页岩油在干酪根中吸附行为的分子动力学模拟与启示

有机质及其相关孔隙吸附行为的研究对于揭示页岩油赋存状态与机理有重要意义。不同于以往采用石墨烯模型代替有机质的方法，研究采用真实的干酪根分子模型（Ⅱ-C型），基于GAFF(general Amber force field)力场模拟了有机孔内页岩油多组分体系下的吸附行为。结果表明：(1)与石墨烯仅能模拟壁面吸附不同，干酪根对页岩油具有吸附和吸收双重作用：壁面上存在页岩油竞争吸附，以极性和重质组分吸附为主，而骨架中则存在页岩油组分吸收现象，小分子迁移距离较远。页岩油在干酪根壁面上的吸附和在骨架中的迁移受控于页岩油与干酪根相互作用能的强弱及分子大小，重质组分表现出“强吸附-弱吸收”、轻质组分呈“弱吸附-强吸收”的特征。(2)页岩油组分的吸收使得干酪根骨架和孔隙发生变化，表现出新孔隙的形成、原有孔隙的扩大和部分塌陷。干酪根的塑性对吸收页岩油进而膨胀起重要作用，干酪根塑性较强时（干酪根成熟度低），页岩油更容易被吸收从而引发明显的干酪根骨架膨胀，反之，干酪根膨胀较弱。(3)温度增加会促进干酪根骨架吸收芳香烃分子萘和非极性分子甲酸、乙醇以及噻吩，降低干酪根壁面的吸附作用，同时有利于饱和烃类分子的脱附...     

页岩纳米级孔隙在有机质熟化过程中的演化特征及影响因素

有机质热演化程度是控制页岩纳米级孔隙形成演化的主要因素之一。利用室内含水封闭热解系统对松辽盆地长岭凹陷嫩江组二段湖相页岩开展了生烃全过程模拟实验（R_o=0.61%~4.01%），并对处于不同热演化阶段的样品进行了索氏抽提，基于抽提前后有机碳含量、N₂吸附和矿物组成等地球化学分析结果，研究了有机质成熟过程中纳米级孔隙形成演化特征及影响因素。页岩在模拟实验后BJH孔体积和BET比表面积均大幅增加，其变化范围分别为0.006 73~0.101 61 cm3/g和0.60~15.75 m2/g。成熟-高熟阶段干酪根热降解和残留烃热裂解促使纳米级孔隙快速发育，过熟阶段随着有机质生烃能力减弱，纳米级孔隙发育速率变缓；生油高峰期液态烃生成并充注在纳米级孔隙内，抑制了纳米级孔隙形成。油气生成和排出过程对纳米级孔隙发育起主导作用，固体焦沥青在不断富集的同时其本身发育纳米级有机孔隙，黏土矿物的伊利石化和石英溶蚀均有利于纳米级孔隙发育。      

湖相页岩不同赋存状态的可溶有机质定量表征

湖相页岩中可溶有机质可分为游离态、吸附态以及互溶态。不同赋存状态可溶有机质定量研究对油气资源评价、页岩油可动性、烃源岩生烃机理及油气赋存机理研究等具有重要意义。通过不同极性溶剂的组合，对中国东部2种不同岩相的湖相页岩进行了逐次分级抽提，获取了游离态、干酪根吸附-互溶态以及矿物表面吸附态等3种不同赋存状态的可溶有机质含量，并对不同赋存状态的可溶有机质进行地球化学组分分析。分析结果显示，湖相页岩中干酪根吸附-互溶态可溶有机质占有较大比例，其次为游离态有机质。游离态可溶有机质主要以轻质组分为主，压裂有利于轻质组分的析出。干酪根吸附-互溶态可溶有机质主要以中-重质组分为主，同时含有部分轻质组分。岩石矿物表面吸附的可溶有机质主要以含氧杂原子化合物为主。相比纹层不发育的块状页岩，纹层状页岩中游离态可溶有机质占有比例更高，更有利于页岩油的开发。      

利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力

在近几年来，人们倾向于利用Rock-Eval热解法的氢指数来评价烃源岩，而忽略了用干酪根H／C比值评价烃源岩的优点，Rock-Eval热解法能快速，廉价、定量（mgHC/g岩石）地给出岩石中干酪根的热解数据，由于在数据分布上的普遍分散性，一般人们认为Rock-Eval热解法对烃源岩评价是一种筛选评价，描述了在烃源岩评价中应用H／C比值的优点，并确定了H／C比值与热成熟度，有机质转化率和排油量之间新的相关性。热解干酪根的H／C比值与I型，II型干酪根的热转化率程度存在一定的相关性，定量计算的氢和碳损失与加水热解实验中的损失具有很好的一致性，表明干格根H／C比值可作为干酪根端元热成熟度的一个好的指标，如果现在原始H／C比值确定，那么这些数据同时也为评价有机质转化率提供了一种新的方法，现在H／C比值可通过微相有机质分析测试，对于生油源岩，I型未熟干酪根的H／C比值为1．35－1．50，II型H／C比值为1．20－1．35。在加热水解实验中，油的排出量与H／C比值之间的相关性可为勘探工作者提供一种快速评价油的排出量的方法。依据加水热解实验，测试的H／C比值和计算的原始TOC（总有机碳）对Williston盆地（Bakken页岩），Los Angeles盆地（Nodulard页岩）和Illionis盆地（New Albany页岩）的成熟烃源岩进行了初步体积估算，其结果于已发表的该盆地油的评价值非常吻合。     

页岩油储层基本特征及评价要素

页岩油是指以游离、溶解或吸附状态赋存于有效烃源岩泥页岩中的液态烃类,是泥页岩生排烃后的残余滞留聚集,基本未经历运移或仅在源岩内短距离初次运移。目前,国内外对"页岩油"概念的界定不统一,对储层控制因素及评价要素的研究仍相对薄弱。明确了页岩油储层为泥页岩,不包括烃源岩内的其他岩类夹层及邻层,并依据储集机理差异将页岩油储层分为裂缝型和基质型。富含有机质、以Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根为主、R_o值介于0.6% ~1.2% 、有机碳（TOC）值大于2.0% ,矿物组成复杂、发育纹层结构,储集空间细小,低孔特低渗、储层需要改造是页岩油储层的基本特点。重点揭示了有机质在页岩油储层形成及评价中的重要作用,有机质含量影响页岩的生油潜力、储集能力并进而决定了页岩储层的含油量及产能,提出一套以有机碳含量为核心的储层分级评价标准,以TOC为2% 、4% 为界,同时综合考虑有机质类型及成熟度、富有机质页岩厚度、矿物组成及岩石类型、孔渗特征及岩石可压裂性等指标,将页岩油储层分为3级：Ⅰ类目标储层、Ⅱ类有利储层及Ⅲ类无效储层。     

重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩有机质孔隙发育及演化特征

针对重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组2套海相页岩已经进行了规模勘探与开发,但2套页岩的产气效果却存在较大差别,其中龙马溪组页岩产气量大,稳产时间长;牛蹄塘组页岩产气量小,稳产时间短。因此,以重庆周缘龙马溪组和牛蹄塘组页岩样品为研究对象,通过有机碳含量测试、全岩XRD分析、等效镜质体反射率测试、聚焦离子束扫描电子显微镜（FIB-SEM）及聚焦离子束氦离子显微镜（FIB-HIM）观察,结合地层埋藏史及生烃演化史分析,对2套页岩的有机质孔隙及演化特征进行了研究。研究结果表明：2套页岩的有机质孔隙发育特征存在较大差别。龙马溪组页岩固体干酪根内有机质孔隙数量少、孔径小,连通性差;但龙马溪组页岩迁移有机质内部孔隙数量多、孔径大,连通性好;牛蹄塘组页岩固体干酪根内不发育孔隙,而迁移有机质内部孔隙数量少、孔径小及连通性差;影响2套页岩有机质孔隙发育的最重要的因素是热演化程度。牛蹄塘组页岩固体干酪根孔隙由于过度演化而大量消失,只保留少量的迁移有机质孔隙;而龙马溪组页岩由于热演化程度适中,发育大量的迁移有机质孔隙,固体干酪根只保留少量孔隙。适宜的热演化程度能够保证页岩有机质孔隙的大量发育期和生烃高峰期的耦合,为页岩气生成之后第一时间得到有效赋存提供必要的有机质孔隙。针对中国南方下寒武统牛蹄塘组页岩气的勘探开发应重点寻找热演化程度适中（2.0%O<3.0%）,即分布在古隆起边缘的页岩分布区。     

泥页岩不同介质中可溶有机质组成差异性及对页岩油富集的意义

泥页岩中的有机质组成复杂,其差异性对于认识油气的生排烃和页岩油气的形成与富集机理具有重要意义。选择南襄盆地泌阳凹陷始新统核桃园组湖相泥页岩为研究对象,系统对比了其中不同介质（包括无机矿物和有机干酪根）中可溶有机质的组成与差异,并与页岩油和砂岩油相对比,分析差异性,讨论其地质地球化学意义。结果表明,泥页岩不同介质中可溶有机质的饱和烃组成差异性较小,难以区分,反映了页岩油气的源内生排烃过程,饱和烃自身各种化合物之间的极性差异不大;而芳烃组成差异明显,其中,有机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油相当,而无机介质中可溶有机质的芳烃组成与页岩油/砂岩油差异较大,反映了油气生排烃的过程。据此,泥页岩在初次运移的排烃过程中,生成的烃类物质首先充满无机矿物基质孔隙,并满足矿物颗粒表面吸附后,进入烃源层内微裂缝和/或砂岩夹层而富集,这类油气资源即目前所谓的页岩油。      

页岩油储层孔隙发育特征及表征方法

页岩油是非常规油气资源重要的组成部分,主要赋存于泥页岩不同类型的孔隙和裂缝中。与产生页岩气的高成熟阶段泥页岩不同,处于生油窗的富有机质泥页岩中的油气储集空间往往被早期生烃产物完全或部分充填,影响对页岩油储集空间的结构表征和形态描述。通过镜下观察发现,页岩油储层中发育的孔隙总体上可以划分为矿物颗粒间孔隙、矿物颗粒内孔隙和有机质孔隙,其中前两者主要的孔隙类型包括不同矿物颗粒间的粒间孔隙、溶蚀孔隙和黏土矿物片层间孔隙等,有机质孔隙包括有机质颗粒边缘收缩孔(缝)和少量的热解孔隙。从页岩油储层孔隙表征方法的要求出发,对页岩油储层样品进行溶剂抽提处理,探讨分别适用于碎状样品和块状样品的孔隙表征方法。不同页岩油储层孔隙表征方法的原理和应用具有差异性,也存在局限性,可以综合多种表征方法,通过对比分析和统一量纲的方式提高页岩油储层孔隙表征结果的准确性。     

可溶有机质对表征页岩储层特性的影响

成熟度处于“生油窗”范围的页岩含有一定数量的残余可溶有机质,其对页岩储层特性的表征具有重要影响。对取自四川盆地西北缘的2件上二叠统大隆组页岩,采用二氯甲烷与三氯甲烷进行了抽提处理,对去除可溶有机质前、后的页岩开展了有机地球化学、矿物组成、孔隙结构(比表面积、孔容)等储层特性对比研究。结果表明：抽提后样品的TOC、S₁、S₂、I_H等热解参数呈现降低的趋势,但其矿物组分没有变化,保持了页岩原有孔隙结构特征。可溶有机质占据一定孔隙空间,阻碍了孔隙间的连通性。抽提后的页岩测定的比表面积和孔容变大。页岩样品中残余可溶有机质主要分布于微孔及较小的介孔中,并受成熟度水平的制约。对于低成熟度页岩样品,可溶有机质主要赋存于小于5nm有机质孔隙中。对于中等成熟度页岩样品,微孔及小于20nm介孔成为主要的储集空间。     

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)...     

里奥穆尼盆地上白垩统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力

里奥穆尼盆地油气勘探目前处于低勘探程度,盆地主力烃源岩主要是Aptian-Albian阶富有机质泥页岩和泥灰岩。然而,新区新钻井揭示上白垩统发育厚层灰色-灰黑色泥页岩,却从未引起足够关注。经详细的地球化学研究表明,该套泥页岩具有中等有机质丰度（TOC值为0.6%～2.24%,平均为1.03%）,干酪根类型主要为Ⅱ型,其次是Ⅲ型,处于早成熟-成熟阶段;虽然显微组分证实存在明显的陆源有机质输入,然而干酪根类型却以Ⅱ₂型为主,这可能是由于河流远距离搬运来的陆源有机质与海洋原地有机质混合,在搬运和沉积过程中遭受较强烈微生物改造,并且在海洋底层缺氧水体中,分散在矿物基质中得以保存,既有明显的倾油性,又有倾气性。通过盆地模拟表明,上白垩统Turonian阶海相烃源岩在始新世进入生油窗,至今仍处于主生烃期,该套烃源岩可能在向西斜坡凹陷区已经生成油气并聚集成藏。因此,上白垩统海相泥页岩是一套具有一定生烃潜力的烃源岩,特别是厚度较大的Turonian阶泥页岩是里奥穆尼盆地不可忽视的海相烃源岩。     

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。     

济阳坳陷沙河街组湖相页岩储层孔隙定性描述及全孔径定量评价

以济阳坳陷沙河街组纹层状页岩为例，采用大面积视域拼接扫描电镜、低温N₂/CO₂吸附和高压压汞实验，定性分析页岩有机质纹层、矿物与孔隙形态，定量评价孔隙大小与分布，同时对比洗油前后页岩孔隙分布特征，探讨页岩油可能的富集空间。研究样品中发育条带状和分散状分布的有机质和方解石，粘土矿物与石英分布样式复杂。尽管研究样品处于低熟—成熟生油阶段，其中仍然发育较多的有机质孔，可能是部分油气（尤其是轻质部分）流出/逃逸后结果，此外还发育大量粒间孔、粒内孔和微裂缝。采用低温N₂吸附（反映小于100 nm的孔隙）、高压压汞（反映100 nm至十几μm的孔隙）和大面积视域拼接SEM扫描可以有效全尺度反映湖相页岩富集空间。页岩连通储集空间由纳米级孔隙（小于300 nm）和微米尺度的微裂缝（0.5至十几μm）构成，页岩油则主要富集在小于100 nm的孔隙和大于1 μm尺度的微裂缝中。本文所采用的分析方法及结论可供其它生油阶段页岩的相关研究所借鉴。     

下扬子地区中上二叠统页岩有机孔发育特征

下扬子地区中上二叠统发育一套海陆过渡相页岩,其显微组成与海相页岩存在明显的差异,为了研究该套页岩有机孔的发育特征及影响因素,开展了有机岩石学、扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜、气测孔隙度和压汞等相关分析。研究表明,中上二叠统页岩中有机孔整体发育较好,但不同有机质组分中孔隙的发育存在明显的差别,具体表现为镜质体内孔隙发育差,固体沥青内发育少量孤立的孔隙,腐泥质内具有丰富的孔隙。黄铁矿或黏土矿物常与有机质形成有机/矿物复合体,复合体内有机孔普遍发育较好,可能与黄铁矿或黏土矿物促进有机质生烃和分解有关。中上二叠统页岩TOC含量与比表面积之间存在明显的线性正相关性,但与孔隙度之间具有复杂的关系,当w（TOC）<6.16%时,孔隙度随TOC含量的增加而增加,而当w（TOC）>6.16%时,孔隙度普遍较低且与TOC含量之间存在微弱的负相关性。孔径分布特征也揭示高TOC页岩的中—大孔体积明显低于低TOC页岩。页岩孔隙结构发育特征表明,TOC含量越高、固体沥青组分以及贫氢组分的含量越高,这些组分占据的矿物孔隙越多,降低了页岩总的孔隙空间,且TOC含量越高,页岩越易被压实,造成中大孔塌陷,进一步降低了页岩的孔隙度。      

鄂尔多斯盆地长7段泥页岩储层物性特征及控制因素研究

将鄂尔多斯盆地长7段陆相泥页岩储层孔隙类型划分为无机孔隙、有机质孔隙和微裂缝三大类,其形成与有机质在不同演化阶段生烃、排烃过程有关。通过高压压汞实验将长7段陆相泥页岩储层孔隙分为四大类,结合扫描电镜观察结果及压汞数据可知,晶间隙、晶(粒)间孔隙及有机质孔隙均比较发育,且在一定程度其连通性较好,可以确定这三类孔隙以及微裂缝是研究区的主要渗流通道。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_1型为主;TOC含量为0.51%~22.6%,平均值3.29%;Ro分布于0.7%~1.2%。综合分析认为沉积环境、矿物组分、成岩演化、有机质热演化是影响鄂尔多斯盆地长7段陆相泥页岩储层物性的主要因素。     

中国与北美地区页岩气储层岩石组构差异性分析及其意义

选取我国页岩油气最具勘探前景的四川盆地志留系龙马溪组(S1l)和寒武系筇竹寺组(∈1q)海相页岩、渤海湾盆地始新统沙河街组(E2s)湖相页岩与北美已商业开发的页岩气地层进行地质类比,分析其在发育层位、岩石组构、有机质演化程度、孔隙结构等方面的差异性。北美地区Barnett页岩热演化程度适中,镜质体反射率Ro为1%~1.3%,总有机碳质量分数w(TOC)为1%~13%,有机质以Ⅱ型干酪根为主,埋藏深度较浅,有机质粒内孔发育;S1l烃源岩w(TOC)为0.5%~4%,有机质以Ⅰ-Ⅱ1型干酪根为主,Ro为2.5%~3.6%,主要发育晶间孔、粒内孔;∈1q烃源岩w(TOC)为0.35%~22.15%,有机质以Ⅰ-Ⅱ1型干酪根为主,Ro为1.28%~5.2%,主要发育晶间孔、粒间孔和溶蚀孔;E2s烃源岩w(TOC)为0.6%~8.0%,有机质以Ⅰ型干酪根为主,Ro为0.5%~1.2%,主要发育粒内孔、粒间孔。E2s烃源岩热演化程度低,以页岩油为主,开发难度大;S1l烃源岩与北美页岩气层相似点较多,可借鉴其成功的勘探开发方法,但应充分注意在地质、开发条件方面的细微差别。该研究成果对我国页岩油气勘探开发具有一定的指导意义。     

利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力

在近几年来,人们倾向于利用Rock-Eval热解法的氢指数来评价烃源岩,而忽略了用干酪根H/C比值评价烃源岩的优点。Rock-Eval热解法能快速、廉价、定量(mgHC/g岩石)地给出岩石中干酪根的热解数据。由于在数据分布上的普遍分散性,一般人们认为Rock-Eval热解法对烃源岩评价是一种筛选评价。描述了在烃源岩评价中应用H/C比值的优点,并确定了H/C比值与热成熟度、有机质转化率和排油量之间新的相关性。 热解干酪根的H/C比值与Ⅰ型、Ⅱ型干酪根的热转化率程度存在一定的相关性。定量计算的氢和碳损失与加水热解实验中的损失具有很好的一致性,表明干酪根H/C比值可作为干酪根端元热成熟度的一个好的指标。如果现在和原始H/C比值确定,那么这些数据同时也为评价有机质转化率提供了一种新的方法。现在H/C比值可通过微相有机质分析测试。对于生油源岩,Ⅰ型未熟干酪根的H/C比值为1.35～1.50,Ⅱ型H/C比值为1.20～1.35。 在加热水解实验中,油的排出量与H/C比值之间的相关性可为勘探工作者提供一种快速评价油的排出量的方法。依据加水热解实验、测试的H/C比值和计算的原始TOC(总有机碳)对Williston盆地(Bakken页岩)、Los Angeles盆地(Nodular页岩)和Illionis盆地(New Albany页岩)的成熟烃源岩进行了初步体积估算,其结果于已     

页岩油可动性表征方法研究进展

页岩油的可动性及其表征是页岩油研究的一项核心内容,但页岩油可动性表征难度很大,需要考虑的因素很多。为加深对页岩油可动性表征的理解,评述了页岩油可动性表征领域研究进展,提出了页岩油可动性表征未来可能的发展方向。页岩油主要以吸附态和游离态2种方式赋存,游离态是主要产能贡献者,游离油的表征及其可动性是核心,当前研究方法可分为直接表征法和间接计算法2大类。直接表征法可分为热解法和抽提法,实验和分析过程都比较繁琐。间接计算法也可分为2种,即基于页岩孔隙含油饱和度的计算法和基于页岩总含油量与页岩吸附油量的差减法,前者误差较大且计算值偏高,运用页岩总含油量与页岩吸附油量的差减法得到的是最大理论可动油量,其精度主要取决于页岩吸附油量的确定,而页岩吸附主要发生于有机质（干酪根）,但干酪根对页岩油的吸附机理目前研究较少。因此,查明干酪根对石油液态烃的吸附能力及其产物组成的变化规律,进而揭示干酪根对页岩油的吸附机理,是当前页岩油可动性表征研究领域值得探索的新方向。     

页岩油可动性表征方法研究进展

页岩油的可动性及其表征是页岩油研究的一项核心内容,但页岩油可动性表征难度很大,需要考虑的因素很多。为加深对页岩油可动性表征的理解,评述了页岩油可动性表征领域研究进展,提出了页岩油可动性表征未来可能的发展方向。页岩油主要以吸附态和游离态2种方式赋存,游离态是主要产能贡献者,游离油的表征及其可动性是核心,当前研究方法可分为直接表征法和间接计算法2大类。直接表征法可分为热解法和抽提法,实验和分析过程都比较繁琐。间接计算法也可分为2种,即基于页岩孔隙含油饱和度的计算法和基于页岩总含油量与页岩吸附油量的差减法,前者误差较大且计算值偏高,运用页岩总含油量与页岩吸附油量的差减法得到的是最大理论可动油量,其精度主要取决于页岩吸附油量的确定,而页岩吸附主要发生于有机质(干酪根),但干酪根对页岩油的吸附机理目前研究较少。因此,查明干酪根对石油液态烃的吸附能力及其产物组成的变化规律,进而揭示干酪根对页岩油的吸附机理,是当前页岩油可动性表征研究领域值得探索的新方向。     

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。