渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩层系不同岩性储层结构特征

为进一步明确湖相页岩层系优势储集岩性,聚焦页岩油甜点、提高水平段甜点钻遇率,增加水平井页岩油产量,利用沧东凹陷孔二段G108-8井494.29 m岩心,3 000余块次薄片、扫描电镜、核磁共振、压汞和全岩X衍射等数据,系统分析页岩层系中碳酸盐岩、砂岩和泥页岩孔隙类型、结构及非均质特征.结果表明：长石、石英和有机质对储集空间发育具有建设性作用,方解石、黏土和方沸石矿物是储集空间发育的不利因素,白云岩化作用虽在一定程度上改善了碳酸盐储层结构,但白云岩类微晶、泥晶纳米级晶间孔隙储集、渗流条件较差,页岩层系优势储集岩性主要包括砂岩、纹层型页岩和裂缝型白云岩3种类型;纹层型页岩储层基质储集、渗流相对较好,富长英质矿物纹层内残余粒间孔、溶蚀孔之间连通性较好,压裂改造后人工裂缝与基质孔缝形成复杂缝网结构,具备稳产能力,是页岩油主力产层.根据新认识,将钻探箱体聚焦到8～10 m厚纹层状长英质页岩段,GY5-3-1L、GY5-1-9H两口井首年单井累产油超1.0×10⁴ t,桶油成本下降到65美元,实现了湖相页岩油效益开发.     

柴北缘中侏罗统大煤沟组七段泥页岩储层特征

柴达木盆地是中国西北地区重要的含油气盆地,盆地北缘中侏罗统大煤沟组七段页岩广泛发育。2013年在柴北缘实施第一口页岩气勘探井柴页1井,获得了良好的油气显示,页岩层段累计厚度达141 m,为半深湖深湖相沉积。页岩岩石主要类型为纹层状碳质页岩、纹层状含碳酸盐粉砂质页岩、纹层状页岩、纹层状含粉砂云质页岩、纹层状含砂页岩、纹层状粉砂质页岩、纹层状云质页岩。富有机质黑色页岩矿物特征表现高硅质矿物含量、高黏土矿物含量、低碳酸盐矿物含量。有机质类型主要为Ⅰ型,Ⅱ、Ⅲ型次之,Ro均大于0.8%,处于成熟阶段,TOC含量为1.41%～9.35%,烃源岩品质较好。大煤沟组页岩岩心孔隙度为0.8%～3.4%,比表面为11.1～21.9 m2/g,扫描电镜下孔隙直径为0.27～21.38 μm。微孔隙发育,依据成因划分为晶间孔、溶蚀孔、有机质孔、生物碎屑体内微孔隙。此外,页岩中发育的裂缝和微裂缝,为页岩气的运移和储层提供了通道和储集空间,形成复杂孔缝交叉储集系统。页岩孔隙储层的形成机理主要为有利的沉积环境、有利的矿物组合和有机质热解作用。     

东营凹陷页岩油储层特征

渤海湾盆地东营凹陷始新统—渐新统沙河街组第三段下亚段(E_(2-3)s~(3-x))和沙河街组第四段上亚段(E_(2-3)s~(4-s))泥页岩分布面积广、累计厚度大、有机质丰度高、有机质类型以Ⅰ型干酪根为主,具有良好的页岩油勘探潜力。泥页岩主要发育层状和纹层状构造,主要矿物组成为粘土矿物、碳酸盐矿物、石英和长石。宏观观察下,泥页岩发育的裂缝主要有成岩裂缝和构造裂缝,孔隙主要为溶蚀孔、结晶孔及生物孔隙。微观观察下,主要发育的孔隙有粒间孔、粒内孔、晶间孔和溶蚀孔等,在不同的有机质丰度、类型及热演化程度下孔隙发育特征差异明显。小角X射线散射能够得到样品介孔(2~50 nm)的分布特征,结合抽提实验,对比处理前后孔隙分布特征表明细介孔(2~10nm)是有效的页岩油储集空间,也是影响孔隙结构复杂化的主要贡献者。核磁共振冷孔计法(NMRC)能测量泥页岩纳米级(2~500 nm)开孔孔隙的分布特征,定量表征孔隙率,弥补其它表征方法的不足。东营凹陷地区泥页岩中广泛发育的纳米级粒间孔是页岩油主要的赋存空间。     

潜江凹陷页岩岩相对页岩油储层的控制作用

在岩心观察与岩石薄片鉴定的基础上,结合XRD技术、氩离子抛光扫描电镜、低温氮气吸附实验、高压压汞测试和岩石热解分析,对江汉盆地潜江凹陷潜江组页岩储层的岩石矿物组成、孔渗和孔隙结构、地球化学特征等进行分析.研究表明,潜江凹陷潜江组页岩主要矿物组成为白云石和黏土矿物,主要发育块状灰质泥岩相、纹层状灰质泥岩相、块状云质泥岩相、纹层状云质泥岩相以及块状泥质云岩相和纹层状泥质云岩相.页岩储层主要发育碳酸盐矿物晶间孔和黏土矿物层间孔,孔径主要分布在2～200 nm,孔隙度多低于20%,渗透率主要为0.1×10^-3～100×10^-3μm²,为低孔低渗—特低渗储层.其中黏土矿物有利于页岩储层微孔和介孔的发育,白云石有利于大孔发育,且生物成因的白云石有助于有机碳的富集和滞留烃的赋存.储层整体表现为纹层状页岩比块状页岩具有相对较高的孔径、较好的孔隙连通性和含油性,尤其在纹层状泥质云岩相中,孔隙度介于5%～15%,渗透率处于1×10^-3～10×10^-3μm²,主要孔径为50～2...     

基于数字岩心技术的陆相页岩油微观结构特征及主控因素——以松辽盆地白垩系青山口组一段泥页岩为例

数字岩心技术为大庆齐家-古龙地区青山口组一段的页岩油评价提供了可靠的基础数据,助力了松辽陆相盆地页岩油的勘探突破.针对泥页岩储层超低孔、超低渗的物性特征,综合利用微纳米CT、MAPS和QEMSCAN等数字岩心配套实验,对泥页岩储层岩石学特征、岩相类型、孔隙结构等进行了研究.将青山口组一段划分为5种岩相类型,分别为低有机质纹层状黏土质灰岩相、低有机质纹层状长英质灰岩相、中有机质纹层状长英质页岩相、中有机质夹层粉砂岩相、高有机质纹层状硅质页岩相.青山口组一段主要孔隙类型包括粒间孔、粒内孔和有机质孔.岩石相是青山口组一段孔隙、层理缝发育的主控因素.高有机质纹层状硅质页岩相储集空间主要由粒内孔和层理缝所构成,其孔隙-裂缝系统是青山口组一段页岩油甜点开发的重点层段.     

鲁西地区奥陶系碳酸盐岩储集特征及主控因素

应用薄片、铸体和阴极发光等室内分析技术,对鲁西隆起奥陶系碳酸盐岩及济阳坳陷潜山奥陶系钻井岩心样品进行了成岩作用及储集特征详细研究。奥陶系碳酸盐岩原生孔隙消失殆尽,次生成因的孔、洞和缝是主要储集空间。其中裂缝储集层在各层段均有发育,但白云岩段优于其它岩性段;构造缝主要分布在构造轴部和断裂带附近,溶蚀缝在不整合面附近较为发育。孔洞型储集层主要发育在白云岩层段,以晶间孔、晶间溶孔和晶内溶孔为主要储集空间;有少量有效孔隙分布在灰岩段,以铸模孔、粒内溶孔和粒内孔为主。马家沟组八陡段顶部发育溶蚀角砾岩、纹层状结晶灰岩,砾间缝、晶间缝和溶洞为主要储集空间。白云岩段是奥陶系碳酸盐岩主要储集层段,构造因素、岩性和成岩作用(尤其是胶结作用和溶蚀作用)是造成奥陶系碳酸盐岩储集层剖面分布差异性的主要控制因素。     

柴北缘东段克鲁克组泥页岩储层特征

柴北缘东段石炭系克鲁克组为一套海陆过渡相碎屑岩和碳酸盐岩混合沉积,其中泥页岩较为发育。通过野外剖面踏勘和实测对克鲁克组泥页岩纵向发育特征进行了研究,发现克鲁克组一段泥页岩累计厚度为60 m,泥地比达92.6%,是泥页岩发育最好的层段。通过精细岩心观察描述、全岩X射线衍射分析、岩石薄片鉴定、扫描电镜观察及物性分析等,对泥页岩矿物组成、岩相、储集空间类型及物性特征进行了研究,结果表明,泥页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主;黑色纹层状泥质中粉砂岩相、灰黑色条带状泥质粗粉砂岩相、灰黑色条带状含灰灰质泥质粗粉砂岩相和黑色纹层状含生物碎屑泥质中粉砂岩相为主要的岩相类型;储集空间主要发育顺层裂缝、溶蚀孔隙、黏土矿物晶间孔、有机质粒内孔隙及生物碎屑粒内孔;孔隙度在1%~3%,渗透率分布在0.01~1 mD。储层的发育主要受沉积环境、矿物组成和成岩作用的影响,黑色纹层状泥质中粉砂岩相和灰黑色条带状泥质粗粉砂岩相由于沉积厚度大、碳酸盐胶结作用弱、脆性指数较高、储集性能良好,有利于泥页岩储层的发育。     

渤南洼陷沙三下亚段泥页岩储集空间研究:以罗69井为例

济阳坳陷渤南洼陷沙三下亚段泥页岩厚度大、分布广,主要发育了深灰色泥岩、灰质泥岩、油泥岩、泥质灰岩和黄褐色—灰褐色油页岩。泥页岩的有机碳含量高,最高可达9.0%;生烃潜量高,最高可达82.6mg/g;演化程度高,最高可达3.0%;该区泥页岩既是良好的烃源岩,也是页岩油气赋存的有利场所。为研究该区沙三下亚段页岩油气储集空间,文中通过岩心观察、偏光显微镜、扫描电镜等手段,认为研究区泥页岩储集空间中裂缝包括构造裂缝、层间微裂缝、超压破裂缝;空隙主要为微孔隙,包括黄铁矿晶间孔、粘土矿物晶间孔、方解石晶间孔。总体上来讲,储集空间以构造张裂缝、层间微裂缝、粘土矿物晶间孔及方解石晶间孔为主导。通过对比不同岩相间储集空间的类型与特征,认为沙三下12下、13上砂组纹层状泥质灰岩为储集性能最好的岩相。     

页岩油的储层特征及其影响因素分析——以沾化凹陷罗家地区为例

为查明沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组三段下亚段页岩油的储层特征及其影响要素,通过岩心、薄片、扫描电镜等多种资料综合分析,开展页岩油储层岩性、储层空间类型、影响因素及页岩油储层评价参数的研究。结果表明: 综合矿物成分和沉积构造2个因素,可将研究区页岩油储层岩性划分为7种类型; 不同岩性储集空间发育有较大差异,纹层状泥质灰岩和纹层状灰岩储集空间最为发育,纹层状灰质泥岩储集空间较发育,块状泥岩储集空间发育一般,块状泥质灰岩、块状灰质泥岩及纹层状粉砂岩储集空间发育较差; 研究区页岩油储层储集空间的发育主要受矿物成分、沉积构造、有机质含量和赋存方式以及成岩作用的影响。以此为基础,选取方解石含量、纹层状构造、总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量、镜质体反射率(R_o)及孔隙度作为页岩油储层评价参数,将沾化凹陷罗家地区页岩油储层分为优质储层、有利储层和不利储层3类。     

鄂尔多斯盆地北部太原组海陆过渡相页岩孔缝特征及油气地质意义

鄂尔多斯盆地太原组海陆过渡相泥页岩是非常规天然气的储集层.通过采集太原组泥页岩样品,利用氩离子抛光-扫描电镜技术,观察抛光后泥页岩样品微孔隙、微裂缝的微观结构特征,分析其成因,认为沉积作用、成岩作用、有机质变质作用、干酪根生烃作用、溶蚀作用、构造应力作用是太原组页岩孔隙、裂缝发育的主控地质因素.同时参考国内外学术界对海相和陆相页岩的孔隙、裂缝类型的划分方案,将太原组海陆过渡相泥页岩孔隙、裂缝初步划分为有机孔、无机孔和微裂缝三大类.有机孔细分为化石孔、生烃孔;无机孔细分为粒间孔、晶间孔和溶蚀孔;微裂缝细分为收缩缝、应力缝和黏土矿物层间缝.太原组页岩中发育的微孔隙、微裂缝,为页岩气（尤其是游离气）提供了良好的储集空间和渗流通道,有利于页岩气的成藏.为页岩气的压裂开采及高产稳产提供了有利条件.     

南襄盆地泌阳凹陷陆相页岩油地质特征与评价

南襄盆地泌阳凹陷中部深凹区发育有淡水环境及咸水环境沉积的深湖—半深湖相页岩。该套页岩岩相复杂、类型多、变化快, 可分为泥质粉砂岩、粉砂质页岩、隐晶灰质页岩、重结晶灰质页岩及白云质页岩, 总体富含有机质, 这为陆相页岩油的形成提供了充分的物质基础。研究区页岩具有纵向厚度大、横向分布广、有机质丰度高及类型好、热演化程度适中、脆性矿物含量高及含油气性好等特征, 具备良好的陆相页岩油形成条件。在明确泌阳凹陷具备良好的陆相页岩油形成条件基础上, 进一步开展了陆相页岩油地质评价方法的研究, 提出了一套包含岩石学分析、地质多参数综合评价、有利区带评价等8项关键技术的地质评价方法, 并明确了泌阳凹陷陆相页岩油富集的主控因素及有利目标区, 进而优化部署页岩油水平井, 取得了中国陆相页岩油勘探的重大突破, 展示了中国陆相页岩油良好的勘探开发前景。     

阿尔金山前中、下侏罗统页岩气成藏地质条件

柴西阿尔金山前经历了早期断陷、中期拗陷和晚期隆升的多期改造叠合,其中早、侏罗世断陷期发育陆相湖盆泥页岩。地堑半地堑同沉积断裂控制沉积格局,断陷湖盆长轴为北东向,在小梁山凹陷、七个泉断鼻带和铁木里克凸起构造带沉积半深湖深湖相的泥页岩夹薄层砂岩、粉砂岩。泥页岩空间展布受沉积相控制,因此呈北东向带状连续稳定分布,由阿尔金山前七个泉-红沟子-小梁山构造带向盆地内部厚度逐渐减薄,累积厚度超过300 m,有效厚度在50～70 m,是阿尔金山前中、下侏罗统工业性页岩气聚集成藏必备的物质保障。研究证实,阿尔金山前中、下侏罗统泥页岩干酪根显微组分腐泥组、镜质组、惰性组的平均含量分别为60.7％、33.1%和6.2%,依据Tissot和Welte分类标准,有机质干酪根类型以Ⅱ型为主。 对25个野外样品进行岩石热解测试,TOC含量稳定分布在1%～4%,Ro在0.8%～2.5%,泥页岩有机质含量高,处于成熟过成熟阶段,生气条件优越。与北美和四川盆地海相页岩相比,阿尔金山前中、下侏罗统陆相泥页岩的黏土矿物含量相对较高,平均含量为52.51%;含硅质脆性矿物含量相对较低,平均含量为37.42%。泥页岩中发育大量裂缝、微裂缝、粒间孔、粒内孔和有机质孔,有利于页岩气富集和吸附。泥页岩比表面积在9.13～18.14 m2/g,平均值为13.43 m2/g;孔体积在0.026 6～0.088 7 cm3/g,平均值0.065 41cm3/g,平均孔径在25.76～72.48 nm,平均值为47.87 nm。比表面积和孔径呈负相关,孔体积和孔径呈正相关;孔径越小,泥页岩的比表面积越大。TOC和Ro与泥页岩表面积呈正相关,表明随着有机质成熟生烃形成的有机质孔对比表面有重大影响,比表面越大为页岩气吸附提供的吸附位越多,储集性能优越。上覆灰泥岩、泥灰岩和膏盐岩盖层区域广泛分布,早期浅埋-中期深埋、多次排烃-晚期抬升有利于页岩气藏的保存。综合页岩气成藏实际地质参数,优选出小梁山凹陷、七个泉断鼻带、洪水沟断鼻带和铁木里克凸起4个有利区带。     

四川盆地下侏罗统陆相页岩气源储特征及耦合评价

四川盆地陆相页岩气勘探前景良好,目前已在川东北地区下侏罗统获得良好页岩气显示和工业气流。与海相页岩相比,陆相页岩具有相变快、岩相组合类型多(夹层发育)、有机质丰度低和源储配置关系复杂等特点。运用“源储耦合”研究思路,利用宏观-微观结合的储层表征技术对下侏罗统自流井组大安寨段页岩的烃源特征、储集特征及其耦合关系开展了分析与评价。结果表明:(1)岩相组合特征。大安寨段为一套以暗色页岩与介壳灰岩不等厚互层为主的浅湖-半深湖沉积,主要发育4种岩相与3种厚度组合,主要包括高碳黏土质页岩夹薄层(<1 m)介壳灰岩、中碳黏土质/含粉砂质页岩夹薄-中层(<3 m)介壳灰岩、低-中碳粉砂质页岩夹中-厚层介壳灰岩及少量粉细砂岩;其中页岩为源岩和主要储层,介壳灰岩为次要储层和隔夹层,致密砂岩物性较差,主要为隔夹层。(2)烃源与储集特征。川东北地区页岩厚度介于30~40 m,TOC含量普遍介于1.0%~2.0%;有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主;页岩储集空间包括有机孔、无机孔与宏-微观裂缝,页岩中黏土矿物粒缘孔和晶间孔最为发育,有机孔次之,微裂缝发育程度与连通性较好;介壳灰岩夹层以粒间孔、粒内孔、微裂缝为主要储集空间。(3)揭示了大安寨段页岩层系的源储耦合机理。宏观上,TOC含量和孔隙度均随灰质含量的增加而降低,页岩的源储耦合条件优于夹层,以黏土质页岩为最优;微观上,页岩内部存在有机质与有机孔的源储一体耦合、原始有机质与无机孔和微裂缝之间为纳米至微米级距离的迁移耦合,页岩与夹层间为毫米至厘米级距离的迁移耦合,夹层内部则有赖于相邻页岩中有机质与夹层中无机孔和微裂缝的厘米至米级距离的运移耦合。(4)分别针对页岩层和夹层源储耦合特征建立了相应的源储耦合评价参数,对研究区2口典型钻井开展评价并优选了水平井靶窗。     

Characteristics and influencing factors of shale oil reservoir: A case study of Luojia area in Zhanhua sag

In order to find out the characteristics and influencing factors of shale oil reservoir in the lower third member of Shahejie Formation of Paleogene in Luojia area of Zhanhua sag, the authors studied the lithology, space type, influencing factors and evaluation parameters of shale oil reservoir by comprehensive analysis of cores, thin sections, SEM and so on. The results show that mineral composition and sedimentary structure are two important factors, based on which the shale oil reservoir can be divided into seven types. The reservoir space of different lithological types varies greatly. Laminated argillaceous limestone and limestone reservoirs were mostly developed, and laminated gray mudstone reservoirs were relatively developed, followed by massive mudstone. The massive argillaceous limestone, massive grey mudstone and laminated siltstone reservoirs were less developed. The reservoir space of shale oil reservoir in the study area was mainly influenced by mineral composition, sedimentary structure, organic matter content and occurrence mode as well as diagenesis. On this basis, calcite content, laminar structure, TOC content, R_o and porosity were selected as evaluation parameters and the shale reservoir in Luojia area of Zhanhua sag was classified into three types: high quality reservoir, favorable reservoir and unfavorable reservoir.     

湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法研究——以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例

湖相泥页岩基质储层是中国页岩油赋存的主要载体,相对于夹层型和裂缝型储层更难被压裂改造和实现工业开发,因而压裂层位的选择至关重要. 本文以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例,建立了一套湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法. 通过录井、测井解释优选出青山口组一段中的I类页岩油层,对I类页岩油层的电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标进行综合分析,基于上述6项指标,利用层次分析法对所有I类页岩油层进行综合排序,确定了27、25和23号层为最有利页岩油层. 松页油3井针对上述页岩油层进行了压裂试油,实现了三肇凹陷页岩油工业油流突破,证实选层方法可行有效,可推广应用于湖相基质型页岩油的甜点层优选和水平井部署.     

济阳坳陷古近系页岩的纹层组合及成因分类

在济阳坳陷古近系中发育大量湖相页岩及纹层状的碳酸盐岩,页岩类型多样。通过对300多块页岩薄片的显微镜下观察分析表明,这些湖相页岩和纹层状碳酸盐岩均由3种基本纹层构成:富有机质纹层(即富含有机质的黏土矿物纹层)、隐晶碳酸盐纹层和黏土纹层。按纹层组合和比例的不同,可将页岩和纹层状碳酸盐岩系统地划分为黑页岩、钙质纹层页岩、富有机质纹层页岩、泥页岩、钙质页岩、纹层状泥灰岩和纹层状灰岩等7种类型,并尝试提出利用纹层组分划分页岩类型的三角形成因分类方案。由于不同纹层形成的古湖泊条件不同,该分类方案不仅能够反映各种页岩的纹层组成,同时也可反映页岩的成因。     

沾化凹陷罗家地区沙三下段泥页岩储层特征

沾化凹陷罗家地区古近系沙河街组沙三下段发育100~300 m厚的暗色泥页岩,具有较大的油气资源量和勘探潜力.研究表明,罗家地区的这套泥页岩为盐度较高、强还原性的深湖-半深湖沉积,岩石类型以泥岩、灰岩及之间的过渡岩性为主,碳酸盐矿物含量一般高于50%.根据泥页岩纹层厚度、组合方式、比例和稳定性,将深水泥页岩划分为6种类型,其中以薄层状泥质灰岩为主.泥页岩储层孔隙度为2%~8%,平均5.3%;渗透率变化较大,一般为(1~10)×10-3 μm2,平均为7.5×10-3 μm2,为低孔低渗的非常规储层.储集空间类型多,储层发育的裂缝包括构造裂缝、层间微裂缝和成岩缝,孔隙包括矿物晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等.储层质量受矿物组成和岩相、成岩作用、有机质含量等因素共同控制,其中有机质含量是控制该套泥页岩储层物性的主要内在因素.     

渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙特征

通过场发射环境扫描电镜、低温氮气吸脱附实验、高分辨率背散射电子图像定量分析等技术方法,对渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层的微观孔隙类型、结构特征及孔隙分布进行了系统研究。结果表明:沙河街组页岩油储层微观孔隙类型多样,包括粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和晶内孔5类孔隙。有利储集空间为孔径在100~3000nm的孔隙,以粒间孔、粒内孔和溶蚀孔为主。泥岩类和灰岩类孔隙形态包括细颈瓶状(墨水瓶状)和平行板状;白云岩类孔隙形态为平行板状,连通性最好。白云岩类定量面孔率最大且孔隙发育最好,其次为泥岩类,灰岩类较差。影响微观孔隙特征的主要因素包括矿物成分及含量、有机质生排烃和热液作用,其中黏土矿物和泥级颗粒有利于储层微孔发育,方解石的胶结作用和重结晶作用不利于孔隙发育。生排烃产生的有机酸和热液作用增进了次生孔隙的形成。