中国页岩有机质类型及相关孔隙特征

近年,大量研究发现有机质孔的发育特征与有机质类型密切相关,本文系统总结了我国海相五峰-龙马溪组、陆相沙河子组页岩层系的有机质类型及相关孔隙特征:①海相页岩中现存的有机质成分主要包括浮游生物、底栖生物、真菌以及疑源类;②多细胞藻类和固体沥青相关的孔隙比较发育,且通常成群出现,连通性较好;③单细胞藻类和笔石相关孔隙不发育,且规模通常又较小,主要为几十nm的孤立孔隙;④陆相页岩现存的有机质成分主要包括镜质体、惰质体以及固体沥青;⑤镜质体和惰质体整体孔隙不发育,仅发育少数分散的有机质大孔,而固体沥青相关的孔隙比较发育,但固体沥青个体孔隙发育程度存在差异。     

黔北地区牛蹄塘组页岩有机质富集及有机质孔隙发育机制研究

基于上扬子黔北地区下寒武统牛蹄塘组典型钻孔剖面,通过对代表性样品TOC含量、矿物组成、主量元素、微量元素、孔隙特征等测试分析,对黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩有机质特征、沉积环境以及孔隙发育机制开展了系统研究,为黔北地区牛蹄塘组页岩气的勘探提供参考。黔北地区牛蹄塘组中、下段发育富有机质页岩,TOC含量平均值为2.53%,TOC含量大于2.0%的富有机质页岩累积厚度约80 m。对氧化-还原环境敏感参数U/Th、Mo/Al和U/Al的研究表明,富有机质页岩形成于强还原性的沉积环境。牛蹄塘组中段富含黏土矿物的中等TOC含量页岩段较底部贫黏土矿物的高TOC含量页岩段孔体积和孔比表面积更高,有机质孔发育更好,可能与剖面下段排烃效率较高有关。富含黏土矿物的中等TOC含量页岩黏土矿物粒间孔较为发育,为生烃期原油或者运移沥青提供了一定的储集空间,并在更高热演化条件下二次裂解成气产生有机质孔。牛蹄塘组中段中等TOC含量页岩段较底部的高TOC含量页岩段为更有利的页岩气富集层段。     

泥页岩盖层研究进展:类型、微孔特征与封盖机理

泥页岩作为一种重要的油气盖层,其封盖性对油气成藏特别是古老深层油气成藏具有重要意义。本文系统总结了泥页岩盖层的类型、微观孔隙特征及封盖机理方面的最新研究成果。根据矿物组成和结构特征,将泥页岩盖层分为粉砂质泥岩、钙质泥岩、硅质泥岩和碳质泥岩4种类型;泥页岩孔隙往往是纳米尺度,主要分为石英颗粒边缘粒间孔、草莓状黄铁矿粒间孔、黏土矿物层间孔缝和有机质孔4种类型,且随着地层时代变老,微孔尺度逐渐变小,碎屑颗粒粒间孔不断减少,有机质孔在整个微孔体系中的主导地位更为突出。基于泥页岩盖层类型及孔隙特征建立的微孔系统结构模型,将微孔系统划分为主干孔缝、次级孔隙和孤立孔隙三部分。模拟实验结果表明,亲水性和亲油性界面的不均匀散布是流体作用复杂性的内因,也是导致突破压力增大的重要因素。烃浓度封闭机理可能是不存在的,真正对气藏进行封盖的是上覆致密盖层,它依靠毛管封闭对下伏气藏进行封闭,同时超压与封盖能力之间具有定量关系。     

陆相页岩微观孔隙结构特征及对甲烷吸附性能的影响

页岩的微观孔隙结构对其甲烷吸附性能及页岩油气潜力具有重要影响,前人研究主要集中在海相页岩。该文以四川 盆地川西坳陷上三叠统须家河组五段为例,开展了陆相页岩的探索研究。首先通过低温氮气吸附实验对页岩样品的微观孔 隙结构特征进行了研究,计算了页岩的比表面积、孔径分布、孔体积和平均孔径等孔隙结构参数;然后通过高压甲烷等温 吸附实验,研究了页岩样品的甲烷吸附特征;最后探讨了页岩微观孔隙结构特征对甲烷吸附性能的影响。结果表明,须五 段页岩平均孔径为7.81~9.49 nm,主体孔隙为中孔,也含有一定量的微孔和大孔,孔隙形状以平行板状孔为主,含有少量 墨水瓶形孔。页岩比表面积高出常规储层岩石许多,有利于气体在页岩表面吸附存储,孔径在2~50 nm的中孔提供了主要 的孔体积,构成了页岩中气体赋存的主要空间。在85℃条件下,页岩甲烷吸附的兰氏体积为1.21~4.99 m3/t,不同页岩样品 之间的吸附性能差异明显。页岩的兰氏体积与比表面积之间呈现良好的正相关关系,比表面积与黏土矿物含量呈正相关, 而与总有机碳含量关系不明显。页岩的兰氏体积与微孔和中孔体积之间都具有良好的正相关关系,微孔体积和中孔体积与 总有机碳含量之间存在一定的正相关关系,但是正相关性的程度没有微孔体积和中孔体积与黏土矿物含量之间的关系强 烈。陆相页岩有机质热演化程度相对较低,因此有机孔发育有限：但另一方面同时黏土矿物含量较高,所以其内部发育大 量微孔和中孔,从而构成可观的比表面,影响甲烷吸附能力。     

页岩沉积环境对其油气潜力的影响:以中国和北美对比研究为例

页岩油气是当前全球油气勘探和研究的热点,但其潜力评价一直是难点。该文以中国和北美的四套典型页岩为例,包括北美湖相Green River组、内陆海相Niobrara组、中国环境来评价相龙马溪组和济阳坳陷湖相页岩,发现页岩沉积环境与其油气潜力具有密切关系,因此可通过分析发现这四套页岩的沉积环境都具有页岩沉积环境评价其页岩油气潜力。通过微量元素、生物标志化合物、扫描电镜、X-CT和X射线衍射等方法,发现这四套页岩都具有一定的还原性和较高的生产力,且具有差异性。内陆海相Niobrara组页岩具有弱还原的沉积环境,在四套页岩中有机碳含量较低,呈块状沉积构造,裂缝与微裂缝较少,储集空间相对有限。焦石坝海相龙马溪组页岩为还原的沉积环境,岩石以富含有机质的硅质岩为主,可观察到大量的大孔隙与少量的微裂缝。Green River页岩和济阳坳陷页岩形成于陆相咸化的强还原沉积环境,有机碳含量高,页岩以纹层状结构为主,岩石组成脆性矿物含量高,含有大量的裂缝。可见,具有强还原沉积环境的页岩通常具有较好的勘探前景。     

富有机质泥页岩纳米级孔隙结构特征研究进展

阐明富有机质泥页岩孔隙结构特征对阐明页岩油气的赋存机理和勘探开发具有重要的意义。研究泥页岩孔隙结构特征的方法主要包括定量和定性两类,实际研究中常将二者结合使用。有机质含量（TOC）、热演化程度、有机质母质来源、矿物组成及构造变形作用等因素对富有机质泥页岩孔隙结构特征有重要影响。有机质母质来源决定了纳米有机质孔的发育潜能,TOC和矿物组成控制了孔隙的发育类型,而热演化程度决定了孔隙的演化行为,构造变形作用对于纳米孔有后期改造作用。生排烃热模拟实验由于可以人为地控制实验条件,在泥页岩孔隙结构演化研究中扮演了重要的角色,但要注意与实际地质条件相匹配。目前,富有机质泥页岩孔隙结构的演化模式还存在较大的争议。受控于有机质母质来源,不同沉积环境下发育的富有机质泥页岩孔隙结构演化模式存在差异,因此需要分别研究。在未来工作中,TOC对泥页岩孔隙结构特征的影响、有机质孔开始形成的成熟度以及高演化阶段（镜质体反射率R_o>3%）孔隙的演化行为及机理等问题都需要进一步探究。另外,扫描电镜下识别有机质显微组成的方法亟需建立,同时还要规范行业术语的应用,以减少学科研究的混乱现象。     

川东南地区下古生界页岩储层微观类型与特征及其对含气量的影响

通过氩离子抛光+扫描电镜、压汞和气体吸附等方法,对川东南地区下古生界页岩储层微观类型和特征进行了研究,认为页岩储层微观类型主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝3类,有机质孔主要指各种有机质内孔隙,孔隙形态主要有圆孔形、椭圆形和不规则形等,在一定成熟度范围内,孔隙度随页岩有机质含量和热演化程度的升高而升高;矿物质孔主要包括颗粒间孔、颗粒内孔、各种溶蚀孔和矿物比表面等,孔隙形态主要有层形、圆孔形、椭圆形、三角形和不规则形等,孔隙结构和大小主要受颗粒的大小、压实程度、成岩作用阶段和胶结类型等控制,孔隙大小随页岩脆性矿物含量的升高而增加,随演化程度和压实程度的增加而降低,随溶蚀作用增强而增加;微裂缝主要发育在脆性矿物颗粒间和颗粒内、黏土矿物颗粒内,宽度一般为几十nm,长度为数μm。页岩微观孔隙具有nm级孔隙发育多,μm级微孔发育少的特点,以孔隙直径小于100 nm为主,占50%以上,个别样品超过90%,μm级孔隙直径含量一般小于5%。在剖面上,页岩层段下部具有较高的有机碳含量,微观孔隙以有机质孔为主,向上有机质孔减少,矿物质孔增加;在平面上,靠近沉积中心区域的深水陆棚、深海等沉积相带的页岩以有机质孔为主,向陆缘方向的浅水陆棚、滨海等沉积相带的页岩有机质孔减少、矿物质孔增加。研究区下志留统龙马溪组页岩以有机质孔为主,局部地区溶蚀孔隙比较发育,下寒武统牛蹄塘组页岩以残留粒间孔和有机质孔为主,局部地区溶蚀孔隙比较发育,决定了页岩气以吸附态赋存为主,生产曲线上表现为与美国页岩气井区别较大的平稳形态。     

海陆过渡相与海相富有机质页岩储层特征差异

海陆过渡相页岩气逐渐成为非常规油气的接替能源,系统分析海相与海陆过渡相储层特征差异,可为海陆过渡相页岩气勘探开发提供借鉴。选取大吉区块山23亚段底部海陆过渡相、威远区块龙一11小层海相页岩,开展TOC、有机质显微组分、全岩—黏土X衍射、物性、氩离子抛光扫描电镜、氮气吸附、核磁共振等实验,厘清了海相与海陆过渡相页岩储层宏观参数与微观孔隙结构两方面差异。结果显示:与海相页岩储层相比,海陆过渡相页岩储层TOC含量高达10.91%,干酪根类型为Ⅱ₂型,黏土矿物以高岭石为主,孔隙度与含气量略低。微观储层特征方面,海相页岩储层孔隙类型以有机孔为主,孔径分布介于10~50 nm,微裂缝主要为生烃增压缝和成岩缝,而海陆过渡相页岩储层孔隙类型以无机孔为主,孔径分布介于5~20 nm,有机孔多为孤立状不规则孔隙,微裂缝主要为有机质边缘缝和黏土矿物层间缝。在此基础上,初步揭示了海陆过渡相优质页岩储层孔隙发育受控于有机质和黏土矿物类型,阐释了页岩气赋存的优势孔隙类型为黏土矿物粒间孔。借鉴浅层海相页岩气的成功勘探实践经验,仍需加强有机质、矿物组分、孔隙赋气机制之间的三元耦合关系研究,以期为海陆过渡相页岩气的勘探开发提供坚实的理论支撑。     

陆相页岩储层特征及其影响因素:以四川盆地上三叠统须家河组页岩为例

以我国四川盆地上三叠统须家河组页岩为重点研究对象,在大量岩心、露头样品分析化验基础上,开展陆相页岩储层孔隙特征研究。采用高压压汞法、液氮吸附法、脉冲式渗透率法等多种手段相结合测定页岩储集物性,表明须家河组具有一定的储集性能,孔隙度为0.95%~4.77%,平均为2.73%。运用岩心观察、薄片观察、场发射扫描电镜等直接观察手段与高压压汞、氮气等温吸附等实验系统研究须家河组页岩的储集空间特征,明确纳米级基质孔隙是须家河组储集空间的主体,包括原生残余孔、颗粒间孔、溶蚀孔和有机质孔,孔径2~100nm,50nm的孔隙占83.9%,有机质孔隙局部发育。影响须家河组页岩储层特征的主要控制因素包括TOC含量、黏土矿物含量以及有机质热演化程度。     

泥岩微观组构对有机质赋存形式和孔隙发育的影响研究：以白垩系Eagle Ford页岩为例

以美国Texas州白垩系Eagle Ford页岩为研究对象,采用氩离子抛光-场发射扫描电镜技术,并结合X射线能谱分析,对位于生油窗的原始岩心样品和位于生气窗的柱状模拟样品开展镜下有机质赋存形式和孔隙发育、演化特征研究。结果表明,Eagle Ford页岩样品在镜下的不同微区可以划分出硅质黏土质条带、钙质有孔虫化石和富颗石藻透镜体3种典型组构类型,并且不同类型组构中有机质赋存形式和孔隙发育、演化特征存在显著差异。其中,硅质黏土质条带中富集大量无定形干酪根和少量结构型干酪根,无定形干酪根在生油窗由于结构内部滞留了大量吸附油基本不发育孔隙,到了生气窗伴随吸附油裂解开始形成丰富的纳米级海绵状孔隙,而结构型干酪根由于异常低的生烃潜力,基本不发育孔隙;有孔虫化石腔室内部赋存的有机质代表早期充注的运移沥青,在生油窗发育大量气泡状孔隙和丰富的纳米级海绵状孔隙,但在生气窗纳米级孔隙发生相互融合,则开始以发育微米级孔隙为主;富颗石藻透镜体中赋存的有机质可能代表相对后期充注的运移沥青,在生油窗发育丰富的纳米级海绵状孔隙,并未见气泡状孔,且在生气窗由于异常高的有机质转化率,原矿物粒间孔重新暴露,有机质几乎被消耗...     

基于氮吸附法的页岩有机孔隙结构表征

页岩的微观孔隙结构对页岩气的赋存至关重要,气体吸附法可以较好对页岩的微观孔隙结构进行表征。通过测量丁页1井不同深度样品的矿物含量、RO值和TOC含量,结果表明丁页1井龙马溪组页岩样品的矿物含量比较稳定,有机质成熟度变化不大,均为过成熟。通过低温氮吸附法计算样品的比表面积和微、介孔容积和孔径分布,结果表明：（1）样品的平均孔径为2.8 ~ 4.9 nm,10 nm以下的孔隙提供了大部分的微、介孔容积。微、介孔容积为0.00136 ~ 0.0108 cm3/g,平均0.004 cm3/g,比表面积为2.54 ~ 13.69 m2/g,平均6.68 m2/g;（2）微、介孔容积、比表面积和TOC三者之间有很强的正相关性。通过计算TOC含量为0时的微、介孔容积和比表面积推算无机孔和有机孔之间的比例和其对比表面积的影响,发现有机孔提供了大部分的微、介孔容积,有机孔还是比表面积的主要贡献因素;（3）样品的吸附曲线符合IPUAC分类中的第IV型吸附曲线,样品的脱附曲线反映样品孔隙形态随TOC含量的增加,由楔形孔（不定型孔）变为连通的墨水瓶型孔（狭缝型孔）或墨水瓶型孔。     

Reservoir characteristics and methane adsorption capacity of the Upper Triassic continental shale in Western Sichuan Depression,China

The well-developed continental shale sequences in the Western Sichuan Depression are characterised by extremely low porosity and permeability, complex lithologies and strong lateral facies changes. The overall lack of proper characterisation of the shale properties has restricted gas exploration and development in the region. In this study, shales from the fifth member of the Xujiahe Formation of the Upper Triassic (T₃x⁵) are comprehensively characterised in terms of their organic geochemistry, mineral composition, microscopic pore structure and gas content. In addition, the influence of various geological factors on the adsorbed gas content is investigated. We proposed a new model for predicting the adsorption gas content of continental shale. The T₃x⁵ shale sequence is found to be rich in organic matter but with variable mineral compositions, pore types and reservoir physical properties. The porosity and permeability of shales are better than those of siltstones and fine sandstones interbedded with the shale under an overall densification background. Mesopores (2–50 nm) are common in the shale sequence, followed by micropores and then macropores. The gas-adsorption capacity of organic-rich shales increases with increasing TOC and clay-mineral contents, maturity and pressure, but decreases with increasing quartz content, carbonate minerals and temperature. The gas-adsorption capacity can thus be expressed as a function of organic matter, clay-mineral content, temperature and pressure. The calculated results are in good agreement with the experiment results and indicate that adsorption gas in the studied shales accounts for 78.9% of the total gas content.     

Analysis of geological effects on methane adsorption capacity of continental shale: a case study of the Jurassic shale in the Tarim Basin,northwestern China

The Jurassic shale is an important source rock for the found gas reservoirs in the Tarim Basin, northwestern China, but has never been researched for shale gas potential. The geological effects on methane adsorption capacity for the gas shale have been investigated in this paper through the geochemical, mineralogical and adsorption analyses on samples from wells and sections. The methane adsorption capacity ranges from 0.58 to 16.57 cm³/g, and the total organic carbon (TOC) content is between 0.5 and 13.5 wt%. The organic maturity measured by T_max is between 410 °C (immature) and 499 °C (overmature). The methane adsorption capacity of the Jurassic continental shale in the Tarim Basin is affected by many geological factors, including the TOC content, organic matter maturity, mineral composition, surface area and pore size distribution. The TOC content is the most significant factor with a positive effect on the adsorption capacity of the Jurassic shale, and the influence varies piecewise according to the TOC content. The TOC content contributes much more to the methane adsorption capacity of organic‐rich shale samples (TOC content > 0.7 wt%) than to the organic‐lean samples (TOC content < 0.7 wt%). The mineral composition is a secondary factor, and the abundance of clay content has a positive effect on the methane adsorption capacity despite its relatively weaker adsorption ability compared to TOC. The pore size distribution has different effects on surface area and pore volume. Mesopores and micropores provide the major surface area and are mainly derived from TOC and illite, which has a positive influence on the adsorption capacity. Mesopores and macropores offer the major pore volume and are mainly formed by illite, which is the major contributor for pore volume rather than surface area. In addition, the TOC and illite contents of the Jurassic shale in the Tarim Basin are closely related to the origin, maturity and diagenesis evolution of the shale: (1) both TOC and illite content variations are related to the different provenances and depositional environments of shale; (2) the decrease of TOC content with increasing maturity is also partly attributed to hydrocarbon generation; and (3) the increase of illite content with increasing maturity is due to illitization in the diagenesis of shale. Copyright © 2015 John Wiley & Sons, Ltd.     

页岩孔隙空间的形成与演化及孔隙对含气性的影响

虽然页岩气的勘探已经在北美以及中国取得了突破,但是对页岩中孔隙空间的形成与发育仍然存在较大的争议,页岩中是否存在有效的孔隙,这些孔隙与气体的赋存有何联系都需要解答。本文对不同地区、不同岩石类型以及不同热成熟度的页岩进行微观分析,对比前人的研究,同时结合四川盆地龙马溪组页岩的实际分析数据,将页岩划分为富有机质页岩和含粉砂质泥页岩。富有机质页岩中有机质纳米孔是主要的孔隙类型,同时也是气体聚集与吸附的主要空间,有机质孔隙度与有机质含量、热成熟度密切相关;含粉砂质泥页岩中以粒间、粒内溶蚀孔为主,由于有机质含量较少,因而受热成熟影响很小。对页岩的孔隙形成机理分析发现,富有机质页岩孔隙度与有机质含量呈正相关,特别是与初始有机碳含量密切相关,因此恢复初始有机碳的含量是评价页岩含气量与含气性的关键。在热演化程度较低时（Ro < 0.6%）,页岩中有机质孔隙不发育,页岩几乎不含气;随着热演化程度升高（Ro = 0.8%）,页岩微孔隙发育,此时页岩以吸附气为主;随着热演化程度增大（Ro > 1.2%）,微孔逐渐向中孔和宏观孔转化,总的比表面积减小,页岩中游离气含量开始增加,吸附气含量减少。     

下扬子地区大隆组页岩孔隙发育特征及主控因素

为了研究下扬子地区二叠系大隆组页岩孔隙结构特征,联合扫描电镜、高压压汞、N₂/CO₂气体吸附实验手段对页岩储层孔隙结构进行了研究。结果表明,研究区二叠系大隆组页岩孔隙类型以有机质孔、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔和微裂缝为主;孔隙结构为多峰态-多尺度孔隙并存,微孔-介孔-宏孔都有发育,各个尺度的孔隙对孔容都有所贡献,其中以0.75～1.5 nm的微孔、10～35 nm的介孔及大于100 nm的宏孔为主。通过拟合孔体积、比表面积与埋深、有机碳(TOC)、成熟度(R_O)以及矿物含量的相关性发现,微孔表面积与埋深、TOC呈正相关;微介孔体积和表面积均与R_O呈负相关;宏孔体积与埋深、TOC、黏土矿物含量呈负相关,与R_O呈较正相关;宏孔表面积与埋深成正比,与R_O成反比。研究结果说明下扬子地区大隆组页岩孔隙发育主要受控于埋深、TOC、R_O、黏土矿物含量等因素。     

海相页岩储层矿物质孔隙的形貌-成因类型

在南方下古生界海相页岩矿物种类识别和成因判断的基础上,研究矿物质孔隙的成因类型及其对页岩储层物性的影响。以场发射扫描电镜微观形貌观测结果为主要依据,立足于页岩的矿物组成,综合考虑沉积、成岩、地质构造等因素,将南方下古生界海相页岩储层矿物质孔隙的形貌-成因类型划分为3大类：主要孔隙（顺层缝隙、泥粒孔、组分间隙、层间裂隙等）,镜下常见,数量多,对页岩储层有一定的影响;其他孔隙（晶间孔、溶蚀孔、气液包体孔、片间缝隙等）,镜下少见,局限性大,对页岩储层影响微弱;构造孔隙（构造裂隙、碎粒孔等）是地质构造活动的记录,对页岩储层具有双刃剑的作用。页岩岩性不同,主要孔隙类型不同,不同的孔隙在页岩储层中有不同的作用。     

煤层气与页岩气吸附差异性分析

查明页岩气与煤层气的吸附差异对指导其勘探开发具有重要意义。通过测试不同成熟度和有机质(TOC)的煤与页岩的等温吸附曲线,结果表明:TOC含量是影响页岩吸附的主要因素,成熟度相当的煤与页岩相比,煤的吸附量远远大于页岩,主要是由于成藏特征、物质组成和孔隙结构不同造成的;页岩吸附过程中出现的异常吸附可能有其他的吸附理论支撑。     

湘西北下古生界海相页岩储层特征与含气性分析

基于野外地质和钻井资料,结合相关实验测试结果,对湘西北地区下古生界海相页岩储层特征进行了深入研究,并探讨了页岩甲烷含气性及影响因素。结果表明：牛蹄塘组黑色页岩以深水陆棚斜坡相沉积为主,厚度范围为50~250 m;龙马溪组为闭塞海湾沉积,底部黑色页岩发育。两组页岩有机质类型均属于Ⅰ型,有机碳含量平均为3.57%和1.16%,热演化程度较高,平均达2.61%和2.08%。受沉积环境和成岩作用影响,两组页岩均具有高石英、低黏土、少量碳酸盐矿物的组成特征。页岩储集空间可划分为3大类：矿物基质孔、有机质孔、微裂缝。受有机质和黏土矿物等因素影响,页岩内部孔隙结构参数各不同,但主体上孔径小于50 nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积,为气体存储主要场所。牛蹄塘组页岩甲烷最大吸附量平均为1.98 cm3/g;龙马溪组页岩甲烷最大吸附量较低,为1.16 cm3/g。其中有机质与黏土矿物对页岩甲烷吸附量均有一定的贡献,而过高的成熟度和含水量可导致页岩吸附能力下降。     

陆相页岩热演化过程中孔隙分形特征

分形维数可定量表征储层孔隙结构的复杂性,为页岩储层评价提供思路。以热模拟获得的不同热演化阶段的鄂尔多斯盆地长7段页岩为研究对象,应用场发射扫描电镜观察了各演化阶段孔隙变化特征,并通过低温液氮吸附实验,研究各个演化阶段页岩孔隙分形特征,运用FHH模型计算页岩孔隙分形维数,探讨了分形维数与有机碳、矿物成分、孔隙结构参数的关系。研究结果表明：低成熟阶段页岩中纳米级有机质孔发育有限,随着成熟度的增加,在有机质内部开始逐渐发育孔隙,同时黏土矿物颗粒间的有机质也开始分解,出现纳米级层间孔,主要发育墨水瓶状孔和少部分的平行板状孔;孔径峰值主要在2~4 nm和40~50 nm,随着成熟度增加,上述2个孔径段的孔隙相对数量增加,分形维数依次增大,分形维数为2.592~2.717,孔隙非均质性增强。分形维数随着有机碳含量的减少而增加,而与石英、黏土矿物含量相关性不明显;随着成熟度增加,微孔和中孔比例增加,平均孔径减小,孔隙表面越复杂,比表面积和分形维数增加;分形维数与总孔隙体积、微孔体积、中孔体积具有很好的正相关性,而与大孔体积相关性较差。     

页岩气储层孔隙分类与表征

页岩气储层作为一种非常规储集体,对于其孔隙类型,目前国际上尚没有统一分类方案。由于其孔隙结构的特殊性,常规孔隙表征方法也难以对页岩气储层的孔隙特征进行有效的表征。为此,在充分调研和系统总结国际上有关页岩气储层孔隙分类现状的基础上,结合页岩储层的特殊性,提出了页岩气储层孔隙的产状结构综合分类方案。该方案综合考虑了孔隙定性观察和定量测定的信息。根据定性观察的孔隙产状,把页岩气储层的孔隙类型划分为与岩石颗粒发育无关的和与岩石颗粒发育有关的两个大类。前者即为裂缝孔隙,后者为岩石基质孔隙。岩石基质孔隙大类又进一步分成了发育在颗粒和晶体之间的粒间孔隙、包含在颗粒边界以内的粒内孔隙和发育在有机质内的有机质孔隙。年轻的浅埋藏沉积物中只含有粒间和粒内孔隙,这些孔隙随着埋藏和压实而大大减少。随着埋深的增加,伴随着烃类的热成熟,有机孔隙开始发育,同时,随着烃类热成熟过程中有机酸的排放,导致溶解孔隙的形成。再结合定量测定的孔隙结构信息,把孔隙划分为微孔隙、中孔隙和宏孔隙。综合上述不同产状孔隙类型的结构特征,即构成了文中的产状结构综合分类。同时,鉴于页岩气储层的特殊性以及难以用研究常规油气储层的方法和手段进行表征,文中介绍了目前最常用的页岩气储层孔隙表征的定性半定量观测和定量检测方法。前者包括透射电子显微镜、聚焦离子束抛光和场发射扫描电子显微镜方法,后者包括压汞分析、低压氮气吸附、低压二氧化碳吸附和核磁共振等方法。