基于低温氮气吸附和高压压汞表征潜江凹陷盐间页岩油储层孔隙结构特征

为了更全面地表征潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙结构特征,系统选取了距物源不同距离的A井和B井多块页岩样品进行了分析测试,通过场发射扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞实验综合分析了页岩孔隙结构特征;通过对比抽提前后场发射扫描电镜图像、低温氮气吸附和高压压汞实验数据,进一步研究了页岩中滞留烃的赋存空间特征;通过对典型页岩样品的二次压汞实验,探讨了页岩中连通孔隙的孔径分布特征。结果显示:潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙大小为纳米-微米级,孔径2～180 nm的黏土矿物层间孔和白云石晶间孔是该区发育最主要的两种孔隙类型;A井页岩中的滞留烃主要赋存在孔径2～20 nm的黏土矿物层间孔中,滞留烃含量较低,连通孔径主要集中在3～15 nm范围内,B井页岩中的滞留烃赋存在孔径8～100 nm的白云石晶间孔中,滞留烃含量多,连通孔径主要分布在10～130 nm范围内;白云石和黏土矿物的存在都有利于页岩储层储集空间的发育,但远离物源的生物成因的白云石更有利于滞留烃的赋存和可动性。研究成果可以为潜江凹陷页岩油的勘探和开发提供一定的理论支撑。     

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层岩相划分与类型评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油藏是继吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏之后的又一重大发现,风城组沉积期玛湖凹陷具有近陆源供给、火山活动频发、气候干旱炎热的特点,为独具特色的盐碱化湖泊沉积环境创造了条件,也是风城组岩性复杂多变的重要原因。火山岩、内源岩、陆源碎屑岩以及多源混积岩纵向频繁叠置,形成米级到厘米级页岩油储层。结合岩性变化特征,以构造样式作为突破口,厘米级尺度岩心观察为基础,高频沉积构造分析为辅助,利用亚离子抛光电镜、能谱测试、荧光分析等多种技术手段对准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层进行岩性岩相分析,认为玛湖凹陷风城组页岩油储层可划分为4大类（砂砾岩类、火山岩类、混积岩类与内源岩类）、8小类储层。4大类储层储集性能逐渐减弱,其中混积岩类储层因其构造与成分差异可进一步划分为混积页岩、纹层–似纹层状混积泥岩、树根状–网状混积泥岩、雪花–星点状混积泥岩;页理发育情况、云质含量以及其产出样式成为混积岩类储层储集物性差异的重要控制因素。     

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。     

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.     

潜江凹陷王场背斜潜四下段盐韵律层页岩储层孔隙结构特征

为了解潜江凹陷王场背斜潜四下段14号韵律层页岩储层孔隙结构特征及探讨岩石物性优越性的受控因素,开展了X射线粉晶全岩、岩石物性、高压压汞、氮气吸附、微米CT扫描及聚集离子束扫描等分析.研究显示:储层主要由白云石（平均40.5%）、方解石（平均10.4%）;长石（平均16.5%）、黏土矿物（平均11.2%）、硬石膏（平均10.8%）及石英（5.9%）构成;岩石为"高-中孔（平均17.6%）,特低渗（平均0.043 6 mD）"储层类型;各岩性（除泥质灰岩）中大孔率高（平均79.7%）的特点促成了孔隙性的优良,白云石及方解石含量与大介孔率的相关性指示白云石化与大孔形成密切相关;白云石化协同方解石沉积带来的细小孔喉奠定了渗透性差的基础,硬石膏含量与几何迂曲度的正相关性指示硬石膏化对孔喉空间复杂度的加强及对渗透性的恶化,配位数少（主峰3个）及退汞效率低（平均40%）反映的连通性较差对渗透性亦有一定的影响.      

江汉盆地潜江凹陷东南部储层特征研究

研究了江汉盆地潜江凹陷东南部地区构造演化、沉积体系类型及其沉积相模式、沉积体系展布及其控制因素,分析认为潜江凹陷东南部地区新沟嘴组下段主要发育三角洲-咸水湖泊沉积体系,新沟嘴组下段沉积之前发育的深大断裂、继承性古隆起对新沟嘴组下段沉积相展布具有明显的控制作用。沉积微相包括水下分流河道、河口沙坝、席状砂、滨浅湖滩沙、沙坝等多种微相。物源供给和砂体展布都有两支,分别是汉水水系和汉川水系。由于对储层展布认识不清,致使油气的进一步勘探受到了制约。因此,开展沉积相控制下的储层展布特征研究,对该区油气勘探具有重要的意义。     

东营凹陷沙四上亚段陆相页岩岩相特征、成因及演化

我国陆相湖盆页岩具有较大的生烃潜力,但是对其研究起步较晚,目前存在诸多不足,尤其对富生烃页岩岩相特征及其沉积作用过程、成因演化等方面的研究工作均处于探索阶段.综合岩心、薄片、XRD矿物含量分析、主微量元素和测井等数据,在沉积学、元素地球化学以及-R（湖进-湖退）层序理论的指导下,详细研究了东营凹陷沙四上亚段页岩的岩相特征及其沉积过程、岩相发育与层序耦合关系以及古气候和湖泊的演化过程.结果表明,沙四上亚段页岩自下而上主要由硬石膏薄夹层页岩相、含粉砂富粘土质页岩相、块状灰质页岩相和纹层状灰质页岩相组成,分别沉积于盐湖环境、前三角洲环境、浅湖环境和深湖-半深湖环境.页岩岩相组合的垂向演化与体系域的纵向分布具有明显的耦合关系,揭示了古气候由干旱转为潮湿、湖盆由小型湖泊演化为大型湖泊,并推断古气候的变化和控盆正断层的活动是控制研究区古湖泊演化的两个重要因素.      

江汉盆地潜江凹陷潜三段盐韵律层页岩油富集机理

针对潜江组页岩油富集机理方面的研究较为欠缺.利用岩心图像、岩石热解、镜质体反射率、生物标志化合物、干酪根显微组分鉴定、岩石物性、测井及XPT压力试井等资料对韵律层的烃源岩品质、储集性能以及保存条件进行了综合分析.从王场背斜过渡至蚌湖向斜南斜坡,韵律层干酪根类型均以Ⅰ-Ⅱ₁型为主,镜质体反射率介于0.51%~0.80%.王场背斜韵律层内岩石与底部盐岩内的夹层白云质泥岩间的C₂₉甾烷成熟度指标存在明显差异,指示存在运移油.储集岩孔隙度介于7.8%~26.3%.韵律层顶底盐岩厚度大（> 6 m）且横向分布稳定,沉积-埋藏期并未发生严重破裂.在保存条件及储集能力优越的基础上,同层深部运移供烃是构造高部位韵律层中页岩油富集的重要因素,而原地生烃滞留则控制着构造低部位页岩油的富集.      

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组云质泥页岩储层成岩作用及其对储层发育的指示意义

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油资源潜力巨大,成岩作用对储层的发育至关重要。然而在成岩过程中受构造运动和深部流体作用等众多因素的综合影响,导致其储层成岩演化过程复杂,成岩作用阶段及其对储层物性的影响尚未明确,限制了页岩油资源的勘探开发。本研究针对玛湖凹陷风城组典型云质泥页岩储层,通过薄片鉴定、碳氧同位素、阴极发光、扫描电镜、矿物成分等分析测试,结果表明,风城组云质泥页岩储层为封闭咸水湖泊环境,沉积后经历了机械压实/压溶—溶蚀—多期次胶结—多类型交代综合交替的成岩过程。对储层孔隙度影响较大的成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用和胶结作用是储层物性变差的主要原因,溶蚀作用是改善储层物性的主要因素。研究明确了成岩作用对风城组云质泥页岩储层物性的影响,为风城组泥页岩储层的发育机制研究提供了理论支持,有利于提高页岩油勘探精度。     

潜江凹陷潜江组砂岩卤水矿床测井识别方法研究

江汉盆地潜江凹陷潜江组砂岩中蕴藏着丰富的卤水资源,卤水品质好,有多个矿种达到了综合利用工业品位,其中溴的品级系数高达6.1。利用测井资料有效识别砂岩卤水矿床是卤水勘探开发的基础。通过测井、试采、分析化验等资料研究深层卤水的岩性、物性、含卤性与测井之间的关系,确定有效卤水层解释标准,建立孔隙度、渗透率及卤水产能模型。     

潜江凹陷潜江组盐间细粒岩沉积特征及其对页岩含油性的控制

江汉盆地是我国典型的内陆盐湖盆地,位于其中部的潜江凹陷发育盐间细粒沉积,近期油气勘探取得突破。为研究其沉积特征及其对页岩含油性的控制,本文基于岩心和多种测试方法将盐间细粒沉积划分出8种岩相,分别是含灰泥质云岩、云质混合细粒岩、泥质混合细粒岩、灰质混合细粒岩、灰质泥岩/泥岩、云质泥岩、硫酸盐质混合细粒岩和云质/泥质钙芒硝岩。岩相组合有A和B两种:A类岩相组合为含灰泥质云岩、云质混合细粒岩和泥质混合细粒岩,夹少量灰质混合细粒岩、云质泥岩、硫酸盐质混合细粒岩和云质/泥质钙芒硝岩;B类岩相组合为云质泥岩、硫酸盐质混合细粒岩、云质/泥质钙芒硝岩,夹少量灰质泥岩/泥岩和泥质混合细粒岩。A类岩相组合富集碳酸盐质矿物且有机质含量高,岩心上表现为灰黑色泥质岩(泥质混合细粒岩和灰质混合细粒岩)与黄褐色云质岩(含灰泥质云岩和云质混合细粒岩)频繁更替,其中夹有白色硫酸盐质岩,呈透镜体状或层状产出,说明当时环境的盐度较低,镜下纹层大部分呈较为连续的微波状或水平状。其沉积特征反映了A类岩相组合的形成环境为还原性较好、盐度较低的深水区。B类岩相组合硫酸盐矿物含量和有机质含量较低,岩心上表现为白色高硫酸盐质岩夹有黑色泥质层或黄褐色云质层,镜下观察为呈菱形片状钙芒硝,常见穿插双晶,可见明显的粒序变化,云质含量高的薄片镜下为无纹层特征。其沉积特征反映了B类岩相组合形成环境为还原性较弱、盐度较高的较浅水域。本研究将V/(V+Ni)、(S₁+S₂)/TOC、Sr/Ba和Ga/C₃₁H指数等地化参数与岩相特征相结合,进一步佐证了上述观点,并且补充说明了A类岩相组合形成于气候湿润的环境,而B类岩相组合形成环境较为干旱,且将盐间沉积划分为B、A、B三个阶段,对其进行了沉积模式的研究。结果表明:第一、三阶段气候干旱且水深较浅,湖水析出大量盐类,主要发育B类岩相组合,且硫酸盐矿物的增加使硫酸盐还原菌氧化有机质,不利于有机质富集;第二阶段降雨增加,大量淡水注入致使水体淡化且深度变深,这时水体分层性较好,还原性较强,发育A类岩相组合,有机质的保存条件好。由此可见,矿物组分上为灰泥质或云质含量高且岩心具有水平层理、镜下纹层特征明显的岩相,以及湿润气候下的还原性较强、盐度适宜且水体分层性好的深水环境等沉积特征,有助于形成含油性较好的页岩。因此,低TOC含量的B类岩相组合不是油气富集的主要岩相,富集的硫酸盐矿物会稀释有机质浓度,岩相所处的高盐度环境也会减缓微生物活动;而高TOC含量的A类岩相组合为油气富集的主要岩相,频繁的降雨稀释水体盐度,为可以产生有机质的浮游微生物创造了良好的环境,且所含云质纹层矿物间孔隙发育,有利于烃类的存储,所以成为该区内的优质烃源岩,是油气勘探开发的有利岩相。     

江汉盆地潜江凹陷王场地区古近系潜江组沉积微相及其演变

潜江凹陷是一个中新生代断陷型盐湖盆地。其中蕴藏着丰富的石油、天然气和盐。在始新世晚期-渐新世早期潜江组沉积期,湖盆的构造活动和沉积充填作用极为活跃,形成了厚达4500 m的含盐岩系。通过对凹陷西北部王场地区王平1井、王云10-6井和王80-2井取心段共约151 m岩心的精细研究,在潜江组古盐湖韵律性含盐岩系中识别出17个典型的微相类型,并按成因与形成环境和岩类归纳为7个微相系列,对每个微相的特征与形成环境进行了分析。在潜江组淡化段中,沉积微相的纵向演变过程或组合类型复杂多变,总体上由潜四段至潜二段组成,湖盆的蒸发强度越来越大,水深越来越浅。最后,对潜江盐湖的形成条件和沉积环境演化进行了扼要分析。     

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。     

潜江凹陷盐湖相页岩矿物组成与稀土元素地球化学特征及地质意义

以王场背斜古近系潜江组三段4亚段第10韵律层(Eq_3~4-10韵律)和潜江组四段0亚段第5韵律层(Eq_4~(0中)-5韵律)钻井岩心为主要研究对象,通过全岩X射线衍射(XRD)和电感耦合等离子体质谱仪(ICP-MS)实验分析,对潜江凹陷不同韵律层的物源属性与沉积环境开展研究。研究表明,这两套韵律层的矿物组成特征、稀土元素含量及配分特征具有明显的差异:Eq_3~4-10韵律的硅酸盐矿物主要以黏土矿物和石英为主,Eq_4~(0中)-5韵律的硅酸盐矿物主要以斜长石、黏土矿物和石英为主;两者的稀土元素含量与硅酸盐矿物含量均呈正相关,Eq_3~4-10韵律的碎屑岩类稀土元素分馏程度大于碳酸盐岩类,而Eq_4~0中-5韵律的碎屑岩类稀土元素分馏程度与碳酸盐岩类相似,指示这两套地层的母源物质存在差异,或者Eq_3~4-10韵律沉积时期气候相对更为温暖湿润、风蚀作用更强;这两套地层的沉积水体均为还原环境,而Eq_3~4-10韵律沉积时期湖泊水体可能更深,更有利于有机质的堆积与保存,由此推断Eq_3~4-10韵律更具有勘探潜力。     

潜江凹陷北部潜江组油气分布不均一性及控制因素

通过对潜江凹陷北部潜江组已探明石油储量构成和分布特征的系统分析,总结出油气分布的不均一性及其控制因素。潜江凹陷北部潜江组不同层位、不同区带油气分布差异性明显,具有纵向分隔、横向分散等显著特征。油气的不均一性分布主要受控于3种地质因素:①膏盐韵律发育导致油气纵向分隔,膏盐岩极高的排驱压力有效地限制了流体的垂向运移,油气以侧向运移为主;②成熟烃源岩控制油气富集程度,油气纵向富集程度主要受成熟烃源岩层位的控制,蚌湖向斜带主力生烃灶控制了油气在平面上的富集;③输导条件控制油气的运移方式和纵横向分布范围,高渗砂体的侧向输导能力控制了断层不发育地区油气聚集的规模与平面分布范围,断层的垂向输导作用导致了主干断层发育地区油气在纵向上呈多层系分布。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层发育特征与成藏条件研究

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层岩性岩相复杂且相应物性特征不明,对研究区多口钻井岩芯样品的岩石学、孔隙特征与储集物性进行了综合研究.结果表明,芦草沟组是典型的混积岩地层,以泥级碎屑与云质混积岩为主,矿物以白云石、石英与斜长石为主.甜点位层属于浅湖-半深湖亚相湖泥微相与滩坝微相,以及少量前三角洲亚相地层,在垂向剖面频...     

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。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储层微纳米孔隙成因及含油特征

为深化吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储层孔隙及含油性认识,通过氩离子抛光、场发射扫描电镜、核磁共振、微纳米CT及激光共聚焦实验技术,对芦草沟组微纳米孔隙类型、成因及含油特征进行研究.结果表明,微纳米级孔隙按照成因分为无机矿物晶间孔和有机质生烃孔两大类.微纳米孔隙中重质组分附着于颗粒表面或充填于纳米级小孔中,轻质组分主要赋存于...     

渝东南下志留统龙马溪组页岩岩相特征及其对孔隙结构的控制

目前对优势页岩岩相的划分尚缺乏明确的标准.另外,合理连接不同孔隙测试方法的结果,实现页岩的全孔径孔隙结构定量化表征,成为现阶段亟待解决的关键问题.基于页岩的有机质丰度和矿物组分建立了岩相划分方案,查明了渝东南下志留统龙马溪组页岩发育硅质页岩、混合质页岩和粘土质页岩3类,根据有机质丰度将每类页岩细分为富、含和贫有机质等共计9种岩相,在此基础上开展了低压N₂吸附和高压压汞实验.研究区龙马溪组中富有机质页岩孔径呈现多峰分布特征,主要孔径峰值位于2~3nm、70~90nm和200~300nm,页岩的孔体积主要来源于中孔（2~0nm）和宏孔（>0nm）,比表面积主要来自中孔和微孔（ < 2nm）;对于孔体积贡献,微孔最高可占12%,中孔占3%,宏孔占2%.对于孔面积贡献,微孔最高占47%,中孔占7%,宏孔占11%.随着粘土矿物含量升高,在200~400nm范围内孔体积显著升高.中孔和宏孔贡献了超过90%的孔体积,微孔和中孔贡献了超过90%的比表面积.富有机质硅质页岩微孔比例高,对比表面积贡献高,孔体积和比表面积最大,有利于页岩气富集,是最有利的页岩岩相.