鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长73亚段页岩油储层特征与勘探前景

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7₃亚段沉积期位于湖盆东部沉积中心,蕴藏着丰富的页岩油资源,具有较好的勘探前景,但对于页岩油储层特征研究较少,缺乏储集特征和含油性研究,制约了页岩油勘探部署实践。以富县地区长7₃亚段为研究对象,利用岩心观察、全岩矿物X-射线衍射分析、氯仿抽提、核磁共振、有机碳及孔隙度测试等多种手段,从岩石矿物学特征、储集空间、孔隙结构、含油气性等方面开展分析,明确了长7₃亚段发育泥页岩类、粉—细砂岩类、凝灰岩类三大岩石类型,泥页岩类根据纹层发育程度又可细分为4种岩石类型。泥页岩段矿物组成主要为石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物,还有少量的黄铁矿。储层主要发育粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4种储集空间类型。粉—细砂岩中、大孔比较发育,核磁共振T₂谱以多峰型和左偏单峰型为主;黑色页岩微孔相对较发育,大孔相对较少,核磁共振T₂谱以多峰型、右偏单峰型为主。含油气性好、油饱和度指数高的粉—细砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层,其次是纹层状泥页岩。综合...     

鄂尔多斯盆地长73亚段深水重力流砂岩储层特征及控制因素——以华池地区CY1井为例

鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段泥页岩层系中发育的重力流成因的砂岩是长庆油田页岩油增储上产的潜在目标,但缺乏对长7₃亚段砂岩储层特征及页岩油富集控制因素的研究。基于华池地区CY1井长7₃亚段全取心井资料,利用X?射线衍射、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试资料,结合薄片和岩心资料,深入分析了长7₃亚段砂岩储层的宏、微观特征,并对储集能力和含油性的控制因素进行了深入分析。结果表明：长7₃亚段主要发育灰色块状岩屑质长石、岩屑长石和长石岩屑粉砂岩,发育少量的细砂岩,属于典型的低孔低渗,储集层储集空间主要为粒间孔、长石溶孔、黏土矿物晶间孔、粒内溶孔和微裂缝,广泛发育的微纳米孔喉使其具有一定的储集能力;长7₃亚段微观孔隙结构主要分为A、B、C 3类,孔喉半径中值和微观孔喉分选系数是控制饱和度中值压力、最大进汞饱和度和退汞效率的主要参数,影响了微观尺度上页岩油的富集程度和渗流能力;长7₃亚段砂岩的矿物组成、粒度、微观孔隙结构共同控制着长7₃亚段砂质岩的储集能力,生烃增压促使长7₃亚段黑色页岩中的轻质烃向着与其相临的渗流能力较好的砂岩聚集,粒间孔、长石溶蚀孔及微裂缝是游离烃的主要储集空间,黏土矿物是吸附烃的主要赋存空间,在长7₃亚段泥页岩层系中寻找长英质矿物含量高、黏土矿物含量少、方解石胶结作用弱的砂岩是页岩油勘探开发的主要目标;以A、B类孔隙结构为代表的孔隙度大于5%、渗透率高于0.05×10^-3 μm²的砂岩是长7₃亚段优势储集层,C类孔隙结构代表的砂岩油气充注难度大,物性及渗流能力差,不利于页岩油的聚集和采出。     

鄂尔多斯盆地三叠系长73亚段页岩有机质转化率、排烃效率与页岩油主富集类型

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7₃亚段页岩油资源主富集类型不清等问题,开展长7₃亚段页岩有机质生烃转化率、排烃效率与页岩顶底板保存条件等方面研究,并对长7₃亚段页岩油主富集类型进行评价。研究认为：长7₃亚段页岩有机质转化率平均为45%左右,有大于50%的有机质尚未向石油烃转化,且成熟度越低,未转化有机质占比越大。已转化石油烃的累计排烃效率平均为27.5%,未转化有机质加上滞留烃占比大于70%;长7₃亚段页岩的相对排烃效率平均为60%,约40%已转化烃留滞在源岩内部。长7₃亚段页岩顶底板分别为长7_1—2亚段和长8段砂岩,之上还有长6段砂岩,已在有孔渗能力的部位形成大规模低孔渗—致密油藏,且长7₃亚段页岩为负压,压力系数为0.80～0.85,顶底板保存条件较差,滞留烃多以吸附态存在,可动性较差。评价认为长7₃亚段中高熟页岩油不是主富集类型,但在避开长6段、长8段和长71—2亚段已形成油藏区且断层...     

鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油可动烃资源量评价方法

鄂尔多斯盆地长7₃亚段发育一套富有机质泥页岩夹薄层粉—细砂岩的细粒沉积,具有整体生烃、普遍含油的特征。明确不同类型细粒沉积的含烃量、赋存状态、烃类组分等,对于该类型页岩油资源潜力分析和甜点优选具有重要意义。基于CY1井长7₃亚段岩心系统测试分析,运用多粒级多极性分步抽提方法,对黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩等4种细粒沉积岩石类型开展可动烃研究,评估了盆地长7₃亚段页岩油的可动烃资源量。结果表明,多粒级多极性分步抽提分析不同类型细粒沉积在不同粉碎条件下（1 cm³、0.5 cm³、150目）的含烃量及其组分,单位抽提量大小顺序为细砂岩>黑色页岩>粉砂岩>暗色泥岩,步骤1、步骤2抽提可溶有机质以轻质—中质组分为主,属于可动烃;步骤3和步骤4抽提可溶有机质为不可动烃。实验结果表明长7₃亚段黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩和细砂岩的可动烃量分别为3.35 mg/g、1.45 mg/g、3.28 mg/g和4.48 mg/g。对城80井区220 km²长7₃亚段页岩油可动烃资源量进行评价,初步评价结果为（0.37~0.51）×10⁸ t。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油有利分布面积约为1.5×10⁴ km²。通过类比分析,评价其可动烃资源量为（25~35）×10⁸ t,该类型页岩油有望成为盆地石油勘探新的接替领域。     

鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段页岩型页岩油储层特征及勘探方向

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)泥页岩发育,针对其内部富集的页岩型页岩油尚未取得勘探进展,仅在少量直井的试油阶段突破出油关,但试采效果整体较差。系统梳理了长7段3亚段(长7₃亚段)泥页岩的岩石学、地球化学和储层特征,优选页岩型页岩油的富集有利参数,明确了其成藏条件、勘探方向及潜力。相较于暗色泥岩,长7₃亚段的黑色页岩表现为多类型纹层频繁发育、有机质丰度高、生油母质类型好、主生烃期早、含油率高的特征,是页岩型页岩油勘探的有利岩性。受水平页理缝和陆源长英质、凝灰质等相对高孔高渗纹层的复合影响,黑色页岩的水平渗透率普遍高于垂直渗透率。长7₃亚段泥页岩的储集空间以刚性矿物支撑的粒间孔、粒内溶蚀孔、黏土矿物晶间孔及黄铁矿晶间孔为主,页理缝和超压微裂缝较发育。"有机质+陆源长英质纹层"、"有机质+凝灰质纹层"二元纹层组合与页理缝构成的复合单元对页岩油赋存最为有利。总有机碳(TOC)含量为4%~14%、镜质体反射率R_o>0.8%、页理及纹层发育、脆性矿物含量高的长英质黑色页岩是长7₃亚段页岩型页岩油的有利勘探目标,黑色页岩厚度相对较大、有机质丰度适中的马岭—华池深洼区是页岩型页岩油勘探的Ⅰ类有利区。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩型页岩油资源丰富,有望成为盆地非常规石油勘探开发的现实性重大战略接替新领域。     

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段页岩油特征及勘探方向

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段(简称长7₃亚段)岩心观察、实验分析测试、测-录井等资料分析,揭示长7₃亚段多类型页岩油发育的地质特征及富集规律,探讨多类型页岩油勘探潜力及攻关方向。研究表明：(1)长7₃亚段发育运移-滞留复合型和滞留型2类页岩油,运移-滞留复合型储集层为砂质碎屑流、低密度浊流成因的砂质纹层和半深湖—深湖富有机质泥页岩纹层频繁互层叠置的组合段,滞留型页岩油储集层为页理及显微纹层频繁发育的黑色页岩,运移-滞留复合型页岩油品质略好于滞留型页岩油。(2)优质烃源岩提供大量高势能富烃优质流体;源储压差为渗流条件较好的贫有机质砂岩类薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝原油聚集提供动力;生烃增压缝-页理缝-微裂缝为原油微运移提供高速通道;频繁发育的砂岩夹层及长英质纹层不仅为烃类规模聚集提供有效的储集空间,还能有效提高烃类的可动性。(3)环洼富砂区是运移-滞留复合型页岩油规模勘探的主要方向,成熟深洼区是中高成熟度滞留型页岩油风险勘探的主要方向,围绕低熟深洼区积极推进原位转化研究和现场实施是中低成熟度滞...     

鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段页岩油风险勘探突破与意义

2022年3月,针对鄂尔多斯盆地湖盆中部地区的延长组7段3亚段(长7₃亚段)的泥页岩层系实施的LY1H风险探井试油获得116.8 t/d的高产油流,试采期平均原油产量达15.8 t/d,实现了页岩油新类型和新层系的重大勘探突破。基于LY1H井钻探成果,系统梳理了长7₃亚段页岩油成藏地质条件及试油试采特征,分析了页岩油富集高产的主控因素,以期为下一步落实规模储量提供指导。研究表明:长7₃亚段的砂质岩类具有单层厚度薄、砂体横向延伸短、粒度细、泥质含量高的特征,且受长7₃亚段高有机质丰度的厚层状泥页岩强生、排烃作用的影响明显,含油饱和度高。长7₃亚段富有机质泥页岩与其夹持的多套薄层状粉—细砂岩组合具有有利的源-储配置关系,高含油性、微裂缝发育、高气油比均有利于砂质岩夹层内页岩油的富集高产。LY1H井水平段油层表现为强非均质性,为提高页岩油的动用程度,设计了"前端可溶球座细分切割+后端连续油管水力喷砂精准压裂+新型绳结暂堵剂"的一体化组合式差异化压裂改造工艺,采用纳米驱油变黏滑溜水,促进了油水充分置换,缩短了试油周期,并制定了合理的排采制度,有效提高了试油效率。LY1H井的勘探突破证实,鄂尔多斯盆地湖盆中部地区的长7₃亚段厚层状泥页岩所夹持的薄层状砂质岩类具备页岩油规模富集的地质基础,通过水平井大规模压裂改造工艺可提高其开发效率,是长庆油田下一步增储上产的重要接替领域和勘探重点。     

东营凹陷页岩油储集空间成因及控制因素

断陷湖盆泥页岩储层储集空间类型多样,成因及受控因素均较为复杂。以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段-沙河街组四段上亚段泥页岩发育段为研究对象,通过X射线衍射全岩矿物分析、岩石薄片及扫描电镜观察分析技术,结合主、微量元素测试及有机地球化学测试数据,明确泥页岩储层基本特征;从储集空间类型识别及基本特征刻画入手,建立东营凹陷泥页岩储集空间成因分类方案;深入分析影响储集空间发育的关键地质作用机制。结果表明：1东营凹陷泥页岩架构矿物及岩石类型多样、储层非均质性极强、有机质丰度高（TOC普遍介于1.2%~6.7%）、成熟度较低（R_o值为0.51%~0.89%）,孔隙度为2.9%~9.8%,垂直渗透率为0.0034~0.578 mD,孔隙结构复杂;2从成因及发育丰度的角度来看,黏土矿物絮凝成因孔、黏土矿物收缩缝、方解石重结晶晶间孔、白云石化晶间孔、有机质边缘收缩缝、碳酸盐岩溶蚀孔、生烃超压缝、层间微缝等是重要的储集空间类型;3沉积微相控制了孔隙架构矿物的组成、组构及平面分布,气候控制下的湖泊咸化程度影响了细粒物质的垂向叠置混合方式,进而控制了储集空间的类型及其组合;4不同咸化阶段的成岩流体性质、碳酸盐及黏土等自生矿物变化、有机质生烃演化控制了次生孔隙的形成与演化,方解石重结晶作用、黏土矿物的反应与转化、溶蚀作用及有机质生烃作用是控制储集空间发育的重要成岩作用类型。     

鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩型页岩油赋存状态与有机地球化学特征

页岩油的赋存状态与有机地球化学特征对页岩油的甜点区评价与资源潜力评估具有重要意义。为明确鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段泥页岩中页岩油的赋存位置、含油量、族组分和饱和烃分布特征,选取长7₃亚段的泥页岩岩心样品进行多溶剂连续分级抽提、低温氮气吸附—解吸、荧光薄片鉴定、场发射扫描电镜和饱和烃气相色谱—质谱等分析。结果表明：长7₃亚段泥页岩型页岩油主要赋存于页理缝和有机质孔中;页岩油的含油总量大于10 mg/g,其中游离油约占50％,吸附油约占20％;游离油、吸附油含量与有机质丰度之间呈较好的正相关关系,表明有机质丰度是控制页岩油分布的主要因素;游离油含有较多的饱和烃和轻质组分,而吸附油则含有较多的非烃与沥青质等重质组分。此外,与暗色泥岩相比,黑色页岩具有广泛发育的页理缝和有机质孔,游离油含量较高,黑色页岩可能是更有利于页岩油勘探开发的岩相类型。     

鄂尔多斯盆地宁县地区长73亚段泥页岩地球化学特征及页岩油意义

鄂尔多斯盆地长7段页岩型页岩油可动性差,开采难度大,相关研究薄弱。基于宁县地区N228井延长组长7₃亚段全取心井资料,通过对荧光薄片扫描图件观察,结合单步岩石热解、可溶有机质分析、TOC含量和生物标志物等参数,综合分析研究区长7₃亚段页岩油的成熟度、沉积环境、母质类型及含油性特征,探讨它们对非常规油气勘探的指导意义。结果表明：泥页岩有机质类型为II₁型,为倾油性母质,饱和烃具有明显的轻碳优势,生烃母质以低等水生生物为主,混有少量高等植物;有机质整体处于低—中等成熟演化阶段;Pr/Ph<1,γ?Ga/C₃₀H平均值为0.04,C₃₀*D H/C₃₀H平均值为0.11,指示长7₃亚段泥页岩形成于贫氧还原淡水深湖沉积环境;在泥页岩层系中,含油饱和度指数OSI值较低（<70 mg/g）,游离油含量占比低,说明游离烃类还未达到自身的容留状态,没有形成超越效应,可动性差。这些结果为加深认识鄂尔多斯盆地宁县地区长7₃亚段页岩型页岩油地球化学特征和含油性评价提供新的参考。     

构造抬升区泥页岩脆性破裂泄压特征及对页岩油富集的影响——以延安地区延长组长73亚段为例

为深入认识大幅度构造抬升引起的泥页岩脆性破裂泄压特征及对页岩油富集的影响，以鄂尔多斯盆地延安地区延长组长7₃亚段为研究对象，运用改进的超压判识图版和数值模拟技术，综合考虑构造抬升过程中温度降低、孔隙回弹、超压泥页岩脆性破裂泄压等作用，定量分析了研究区目的层不同岩性地层由异常高压转变为异常低压或近常压的演化过程，进一步总结了其对页岩油富集的影响规律。研究区长7₃亚段早白垩世末期超压成因主要为生烃作用和欠压实作用，砂岩层超压主要来源于邻近烃源岩的超压传递；晚白垩世以来构造抬升引起的孔隙回弹和温度降低主导了研究区长7₃亚段砂岩异常低压的形成，脆性破裂泄压和温度降低使得长7₃亚段泥页岩形成弱超压或近常压。研究区长7₃亚段顶底两套富有机质泥页岩脆性破裂泄压时间不同步，使得顶、底2套富有机质泥页岩与其夹持的砂岩间具有较大的油气运移动力(源储过剩压力差),其大小为16～22 MPa;同时，油气保存过程中裂缝已闭合的顶部泥页岩封盖层仍与其下覆砂岩保持着约1.42～6.80 MPa的过剩压力差，...     

鄂尔多斯盆地平凉北地区三叠系长7段烃源岩地球化学特征及形成环境

通过对鄂尔多斯盆地西南缘平凉北地区三叠系长7段15口井的暗色泥岩样品进行地球化学分析,结合测井解释成果,推断出其古沉积环境,总结了烃源岩质量的主控因素及发育模式。研究结果表明：(1)平凉北地区三叠系长7段烃源岩有机质丰度自下而上逐渐减小,长7₃亚段有机质丰度最大,长7₂亚段次之,长7₁亚段最小。长7₃亚段烃源岩有机碳质量分数最高可达12.4%,生烃潜力大,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主,是一套处于成熟阶段的好—优质湖相烃源岩。(2)平凉北地区长7₃亚段沉积期气候潮湿温暖,为陆相淡水环境。较高的古生产力、缺氧还原水体为有机质的生长、繁殖和保存创造了有利条件。(3)平凉北地区长7₃亚段发育火山-热液型烃源岩。火山活动与热水沉积共同影响着长7₃亚段的水体环境,其较高的古生产力是有机质大量生成的基础,缺氧还原环境是有机质完整保存的关键因素。     

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段纹层型页岩油储层孔隙结构特征与影响因素

以鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段纹层型页岩油储层为研究对象，综合运用TOC分析、岩石热解分析、X射线衍射分析、偏光和荧光显微镜观察、场发射扫描电镜观察和低压氮气吸附分析，对纹层型页岩的岩相类型、孔隙微观定性特征和定量结构参数，以及孔隙结构的主控因素进行了系统研究。根据沉积、地球化学和矿物组成特征和差异，长7₃亚段可划分出凝灰质—有机质纹层页岩、黏土质—有机质纹层页岩和长英质—黏土质纹层页岩3种岩相类型，孔隙主体分别以有机质生烃增压缝、黏土矿物—长英质晶间粒间复合孔以及长英质粒间孔缝系统为主。样品中介孔最为发育，“凝灰质—有机质”“黏土质—有机质”“长英质—黏土质”的孔隙体积和比表面积依次增加，孔隙网络非均质性和孔隙表面粗糙程度则分别呈逐渐减弱和增强的趋势。有机质孔隙整体发育有限，以有机质—黄铁矿—黏土矿物复合孔为主，是微孔的主要组成部分，与石英刚性颗粒相关的原生粒间孔缝系统是介孔和宏孔的主要组成部分，也是整个孔隙网络的主体，长石溶蚀孔发育局限，对于孔隙网络贡献较小。     

鄂尔多斯盆地南部三叠系长73亚段凝灰岩沉积成因及储层特征

鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段（长7³ 亚段）发育较多的凝灰岩,且有较好的油气显示,可作为下一步非常规油气勘探的目标,但该区凝灰岩类型多样、成因复杂,储集性能差异较大,且缺乏系统研究。以鄂尔多斯盆地南部长7³ 亚段富凝灰质岩石为研究对象,厘定研究区富凝灰质岩石的岩相类型,明确不同类型凝灰岩的沉积成因,并揭示凝灰岩储层的储集空间特征。结果表明：长7³ 亚段富凝灰质岩石主要发育5种岩相类型,即玻屑凝灰岩、晶屑质玻屑凝灰岩、晶屑凝灰岩、沉凝灰岩和凝灰质砂岩。凝灰岩存在火山灰沉降和重力流2种成因类型,沉降型凝灰岩主要以纹层形式分布在“张家滩页岩”内,重力流成因凝灰岩主要分布在长7³ 亚段下部,发育沟道体系的碎屑流、浊流沉积以及小型滑塌沉积,厚度较大,含油性好。凝灰岩储集空间类型包括粒间孔缝（含脱玻化孔）、粒内孔缝、晶间孔隙、有机质边缘孔隙以及裂缝等。岩相对凝灰岩储集空间类型和发育程度等有明显的控制作用,其中玻屑凝灰岩的孔渗条件最好。     

鄂尔多斯盆地华池地区延长组7段页岩油储层孔隙结构特征及控制因素

为明确有机质及矿物成分对鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）泥页岩储层孔隙结构的影响,利用氩离子抛光—场发射扫描电镜、低压氮气吸附实验,表征长7段泥页岩储层孔隙结构特征,并结合全岩矿物组分及有机地球化学实验,分析长7段泥页岩孔隙结构的主控因素。结果表明：长7段泥页岩主要发育黏土矿物晶间孔、粒间孔,可见少量有机质孔、溶蚀孔及微裂缝,其氮气吸附等温线均为Ⅱ型等温线,兼具有H₃及H₄型滞后环特征,表明泥页岩孔隙的中孔较为发育,孔隙形态呈平行片状及墨水瓶状。泥页岩孔隙结构受控于有机质、黏土矿物、石英、长石和黄铁矿,其中黏土矿物相转化在其矿物晶体层间形成大量微孔及中孔,是研究区泥页岩孔隙的主要来源;有机质生成的液态烃和固体沥青及自形单晶黄铁矿充填无机矿物孔隙,一定程度上减少了长7段泥页岩的孔隙空间。研究结果可以为认识长7段泥页岩孔隙结构特征及控制因素提供新的参考。     

页岩油储层基本特征及评价要素

页岩油是指以游离、溶解或吸附状态赋存于有效烃源岩泥页岩中的液态烃类,是泥页岩生排烃后的残余滞留聚集,基本未经历运移或仅在源岩内短距离初次运移。目前,国内外对"页岩油"概念的界定不统一,对储层控制因素及评价要素的研究仍相对薄弱。明确了页岩油储层为泥页岩,不包括烃源岩内的其他岩类夹层及邻层,并依据储集机理差异将页岩油储层分为裂缝型和基质型。富含有机质、以Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根为主、R_o值介于0.6% ~1.2% 、有机碳（TOC）值大于2.0% ,矿物组成复杂、发育纹层结构,储集空间细小,低孔特低渗、储层需要改造是页岩油储层的基本特点。重点揭示了有机质在页岩油储层形成及评价中的重要作用,有机质含量影响页岩的生油潜力、储集能力并进而决定了页岩储层的含油量及产能,提出一套以有机碳含量为核心的储层分级评价标准,以TOC为2% 、4% 为界,同时综合考虑有机质类型及成熟度、富有机质页岩厚度、矿物组成及岩石类型、孔渗特征及岩石可压裂性等指标,将页岩油储层分为3级：Ⅰ类目标储层、Ⅱ类有利储层及Ⅲ类无效储层。     

玛页1井风城组页岩油藏地质特征及甜点评价

玛湖凹陷风城组是一套以湖相暗色泥页岩与白云质岩为主的碱湖优质烃源岩,页岩油资源量大,是准噶尔盆地十分有潜力的非常规勘探领域。为明确其地质特征,针对玛页1井风城组连续取心资料,通过岩心观察、薄片鉴定、全岩分析、岩石热解、干酪根镜检、脆性评价等手段,对比分析了风城组各亚段的沉积环境、优势岩性、烃源岩品质、储集性能、天然裂缝特征、脆性和可动性。结果表明,风城组细粒沉积岩按岩石组分和层理构造可划分为12种岩石类型,结合沉积环境可将风城组划分为淡水、咸化、蒸发盐岩、弱咸化和低盐度5类沉积组合,对应风城组5个沉积亚段;风三₃亚段为一套有机质丰度中等、以Ⅱ₁型和Ⅰ型干酪根为主的成熟烃源岩,发育纹层状混积岩优势储集层,裂缝和溶孔发育,物性和含油性好,脆性指数大,油气可动性强,具有利于页岩油富集的生烃、储集等诸多优势条件,是玛湖凹陷风城组页岩油下步勘探开发的重点。     

延安地区延长组长7段陆相泥页岩孔隙类型及其吸附特征研究

鄂尔多斯盆地东南部延安地区延长组长7段泥页岩是一套重要的富有机质页岩层系,尚未取得页岩气勘探开发重大突破。为了深入研究泥页岩孔隙类型及其吸附特征,分析含气性影响因素,以延安地区延长组长7段陆相泥页岩为对象,综合运用有机地球化学、X衍射分析、场发射扫描电镜、氮气吸附和高压等温吸附等实验手段开展系统研究。结果表明：长7段泥页岩厚度较大(平均厚度为70～80 m),有机质丰度高(平均TOC为4.89%),泥页岩热演化成熟度属于成熟阶段(平均R_o为0.90%),有机质以Ⅱ型为主。泥页岩矿物组成以黏土矿物和石英为主,黏土矿物较高(质量分数为30%～63%,平均值为47.52%),石英质量分数较低(平均值为27.56%);长7段泥页岩孔隙以粒间孔和粒内孔为主,其次是晶间孔、溶蚀孔、有机质孔和微裂缝,为页岩气赋存提供了储集空间。泥页岩在不同温度下甲烷最大吸附量为0.71～6.49 m³/t,平均吸附量为3.325 m³/t,显示出较强的吸附能力。长7段泥页岩吸附气量与黏土矿物含量、比表面积、总孔体积TOC及R_o、...     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组8段非常规油藏成因与成藏模式——以盆地东南部甘泉西区为例

鄂尔多斯盆地延长组8段（长8段）剩余油资源量约为21.5×10⁸t,页岩油、致密油复合成藏控因与分布规律等研究较为薄弱,制约着盆地非常规油藏的勘探与发现。通过鄂尔多斯盆地东南部甘泉西区岩心、测井、烃源岩评价、实验模拟等测试资料,深化了生-储-盖组合、输导体系与成藏机理等研究。甘泉西区烃源岩总排烃量为14.1×10⁸t,构造演化控制了多套烃源岩与多类型砂岩储层的交互分布。发育长8段源内砂岩薄夹层型、长8段-长7段源内砂岩薄夹层型、长8₂小层源储近邻型与长8₁小层源储近邻型4种有利生-储-盖组合,其中页岩油藏以"源储一体式"Ⅰ、Ⅱ型配置为主,致密油藏以"源储近邻式"Ⅲ、Ⅳ型配置为主。储层品质与原油充注程度控制着地质储量及可采储量规模,是形成非常规油藏地质"甜点"的关键。建立了非常规油藏多源多储有序复合成藏模式,即"多源生烃增压,驱动多向供烃,裂隙网络联合输导,多储差异充注"。页岩油主要以游离态聚集于烃源岩层系储集性能优良的滩坝砂岩薄夹层,属烃源岩层系内一次运聚成藏;少量页岩油以吸附态滞留于源内粉砂质纹层或以游离态赋存于页理缝孔隙中,属原位成藏。致密油以游离态聚集于烃源岩层系外储-盖配置优越的砂体中,属近源短距离二次运聚成藏。页岩油与致密油时空有序运聚、连续复式成藏,呈局部"甜点"富集、垂向叠置发育、区域集群分布。在有序复合成藏模式的指导下,发现了甘泉西区亿吨级大油田,表明鄂尔多斯盆地长8段非常规石油潜力巨大。陆相坳陷型湖盆沉降中心周缘的三角洲前缘水下分流河道砂岩与湖相泥页岩及滩坝砂岩交互沉积区是页岩油、致密油的有利发育区带。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油赋存特征与影响因素

综合应用地质、钻井、X衍射矿物成分分析、氩离子抛光-场发射扫描电镜-X射线能谱实验、高压压汞、岩石热解与岩心二维核磁共振实验,开展准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油赋存特征及其影响因素的研究。玛湖凹陷风城组页岩油主要存在薄膜状吸附油与充填状游离油2种赋存方式,岩相类型、岩石矿物组分与储集空间类型是页岩油赋存状态的主控因素。玛湖凹陷风城组发育4种岩相类型,分别为云质页岩相、砂质页岩-含云粉砂岩相、含碱矿白云岩-泥质粉砂岩相、硅化白云岩-云质粉砂岩相,不同岩相类型的矿物组分、储集空间类型、孔喉结构分布与页岩油微观赋存状态存在较大的差异。对比分析不同岩相类型可知,石英含量、黄铁矿含量、有机质含量与热解烃含量（S₂）存在正相关关系,长石含量、白云石含量与游离烃含量（S₁）呈弱正相关关系。游离油主要分布于中孔、大孔为主的次生溶蚀孔、残留粒间孔中,吸附油集中分布于中孔、中小孔为主的有机质孔、晶间孔与矿物颗粒表面。不同岩相类型的矿物组分与孔喉结构共同影响了风城组页岩油的微观赋存状态。