淮南煤田煤系泥页岩储层微孔特征及成因探讨

煤系泥页岩储层发育的微孔（孔径<2 nm）对泥页岩气吸附赋存具有重要意义。以淮南煤田石炭—二叠纪海相-海陆过渡相煤系泥页岩为研究对象,通过Ro,max、TOC、XRD和CO2吸附实验,揭示储层微孔结构特征,探讨微孔发育的控制因素及成因。研究表明：太原组、山西组和下石盒子组泥页岩有机质成熟度基本接近,处于低成熟-成熟阶段;三角洲平原亚相的下石盒子组TOC最高、黏土矿物最丰富、微孔最发育,其次为障壁砂坝-澙湖相的太原组,三角洲前缘和前三角洲亚相的山西组TOC最低,黏土矿物中等,微孔最不发育;微孔孔径分布发育峰1（0.366 5 nm）、峰2（0.457 7~0.627 2 nm）和峰3（0.821 6 nm）三个峰或区间。微孔孔容与TOC以及黏土矿物（高岭石和绿泥石）含量呈正相关,与脆性矿物含量呈负相关,推断储层主要发育有机质孔和黏土矿物孔,不同类型微孔的发育受控于不同沉积环境及成岩演化下有机碳含量和矿物成分差异。峰1对应微孔归因于黏土矿物孔为主,有机质孔少量,峰2为黏土矿物孔和有机质孔共同主导,峰3主要为有机质孔,少量黏土矿物孔;认为有机质孔为芳环层间孔（峰1+峰2）和芳环有序堆叠形成的柱状孔（峰3）,黏土矿物孔为高岭石和绿泥石矿物内部片层之间的空穴或经后期转化改造形成的微孔,以上也可能在有机质与黏土矿物的复合体中发育微孔。     

禹州煤田煤系泥页岩矿物组成与脆性分析

为了研究禹州煤田煤系泥页岩的矿物组成和页岩气储集层物性,对采自该区石炭二叠系的泥页岩样品进行了X射线衍射分析和有机地球化学实验。结果表明,禹州煤田煤系泥页岩有机碳含量高,有机质类型为Ⅱ型,热演化程度处于成熟—高成熟阶段(平均值为1.62%);泥页岩矿物组成以石英、黏土矿物为主,平均含量分别为31.9%、63.2%,部分样品中含有少量的长石、菱铁矿、黄铁矿。通过与海相页岩对比,海陆过渡相煤系泥页岩黏土矿物含量为40%~80%,其中高岭石含量高是煤系泥页岩储层的重要特征,平均含量达到29.6%左右。此外,煤系泥页岩的石英脆度和总脆度均比海相页岩要低,其中禹州煤田煤系泥页岩石英脆度为32%,总脆度为36%,与国内其他地区煤系泥页岩脆度相当。表明禹州煤田煤系泥页岩具备较好的页岩气储集层可压裂性。     

山西省域煤系泥页岩孔隙分形特征

为定量化表征山西省域煤系泥页岩储层孔隙结构复杂程度,以山西省域140件海陆交互相煤系泥页岩实测低温液氮吸附数据为基础,利用FHH模型分别计算了孔径小于4 nm孔隙分形维数D_1与孔径大于4 nm孔隙分形维数D_2,结合XRD衍射、吸附甲烷、有机质丰度、类型等实验成果,讨论了孔隙结构、饱和吸附量、黏土矿物含量及有机质丰度与分形维数的关系。结果表明:山西省域煤系泥页岩发育有机质孔与无机孔,页岩有机质孔不及海相页岩发育,无机孔以黏土矿物层间孔与粒间孔为主,孔隙形态结构复杂,存在较多墨水瓶状、狭缝状孔;孔隙分形维数随BET比表面积、黏土矿物含量增高呈现出增大趋势,随有机质丰度、平均孔径及石英含量增高呈现出减小趋势;D_1与微孔及孔径为2～4 nm的介孔比孔容呈正相关关系,D_2与孔径为4～50 nm的介孔比孔容呈正相关关系,而与宏孔比孔容呈负相关关系;饱和吸附量与分形维数呈正相关关系;山西组泥页岩中黏土矿物含量比太原组高,分形维数与矿物含量的相关性比太原组好,太原组泥页岩w(TOC)高,但有机质孔发育不如山西组,D_1与w(TOC)的负相关关系比山西组更明显。     

煤系泥页岩吸附性及其影响因素

为了揭示煤系泥页岩的吸附与含气特征,基于山西省域煤田、准噶尔盆地等地200余件煤系泥页岩的含气量、等温吸附、高压压汞、液氮吸附及XRD衍射等实测数据,对煤系泥页岩吸附性与含气性特征进行了分析,并对其影响因素进行了讨论。结果表明煤系泥页岩实测含气量0~5.87 cm³/g,集中于0.90~2.00 cm³/g;最大吸附量V_L0.11~6.3 cm³/g,平均为1.57 cm³/g;p_L 0.16~8.65 MPa,平均为3.28 MPa;V_L与孔隙度、有机质丰度、有机质成熟度、黏土矿物质量分数呈现出正相关关系,与伊蒙混层质量分数、平均孔径呈现出负相关关系。     

柴北缘东段克鲁克组泥页岩储层特征

柴北缘东段石炭系克鲁克组为一套海陆过渡相碎屑岩和碳酸盐岩混合沉积,其中泥页岩较为发育。通过野外剖面踏勘和实测对克鲁克组泥页岩纵向发育特征进行了研究,发现克鲁克组一段泥页岩累计厚度为60 m,泥地比达92.6%,是泥页岩发育最好的层段。通过精细岩心观察描述、全岩X射线衍射分析、岩石薄片鉴定、扫描电镜观察及物性分析等,对泥页岩矿物组成、岩相、储集空间类型及物性特征进行了研究,结果表明,泥页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主;黑色纹层状泥质中粉砂岩相、灰黑色条带状泥质粗粉砂岩相、灰黑色条带状含灰灰质泥质粗粉砂岩相和黑色纹层状含生物碎屑泥质中粉砂岩相为主要的岩相类型;储集空间主要发育顺层裂缝、溶蚀孔隙、黏土矿物晶间孔、有机质粒内孔隙及生物碎屑粒内孔;孔隙度在1%~3%,渗透率分布在0.01~1 mD。储层的发育主要受沉积环境、矿物组成和成岩作用的影响,黑色纹层状泥质中粉砂岩相和灰黑色条带状泥质粗粉砂岩相由于沉积厚度大、碳酸盐胶结作用弱、脆性指数较高、储集性能良好,有利于泥页岩储层的发育。     

巢湖地区龙潭组过渡相煤系页岩储层发育特征

应用有机碳测试、X射线衍射、氩离子抛光-场发射扫描电镜、液氮吸附及高压压汞等实验技术手段,对巢湖地区龙潭组过渡相煤系页岩储层特征进行了研究。结果表明:龙潭组煤系页岩主体TOC质量分数为0. 5%～12. 5%,垂向向下有机碳含量呈现增长趋势,镜质组反射率Ro为1. 2%～2. 8%,有机质类型属腐殖型;矿物主要由黏土矿物和石英组成,其平均质量分数分别为35%,27%;龙潭组页岩孔隙主要发育有机质孔隙、黏土矿物片间孔隙、矿物溶蚀孔等多种类型;微孔、小孔极为发育,提供了主要的孔隙比表面积与孔体积。龙潭组储层孔隙特征主要受控于沉积环境与成岩作用,黏土矿物组分和有机质的演化控制纳米孔隙发育,三角洲沼泽相、泥坪相与泻湖相是有利于龙潭组煤系页岩储层发育的沉积环境。     

黔西北地区上二叠统龙潭组泥页岩储层特征

贵州省发育多套含气页岩层系,近年来对于寒武系和志留系黑色页岩进行了较为深入的研究,但是对于上二叠统龙潭组黑色页岩储层研究较为缺乏。文中通过对黔西北地区上二叠统龙潭组黑色页岩进行全岩X衍射矿物分析、TOC含量和Ro、比表面和孔径等测试,特别是场发射扫描电镜实验,分析了龙潭组页岩孔隙类型及储层特征。结果表明：黔西北地区上二叠统龙潭组页岩主要矿物组成是黏土矿物(41.4%)和石英(47.8%)。从空间上看页岩中黏土矿物含量从北向南先减少后增加,石英含量在大方县中部和南部较高。龙潭组黑色页岩的孔隙以中孔为主,空间上从北向南呈现周期性的变化规律。龙潭组泥页岩孔隙分为3类,即粒间孔、粒内孔和有机孔。其中有机孔主要为纳米级,数量丰富,一般呈不规则的圆形,是吸附态赋存的天然气的主要储集空间,具有重要的研究价值。龙潭组页岩孔隙特征受TOC含量和黏土矿物影响明显。有机碳含量高,则微孔越丰富。黏土矿物含量高,则中孔较丰富。石英则对宏孔体积贡献较大。这样定量实验的结果很好的对应了扫描电镜中定性观察的结果。     

鄂尔多斯盆地延长探区山西组泥页岩储层特征

<正>页岩气是当今世界广泛关注的一种新能源,是赋存于富有机质泥页岩及夹层中以吸附态或游离态为主要存在方式的非常规天然气[1-2]。以美国为代表的西方发达国家在页岩气理论研究、勘探和开发等领域获得了巨大成功,并在国际上掀起了页岩气勘探热潮。鄂尔多斯盆地发育两套页岩气目的层系:一套是中生界延长组长7和长9段湖泊泥页岩层系,该套暗色泥页岩已压裂成功并获得工业气流[3];另一套是上古生界山西组海陆过渡相泥页岩层系,其中山2段为     

木里煤田的冻土

木里煤田位于祁连山区的大通山和托赖山之间,大通河谷地的雪霍力、木里、江仓热水一带,属多年冻土区。地势从东向西逐渐增高,两侧山区高山连绵,地势险峻,标高在3900~4700m±,中间大通河谷地地势平缓,呈丘陵状标高在3500~4000m之间。山区第四系覆盖层甚薄或缺失,谷地中多为冰磺冰水堆积。外观上大小不一、形状不同的水坑散布在高低不平的草地上,形成多年冻土区特有的疙瘩草地外貌。     

青海木里煤田天然气水合物特征与成因

青海木里煤田成功钻获天然气水合物实物样品,使我国成为世界上首次在中低纬度冻土区发现天然气水合物的国家。通过对钻获天然气水合物样品的分析,以及对以往异常可燃气体涌出钻孔的测井曲线的重新解释和对比分析,初步确定天然气水合物赋存于中侏罗统江仓组油页岩段的细粉砂岩夹层内的孔隙和裂隙中。研究结果显示,天然气水合物中的气体以重烃类为主,甲烷达52%~68%;其δ¹³C值为-50.5‰(PDB标准),并具有δ^l3C_l<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³iC₄<δ^l3nC₄的特征,其δD值分别为-266‰和-262‰(VSMOW标准),显示出明显的深部热解气特征。结合木里煤田煤层气地质特征,认为煤层气是木里煤田天然气水合物的主要来源,并将其命名为“煤型气源”天然气水合物。     

淮南煤田山西组泥页岩微量元素地球化学特征及其意义

泥页岩中微量元素特征对反演泥页岩形成时的沉积和古地理气候条件具有重要意义。采集淮南煤田山西组泥页岩样品,利用ICP-MS对泥页岩中微量元素进行了测试分析,探讨了研究区山西组泥页岩中微量元素的地球化学特征及其意义。结果表明,B、Cr、U、Ga、Li、Sn、Pb、Mo、Th、W等元素富集,Cd、Co、Cu、Ti、Zn、Sc、Ba、Mn、Ni、Sr等元素亏损;揭示淮南煤田山西组形成于温暖湿润和半咸水-高咸水的沉积环境中,沉积体系为开放型,体系内为弱氧化-还原环境,其中以弱还原-还原环境为主,且表现出从早期弱氧化到中后期的还原环境的演化特征;依据U/Th、Ni/Co、Sr/Cu、B/Ga、Sr/Ba、TOC等地球化学参数结果推测,盐度和氧化还原条件受到多种因素的影响,有机质的原始堆积量是影响山西组泥页岩中有机质含量的主要因素,而盐度和氧化还原条件影响有机质中各显微组分含量。研究区温暖湿润的气候和较为还原的环境为有机质的堆积和保存提供了有利条件,为页岩气的成藏提供了物质基础。     

河北蔚县煤田煤系沉积特征初探

本文认为蔚县煤田早-中侏罗世下花园组(煤系)主要是湖成三角洲沉积体系。底部湖相沉积为底积层,向上依次是三角洲前缘与三角洲平原,最后以河流相结束煤系沉积。     

两淮煤田煤系地层岩石热导率特征

基于对淮北和淮南煤田煤系地层所测定的127块岩石样品的热导率结果,对测试的岩石热导率结果进行校正,还原 岩石初始压力和温度环境下的热导率,校正结果值略大于实测值。同时结合区内前人的实测数据,全面报道了两淮煤田岩 石热导率参数及其特征,并从多方面分析了影响热导率大小的因素。结果表明：两淮煤田煤系地层岩石热导率变化范围为0.37～ 4.36 W/mK,平均值2.54 W/mK;热导率与岩性、埋藏深度、地层时代和密度等相关密切,砂岩的热导率普遍大于泥岩和 煤,热导率和深度、密度均表现为正相关关系。     

西昌盆地白果湾组泥页岩储层特征及主控因素

海陆过渡相富有机质泥页岩已在国内多个区块取得重要突破,以西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩为研究对象,基于岩性特征,运用铸体薄片观察、厚度对比、有机地化、全岩X射线衍射、孔隙度、渗透率、扫描电镜、高压压汞、低温N₂吸附等技术手段,综合分析西昌盆地上三叠统泥页岩储层特征及其主控因素。结果表明：西昌盆地上三叠统白果湾组富有机质泥页岩有机碳含量介于0.3%～2.21%,平均为1.02%,有机质类型为Ⅱ₂型和Ⅲ型;有机质成熟度介于1.02%～3.87%。富有机质泥页岩的厚度介于30～110 m,脆性矿物含量较高,为11%～77%,平均为40.5%。孔隙度介于1.28%～9.02%,平均为4.03%,渗透率在(0.001 7～0.146)×10^-3 μm²之间,平均为0.03×10-3μm²。比表面积介于6.25～13.7 m²/g,平均为10.17 m²/g,平均孔径为6.66～9.79 nm。有机碳含量与孔隙度具正相关性,研究区内泥页岩...     

马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层含油性特征与评价

通过泥页岩常规岩芯与密闭取芯的地球化学分析、物性分析、压汞实验分析等,评价马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩储层的含油性,结合试油情况,研究其富油机制以及有利储层分布特征。结果表明,芦草沟组泥页岩储层含油性受有机质丰度和孔隙度影响,有利层段总有机碳要大于4%,孔隙度大于3%。体积含油率比含油饱和度更能准确表征泥页岩的含油性,油层要求含油率大于1%。压汞分析显示,泥页岩的储层富油机制与常规砂岩不同,包括未运移烃类的就地滞留富集和经历短距离初次运移在与优质源岩临近的次源岩层系中富集两个过程。芦草沟组页岩油的富集受岩性组合类型的影响,以泥岩为主,夹（薄层）泥质灰岩、泥质白云岩或者以灰质泥岩、白云质泥岩为主,为该区最有利岩性组合,含油性最好,对应于深湖-半深湖的沉积环境。     

马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层含油性特征与评价

通过泥页岩常规岩芯与密闭取芯的地球化学分析、物性分析、压汞实验分析等,评价马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩储层的含油性,结合试油情况,研究其富油机制以及有利储层分布特征。结果表明,芦草沟组泥页岩储层含油性受有机质丰度和孔隙度影响,有利层段总有机碳要大于4%,孔隙度大于3%。体积含油率比含油饱和度更能准确表征泥页岩的含油性,油层要求含油率大于1%。压汞分析显示,泥页岩的储层富油机制与常规砂岩不同,包括未运移烃类的就地滞留富集和经历短距离初次运移在与优质源岩临近的次源岩层系中富集两个过程。芦草沟组页岩油的富集受岩性组合类型的影响,以泥岩为主,夹(薄层)泥质灰岩、泥质白云岩或者以灰质泥岩、白云质泥岩为主,为该区最有利岩性组合,含油性最好,对应于深湖—半深湖的沉积环境。     

泥页岩储层孔隙度测量方法分析与评价

泥页岩属于非常规储层,孔隙度普遍小于10%,渗透率普遍低于1 mD。低孔低渗的特征致使常规实验方法和测井解释方法难以准确获取其孔隙度值。这里选取沧东凹陷孔二段泥页岩样品,对其孔隙度分别进行压汞法、气测法、液测法以及核磁共振法的测量,并将核磁共振实验与核磁共振测井的孔隙度值进行对比。结果表明,核磁共振技术是获取泥页岩孔隙度相对适用的方法,高精度核磁共振仪器在选择较小回波间隔(T_E=0.1 ms)的条件下,可测得更为全面的泥页岩孔隙度值。在有机质含量较高(TOC≥9%)的泥页岩层段,核磁共振测井信噪比呈现出一定的相关性,低信噪比可能是造成核磁共振测井获取孔隙度值偏高的原因。因此在实际测井评价过程中,要考虑信噪比的影响。     

滇东曲靖地区下寒武统筇竹寺组泥页岩储层特征研究

下寒武统筇竹寺组页岩是南方页岩气勘查开发重点关注的层位之一,但滇东地区下寒武统筇竹寺组黑色页岩储层研究程度较低。样品采自2014年新钻的曲页1井,对下寒武统筇竹寺组黑色泥页岩进行全岩和粘土矿物X衍射分析、TOC、岩石物性、比表面积等测试和扫描电镜实验,综合分析了滇东曲靖地区筇竹寺组泥页岩储层特征及孔隙类型。结果表明:滇东曲靖地区下寒武统筇竹寺组泥页岩矿物组成主要是石英(44.75%)、粘土矿物(25.47%)、长石(16.44%);发育粒间孔、粒内孔和有机孔3种类型孔隙;有机质孔隙发育,以中孔为主,具有一定的页岩气勘探开发潜力;页岩储层自上而下孔隙体积有逐渐变小的趋势,但在井深400 m~500 m发育高孔隙体积;泥页岩储集性能的重要指标——孔隙度主要受有机质含量及发育程度的制约。     

黄陇煤田煤层气储层特征

基于煤层气解吸和煤层试井等大量的实测数据,对黄陇煤田煤层的气含量、渗透率、储层压力和最小主应力等储层参数进行了研究。结果表明:黄陇煤田煤层气含量、渗透率较高;地应力较低;气含量、储层压力、最小主应力与煤层埋深呈正相关性;渗透率与最小主应力呈负相关性;渗透率与煤层埋深的关系不明显;最小主应力对储层压力影响明显。综合分析认为,煤层气含量和渗透率较高的彬长、焦坪矿区是煤层气开采最具有价值的区块。