高温蒸汽作用油页岩孔隙-裂隙结构演化规律实验研究

油页岩孔隙裂隙演化规律是影响对流加热方式原位流态化开采油页岩的关键影响因素。选取新疆巴里坤油页岩试样，首先利用自主研制的高温蒸汽作用实验系统对试样进行加热，然后采用显微CT和扫描电镜对不同温度作用后的油页岩的孔隙裂隙特征进行测试，并利用Avizo软件，对油页岩孔裂隙结构、内部渗流场特征以及表面微观特征随温度的演化规律进行了详细地研究，结果表明：1)原始状态下油页岩内部裂隙以微裂隙(100～500μm)为主，随着水蒸汽作用温度不断提高，微裂隙数量呈指数形式增长，同时孔径较小的小孔逐步转变为孔径较大的中大孔。2)随着水蒸汽作用温度增加，油页岩孔隙度显著增加，由常温状态下的2.7%增加到555℃时的16.2%,是常温下的6倍。3)随着热解温度的升高，油页岩内部连通的孔隙也不断增多，为高温水蒸汽以及热解产物的运移提供了良好通道，总体上平行层理方向的渗透率总是大于垂直层理方向的渗透率。4)油页岩渗透性存在明显的各向异性特征，当热解温度为314℃时，油页岩在平行层理方向与垂直层理方向的渗透率差异性最大，渗透率各向异性系数量级可达103.研究结论对调控水蒸汽对流加热原位开采油页岩油气的工艺参数具有重...     

石长沟油页岩燃烧灰分物理特性

油页岩灰分是油页岩综合利用的主要物质之一。对石长沟油页岩进行马弗炉燃烧实验,制备不同燃烧终温(200～800℃)的油页岩灰分;并借助多种实验仪器研究不同温度燃烧下的灰分构成成分、结构特征及微观孔隙演化过程。结果表明：油页岩有机质以脂肪族为主;燃烧过程中,各有机元素(N、S、C、H、O)含量呈现下降趋势,自由水析出,结构水脱离,碳酸盐和脂肪族逐渐分解,在800℃高温时,C完全转化为CO₂逸出;灰分的构成成分主要为二氧化硅和碳酸盐,孔隙以微孔和中孔为主,随着燃烧温度升高,中孔数量增加,比表面积和分形维度先增后减,峰值均在400℃处。研究结果为分析石长沟油页岩不同燃烧温度下灰分的物理状态提供了理论基础,对了解石长沟油页岩的燃烧特性具有一定的借鉴意义。     

油页岩原位转化热解反应特征研究综述

近年来,世界能源消耗日渐增加,作为非常规能源之一的油页岩是重要的接替资源。中国油页岩资源量丰富,居世界第四位。原位转化技术作为油页岩开采的主流技术,利用热解反应建立渗流通道,开采页岩油气。基于热解反应阶段、干酪根热解、矿物成分影响与热解协同孔隙结构演化等4个方面对原位转化过程中的热解反应特征进行研究综述：（1）热解反应各个阶段下的热物理演化与热化学反应;（2）干酪根热解的反应机理及其影响因素;（3）无机矿物分解对热解反应的促进与抑制作用;（4）热解反应协同孔隙结构演化的机理及其对微裂缝扩展的促进作用。立足于热解反应这一原位转化中的核心技术问题,力图为热解反应在油页岩与中低成熟度页岩油原位转化中的应用提供一定的参考。     

基于热模拟实验探讨湘鄂西地区黑色页岩孔隙结构演化

利用湘鄂西地区低成熟度龙马溪组富有机质页岩制备不同热演化梯度的热模拟样品,分别进行低温N_2吸附等实验定量表征其孔隙结构,分析在有机质生烃过程中,页岩孔隙结构的变化规律,并将模拟样品与自然样品的实验结果进行对比分析,研究有机质成熟度对页岩孔隙结构的影响。结果表明:区内以发育有机质内孔隙为主的黑色页岩的热演化过程分为3个阶段:①有机质内部孔隙遭受压实和破坏作用(2%Ro3%),能够进行热解生烃的有机质消耗殆尽,部分生烃产物未能从页岩孔隙中及时排出,造成部分孔隙被堵塞;②有机质内部孔隙广泛发育阶段(3%Ro4%),有机质热解生烃导致微孔和介孔孔隙数量增多,页岩孔隙结构的非均质性增强,分形维数不断增大;③有机质热解消耗殆尽阶段(Ro4%),页岩中有机质逐渐被热解消耗殆尽,内部生烃作用残余的较小孔隙孔径增大,孔隙结构趋于简单。在有机碳含量较高的页岩中,甲烷分子的吸附空间主要由有机质生烃作用形成的孔隙提供,随着热成熟度不断提高,有机质热解生烃导致其自身含量减少,从而不利于甲烷分子的吸附。     

长春岭沿江地区扶余油层储层微观特征分析

从储层的岩性、成岩作用、孔隙类型及影响孔隙结构的因素等方面,对长春岭地区扶余油层的孔隙结构特征进行了分析,揭示了该储层的微观特征。研究结果表明,该储层以岩屑石英砂岩及长石石英砂岩为主,结构成熟度低。成岩作用类型多样,成岩阶段为早成岩阶段A期～中成岩阶段A1期。孔隙类型以原生粒间孔为主,有少量溶蚀孔。孔隙结构以粗孔粗喉型为主,少量中孔中喉型。压实作用、岩石粒度及泥质含量是影响研究区储层孔隙结构的主要因素。     

高温及三轴应力条件下抚顺油页岩渗透规律试验研究

利用自主研发的WYF-I型高温高压热解反应装置及基于岩芯柱脉冲衰减法研制的Smart perm Ⅲ型气体渗透率测量仪,对抚顺西露天矿油页岩试件进行20～600℃范围内的热解试验,研究不同热解温度和应力条件下的油页岩渗透率变化规律。试验结果表明,油页岩热解过程呈明显阶段性变化。第一阶段:20～300℃,油页岩失重率和孔隙率变化较小,渗透率随热解温度变化不明显,体积应力对渗透率影响较小。第二阶段:300～400℃,油页岩失重率和孔隙率迅速增加,试件渗透率增加了24.3～92.4倍;体积应力对渗透率影响明显,当体积应力由13MPa增加至39MPa后,孔隙压力1MPa下的渗透率降低了22.23%.第三阶段:400～600℃,失重率和孔隙率进一步增加,但增速减缓,温度对渗透率影响减弱,400℃增加至600℃时油页岩渗透率仅增加了1.69～2.49倍;体积应力对渗透率影响增强,体积应力增加导致渗透率下降了32.84%～41.79%.研究结果对原位热解开采油页岩时热解温度的合理选取有一定的参考价值。     

页岩有机质热演化生烃成孔及其甲烷吸附机理研究进展

对生物体形成干酪根过程、页岩干酪根生成油气机理、页岩有机质孔隙演化特征、有机质孔隙内气水分布特征进行了综述和评论.认为生物化学生气阶段通过细菌作用、缩聚作用形成干酪根,因干酪根脂族C-H键释放而形成脂族分子间孔;热催化生油气阶段通过热解聚作用形成沥青质、液态烃及剩余干酪根,此阶段沥青大量裂解为液态烃而形成边缘油孔(液化孔);热裂解生凝析气阶段,液态烃裂解为湿气,有机质孔隙以边缘(或内部)气孔为主;深部高温生气阶段转化为干气,此过程干酪根芳族C-H键释放,有机质孔隙以芳族分子间孔、气孔为主.同时,页岩干酪根热演化各阶段有机质孔隙内均有水的参与,表现出固-液界面作用.此工作以期为我国页岩气进一步勘探开发提供理论依据,也对页岩气产气规律的认识具有指导意义.     

苏北盆地古近系泥页岩有机质孔发育特征及影响因素

通过对苏北盆地古近系泥页岩研究并结合美国Marcellus页岩研究成果,定义有机质孔的概念,归纳有机质孔的类型及特征,探讨有机质孔发育的影响因素并总结有机质孔演化规律。结果表明:有机质孔泛指在有机质内部或边界处发育并与有机质具有成因联系的所有孔隙,包括原生有机质孔和次生有机质孔两类;有机质孔形态多样,分布具有非均质性,特别当有机质孔大量发育时,其内部结构是具有层状格架的似蜂窝状连通体;温度、上覆岩层压力、无机矿物和流体是影响有机质孔发育的外部条件,有机质类型、有机质成熟度和有机质含量是控制有机质孔发育的内部因素;苏北盆地古近系泥页岩实际样品和热模拟实验样品中有机质孔均表现出阶段性演化特征,这与干酪根热解生烃过程中的组构演化和生烃机制密切相关。     

苏丹穆格莱德盆地古近系储层微观特征分析

从储层的岩性、成岩作用、孔隙类型及影响孔隙结构的因素等方面,对苏丹穆格莱德盆地古近系储层的孔隙结构特征进行了分析,揭示了该储层的微观特征及其对开发的影响。研究结果表明,该储层以岩屑石英砂岩及长石石英砂岩为主,结构成熟度低。成岩作用类型多样,成岩阶段进入早成岩B亚期。孔隙类型以原生粒间孔为主,有少量溶蚀孔。孔隙结构以粗孔粗喉型为主,少量中孔中喉型。压实作用、岩石粒度及泥质含量是影响研究区储层孔隙结构的主要因素。同时还指出,储层岩石粒度、泥质含量受沉积相控制,须加强沉积微相的研究;粘土矿物以高岭石为主,具有速敏性,在油田注水开发时为防止伤害孔隙结构和破坏储层,应采取适当的注水速度。     

页岩纳米级孔隙结构特征及热成熟演化

以中、上扬子地区下古生界海相和中生界陆相页岩为研究对象,运用氩离子抛光-场发射扫描电子显微镜技术和氮气吸附实验测试技术对页岩储层的纳米级孔隙发育特征及热成熟演化进行探讨。结果表明:页岩主要发育了有机质孔、粒间孔、粒内孔和微裂缝等4种孔隙类型;TOC和Ro是控制页岩纳米级孔隙发育的主要因素;对于高演化页岩,不同干酪根类型的有机质孔隙发育程度的大小次序为Ⅰ型Ⅱ型Ⅲ型;石英和黏土矿物通过控制TOC的变化对纳米级孔隙发育和分布产生间接影响;页岩热成熟度演化影响页岩孔径分布和微孔、中孔和大孔相对含量的变化,在高—过成熟阶段,与有机质有关的微孔、中孔呈不断增加的趋势,在极高成熟度阶段,页岩大孔转变为中孔和微孔,有机质孔隙变小,纳米级孔隙体积呈现出先增加后减小的趋势;页岩中干酪根、可溶沥青热裂解生气作用和甲烷化作用可能是页岩有机质纳米级孔隙形成的主要原因。     

石长沟油页岩及其热解半焦特性研究

为分析石长沟油页岩和其半焦热解特性以及为半焦的有效利用提供理论基础,利用元素分析、X射线光电子能谱(X-ray photoelectron spectroscopy, XPS)分析、N₂等温吸附/脱附法和扫描电镜(scanning electron microscopy, SEM)对石长沟矿区油页岩及不同热解条件下生成的半焦进行特性研究。元素分析表明,油页岩中C、H元素含量分别为11.48%、1.68%,N、S元素的含量相对较少,随热解的进行,C、H元素含量下降明显,S元素含量有所升高,N元素含量略有降低;XPS分析表明,油页岩中的氮以氧化型氮和吡咯型氮、硫以无机硫酸盐硫为主要存在形式,半焦中氮以吡咯型氮为主,有机硫化物硫随热解的进行析出;氮气等温吸附脱附实验分析表明,半焦孔隙分形维数和表面分形维数在2.5～2.8;扫描电镜结果表明,油页岩表面有机质部分多为光滑条状或块状结构,无机盐形成明显的层状结构,有机质结构热解后会形成较深圆孔隙。     

苏丹穆格莱德盆地古近系储层微观特征分析

从储层的岩性、成岩作用、孔隙类型及影响孔隙结构的因素等方面，对苏丹穆格莱德盆地古近系储层的孔隙结构特征进行了分析，揭示了该储层的微观特征及其对开发的影响。研究结果表明，该储层以岩屑石英砂岩及长石石英砂岩为主，结构成熟度低。成岩作用类型多样，成岩阶段进入早成岩B亚期。孔隙类型以原生粒间孔为主，有少量溶蚀孔。孔隙结构以粗孔粗喉型为主，少量中孔中喉型。压实作用、岩石粒度及泥质含量是影响研究区储层孔隙结构的主要因素。同时还指出，储层岩石粒度、泥质含量受沉积相控制，须加强沉积微相的研究；粘土矿物以高岭石为主，具有速敏性，在油田注水开发时为防止伤害孔隙结构和破坏储层，应采取适当的注水速度。     

四川盆地侏罗系陆相页岩成熟度与显微组分孔隙发育特征

为查明四川盆地复兴地区侏罗系页岩成熟度及有机质孔隙发育特征,通过镜质体反射率、拉曼光谱、岩石热解多手段联合确定成熟度,同时采用光学显微镜和聚焦离子束扫描电镜相结合的方法,初步分析了不同显微组分有机质孔隙发育特征。研究结果表明：复兴地区凉二段和东岳庙段页岩均处于高成熟热裂解生湿气阶段(1.2%o<2.0%);凉二段页岩因埋深较浅成熟度略低,整体在1.25%～1.5%;东岳庙段页岩成熟度相对较高,整体在1.6%～1.8%。有机显微组分以镜质体为主,其次为惰性组和固体沥青,干酪根类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主。主要发育4种类型的有机质孔,即固体沥青孔隙、镜质体孔、惰质组孔和生物碎屑孔。有机质孔隙以固体沥青孔为主,镜质体和惰质组内部多均质致密,极少发育孔隙,部分细胞腔被固体沥青、黏土矿物或黄铁矿充填,形成少量孔隙;生物碎屑内部可见微孔,矿物边缘发育絮状有机质孔。有机显微组分类型及含量是控制复兴地区侏罗系页岩有机质孔隙发育的关键。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段低渗储层孔隙微观发育特征及成岩演化

针对甘谷驿油田长6段低孔低渗储层,结合区域沉积及地质资料,充分利用岩石薄片分析、压汞及扫描电镜分析,系统研究了该储层孔隙发育类型及特征、孔隙结构划分及孔隙演化机理。研究结果表明,长6段储层岩性以长石砂岩为主,孔隙度约10%,渗透率在(0.1~2.0)×10~(-3)μm~2,孔隙类型主要为残余粒间孔,其次为粒间溶孔、粒内溶孔及胶结物溶孔,局部发育微裂隙及晶间孔隙,总面孔率在5%左右。另外,依据孔隙结构参数及J函数法,将孔隙结构划分为4种类型。孔隙的发育特征与成岩作用密切相关,压实压溶作用、胶结充填作用、溶蚀作用对后期的孔隙演化均有重要作用,早期的成岩阶段以压实及胶结作用为主,形成原生残余粒间孔隙,而在成岩阶段后期,次生孔隙发育,形成2种类型次生孔隙,即浊沸石溶蚀孔以及绿泥石、水云母溶蚀形成的溶蚀孔。     

过热蒸汽对流加热油页岩产气规律研究

利用自行研制的对流加热原位开采模拟实验台对新疆油页岩进行热解模拟实验,研究不同温度过热蒸汽作用下油页岩的产气规律,并从理论上进行了分析研究。结果表明:过热蒸汽对流加热油页岩热解过程大致分为三个阶段,第一阶段是碳酸盐的水解和热解,同时伴随着少量沥青质的热解,这个过程中主要产生CO2和少量有机气体;第二阶段以油页岩的热解为主并伴随着少量的水煤气反应,这个过程产生大量的有机产物;最后阶段是热解完成后油页岩中残炭的水煤气反应,产物主要为大量的H2和CO。本研究成果将为规模化过热蒸汽原位开采油页岩技术应用提供理论依据和技术参数,也将为油页岩原位开采的干馏气体的处理和回收提供帮助。     

三水盆地SB01孔的有机质类型及其古气候指示意义

 采用有机岩石学和全岩热解分析方法,对三水盆地SB 01孔的有机质类型进行了研究。根据有机质类型及分布特征,结合岩性变化和已有的其它古气候证据,分析了岩芯沉积时期的古气候演变过程。有机岩石学分析显示,SB 01孔岩芯沉积物中的有机质类型以II型（包括II1和II2型）为主,少量为I型,偶见III型。热解分析结果表明有机质的热演化程度较低,有机碳在热演化过程中损失不大。I、II1和II2型有机质类型分别指示干旱、干燥和温湿的气候条件。莘庄组艮坑段顶部以II1型有机质类型为主,表明其沉积时期盛行较为干燥的气候条件。〖XCchen1.TIF;%89%89〗心组红岗段亚段A的有机质主要为II2型,夹有含I和II1型的层位,反映温湿气候条件占主导地位。亚段B的有机质类型为II2与II1（或I型）交替出现,反映温湿与干燥（或干旱）气候条件的快速波动变化。亚段C下部主要为II1和I型有机质,中上部以II2型有机质类型为主,指示其气候由前期的干燥（或干旱）条件转为以温湿条件为主。     

川北元坝地区大安寨段页岩微观孔隙空间定量表征

为了分析元坝地区大安寨段湖相页岩的天然气赋存特点,通过扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等实验方法,研究了该区大安寨段页岩的孔隙类型与孔径分布,并探讨了页岩的孔隙结构对页岩气赋存状态的影响。结果表明:页岩中发育无机质孔隙(76.92%)、有机质孔隙(9.17%)与微裂缝(13.91%),其中无机质孔隙主要为蒙脱石伊利石化过程中形成的黏土矿物孔隙,有机质孔隙欠发育的原因与有机质类型以Ⅲ型为主且总有机碳含量低有关;页岩的全孔径分布中,微孔、中孔与宏孔分别贡献6.76%、76.92%与16.30%的孔体积。可见,元坝地区大安寨段页岩以无机孔为主,主要发育中-宏孔,与储层高温高压共同控制了该区页岩气的赋存方式以游离气为主。     

分步热解气相色谱在油页岩工艺性质评价中的应用——以准南大黄山芦草沟组油页岩为例

采用热解气相色谱技术,通过分步程序热模拟了大黄山油页岩的干馏过程,探索了油页岩在各温阶下各种油(气)品热解回收动态变化及其热解总回收率变化,理论上分析了产生这种变化的原因,论述了油页岩工艺特性及其控制因素,以期为精确评价油页岩工艺性质提供参数。研究结果表明:干馏热解过程主要分3个阶段,410℃之前烃类产物很少,并随温度增高而缓慢增加;450～510℃区间烃类产物迅速增加,占全部热解产物的70%,并在490℃左右达到最大值;510℃以后烃类产物较少,以气态烃产物为主。大黄山油页岩整体具有轻质油潜力优势特征,未来加工炼制温度控制在450～510℃即可基本保证油(气)回收率、有效获取轻质油。油页岩原始生烃潜力是控制油页岩工艺特性的主要因素,油页岩原始生烃能力越强,干馏高温阶段的重质油产物越多。     

应用差示扫描量热法研究桦甸市油页岩热解特性

通过差示扫描量热法(DSC法)准确地确定了桦甸三道岔矿区第3、5、7、10层油页岩在热解前后的峰值温度。三道岔矿区油页岩的热解特性符合热解三阶段,第3、5、7、10层油页岩热解生油阶段的峰值温度范围分别为:471.3~479.8℃、475.3~544.9℃、515.9~555.0℃、455.2~476.0℃。建议三道岔矿区油页岩原位热解的温度宜在470~550℃之间。试验成果可以为桦甸三道岔矿区油页岩的原位热解产油提供参考和借鉴。     

四川盆地须家河组泥(页)岩储层孔隙特征

研究四川盆地上三叠统须家河组黑色泥(页)岩的微孔隙特征及其控制因素。对须家河组泥(页)岩储层的井下岩心进行系统采样,进行场发射扫描电镜/能谱分析、比表面积和孔径、总有机碳含量、有机质成熟度、生油岩热解分析、X射线全岩和黏土矿物含量等一系列分析测试。结果显示,须家河组泥(页)岩的主要孔隙类型为粒间孔、粒缘缝、有机质气孔、粒间溶孔、黏土矿物晶间隙以及微裂缝等。其中有少数粒间微孔、粒间溶孔和粒缘缝的孔径可达到微米级。比表面积和孔径分析的孔径主要分布在0.895～19.907nm,以微孔为主;微孔和中孔的体积占孔隙总体积的92.5%。影响孔隙发育的因素主要有埋深、成岩演化、矿物、有机质丰度和热演化。埋深增大会造成微孔和中孔的体积减小,但成岩演化的溶蚀作用和黏土矿物组合的变化有利于大孔的体积增加;总有机碳含量与微孔和中孔的体积、比表面积以及微米级孔径正相关,起到主控作用;有机质成熟度对孔径和孔体积的控制作用较弱。