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。     

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。     

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。     

鄂尔多斯盆地长7段泥页岩系孔隙特征及其演化规律

鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩既是盆内优质烃源岩,又是有利的页岩气储层。页岩气储层孔隙特征和演化规律的研究,能够为分析页岩气储层储集性能、探讨页岩气赋存成藏过程和机理、预测页岩气"甜点区"提供指导。在总结国内外学者研究成果的基础上,采用氩离子抛光-场发射扫描电镜观察、高压压汞、气体吸附等分析测试方法,优化了前人对于页岩气储层孔隙的划分方案,将长7段泥页岩孔隙分为基质孔隙和裂缝孔隙两大类,进一步将基质孔隙分为粒间孔、粒内孔、晶间孔和有机质孔隙4个亚类;定性和定量地分析了研究区长7段泥页岩孔隙特征,孔隙形态复杂,以狭缝形和楔形为主,孔径分布范围宽泛(0.1~10 000nm),孔隙度为0.5%~6.6%,中孔(2~50nm)和宏孔(50nm)是孔隙度的主要贡献者;提出泥页岩岩相类型、成岩作用、生烃作用和构造作用是影响泥页岩孔隙发育及演化的4个主控因素,建立了鄂尔多斯盆地长7段泥页岩孔隙演化模式。     

滇东曲靖地区下寒武统筇竹寺组泥页岩储层特征研究

下寒武统筇竹寺组页岩是南方页岩气勘查开发重点关注的层位之一,但滇东地区下寒武统筇竹寺组黑色页岩储层研究程度较低。样品采自2014年新钻的曲页1井,对下寒武统筇竹寺组黑色泥页岩进行全岩和粘土矿物X衍射分析、TOC、岩石物性、比表面积等测试和扫描电镜实验,综合分析了滇东曲靖地区筇竹寺组泥页岩储层特征及孔隙类型。结果表明:滇东曲靖地区下寒武统筇竹寺组泥页岩矿物组成主要是石英(44.75%)、粘土矿物(25.47%)、长石(16.44%);发育粒间孔、粒内孔和有机孔3种类型孔隙;有机质孔隙发育,以中孔为主,具有一定的页岩气勘探开发潜力;页岩储层自上而下孔隙体积有逐渐变小的趋势,但在井深400 m~500 m发育高孔隙体积;泥页岩储集性能的重要指标——孔隙度主要受有机质含量及发育程度的制约。     

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。     

鄂尔多斯盆地南部延长组长7段富有机质泥页岩生烃条件及沉积模式分析

针对鄂尔多斯盆地南部延长组长7段富有机质泥页岩岩石学特征及生烃潜力认识不清的问题,通过对研究区泥页岩的岩石学、矿物组成、有机地球化学、孔隙类型及沉积模式精细研究,结果表明：研究区主要存在3种不同类型的泥页岩,分别是泥质碎屑流成因的块状泥岩、浊流成因的正粒序泥岩及沉积于静水环境中的纹层状泥岩.块状泥岩和正粒序泥岩含有较多的陆源碎屑矿物,纹层状泥岩碳酸盐矿物含量高,同时含有较高的有机碳及可溶烃和热解烃,它们的干酪根类型以Ⅱ型为主,含有少量Ⅰ型.泥页岩储集空间主要为粒间孔、粒内孔及微裂缝,有机质孔少见,纹层状泥岩孔隙类型多样,储集空间大.泥质碎屑流形成的块状泥岩沉积在湖盆坡脚处,浊流成因的正粒序泥岩及纹层状泥岩广泛沉积于湖盆中心,且厚度大.     

鄂尔多斯盆地南部延长组泥页岩孔隙特征及其控制因素

泥页岩孔隙特征是页岩气藏储集能力及可开采性评价的关键参数。以鄂尔多斯盆地南部铜川地区瑶科一井延长组泥页岩样品为研究对象,通过扫描电镜、低温氮气吸附等实验手段,对延长组各段泥页岩孔隙特征及影响孔隙发育的控制因素进行了研究。研究表明:鄂尔多斯盆地南部延长组泥页岩孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、黄铁矿晶间孔、溶蚀孔、微裂缝,其中黏土矿物粒间孔最发育,有机孔基本不发育。延长组不同段的纳米孔隙发育特征有明显的差异性,长9段微孔含量相对较高,BET比表面积较大,长8段中孔比例较高,孔隙形态都以管状孔和平行壁的狭缝状孔为主;长7段有最大的宏孔比例和最小的微孔比例,比表面积最小,孔隙含有相对较多的封闭型孔,还有一端或两端开口的楔V型孔;长6段孔隙比例、比表面积大小介于其他各段之间,以平行板状的狭缝型孔隙为主。黏土矿物含量、石英含量是控制孔隙发育的主要因素,而孔隙总体积、比表面积与TOC含量基本呈负相关关系,这主要是由于孔隙中的残留烃对孔隙的堵塞作用,抽提后可以发现样品孔隙总体积、比表面积都有所增加。     

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.     

西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩沉积岩相古地理与孔隙特征

海陆过渡相富有机质泥页岩是页岩气勘查开发的重要领域。本文以西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩为研究对象，对研究区内富有机质泥页岩的沉积岩相古地理特征、微观孔隙类型、孔隙结构特征进行研究。白果湾组富有机质泥页岩段沉积相主要为湖泊相、三角洲相、河流相。发育不同类型的微孔隙，孔隙主要以小孔为主，微孔次之，平均孔径分布在5.56~56.89nm之间，比表面积平均为9.44m²/g，总孔体积平均为0.0187cm³/g。页岩气主要形成于滨浅湖亚相及半深湖亚相中，并主要吸附于富有机质泥页岩的小孔、微孔内；西昌盆地白果湾组富有机质泥页岩储集空间较好，具有良好的勘探潜力。     

鄂尔多斯盆地南部长73页岩层系储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地长7₃亚段的页岩层系有机质含量、矿物含量变化大,发育凝灰岩夹层,具有较强的非均质性,不同岩相的孔隙结构差异及主控因素尚不明确。综合多种分析技术手段,对鄂尔多斯盆地南部长7₃页岩层系的岩相进行系统划分,对比不同岩相的孔隙结构及物性差异,探讨其有效孔隙网络及主控因素。根据粒度、TOC和矿物成分将长7₃细粒岩分为8种岩相类型,其中高有机质硅质页岩、凝灰岩及高有机质黏土质页岩三种岩相所占比例较高。长7₃页岩中有机质丰度高(平均20.04%),类型以Ⅰ型为主,处于低熟到成熟阶段。储集空间根据产状可分为基质孔隙(粒间孔、粒内孔、晶间孔、特大溶蚀孔)、有机质相关孔隙(有机质孔、有机质边缘孔隙)、裂缝(构造缝、成岩缝、晶面裂缝、粒边缝)。各岩相等温吸附曲线特征以IV型为主,迟滞回线以H₃型为主。宏孔是储集游离油的有效孔隙,储集性能受岩相、有机质含量及矿物组成控制。凝灰岩孔隙度、渗透率及宏孔比孔容最高,其次为高有机质硅质页岩和高有机质黏土质页岩,而低有机质页岩宏孔比孔容最小,介孔比孔容大。页岩中有机质、黄铁矿含量与宏孔比孔容呈正相关,凝灰岩中石英含量与宏孔比孔容也呈正相关。研究成果可为长7₃亚段页岩油甜点评价及预测提供地质依据。     

焦石坝地区页岩孔隙连通性及有效性评价

页岩孔隙连通性直接影响油气分子在储层内的运移,从而控制页岩气产出的难易程度,是评价页岩气勘探开发潜力的重要参数之一。以焦石坝地区两口关键井（JYA井和JYB井）五峰组—龙马溪组主力层段页岩为例,开展柱塞样的氦气孔隙度与饱和盐水后的核磁共振孔隙度实验,确定页岩储层孔隙连通性特征,探讨孔隙连通性对页岩气开发的影响。研究结果显示:1）氦气膨胀法主要识别页岩储层中的连通孔隙,而核磁共振法可有效反映样品整体的孔隙空间,两者的比值可量化表征页岩孔隙连通性;2）JYA井氦气孔隙度和核磁孔隙度差异较小,具有强烈的正相关关系,页岩样品整体以连通孔隙为主,连通孔隙占比为69.13%~94.94%,平均为85.12%;3）JYB井页岩孔隙连通性相对较差,连通孔隙占比为36.15%~81.71%,均值为58.19%,仅依靠连通孔隙无法充分反映页岩样品的真实孔隙度,导致氦气孔隙度和核磁孔隙度无明显线性关系。纳米CT三维成像技术模拟的孔隙连通性特征及研究样品的脉冲渗透率差异证实了研究结果的有效性。     

基于聚焦离子束-扫描电镜方法研究页岩有机孔三维结构

页岩中纳米级有机孔的大小直接影响页岩气含气量,其连通性亦对气体运移和开采至关重要。本文选择漆辽地区龙马溪组富有机质页岩,利用聚焦离子束-扫描电镜(FIB-SEM)在纳米尺度上(10 nm)进行有机孔结构的三维重构。研究结果表明:(1)FIB-SEM方法适用于微米级页岩的纳米(3 nm)孔隙结构特征研究。(2)蜂窝状有机孔发育均匀,孔径集中于10~200 nm,连通性较差;界面有机孔孔径集中于200~300 nm,局部连通性较好。(3)页岩总孔隙度与有机质含量成正比。研究认为,对于以有机孔为重要储集空间的页岩,有机质分布越集中,连续性越好,研究孔隙度的表征单元体尺度越小。     

松辽盆地长岭断陷沙河子组页岩有机显微组分孔隙演化规律研究

有机质孔隙是页岩储集空间的重要组成部分,具有强烈的非均质性,阻碍对页岩储层质量的正确认识和评价,其本质是受有机显微组分类型及其在生烃过程中孔隙演化的影响。本文采用场发射扫描电镜和荧光显微镜定位观察手段实现特定显微组分孔隙发育特征的表征,结合Image J图像处理技术,对不同演化阶段的显微组分进行定量化统计,总结不同有机显微组分的孔隙演化规律。研究结果表明:固体沥青孔隙度随着成熟度的升高呈现先增加后减小的趋势,在固体沥青反射率SBR_O介于1.6%～2.0%时,固体沥青孔隙最为发育,而以SBR_O=2.0%为界,固体沥青孔隙度开始减小。镜质体和惰质体的孔隙发育规律相似,随着成熟度增加,总体表现出先减小而后微弱增加的趋势。在生油窗阶段,镜质体和惰质体孔隙度最小,无机矿物和固体沥青的充填使胞腔孔隙损失达90%以上,而进入高成熟阶段,固体沥青孔隙的发育使原始胞腔孔隙得到一定程度的恢复,成为镜质体和惰质体残余孔隙的主要贡献者,贡献率达56.73%和100%,可见固体沥青孔隙对页岩储层储集空间的重要性。综合沉积成岩作用和生烃作用,页岩储层在未成熟阶段和高成熟阶段晚期孔隙最为发育,前者有机质以原始胞腔孔隙为主,后者以固体量孔隙为主。明确有机显微组分孔隙演化规律为页岩有利储层预测和页岩气生产开发储层改造提供参考。     

渝东南彭水地区彭页1井龙马溪组储层特征及含气性研究

渝东南地区是我国页岩气勘探开发的重点地区.以彭水地区彭页1井龙马溪组泥页岩为研究对象，结合钻井资料、全岩分析、薄片观察、扫描电镜、核磁共振与氮气吸附等实验，对页岩岩矿特征、有机地球化学、储层特征与含气性进行系统分析.研究表明：彭页1井龙马溪组泥页岩厚度约80 m，脆性矿物含量高，以石英为主，约占48%，其次为长石与碳酸盐矿物；黏土矿物占29%，以伊利石为主，占黏土矿物总量的65%，与美国Barnett页岩矿物成分及含量相近，有利于后期压裂.该井区页岩有机质类型为II₂型，TOC为1%～3%，平均1.84%，成熟度2.5%～4.4%.储集空间多为纳米级—微米级孔隙，有机质孔和粒间孔为主，可见粒内溶蚀孔、微裂隙、黏土矿物层间孔和少量晶间孔，平均孔隙度2.43%，孔径以微小孔为主，介于2～80 nm，渗透率主要集中在0.005～0.01 mD，含气性中等—偏低，解析气量平均1.15 m³/t，饱和吸附量（V_L）平均2.56 m³/t，均低于Barnett页岩和焦页1井的含气量，有机质丰度、储层孔隙度是该区页岩含气量的主控因素，其次还受脆性矿物和黏土矿物含量影响.     

鄂尔多斯盆地西部长6砂岩致密化过程分析

通过储层物性、铸体薄片和带能谱仪的扫描电镜,对鄂尔多斯盆地西部长6砂岩的致密化过程进行定量研究。研究表明,鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩的原始沉积物孔隙度为39.3%,渗透率为22400×10-3 μm2,其致密化过程分为2个阶段;早成岩阶段的压实作用和方解石及绿泥石膜胶结作用,导致砂岩的孔隙度和渗透率急剧下降到8.0%和0.17×10-3 μm2,砂岩转化为超低渗透储层;中成岩阶段A期的油气充注成藏过程中,油气携带有机酸性流体进入超低渗透储层,长石与有机酸性流体发生反应,产生长石溶蚀孔隙,使孔隙度和渗透率提高到11.6%和0.61×10-3 μm2;鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩致密与成藏的配置关系为"先致密后成藏,边成藏边扩容增渗"。      

含浊沸石砂岩储层孔隙演化特征及其对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长101储层为例

鄂尔多斯盆地延长组储层中具有分布极不规律、成因复杂的浊沸石胶结物,其成岩演化特征对储层孔隙的演化有一定影响。为了解盆地含浊沸石砂岩储层的孔隙演化特征,以鄂尔多斯盆地东南部长10₁储层为研究对象,运用铸体薄片、图像粒度分析、扫描电镜手段、X-衍射、包裹体测温等手段,分析了研究区长10₁储层的岩石矿物特征、成岩作用类型,结合埋藏史、热史、生烃史,明确了各成岩事件的形成序列,定性描述、定量分析了各成岩作用下孔隙度的演化模式,并重点刻画了浊沸石在该储层成岩演化中的角色及作用。研究表明：研究区长10₁储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和长石溶孔、浊沸石溶孔等次生溶蚀孔为主。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,综合判断储层处于中成岩A期。经孔隙定量演化的计算,长10₁储层压实作用、胶结作用是储层致密化的原因,溶蚀作用可有效改善储层物性。储层中浊沸石的差异性成岩演化对储层物性产生了不同影响：早成岩B期呈嵌晶状充填于粒间孔中的浊沸石降低孔隙度的贡献率达27.1%,中成岩A期后随着大量生烃,浊沸石产生的次生孔隙对于孔隙度的增加贡献率为44.1%,总体看浊沸石对长10₁储层起到了改善储层储集性能作用。     

鄂尔多斯盆地中部上古生界山西组页岩储层特征

鄂尔多斯盆地山西组发育一套厚度大且有勘探潜力的陆海陆过渡相页岩。应用岩芯观察、X衍射、扫描电镜和显微镜观察以及高压压汞等方法,对该盆地中部山西组页岩的岩石学、矿物学、页岩储集空间、孔隙结构和物性特征进行分析研究。结果表明:研究区山西组页岩以黑色泥岩、黑色页岩夹纹层或薄层状深色粉砂岩为主,页岩主要由黏土矿物和石英两类矿物组成,二者平均含量分别为59.6%和36.9%。页岩宏观和微观裂隙发育,显微镜下统计的显微裂缝平均面密度达到116.6/m。除了发育与矿物和成岩作用有关的矿物孔隙外,页岩中有机显微组分发育较多的有机质孔。页岩孔隙度平均为0.77%,渗透率平均为0.06×10-3 μm2。山西组页岩总有机碳（TOC）、镜质体反射率（R_o,%）和黏土矿物含量是影响页岩孔隙度的主要因素,具有正相关性,而石英含量与页岩孔隙度呈一定的负相关关系。山西组页岩中裂缝的普遍发育提高了页岩的渗透率,有利于页岩气聚集成藏。综合分析表明山西组页岩气储层地质条件一般,开发难度较大,但在裂缝发育、物性较好的层位和地区仍具有较好的页岩气资源前景。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长8段沉积储层特征

通过野外露头、钻井岩心、铸体薄片、常规薄片、核磁共振、X-衍射和扫描电镜等方法,对旬邑地区长8段沉积及储层特征进行详细研究。结果表明:目的层长8段主要发育三角洲前缘亚相沉积,发育3支水下分流河道。砂岩岩性以灰绿色、灰白色细、粉-细为主的岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩,储集空间主要为溶蚀孔,残余粒间孔次之;孔隙类型多为组合,以发育粒间孔—微孔为主,发育Ⅱ类、Ⅲ类孔隙结构,孔隙度平均为8.04%,渗透率0.42×10^-3μm²属于特低孔、超低渗油藏。长8储层I/S比为15%~20%,处于晚成岩A期;压实—压溶作用使得原始孔隙度减少52.3%,而胶结作用孔隙损失36%,建设性溶蚀作用增加面孔率1.67%。     

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。