吉木萨尔陆相页岩油微观赋存类型

为了更好地认识页岩油微观赋存状态及类型,避免实验过程中水钻取样对原油分布的影响,选取吉木萨尔页岩典型含油岩芯,采用全程液氮钻、切、磨制样工序,通过全能谱扫描电子显微镜、二次电子成像及背散射相结合的技术手段,获得微观储层矿物类型和结构、储集空间类型、形貌以及C, O, Si, Al, Ca, K, Na,Mg等元素在微、纳米尺度的分布。依据去除矿物因素后的C元素含量分布,判别原油在微、纳米空间尺度的富集程度。结合矿物岩石组构和储集空间形貌,对微、纳米尺度页岩油原油的赋存状态及分布类型进行直观的定量表征,并基于C元素含量推测微观含油饱和度的相对变化。针对原油与孔喉的配置关系,进行储层微观孔喉结构与原油赋存状态的表征,明确原油赋存类型。总结出研究区4种微观原油赋存类型:白云质溶蚀微米级大孔道中的可动油、砂质粒间微纳米级孔中可动油、砂质粒间孔喉壁吸附的半束缚状态的油膜以及自生黏土矿物晶间孔内束缚油。     

吉木萨尔芦草沟组页岩油储层润湿性特征与影响因素分析

润湿性是页岩储层的重要物性之一,关系到开发方式的制定和生产制度的优化。借助Amott法与接触角法测定了吉木萨尔芦草沟组储层不同岩性样品的润湿性并对比了两种测试结果的差异;通过RoqSCAN技术测定了岩心表面矿物组分,结合原油组分分析了吉木萨尔芦草沟组储层在不同工作液下的润湿特征并分析了组分对润湿性的影响。此外,通过渗吸驱油实验讨论了润湿性对渗吸驱油效率的影响并筛选了适用于吉木萨尔的表活剂类型。结果表明：岩性与原油物性是影响吉木萨尔芦草沟组储层润湿性的关键因素,其中石英、绿泥石、伊利石含量更高的层段亲水性更强,白云石、黄铁矿、伊蒙混层及高岭石含量更高层段亲油性更强,长石含量对吉木萨尔芦草沟组润湿性的影响不大,原油中胶质沥青质含量更高层段亲油性更强。芦草沟组储层在地层水与瓜胶压裂液环境下普遍偏油湿,非离子类表活剂更加适用于吉木萨尔芦草沟储层,改变润湿性的性能更加稳定,能显著提高亲油岩心的渗吸驱油效率。     

吉木萨尔页岩油水平井开采实践

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油矿场开发试验表明,纵向上不同地质甜点,平面上同一甜点层的不同区域水平井生产特征差异很大,水平井单井产能及EUR主控因素不清,给油藏开发方案编制、储层改造方式选择和效益评价带来了诸多困难。为此,通过地震、录井、分析化验一体化综合研究,明确了源储高频互层的地质特征,源储配置和保存条件是影响芦草沟组含油性的先天因素;利用特殊测井、微地震监测明确了水平段长度、复杂缝网是影响产能的重要因素;利用室内物模实验,结合油藏生产动态综合分析,初步确定了压裂后水平井合理的排采制度。研究认为,页岩油甜点体具有较强的非均质性,高优质甜点钻遇率和改造缝网复杂程度最大化是提高水平井产能必须追求的目标,合理的排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力。     

江汉盆地潜江凹陷陆相页岩油地质特征

潜江凹陷是江汉陆相盐湖盆地最好的富烃凹陷.潜江组沉积时期受北部单向物源、古气候频繁交替、高盐度、强蒸发环境影响,沉积了一套最厚达6000m的盐韵律夹砂泥岩的盐系地层,平面上表现为“半盆砂、满盆泥、满盆盐”的特征,形成了具有独特沉积充填特征的陆相盐湖盆地.潜江凹陷发育了两种类型页岩油藏:一是油浸泥岩夹白云岩的页岩油藏,二是盐间油浸泥质白云岩的页岩油藏.两种类型的主力泥页岩层的单层厚度在2～20 m之间,累计厚度在200～3000 m之间,泥页岩层分布广,有机碳含量高,测井曲线上具有“三高一低”的特征.泥页岩层脆性矿物含量普遍大于40％.泥页岩储集空间为微裂缝、溶蚀孔、晶间孔,有相对较好储集性能较好.截止目前,在该两类页岩油地层中见到了丰富的油气显示,且有多口井获工业油流,预示着良好的页岩油勘探开发前景.     

松辽盆地北部陆相泥页岩孔隙特征及其对页岩油赋存的影响

综合应用气体吸附、高压压汞和扫描电镜方法对松辽盆地白垩系陆相泥页岩内部微观孔隙特征进行刻画,进而结合岩石热解、全岩矿物分析等实验手段对泥页岩孔隙发育的控制因素及其对含油性的影响进行分析。结果表明:研究区泥页岩孔隙类型以片状黏土矿物的层间微孔隙为主,裂缝发育程度不高,孔隙级别以微孔和介孔为主,泥页岩孔隙发育总体受控于埋深和次生孔隙发育情况,有机孔隙对页岩油储层不具有重要意义;油源充足的情况下,泥页岩含油性明显受控于孔隙度,其中直径大于20 nm孔隙是页岩油的主要赋存空间,在进行页岩油勘探开发时应着力寻找较大孔隙发育的甜点区;龙虎泡阶地南部与齐家-古龙凹陷交界处青山口组含砂岩或砂质薄夹层的泥页岩层系中泥岩次生孔隙发育,含油性高,易于压裂,是松辽盆地北部页岩油勘探开发的首选区域。     

第四系天然气藏储层物性参数测井解释模型

以柴达木盆地东部台南第四系松散末成岩生物气藏为例。研究建立该类储层物性参数测井解释模型的方法。主要包括：（1）应用“JD-581”常规测井资料，通过定量计算对声波测井进行了压实，泥质及含气影响的校正，建立了孔隙度测井解释模型。探索性地提出声波测井曲线天然气影响的定量校正方法；（2）根据毛管理论，综合应用毛管压力曲线，岩石物性，岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明，利用电阻率曲线对声波测井进行天然气岩石物性，岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明，利用电阻率曲线对声波测井进行天然气影响的定量校正方法是可行的，该方法提高了气藏孔隙度声波测井解释模型的精度，实现了应用“JD-581”常规测井资料即可进行储层孔隙度参数评价的研究。储层微观孔隙结构参数-孔喉半径均值的主要影响因素是岩石比表面及孔隙度，综合利用孔隙度与岩性测井曲线可以较为准确地计算该参数，这为储层渗透率参数的评价奠定了基础。     

第四系天然气藏储层物性参数测井解释模型

以柴达木盆地东部台南第四系松散未成岩生物气藏为例 ,研究建立该类储层物性参数测井解释模型的方法。主要包括 :(1)应用“JD 5 81”常规测井资料 ,通过定量计算对声波测井进行了压实、泥质及含气影响的校正 ,建立了孔隙度测井解释模型 ,探索性地提出声波测井曲线天然气影响的定量校正方法 ;(2 )根据毛管理论 ,综合应用毛管压力曲线、岩石物性、岩性分析及测井资料建立了渗透率测井解释模型。研究结果表明 ,利用电阻率曲线对声波测井进行天然气影响的定量校正方法是可行的 ,该方法提高了气藏孔隙度声波测井解释模型的精度 ,实现了应用“JD 5 81”常规测井资料即可进行储层孔隙度参数评价的研究。储层微观孔隙结构参数孔喉半径均值的主要影响因素是岩石比表面及孔隙度 ,综合利用孔隙度与岩性测井曲线可以较为准确地计算该参数 ,这为储层渗透率参数的评价奠定了基础。     

马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化与溶蚀孔隙形成机制

通过场发射环境扫描电子显微镜、X射线衍射等试验手段,对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油储层成岩演化特征与溶蚀孔隙形成机制进行研究。结果表明:二叠系芦草沟组泥页岩为低孔、特低渗储层,主要经历了压实、胶结、交代以及溶解等成岩作用;有机质热演化与无机矿物成岩演化在时空上相对应,有机质生烃高峰、孔隙度高值区、伊利石含量高值区在同一深度出现;生烃过程形成的酸性流体溶解不稳定矿物,形成溶蚀孔隙,同时为伊利石化提供K+;矿物溶蚀孔和有机质残留孔是页岩油重要的储集空间,伊利石化可加速钾长石溶解,并造成矿物的体积收缩,对储集空间的形成具有明显促进作用;泥页岩中溶蚀孔隙的形成与有机质生烃、油气初次运移同步。     

东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙结构研究

储层微观孔隙结构研究可为页岩油勘探开发提供依据。利用氩离子抛光扫描电镜实验和孔隙图像储层结构参数统计方法,分析了渤海湾盆地东营凹陷沙河街组18块岩芯样品的微观孔隙发育特征。结果表明,东营凹陷沙河街组页岩油层段的孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和晶内孔,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,溶蚀孔对有较高的面孔率贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,数量上纳米级孔隙占绝对优势,但储层面孔率主要由在数量上不占优势的微米级孔隙提供。因此,东营凹陷沙河街组页岩油层段的主要储集空间属于微米级孔隙。     

元素录井在页岩油水平井开发中的应用——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

水平井+压裂是非常规油气资源开发的主要途径,而制约其开发效益的关键工程因素在于提高水平段的"甜点"钻遇率和优化压裂方案.以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层为例,针对重点井进行高密度XRF扫描,得到的元素含量曲线可以较好地判别地层岩性变化,借助元素资料建立导向控制点,结合精细的地层对比框架,建立目的层的高精度三维...     

利用微观孔隙结构参数对辽河大民屯凹陷页岩储层分级评价

依据全岩XRD衍射、低温氮气吸附实验获取平均孔径、比表面积、绿泥石相对含量等微观储层评价参数,对辽河大民屯凹陷页岩储层分级评价。研究表明:3个微观参数彼此之间存在明显的线性关系;平均孔径与绿泥石含量呈线性关系,绿泥石相对含量越高,平均孔径越大,其主要原因是绿泥石富集化学性质活泼的Fe元素,可吸附大量有机质,有机质在成熟演化阶段可生成大量的有机酸而形成溶蚀孔,并增加储层的平均孔径;平均孔径与比表面积之间也呈现明显的线性关系,且具有明显的三分性,当平均孔径大于10 nm时比表面积均小于1 m2/g,当平均孔径为5~10 nm时,比表面积介于1~6 m2/g,当平均孔径小于5 nm时比表面积均大于6 m2/g;比表面积和绿泥石相对含量两个微观参数之间也呈现出线性关系,且各个拐点之间的参数具有一致性,绿泥石相对含量为5%和9%时,对应的平均孔径为5和10 nm、比表面积为6~1 m2/g,可利用该拐点对页岩储层分级评价。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

以姬塬油田长6段典型的特低渗透砂岩油藏为例,应用物性、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观模型水驱油实验等资料,探讨储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。研究结果表明,长6储层空间主要为原生粒间孔,其次为长石溶孔;根据毛管压力曲线形态以及相应的参数,将储层孔隙结构分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类4种类型,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,其储集性能和渗流能力依次变差;4种类型的孔隙结构对应的水驱油路径和驱油效率具有明显的差异,孔喉半径是影响驱油效率的关键,渗透率、孔隙度对驱油效率的影响依次变差;同时,水驱油效率与试油产液量具有较好的正相关性。综合分析表明,应用孔隙结构特征与驱油效率的关系能为油藏的科学开发提供可靠的数据。     

陆相页岩油开发技术进展及规模效益开发对策思考

中国陆相页岩油资源丰富,2022年产量达到340×10⁴ t,初步实现页岩油工业开发的起步。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油类型更多、埋藏更深、微纳米尺度孔隙更为发育、物性条件差、开发机制与规律更为复杂,人工改造难度更大、成本更高等,使其有效规模开发面临更大的挑战。通过较为系统地总结近年来中国不同类型陆相页岩油开发理论、主体技术方面取得的重要进展,阐述各类页岩油主要开采机制、初步形成的技术体系/开发方式和实践效果,深入分析规模有效开发特别是提高采收率方面存在的问题和挑战,提出大幅提高陆相页岩油开采规模与效益的思路对策。建议通过对中国页岩油资源的分类分级评价,明确各页岩油藏经人工改造所能形成的可采储量潜力规模、接替途径及可持续性;深入揭示不同类型页岩油储层结构、岩性特征、赋存状态和流动机制,攻关创建更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术,特别是研发和优化储层改造方式提高有效缝网波及体积、追求储量动用/可采程度最大化;加快平台/区块立体开发工业性试验,升级形成可规模推广的效益开采模式和配套技术体系,建立块间接替、整体优化动用的规模开发方式;加快早期补充地层能量攻...     

马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层微观孔隙特征及地质意义

通过CT扫描、比表面积及孔径分析、脉冲渗透率测试等实验手段,对马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层微观特征及其地质意义进行研究。芦草沟组泥页岩微观储集空间类型多样,大小在几纳米到十几微米不等,其中以宏孔为主,无机矿物和有机质中均可发育较大孔隙;芦草沟组二段中部的微孔隙开放程度最高,岩石基质渗透性也相对最好;黏土矿物可明显增加岩石的比表面积,碳酸盐岩、长石的质量含量与比表面积成反比,有利于分布集中、直径较大的孔隙形成。石英(包含自生石英)可通过增强泥页岩的脆性形成微裂缝,抵抗压实作用保护微孔隙,明显改善了泥页岩物性,其有利作用要大于因自生石英形成而阻塞孔隙产生的不利影响。马朗凹陷芦草沟组泥页岩的微观地质条件有利于游离态页岩油的富集与渗流,是该区建成页岩油产能的重要微观地质原因。     

陆相页岩油储层水力压裂裂缝形态的试验

水力压裂技术是在页岩油气藏中建立人工裂缝网络的一种重要方法,但由于各储层地质条件的差异性以及页岩具有的强非均质性,使得水力压裂裂缝形态十分复杂.为了了解长7陆相页岩油储层页岩水力压裂裂缝网络的形成机理,将室内真三轴水力压裂试验与基于计算机断层扫描的3D可视化模型相结合,初步探讨了水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对岩样水力压裂裂缝形态的影响.结果 表明:页岩水力压裂裂缝形态按照复杂程度可以分为三类,即单一裂缝,鱼骨状裂缝和网状裂缝;低水平应力差异系数和低黏度压裂液有利于形成复杂的裂缝网络,较为合理的条件为水平应力差异系数为0 ～0.53,且压裂液黏度为0～17.1 mPa·s,在此条件下易形成鱼骨状裂缝或网状裂缝;此外,平行于层理面的天然不连续面有利于形成复杂裂缝网络,但是过多的天然不连续面开启是不利于主水力裂缝的形成和扩展.     

基于测井资料定量表征页岩储层非均质性

为了解决页岩储层非均质性影响因素多以及难以综合定量表征页岩储层非均质性的问题,基于洛伦兹曲线理论计算页岩宏观非均质性的总有机碳含量、微观非均质性的矿物组分和有效孔隙度以及岩石力学参数非均质性的杨氏模量和泊松比等影响因素的洛伦兹系数,结合运用层次分析法确定影响因素权重,建立综合定量表征页岩储层非均质性方法。研究表明:该方法表征结果与预测布缝方式和压裂施工曲线吻合较好。该方法为页岩储层非均质性表征提供了一种思路,同时对威远地区压前预测和压后评价具有一定参考价值。     

辽河盆地大民屯凹陷元古界储层测井解释

针对辽河坳陷大民屯凹陷元古界储层特征,研究和分析了该区元古界不同类型储层的测井响应,结合不同岩性的测井曲线特征对元古界地层进行了划分,认为该区元古界储集岩性主要为白云岩和石英岩,储集空间以构造裂缝为主。利用测井多属性反演技术,对本区元古界分布范围进行了预测。     

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。     

裂缝性页岩油储层三维数字岩心电阻率模拟

根据吉木萨尔页岩油储层岩样的扫描电镜(FIB-SEM)图像,通过BP神经网络分割方法得到页岩的孔隙、微裂缝结构信息,进而利用改进四参数随机生长法和二维分数布朗运动模型重构了精细的、具有裂缝-基质孔隙双重介质的页岩三维数字岩心,并采用有限元方法对其模拟计算了不同裂缝参数下的有效电阻率,最后分析了不同的润湿性以及裂缝排列方...     

东营凹陷古近系泥页岩储层微观结构特征研究

以济阳坳陷东营凹陷沙河街组三段-四段为研究对象,对重点取心井进行厘米级岩心观察描述。结合薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、激光共聚焦分析、地球化学测试等方法明确了东营凹陷古近系泥页岩矿物组成、岩石类型、有机地球化学等基本特征。对古近系泥页岩进行岩相类型划分;对储层微观结构特征进行分析。结果表明:1研究区泥页岩岩相划分为4个大类,11个亚类;2研究层段主要发育贫有机质块状混合细粒沉积岩、中有机质纹层状灰岩、中有机质纹层状混合细粒沉积岩、富有机质夹层状灰岩、富有机质页岩黏土岩、层状细粉砂岩和层状白云岩7类岩相;3综合孔隙、裂缝发育程度和储集空间连通性等特征,认为富有机质的夹层状灰岩及富有机质页状黏土岩为最有利岩相类型。