澳大利亚Eromanga盆地海相页岩成熟度评价方法探讨

采用镜下传统方法测得澳大利亚Eromanga盆地白垩系Toolebuc页岩的镜质体反射率偏低,未达到生烃门限,但现场油气显示情况表明,Toolebuc页岩已进入生烃门限,传统方法测得的镜质体反射率不能反映该区域Toolebuc页岩的真实成熟度。分析研究认为,Toolebuc页岩干酪根类型以Ⅰ、Ⅱ型为主,Ⅲ型很少,且显微组分中镜质体含量比较低,因此,传统方法测得的镜质体反射率不能反映该区域Toolebuc页岩的真实成熟度。采用激光拉曼光谱多种显微组分荧光变化分析法(FAMM)及盆地模拟的方法对该区域Toolebuc页岩成熟度进行了新的评价,评价结果显示,Toolebuc页岩成熟度能达到0.7%以上,已进入生烃门限,与实际情况比较吻合。     

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。     

下古生界高过成熟烃源岩中的镜状体

对塔里木、鄂尔多期和华北东部寒武－奥陶系碳酸盐岩和泥页岩全岩和干酪根样品进行了有机岩石学分析，确认出其中普遍存在镜状体，根据对爱沙尼亚奥陶系库克油页岩不同温度下加水热解系列样品残渣的镜检分析比较，提出下古生界高过成熟烃源岩中镜状体主要来源于藻类体的热解残留物，它是下古生界高过成熟烃源岩的主要有机显微组分，镜状体反射率可作为良好有机成熟度指标。     

煤系页岩有机质特征及有机碳含量预测：以宁武南区块为例

宁武盆地石炭-二叠系太原组-山西组地层广泛发育，但其煤系页岩气勘探程度尚低。本文基于宁武南区块多口钻井页岩样品的扫描电镜观测、有机碳含量测试、岩石热解测试及系列测井数据探讨了宁武南区块煤系页岩展布特征、有机质微观赋存特征和有机质丰度预测方法。结果表明：宁武南区块太原组-山西组煤系页岩连续泥岩厚度达到30m以上，有机质丰度平均达到2.6%，有机质类型以Ⅲ型干酪根为主，显微组分以惰质体与镜质体为主，有机质孔隙主要发育于固体沥青，镜质体与惰质体中零星可见。构建了基于改进ΔlogR法、多元线性回归和神经网络的有机碳含量预测模型，对比预测精度认为反向传播（back propogation, BP）神经网络模型更适用于研究区煤系页岩有机碳含量预测。利用构建的BP神经网络模型对宁武南区块太原组和山西组总有机碳(total organic carbon, TOC)进行预测，指出研究区东北部煤系页岩有机质丰度高（TOC > 3%），具有较好的勘探前景。     

川西拗陷须家河组第三段烃源岩再认识及勘探潜力评价

探讨川西拗陷上三叠统须家河组第三段(须三段)优质烃源岩分布特征及生烃潜力,为勘探提供依据。根据饱和烃色谱-质谱、干酪根显微组分、有机碳含量、镜质体反射率等分析,对须三段的成烃环境,有机质的类型、丰度和热演化程度,碳质泥岩和煤的厚度特征等进行综合研究。结果表明：有机质类型主要为Ⅲ型,局部存在混合Ⅱ₂型;有机质丰度高,镜质体反射率为1.6%～2.0%,处于成熟-高成熟演化阶段;Pr/Ph<1,为盐度较高、水体较深的还原环境,生烃潜力大。基于源储配置关系,认为勘探潜力较好的目标区有：鸭子河地区和梓潼凹陷西北部须三段上亚段,大邑、崇州、洛带地区须三段中亚段。     

淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机地球化学特征

通过系统采样,应用有机碳分析、岩石热解、镜质组反射率测定、干酪根显微组分及类型鉴定、干酪根C同位素分析等油气地球化学测试方法,综合研究淮南地区碳—二叠系泥页岩的有机地球化学特征。研究结果表明:淮南地区石炭二叠系太原组泥页岩有机碳质量分数平均为2.08%,山西组泥页岩有机碳质量分数平均为2.58%,下石盒子组泥页岩有机碳质量分数平均为1.07%,上石盒子组泥页岩页有机碳质量分数平均为0.57%,孙家沟组泥页岩有机碳质量分数为0.12%。泥页岩中有机质类型主要为Ⅱ2型干酪根。研究区石炭—二叠系泥页岩样品镜质体反射率Ro均高于0.7%,太原组、山西组及下石盒子组岩石热解峰温基本上超过435℃,有机质热演化基本达到成熟—高成熟阶段。对比分析结果表明淮南地区石炭—二叠系的太原组、山西组和下石盒子组有机质丰度较高,生烃潜力大,有机质热演化程度较高,是页岩气勘探的有利层位。     

南华北地区太原组煤中稳定组显微组分的研究

对南华北地区晚石炭世太原组煤中稳定组分作了详细的镜下鉴定和定量测试,发现太原组煤中稳定组分齐全,特征明显,不但含有相当数量的藻类体、沥青质体和渗出沥青体,面且还鉴定出一种新的稳定组分(未定名)。研究结果表明,沥青质体具双重来源;渗出沥青体和荧光质体属次生显微组分,是煤生烃排烃的煤岩学标志,并可能代表了初次运移出的重质和轻质烃类组分。富氢的稳定组显微组分虽然含量不多,但有迹象表明,它们对较强还原型腐殖煤的生烃排烃做出了应有的贡献。     

海相页岩优势储集相划分—以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为例

页岩岩相划分在中国南方海相页岩气的勘探开发过程中曾得到广泛研究,但由于在岩相划分过程中未考虑控制页岩有机质孔隙发育的热演化程度这一关键参数,从目前针对演化程度过高的海相页岩气的开发成果来看并不理想,因此页岩岩相划分并不适用于演化程度过高的海相页岩。提出基于页岩有机碳含量、储层热演化程度及有机质孔隙有效赋存空间组合的优势储集相概念及划分。页岩优势储集相是指储层的热演化程度、有机碳含量与有机质孔隙的组合。此次研究以重庆周缘下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩为研究对象,选取岩心样品进行有机碳含量测试、等效镜质体反射率测定及聚焦离子束扫描电子显微镜(FIB-SEM)等实验,明确龙马溪组和牛蹄塘组页岩的总有机碳(TOC)含量、镜质体反射率(Ro)及不同岩相页岩内有机质孔隙发育等特征。结果表明:龙马溪组页岩的富泥硅质页岩和硅质页岩均发育大量有机质孔隙,而同样岩相的牛蹄塘组页岩样品均不发育有机质孔隙。页岩中的有机质孔隙发育受控于储层的热演化程度,与页岩的岩相特征并无关系。优势储集相划分结果表明:研究区龙马溪组页岩属于适宜演化富有机质储集相(RC-1),由于热演化程度适宜,TOC含量高,储层内部发育大量有机质孔隙,使烃类气体得到有效赋存;而牛蹄塘组页岩属于过演化富有机质储集相,虽然TOC含量高,但热演化程度过高,导致储层内部有机质孔隙大量消失,烃类气体无法有效赋存。页岩优势储集相概念的提出与划分可进一步为南方高—过成熟度海相页岩气的高效勘探开发提供更准确的参数指标。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组烃源岩有机岩石学特征及其赋存状态

综合运用岩心观察、薄片鉴定、地球化学参数分析等方法,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉32井二叠系芦草沟组烃源岩开展了有机岩石学精细研究。结果表明:综合反射光、透射光特征,烃源岩有机质赋存形式划分为有形态有机质、无形态有机质和次生有机质,有机显微组分划分为5组12组分,以腐泥组无结构藻类体和沥青质体为主,次生组含量普遍较高,镜质组和惰质组含量较低,壳质组含量极少;依据有机质组分荧光性、含量、形态等特征,有机显微组分在岩石矿物中具有5种赋存状态,有机显微组分类型及含量具有显著的非均质性,与所赋存的岩石岩性组分、结构、构造具有明显的对应关系;腐泥组无结构藻类体和无定形体等富氢有机组分与有机碳含量和生烃潜力呈正相关关系,为该区主要的生烃有机组分。     

不同变质程度煤的煤岩特征及其加热动态

本文通过对不同变质程度煤的显微组分、反射率分布图解以及各显微组分的加热动态和半焦光性的研究,发现影响煤粘结性的关健组分是在某一反射率区间内的镜质组含量,其质量随变质程度变化。在计算配合煤的活性组分时不能等同看待。这为寻求一种活性加权法,计算煤的活性组分提供了实验依据。     

阜新沙海组页岩特征及页岩气资源潜力评价

在阜新刘家区以往钻井勘探等方面地质工作的基础上,发现阜新盆地埋藏大面积页岩,页岩气成藏与开发潜力巨大。利用阜新刘家区沙海组页岩实验室岩芯测试数据,分析了沙海组页岩的分布、有机碳含量、R_o、孔隙度、脆性矿物含量、裂隙特征等重要参数。得出刘家区沙海组页岩厚度为500~600 m,有机碳含量为2.14%,热成熟度为0.634%,平均孔隙度为3.46%,脆性矿物中,石英含量达37.21%,裂隙发育好,存在多种形式的纳米级孔隙和天然裂缝。根据有机碳含量、R_o等参数,采用资源丰度类比法估算出刘家区页岩含气量为（72.8~89.05）×10⁸ m³。通过对刘家区沙海组页岩气的分析和资源评价,可为刘家区页岩气的勘探开发提供必要的基础参数,确定阜新刘家区为页岩气勘探开发的有利区域。     

四川盆地富有机质页岩硅质生物成因及对页岩气开发的意义

通过岩石学、有机碳含量、主量元素和力学性质分析, 对四川盆地长宁双河剖面上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组页岩进行硅质成因研究。长宁双河剖面底部页岩过量硅含量为40%~62.7%, 具有高SiO₂, P₂O₅和Fe₂O₃, 低Al₂O₃, TiO₂, FeO和MgO的特征。Al/(Fe+Al+Mn)比值为0.67~0.71, Si/(Si+Al+Fe)比值为0.89~0.93, 在Al?Fe?Mn图解上落在生物成因区。五峰组有机碳含量(TOC)为2%~7.55%, 平均3.73%。龙马溪组页岩有机碳含量为0.23%~8.36%, 平均1.16%, TOC>2%段集中在剖面底部21 m, TOC与硅质含量具有正相关关系。页岩中发现大量放射虫、海绵骨针等微体化石, 证实硅质为生物成因, 指示页岩沉积环境为深水陆棚, 有利于形成自然裂缝和后期压裂改造, 对页岩气勘探开发具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东缘上古生界泥页岩储层定量表征

 页岩气主要以游离态和吸附态两种形式赋存在泥页岩中,泥页岩中的微孔隙和微裂缝是页岩气的主要储集空间和渗流通道,孔裂隙的发育程度关系到泥页岩中含气量的多少。结合场发射扫描电镜、氩离子抛光和核磁共振等技术,对鄂尔多斯盆地东缘台头剖面上古生界泥页岩中微孔隙和微裂缝的形态进行分析,并对微米级孔隙、纳米级孔隙、裂缝的大小和发育程度进行定量分析。分析认为:台头剖面泥页岩中微米级孔隙孔径平均值分布范围为1.32~5.58 μm,平均面孔率分布范围为19.48%~23.66%,有机质纳米级孔隙平均孔径分布范围为56.51~80.75 nm,平均面孔率分布范围为7.45%~9.66%,裂缝百分数分布于0.69%~5.13%,有效孔隙度为0.25%~1.33%,占总孔隙的16%~46%。综合分析认为台头剖面山西组泥页岩储层最佳,山西组泥页岩埋深较浅,微米级孔隙发育,裂缝百分数和可动流体百分数分别为2.18%、10.82%,有效孔隙度均值为0.76%,占总孔隙的16%~41%。     

页岩气藏开发的关键因素

 页岩气藏是一种非常规气藏,属连续型气藏,其储层结构复杂,为低孔、低渗型,对开发技术要求很高。本文简述国内外页岩气开发现状,对北美页岩气藏开展研究并总结其勘探开发成功经验,认为其有效开发的关键是甜点区优选及储层压裂改造,综合地质评价是页岩气资源投入开发的基础,储层改造技术是动用页岩气储量的核心。介绍了开发目标区优选的主要地质参数及钻完井优化的主要内容,同时结合中国页岩气井地质及工程参数实际对比,提出了页岩气成功开发的工作思路,即在水平段储层评价基础上,进行有针对性压裂射孔设计,采用适合工程参数以增大缝网改造体积和效率,进而提高单井产量。     

泥页岩天然裂缝特征及其对页岩气成藏、开发的控制作用

中国及北美地区页岩气勘探开发实践表明,泥页岩中发育种类繁多的天然裂缝,对于页岩气成藏和开发有着重要的控制作用,但各类裂缝所起的作用尚存在争议。首先根据产生裂缝的应力来源和触发机制的不同,将泥页岩内的天然裂缝分为构造裂缝和非构造裂缝两大类,进一步又划分出张裂缝、剪裂缝、构造压溶缝合线、层间页理缝、成岩缝和流体超压缝6类,并总结了每类裂缝的成因及发育特征。在此基础上,结合国内外页岩气勘探开发实例,认为泥页岩内部的微裂缝对页岩气的储集空间贡献微弱,大型天然开启裂缝可能破坏封存性能,不利于成藏;裂缝密度是页岩气开发的重要控制因素,一定范围内,裂缝密度越大,页岩气产量越高,超过一定范围,产量反而下降;被方解石充填的裂缝网络有利于水力压裂,而大型开启裂缝可能导致压裂液的漏失,诱发工程事故。     

页岩气储量评价方法

页岩气储量评价方法不同于常规油气资源评价方法。概述了页岩储层的地质特征和开采特征,根据其特殊性,提出了页岩气资源评价的关键参数,包括总有机碳含量、有机质成熟度、渗透率、孔隙度、含水饱和度和页岩含气量等,基于现阶段我国页岩气勘探开发现状,针对页岩气的聚集机理和特点,推荐采用概率体积法为主、类比法和统计法为辅的方法对页岩气资源进行评价。     

页岩边坡稳定的定性分析

页岩边坡是容易失稳的典型软岩边坡，根据边坡的几何特征、地质构造和变形破坏迹象，定性分析影响页岩边坡稳定的主要因素，判别可能失稳的类型，在为定量分析选择理论和方法，为边坡治理选择方案和措施中，起重要乃至决定性作用。     

修正的页岩气等温吸附模型

针对Langmuir 等温吸附方程及修正的双朗格缪尔模型（D-Langmuir）在研究非均质吸附介质页岩等温吸附 时,对实验数据拟合精度及稳定性不高的问题,展开了新的等温吸附方程研究,研究中将吸附系统内不同吸附介质 的吸附特征转化为系统内压力的实际作用效果,对D-Langmuir 模型进行压力修正,得到新的、适用于多吸附介质的 P-Langmuir 等温吸附模型。将以上模型应用于渝东南渝页1 井共21 个样品的等温吸附实验数据的拟合,结果表明： Langmuir 模型平均误差在-0.012 0～80.021 2 m3/t;D-Langmuir 模型平均误差在-0.003 64～0.021 20 m3/t;P-Langmuir 等温吸附模型相关系数的平方0.992 5≤R2≤0.999 8,平均误差在-0.003 25～0.003 21 m3/t,相比于Langmuir 方程及 D-Langmuir 方程,P-Langmuir 模型拟合精度更高,稳定性更好,对更准确地评价页岩吸附气量具有一定的实际意义。     

利用油页岩渣制备微晶玻璃

以油页岩渣为主要原料制备了微晶玻璃,探讨了微晶玻璃组成、主晶相确定和晶核剂选择等问题.采用DTA,XRD和SEM等测试手段,分析了晶核剂和热处理制度对微晶玻璃的影响.结果表明:复合晶核剂(TiO2+P2O5)能有效促进油页岩渣玻璃晶化;最佳热处理制度为:850℃核化100 min,980℃晶化80 min.微晶玻璃的主晶相为钙铁透辉石,次晶相为钙长石;晶体呈纤维状结构并且交错分布;性能明显优于同类的瓷质砖、大理石和花岗岩等建筑装饰材料.     

基于损伤理论的硬脆性泥页岩井壁稳定分析

硬脆性泥页岩地层的失稳破坏机理是非常规油气开发工作者的重点研究对象之一。从硬脆性泥页岩微裂缝的角度出发,将微裂缝视为硬脆性泥页岩的损伤,通过随机函数确定微裂缝的分布,将损伤力学和断裂力学相结合建立了硬脆性泥页岩的损伤本构模型。利用FLAC3D软件将硬脆性泥页岩的损伤破坏模型应用到井壁稳定分析中,并通过计算结果分析了钻井液、微裂缝形态等在硬脆性泥页岩破坏中占有的比重。计算结果显示,硬脆性泥页岩对钻井液的敏感度以及硬脆性泥页岩微裂缝的发育程度对井壁稳定影响最大,硬脆性泥页岩微裂缝的方向对井壁稳定影响很小。因此,钻井液的封堵性和密度是确保硬脆性泥页岩稳定的重要手段,控制钻井方向对维持硬脆性泥页岩稳定的作用有限。