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第三届非常规油气成藏与勘探评价学术讨论会

第三届非常规油气成藏与勘探评价学术讨论会

  • 召开年：2015
  • 召开地：青岛
  • 出版时间： 2015-06

主办单位：中国地质学会;中国石油学会

会议文集：第三届非常规油气成藏与勘探评价学术讨论会论文集

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  • 摘要：本文立足烃源岩排烃阀值、原油滞留（吸附+容留）、毛细管力等，提出了本计算方法，并进行了试用,文章指出人工开采条件下岩层内部可流动的氯仿沥青“A”的量即原油资源量Q人工开采条件下可流动=(Q总-Q地质条件下暂不可流动)K Q人工开采条件下可流动=SHD(A-0.05*TOC)K式中：Q人工开采条件下可流动-人工开采条件下岩层内部可流动的氯仿沥青“A”的量即原油资源量K-人工开采条件下岩层内部可流动的氯仿沥青“A”即原油在人工开采条件下的可开采系数，0≤K≤1K值取决于岩层等效毛细管半径的频率分布特征，以及人工开采条件下地层与井筒的压力差等。
  • 摘要：鄂尔多斯盆地韩城地区是我国第二个大规模投入商业化开发的煤层气区,为研究该地区煤储层的微观孔隙结构及其对煤层气产能的影响,采用低温氮吸附法对研究区代表性煤样进行比表面积、孔容和孔径分布的测试分析.结果表明,研究区煤储层孔比表面积(0.3894-4.1103m2/g)和总孔体积(0.001395-0.018854cm3/g)相对较小;韩城南部地区煤储层孔径分布在3-80nm之间(其中微孔2.5％、小孔55.0％、中孔42.5％),比表面积在0.3894-0.7381m2/g之间,孔隙形态主要以开放的或者一端封闭的平行板状孔为主,在排水降压初期产量较低,达到产气高峰的时间较长,由于此类储层煤层气的吸附和储集能力较弱,含气量较低,稳产时间较短;中部地区煤储层平均孔径小于9nm,微孔极为发育(占70.0％),比表面积在4.1103m2/g左右,同时孔隙形态以墨水瓶孔或者细颈瓶孔为主,导致排水降压后产气高峰在较短时间内达到,产量较高,由于此类储存有利于煤层气的吸附和储集,含气量较高,稳产时间较长.
  • 摘要：本文采用ESI、实时直接分析（DART）、大气压光电离（APPI）电离源结合FT-ICR MS，对石油芳烃气相色谱质谱图中未知物进行分析，通过精确分子量得到谱峰的分子式，采用碰撞诱导解离（CAD）技术，隔离出母离子，逐级碰撞解离得到碎裂离子，最终鉴定为三（2,4-二叔丁基苯基）磷酸酯，分子式为C42H63O4P1，新的实验技术突破为极性化合物的研究提供了重要的技术手段，其主要的优势有：（1）可以高选择性地从复杂有机质中电离微量的极性化合物，省去繁锁的分离富集和降低样品用量；（2）高分辨率和高质量准确度确保仅通过质谱质量数就可准确地确定分子元素组成，具有传统质谱无法比拟的技术优势。
  • 摘要：本文以我国西部某含煤系地层盆地为例，在岩芯观察、X衍射全岩分析、X衍射粘土分析、铸体薄片、扫描电镜等大量测试分析资料基础上，结合测井资料，利用多元回归分析方法对岩石中矿物组分含量及脆性特征进行了定量预测，同时，指出次生孔隙发育带，并对岩石脆性特征及次生孔隙形成的原因进行了合理的地质解释，取得了提出了定量预测岩石中矿物组分含量及脆性指数的方法——多元回归分析方法，实现了单井岩石矿物组分含量及脆性特征的定量评价；在误差允许的范围内，基本保证了地质模型下定量预测的矿物组分含量和脆性特征的真实性等方面的认识和结论。
  • 摘要：本文以高台子油田葡萄花油层为例，设计了基于研究区实际参数的正演模型，以正演结果验证了90度相位转换技术在识别薄储层方面的优势，并分析了90度相位转换在研究区的应用效果。90度相位转换技术可以有效提高地震属性识别薄层砂体的能力，对于薄储层的属性预测，建议首先对地震剖面进行90度相位转换。但在使用90度相位转换技术时，总结出了90度相位转换是将地震数据进行相位旋转，并没有提高地震资料的分辨率；由于各地区地震资料的不同，有些地震资料可能是零相位的或者混合相位的，在使用90度相位转换技术时应先考虑该技术的适用性方面的建议。
  • 摘要：微生物勘探技术主要研究近地表土壤层中微生物异常与地下深部油气藏的相互关系,指示和预测有利勘探区块以降低勘探风险;在勘探成熟区,该技术能将地震勘探查明的地质构造划分成各种含烃级别,并指示油、气、水的分布位置,为油气藏开发中的油藏表征服务.微生物勘探作为一种地表勘探方法，在常规油气藏勘探方面已经取得了一定成果，其在具有一定特殊性的页岩气藏的勘探方面同样能够发挥一定的作用，具体表现在微生物勘探技术与油气藏的岩性无关，并且能明显地区分出烃前景的级别和无烃指示的区域（背景值），有利于对页岩气分布有利区进行预测等方面，并结合实际例子进行了说明。
  • 摘要：本文通过对所选少量(约5克)岩石样品，研磨后一分为二，并将其中一份用滤纸包好。然后将若干(30～300个)不同样品的上述滤纸包，放在同一个氯仿抽提装置中共抽提，抽提至从样品室滴下的抽提液荧光减弱至荧光3级以下后，将经过抽提的滤纸包烘干或取出并阴干，采用分析化验操作流程，测定岩样获得的基本参数，分别由原来的热解分析4项基本参数(若采用不同型号、不同厂家生产的岩石热解仪，甚至是不同的热解分析周期，不仅所获得的热解分析参数的个数不相同，而且参数的地化意义也有可能完全不同，但热解分析一般至少可获得3项基本参数，多的可以达到12项基本参数。而利用不同生产厂家、不同型号、不同热解周期的岩石热解仪测定，可获得的各类基本热解参数更是多达30项左右)和碳硫分析2项基本参数，增加到热解分析8项基本参数和碳硫分析8项基本参数。
  • 摘要：本文就致密储层石油非达西运移特征和聚集模式进行了研究，得到了以下结论：（1）致密储层石油运移表现为非达西渗流特征，渗流特征受岩石物性与流体性质的共同作用，主要表现为上凹型非达西渗流。（2）在模拟实验和地质研究基础上，可以建立石油运移动力（压力梯度）与视流度（或渗透率）对石油运移渗流流态影响的定量关系，从而判定致密储层石油运移的渗流流态。（3）致密砂岩储层含油饱和度增长模式主要有倒L型、直线型、反L型和S型四种模式。不同的增长模式具有不同的孔隙结构、物性、渗流及其含油饱和度增长特征。（4）含油饱和度的增长主要受压力梯度（运移动力）与视流度（或渗透率）的耦合控制，依据实验结果以及相似性原理，可以建立实验和地质条件下压力梯度（运移动力）与视流度（或渗透率）与含油饱和度的定量关系及图版，从而确定致密储层含油饱和度大小。
  • 摘要：本次研究针对6种常见的非粘土矿物开展了润湿性表征及评价工作，主要包括空气中液滴在矿物表面的接触角测量(座滴法)和水相中油组分液滴在矿物表面的接触角测量(悬滴法)实验。其中，后者以氯化钙型和碳酸氢钠型地层水为重点，研究水型和矿化度对“油组分一地层水一矿物”三相润湿角的影响，研究结果表明，泥页岩储层中常见非粘土矿物均为亲水性矿物，但亲水程度不同，而且在不同的油组分与水互存的情况下，这些矿物的亲水亲油性存在明显差异。研究结果也证实了岩石内部不同矿物润湿特征的差异性，这种差异性明显受水型和矿化度的影响。碳酸氢钠溶液对润湿性改变较大，甚至能使某些矿物(如石英、钠长石)发生润湿性反转。
  • 摘要：本研究利用ROCK EVAL热解仪，通过对热解分析条件的优化，在不同温段热释烃热解色谱分析验证和二氯甲烷抽提前后热释烃分析验证基础上，建立了页岩层系不同赋存状态页岩油定量表征技术，获取页岩体系中游离态页岩油量与吸附态页岩油量，研究表明:页岩吸附油主要以干酪根吸附作用为主，吸附油含量与有机质丰度存在明显正相关，同时与有机质演化阶段成负相关，随演化程度的增加，干酪根有机大分子结构更趋稳定，干酪根吸附一互溶能力降低，含硫有机质吸附能力是非含硫有机质的两倍;页岩游离油与有机质含量和有机质演化程度有一定正相关，但相关性差，这主要是游离油本身容易流动，其含量易受到排烃作用和运移充注作用的影响。
  • 摘要：为考察孔径尺寸对“油—水—岩”润湿角的影响，本次研究选取了5种石英管内径尺寸进行研究，结果发现1,3一二甲基环己烷与空气在石英管内润湿角从25.6“变化至3.20，润湿角变化范围较大，其他5种试剂与空气在石英管内润湿角的变化规律同样呈现孔径越小接触角越小的规律。
  • 摘要：本文对大民屯凹陷E2S4富集段内可动页岩油资源潜力评价进行研究，根据大民屯凹陷的排烃门限确定出页岩油的可动标准，将恢复得到的S1减去不可动油即为可动油的量。利用体积法，对凹陷内不同层位不同级别的可动页岩油资源强度进行评价，计算得E2S4上段的可动资源量大约为0.13亿吨，E2S4下段的可动资源量大约为0.31亿吨。
  • 摘要：研究区位于重庆市东南部，西侧受七曜山限制，东侧受雪峰山制约，南部受黔中隆起的影响，在大地构造上属于扬子准地台上台内坳陷构造单元（图2-3）。该区历经晋宁、澄江、加里东、华力西、印支、燕山、喜山等构造运动形成了现今的北北东向山脉及小型山间盆地相间的地貌特征，构造变形十分复杂，发育多个三级构造单元：桑柘坪向斜、铜麻圆背斜、铜西向斜、咸丰背斜的北端，酉阳向斜、鸡公岭背斜、酉酬背斜以及平阳盖向斜大部分等。背斜核部主要出露寒武系，向斜核部主要为中三叠统，相对于相比渝中地区背斜窄、向斜宽的隔挡式构造变形特征而言、黔江区和酉阳地区则表现为，向斜窄、背斜宽或背斜与向斜等宽，表现，为典型的隔槽式或过渡式褶皱背斜。奥陶系—志留系界线附近的五峰组—龙马溪组黑色岩系是扬子地区重要的含气层系。该套黑色岩系除滇黔隆起区外，广泛分布于扬子地块其他地区。上奥陶统五峰组厚度不大，但分布广泛，主要由灰黑色页岩、硅质页岩组成，局部地区顶部有一薄层灰岩（观音桥段）。龙马溪组主要以黑色页岩、粉砂质页岩为主，局部夹硅质泥岩，代表浅海陆棚沉积环境向上罗惹坪组为浅海陆棚一近滨沉积环通过渝东南地区10余口页岩气井钻探资料及野外地质剖面的观察、实测，结果显示五峰—龙马溪组黑色页岩在全区内分布广泛，变化范围较大，在40-320米之间，平面上呈东南薄西北厚分布特征。其中黔江—彭水—武隆一带沉积厚度较大，厚度在120-300之间。龙马溪组下段及五峰组沉积期为滞留盆地相沉积，烃源岩全区分布，有机质丰度较高，普遍大于2%。由于沉积充填作用使水体逐渐变浅，滞留盆地相逐步转化为浅海陆棚相和滨浅海相，先前的强还原环境随之向弱氧化—还原环境和氧化环境过渡，有机质保存条件逐渐变差，烃源岩仅发育于其下部层段，有机质丰度由下往上逐渐降低的变化反映了这一点。上奥陶统—下志留统黑色页岩的有机质类型以Ⅲ为主，有机碳含量较高，普遍大于1%。在平面上，高有机碳含量主要位于黑色页岩的沉积中心，即黔江、武隆、彭水等地，有机碳含量均超过3.0%。由于沉积充填作用使水体逐渐变浅，滞留盆地相逐步转化为浅海陆棚相和滨浅海相，先前的强还原环境随之向弱氧化—还原环境和氧化环境过渡，有机质保存条件逐渐变差，有机质丰度由下往上逐渐降低的变化反映了这一点，所以烃源岩仅发育于其下部层段。有机质演化程度总体较高，Ro均大于2%，属于高成熟—过成熟阶段。所以，在普遍演化程度较高的情况下，局部存在演化程度较低且适合页岩气发育的地区。目前，渝东南地区多口钻井获得页岩气突破和发现，其中以焦页1井位代表的涪陵页岩气田，成为我国首个实现商业开采的页岩气田，彭水地区也获得日产万方的气流，此外，黔江页岩气区块也获得较高的解析气量。对比分析认为，武隆向斜可作为下一步重点勘探方向。该地区黑色页岩厚度大于70米，有机碳含量大于2%，热演化程度适中。此外，武隆向斜构造形态完整，断裂不发育，地层倾角小于30。，向斜西翼龙马溪组未暴露地表，有利于页岩气的保存。
  • 摘要：本文对渝东南下志留统龙马溪组优质页岩储层评价指标进行了研究，以有机碳含量、石英含量、孔隙度与渗透率,厚度及含气量作为渝东南地区下志留统龙马溪组优质页岩储层主要评价指标,通过黔页1井高产页岩气层段与低产页岩气层段各地质指标及生产数据对比分析,初步确定这6项评价指标的下限值.
  • 摘要：对肇州区块沙河子组储层物性、薄片、扫描电镜以及压汞实验资料的分析，凹陷内目的层段主要存在两个方向的物源体系：来自中央隆起带的西部物源体系及东部斜坡带的东部物源体系，致使该区沙河子组储层依方位大致发育在西部扇三角洲相与东部辫状河三角洲相砂体中。长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为其两种主要的岩石类型，少量存在亚长石砂岩。钙质胶结物与泥质杂基构成主体填隙物，储集空间类型为“少见原生孔、多见次生孔、可见微裂缝、偶见晶间孔”的特征，通过对研究区取心井段的岩石铸体薄片观察，发现原生、次生孔隙与少量微裂缝型储集空间为凹陷内部沙河子组砂体储层重要储集空间类型。区内目的层段从样品中来看，酸性的孔隙水使长石、岩屑颗粒溶解、溶蚀形成的溶蚀孔为常见的次生孔隙。具体可分为粒间溶孔与粒内溶孔两类。凹陷内沙河子组也存在少量由于石英、长石次生加大形成的晶间孔。对肇州凹陷沙河子组取心井的样品毛管压力曲线的观察，进而分析该区储层的孔隙结构特征，认为该区沙河子组储层的孔喉结构特征全部为微孔微喉型。根据大庆油田研究院天然气室所提供的储层实测物性资料和岩心取样实测物性数据，做孔隙度—渗透率交汇图及孔隙度、渗透率分布频率关系直方图等图件，可以看出储层整体具有“超致密储层”的特征。储层孔隙度>8%的仅有3个样品点，特低孔特征明显；渗透率>0.05mD的仅有2个样品点，超低渗特征明显。随后进行了拟合物性研究，根据测井—物性所建立的拟合关系，计算肇州凹陷沙河子组孔隙度和渗透率，发现孔隙度>8%的含量仅占0.02%，而渗透率>0.05mD的含量占17.3%，拟合物性特征与实测物性特征相吻合，认为肇州凹陷沙河子组储层性质为超致密储层，具有特低孔超低渗的特征。在肇州凹陷沙河子组致密储层的成因分析中，认为先天沉积条件是致密储层形成的物质基础，通过对研究区沉积物组分的研究分析发现，岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩是研究区沙河子组主要储层岩石类型，特点在于有较高的塑性颗粒含量。后期储层经受强烈压实的有利物质基础来源于低成分成熟度引起的岩石的弱抗压能力。有效储层的因素可以归结为“沉积主控、压实主导、胶结增密、溶蚀添孔、裂缝改渗”，压实作用和胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层物性起破坏作用；溶蚀作用通过产生次生溶孔对储层物性起建设作用；构造活动产生的微裂缝对储层渗透率起改善作用。纵向上，SQ3段处于储层次生孔隙发育带，是有利储层主要发育层段，SQ2次之：平面上，西部扇三角洲前缘亚相为最有利储层发育区，东部辫状河三角洲前缘亚相次之。
  • 摘要：本次研究采用MX200型X-CT扫描仪对美国泥页岩露头、四川焦石坝页岩和东营凹陷泥页岩测量其孔隙结构,。假定样品内每个点的吸收系数和坐标为未知数，利用不同角度照射所得的二维图像（总吸收率），进行求解，得到每个空间位置点的吸收系数，并灰度成像显示,研究表明，不同于常规储层的测试方法，X-CT扫描成像技术能够较好观察泥页岩中原始的孔隙结构，能够更好的识别泥页岩中油气的赋存空间。
  • 摘要：本文利用岩心实验分析方法对非常规致密及泥页岩储层含油性评价.总结出了将钻取的岩心按非常规致密储层取样原则进行现场配套取样，获得致密储层岩心实验样品；按照不同岩性进行实验单项评价，获得致密及泥页岩储层含油性单项评价图和实验评价结果等方面的实验分析及评价方法，提出了泥岩-砂条-泥岩生储盖微组合类型中砂条含油，现有开发技术下泥页岩油产层主要是砂条，其厚度为毫米-厘米级，发育在湖相区和三角洲外前缘的薄层泥岩内或厚层泥岩靠近顶底的部位等方面的致密储层含油性评价结果。
  • 摘要：鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩恒速压汞及常规高压压汞实验结果显示，砂岩岩心孔隙半径均值、喉道半径均值与渗透率之间无明显相关性，孔喉中值半径与渗透率相关性明显，实验结果显示，不同充注阶段内含气饱和度与喉道半径数值显示较好的相关性：随着充注压力增大可连通喉道体系也随之增大，因而O点和B点的含气饱和度也逐渐增大；当充注压力达到最大岩心内所有可连通微细喉道体系均已连通后，C点的含气饱和度在B点基础上仍有部分增大，如果C点含气饱和度与B点相近表明岩心微观体系中喉道末端未连通空间体积相对较小，如果C点含气饱和度明显高于B点则表明岩心微细体系中喉道末端未参与渗流空间相对较大，该部分微细喉道空间虽然不能改善储层渗透率大小，但仍可作为有效空间存储天然气；因此真实岩心实际储存空间（有效孔隙度）应从微观喉道体系进一步测试，建立喉道半径最小值与最大含气饱和度之间的拟合关系，分析喉道末端未参与渗流的储气空间与喉道半径之间的相关性，从而以天然气充注渗流-充注扩散角度综合分析砂岩储层的致密状态及有效储集空间。
  • 摘要：用扫描电镜观察页岩样品主要有观察自然断面方法和氩离子抛光方法.自然断面方法是直接从大块样品上用锤子敲取扫描电镜适用的小块(1cm3左右),一般取垂直层理和平行层理的新鲜断面,固定在样品台上,喷金后直接观察.氩离子抛光方法是从大块样品上取下小块后,先用机械方法对样品进行打磨处理,打磨成适合氩离子抛光用的光滑薄片(厚度1mm左右),然后再进行氩离子抛光.自然断面下，有机质识别比较困难，需要一定经验积累，识别要点有：有机质是非晶体，无固定形态；有机质硬度较低，矿物容易在上面形成铸模孔；通过能谱进行化学成分分析，C含量较高者（一般要超过30%）为有机质。
  • 摘要：本研究从微观角度，采用格子Boltzmann方法模拟气体在页岩纳米孔道中的流动。在模拟过程中，采用的是带有Langmuir滑移边界条件的标准D2Q9模型。研究结果表明：随着页岩气体流动通道直径的降低，孔壁处的气体滑脱速度逐渐增大。当孔径足够小时，气体分子与孔壁的相互作用占主导地位，边界滑脱速度显著高于孔道中心的气体流速，孔道出口端的流速剖面也由Poiseuille流的经典抛物线形状转变为“两端高中间平缓”的柱塞状。页岩气体在纳米孔隙中的流动存在“双滑脱效应”：不仅管壁处的气体分子发生滑脱，气体分子与孔壁发生碰撞，获得动能后反弹进入流体，这增强了整个纳米通道中气体的流动。
  • 摘要：本文以渤海湾盆地辽河坳陷的含油泥页岩样品为研究对象，首先对实验样品进行高温抽真空预处理，然后以高纯度氮气为吸附质，在77.35K温度下测定不同相对压力下的氮气吸附量,研究发现，，由于低温氮气吸附几乎不受张力强度效应的影响，而对解吸过程的影响较大，因此，吸附等温曲线更适宜用于孔径计算，从而进行泥页岩储层定量表征。
  • 摘要：本文以中国南方渝东南地区海相志留系龙马溪组典型富有机质页岩样品为研究目标，通过页岩地球化学分析、全岩x-射线衍射实验、二氧化碳吸附实验、氮气吸附实验、高压压汞实验、SEM扫描电镜实验等方法，同时引进表征页岩微观孔隙结构分布非均质性的分形维数等，对页岩储层进行基础地化特征、微观孔隙结构类型、微观孔隙孔径大小、分布及非均质性的表征等方面的研究。结果表明：①渝东南龙马溪组页岩具有较高的有机质丰度和脆性矿物含量。渝东南龙马溪组底部以发育深水陆棚富有机质硅质页岩岩相为主，有机碳含量大于2%、脆性指数、有效孔隙度和含气量均较高，有机碳含量高使其生烃潜力大，同时造成大量有机质孔的发育，脆性指数高表明石英、长石等脆性矿物含量高，易于压裂：②渝东南龙马溪组页岩发育多种微观孔隙结构类型，其中以有机质孔分布为主，其次为原生晶间孔、原生粒间孔，分布最少的为次生溶蚀孔和次生晶间孔。渝东南龙马溪组富有机质页岩中发育大量的微纳米级孔隙，其中有机质孔数量多，连通性好，孔径大小在5—200nm之间，对页岩中游离气的富集、吸附气的赋存和页岩气的渗流具有决定作用；其次是原生晶间孔，孔径大小多在0.5～2um之间，决定了游离气的富集：溶蚀孔和原生粒间孔数量少、孔径小、连通性差，对页岩气的赋存不起控制作用：⑧渝东南地区龙马溪组页岩微观孔隙分布特征以宏孔(>50nm)为主，其次为中孔(2～50nm)和微孔(<2nm)。经过C02、N2气体等温吸附实验、高压压汞实验，并结合全孔径分析表明，其中宏孔(>50nm)的分布对微孔的孔体积的贡献占据了主导作用，控制了页岩的游离气量，其次是中孔(2～50nm)，而微孔(<2nm)的发育数量较少，对孔体积的贡献最小；④脆性矿物石英含量、TOC含量对页岩储层微观孔隙的分布起到决定性的控制作用。通过对N2吸附实验、高压压贡实验数据采用分形理论处理，得到反映孔径分布的分形维数，同时结合页岩储层地化分析数据，认为石英等脆性矿物主要控制宏孔(>50nm)的发育，而TOC含量主要控制了有机质孔的发育。因此，结合页岩地化特征分析、吸附实验、扫描电镜实验、分形理论等手段，可较准确表征页岩微观孔隙结构类型及非均质性特征，对页岩气资源评价具有指导作用。
  • 摘要：本文运用钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、阴极发光、压汞等分析化验资料，系统的研究了川西坳陷中段上三叠统须家河组四段致密砂岩储层的岩石学特征及物性特征，并对储层发育的控制因素进行了分析，研究发现，须四段储层以低孔致密储层为主，孔渗相关关系较好（图2c）。统计4867组物性数据可知，最大孔隙度为13.96%，最小为0.28%，平均孔隙度为5.15%。在孔隙度频率直方图上大致表现为两个峰值，其中近30%的样品孔隙度极低，分布于0~2%区间，其余样品的孔隙度则表现出较好的正态分布特征，主峰在5%~7%之间，但较为分散。
  • 摘要：本次以松辽盆地南部为靶区，以青山口组为目标层系，通过全面的资料收集和系统的分析测试，揭示泥页岩共生能源矿产的成藏条件。根据青山口组分布特征及相应的地质条件，初步预测松辽盆地青山口组存在油页岩、页岩油、页岩气、油砂、致密气和致密油等非常规能源。油页岩主要分布在东南隆起区埋藏较浅的区域，在埋藏区域较浅的区域也可能存在生物型页岩气；在中央坳陷等埋藏相对较深的区域可能发育页岩油、页岩气；西部斜坡砂泥互层、青山口组底部以及青山口二、三段的中上部的砂岩中也具备致密气、致密油成藏的地质条件；在松辽盆地各后期隆起的区域中，与青山口组暗色泥岩互层或者顶底板的砂岩具有较大的油砂成藏潜力。
  • 摘要：针对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层，开展全井段取心及厘米级岩心描述，通过对致密油岩心样品进行各项实验分析技术的方法实验和效果比对，形成以多参数配套联测为代表的致密油实验分析技术，开创了非常规致密油的源岩特性、岩性、物性、含油性及内在关系的实验研究，提出了二叠系芦草沟组为一套有机质丰度高、母质类型好、处于成熟阶段的湖相优质烃源岩，其中泥岩类为好的烃源岩，具有很强生烃潜力，为芦草沟组致密油的主力烃源岩；白云岩类为较好-中等烃源岩，具有较强生烃能力，对该区致密油有一定贡献等方面的结论与认识。
  • 摘要：储层伤害是让油气工业尤其头痛的问题.作为储层伤害的一种伤害形式,粘土膨胀会造成储层孔隙度及渗透率的下降,从而导致油气井产能下降.粘土膨胀造成的储层伤害是由于粘土膨胀或运移/沉积而造成孔隙堵塞或吼道堵塞而引起的.首次提出了向地层中注入泡沫来解除粘土膨胀造成的储层伤害,进而提高近井地带孔隙度和渗透率的概念,并设计了氮气泡沫解堵试验系统.为了模拟由粘土膨胀造成不同程度的储层伤害,以PVA薄膜包裹细粉砂及钙基膨润土的方式,首次制备了可出砂人造岩心3块.完成了泡沫解堵试验,发现粘土含量越高,储层伤害所造成的渗透率下降越明显;泡沫解堵工艺对于砂堵及粘土膨胀所造成的储层伤害修复效果较好.定义了渗透率恢复系数,发现排出程度在达到约11％之前,渗透率恢复速度较快;粘土造成的伤害比由细粉砂造成的储层伤害严重.
  • 摘要：本文以鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组长7段陆相页岩岩心解吸气体为研究对象，通过现场解吸、分时间段收集页岩气样品，并对气体样品进行组分和碳同位素分析。分析页岩气组分、碳同位素随解吸时间的变化规律，初步探讨解吸气量与页岩气组分、碳同位素变化的相关性，为页岩气储量评价及产能监测提供有利依据。
  • 摘要：致密油储层表现为多尺度孔隙发育、孔喉结构复杂,纳米级别到微米级别的孔隙均有发育的特点,单一的实验方法很难完整有效地描述致密储层的孔隙结构.本文以鄂尔多斯盆地延长组长6～长8储层致密砂岩岩心样品为例,通过扫描电镜、高压压汞、恒速压汞实验,阐明了高压压汞法和恒速压汞法在致密油储层孔隙结构表征方面的优缺点,分析了两种方法联合表征的合理性.提出了高压压汞法和恒速压汞法联合表征致密油储层孔隙结构的新方法,并结合扫描电镜实验结果对新的孔径分布曲线进行分析验证.本文提出了一种表征致密储层完整孔隙结构的新方法，该方法有利于加深对致密储层孔隙结构的认识，研究结果还可以作为致密储层储集能力评价和渗流规律研究的基础。
  • 摘要：本文主要阐述岩心压汞技术的实验过程及其在研究非常规致密储层孔喉结构中的重要作用，岩心压汞技术是储层岩石孔隙结构研究最常用的分析技术之一，利用压汞毛细管力曲线可以获取反映储层孔喉大小和分布情况，进而有效划分储层类别。岩心压汞技术包括恒速压汞和高压压汞两类。还需要结合多种技术方法来研究非常规储层的微观孔喉特征，这样，可以更好地诠释非常规储层，为油田的勘探开发做好准备。
  • 摘要：南方海相发育下寒武统筇竹寺组及上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组两套优质烃源岩，是页岩气勘探主要目的层系（李玉喜等，2011）。经过近5年的艰苦探索，中国石化率先在四川盆地东南缘礁石坝取得页岩气勘探重大突破，探明首个千亿方整装页岩气田（郭彤楼等，2014；郭旭升，2014），中国石油及延长石油相继在四川盆地及周缘的长宁、威远、昭通及鄂尔多斯盆地延长等地取得突破。就勘探成效而言，四川盆地及周缘地区页岩气产能建设主要针对龙马溪组，而筇竹寺组受限于热演化程度过高、强改造导致保存条件变差等因素制约，页岩气勘探尚未取得重大突破。镇雄—赫章地区地处四川盆地南缘的滇黔北坳陷，其筇竹寺组页岩气成藏条件优越（梁兴等，2011）。筇竹寺组含气页岩在分布稳定，暗色泥页岩厚度平面上从西到东、由北至南总体具有薄—厚—薄的变化趋势，厚度一般为lOOm～200m，其沉积厚度中心在A井—芒l井区，且向斜页岩埋深适中；由西至东有机碳含量增加，YQ2井—赫章一线以东地区筇竹寺组下段有机碳整体为2%-3%，大湾—毕节一线以东地区有机碳含量3%—4%：干酪根显微组分主要为腐泥无定形和腐殖无定形，其干酪根碳同位素值613C分布在-34.7‰～-27.6‰之间，反映干酪根类型主要为工型和Ⅱ1型，为页岩气有利生气母质类型：筇竹寺组矿物组成以碎屑矿物及粘土矿物为主，次为自生脆性矿物，脆性较高，与北美Barnett页岩相似，利于后期储层压裂改造。A井、B井及镇雄盐源剖面筇竹寺组14个样品折算的镜质体反射率值为2.25-3.96%，热演化程度差异较大，其平均值为3.32%，均处于过成熟阶段。该区筇竹寺组除热演化程度差异较大外，其他页岩气基本地质条件良好且差异较小。勘探实践表明古隆起控制常规与非常规油气聚集成藏。南方高演化与强改造区发育的古隆起及周缘地区缺失层系较多、热演化间断时间长且演化程度相对较低，故寻找古隆起及周缘地区的有利保存区成为该区筇竹寺组页岩气突破的方向。通过二叠纪前关键期次岩相古地理图及古地质图的编制，证实镇雄—赫章地区发育加里东—海西期古隆起，并厘清古隆起对沉积充填的控制作用。基于钻井—露头—地震资料，精细刻画镇雄—赫章地区沉积—剥蚀分区特征，结合各分区典型沉积埋藏史，分析各区沉积—剥蚀差异性，其中I及Ⅱ区缺失层系相对较多，且热演化间断时间长，为镇雄—赫章地区筇竹寺组热演化程度相对较低区块（图1）。立足现有勘探资料，突出保存条件相关评价，建立适合该区筇竹寺组页岩气选区评价指标体系，结合地表地质调查，在I及Ⅱ区中优选3个有利钻探靶区，有效指导镇雄—赫章地区筇竹寺组页岩气勘探实践。
  • 摘要：本文以珲春盆地为例，分析了低煤阶煤层气成藏主控因素，研究发现，煤层气的成藏富集受到诸多的地质因素控制，煤层厚度、埋深、变质程度、含气性、储层压力、构造条件等等都在一定程度上影响煤层气成藏。
  • 摘要：本文综合应用微纳米CT、核磁共振、场发射扫描电镜、铸体薄片图像及压汞分析技术，对松辽盆地北部源内高台子致密油层的孔隙结构进行了精细研究，并综合岩性、物性、脆性、孔隙结构参数等指标建立了源内致密油分类标准。分析压汞孔喉半径与孔渗关系可知，致密油孔喉半径43nm对应的孔隙度为5%、渗透率为0.03mD。根据不同含有级别的储层孔喉分布，确定高台子油层致密工类储层（油浸）下限平均孔喉半径为lOOnm，与之相对应的孔隙度为8%、渗透率为0.ImD;因此，确定高台子致密油I类储层物性界限为孔隙度大于8%，渗透率0.l～lmD，平均孔喉半径大于lOOnm;Ⅱ类储层物性界限为孔隙度5～8%，渗透率0.03～0.ImD;平均孔喉半径为43～lOOnm。通过建立平均孔喉半径与排驱压力函数关系，致密I类储层排驱压力小于2MPa。致密Ⅱ类储层排驱压力介于2-7.5MPa。致密油储层分类评价标准的建立为致密油可采储量、压裂及有效动用、产能评价具有重要意义。
  • 摘要：煤层气是由成煤有机质先期沉降经热变质作用生成热成因气与后期煤层被抬升经微生物降解作用生成次生生物成因气混合而形成的。研究结果表明，5个典型矿区的煤层气成因都为生物与热混合成因煤层气，其中淮南辛集、潘集、张集和淮北芦岭矿区生物成因煤层气占多数，淮北临淮矿区热成因气占多数；关于煤层气成藏动力学机制，两淮煤田逆冲推覆构造背景下的煤层气富集有利区位于汇水区的构造高部位，其成藏机制表现为早期热成因在构造抬升过程中发生散失造成了煤储层呈不饱和状态，而后期生成的次生生物成因气在水力封堵或断层遮挡作用下保存下来，并形成煤层气的富集有利区。
  • 摘要：此项研究针对Haynesville页岩开展了核磁共振岩石物理实验，共测量页岩岩心11颗，得到了核磁总孔隙度、有效孔隙度和粘土水体积以及横向弛豫时间(T2)分布，并对T2分布的形态和幅度等特性进行了分析。研究发现，与常规密度孔隙度相比，有些页岩岩心NMR孔隙度被低估。针对这一问题，开展了页岩NMR孔隙度影响因素分析。通过构建NMR孔隙度与粘土含量、总有机碳含量、干酪根含量和黄铁矿的体积的关系，研究得出黄铁矿或干酪根是引起孔隙度偏小的主导因素，并相应地建立了页岩NMR孔隙度校正模型。利用核磁共振分布可以计算表面积、体积比和计算孔隙半径。图2为基于岩心H6的T2分布计算得到的计算孔隙半径，可以看出，这些页岩的孔隙属于微孔，这与来自Sondergeld（2012）的描述相吻合。所以，核磁共振T2分布是孔隙结构研究的新手段。
  • 摘要：本文通过对沁水盆地南部郑庄区块13口煤层气井91个岩芯解吸数据进行统计分析，结果显示研究区高阶煤层气解吸率总体上较高，分布范围为89.5~100%，平均98.1%。其中，自然解吸气百分比均达85%以上，主要分布于90.6~98.4%之间；损失气和残余气百分比较低，分别为0.9~8.5%（平均3.3%）和0~10.5%（平均1.9%）。
  • 摘要：为确定页岩生烃所形成的有机孔隙对页岩气储集空间的贡献,按照物质平衡原理,结合化学动力学方法,建立定量评价页岩有机孔隙度的模型,在渝东南地区下志留统龙马溪组页岩储层中进行应用.结果表明:页岩有机孔隙度评价模型的重要参数为原始有机碳w(TOC0)、原始氢指数IH0、有机质成烃转化率F(Ro)和有机孔隙校正系数等;Py1井下志留统龙马溪组页岩有机孔隙度范围为0.20～2.76％,平均值为1.25％;垂向上有机孔隙度变化趋势与残余有机碳变化趋势相一致,在埋深相近的同一套页岩储层中可以利用残余有机碳含量变化趋势指示有机孔隙的相对大小.
  • 摘要：本文主要以探井揭示的地质资料为依据，结合沉积学、地球化学和储层物性测试等方法，研究了英吉苏凹陷英南2致密砂岩气藏的沉积地质背景及生、储、盖地质条件，探讨了其成藏模式，表明英南2志留系气藏具有以下成藏过程：加里东早期，英南2号构造形成低幅度宽缓背斜的构造雏形，由于上覆中—上奥陶统快速沉积，英吉苏地区寒武系—下奥陶统烃源岩快速进入生烃门限并处在不同生烃阶段，寒武系—下奥陶统生成的油气在寒武系、奥陶系的古隆起构造中形成古油气藏。加里东中晚期—海西早期，构造运动强烈，使得低幅度宽缓背斜进一步形成挤压背斜，随着古隆起的隆升、剥蚀，古油藏破坏并发生调整。同时，随着埋藏深度的增大，寒武系—下奥陶统烃源岩成熟度进一步增大，位于古隆起的寒武系和奥陶系的古油藏裂解形成含少量凝析油的气藏。燕山晚期—喜山期，英南2号构造形态基本保持不变，阿拉干断裂继续活动，深部寒武系、奥陶系古油气藏内的原油裂解气和部分原生天然气沿断裂向上运移调整，在上覆志留系圈闭中富集成藏，形成现今的英南2号志留系气藏。
  • 摘要：本文就层压力预测技术在非常规油气储层分析中的应用进行了研究，指出为了预测非常规油气的有利储集空间，寻找勘探的甜点，利用所采集的地震资料，结合地温、时差及密度等测井数据，结合温压关系式：V(P,T)=V0[(P/P1)a+b(T/20-1)]，本研究方法具有计算方便,适用性强的特点；既适用于钻井较多的成熟地区,也适用于钻井较少的勘探新区,预测功能较强；通过对钻井、测井等资料的运用,得到较为可靠的信息；钻探结果与预测分析结果基本一致，为非常规油气勘探提供较为准确的依据。
  • 摘要：通过储集层岩性分析、流体包裹体测试、烃源岩地球化学等手段，详细对比研究了鄂尔多斯盆地东缘神府-临兴区块上古生界致密气成藏的地质条件及致密气藏基本特征。结果表明，神府-临兴区块主力烃源岩为上古生界本溪组、太原组和山西组煤系烃源岩，煤系烃源岩广覆式生烃、持续性充注为致密气藏的形成提供了气源保障。但烃源岩成熟度研究表明，临兴地区RO在0.9%-2.5%左右，神府地区RO在0.8%-1.2%左右，临兴地区烃源岩成熟度高于神府区块。
  • 摘要：本文就页岩孔隙发育的影响因素进行了研究，指出从地质学角度看，页岩孔隙发育形成受到外因及内因的双重控制。其中，外因主要包括构造部位、构造应力、沉积成岩作用和生烃过程产生的高异常地层压力；内因主要包括有机碳含量、成熟度和矿物组成等。
  • 摘要：本文对肇凹陷致密油储层微观特征及分类进行了研究，结果表明三肇地区扶余油层岩性以细砂岩和和粗粉砂岩为主，碎屑总量1991%，平均76.8%,填隙物总量平均为23.2%，其孔隙以微米级为主，平均孔隙直径5-40u m，以粒间孔为主，部分为长石溶孔，总面孔率为2.49%。孔隙度主要分布在1.7一20.9%,平均为10.8%，渗透率为0.0156.1mD，平均为1.29mD。由于储层的致密化，导致了其孔喉网络结构复杂，微米级孔隙构造主要的储集空间，纳米级吼道为主要的渗流通道。通过纳米级的微观统计分析，三肇地区扶余油层致密油储层的油气充注下限为5%，孔喉半径约50nm，致密油成藏上限为12%。
  • 摘要：本文探究了润湿性研究在致密油勘探开发中的意义，指出岩石的润湿性研究在油田的勘探和开发中主要起到一下三个方面的作用：1）致密油充注孔喉下限研究中润湿性的作用，在原油进入储层之前，储层中主要亲水矿物（石英、长石、方解石和白云石）在其表面形成水膜之后，仍具有亲水性，在原油进入储层的过程中毛细管力表现为阻力。当动力一定时，致密油充注成藏的孔喉下限与储层润湿性相关，岩石亲水性越强，致密油充注所需孔喉半径越大，越难富集成藏。2）致密油的赋存状态（吸附态/游离态的比例）研究中润湿性的作用在致密储层中，致密油的赋存状态通常可以分为吸附态和游离态。与致密气中吸附、游离态存在明显相态差异相比，致密油的吸附态和游离态性质接近，不易区分。致密储层亲油性越强，致密油在其表面的粘附力越大，吸附厚度越大，游离态比例越小，可动量越小。因此，需要通过开展润湿性对致密油赋存状态影响的定量研究，确定其吸附态/游离态的比例，为致密油资源量的计算提供参考。3）致密油流动规律研究中润湿性的作用，要开展致密油充注前后润湿性的变化对致密油流动规律影响的定量研究，确定致密油可流动性，以利于解决致密油可采资源量的计算与生产井产能的预测问题。
  • 摘要：中国东部陆相盆地泥页岩一般是浅湖到深湖沉积的产物，是阻止油气逸散的良好盖层。泥页岩比表面大，孔隙小，结构复杂，易吸水膨胀，一般方法很难准确描述其孔隙结构。国内学者对于四川盆地海相泥页岩结构研究较多，湖相／陆相泥页岩相关研究匮乏，研究我国中、东部广泛发育的湖相沉积泥页岩孔隙特征对于页岩油气勘探与开发具有重要意义。基于高压压汞数据，利用分形理论研究泥页岩孔隙结构分形特征。根据毛管压力曲线和J函数曲线的分形几何公式获得泥页岩过渡孔(lO-lOOnm)分形维数，并分析了过渡孔分形维数与泥页岩组成、结构（有机地球化学参数TOC、Sl、S2，孔隙结构）之间的关系，研究结果表明：门、湖相泥页岩样品孔隙大小主要集中在3.56nm-50nm（受高压压汞实验条件所限，最小测量到3.56nm），以微孔、过渡孔居多，中孔、大孔比例很小，样品孔隙度分布在0.21%-7.65%，平均孔隙度3.7525%，比表面积介于0.695-14.801m2/g，平均比表面积为8.339m2/g;比孔容介于0.001-0.032ml/g之间，平均值为0.0161ml/g;每个样品的平均孔径、中值孔径、最可几孔径均在lOnm以T。(2)以lgPc-lg(1-S)作图，求出lOOnm以上的孔隙分形维数为Dl，lO-lOOnm之间的孔隙分形维数D2。Dl明显大于D2，证明相比过渡孔，中孔一大孔的孔隙结构更加不均匀，赵玉集等在研究煤时同样出现类似结果，笔者利用氮气吸附法研究泥页岩孔隙分形维数时同样得出类似结论。泥页岩孔隙在lO-lOOnm范围内的比重较大，重点研究分形分数D2。(3)分析泥页岩孔径分形维数与其他参数的关系，发现：中值孔径相比较平均孔径、最可几孔径，与过渡孔分形维数相关性最强；泥页岩样品分形维数与粘土矿物含量相关关系较差，与石英含量存在弱正相关关系：泥页岩演化前期受生烃作用影响产生大量较大的孔隙，后期有机质含量的增加导致矿物颗粒对孔隙支撑作用下降，因而过渡孔分形维数随TOC含量增加先明显下降后趋于平缓；不同孔径的孔隙对泥页岩退汞效率的影响不同，过渡孔所占比例越大，越有利于退汞，过渡孔分形维数越大，孔隙结构越复杂，退汞效率越低：过渡孔分维值D2与孔径、TOC、矿物含量、退汞效率等参数均存在相关关系，有的相关性好，有的差一些，因而过渡孔分形维数作为一个衡量孔隙结构复杂程度的参数，对定量评价泥页岩储层品质具有重要意义。
  • 摘要：塔里木盆地作为我国面积最大的内陆盆地,具有巨大的油气资源潜力,并已经发现了丰富的常规油气藏.本次针对塔里木盆地侏罗系泥页岩储层的成岩过程及孔隙发育特征进行研究,以泥页岩最为发育、最具代表性的库车坳陷和塔西南地区作为采样区域,共采集样品130块,通过泥页岩的埋藏史、矿物组成、有机质热演化程度的分析,结合薄片观察,对塔里木盆地不同地区的泥页岩成岩演化和孔隙演化进行研究，结果表明，塔里木盆地侏罗系泥页岩现今总体上处于中成岩阶段A期，仅部分地区成岩演化程度相对较高，进入中成岩阶段B期，此时泥页岩中蒙脱石几乎全部转化为伊利石，镜质体反射率介于1.2%}2.0%之间，有机质大量生烃，次生孔隙大量发育。泥页岩的成岩过程和孔隙演化是一个受控于多重因素的复杂过程，压实作用是主要的减孔因素，自埋深820m至埋深5000m,塔里木盆地侏罗系泥页岩样品中的孔隙体积从0.0137m1/g减小到0.00087m1/g，减小了93.6%;有机质生烃、溶蚀作用、构造作用则是重要的增孔因素，在埋深2800m至3500m之间，次生孔隙的形成使得泥页岩样品在压实减孔的基础上增加了大约0.Olml/}的总孔体积。具体到不同孔径的孔隙，尽管其纵向上次生孔隙发育的深度区间及增孔幅度不尽相同，但其体积随埋深的变化亦呈现出与总孔隙体积相似的规律。
  • 摘要：排采过程中煤储层渗透率可能得到改善，从而提高煤层气单井产量。渗透率能否得到改善受控于有效应力和基质收缩双重作用的影响。目前国际上有多种渗透率预测模型，包括P&M模型，S&D模型等，各模型假设和原理不尽相同，对同一区块预测结果差异较大，为此进行煤储层动态渗透率物理模拟实验，一方面用于印证模型适用性，另一方面为煤层气数值模拟、排采降压方案优化提供基础数据。“LFLab-I型煤岩三轴基质收缩膨胀测试系统”是廊坊分院煤层气实验室为研究动态渗透率研制，集吸附、应力—应变、渗透测试于一体的自动化测量系统，可实现煤岩岩石力学特征和基质吸附、膨胀、渗透特征测试，为煤储层渗透率动态研究提供了新的实验手段。本次研究采集了沁水盆地南部新鲜煤岩样品，利用该系统，初步模拟了排采过程中渗透率的变化过程；结果显示排采过程中渗透率先变小后增大，最后增至1.6倍：煤阶、灰分含量、显微组分、力学参数等影响因素共同控制作用渗透率改善方向。
  • 摘要：本文以JY1井（及JY2、JY3、JY4井五峰组——龙马溪组下部海相页岩气储层特征为例，研究涪陵一期产建区页岩气层高产地质要素发现：（1）涪陵海相页岩气高产地质要素为页岩连续厚度、脆性矿物、TOC、Ro及储层物性、地层异常高压、吸附气与游离气含量，气井高产除与气藏地质要素内因相关外，还与气井穿越气层水平段长度、压裂方式及总压裂液量相关。（2）涪陵一期产建区五峰组——龙马溪组下部页岩气层联续厚89.0m～102.0m，不含夹层，岩性为灰黑色硅质页岩；TOC介于0.5%～4.6%、平均2.6%，自上而下呈逐渐增加趋势，主力气层段孔隙度主要介于4.6%～5.9%、平均5.2%，现场解析气量为5.80m3/t～6.34m3/t，游离气含量比例约60%，天然气成分主要为甲烷，不含硫化氢与二氧化碳成分；脆性矿物含量为50.9%～80.3%，石英含量大于40%，自上而下呈逐渐增加趋势；地层压力为异常高压，压力系数在1.35～1.55之间。
  • 摘要：本文以珠江口盆地文昌A凹陷为例，对成藏-成岩动态过程反演在深层油气勘探中的应用进行了研究，得到了以下结论：1．断陷湖盆深层源岩和储层往往紧密接触，圈闭形成早，利于聚集深部烃源早期生排的油气，具备早期成藏、近源聚集的有利条件，有望发现“自生自储、新生古储及古生新储”等多种油气藏类型。2．近凹斜坡带或凹中隆是油气初次运移的主要指向和优先聚集区，该区古近系是否发育（扇）三角洲等大型储集体是勘探成败的关键。3．断陷盆地深层蕴藏着丰富的油气资源，随着地质认识和勘探技术的不断进步，必将会发现更多的深层油气藏，储层的经济基底也会不断向深部延伸。
  • 摘要：本研究对抽提前、后的页岩样品和所富集出的干酪根样品进行液氮孔径分布测试，通过对比分析，得到页岩中有机孔隙所占的比例以及含油孔隙的孔径分布范围,研究发现，表面积和孔容均可反映孔隙的发育程度，小孔径的孔隙越发育，则比表面积将越大，A、B样品的孔径均主要分布在3~100nm之间。在4nm左右出现一个较窄的“假峰”，此峰由于脱附滞后环在较低相对压力下消失所导致，与吸附剂的本身性质无关。排除假峰，样品A和B抽提前、后的孔径主峰均分布在4~6nm之间。样品A含油性较高，抽提后在3~30nm孔径之间的孔容有所增加，说明原始页岩中的游离烃主要分布在3~30nm之间。样品B含油性较低，加之抽提所用有机溶剂可能残留于孔隙中占据空间，导致抽提后孔容没有明显增加，反而在5~11nm之间，因此孔容有所下降。
  • 摘要：本文以鸡西盆地为例，从煤岩实验分析资料和常规测井资料入手，探讨中阶煤储层的测井评价方法，研究表明，利用聚类分析方法可明确煤储层的测井敏感参数，有利于煤储层的识别。利用相对幅度叠加方法可突出煤层在测井资料上的显示特征，对于识别小于0.5m的薄储层效果更好。结合岩心分析资料对测井数据进行标定，通过拟合获得煤储层含气量与测井曲线的关系，对研究区煤层气含气量进行了计算。
  • 摘要：本文基于模型数据和实际叠前地震数据论证了叠前密度、泊松比等关键弹性参数全道集直接求解技术的可靠性和可行性，研究发现，基于模型数据和实际叠前地震数据的试算结果表明，全道集直接求解（反演）技术FGDI能够可靠地反演应用于页岩储层TOC和脆性矿物含量预测的密度等关键弹性参数。为了提高页岩气勘探成功率及开发效率，降低页岩气勘探开发成本，亟需采用先进实用的叠前弹性预测技术（该类技术也是斯伦贝谢等油服公司证实非常有效的技术）可靠预测页岩储层关键指标（TOC、脆性矿物含量）。
  • 摘要：本文通过全岩矿物X衍射（XRD）获得矿物组分，通过岩石力学测试获得泥页岩的力学破坏特征及脆性表现，并建立了相应的测井响应模型，得到了以下结论：(1)下寺湾地区长7段泥页岩可分为页岩和粉砂质泥页岩。其中页岩中粘土矿物含量平均56.5%：石英+长石的含量平均为35.5%；含粉砂质页岩的粘土矿物仅有32.0%；石英+长石含量平均含量55.5%。(2)针对常规测井解释中的多矿物解释模型难以有效识别泥页岩中的多种矿物这一技术难题，在泥页岩矿物组成分析基础上，把成因相近的矿物进行合并分类，采用矿物组合模型，进行了泥页岩的矿物组分解释，主要矿物成分解释值相对误差由原来的15%～20%以上，降低至10%以下，提高了测井解释泥页岩矿物组分的精度。(3)随着粉砂含量的增加，泥页岩的抗压强度和静弹性模量均增大，静泊松比则呈减小趋势。页岩总应变多小于0.65%，弹性变形阶段所占比例大，塑性变形阶段极短暂，然后破裂。粉砂质泥页岩的总应变在0.7～0.89%，塑性变形阶段所占比例稍大，应变量在0.1-0.2%之间。泥页岩总体表现为“弹—短塑性”特征，弹性模量越大、泊松比越低的岩石脆性特征越明显。(4)页岩主要以多重水平劈裂式破坏为主，主裂纹破裂完全，贯穿试样，在主裂纹的旁边密集形成众多细小的微裂纹破碎，但受矿物组分及层理结构面影响，裂缝形态多为水平层理缝。含粉砂较多的泥页岩，则以1—2条剪切破裂面为主，微裂纹发育不明显。(5)在建立的纵横波速度关系基础上，开展了测井的力学参数解释和动、静力学参数的校正。与实测结果相比，由校正公式计算出的岩石力学参数误差较小，可信度较高。(6)综合运用矿物分析法和岩石力学分析法重点井的长7段进行脆性分析，两种方法计算的脆性指数比较接近，从而获得了脆性参数剖面。其中，脆性指数大于35的泥页岩层段被视为可压裂段，这为寻找高脆性页岩发育层段，优选压裂目的层，提供了地质依据。
  • 摘要：本文以四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩为例，通过C02吸附法来确定微孔的分布特征，通过N}吸附法测定中孔的分布特征，通过高压压汞法测定宏孔的分布特征，以此获取页岩全孔径的特征。通过等温吸附实验获取页岩的甲烷吸附能力，同时通过页岩孔体积和比表面积的变化，建立了与含气量的关系，确定页岩全孔径的孔隙结构对页岩含气性的控制。结果表明，研究区龙马溪组页岩的微孔(G2.Onm)、中孔(2.0一50.Onm)和宏孔(>50.Onm)均比较发育，且不同样品的孔径分布特征不同，呈现出多峰值的特点。
  • 摘要：本文通过对沁水盆地南部山西晋城小东沟剖面山西组泥页岩微量元素、稀土元素、泥页岩孔隙类型和油气赋存方式等分析研究，并在充分结合前人研究成果的基础上，对盆地山西组页岩形成的古气候环境和页岩储层微观特征等方面进行了研究，结果表明，稀土元素Eu,Ce异常，说明山西组泥页岩形成于温湿气候条件下，水体有一定深度的沉积环境中。沉积物物源区整体处于湿热的气候条件，有利于烃源岩发育，但山西组沉积时期化学风化程度较强。此外，岩石薄片分析也表明，山西组泥页岩遭受了强烈的风化作用。
  • 摘要：本文就松南长岭坳陷页岩油形成条件进行了分析，根据岩石热解分析，嫩一段烃源岩的干酪根类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；嫩二段烃源岩干酪根类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，兼有Ⅰ型，具有形成页岩油的有利条件，通过对研究区含油气泥页岩进行连续抽提及分析，以研究其含油率，烃赋存状态以及其地球化学特征。分析表明，嫩江组原油具有较高的高碳数正构烷烃含量，结果发现，松辽盆地南部长岭坳陷嫩江组一段、二段泥页岩厚度大、分布广、有机质丰度高、热演化程度适中、储层物性一般、可压性中等、含油气性较好，页岩油形成条件较好。
  • 摘要：本文对滞留烃赋存机理研究进展进行了综述，指出非常规油气的资源量，与烃源岩的留烃能力密切相关，成岩过程中，黏土矿物的转化可导致相关孔隙结构的变化，进而影响无机组分吸附页岩气的作用。理论上，黏土矿物中伊利石和蒙脱石的内部可发育大量直径为1～2nm的微孔和直径为几十纳米的中孔，从而构成可观的微孔体积和比表面，因此具有很强的甲烷吸附能力。
  • 摘要：本次研究主要利用Eclipse油藏数值模拟软件，通过数值模拟方法，分别研究了不同程度非均质性、不同启动压力梯度条件下，压裂水平井产能随裂缝半长和裂缝条数的变化规律，分析了压裂水平井产能的影响因素，提出了致密油储层中压裂水平井的裂缝参数优化原则。研究结果表明:水平井单井产量与水平段长度大致呈线性关系，考虑到地质、工程及成本等因素，油层厚度在2m}6m时优选水平段长度为1000m}1200m;水平井单井产量随着裂缝长度、裂缝间距、裂缝导流系数的增加而增加，当增加到一定值时增加幅度有所降低，因此，优选裂缝间距为45m、裂缝长度为150m、导流系数为60D"cm。
  • 摘要：泥页岩的微观孔隙结构特征是影响页岩气赋存状态、含气量大小以及排烃效率的重要因素.应用场发射环境扫描电子显微镜、高压压汞法、氮气气体吸附法,对渝东南地区下志留系龙马溪组海相泥页岩储层孔隙微观特征进行研究.结果表明:泥页岩样品中发育多种类型的微观孔隙,常见有微裂缝、微孔道、絮状物孔隙、晶间孔、晶内孔、有机质孔隙和生物化石内孔隙等孔隙类型;其中微裂缝、微孔道和絮状物孔隙等微观孔隙相互连通性较好,构成了泥页岩中主要的渗流运移通道.龙马溪组泥页岩样品孔隙形态多变,颗粒内部孔结构具有平行壁的狭缝状孔特征;孔径分布范围广,从微孔到大孔均有分布,中孔相对来说不发育.
  • 摘要：本文在资料调研、实验技术对比的基础上，结合济阳坳陷勘探实践，系统梳理了页岩油气储集空间成因类型及特征，针对不同尺度储集空间建立了从宏观到微观的定量表征技术系列，研究发现，济阳坳陷页岩油气储集空间具有以各级裂缝为主脉、以各类孔微孔为基质的多级分层网络的特点；实验观察可见原油在基质孔隙中浸染状产出并在裂缝周围富集，反映微米-纳米级储集空间具保存液态烃类的储集能力。
  • 摘要：本次研究实验样品取自渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷沙三中、下和沙四上亚段主力泥页岩发育层位。研究中首先测试了原始状态下泥页岩核磁共振响应特征，然后抽真空饱和蒸馏水24h，测试饱和水后核磁共振响应特征。本次实验参数等待时间设定为3000ms，回波间隔为0.2ms，回波个数5000个，叠加次数128次，分别获得了5个泥页岩样品原始状态和饱和蒸馏水24h后的核磁共振T2分布。此外，还进行了x射线衍射、扫描电镜和低温氮气吸附实验，分析了泥页岩储层全岩及粘土矿物组成、储集空间类型和孔径分布。分析结果表明：5个泥页岩样品粘土矿物含量分布在39%～58%，其中膨胀性粘土矿物蒙脱石和伊利石绝对含量之和介于38.13%～53.36%。扫描电镜揭示研究区泥页岩储集空间以微裂缝为主，裂缝宽分布在lOnm～lllnm，平均值约为37nm;低温氮气吸附揭示5个泥页岩样品最大孔径约为105nm～144.5nm，平均孔径约为36nm～56nm，与扫描电镜分析结果具有很好的一致性。
  • 摘要：目前国内外没有可以准确定量分析致密油微观赋存状态的技术方法。本次研究以储层地质学为基础、结合渗流力学，利用核磁共振和微米—纳米CT扫描技术，以鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油为例，对致密油微观赋存状态进行定量精细描述。首先利用核磁共振技术对密闭取心的新鲜岩心样品进行分析，获得致密油原始含油量约为64%(图1)，然后结合微米一纳米CT扫描三维数字图像解释技术将储层中致密油分为薄膜状、簇状、喉道状、乳状、颗粒状及孤立状6种赋存状态，核磁共振结合微米一纳米CT扫描技术，是致密油微观赋存状态研究的有效技术，实现了对致密油赋存状态研究从定性到定量的转变。核磁共振技术解决致密油微观赋存“量”，微米一纳米CT扫描技术解决致密油微观赋存“状态”。致密油赋存状态的定量研究，为科学的开展致密油储层评价以及实现致密油有效动用提供可靠依据。
  • 摘要：本文对致密储层孔隙结构研究方法进行了综述，指出在研究微米级和纳米级孔隙结构时，扫描电子显微镜（SEM）是一个不可缺少的工具，微纳米CT扫描可实现岩石原始状态无损三维成像，确定致密砂岩、页岩等致密储层纳米孔喉的分布、大小和连通性等，并对任意断层虚拟成像展示。利用该技术对岩心进行显微CT扫描试验可获得微米级别CT切片图像，并重构3D微观孔隙结构，统计微观孔隙结构的相关性质。微纳米CT扫描技术有力地推动了致密砂岩、泥岩等非常规致密储层微观－超微观储集空间的定量表征与三维重构的研究。但实验成本过高，不能广泛应用。应组合各种实验方法，可以将测定大孔隙的恒速压汞法与测量中微孔隙的N2、CO2低压吸附的实验方法相结合，可以用核磁共振，电镜扫描的方法对分析的孔隙结构结果进行一些验证。
  • 摘要：以涪陵页岩气田焦石坝区块首口参数井JY1井页岩岩心实验数据为基础,借鉴传统致密砂岩、碳酸盐岩油气层录井评价方法,形成适用于页岩气储集层识别、储层评价关键参数计算方法、多参数定量类比评价储层含气性方法等录井解释评价关键技术.研究成果在涪陵页岩气田推广应用46口井,解释符合率在90％以上，本文讲述了随钻储层定性识别，分析了储层评价关键参数计算方法，总结了多参数定量类比法评价储层含气性，页岩储集层与常规储集层评价主要不同点是，增加了总含气量和脆性矿物含量两个重要参数。多参数定量类比评价储层含气性方法同样适用于常规储集层评价。
  • 摘要：近年来,致密砂岩及泥页岩油、页岩气、重油和油砂等非常规油气资源实现规模开发,推动全球石油工业进入了常规与非常规油气资源并重的新阶段,我国致密砂岩及泥页岩油取得重大进展,发现了鄂尔多斯盆地苏里格致密气区、松辽盆地北部高台子和扶杨油层致密油区等,致密油已成为目前最为现实的非常规油气资源,有望成为重要的接替资源.
  • 摘要：泥页岩盖层对油气聚集所起的作用要比储集层条件更重要,泥岩盖层好坏除与厚度、分布范围及连续性等宏观因素有关外,还取决于泥岩岩石性质如与矿物组成(特别是其中的粘土矿物)、成岩演化阶段,泥岩盖层的力学性质、物性参数等也与泥岩的演化阶段密切相关.本文试图从南方中上扬子地区不同时代泥岩成岩演化阶段来分析泥岩的封盖能力。通过对南方不同地区不同演化程度泥岩成岩作用指标进行初步的方法学研究，采用泥岩全岩矿物组成、粘土矿物含量与类型及晶体结构的定量分析，对中上扬子不同地区不同时代的泥岩进行成岩作用阶段分析，提出了泥岩盖层评价的成岩作用指标。
  • 摘要：本次研究使用微机伺服控制三轴试验机，针对东营凹陷的含油泥岩样品开展应力一应变实验，探讨岩石尺寸效应对力学特性的影响。研究过程中，将泥岩样品钻成同直径(25mm)、不同长度(19.66mm,30.06mm,40.40mm,48.30mm,60.55mm,69.94mm,80.04mm)的圆柱状岩芯;在一定温度(室温)、围压(30MPa)、加载速率(0.05mm/min)条件下，测试应力一应变曲线，进而计算弹性参数(杨氏模量和泊松比)和强度参数(抗压强度)。研究结果表明:(1)对于研究的含油泥页样品，在加载初期未出现非线性变形阶段，显示了泥页较致密的特征。试样尺寸(长度)对岩石峰值破坏和破坏后的应变软化阶段产生显著的影响。不同长度岩芯的抗压强度具有明显的差异性，随岩芯长度的增加，其抗压强度先增加后逐渐降低，最大抗压强度所对应的岩芯长度为48.30mm。同时，岩芯长度越大，峰值后曲线逐渐变陡，至60.56mm之后有稍微变缓的趋势。(2)岩芯长度对泥岩弹性参数(杨氏模量和泊松比)产生显著的影响。随岩芯长度增加，其杨氏模量逐渐增加，即岩样抵抗变形的能力逐渐增强;而泊松比随尺寸呈弱的正相关性，数据离散性较强。
  • 摘要：世界油气勘探的历史是一个从常规油气藏到非常规油气藏勘探的历史，或者说是一个由寻找不连续型油气藏（常规油气藏）到寻找连续型油气藏（非常规油气藏）的历史。而实际上，油气藏的形成过程则是一个由连续型聚集到准连续型、再到不连续型聚集的过程。由烃源岩生成的油气首先满足烃源岩的饱和（成藏），随后当烃源岩的孔隙饱和后，继续生成的油气才开始向烃源岩外的储层中排出。由于距离烃源岩最近的储层往往是致密储层（如致密砂岩），因此油气在烃源岩外的聚集首先通常发生在致密储层中，从而形成致密油气，除非有断层将烃源岩与常规的储层直接连通。当油气满足了致密储层中的聚集后，剩余的油气开始向距离烃源岩相对较远的常规储层进行运移聚集，从而形成常规油气藏。因此，在油气自烃源岩生成以及向储层运移的过程中，形成了3种油气聚集，即：连续型、准连续型和不连续型。其中：连续型油气聚集形成于烃源岩内，许多页岩油气和煤层气属于此类。这类油气藏的主要特点如下：(1)油气在成熟烃源岩分布范围内广泛而连续的分布，只要存在有效烃源岩，或多或少都会有油气存在，不存在严格意义上的干井：(2)油气藏往往缺乏明确的边界，不存在边水和底水，但常存在油气水倒置现象：(3)油气主要是原位聚集成藏，不需要经过显著的油气运移；(4)油气聚集不受圈闭控制，而主要受烃源岩及其“甜点”控制。准连续型油气聚集主要形成于邻近烃源岩的致密储层中，许多致密油气藏属于此类。其特点是：(1)油气呈准连续分布，一个准连续聚集由多个彼此相邻的中小型油气藏组成：(2)油气分布面积较大，无明显边底水和油气水倒置，油气藏缺乏明确边界；(3)油气为大面积弥漫式充注，初次运移直接成藏和短距离二次运移成藏：油气运移聚集为非浮力驱动，非达西流运移为主：(4)油气藏形成和分布基本上不受圈闭控制，而主要受区域构造、烃源及储层控制。不连续型油气聚集又可称为常规圈闭型油气聚集，主要分布于常规储层中。其特点是：(1)油气藏呈孤立分散（不连续）分布，边界明确，通常具有边底水；(2)油气藏规模不等，一般较小：(3)油气藏形成通常需要经过初次运移和一定距离的二次运移，浮力是油气运移成藏的主要动力：(4)油气藏分布严格受圈闭控制，圈闭为常规的构造、地层—岩性圈闭或复合圈闭。需要指出的是，上述3类油气藏中，尽管连续型聚集主要见于页岩油气和煤层气中，但并非所有的页岩油气藏和煤层气藏均为连续型聚集，后者中同样存在准连续型和不连续型聚集。同样的，尽管致密油气多属于准连续型聚集，但其中也存在着不连续型或常规圈闭型油气藏。事实上，连续型、准连续型和不连续型油气聚集代表了油气藏形成的3种基本类型，含油气盆地中形成的所有油气藏均可归为此3种类型。而且，在含油气系统中，这3种油气藏代表了油气藏形成的完整过程，三者之间既相互联系，又存在着此消彼长的关系。因此，在油气勘探中，应当将其作为一个整体进行全面考虑，从而最大限度地提高勘探成效。
  • 摘要：本文通过天然气水合物地球化学特征、木里坳陷木里地区可能烃源岩的研究，以期对南祁连盆地木里坳陷天然气水合物源岩的研究有所助益，并对其地球化学特征进行了分析，文章指出本区天然气水合物主要为原油伴生气和凝析油伴生气，还有部分煤成气的混入。木里坳陷侏罗系发育高有机质丰度的泥岩，侏罗系泥岩的有机质类型多样，Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型共存，Ro为0.5～1.1%，多处于成熟阶段，既可生油也可生成天然气，木里坳陷侏罗系泥岩和上三叠统尕勒得寺组泥岩都有可能是天然气水合物的源岩。
  • 摘要：本文研究地层区是南华纪以来的前陆坳陷区，早古生代地层以次稳定型或非稳定型沉积为主，主要分布于边缘的次级深坳陷中，而沿江隆起则几乎全为稳定型沉积，且厚度也小得多。研究区西北缘早古生代地层总体上其下部为杂陆屑–硅质页岩建造，向上以碳酸盐建造为主，沉积全为稳定的台地相泥质碳酸盐建造和单陆屑建造。沿江地区较长时间处于水下隆起状态，晚震旦世沉积是以局限台地相为主的白云岩，这种隆起状态一直保持到寒武纪末，奥陶纪至志留纪接受了浅海－滨海碳酸盐和单陆屑砂质沉积，结果表明，该区大隆组和龙潭组岩石总有机碳含量中等，孤峰组总有机碳含量较高；有机质类型主要表现为混合型和腐殖型，根据类型指数的划分，干酪根为Ⅱ2型和Ⅲ型；研究区泥页岩的镜质组反射率（Ro）都比较高，这与南方地区地史时期内埋深作用导致海相源岩热演化程度高有关。
  • 摘要：本次以松辽盆地北部青山口组烃源岩产烃率评价为例，利用优化的动力学参数标定模型、热模拟实验数据和地球化学参数评价出青山口组烃源岩产烃率，建立了基于热模拟实验数据和动力学理论的、实际地质靶区资料（埋藏史、热史、生排烃门限）约束下的烃源岩产烃率评价方法与图版，实现评价出来的烃源岩产烃率与当前烃源岩生烃门限、排烃门限和热演化程度吻合，具有扎实的理论基础和较强适用性。
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东南缘延长组下组合长6-长8油层是典型的超低渗致密非常规储层,平均渗透率0.58×10-3μm2,平均孔隙度8.5％,孔喉结构复杂.常规储层研究常用的铸体薄鉴定、图像分析、电镜扫描以及压汞分析等技术很难精细表征此类非常规致密储层微观结构特征,作者首次在研究区引入恒速压汞测试进技术,更精细描述微观孔隙及喉道分布,同时采用分形几何描述方法,定量表征特低渗储层微观孔隙结构特征，得到了如下结论：①恒速压汞技术更好的描述超低渗储层孔喉结构特征，分形几何描述精细定量表征其复杂性;②超低渗储层渗流能力在微观上主要受喉道控制，与孔隙大小无关。决定渗流能力的因素不仅仅是有平均喉道半径的大小，喉道尺寸的分布形态也决定了油藏的有效渗流能力。③超低渗储层具有良好的分形几何结构，多具有多重分形特征，大孔喉尺度范围发生了使孔喉分选变差的成岩作用，小孔喉尺度范围内发生了使分选变好的成岩过程。
  • 摘要：本文就四川盆地侏罗系致密油富集规律及勘探开发前景进行了研究，总结了侏罗系致密砂（滩）体展布控制了致密油分布范围，指出侏罗系储层发育毫—微—纳米多级孔喉系统，基质以微—纳米级孔喉为主，综合研究烃源、储层、源储匹配、运聚机理及模式等，认为川中地区侏罗系致密油具有源区控油、近源充注、连续分布、甜点富集的分布规律，即烃源控制了盆地油气纵横向分布的空间范围，油气由烃源岩优先向最邻近的储层运移，对大安寨段而言呈现大面积连续分布的格局，在有利的储层分布区（甜点）富集。源储配置良好、裂缝发育及相对高孔段是致密油高产稳产的三大关键因素。根据致密油地质特征、聚集条件、资源潜力和运聚机理等对四川盆地侏罗系致密油地质条件进行整体评价，认为四川盆地侏罗系具备大面积油气聚集的地质条件，勘探开发潜力大。
  • 摘要：凝析气藏是近年来海拉尔盆地油气勘探发现的新类型,主要分布在呼和湖凹陷南屯组二段煤系地层中,具有良好的勘探前景.通过对呼和湖凹陷南屯组二段凝析气藏类型及成因分析,剖析凝析气藏成藏特征,结果表明:呼南地区凝析气藏主要属于中等-高含凝析油气藏,天然气为凝析油伴生和煤型气混合气,主要来源于南二段煤系烃源岩.高丰度,广泛分布,成熟的煤系源岩是凝析气藏形成的内在因素,温压系统是凝析气藏形成的外在因素,优质储层控制凝析气藏富集高产,巨厚的大一段泥岩为凝析气藏形成提供了较好的封盖条件.在凝析气藏成藏条件分析的基础上,指出南部缓坡带下部断阶、洼槽区转换构造带具有良好的生储盖组合,易形成自生自储型凝析气藏,是凝析气藏的有利勘探区带.
  • 摘要：三塘胡盆地马朗凹陷条湖组发育沉凝灰岩致密油储层,应用偏光显微镜、扫描电子显微镜、电子探针、X衍射等试验手段对其岩石学特征进行分析,发现该致密油储层为中酸性晶屑玻屑沉凝灰岩,储层颗粒极其细小,以玻屑为主,其次为晶屑和少量生物碎屑,粘土含量极低,玻屑成为以长英质为主.根据岩心和样品微观特征分析,认为该沉凝灰岩为火山灰经一定距离漂移后空降于安静水体中所形成.沉凝灰岩储层中发育四类微孔隙,其中脱玻化微孔和晶屑溶蚀微孔是主要的储集空间.试验数据分析表明该致密油储层具有中高孔隙度、特低渗透率、高含油饱和度的特征;通过CT扫描和压汞数据分析发现,致密油储层中大量微孔隙均匀分布,且具有纳米级吼道,这种孔隙结构使其具备了中高孔隙度、特低渗透率的特征.优质的沉凝灰岩致密油储层的形成受多种因素影响,受外来物源影响小且水体安静的浅湖-半深湖区是其形成的有利场所,中酸性的火山灰是其形成的内在物质基础,后期的脱玻化作用和溶蚀作用是其形成的外部必要条件.
  • 摘要：桂中坳陷位于广西中北部,是一个晚古生代大型海相坳陷,面积约4.6×104km2.前期研究表明,桂中坳陷发育晚古生代中下泥盆统和下石炭统海相页岩,且具良好成烃条件(贺训云等,2011).此外,勘探实践表明,美国页岩气产层主要为晚古生代泥盆系和石炭系,如著名的Appalachian盆地泥盆系Marcellus和Ohio页岩,Fort Worth盆地石炭系Barnett页岩等.本文采用氢离子抛光+场发射扫描电镜、液氮吸附法和高压压汞法以及等温吸附实验等对其分别开展了镜下观察、微观孔隙结构特征精细定量表征及气体吸附能力评价，研究表明，桂中坳陷中下泥盆统和下石炭统页岩发育大量纳米级孔隙，孔隙结构参数、气体吸附性参数与国内外己商业开发的页岩有关参数相似，表明其具有良好的储集条件和气体吸附性能，结合生烃条件及埋深等参数，认为桂中坳陷中下泥盆统和下石炭统页岩具有良好的页岩气勘探潜力，值得进一步探索评价。
  • 摘要：本文综合深海钻探计划(ODP)、综合大洋钻探计划(工ODP)及墨西哥湾联合钻探计划(J工P)等各航次钻探结果，选取布莱克海台995站位、韩国郁陵盆地UBGH2-6站位、水合物脊1244站位、日本Nankai海槽13站位、墨西哥湾J工P工工航次WR313站位、印度NGHP O1航次05站位以及南海神狐海域SH7站位钻探结果作为各典型海域水合物藏特征站位进行详细研究，分析选取可能对水合物藏开采潜力起决定作用的储藏相关的物理性质，包括各水合物赋存深度、储层孔隙度、水合物饱和度以及水合物层稳定存在的温压条件等，得到全球典型海洋水合物藏赋存特征参数表，在典型海洋水合物藏赋存特征基础上能建立简单的水合物赋存模型，绘制全球海洋水合物赋存成藏几何模型图，更直观形象地介绍各典型海洋水合物藏特征，并能为各水合物藏选取有利的钻探开采方法的优劣，为进一步对比不同水合物成藏特征对水合物产气潜力的影响、建立海洋水合物藏产气潜力地质评价指标做准备工作。
  • 摘要：本文利用压汞仪数据计算孔隙结构参数，包括孔隙度、孔隙表面积、渗透率以及孔道迂曲度(Gao and Hu,2013)。采用了三个应用流体和示踪剂的试验:(1)吸入实验和渗滤理论来检测孔隙连通性;(2).液体扩散试验来测定饱和岩石样品的扩散行为和孔道迂曲度;(3)抽真空和高压注入的方法来测定边缘可达的连接孔隙度.研究结果表明，中美细粒油气储层样品都显示了纳米空喉的空隙体系，更主要的是连通性不好，且具有空间变异的可湿润性，化合物在样品中的运移受低连通性，以及化合物分子大小的影响，可达表层的连通空隙只有几尔毫米的深度，这些结果验证了由于物质运移到裂缝体系受限而导致的生产量快速下降这个科学假设。
  • 摘要：本文采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射（XRD）、扫描电镜（SEM）、高压压汞法、N2和CO2气体吸附法等多种实验分析方法，对四川盆地南部二叠系龙潭组煤系页岩气成藏条件及储层特征进行研究，结果表明，四川盆地南部龙潭组煤系页岩孔隙度分布在0.6～8%之间（平均6.3%），多数页岩样品孔隙度大于3%，孔隙类型多样，粒间孔、溶蚀孔常见和，有机质孔较多见，利于页岩吸附气赋存，为页岩气成藏提供了储集空间；页岩含气性较好，吸附气含量可达1.0～2.0m3/t。研究认为，四川盆地南部龙潭组煤系具备页岩气成藏条件，提出泸州-自贡-宜宾、女基井-潼南-高科1井2个区块为该区煤系页岩气成藏的有利区。
  • 摘要：本文通过一系列平行实验来揭示成熟度、湿度、气体组分等因素对泥页岩吸附气的影响，并且进行泥页岩的CO2吸附实验、N2吸附实验，借助不同理论模型揭示其孔隙结构及孔径分布特征。研究认为：(1)熟化样品对甲烷的吸附能力有大幅度的提高，且熟化程度越高吸附能力越强，120。C平衡水条件下500。C熟化样品的吸附能力为原样的2.58倍。由于人工熟化过程中发生了明显的生排烃作用造成TOC的降低，如果按照有机碳含量进行归一化，500。C熟化样品的吸附能力将达到原样的5.98倍。(2)泥页岩的C02吸附实验和N2吸附实验，分别用于表征了页岩微孔(<2nm)和介孔、大孔(2nm-lOOnm)的分布特征。C02吸附实验数据采用DA方程对微孔(3)不同湿度泥页岩吸附实验表明，泥页岩吸附能力受其含水率的影响，总体上随其含水率的增大而下降，可能是由于水分子层充填微孔喉道，水分子占据粘土矿物和干酪根表面的吸附位从而减少气体的吸附能力(Krooss et al.，2002;田永东等，2007;Ross and Bustin，2007，2009)。(4)温度和压力是影响页岩吸附能力的重要指标，由页岩吸附曲线可知随着压力的增大，吸附量逐渐增大直到达到饱和状态；而温度的升高不利于气体的吸附，是由于物理吸附是放热过程且温度增大气体分子热运动加剧不利于吸附(Ross and Bustin，2009)。地质条件下，温度和压力随埋深逐渐加深而增大，对页岩气的吸附起相反的作用。仅考虑温度和压力的影响运用吸附势模型进行地质应用发现吸附气量表现出先增大后减小，而游离气量一直增大但增大趋势逐渐变缓。(5)页岩气的成分除甲烷外，还有少量重烃(C2-C6)及非烃气体(C02、N2)，这些气体的同时存在不可避免地会发生竞争性吸附作用，因此，气体组分会影响吸附气体总量。前人对煤岩不同气体吸附能力研究表明各气体组分吸附能力及吸附速率的快慢顺序为：C02>CH4>N2>H2，而泥页岩吸附实验结果为C02>N2>CH4，可能是由于泥页岩有机碳含量相对于煤岩较少造成的。因此，在进行页岩气开采时可注入CO2提高CH4采收率。
  • 摘要：海洋地质调查表明,南海北部琼东南盆地南部深水区天然气水合物形成的稳定域分布广泛,其气源岩类型多展布规模大,且气源供给系统及运聚条件良好,是我国深水海域天然气水合物资源的重要远景区之一.本文根据琼东南盆地构造沉积演化及油气地质特征与多年来的油气勘探成果,深入分析了该区天然气成因类型及资源潜力;根据高分辨率地震解释资料,重点剖析了气源供给的运聚通道系统与天然气水合物成藏的耦合配置关系,在此基础上结合该区油气勘探及海洋地质调查成果与天然气水合物成矿成藏基本地质条件,初步总结和建立了琼东南盆地深水区“生物气源自生自储型、热解气源断层裂隙下生上储型和热解气源底辟及气烟囱下生上储型”三种类型的天然气水合物运聚成藏模式,以期能为该深水区天然气水合物成因机理研究、天然气水合物资源评价及勘查目标评价预测等提供决策依据和勘查部署意见.通过研究主要获得了以下结论与认识：(1)琼东南盆地南部深水区新生代烃源岩较发育，自下而上主要分布有深部热解气（成熟—高熟—过熟）烃源岩和深水海底浅层生物气及亚生物气烃源岩两大类。该区油气勘探及海洋地质调查表明，这两套烃源岩形成的热解气商业性气藏和生物气亚生物气及其油气显示等，均己得到充分证实。热解气和生物气气源源充足、资源潜力大，能够为该区常规油气藏和天然气水合物形成提供充足的烃源供给。(2)初步建立了琼东南盆地南部深水区生物气源自生自储型、热解气源断层裂隙下生上储型和热解气源底辟及气烟囱下生上储型三种类型的天然气水合物运聚成藏模式。其中生物气源自生自储型天然气水合物在深水区分布较普遍：热解气源断层裂隙下生上储型和热解气源底辟及气烟囱下生上储型天然气水合物展布具有一定的局限性，其主要受控于气源纵向运聚通道供给系统的优劣及分布特点。不同凹陷及区带天然气水合物类型及其成因可能存在一定的差异，有可能以某种成因类型的天然气水合物为主或多种成因类型天然气水合物并存。(3)无论是生物气源自生自储型天然气水合物，还是热解气源下生上储型天然气水合物，其形成展布均主要取决于充足的气源供给和水合物特定的高压低温稳定带与之紧密的时空耦合配置，两者缺一不可。(4)琼东南盆地南部深水区热解气源下生上储型天然气水合物，其热解气源输送运聚通道主要为断层裂隙和底辟及气烟囱所构成的纵向运聚供给系统，它起到了连通输送深部热解气源到浅层天然气水合物稳定带的重要作用。这种气源纵向运聚供给系统的形成展布及其优劣，主要取决于构造沉积演化、断裂活动及活跃地质热流体异常侵入活动。(5)琼东南盆地南部深水区不同成因类型天然气资源潜力大，其能够为深水油气及天然气水合物形成提供充足的气源物质基础。因此，该区应是我国深水油气及天然气水合物最具勘探潜力及资源远景的区域之一。
  • 摘要：本文以典型的低渗透泥质白云岩储层江汉盆地新沟嘴组为例，采用铸体薄片、扫描电镜成像技术、高压压汞分析等多种手段，通过对微观孔隙结构特征参数与储层宏观物性参数关系的相关性分析，结果表明，退汞效率和平均孔喉半径与孔隙度、渗透率相关性最高。因此，将退汞效率和平均孔喉半径作为研究区孔隙结构分级的喉道参数，进而建立平均孔喉半径与渗透率的交会图，根据交汇图中的拐点建立喉道分级界限，综合储层孔隙与喉道大小的组合及孔喉其他特征，将研究区新沟嘴组泥质白云岩储层划分为3类，即细小孔细喉型，细小孔微细喉型和微孔微喉型。
  • 摘要：本文将综合运用扫描电子显微镜、高压压汞法和气体吸附法，对川南地区下古生界海相页岩气储层的微观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，为川南地区页岩气储层评价提供依据。孔径分析表明，川南地区下古生界页岩样品孔隙中主孔均位于0.4～1nm、3～20nm两个区间段，微孔的孔径主要集中在0.5～1.0nm，介孔的孔径主要集中在3～10nm。川南地区下古生界页岩平均孔径为4.17nm，而北美Barnett页岩和Marcellus页岩的平均孔径各为4.0nm和3.9nm，可能是由于川南地区页岩样品热演化程度高（达过成熟阶段），页岩纳米级微孔向更大孔径微孔转化的结果。页岩孔隙发育受地质条件的控制，有机碳含量、成熟度Ro、矿物成分含量均会对川南地区下古生界页岩孔隙发育产生影响。总体而言，页岩微孔隙体积随有机碳含量增加而增大；页岩孔隙度随有机质成熟度Ro增加而降低；黏土矿物含量对页岩宏孔发育有较大的影响，而对介孔、微孔影响不大；页岩孔隙度与黏土矿物含量呈较明显的负相关性，而与脆性矿物含量呈较好的正相关性。
  • 摘要：本文以江汉盆地陈沱口凹陷泥质白云岩样品为例，重点剖析纳米CT重构技术在页岩储层微孔结构定量研究中的应用。首先利用CT扫描仪获取研究样品的二维数据体，根据所获得的二维数据体并结合研究目的选取相应的区域进行裁剪，然后根据裁剪的区域利用360。二维图像进行三维数值模拟，构建三维数据体，进而依据孔隙和基质分别对应的灰度值对数据体进行二值化处理，最后利用数字软件进行孔喉提取。孔喉提取后，构建孔喉三维分布特征，分析孔喉大小、分布及其连通性关系等三维结构特征。研究表明，孔隙形态、大小不一，且其空间分布不均匀；从孔隙连通性来看，部分孔隙连通性较好，同时存在呈孤立状分布的孔隙，其连通性差；喉道分布特征存在一定差异，大喉道主要分布于孔隙发育部位(2d)。
  • 摘要：非常规油气中的页岩气、致密油气已获得重大突破,使全球资源迎来二次扩展.泥页岩油也已成为国内外非常规油气研究的热点之一,但对泥页岩油概念不同学者尚存在差异,本文采用了邹才能(2013)提出的泥页岩油的定义,对松辽盆地齐家-古龙凹陷泥页岩油分布、储集特征进行研究为该区勘探战略决策提供理论依据，通过对大量岩心观察可以发现，许多明显含油的泥页岩水平岩页理发育、或者微裂缝发育，页岩油评价时，而附近微裂缝不发育的块状泥岩肉眼难见含油，因此，在进行泥泥页岩中层理缝、微裂缝等可以为泥页岩油提供大的存储空间，且对后期开采更具现实意义。
  • 摘要：在油气勘探过程中,含油气性评价越来越受到重视。本文主要在物性方面对大王庄地区沙三段进行含油气性分析，通过录井资料分析，得出大王庄地区ES3层段的含油性，含油级别有富含油、油浸、油斑、荧光。本文对该层段含油性有哪些影响因素进行了初步分析。主要通过压汞实验，孔渗分析实验得出相关数据，然后绘制交会图进行分析，结果表明，大王庄地区Es3砂岩储层含油性影响因素主要为储层品质参数和孔隙半径，二者能够很好的将各个含油级别区分开。
  • 摘要：煤层气是煤层自生自储的产物，煤层通过物理作用以吸附方式储集煤层气，吸附气是煤层气藏的主体。煤层气的储层必须通过脱水降压，才能解析释放出煤层气。获得煤层气的峰值产量需要较长时间。需要低的排气压力来达到高的煤层气采收率。与常规天然气储层相比，煤储层的基质渗透性极低，煤层气只有在具有相当的裂缝渗透性条件下才能被经济地开发。这些煤层气成藏地质条件的特殊性，决定了煤层气资源储量计算方法的特殊性。从煤层气赋存机理与成藏机理来看，计算煤层气资源储量实际上是计算煤层中吸附气体的量。传统的体积法是针对流体或气体计算而言，计算的对象是储集空间内的体积量。而煤层气是依附煤层存在的，与固体矿藏的计算接近，传统的体积法已经无法适应煤层气资源储量的计算。煤层甲烷在煤层中有三种赋存状态，即游离态、吸附态和溶解态。煤层甲烷以自由状态存在于煤的割理和其他裂缝孔隙中，可以自由运移，运移的动力是地层水压力和气体浮力。煤层甲烷绝大多数是以吸附状态存在于煤层中，一般可占煤层甲烷总量的70-95%。天然气在煤层中的储集主要依赖吸附作用，而不依赖于是否有储集气体的常规圈闭存在。煤层中还有一小部分气体以溶解的方式，存在煤层地层水中．这三部分气体构成了煤层气中全部气体总量，理论上计算煤层气储量，应该分别计算相应的气体量。提出了我国目前煤层气资源储量评估的优化方法。鉴于煤层气资源储量具有固体矿藏与流体矿藏的特殊性，提出了井点控制法是勘探评价阶段计算煤层气资源储量的最佳方法。井点控制法的边界条件受煤层本身特征和开发生产特点共同制约。井点控制法确定的各级储量含义，与国际通行的标准基本一致。规范了井点控制法储量计算参数的确定原则和选值要求，提出了计算煤层气技术可采储量和经济可采储量的基本方法，为建立新的符合中国地质条件的煤层气储量计算规范奠定了基础。井点控制法的基本原理是根据探区的基本情况，确定以合理井距为间距的网格，以开发井所在的网格为中心，外推半个开发井距，作为探明储量的边界，单井控制的实际面积一般根据数字模拟软件确定合理开发井距后确定。当两口井控制的面积中间距离小于或等于一个开发井距时，这部分面积按探明储量处理。探明储量边界外围，根据外推一个开发井距，可以确定为控制储量范围，控制储量边界外围，还可外推一个开发井距，确定预测储量范围。煤层的含气量、渗透率、煤储层压力等重要煤层气评价指标，是关系含气煤层品质的关键因素，在煤层气勘探阶段，应经过多中试验与测定对这些关键指标进行求取，并以此作为评估煤层气资源储量的客观依据。
  • 摘要：本文以新疆东北部的三塘湖盆地二叠系条湖组新发现了一种特殊类型的致密储层——含沉积有机质凝灰岩储层为研究对象，这套致密的凝灰岩储层富含油，多口井压裂后获得了高产工业油流，通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光、x衍射全岩分析、孔隙度和渗透率的测定以及石英结晶度指数的测定等多种技术和手段，明确了三塘湖盆地条湖组凝灰岩的类型、储集空间类型和物性特征，并分析了影响致密储层物性的主要因素，研究表明，条湖组含沉积有机质凝灰岩致密储层具有高孔低渗的特征，孔隙度主要分布在10%-25%，空气渗透率主要分布在(0.01-0.5)X l0-c u m：，这与凝灰岩中火山玻璃质的脱玻化作用有关，脱玻化形成的粒间孔体积微小但数量巨大造成了凝灰岩总孔隙度较高，孔隙喉道半径很小又导致渗透率很低。凝灰岩的物性影响其含油性，孔隙度和渗透率越大，含油级别越高。
  • 摘要：本文以渤海湾盆地束鹿凹陷沙三下亚段泥灰岩为对象，利用渤海湾地区束鹿凹陷未成熟高有机质丰度泥灰岩样品，利用直压式生排烃模拟系统开展地层条件下致密油形成过程模拟。通过对不同温度条件下（成熟阶段）排烃产物和滞留烃产物（致密油）的分析，研究生排烃特征和致密油的生成和形成机理研究。实验发现：（1）致密油对应于生烃模拟实验中滞留烃部分，主要形成于生油窗-湿气窗阶段。在总生烃量一定的情况下，油气滞留量与油气排出量是个互为消长的关系，滞留烃量先升高后降低。同时伴随有机质演化程度的升高，烃源岩滞留烃中饱芳非离各组分发生明显变化，饱和烃和芳烃的总含量急剧升高，非烃和沥青质减少。（2）滞留烃的结构（气油比GOR）控制了排烃效率和滞留油的数量。随成熟度升高GOR增加，GOR与致密油含量之间具有良好的负相关性：随着GOR的升高，油气活动性越大，油气越容易排出烃源岩，致密油含量的降低。（3）根据滞留烃和排出烃的消长关系，且可进一步划分为四个阶段：a）滞留烃与排烃量同步增加阶段（Ro大致为~0.5-0.8%）；b）滞留烃高峰及稳定排烃阶段（Ro大致为~0.8-1.0%）。滞留烃量丰度达到最高，而排出液体烃量和排气量基本保持不变；c）滞留烃量降低且>排烃量阶段（Ro大致为~1.0-1.1%），GOR较高，原油主要为凝析油，密度变小，粘度降低，流动性强，对致密油的开发带来较大方便。d）滞留烃量降低且<排烃量阶段（Ro大致为~1.3-1.5%）。基本上对应湿气阶段，烃源岩逐步由生油为主过渡为生气为主。
  • 摘要：本文以渤海湾盆地沧东凹陷孔二段为例，研究了烃源岩的基本地质特征，探讨了烃源岩在致密油富集过程中的作用，研究发现，出目前致密油主要分布在TOC相对较高的地区，绝大多数致密油聚集在TOC＞2.0%的范围内，平面上主要分布在湖盆中心部位，而常规油对烃源岩要求则相对较低，主要聚集在TOC＞1.0%的范围内（图2)。常规油与致密油的分布呈现出一定的规律性，具有“共生互补”的特征，即常规油和致密油油源均为孔二段优质烃源岩，在空间分布上具有互补性，两者呈环带状分布。
  • 摘要：本文对岩浆活动对沾化坳陷渤深6潜山带油气成藏的控制作用进行了研究，指出渤深6潜山带及附近新生代发生强烈的岩浆活动，不仅显著促进了油气生成，而且使围岩产生大量裂缝及孔隙，同时侵入岩也具有一定的储集性。侵入岩是渤深6潜山带下古生界高温、高压、高产、高汽/油、高含二氧化碳等异常性质油气藏的主控因素。
  • 摘要：本文讲述了渗吸采油是水湿性裂缝储层的一种重要采油机理，致密储层通常裂缝较发育，裂缝能显著提高油层的吸水能力，提供注、采井间高渗通道。对于水湿油层，水从裂缝或井筒流向基块，有利于油层的开采；相反，对于油湿油层，水从基质流向裂缝，不利于油层的开采。渗吸驱油量与岩样渗透率和孔隙度均有关，岩样渗透率越小，孔隙度越大，自吸驱油量越大；水相渗吸驱油采收率主要与渗透率有关，渗透率越小，采收率越大。
  • 摘要：随着全球油气勘探开发的不断深入发展,致密气、页岩气、煤层气、致密油等非常规油气在现有经济技术条件下展示了巨大的潜力.在非常规油气开采的技术研究中,非常规储层岩石的孔隙结构比较复杂,通过二维形态及直径物理分析方法无法与岩石的孔隙度及渗透率测量结果直接刻画匹配.对揭露岩石孔喉内阻塞物—杂基的分布形态、类型及流向起到了以往各类高精尖设备均无法达到的效果，对油层增产改造方法的设计提供了更为直观的参数；对揭露高含水油藏剩余油分布规律起到独到的效果，有助于提高油气采收率；对油气运聚、成藏的方式进行微观精细刻画，可大大深化油气成藏规律的认识程度。
  • 摘要：本实验选取代表性样品安塞地区杏1015井（长7 段）和吴起地区吴56井（长8 段）岩芯进行了全面的地球化学分析，包含TOC测定、岩石热解、饱和烃GCMS和单体碳同位素分析。杏1015井样品饱和烃总离子流图（TIC）可以看出，正构烷烃分布呈双峰型，前锋C12～C20，丰度较低，主峰C16；后峰C21～C37丰度较高，主峰为C28，无明显的奇偶优势（OEP15-19=0.95，OEP25-29=0.99），类异戊二烯烷烃丰度较低，Pr/Ph值为1.7。单体碳同位素数据表明：姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）δ13C比同碳数正构烷烃重1‰～2‰；同碳数2-和3-甲基烷烃具有相近的δ13C，表明两类化合物具有相同物源；低碳数部分（C16.C22）和高碳数部分（C24.C32）正构烷烃单体碳同位素组成存在明显差异，可能是具有不同来源。
  • 摘要：所谓页岩含气量,是指每吨、克或单位体积岩石中所含天然气折算到标准温度(25℃)和标准压力(0.1013MPa)条件下的天然气总量,包括甲烷和其它烃类与非烃类气体,计量单位通常为m3/t或cm3/g、m3/m3.JY1井现场页岩解吸获得的总含气量主要为页岩储层吸附气含量，游离气含量比例较小，现场评价可以忽略不计。储层孔隙与裂缝游离气充足，游离气与吸附气处于动态平衡。这里可以认为，JY1井解吸气量代表的是页岩吸附气量，与TOC关系方程为：Qgs=0.78TOC。总结出了页岩吸附法实验是钻井现场快速获得饱和吸附体积VL和朗氏压力PL的有效途径，VL和PL宜取实验测量的平均值，可以利用VL评估井场快速解吸获得的吸附气与游离气含量比例关系等方面的建议。
  • 摘要：本文就徐家围子断陷沙河子组致密储层束缚水膜厚度进行了研究，指出徐家围子断陷致密储层孔隙半径普遍较小，半径小于100nm的孔隙约占总孔隙体积的38.1-79.6%，平均65.3%；半径小于1000nm的孔隙约占总孔隙体积的59.3%-92.1%，平均86.5%，可见纳米级孔隙是徐家围子断陷沙河子组最主要的储集空间。利用低温氮气吸附解吸实验获得岩心比表面积，进一步可计算岩样总孔隙内表面积，然后根据核磁共振实验获得＞50nm喉道控制的孔隙空间内可动流体占总孔隙空间比例大小，进而计算束缚水膜占据的孔隙内表面积大小。
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东部太原组粘土矿物含量较高,其中伊利石含量尤其突出,因此伊利石的研究一直是不可回避的.为了分析伊利石发育对储层的影响,从伊利石沉积、成岩等不同方面对其成因进行分析,分析表明，伊利石含量与相应的物性有一定负相关性，渗透率与伊利石负相关趋势更明显，在油气勘探和开发阶段，对储层中伊利石的研究非常重视，可以在压裂过程中避免速敏的发生，太原组伊利石以絮状充填于砂岩孔隙中，在高速流体作用下可被打碎并随流体迁移，在喉道处产生堵塞。因此，伊利石对含油气地层的潜在危害主要为产生速敏性。
  • 摘要：本文以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷的含油泥页岩样品为研究对象，首先对其进行CT扫描（分辨率为400nm）测试，三维重建一个0.48mmX0.48mmX0.44mm的立方体（即1188X1187X1093pixe13），然后在此立方体上针对6个不同位置的区域(300X300X300pixe13)进行三维重构，从而定量分析储集空间非均质特征（如孔隙度、孔径分布等）。分析结果显示：(1)6个不同建模区域的孔隙度相差很大，最大孔隙度达到18.187%，最小孔隙度仅为3.74%：总体上，6个区域的平均孔隙度为9.5%。(2)6个不同区域的孔喉半径分布范围较宽，介于0.4-9.0u m之间（图lb），其中0.4-2.0u m为主要孔喉半径分布范围（均占80%以上）：但不同区域的孔喉半径差异性较大，这也进一步说明了泥页岩储集空间的非均质特性。
  • 摘要：近年来,北美地区掀起了油气勘探领域的技术创新浪潮,“Shale oil”在美国已进入大规模商业开发阶段.随之,国内也掀起了所谓“页岩油”的研究热潮.近年来河南、江汉、胜利等多个油田已在快速推进“页岩油”的勘探部署.通过对比国内外碎屑岩的粒度分类标准,发现“Shale”是发育页理的粉砂岩及泥岩,不同于国内通常所说的页岩,即发育页理的泥岩;可见,“Shale oil”显然不是页岩油.将美国“Shale oil”的勘探开发技术应用于国内的页岩油勘探开发,存在较大的技术与经济风险.从Bakken、Barnett及Eagle Ford等实例来看,“Shale oil”的主要产自致密粉砂岩、致密灰岩中,而并非产自岩性更细的页岩或泥岩中.把“Shale oil”理解为致密油更可取,既要强调其储层致密、源储一体的特性,也要认清其产层岩性不能太细、储集空间不可或缺的特点.国内长庆、新疆、大庆、四川、胜利等多个油田都具致密油的勘探开发前景,针对不同地区致密油的发育特征,引进并探索适用的技术,中国“Shale oil”的大突破指日可待.
  • 摘要：地处大巴山腹地的城口区块在中国山地高演化古生界海相页岩中具有典型性和代表性，总结其地质特征与富气机理对正确认识中国盆外改造区高演化页岩气的富集规律，评价资源前景具有重要的现实意义，文章分析了该区块概况及勘探进展，指出该地区含气性不受断裂发育影响，含气性与总有机碳含量相关性差，含气量与粘土、脆性矿物含量不具相关性，含气量与储层微观孔隙结构无相关性，无机孔与微裂隙是主要储集空间。
  • 摘要：研究区位于鄂尔多斯盆地西南部，北起吴起、南至彬县，西接平凉、东邻正宁，面积约20000km2，主体位于伊陕斜坡西南部。其上古生界山1段、盒8段存在两个物源区，即区内北部物源来自阴山古陆西段太古界的沉积变质岩和中基性火山岩，区内西南部物源来自中北祁连和西秦岭物源区的高级变质岩及部分岩浆岩和少量的沉积岩。CT扫描数据表明，研究区储层总孔隙度整体处于6%~9%，说明研究区储层孔隙度较为发育，但储层非均质性较强，孔隙连通性较差，导致连通孔隙度主体处于在3%~6%之间，这也是盆地西南部上古生界储层低孔低渗的重要原因。
  • 摘要：南海北部陆坡神狐海域是我国首个海域天然气水合物实物样品的获取区域，其在构造上隶属于白云凹陷。油气勘探活动证实白云凹陷是一个巨大的富生烃凹陷，在离水合物钻探区约25km处发现了LW3-1大气田，储量预计为1000亿m’，表明该区深部具有优质的生排烃潜力。通过对2007年水合物岩心沉积物孔隙水和表层沉积物顶空气的地球化学测试可以得知，甲烷含量总体上大于99%，含有微量的乙烷和丙烷，两个含水合物层的甲烷碳同位素组分(613C：)分别为-56.7%0和-60.9%0，C，／(C2+C3)比值分别为911.7和1094;相邻区域浅表层沉积物14个顶部空气样品的碳同位素组分（613C：数值）在-46.2%0到-74.3%0之间，平均为-60.9%0。因此，地球化学分析数据表明神狐海域水合物的气体来源属于微生物成因，或以微生物成因气为主的混合气，热成因气的贡献非常有限(Wu et al.，2011；Zhu et al.，2013)。一方面在神狐海域的深部有富生烃的凹陷存在，另一方面深部的烃类气体对该区浅层水合物的形成没有显著贡献。针对这一现象，Chen et al.(2013)认为白云凹陷以中中新世底界面（约16.5Ma）为界，受东沙运动的影响，含气流体的垂向运移表现出“二元结构”的特征。中中新世之前，底辟构造和活动断层是深部热成因气向浅层运移的良好通道；东沙运动期间产生了大量切穿至中新世地层的NW-EW向、张性—张扭性断层，从而引起了大规模的超压释放，流体以“富集流体”(focused fluid flow)的方式运移至中新世地层中：东沙运动结束后，底辟构造不再活动，含热成因气流体向上运移的通量逐渐降低。因此在水合物稳定带内，热成因气很少能被揭示。本文通过对神狐海域地震资料解释发现，神狐海域流体运移通道由流体底辟（气烟囱）和大尺度断层构成（苏明等，2014），这些垂向运移通道往往沟通了深部地层（T7界面，约32Ma）和中浅部地层(T3界面，约11.6Ma)，甚至直接“刺穿”海底。从含气流体垂向运移通道的发育来看，深部的热成因气能够运移至浅部地层之中，而且神狐海域周缘油气钻井中的地球化学分析资料发现中浅部地层中存在热成因甲烷的特征，如PY30-1-1、LH19-1-1、LH19-3-1等3口井1500m以来的地层中6δCCH4值大于-45‰，C，/C2+值远小于1000。这些特征说明，源自深部的热成因气体能够通过底辟构造发生垂向运移，进入到中浅部的地层之中。近年来实验室分析和数值模拟结果显示，在长距离的运移过程中，烃类气体可能会在化学组成和碳同位素上发生“分异”和“分馏”作用(Chanton，2005)。基于上述分析，针对珠江口盆地白云凹陷富生烃凹陷的背景和浅部以微生物成因为主的水合物产出，本次研究提出用上述模式来加以解释。白云凹陷文昌组和恩平组的湖相泥岩提供了客观的热成因甲烷：运移效能较低的气烟囱为流体的垂向运移提供了通道：东沙运动引起的大规模超压流体释放可能会进一步降低热成因甲烷的垂向运移速率；晚中新世以来沉积的厚层深海相细粒泥岩，提供了渗透率较低的运移介质。这些前提条件将可能导致深部热成因烃类气体在长距离的垂向运移过程中发生“分异”和“分馏”效应，进而引起检测结果的变化，使其更多的表现为生物成因气的特征。因此，虽然对含水合物沉积样品的地球化学分析表明形成水合物的气体是微生物成因气，或是以微生物成因气占主体的混合成因气，但热成因气仍然可能在其中占据了相当成分的贡献。

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