     

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% < GR_o < 4.5%）是固体沥青有机质孔隙大量发育的主要时期,含海绵状孔隙和气泡状孔隙2种类型,富有机质页岩有机质孔隙度对总孔隙度的贡献达50%以上。过成熟晚期（GR_o > 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。     

川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征

以单井储层地质分析为基础,结合其他钻井、露头资料和前人研究成果,从黑色页岩沉积环境与分布、岩矿组成、储集空间类型、储渗条件、力学性质等方面,对川南下志留统龙马溪组下段黑色页岩的储层特征进行了研究。初步证实该页岩储集条件与美国主力产气页岩相近,具有4项显著特征：①黑色页岩为深水陆棚相沉积,厚度大,分布稳定,广泛分布于川南及其邻区,沉积中心区厚度一般为20~135 m,其中富有机质页岩段具高伽马测井响应;②石英、长石、碳酸盐3种脆性矿物含量超过40%,黏土矿物不含蒙脱石和高岭石,具较高弹性模量和较低泊松比,质地硬而脆;③发育残余原生孔隙、有机质孔隙、黏土矿物层间微孔隙、不稳定矿物溶蚀孔等4种基质孔隙以及大量裂缝,其中有机质微孔隙和黏土矿物层间微孔隙是页岩基质孔隙的主要组成部分;④应用地球物理、老资料复查和实验室分析等手段初步证实,川南龙马溪组页岩存在异常高压特征,物性好于预期。总体认为,川南龙马溪组黑色页岩具备页岩气勘探开发的良好储集条件。     

基于灰色模糊理论的页岩气储层评价——以重庆南川地区龙马溪组页岩为例

页岩储层具有影响因素多、孔渗关系复杂、非均质性强、评价难度大等特征,为了确定页岩气储层评价参数权重的大小,以重庆南川地区龙马溪组页岩为例,运用灰色关联分析法与模糊综合评判法对页岩储层进行评价。结果显示：总有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（Ro）、有效厚度、孔隙度、脆性矿物含量和渗透率均是影响该区页岩储层质量的主要因素,其权重分别为 0.257 9,0.133 1,0.119 1,0.149 6,0.139 2和 0.201 1。通过对各参数进行模糊数学计算得到页岩储层的综合评价因子为 0.41～0.93,并以此为依据预测了南川地区龙马溪组页岩气储层的分布规律。     

川南下志留统龙马溪组页岩吸附特征及控制因素

页岩的吸附特征是评价页岩气是否具有开采价值的一个重要标准,是研究页岩气富集规律的一个核心内容。为此,以四川盆地南部地区下志留统龙马溪组取心页岩为研究对象,开展页岩等温吸附实验研究。实验发现龙马溪组泥页岩的Langmuir体积较大,平均为1.33m3/t,Langmuir压力平均为1.66 MPa,反映了龙马溪组页岩的吸附能力较强,具有良好的储气能力,但不利于解吸。结合页岩矿物特征及孔隙结构特征,研究发现温度、有机碳含量、湿度、比表面积等是影响龙马溪组页岩吸附能力的主要因素;页岩气的吸附过程属于放热反应,随温度升高吸附气量减少;由于水分占据了一定原本被气体吸附的孔隙表面,因而湿度越大,吸附气量越小;中孔和宏孔体积与页岩饱和吸附气量具有较好的正相关性;有机碳含量越高,饱和吸附气气量就越大;比表面积更是饱和吸附气量的控制因素,二者具有极高的相关性。     

四川盆地东部地区下侏罗统自流井组页岩储层特征

四川盆地侏罗系下统自流井组主要为淡水湖相沉积,盆地东部地区为沉积次中心.东部地区自流井组富有机质页岩主要分布在大安寨段和东岳庙段,过去主要作为烃源层进行研究,作为湖相页岩储层研究较少.本次研究利用野外剖面、岩心、薄片、X衍射、场发射、扫描电镜、N2吸附等方法,开展大安寨段和东岳庙段页岩储层岩石学特征、物性特征及孔隙空间...     

鄂尔多斯盆地南部延长组7段页岩孔隙特征及页岩油赋存方式

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)页岩油勘探潜力巨大,开展页岩储层特征研究对于明确优势储层、指导下一步页岩油勘探部署具有重要意义。基于露头及岩心观察、岩石薄片鉴定、地球化学特征和孔隙度、渗透率等测试资料,系统分析了鄂尔多斯盆地南部长7段页岩的孔隙特征,并探讨了长7段页岩油的赋存方式。盆地南部地区长7段发育隐纹层型、粒序纹层型、波状纹层型、平直纹层型和断续纹层型5类页岩,储集空间类型包括有机储集空间、无机孔隙和裂缝。平直纹层型页岩是最好的页岩油储集岩性,主要发育超压破裂缝、有机质孔和弯曲—平直狭长缝状粒间孔等储集空间,以平行板状宏孔和中孔为主。页岩油储层中孔和宏孔的复杂程度会影响孔隙结构分形维数D₁和孔隙表面分形维数D₂的相对关系,而大量发育的微孔可能会提高孔隙结构的复杂性。结合页岩类型和孔隙特征,认为长7段页岩油具有"自生自储"、"近源聚集"和"短距离聚集"3类富集模式特征,受控于连续沉积的页岩岩相沉积序列,表现为连续成藏—富集。     

鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油储层储集性特征

目前学术界对页岩油的概念和分类还存在争议,其根源就是对其有效储层的岩性存在分歧,有人认为储层是纯泥页岩,有人则认为是泥页岩系内的砂岩—粉砂岩夹层。存在争论的原因是对泥页岩储层的储集性和可动性存在质疑,因为传统上认为这些细粒岩性不具有储集空间,或即使有少量储集空间流体也不可动用。因此,弄清楚页岩油有效储层的岩性、对其储集空间深刻认识和精细刻画、研究页岩油储层的油气可动性及其下限都是目前业内亟待解决的重要问题。在鄂尔多斯盆地耿295井的长7段获得工业油流以后,为开展这方面研究提供了一个实际案例。利用低温吸附、高压压汞、CT扫描以及核磁共振等较为先进的研究手段,对鄂尔多斯盆地7段储层样品的岩性、物性、孔隙结构与形貌以及流体可动性进行了系统的研究,明确了该区长7段属于含有少量砂岩的页岩层系;尽管泥页岩的孔隙度和孔径都非常微小,但也具备一定的储集性和流体可动性;其流体可动性主要依赖于孔隙结构,而孔隙度对其影响较小。这为深入认识页岩油储层提供了依据,并对鄂尔多斯盆地页岩油资源的勘探开发打下了理论基础。     

四川盆地富顺-永川地区龙马溪组页岩有机孔特征及其影响因素

四川盆地南部广泛发育海相泥页岩层系,龙马溪组页岩具备优越的页岩气成藏条件。基于钻井岩心观察和分析测试,对富顺-永川地区下志留统龙马溪组页岩有机孔特征及其影响因素进行了研究。结果显示:龙马溪组页岩总有机碳(TOC)含量主要介于2.45%～5.59%,有机质丰度高,镜质体反射率(Ro)介于1.97%～2.23%,有机质达到了高-过成熟,为有机孔发育提供了良好基础;有机孔是页岩气重要的储集空间,根据扫描电镜观察,单个有机孔形态以圆形、椭圆形和凹坑形为主,其次为长条形和不规则形等,边缘较光滑;结合氮吸附与高压压汞实验观察,富顺-永川地区龙马溪组页岩有机孔孔径较小,大多属于介孔范围,介孔占比约为57%。通过建立有机孔孔隙度与自然伽马能谱测井值(U)的关系模型并对全区的有机孔进行定量分析,发现富顺-永川地区龙马溪组页岩有机孔孔隙度介于1.10%～3.64%,平均为2.15%。有机孔发育及保存受多种因素影响,对有机孔孔隙度与粘土矿物、脆性矿物和TOC含量相关关系的研究结果表明:四川盆地富顺-永川地区龙马溪组页岩有机孔孔隙度的大小与粘土矿物含量成负相关、与脆性矿物和TOC含量成正相关,压实作用对有机孔...     

川南地区下寒武统筇竹寺组页岩储层特征

根据川南地区绵阳-长宁拉张槽3口井的源储实验资料研究表明,川南地区筇竹寺组具有有机质丰度高、富有机质页岩厚度大、演化程度高、高脆性等特征,经历多期构造运动改造,B1井区保存条件较好。微观储集空间分为有机孔、无机孔(黏土矿物晶间孔、脆性矿物粒间孔、粒内溶蚀孔及黄铁矿晶间孔)和微裂缝(构造微缝、成岩收缩缝和溶蚀缝)3大类,并可进一步细分为9种类型,孔隙形态表现为细颈墨水瓶广体孔含少量狭缝形孔和平板、楔形缝2种结构,孔径分布复杂,以中孔为主,少量微孔及大孔。优质页岩孔容、BET比表面积较大,为页岩游离气及吸附气提供良好的储集吸附空间。其孔隙类型与分布特征的差异主要受有机碳含量、成熟度、成岩作用、孔隙流体压力的控制。     

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。     

页岩孔隙中气—水赋存特征研究——以川东南地区下志留统龙马溪组为例

以川东南地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,借助重量法水蒸气吸附仪、重量法甲烷等温吸附仪以及页岩组成和孔隙结构等分析手段,开展束缚水、吸附气赋存定量研究,并探讨了微纳米孔隙中气—水赋存特征及主要影响因素。研究表明,不同类型页岩束缚水赋存能力差异较明显,可以利用水蒸气吸附—脱附和GAB模型比较准确地定量描述束缚水特征。页岩最大单层水分子吸附量与黏土矿物含量呈显著的正相关,表明黏土矿物为水分子提供了主要的活性吸附位。页岩对水分子的吸附能力要整体高于甲烷分子,而甲烷分子则主要以单层吸附形式在孔隙中赋存。不同页岩中束缚水、吸附气和游离气赋存的孔隙空间存在差异。2 nm以下孔隙均被吸附气和孔隙水所占据;有机碳（TOC）含量小于2.5%的页岩中游离气主体赋存空间约为5 nm以上孔隙,而TOC含量大于2.5%的页岩中游离气赋存空间主体约为3 nm以上孔隙;有机碳含量越高,游离气赋存的空间占比越高。     

四川盆地威远地区龙马溪组泥页岩储层非均质性

在详细调研前人研究成果的基础上,结合四川盆地威远地区的实际地质情况,将泥页岩储层的非均质性分为宏观非均质性、微观非均质性和岩石力学非均质性3个方面。泥页岩储层的宏观非均质性主要体现在储层的横向展布、垂向上的岩性变化以及裂缝的分布特征。下志留统龙马溪组海相优质页岩的有效厚度普遍大于30 m,横向上厚度变化较小,均质性相对较好;垂向上泥页岩中普遍含砂质和灰质,部分层段几乎为粉砂岩,垂向非均质性非常明显;储层中裂缝主要发育在龙马溪组底部层段,具有极强的非均质性。微观非均质性主要受矿物组分和成岩作用的控制,其矿物组分、微孔隙和微裂缝的发育特征具有非常明显的非均质性。岩石力学非均质性主要包括泊松比、弹性模量、脆性和应力各向异性,是决定后期水力压裂措施和页岩气产量的关键。综合研究认为,四川盆地及其周缘龙马溪组页岩横向均质性较好,垂向非均质性、储层裂缝发育特征、微观非均质性以及岩石力学非均质性明显,对后期页岩气井的压裂和采收率的提高有重要影响。     

川东南下志留统龙马溪组深层页岩等温吸附特征及地质意义

目前在四川盆地已实现深层页岩气的勘探突破,然而对深层页岩吸附性能及页岩气赋存状态仍存在一定的争议。为此,开展了川东南涪陵、丁山地区下志留统龙马溪组深层典型页岩样品近地质条件下的高温高压等温吸附实验。实验结果表明,页岩绝对吸附量与过剩吸附量之间存在较大的差别,必须将过剩吸附量校正为绝对吸附量后来评价深层页岩的真实吸附能力。校正后的页岩绝对吸附量随压力的增大呈现“快速上升”、“缓慢上升”和“平稳上升”3个阶段,涪陵及丁山地区深层页岩在110℃、70 MPa条件下绝对吸附量仍可达2.0 m³/t以上,结合深层页岩吸附、游离气比例,深层页岩总含气量可达4.0 m³/t以上,表明深层页岩在高温高压下仍可能具有较好的含气性。深层页岩吸附能力评价可为页岩含气量研究、资源潜力评价和储量评估提供科学依据;针对深层与中浅层页岩游离、吸附气比例的差异,采取针对性的勘探、开采方式可以有效提高页岩气的产能及产气周期。