海相页岩储层微观孔隙体系表征技术及分类方案

页岩储层作为一种非常规油气储集体,对其孔隙体系的研究备受重视。通过充分调研和系统总结国际上关于页岩储层微观孔隙体系的研究现状,综述了孔隙表征技术并指出了存在问题;以客观性和普适性为基础提出了两套分类方案;定性探讨了孔隙演化的一般规律。目前最常见定性观测页岩储层孔隙的方法为高分辨率电子显微镜结合氩离子抛光技术,聚焦离子束扫描电镜系统(FIB-SEM)和纳米CT技术可用于孔隙三维模型重构。高压压汞法结合气体吸附法用于定量分析页岩孔隙结构特征,此外核磁共振也是有效测试手段。分别根据孔隙发育位置与岩石基质关系以及孔隙发育成因与岩石基质关系,将页岩储层孔隙划分为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝以及骨架矿物孔、黏土矿物孔、有机质孔和微裂缝。无机矿物成岩作用与有机质热成熟作用是控制页岩储层孔隙演化的重要因素。     

页岩油地质评价实验测试技术研究进展

页岩油实验测试分析在页岩油地质评价中发挥着重要作用,目前页岩油储层矿物组成、有机质类型、丰度、物性以及岩石脆性等诸多方面的评价参数均需要通过实验测试来获取。本文评述了页岩油储层评价中烃源岩特性、储层储集性、含油性、可动性及可压性等各项实验测试技术研究现状和趋势,重点阐述了各项实验测试技术的目的及方法。页岩油烃源岩特性要综合有机质类型,丰度,成熟度,生物标志化合物,主量、微量和稀土元素等进行全面准确的评价;储集性与页岩矿物组成、孔隙、裂缝等储集空间分布特征密切相关,结合页岩含油饱和度、页岩油黏度、密度等评价页岩含油性和可动性;页岩可压性评价需综合考虑页岩的矿物组成、岩石力学特征参数等因素。同时探讨了页岩油储层地质评价实验测试技术未来发展方向,指出多种方法联合表征页岩油储层储集空间分布特征、不同赋存状态页岩油的分布特征、天然裂缝发育分析等是页岩油储层地质评价技术的关键攻关方向。     

页岩气储层的特殊性及其评价思路和内容

为了有效地开展页岩气储层的评价,文中首先总结了页岩气储层相对于常规油气储层的特殊性。指出这些特殊性体现在富含有机质、富含粘土矿物、细小的矿物粒度、极低的孔隙度和渗透率、纳米级孔喉结构、巨大的矿物表面积、复杂的成岩改造、大比例的天然气吸附赋存。在此基础上,从页岩储层性质的特殊性入手,梳理了页岩储层的评价思路和方法。强调了评价过程应遵循评价参数的直接测定与间接计算相结合、分析测试的常规手段与特殊方法相结合、评价对象的孔隙特征与吸附能力相结合。最后,探讨了页岩气储层的评价内容,认为其除了与常规储层相同的储层岩石学特征和物性特征外,还应考虑其吸附天然气的能力及其压裂改造的难易程度,即应包括储层岩石组成特征与空间分布、储层孔渗特征、储集空间特征、储层含气性和储层岩石力学性质等。     

非常规油气致密储集层微观结构研究进展*

致密储集层储集性能差, 孔喉以纳米级为主, 孔喉连通复杂。中国南方高过成熟海相页岩有机质纳米孔与粒内孔大小约为20～890 nm;陆相泥页岩孔喉类型为有机质孔与基质孔, 主体介于30～200 nm之间;致密砂岩微米级孔喉为粒间溶孔、颗粒溶蚀孔与微裂缝, 主体介于10～200μm之间, 纳米级孔隙大小介于70～400 nm之间, 以原生粒间孔与自生矿物晶间孔为主;致密灰岩孔喉类型有方解石粒内溶孔、粒间溶孔与微裂缝, 大小介于50～500 nm之间。页岩微孔喉总体随热演化程度增高呈先减少后增加趋势, 致密含油砂岩中油气赋存有4种状态, 粒间微孔为油气赋存最有利位置。针对非常规油气储集层独特特征, 仍需在仪器研发、技术方法与评价参数等方面加强研究探索。     

扫描电镜与能谱结合分析页岩气储层基本特征

页岩气储层由于其富含粘土矿物及有机质,且矿物粒度细小、成分复杂,页岩的形貌及孔隙类型多样等,使得常规的储层分析测试手段对页岩气储层研究效果不佳.文章以扫面电镜与能谱相结合的方法,综合薄片和x-衍射分析以及氩离子抛光技术对页岩气储层的研究结果进行分析,得出页岩储层的基本特征为：矿物主要为粘土矿物、硅酸盐矿物、磷酸盐矿物等;储集空间类型主要为显微孔隙和裂缝;显微孔隙分为矿物粒间孔、有机质微孔、次生溶蚀孔、晶间孔以及粘土矿物层间微孔五类;裂缝分为构造缝和成岩缝.     

黔北凤冈地区龙马溪组页岩储层储集空间划分与演化过程分析

页岩储集空间的研究是页岩油气研究的核心内容之一,页岩孔隙和裂缝很大程度上影响了页岩储层的储集能力和渗流特征。采用薄片观察、常规扫描电镜观察、氩离子抛光(FIB)、场发射电子显微镜(FESEM)实验,并结合能谱分析(EDS)等技术手段系统分析了研究区龙马溪组页岩储层的储集空间的成因、大小、形态、分布、连通性等特征,以页岩中储集空间的成因及孔隙发育位置特征为依据,分析了页岩储集空间划分方案,将研究区龙马溪组页岩储层储集空间划分为无机孔、有机孔、裂缝三个大类。结合页岩成岩过程,考虑机械压实、热演化机制、黏土矿物转化、溶蚀作用等因素,定性探讨了页岩储层孔隙的形成演化过程。研究区龙马溪组页岩储层主要储集空间为黏土集合体内矿片间孔隙、黏土絮体间孔隙、粒内有机质纳米孔及裂缝。有机质纳米孔隙是页岩演化到一定阶段的产物,并不是所有页岩储层中都会发育有机质纳米孔隙,且有机质纳米孔的形成和保存受多种因素的影响。     

中扬子地区震旦系陡山沱组页岩储层孔隙结构特征

通过氩离子抛光-SEM技术,分析了中扬子地区震旦系陡山沱组页岩储层孔隙类型、孔隙形态、孔径和面孔率特征,探讨了这些孔隙的油气地质意义。研究认为,陡山沱组页岩储层发育有机质孔隙、粒间孔隙、粒内孔隙和微裂缝4种孔隙类型。页岩孔隙形态可分为不规则多边形孔、圆形或椭圆形孔、复杂网状孔、串珠状孔、长条形孔、线状孔6种类型,其中复杂网状孔的连通性最好,有利于压差传递,可提高页岩气的解吸效率和储层的渗透率。页岩孔径为10~2 000 nm,主体范围为20~200 nm,平均面孔率为1.4%~6.2%。不同类型的孔隙能够为页岩气的赋存提供不同尺度的储集空间,微裂缝和粒间孔隙对页岩气的运移最为有利。     

超压对川东南地区五峰组-龙马溪组页岩储层影响分析

四川盆地东南部保存条件较好的五峰组-龙马溪组页岩普遍存在超压,且在其他地质条件相同的情况下,超压页岩储层相对于常压、低压储层具有更高的孔隙度.研究表明,富有机质页岩在适中的热演化过程中,由于烃类的大量生成,形成较多有机质孔隙,增加了页岩储层储集空间;另一方面,烃类大量生成造成的超压对页岩储层储集空间保存具有至关重要的作用.川东南五峰组-龙马溪组优质页岩储层孔隙以有机质孔、黏土矿物孔等塑性孔为主,且缺少刚性矿物颗粒支撑,易被上覆地层有效应力压实.但超压的存在对于页岩储层具有保护作用,抵消了上覆地层有效应力对页岩储层的机械压实,从而使已形成的页岩孔隙保存下来,使页岩储集空间得以保留.研究超压对页岩储层孔隙度影响机制以及超压页岩储层发育模式对于四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气勘探、开发具有重要意义.     

沾化凹陷沙三下亚段成熟泥页岩纳米孔隙体积影响因素分析及意义

选取沾化凹陷始新世沙三下亚段(Es_3~下)不同埋深的成熟泥页岩(0.70%~0.93%Ro),并进行去有机质处理,通过对原样和处理样进行热解、XRD和低温氮气吸附法检测分析,以探讨成熟泥页岩纳米孔隙体积的影响因素。结果表明,成熟泥页岩纳米孔隙体积与TOC显示正相关性;去有机质后,有机质变化率和孔隙体积变化率呈正相关性,且去除的有机质含量亦与孔隙体积变化值呈现对应性;孔隙体积与伊/蒙间层、伊利石和石英呈正相关,与方解石负相关。结合已有研究成果,文章认为,成熟泥页岩的纳米孔隙主要为矿物基质孔和有机质-矿物边缘孔,矿物孔主要由伊/蒙间层、伊利石和石英贡献,方解石阻滞矿物孔隙的发育。泥页岩纳米孔隙是页岩油气赋存的主要储集空间,孔隙体积是泥页岩孔隙空间的一个量化参数,其对页岩油气含量的计算以及储量评估意义重大,弄清沾化凹陷沙三下亚段成熟泥页岩纳米孔隙体积的影响因素,可进一步认识处于生油窗的页岩油气的储集空间,为页岩油气的勘探和开发提供依据。     

云南曲靖地区筇竹寺组泥页岩储层发育特征与影响因素

以云南曲靖地区筇竹寺组泥页岩为例,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、高压压汞、常规扫描电镜等实验技术手段,探究泥页岩储层微观储集空间的发育类型与特征。结果表明：筇竹寺组泥页岩储层孔隙成因复杂,类型多样,主要发育的微观储集空间类型包括有机质孔隙、粘土矿物孔隙、颗粒矿物孔隙、微裂隙等,以有机质孔隙最为发育,提供了主要的储集空间;孔隙度介于1.59%~11.33%之间,平均值达到了5.0%,小孔、微孔所占储集空间比例约56.5%,中孔和超大孔所占比例为34.0%,大孔相对较少。控制筇竹寺组页岩孔隙发育的因素主要有TOC、矿物组分和成岩作用,TOC是影响筇竹寺组页岩储层孔隙发育的主控因素,也是提供页岩气主要储存空间的重要物质。     

页岩气地质综合评价和目标优选

页岩气为烃源岩层系的油气聚集,属于源岩滞留气,以游离和吸附状态为主存在。中国页岩气资源调查和勘探开发刚刚起步,工作基础差别较大。在含油气盆地,由于有以往油气勘探开发资料,对含气页岩发育层系、有机质热演化程度、气显示等基本资料,具有一定的工作基础;在含油气盆地外以及油气勘探程度很低的沉积区,以上基础资料缺乏,仅有地表和部分固体矿产探井资料可供参照,工作基础薄弱。在不同工作基础的地区,页岩气地质综合评价所处阶段不同,主要评价指标也不同;随着工作程度的提高,资料的不断丰富,评价指标也逐步增加。页岩气地质评价以区域地质演化分析为基础,主要涉及以下几方面内容：（1）含气页岩评价。主要研究划定含气页岩层段,页岩的TOC、Ro、岩石和矿物成分,页岩分布、厚度、埋深、纵向和横向变化规律等,优选页岩气富集远景区。（2）页岩含气性和资源潜力评价。主要研究页岩的含气量、吸附能力、储集空间类型、储层物性、储层裂缝及其变化规律,预测页岩气资源潜力等。（3）页岩气开发条件和开发经济性评价。研究储层温度、流体压力、流体饱和度及流体性质,研究页岩的敏感性,页岩的岩石力学参数、区域现今应力场特征,地表条件和开发保障条件,通过试验井产量数据分析开发经济条件。综合各方面因素,优选有利开发区。     

油气在储层孔喉中的微观运移机理探讨

从孔隙结构的微观特征出发,对石油地质学中的油气运移基本理论进行了定量探讨,主要探讨了油气运移的基本孔隙结构条件、运移流体条件;油气运移方向;在均质孔隙结构储层中的运移;在不同非均质孔隙结构组合中的储层中的运移,从而丰富、补充和完善了传统的石油地质学理论     

中国油气储层中纳米孔首次发现及其科学价值

油气储层孔隙可分为毫米级孔、微米级孔、纳米级孔3种类型,常规储层孔隙直径一般大于1μm。北美地区页岩气储层纳米级孔径范围为5~160nm,主体为80~100nm。在对中国非常规油气储层研究中,应用场发射扫锚电子显微镜与纳米CT重构技术,首次发现了小于1μm的油气纳米孔。其中,致密砂岩油气储层中纳米级孔隙以颗粒内孔、自生矿物晶间孔及微裂缝为主,喉道呈席状、弯曲片状,孔隙直径范围10~1000nm,主体为300~900nm;页岩气储层纳米级孔隙以有机质内孔、颗粒内孔及自生矿物晶间孔为主,孔隙直径范围5~300nm,主体为80~200nm。纳米级孔是致密储层连通性储集空间的主体。纳米级孔隙系统的发现,改变了微米级孔隙是油气储层唯一微观孔隙的传统认识,为认识常规油气局部富集,非常规油气连续聚集的地质特征、研究连续型油气聚集机理、增加资源潜力具有重要的科学意义。     

致密砂岩储层与常规砂岩储层成藏动力学特征的差异性:以松辽盆地北部三肇地区扶余油层砂岩储层为例

为了研究三肇地区扶余油层砂岩储层特征,采用三维CT扫描技术和恒速压汞技术,对储层微观孔喉结构特征进行表征。结果表明,常规砂岩储层的孔喉大量发育,连通性好,为微米级孔喉。致密砂岩储层孔喉非均质性强,孤立零散分布,连通性差,以纳米级孔喉为主。微观孔喉特征的差异决定了油气充注、运移、聚集及渗流机理等成藏动力学特征具有差异性。通过对该区扶余油层砂岩储层的高压压汞实验、浮力与毛细管阻力公式计算及岩芯流动实验进行分析,认为油气在常规砂岩储层中初次运移动力是超压,二次运移及聚集的主要动力是浮力,油气以侧向运移为主,断层和砂体的匹配是主要的运移通道,流体流动状态呈达西渗流规律;油气在致密砂岩储层中运移动力为超压,油气以垂向运移为主,流体呈低速非达西渗流现象,以活塞-推挤的方式聚集。由于常规和致密油藏成藏动力学特征的差异,决定了油藏地质特征及分布的差异。三肇地区常规油藏主要是远距离、构造高部位聚集,上油下水规律明显,受构造控制;致密油藏主要是近距离、源下聚集,"甜点区"富集,圈闭边界不明显。     

特低渗砂岩储层储集特征及其孔隙结构类型划分——以姬塬油田长6油层组砂岩储层为例

应用常规物性、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、核磁共振等实验,着重分析姬塬地区长6油层组微观孔隙结构类型划分及其对可动流体饱和度的影响。研究表明:该区的储集空间主要为原生粒间孔、其次为长石溶孔;根据毛管压力曲线形态以及相应的参数,将储层孔隙结构分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,四类孔隙结构对应储集空间不同,其储集性能和渗流能力依次变差;核磁共振测得T_2谱图形态与其所对应孔喉半径进汞饱和度分布形态相似,T_2值大小与孔喉半径大小呈正相关性,孔喉半径是影响可动流体分布的主要因子,渗透率与可动流体饱和度呈较好的正相关性,是表征孔隙结构渗流能力的直观参数。     

油气聚集微观定量模型

不管是油气的运移还是聚集过程都是在储层孔隙中进行的,因此,储层孔隙结构特征直接影响了油气的聚集过程和油气藏的形成分布特征。从孔隙结构出发,研究油气聚集的微观定量过程,划分油气聚集的三个定量阶段,建立了不同非均质组合单一圈闭和系列圈闭的油气聚集分布模型,对传统石油地质学进行了补充和完善,也在定量地质学研究方面进行了成功的尝试。     

致密砂岩气藏可动流体赋存特征的微观地质因素: 以苏里格气田东部盒8段储层为例

以苏里格气田东部盒8段典型的致密砂岩气藏为例,运用核磁共振、恒速压汞、铸体薄片、物性、X-衍射等实验资料,探讨了影响可动流体赋存差异的微观地质 因素。结果表明,盒8段储层可动流体饱和度低,T₂谱分布均为左高峰右低峰的双峰态;黏土矿物的充填与孔隙类型是孔隙结构复杂的重要因素,孔隙结构是影响可动流体赋存特征的关键;面孔率、喉道 半径、孔喉半径比是影响可动流体饱和度的主要因素,有效孔隙体积、分选系数对可动流体饱和度影响明显,储层物性、黏土矿物、有效喉道体积、孔隙半径对可动流体饱和度影响较弱。     

页岩油层系储集层微观孔隙非均质性及控制因素——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

吉木萨尔芦草沟组页岩油层系岩性复杂,揭示不同类型储集层微观孔隙特征及非均质性控制因素,有利于指导该区页岩油甜点评价及优选。本文优选芦草沟组30块页岩油储集层样品,采用场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等实验手段,刻画页岩油储集层微观孔隙结构,探讨混积型页岩油孔隙非均质性的控制因素。结果表明,芦草沟组发育7类孔隙和3类孔喉组合;随渗透率降低,粒间孔、粒间溶蚀孔等大孔减小,粒内溶蚀孔和晶间孔增加,"大孔-细喉"组合过渡为"短导管"和"树形网络"组合,孔径及可动饱和度均降低。页岩油孔喉非均质性主要受控于粒度和方解石、黏土胶结,前者决定较大孔(>1μm)能否发育,后者进一步缩小孔隙或孔喉,增加非均质性;在两者联合控制下,孔隙度与孔喉参数的相关性较差。     

塔里木盆地巴麦地区泥盆系储层非均质性及其主控因素

塔里木盆地的巴楚-麦盖提地区是已知的油气富聚区,先后在多口钻井的泥盆系储层中见油气显示.但由于有利储层的形成条件及分布规律不清,阻碍了该区进一步的勘探开发工作.通过对区内8口井的钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片观察,结合压汞分析及物性测试等资料,研究了该区泥盆系储层的孔隙特征及非均质性.结果表明：储层砂体孔隙类型以溶蚀粒间孔为主,其次为原生粒间孔;孔隙总体上表现为中小孔微细喉,分选差的结构特点.另外,砂岩密度及渗透率变异系数等定量参数表明研究区泥盆系储层层间及层内均具有强非均质性.其非均质程度主要受控于砂体成因类型、成岩作用,早期油气的充注仅对部分区域的物性具有间接的控制作用.     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段页岩油储层自发渗吸特征及影响因素

自发渗吸存在于页岩油藏体积压裂和注水开发等多个关键阶段,是影响页岩油产能的重要因素之一,厘清渗吸特征及影响因素对提高页岩油采收率有重要意义. 对鄂尔多斯盆地长7段不同源储配置关系的页岩油储层岩心开展自发渗吸实验,结合核磁共振技术监测流体运移过程,分析储层物性及孔隙结构对页岩油储层自发渗吸的影响机制,明确源储配置关系对渗吸的控制作用. 长7段页岩油储层中储夹源型渗吸体积分数均值为33.84%,源储互层型为25.98%;储夹源型渗吸阶段斜率均值为0.359,源储互层型均值为0.302;渗吸过程中核磁共振横向弛豫时间小于10 ms的孔隙占比高;渗吸体积分数与润湿性、储层品质因子及孔喉比相关性较好. 长7段页岩油储层储夹源型配置关系渗吸能力优于源储互层型;储层渗吸能力主要由润湿性、储层品质因子及孔喉比控制.