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。     

泌阳凹陷页岩油富集及可动性探讨

中国陆相页岩油资源丰富,但近年来的开发实践并没有取得预期的效果。针对这一问题,本文应用显微镜薄片观察、岩石热解、低温氮气吸附、页岩油吸附实验、高压压汞和核磁共振等实验对泌阳凹陷页岩油富集及可动性主控因素进行了研究。结果表明：页岩油富集层段TOC含量较高,无机大孔隙较为发育。页岩油富集时饱和烃含量较高,沥青质含量较低,由此页岩油的可动性较好。粘土矿物是页岩比表面积的主要贡献者,是页岩油吸附的主要载体,粘土矿物含量越低,页岩油的可动性越好。泌阳凹陷纵向上页岩油富集的最佳深度为2 800 m,页岩油在3 000 m以深API度较高,粘度较低,具较好的可动性。泌页HF1井、安深1井深度为2 400~2 500 m,还未达到页岩油富集、可动的最佳深度段,不利于页岩油的开采。高温条件下小分子烃吸附能力较弱,深层（3 000 m以深）是该区未来的有利勘探目标。泌阳凹陷地层压力系数较小,高声波时差主要是高TOC的反映。     

渤海湾盆地沾化凹陷页岩油形成影响因素分析

根据沾化凹陷沙河街组三段泥页岩有机地球化学参数分析,研究区以生油为主。通过对沾化凹陷构造运动史、断层活动时间、岩浆活动的研究以及烃源岩生烃门限;结合页岩油的勘探情况,结果表明沾化凹陷沙河街组三段泥页岩生烃潜力巨大,并且泥页岩裂缝发育,油气运移发生在构造运动和岩浆侵入停止之后,油气可运移到泥页岩裂缝储层中,从而预示着沾化凹陷具有形成页岩油的良好地质条件,勘探潜力巨大。     

泌阳凹陷页岩油赋存状态及可动性探讨

泌阳凹陷页岩油资源丰富,具有广阔的勘探前景。利用岩心观察、常规扫描电镜、薄片鉴定、荧光观察,结合高分辨率场发射扫描电镜等分析测试手段,研究了泌阳凹陷页岩油赋存状态及可动性,结果表明:泌阳凹陷页岩油具有微孔型与微缝型两种储集空间;赋存状态有游离、吸附和溶解状态三种,以游离态和吸附态为主,含有少量溶解态页岩油;原油族组分分析及碳同位素分析均表明,泌阳凹陷页岩油无运移或运移距离极短,是自生自储式、源储一体的油气藏。泌阳凹陷页岩油可动性主要取决于泥页岩的特殊孔喉结构、裂缝发育与地层压力。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组页岩油微观储集特征

页岩油储层微观孔隙储集特征是勘探开发的重要基础资料。采集渤海湾盆地沾化凹陷罗69井沙河街组三段页岩油层段18块岩心样品,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜实验,研究页岩油储层孔隙发育特征。沾化凹陷沙三段页岩油层段为泥岩和灰岩的过渡岩性,以灰质泥岩、泥质灰岩和含泥灰岩为主,夹少量灰岩薄层。页岩油层段主要孔隙类型包括泥质碎片间微孔和碳酸盐矿物的溶蚀孔、晶间孔和晶内孔。页岩油层段的储层孔隙主要由泥质部分提供,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,方解石溶蚀孔对面孔率有一定贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,纳米级孔隙数量占绝对优势,然而储层孔隙面积主要由数量较少的微米级孔隙提供,即页岩油开发的储集空间应该以微米级孔隙为主要对象。     

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。     

渤海湾盆地东濮凹陷陆相页岩油可动性影响因素与资源潜力

可动性好是陆相页岩油富集高产的关键。通过显微镜薄片观察、扫描电镜、X射线能谱分析、岩石多温阶热解、高压压汞等实验,对渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙三段页岩油赋存特征与可动性影响因素进行了分析,并运用盆模法预测了可动油资源的分布。页岩油主要以游离态赋存于粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和连通裂缝中,并在裂缝周围富集,成熟度和裂缝发育程度是页岩油可动性主控因素,有机质丰度和孔隙度对其影响相对较复杂。东濮凹陷沙三中、下亚段页岩油资源潜力较大,以中—高熟油为主,可动油纵向上主要分布在3 500~4 500 m,平面上主要分布在洼陷带和内斜坡带,其中前梨园洼陷以及文东内斜坡带、濮卫次洼、柳屯洼陷、海通集洼陷可动油丰度较高,是下一步陆相页岩油重要勘探方向。     

渤海湾盆地沾化凹陷页岩微观孔隙特征实验研究

页岩的微观孔隙结构是影响页岩油气富集与渗流机理的关键。利用氩离子抛光扫描电镜、低温CO₂吸附、低温N₂吸附、高压压汞及核磁共振等实验方法,对沾化凹陷沙河街组陆相页岩的微观孔隙特征进行了研究。页岩主要发育有机孔、粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和微裂缝等6类孔隙。其中微孔、中孔和宏孔均有发育,微孔比表面积约占总比表面积的61.52%,提供了页岩油气吸附的主要空间,而中孔和宏孔则提供了大部分孔体积,分别占比49.99%和41.19%,对页岩油气的储集和运移起主要作用;页岩孔隙度为4.08%~7.04%,有效孔隙度为0.11%~0.64%,孔隙连通性差。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙三下亚段页岩油层段微观孔隙结构

通过岩心观察、薄片鉴定、X-衍射、物性和有机质等分析测试工作,揭示了页岩油储层矿物成分、物性、有机质和岩性等地质特征,并在此基础上利用氩离子抛光-扫描电镜技术,分析研究了页岩油储层孔隙类型、结构等特征及其对储集性的影响。测试和研究表明,渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）矿物成分主要为粘土矿物、碳酸盐矿物和陆源碎屑,孔隙度和渗透率均很低,有机碳含量为0.52%～9.32%,干酪根类型为Ⅰ型,镜质体反射率（R_o）为0.7%～0.93%,岩性主要为泥质灰岩、灰质泥岩和含泥质灰岩,含少量灰质白云岩。通过氩离子抛光-扫描电镜实验,对罗69井10块钻井岩心样品进行了定性观察和定量统计。根据孔隙特征将孔隙分为微孔隙和微裂缝,微孔隙包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和晶内孔。微裂缝、溶蚀孔、大孔径晶间孔和粒间孔是页岩油储层的主要储集空间。因主要孔隙类型和发育情况不同,不同岩性的岩石储集性存在差异,灰质白云岩储集性最好,灰质泥岩、泥质灰岩和含泥质灰岩依次变差,灰岩最差。     

玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔隙结构及分类评价

准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组为盆地西北缘的主力烃源岩,具有较大的页岩油勘探前景.利用场发射电子扫描显微镜以及高压压汞等测试手段,对研究区玛页1井风城组页岩油储层的孔隙结构进行了精细研究和分类评价.研究结果表明:①玛湖凹陷风城组页岩油储层以薄层状或块状云质、粉砂质、钙质或硅质泥岩为主,且泥岩中常发育大量白云石、方解石...     

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。     

沾化凹陷罗家地区沙三段下亚段页岩岩石学特征

沾化凹陷罗家地区沙三段下亚段页岩油气资源丰富,针对这类结构细、孔隙小的页岩类非常规储层,首次采用岩心观察—薄片鉴定—电镜分析—荧光观察综合分析方法,对该区沙三段下亚段页岩岩石学特征进行了系统研究,进而划分岩相类型、明确储集空间并结合物性测试资料落实储集性能。结果表明:罗家地区沙三段下亚段富含方解石,随着层位变老,方解石含量呈增加趋势,粘土矿物和陆源碎屑含量呈降低趋势;岩石类型以泥质灰岩为主,其次为灰质泥岩、含泥质灰岩;岩相类型以层状泥质灰岩相、纹层状泥质灰岩相为主,其次为层状灰质泥岩相、层状含泥质灰岩相,其中纹层状泥质灰岩为有利岩相;储集空间主要为各类微裂缝及方解石、粘土矿物晶间微孔;孔隙度主要为2%～8%,渗透率变化很大,主要为1×10-3～10×10-3μm2,其次为0.1×10-3～1×10-3μm2。     

沾化凹陷罗家地区岩浆活动对油气形成的影响

沾化凹陷罗家地区岩浆活动强烈,油气资源丰富,但油气性质异常,岩浆活动对油气形成的影响有待于进行深入研究。根据岩心观察和测井解释结果,首先确定罗家地区岩浆岩的类型和产状等,然后对岩浆岩周围的烃源岩进行分析,证实了岩浆岩的热作用使周围烃源岩发生热变质及有机质炭化。应用化学方法研究,发现岩浆岩周围的烃源岩成熟度非常高且变化大,油气中具有较高含量的硫化氢和二氧化碳。分析认为,岩浆活动明显促进了周围烃源岩中有机质的热演化以及油气形成,并导致硫酸盐和碳酸盐矿物分解,生成硫化氢和二氧化碳。岩浆活动是罗家地区油气丰富、油气性质异常的重要根源,研究其油气成因应充分考虑岩浆因素,且在油气开发过程中应预防硫化氢对人员和设备的伤害。     

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。     

沾化凹陷裂缝性泥质岩油藏研究

济阳坳陷沾化凹陷在古近纪为北东向断陷湖盆，多期次发育了多方向、多物源、多类型的近源短轴快速沉积，沙四上亚段、沙三段、沙一段的泥岩为主要烃源岩。该凹陷沙三下亚段裂缝性泥质岩为富有机质的暗色泥岩和富钙质泥岩的互层，发育在深湖－半深湖相泥岩上倾尖灭的斜坡处，现今埋深2600－3000m，在多期构造运动和成岩作用下，形成了成烃演化微裂缝网络、黏土矿物轩民化收缩裂缝网络、顺层或切层裂缝网络、溶蚀缝洞网络和构造裂缝网络，在流体封存箱和流体异常高压成藏机制作用下形成裂缝性泥质岩油藏，石油富集在构造转折带、弧形断裂外侧、断裂交汇部位等应力集中和释放区。