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。     

川南地区筇竹寺组页岩微观孔隙结构特征及其影响因素

页岩微观孔隙结构是影响页岩气储层储集能力的重要因素。为评价川南地区下寒武统筇竹寺组页岩性质,基于井下 岩心样品、钻井资料,运用普通扫描电镜和氩离子抛光-场发射扫描电镜观测、Image J2x软件分析、低温CO2和N2 吸附、 高压压汞实验方法,对川南地区筇竹寺组页岩气微观孔隙成因类型、孔隙结构特征及其影响因素进行了研究。研究结果表 明,川南地区下寒武统筇竹寺组页岩孔隙度为0.25%~5.80%,平均为2.49%;发育多种成因类型微观孔隙,以粒间孔为 主,粒内孔、有机质孔和微裂缝次之,页岩微观孔隙总面孔率为3.58%~5.92%;川南地区筇竹寺组页岩总孔容为（2.86~ 12.55）×10-3 mL/g,总比表面积为2.727~21.992 m2/g,孔径主要分布于0.30~1.00 nm、2.5~4.7 nm和55~70 nm这三个区间,微 孔（<2 nm）和介孔（2~50 nm）是筇竹寺组页岩气储集空间的主体,孔隙结构形态主要为圆孔、楔形孔、平板狭缝型孔和混合 型孔结构。页岩孔隙度及总比表面积与TOC、脆性矿物含量呈正相关关系,页岩微孔孔容及比表面积与TOC呈正相关关 系,页岩孔隙度、总孔容及总比表面积与R0、粘土矿物含量呈负相关关系。     

鄂尔多斯盆地延长探区延长组页岩气储层孔隙结构特征

为了评价陆相页岩气储层的储集空间和储气能力,以鄂尔多斯盆地延长探区上三叠统延长组长7段、长9段页岩为研究对象,运用电子扫描显微镜、高压压汞、低温CO2和N2气体吸附等实验方法,对陆相页岩气储层孔隙类型特征、孔隙结构及其影响因素进行研究。结果表明：(1)延长探区上三叠统延长组陆相页岩发育多种类型微观孔隙,以粒间孔和粒内孔为主,少量晶间孔和溶蚀孔,有机质孔发育较少,为陆相页岩气赋存提供了储集空间;(2)延长组页岩中介孔(2～50 nm)贡献了其主要的孔容和比表面积,占总孔容的7437%,占总比表面积的6440%,且长9段页岩的总孔容和总比表面积均大于长7段页岩;(3)延长组页岩孔隙结构以狭缝型孔和板状孔为主,孔径主要分布在04～09 nm、3～25 nm和5～200 μm区间段内,延长组页岩平均孔径为853 nm,且长7段页岩平均孔径大于长9段页岩;(4)页岩有机碳含量、有机质成熟度及矿物成分含量共同影响着延长组页岩孔隙的发育,其中矿物成分含量是以介孔孔隙为主的延长组页岩孔隙发育的主控因素,有机碳含量及成熟度的增加主要对页岩中微孔孔隙的发育起到积极作用。     

基于统计学方法的页岩孔容预测

页岩气储集空间与储层矿物特征关系密切,以四川盆地东缘龙马溪组页岩为研究对象,利用矿物组成、微量元素、地球化学等测试结果,结合低温氮气吸附法和高分辨率成像技术,采用多元统计分析方法,建立了页岩孔容预测方程,并分析孔隙分布特征和影响因素。结果表明,龙马溪组中部和底部页岩组分含量差异较大,生物成因的自生石英发育是龙马溪组底部石英含量高的主要原因;页岩纳米级孔隙以2~5 nm为主,对孔容贡献率介于64.2%~70.1%;建立的页岩组分含量与孔容的预测模型高度显著。脆性矿物孔、黏土矿物片间孔及其粒内孔是富黏土矿物页岩的主要孔隙类型,孔隙呈微缝状,小于2 nm孔隙不发育;有机质含量是富有机质页岩孔容大小的主控因素,有机质孔的面孔率介于8.8%~12.5%;有机质含量及成熟度是小于2 nm微孔发育的主控因素,大于50 nm孔隙的发育则受控于黏土矿物、石英及长石含量。      

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。     

皖南地区古生界页岩孔隙特征及影响因素

为了评估下扬子皖南地区古生界页岩气储层性质,应用扫描电子显微镜、高压压汞法、N₂和CO₂气体吸附法,对皖南地区古生界页岩孔隙特征和孔隙结构进行研究,并探讨页岩孔隙发育的主要影响因素。结果表明,皖南地区古生界页岩孔隙度和渗透率低,页岩样品中常见粒间孔、凝絮孔、溶蚀孔、基质晶间孔和有机质孔,并且发育微米-纳米级孔隙。古生界页岩孔隙中50%以上为微孔和介孔;孔隙结构主要为圆柱孔、狭缝型孔和混合型孔,平均孔径范围为4.17~12.06 nm。页岩孔容和比表面积随着有机碳(TOC)含量的增大而增大;页岩孔隙度随着有机质成熟度(R_o)的增大而减小;页岩孔容随着黏土矿物含量的增加而增大,随着脆性矿物含量的增加而减小。     

川东南地区五峰-龙马溪组深层超压富有机质页岩孔隙结构分形特征及其地质意义

为明确川东南地区五峰-龙马溪组深层超压富有机质页岩的微观孔隙结构及其分形特征,以丁山-东溪地区五峰-龙马溪组深层超压富有机质页岩为研究对象,在查明页岩岩矿学和地球化学特征基础上,综合运用高分辨率扫描电镜、低温气体(CO₂、N₂)吸附以及高压压汞等研究手段,定量表征五峰-龙马溪组深层超压不同岩相富有机质页岩的微观孔隙结构特征.基于分形理论,利用低温CO₂、N₂吸附实验、高压压汞手段获得页岩不同尺度孔隙的分形维数,揭示页岩孔隙结构特征、矿物组成、TOC含量和分形维数的关系及其地质意义.研究表明,川东南丁山-东溪地区五峰-龙马溪组页岩样品普遍发育有机孔、无机孔(粒间孔和粒内孔)以及微裂缝;孔隙形态主要为楔形、狭缝型以及平行板状等;孔径分布呈多峰型,中孔为总孔隙体积的主要贡献者(约占59%),微孔为总孔隙体积的次要贡献者(约占35%),大孔对总孔隙体积的贡献较小.受矿物类型和含量、TOC含量和成岩作用等因素的共同影响,不同岩相页岩孔隙演化存在差异,最终造成现今储层的强非均质性和复杂的孔隙结构特征.研究区五峰...     

沁水盆地阳泉区块太原组煤系页岩孔隙结构特征

页岩孔隙结构是影响页岩气赋存与储集的基本因素之一。为研究高演化海陆过渡相煤系页岩的孔隙结构和评价页岩气储集能力,主要运用扫描电子显微镜、高压压汞、低温N₂和CO₂气体吸附实验方法,对沁水盆地阳泉区块太原组海陆过渡相煤系页岩孔隙微观特征与孔隙结构进行了研究,并分析了太原组煤系页岩孔隙发育的影响因素。研究结果表明:沁水盆地阳泉区块太原组海陆过渡相煤系页岩孔隙度介于2.54%~12.03%之间,平均为6.61%;发育多种类型的孔隙,常见粒间孔、粒内孔和微裂缝,有机质孔不发育;太原组煤系页岩孔隙总孔容介于0.025 5~0.054 7 mL/g之间(平均0.040 1 mL/g),总比表面积介于12.34~43.38 m²/g之间(平均28.74 m²/g),微孔(<2 nm)和介孔(2~50 nm)是页岩气储集的主要载体;有机碳含量、成熟度R_o和黏土矿物含量均对煤系页岩孔隙发育产生积极影响。     

湖北来凤LD-1井龙马溪组页岩孔隙结构特征分析

在分析湖北来凤地区海相龙马溪组页岩地球化学特征和岩石矿物学特征的基础上,通过高压压汞-低温N_2吸附-脱附联合实验对页岩孔隙结构进行了分析。湖北来凤地区龙马溪组页岩TOC(总有机碳含量)为0.41%～2.35%,R_o(镜质体反射率)在3.09%～3.42%之间,处于过成熟阶段,矿物组成以石英(29.9%～49.3%)和黏土矿物(17.8%～49.6%)为主,孔隙类型以无机粒间孔、无机粒内孔、微裂缝和有机质孔为主。高压压汞及低温N_2吸附-脱附联合实验表明页岩孔隙主要以微孔和介孔为主,孔喉细小且结构复杂,孔隙形态以细颈广体墨水瓶孔为主。利用FHH模型研究了其孔隙分形维数,得到其低相对压力条件下(P/P_0≤0.5)分形维数D_1(2.73～2.76,平均值为2.74),高相对压力条件下(P/P_00.5)D_2(2.80～2.89,平均值为2.85),通过建立分形维数与孔隙结构其他参数之间的关系认为:分形维数能够较为全面表征孔隙大小、孔隙复杂程度及孔隙吸附储气性能,可以作为有效的孔隙结构表征参数。分形维数研究揭示研究区龙马溪组页岩具有较高的吸附储气能力但孔隙结构复杂、连通性差,开采时对储层改造措施要求较高。进一步研究显示:分形维数与有机质丰度、黏土矿物含量、黄铁矿含量呈正相关关系,与石英含量呈负相关关系,由于研究区龙马溪组页岩有机质均处在过成熟阶段,吸附能力降低,有机质丰度对页岩吸附能力的控制作用不明显。     

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。     

Electron paramagnetic resonance studies of oil shale,shale oil,and spent shale

Electron paramagnetic resonance (EPR) reveals the presence of free radicals in raw shale, shale oil, and spent shale. Thirty-four samples of raw shale, and the spent shale and shale oil produced in the Fischer assay of these raw shale samples were studied. There is a significant correlation between the gallons per ton oil yield as estimated by Fischer assay and the spin density in the raw oil shale. However, the scatter in the data (due to uncertainties in sample preparation, Fischer assay results, and estimation of spins per gram of sample) limits the analytical utility of this finding. Sample preparation techniques affect the EPR signal.     

临兴地区海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征

为揭示鄂尔多斯盆地东缘上古生界海陆过渡相页岩及页岩气地球化学特征,选取临兴地区页岩样,开展薄片鉴定、全岩和黏土含量、扫描电镜、有机碳、岩石热解、干酪根显微组分和干酪根碳同位素测试,分析页岩解吸气的气体组分和碳同位素组成。结果表明:临兴地区过渡相页岩矿物组分主要是石英和黏土矿物,含少量方解石、斜长石、钾长石、白云石和黄铁矿等。受矿物成因、沉积环境等多方面的影响,不同矿物组分与有机质赋存方式各异。石英与有机质存在2种赋存方式,黏土矿物存在3种赋存方式,黄铁矿存在4种赋存方式。有机质类型为Ⅱ₂–Ⅲ型,有机碳含量平均值大于2.0%,干酪根碳同位素介于–24.5‰~–23.2‰。镜质体反射率介于0.92%~1.30%,t_max值介于427~494℃,有机质热演化达到成熟阶段。页岩气中烃类气以甲烷为主,含有少量乙烷、丙烷,总体属于干气。甲烷碳同位素均值为–40.0‰,介于海相页岩气和陆相页岩气甲烷碳同位素之间;乙烷碳同位素值介于–26.8‰~–22.56‰,均大于–29‰,整体呈现出δ13C₁＜δ13C₂＜δ13C₃正碳序列。研究认为,该区页岩具备大量生成页岩气的潜力,页岩气主要来源于上古生界偏腐殖型页岩,属于由干酪根裂解而生成的有机热成因煤成气。      

黔西北海相、海陆过渡相页岩孔隙分形特征对比研究

本文以黔西北地区海相页岩层系牛蹄塘组、龙马溪组及海陆过渡相页岩层系龙潭组为研究对象,在孔隙特征分析和低温氮气吸附-脱附实验的基础上,对比研究深海陆棚相、浅海陆棚相以及潮坪-泻湖相泥页岩的孔隙分形维数特征,结果显示：深海陆棚相泥页岩D1适中,D2较大;浅水陆棚相D1偏小,D2适中;潮坪-泻湖相D1、D2均较大。通过将分形维数D1、D2与主要地质参数进行相关关系研究认为：D1能够较好的区别各种沉积相孔隙结构的整体特征,能够表征泥页岩的均值性、孔隙体积、吸附能力等宏观特征,D2则能够较好表征泥页岩结构复杂程度等微观特征。综合研究成果认为：浅海陆棚相泥页岩岩石均质性较好,吸附能力一般,微孔不很发育,不利于页岩气富集,资源潜力较小;潮坪-泻湖相泥页岩岩石非均质性强,吸附能力强,微孔发育,有利于游离态、吸附态页岩气富集,孔隙结构复杂,但开采难度最大;深海陆棚相泥页岩均质性较好,吸附能力适中,微孔发育,有利于游离态页岩气富集,但孔隙结构复杂,开采难度偏大。深海陆棚相为目前研究价值最高,经济开发潜力最高的层系。     

The nanogranular nature of shale

Despite their ubiquitous presence as sealing formations in hydrocarbon bearing reservoirs affecting many fields of exploitation, the source of anisotropy of this earth material is still an enigma that has deceived many decoding attempts from experimental and theoretical sides. Sedimentary rocks, such as shales, are made of highly compacted clay particles of sub-micrometer size, nanometric porosity and different mineralogy. In this paper, we present, for the first time, results from a new experimental technique that allows one to rationally assess the elasticity content of the highly heterogeneous clay fabric of shales from nano- and microindentation. Based on the statistical analysis of massive nanoindentation tests, we find (1) that the in-situ elasticity content of the clayfabric at a scale of a few hundred to thousands nanometers is almost an order of magnitude smaller than reported clay stiffness values of clay minerals, and (2) that the elasticity and the anisotropy scale linearly with the clay packing density beyond a percolation threshold of roughly 50%. Furthermore, we show that the elasticity content sensed by nano- and microindentation tests is equal to the one that is sensed by (small strain) velocity measurements. From those observations, we conclude that shales are nanogranular composite materials, whose mechanical properties are governed by particle-to-particle contact and by characteristic packing densities, and that the much stiffer mineral properties play a secondary role.     

鄂尔多斯盆地海陆过渡相富有机质泥页岩特征及页岩气意义

以鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系海陆过渡相富有机质泥页岩为研究对象,通过岩石热解分析、岩石抽提和族组分分析、有机元素分析以及煤岩光学分析等方法,对泥页岩中有机质丰度、类型、热成熟度、生烃潜力等地球化学特征参数进行测试;利用扫描电镜、X射线衍射、物性测试等手段,对泥页岩中矿物组成、孔渗特征等储层评价参数进行分析。研究结果表明：鄂尔多斯盆地海陆过渡相地层中泥页岩分布广泛,埋藏偏深,单层厚度较薄,但累计厚度大;泥页岩中有机碳(TOC)含量平均为2.5%,丰度较大;有机质母质中干酪根类型主要为Ⅲ型;镜质体反射率(Ro)平均为1.2%,热演化程度达到中高成熟阶段;具有较大的生烃潜力(S1+S2);同时,石英、长石等脆性矿物含量较高;发育多种孔、缝类型;保存条件良好,为页岩气提供有利的成藏环境。     

Possibilities of oil shale mining under the Selisoo mire of the Estonia oil shale deposit

The paper presents results of the study on oil shale mining (Estonia underground mine) possibilities under the Selisoo mire. The Selisoo area is 2,051 ha in extent, and most of the mire is in natural state. Peat layer consists of thick (4.4–6.5 m) oligotrophic peat. Mining under Selisoo will go at depths 65–70 m under the surface. The mining field of the Estonia mine was planned between Ahtme and Viivikonna fault zones. The lowest hydraulic conductivity of carbonate rocks 0.11 l/day per m² is found in the Oandu layer and for peat it is 0.35–0.0002 m/day. Therefore, together they form a good aquitard. When the annual rainfall amount is the highest, the difference between horizontal water inflow and runoff is positive with 127,000 m³. Positive water balance is guaranteed in case of precipitation being at least 540 mm/year. The positive water balance is important for preserving the ecological system of Selisoo mire. For guaranteeing long-term stability of mine pillars, a new calculation method has been elaborated, based on the conventional calculation scheme, where the factor of safety is more than 2.3. Rheological processes are out of question, collapse of the pillars is impossible. Stability of the underground constructions and overburden rocks must be “eternal”. The criteria were elaborated for oil shale mining and will guarantee preservation of mires in natural or close to natural state.     

新疆三塘湖盆地油页岩（页岩气）三页1井钻探技术

新疆三塘湖盆地油页岩（页岩气）三页1井设计井深1750 m,要求全井取心。钻进过程中存在缩径、坍塌等复杂井内情况及冬季施工困难等问题。通过采取聚合物成膜泥浆体系、改进取心钻具等工艺技术以及针对性的施工管理措施,有效地解决了深孔钻井技术难题。为该区域油气资源调查评价提供了高质量的实物资料。     

Hydrocarbon potential of shale and classification and evaluation criteria of shale oil from the Williston Basin

<正>1 Introduction The Williston Basin is one of the most successful basins in exploration and development of shale oil and gas in North America with abundant logging and geochemical data.A total of three chief source rocks are respectively developed in the Ordovician,the Devonian-Lower Carboniferous and the Cretaceous.In this paper,these three     

Orientation of framboidal pyrite in shale

Ordered framboids from Devonian Chattanooga Shale (U.S.A.) and Rammelsberg Banderz (Germany) show a common orientation in any one sample. This observation was made using a stereographic method of reconstruction in which the lineations within the framboids were measured on each of three planes cut mutually at right angles from the rock samples. The explanation for this preferred orientation is not yet known, but it may originate from crystal-growth during compaction of the shales.

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Zusammenfassung Pyrit-Himbeeren aus dem devonischen Chattanooga Shale (U.S.A.) und vom Rammelsberg Banderz zeigen bevorzugte Orientierungen ihrer inneren Struktur (Figure I) gegenüber der Sedimentschichtung. Diese Beobachtungen sind in stereographischen Projektionen aufgezeichnet. Der Vorgang der Orientierung mag auf die Kristallisation der Pyrit-Netzwerke während der Diagenese zurückzuführen sein.