海陆过渡相煤系页岩气储层压汞孔隙特征

煤系"三气"受到广泛关注,开展煤系页岩气储层孔隙特征研究具有基础意义。运用压汞法测定淮南煤田海陆过渡相煤系地层页岩气储层孔隙特征,研究结果表明,研究区煤系泥岩矿物含量以黏土矿物和石英为主,压汞曲线反映出3类孔隙形貌,总体连通性较好。页岩压汞孔隙体积在0.003 7~0.020 1 cm~3/g之间,平均为0.010 07 cm~3/g。总孔比表面积为0.425~7.074 m~2/g之间,平均为3.752 m~2/g。与中国南方龙马溪组、牛蹄塘组相比,孔容贡献均来自微孔和过渡孔,具有一致性,孔比表面积介于龙马溪组测试数据高、低值之间,孔容稍低于牛蹄塘组,但高于龙马溪组测试低值。基于Menger海绵模型计算得到的分形维数与平均孔径、比表面积与孔隙度具有一定统计学关系,将其视为表征储层物性的一个有效指标,具有一定实际意义。     

大牛地气田太原组太2段储层孔隙结构特征

本文根据薄片分析、孔渗分析、压汞实验分析成果,对大牛地气田下石盒子组太2段储层孔隙结构进行了研究,表明太2段储层具有较高的排驱压力和中值压力,较小的孔隙喉道半径。孔隙结构较差,造成太2段储层具有低等孔隙度和低等渗透率的特征。并利用孔隙度（中）、渗透率（K）、排驱压力（pd）和孔隙喉道半径（Rm）等四个参数对储层进行了分类,共分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类储层,其中Ⅰ类为本区好储层、Ⅱ类为中等储层,Ⅲ类为差储层,Ⅳ类为非储层,气田主要发育Ⅱ～Ⅲ类储层。     

大牛地气田下石盒子组盒3段储层地质特征

下石盒子组盒3段是鄂尔多斯盆地北部大牛地气田的主要勘探目的层。从沉积相和岩石学特征入手,结合常规薄片分析、孔渗分析、压汞试验分析成果,利用数理统计方法,对盒3储层特征进行了分析研究,结果表明该套储层为低孔隙、低渗透率储层,具有较高的排驱压力,较小的孔喉半径,且孔喉分选性差。在前人研究的基础上,结合低渗透油田的评价方法,确定了以岩性、物性、孔隙结构、含气性及电性等参数来进行储层分析评价的方法,认为盒3段以Ⅲ类储层为主,其次为Ⅱ类储层和Ⅰ类储层。     

织纳地区龙潭组煤系页岩气储层特征与勘探潜力评价

为查明织纳地区龙潭组页岩气勘探前景,通过分析Z2井龙潭组泥页岩样品的矿物组成、有机地化特征、微观孔隙特征、钻孔泥页岩厚度、分布情况及其含气性特征,研究了龙潭组页岩气储层特征并对页岩气勘探潜力进行评价。结果表明：泥页岩有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型,且以Ⅱ₂为主,总有机碳含量为1.34%~8.25%,平均值为3.68%,有机质成熟度为0.92%~3.24%,平均值为2.45%,属于高-过高成熟演化阶段,具有较好的生气潜力。扫描电镜结果显示泥页岩样品主要发育四类微观孔隙,包括粒内孔、粒间孔、有机质孔和微裂隙,内部孔隙发育,为页岩气提供良好的储集空间。Z2井泥页岩脆性矿物含量为24.40%~63.08%,平均值为41.22%,泥页岩总厚度为170.74m,占比42%,发育5个有效连续厚度大于15m的泥页岩层,与邻井可形成2个泥页岩层段,适宜进行压裂改造。织纳地区龙潭组泥页岩具备良好的生气条件、储集条件和可压裂性,具有较大勘探潜力。     

渝东北地区龙马溪组页岩储层微观孔隙结构特征

为了系统描述渝东北地区下志留统龙马溪组海相页岩的微观孔隙结构,应用氩离子抛光聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)、低温N2吸附及高压压汞实验定性和定量测试WX-1井岩心样品的孔喉形态、连通性、比表面积及孔径分布.通过对比分析不同实验测试的孔径分布,实现对页岩样品从微孔到宏孔的精细描述,并探讨了影响孔隙发育的控制因素.研究结果表明,龙马溪组页岩储层主要发育有机质孔、黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔、颗粒边缘溶蚀孔及微裂缝等5种孔隙类型.受到后期压实作用的影响,有机质孔隙发育具有微观非均质性.纳米孔隙类型复杂、形态多样,主要为开放透气性孔,但存在细颈状墨水瓶孔及少量一端封闭的不透气性孔等影响页岩气的渗流;孔径分布具有“双峰”特点,纳米孔主要孔径为2～10 nm、30～90 nm,即直径＜100 nm的孔隙提供了大部分总孔体积,为页岩储层主要发育的孔隙类型.孔隙发育受多种因素的控制,直径≤50 nm微孔、中孔的发育与有机质有关,有机碳含量与微孔、中孔的孔体积呈正相关性;直径＞50 nm宏孔的发育与黏土矿物含量有关,随着黏土矿物含量的增加,宏孔的体积、比表面积也随之增大.     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7页岩油储层孔隙结构特征

研究鄂尔多斯盆地新安边地区西部上三叠统延长组长7页岩油砂岩储层渗流能力与孔隙结构之间的关系。采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等测试技术,对新安边地区西部长7页岩油储层的物性、孔隙结构进行定性-定量研究。结果表明：长7储层的主要储集砂体类型为浊流砂体及三角洲前缘砂体,以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,粒度较细,储层致密、面孔率低,粒间孔及长石溶孔为最重要的孔隙类型;长7储层具有排驱压力较大、中值压力大、中值半径小等特点;不同物性储层的孔隙大小及分布差异不大,但喉道大小及分布差异相对较大;储层中纳米级喉道和亚微米级喉道控制着可动流体,随着渗透率的增大,开发潜力增大。长7储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因,浊流砂体的孔隙结构好于三角洲前缘砂体,喉道半径控制着储层的渗流能力。     

东营凹陷广利油田纯化镇组低渗透储层微观孔隙结构特征

对东营凹陷广利油田纯化镇组储层的岩性、物性,成岩作用以及粘土矿物对孔隙结构的影响进行了分析,揭示了该储层的微观非均质性及低渗透特征。研究表明,该储层成岩作用较强,并进入了晚成岩阶段A亚期,储层孔隙以次生成因为主,发育粒内溶孔及微孔隙,粒间孔隙多被充填,喉道类型以片状,弯片状为主;孔隙结构以中孔细喉,低孔细喉为主。以伊/蒙间层为主的粘土矿物含量较高,且以自形较好的晶体形式充填在孔隙中,在油田开发中应注意其潜在的水敏性。     

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。     

龙马溪组岩相类型及其对孔隙特征的影响因素

以川南黔北地区下志留统龙马溪组下段页岩储层为研究对象,以全岩矿物分析为手段,结合岩芯薄片观察,划分出4种页岩岩相,其中,黏土质页岩岩相和混合页岩岩相是本研究区发育的主要岩相.基于扫描电镜、有机碳含量和低温氮气吸附实验,系统地分析了两种主要岩相孔隙结构特征.结果表明,黏土质页岩岩相储层中较大孔隙以细颈瓶状、开放型孔隙和半...     

煤岩孔隙结构特征及其对储层损害的影响

煤岩特殊的孔隙结构及甲烷赋存和产出方式决定了其损害机理与常规储层存在明显差异。在此以六盘水地区亦资孔盆地二叠系煤岩气藏为对象,应用压汞和扫描电镜等手段,研究煤岩储层孔隙类型和孔隙结构特征,结合煤岩学、敏感性及工作液损害评价实验,探讨了煤岩气层损害机理。研究表明,煤岩中常见植物组织孔和气孔,裂缝发育,属双重孔隙介质,表现出很强的应力敏感性。工作液易通过天然裂缝系统侵入煤层中,导致裂缝内的固相沉积、水相圈闭和高分子处理剂吸附滞留损害。     

湘西北牛蹄塘组页岩气形成条件及有利区预测

基于野外露头和剖面资料,应用薄片观察、有机岩石学分析、扫描电镜、压汞、比表面和等温吸附实验等分析
测试成果,研究了湘西北地区下寒武统牛蹄塘组形成条件及其有利区分布情况。研究表明：牛蹄塘组黑色页岩具有沉
积面积广、厚度大、有机碳含量高（平均1.87%）和成熟度较高（大于1.0% 以上）等特点。在储层物性方面,页岩孔隙度
变化差异大（0.2%～25.9%）,平均孔径12.5±3.0 nm,分选性好,有利于含气页岩储层改造后的运移;孔隙结构以微小孔
为主,比表面积大,吸附甲烷能力较强,具有较好的含气潜力;对比美国五大盆地页岩气选区参数,认为永顺-桑植和
慈利-石门一带为页岩气形成有利区带。     

页岩有机孔成因演化及影响因素探讨

有机孔作为页岩孔隙系统的重要组成部分,形成于页岩生烃演化过程中,是页岩气生成、扩散和聚集留下的痕迹,也是页岩储层生气、储气能力的体现。在系统调研文献的基础上,结合已有的地质资料,首先,探讨了有机孔的成因,认为有机孔是有机质在生气膨胀力足够强时突破有机质表面大规模发育形成,属于生气膨胀力成因。其次,讨论了有机孔发育的影响因素。结果表明,有机孔发育除受TOC、R_o、有机质类型及显微组分等有机质地化属性影响外,还受有机质塑性特征、有机质赋存形式、次生沥青、压实作用及地层压力系数等的影响,变质阶段有机质的强烈压实变形不利于有机孔的保存,有机质黏附于矿物表面则有助于有机孔的后期保存,而地层压力系数与有机孔的发育具有较好的对应性。最后,以R_o作为主要划分指标,将有机孔的演化过程划分为未-低熟、成熟、高-过成熟及变质4个阶段,有机孔大量形成于高-过成熟阶段。     

四川盆地J区块五峰组页岩储层及吸附气特征研究

中国页岩气资源丰富,借助美国页岩气勘探开发经验,中石油、中石化两大石油巨头在四川盆地率先取得突破,中石化在J区块已建成10×108m3/年页岩气产能。为深化认识J区块五峰组页岩储层特征与吸附气特征,通过岩心显微图像、CT扫描和3D FIB图像观察、矿物成分分析、压汞测试、解吸气和吸附气量测量实验及测录井资料进行分析研究。结果表明,页岩代表岩性为灰黑色富含有机质硅质炭质页岩,黏土矿物以伊蒙混层(I/S)为主,脆性矿物以石英、长石为主,含量介于67.5%~85.0%;孔隙度分布在2.0%~7.1%之间,水平渗透率介于0.005~0.545 m D,孔喉半径主要集中分布于4~16 nm;TOC介于1.3%~5.9%,Ro介于2.2%~2.8%;页岩解析气量不低于3.0 m3/t,甲烷饱和吸附体积为2.77 m3/t,总解析气以吸附为主,散失气校正量偏小。研究结果为今后在四川盆地及中上扬子地区寻找页岩气勘探有利区块提供了借鉴。     

海陆过渡相页岩气储层特殊性——以大城地区山西组为例*

随着南方海相页岩气开发取得突破,华北地区海陆过渡相~陆相页岩气也逐渐受到重视。通过实验测试分析,以大城地区山西组页岩气储层为例,分析海陆过渡相页岩气储层的特殊性。研究认为大城地区山西组沉积环境为下三角洲平原分流间湾;储层黏土矿物平均含量为56.24%,石英等脆性矿物平均含量为42.13%;TOC平均为1.85%,有机质类型主要为Ⅲ型干酪根为主,成熟度平均为1.09%;泥页岩发育两类不同类型的孔隙。对比海相焦石坝龙溪组和陆相鄂尔多斯延长组7段储层特征,表明海陆过渡相山西组泥页岩厚度小、层数多为特征,有机地化和矿物组成等均与海相与陆相页岩气储层存在显著差异。山西组页岩气储层发育基础、有机地化和物质组成条件均较为良好,页岩气保存条件较好。山西组页岩气、煤层气与致密砂岩气叠置成藏,具有丰富的资源潜力,具有联合开采的资源基础。     

渝东南龙马溪组页岩气储层物性特征

 页岩气储层的物性特征是决定页岩气开发方案的重要因素。通过对渝东南下志留统龙马溪组页岩露头岩心的实验测试,研究了渝东南地区页岩气储层的物性特征。结果表明,渝东南龙马溪组页岩地层为层理发育,频散现象明显,但随着层理倾角的逐渐增加,波速整体呈下降趋势;页岩的孔隙度变化范围为1.5%～2.5%,渗透率变化范围为2.5×10^-4～1.3×10^-3mD,孔径分布以中孔隙为主,大孔隙较少,基本上没有微孔隙,毛管力较大;页岩的石英含量高,黏土含量低,为硬脆性页岩,脆性参数为0.49～0.77,平均为0.58;黏土成分以伊利石为主,含少量绿泥石和伊/蒙混层,不含蒙脱石,膨胀性能弱。研究结果为渝东南地区页岩气储层的开采方式选择、失稳机理分析以及压裂液方案设计提供了依据。     

黔西北地区构造对下寒武统页岩气藏保存的影响

针对黔西北地区构造条件的复杂性,通过对黔西北地区构造演化特征、褶皱断裂发育分布特征研究,结合本区页岩的沉积环境、厚度、TOC和R_o等,对黔西北地区下寒武统牛蹄塘组页岩气藏的保存条件进行了研究,参照页岩气藏保存条件评价指标,划分出了页岩气藏保存条件的有利区。同时,对其他地区页岩气藏保存条件的研究具有重要的参考价值。认为黔西北地区褶皱断裂非常发育,发育了以隔槽式为主的褶皱和不同期次下4组走向的断裂体系,使页岩气藏的保存条件得到了不同程度的破坏。页岩气藏保存条件有利的地区主要分布在黔西北中部的大方县和黔西县大部分地区、黔西北东北部的桐梓县以及仁怀市部分地区。     

黔北地区二叠系龙潭组页岩微观孔隙特征及其储气性

为了深入研究黔北地区海陆过渡相页岩储层微观孔隙结构特征,选取了二叠系龙潭组钻井岩心页岩样品进行氩离子抛光-场发射扫描电镜实验、氮气吸脱附实验、及相关地化和等温吸附等测试,研究页岩微观孔隙类型及孔隙结构特征,并探讨微观孔隙对页岩储气性能的影响。研究结果表明,龙潭组页岩储层的孔隙类型主要包括粒间孔、粒内孔、有机质孔、微裂缝4种,以矿物颗粒粒间孔和黏土矿物粒内孔最为发育,有机质孔发育较少,这主要是因为Ⅲ型干酪根显微组分为结构稳定的镜质组和惰质组在生烃过程中不易产生有机质孔;氮气吸附实验结果显示龙潭组页岩孔隙类型复杂,主要表现为两类：细颈广体的墨水瓶孔隙和四边开口的平行狭缝型孔隙,孔径主要介于3～5nm,以发育中孔为主,BET比表面积平均为15.846m2/g,BIH总孔体积平均为0.01258ml/g;龙潭组页岩样品吸附气含量较高（平均为2.37m3/t）,页岩储层微观孔隙对吸附性能有重要的影响,其中吸附气含量与页岩的孔径呈负相关关系,与页岩的比表面积、孔体积呈较好的正相关关系,页岩的纳米级孔隙为烃类气体的赋存和运移提供了有利条件。     

川东南盆缘复杂构造区龙马溪组页岩孔隙结构及分形特征

川东南盆缘复杂构造区龙马溪组页岩总有机碳(total organic carbon, TOC)含量高、热演化成熟度高,但构造条件复杂,其微观孔隙结构特征及分形特征相关研究较少且与四川盆内页岩存在差异,亟需进一步深入研究。为更好地表征页岩孔隙结构非均质性及其对页岩气富集的影响,综合运用核磁共振、高压压汞及扫描电镜等技术,定量表征复杂构造区页岩微观孔隙结构特征。基于分形理论,利用高压压汞、核磁共振方法获得不同尺度孔隙的分形维数,并探讨分形维数与孔喉结构参数、TOC含量、矿物组分含量的关系及其地质意义。结果表明：川东南盆缘复杂构造区页岩主要发育有机孔、粒间孔和微裂缝。孔隙结构具有多重分形特征,不同尺度孔喉分形维数存在差异,大孔喉复杂程度高于小孔喉,孔隙总分形维数为2.470 2～2.819 1,均值为2.625 6,反映复杂构造区页岩发育更为复杂的孔隙结构,为页岩气提供大量吸附点位,对页岩气聚集具有积极作用。TOC含量和石英含量等因素的共同影响,造成研究区页岩的强非均质性和复杂的孔隙结构特征。与四川盆内页岩相比,研究区页岩孔径分布较广、分形维数偏低。综合分析页岩孔隙结构及分形特征可为昭通示范...     

渝东南武隆地区龙马溪组页岩孔裂隙特征研究

为明确渝东南武隆地区龙马溪组页岩孔裂隙发育特征,利用岩芯观察、氩离子抛光扫描电镜分析、低温氮气吸附脱附实验等方法,结合图像分析技术和分形几何理论,对LY-1井龙马溪组页岩孔隙结构及分形特征进行了研究。结果表明,武隆地区龙马溪组页岩宏观裂隙以层间页理缝和成岩收缩缝为主,扫描电镜下可见粒内孔、粒间孔及有机质孔,有机质孔最为发育,孔径几纳米到几十纳米;低温N₂吸附实验结果显示龙马溪组页岩存在3类优势孔径,I类优势孔径分布在1.0~1.5 nm,表明微孔是该区主要的孔隙之一,Ⅱ、Ⅲ类优势孔径分别分布在2.5~3.5 nm、5.0~18.0 nm,孔径>4.0 nm时曲线分维值与TOC、脆性矿物含量及含气量呈负相关性,与黏土矿物呈正相关性。研究认为,有机质孔为页岩气富集提供了最主要的空间,黏土矿物发育复杂结构的孔隙对气体赋存具有一定贡献。