松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩油储层中微米孔缝特征及油气意义

通过岩心观察、薄片鉴定、电子背散射、二次成像及能谱分析等多种实验手段,对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩油储层中的微米孔和微米缝进行了研究。研究结果表明:(1)古龙凹陷页岩油储层岩性为以页岩为主的细粒碎屑岩,矿物成分以黏土和长英质为主,在结构上显示出泥岩或页岩的特点,整体为长英质页岩;储层中微米孔、缝发育,类型多样。(2)研究区微米孔直径一般为1~2μm,最大可达70μm,多呈近圆形、扁圆形、多角形和不规则形,按成因可分为压实应力屏蔽孔、成岩自生孔、溶蚀孔、生排烃扩张孔、有机质孔和硅藻残留孔6类;压实应力屏蔽孔多发育在刚性矿物的两侧;成岩自生孔常发育在白云石、绿泥石、伊利石等成岩自生矿物中,以晶间孔为主;溶蚀孔多发育在碳酸盐矿物中,内部可见次生菌丝状絮凝体;生排烃扩张孔多呈垂直或近垂直成列产出,与轻质油形成的二次生烃和排烃有关;有机质孔发育在有机质内部,与植物的残留细胞及轻质油和天然气的充填有关;硅藻残留孔主要发育在硅藻内部和边缘,孔径较大,一般为数微米至数十微米。(3)研究区微米缝以顺层为主,宽一般为1~10μm,最大可达100μm,长主要为数微米至数十微米,可见毫米级;可分为成岩收缩缝、溶蚀缝、生排烃扩张缝和构造/剪切缝4类,成岩收缩缝以张性缝为主,缝弯曲,缝壁参差不齐;溶蚀缝宽度可达60~70μm,裂缝内可见自生黏土,缝两侧有黄铁矿、磷灰石和白云石等自生矿物;生排烃扩张缝两侧多锯齿状参差不齐,绕过刚性矿物;构造/剪切微米缝一般平直,有与剪切相关的其他裂缝伴生。(4)研究区不同尺度的孔、缝之间连通性较好,形成了“纳米孔+纳米缝、微米孔+微米缝、毫米孔+毫米缝”三级储集和输导体系。

松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩沉积环境特征及其有机质富集机理

【目的】古龙页岩形成的古沉积环境是页岩油甜点预测的基础。【方法】通过松辽盆地现代湖盆水体盐度、古龙页岩的常微量元素、稀土元素及生物标志化合物等方法,深入研究了古龙页岩沉积环境的地球化学特征与有机质富集机理。【结果】古龙页岩形成时期气候整体温暖潮湿,发育淡水—微咸水还原环境,具有较高的古湖泊生产力,沉积速率低,水体较深,为有机质形成、保存与富集提供了地质基础。页岩沉积时期古气候指数CIA介于63~74,以温湿气候为主,页岩沉积时期古盐度w(Sr)/w(Ba)介于0.23~1.00,为淡水—微咸水环境,w(V)/w(V+Ni)介于0.6~0.9,以还原—强还原水体为主,古水深25~117 m,属于半深湖—深湖沉积,(La/Yb)N值在0.90和1.41之间浮动变化,代表较低的沉积速率。【结论】古龙页岩有机质富集主要受古气候、古盐度、古水深、沉积速率和古湖泊生产力等因素的有利耦合。研究成果可有效指导松辽盆地古龙页岩油甜点预测和勘探开发工作。

陆相湖盆富有机质泥页岩中方解石脉成因及油气地质意义——以松辽盆地白垩系青山口组为例

基于岩心、岩石薄片观察分析,结合阴极发光、激光拉曼、流体包裹体、LA-ICP-MS原位U-Pb测年等技术手段对松辽盆地白垩系青山口组页岩储层中的方解石脉成因机制及油气地质意义进行研究。结果表明:①在宏观上方解石脉以顺层为主,呈透镜状、“S”形、叠锥状、羽状,在微观上分为向生式块状或柱状晶体结构和背生式纤维状晶体结构脉体。②块状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为132.5~145.1℃,原位U-Pb测年绝对年龄为(69.9±5.2)Ma,表明青山口组烃源岩中成熟期和常规油的形成时期为晚白垩世明水组沉积期。纤维状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为141.2~157.4℃,对应于烃源岩晚成熟期,U-Pb测年绝对年龄为(44.7±6.9)Ma,指示青山口组烃源岩的中高成熟期和古龙油页岩的形成时间为古近纪依安组沉积期。③向生式块状或柱状晶体结构方解石脉的形成与成岩成烃作用有关,脉体的形成经过了裂缝的开启、成脉流体充填和脉体生长3个阶段,构造挤压活动和流体超压是裂缝形成的诱导因素,成脉流体以短距离的扩散流为主,是一种有竞争的结晶生长模式。背生式纤维状方解石脉主要是在一种无竞争生长环境下由结晶力驱动形成的。研究认为,研究区青山口组富有机质泥页岩中的方解石脉对于松辽盆地构造活动、流体超压、泥页岩生排烃及成岩-成藏年龄具有一定指示意义。

哈萨克斯坦南图尔盖盆地Doshan斜坡带岩性油气藏储层预测方法

综合利用钻井、测井、地震等资料,分析了哈萨克斯坦南图尔盖盆地Doshan区块中部斜坡带沉积特征,并提出了一种岩性油气藏储层预测方法,识别出岩性圈闭,地震属性分析验证了储层预测结果的可靠性。研究结果表明:(1)哈萨克斯坦南图尔盖盆地Doshan斜坡带中—下侏罗统沉积时构造活动强烈,发育少量断裂,以湖相沉积为主,可分为SQ4—SQ6共3个沉积期,分别对应埃巴林组(J_(1)ab)、多尚组(J_(2)ds)和卡拉甘塞组(J_(2)kr),SQ6时期发生大规模湖侵,扇三角洲呈裙带状展布在边缘断层一侧,半深湖范围扩大;三角洲前缘为岩性圈闭发育的有利相带。(2)储层预测方法为以井-震标定结果确定地层界线,以基于声波曲线重构的岩石物理分析校正井径的影响,以基于调谐厚度的正演模型分析识别砂体,以高分辨率岩性储层地震反演技术对单砂层进行识别。(3)研究区岩性圈闭主要分布于中—下侏罗统,发育于坡折控砂条件下的一系列构造带上。地震属性分析结果与沉积特征吻合度较高。(4)研究区中—下侏罗统的坡折位置发育一系列岩性圈闭,在高分辨率地震剖面上表现为强振幅、高阻抗特征,是勘探有利区。

基于地震波形驱动层序格架建立及页岩岩相特征研究--以松辽盆地古龙页岩油5号试验区为例

松辽盆地古龙凹陷页岩油具有良好的富集条件和勘探开发潜力,已开展规模开发试验。目前,青山口组内部的细分层序地层研究还不够深入,影响古龙页岩油地质综合研究、甜点预测及部署。以松辽盆地古龙页岩油5号试验区为例,以地震层序地层学理论为指导,针对页岩型页岩油横向沉积相对稳定的特点,采用各向异性扩散滤波、层序识别与选取等手段,地震处理、解释及地质结合,使得地震波形可指示地质层位,形成基于地震波形驱动的层序格架建立技术。该技术实现了地震波形向沉积地层地质含义的快速转化,在研究区青山口组识别出1个二级、1个三级及8个四级层序界面,划分为Q1—Q9共9个小层,分析了各小层的格架特征,为页岩油岩相和甜点精细预测奠定基础。基于细分层地层格架,通过分析TOC、沉积构造、矿物成分、页理密度4个评价参数,建立了古龙页岩油页岩型岩相划分标准,划分为10类亚相。以研究区Q1—Q4小层为例,页岩岩相划分为3类亚相,描述了其平面分布特征。基于以上研究,结合含油性、脆性及物性等6个页岩油甜点参数的预测成果,在5号试验区优化布井11口,单井平均日产油在10t以上,有效支撑了松辽盆地古龙页岩油的效益勘探开发。

松辽盆地古龙页岩油储层干酪根的有机元素组成及其N元素的地球化学意义

对青山口组页岩的317件干酪根样品进行了工业、元素及能谱分析,对样品进行两次校正,引入合理评价干酪根C、H、O、N的指标C_(cc)、H_(cc)、O_(cc)、N_(cc)概念。研究结果显示:古龙凹陷青山口组泥页岩Ⅰ型干酪根具有较高的H_(cc)、N_(cc)和很低的O_(cc),而Ⅲ型干酪根的O_(cc)则较高,H_(cc)、N_(cc)较低。Ⅱ干酪根的H_(cc)和N_(cc)低于Ⅰ型干酪根,而高于Ⅲ型干酪根;Ⅱ干酪根的O_(cc)高于Ⅰ型和Ⅲ型干酪根。N_(cc)主要以有机官能团(NH3+)方式存在的于黏土的F-F纳缝中,而不是存在于黏土晶胞间的无机N(NH4)。微量元素研究表明,古龙青山口组页岩油储层沉积时经历了十几次干旱咸水环境,因为咸水环境有利于形成黏土的F-F凝聚,使发育有NH3+官能团的有机质被吸附在黏土片的F-F纳缝之间。随着深度的增加,N_(cc)的克分子量增加速率是C_(cc)克分子量增加速率的0.96~2.04倍,在青山口组1300~2550m深度内青一段干酪根的N_(cc)含量明显比上部的干酪根相对高,主要原因与下部青一段藻类较富集有关,其次与H_(cc)的快速脱落而使N_(cc)相对富集有关,间接地揭示了青一段生烃能力较上部强。通过研究N_(cc)可以间接地知道古环境中的咸度、黏土的孔隙类型及其干酪根的来源。经过论证,O_(cc)和N_(cc)越大,页岩的封存性也就越好,含油气性也越好。因此,O_(cc)和N_(cc)值可以作为判别页岩油发育程度的指标。古龙页岩油储层的N_(cc)和O_(cc)的研究可以提供一些重要的沉积环境、地球化学、黏土结构、干酪根有机质类型和成岩成储及成藏等信息,应该受到重视。

松辽盆地古龙凹陷青山口组生排烃扩张微米孔/缝的发现及其意义

笔者等通过电子背散射、二次成像和能谱分析,结合薄片和反射显微镜观察,发现松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩中发育了大量由生排烃扩张形成的微米孔和微米缝。生排烃高压扩张微米孔的特点有:①一般只发育在超高压的页岩油储层中;②一般只发育在黏土质长英页岩中,纯黏土岩少见;③多为近圆形或半圆形,直径多在0.5μm到数微米,一般1~2μm,最大可达8μm;④孔缘一般为以绿泥石为主的黏土,形成不连续的圈环;圈环上缘的黏土多呈弧形或眉状,绿泥石化明显,在背散射图像中呈亮色;⑤孔内多有自生的纳米级葡萄状或豆渣状黏土,是构成封存油气的物质基础;⑥生排烃高压扩张微米孔可以组合成4种类型:即垂向联结成垂直的排烃烟囱型、垂向联结成倾斜的排烃烟囱型、水平联结成顺层的排烃管型和竖面上联结成更大的片状大孔型。排烃烟囱直或微曲,直立或倾斜;宽1~3μm,最宽可达200μm;高十几到30μm,最大可达1500μm;顶部多与顺层微米缝(或毫米缝)联结,是排烃烟囱的最终泄压和泄油气的总库;生排烃扩张微米孔孔隙度变化大,面孔率一般在5%~6%,局部面孔率最高可达39.66%。生排烃高压扩张微米缝的特点有:①一般只发育在超高压的页岩油储层中;②一般只发育在黏土质长英页岩中,纯黏土岩少见;③多以顺页理为主的微米缝为主;④略曲的张性缝,多呈锯齿状,绕过刚性矿物;⑤宽度多在0.5μm到数十微米;最宽可达150μm;⑥多与黄铁矿、白云石、磷灰石等自生矿物伴生;⑦多与生排烃扩张微米孔和排烃烟囱相连。生排烃扩张微米孔缝的形成动力主要有两种:一种是烃类流体的高压扩张力;第二种是烃类流体的化学溶蚀力。笔者等计算了形成这种生排烃微米孔和微米缝的压力,形成生排烃扩张微米孔从1500 m的44.74 MPa到2500 m深的74.81 MPa;形成生排烃扩张微米缝的排烃压力稍大,在相同深度比形成生排烃扩张微米孔大3 MPa。生排烃扩张微米孔缝与其他孔缝相连构成了一个储运网络,使储层的储集能力和渗透性大幅增加,是可动用储量的主要贡献者,为古龙页岩油的开发创造了有利条件。生排烃扩张微米孔缝的发现对于古龙页岩油的勘探开发具有重要意义,同时对于页岩油储层的研究具有启发作用。

水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态的智能预测

水力压裂作为页岩气储层开采的核心技术,在压裂过程中水力裂缝的扩展会遇到天然裂缝,与天然裂缝相交后压裂缝的扩展特征对缝网的形成有明显影响,从而影响最终压裂改造效果。基于内聚力单元建立了基于断裂力学的页岩气储层渗流-应力-断裂耦合的水力裂缝与多个天然裂缝相交扩展模型,研究了不同天然裂缝倾角、天然裂缝尺寸、应力差、压裂液排量和黏度下水力裂缝与天然裂缝扩展形态规律。采用基于Bagging算法集成支持向量机(support vector machines, SVM)、决策树(decision tree classifier, DTC)、逻辑回归(logistic regression, LR)、K最邻近算法(K-nearest neighbor, KNN)的裂缝形态分类器对裂缝相交扩展形态进行预测,并将Bagging算法预测结果与SVM、DTC、LR、KNN预测结果进行比较。研究结果表明:基于Bagging集成算法对水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态预测准确率达到了92.58%,相较于单个算法,最高提升了17.95%,其中应力差越小、天然裂缝倾角、裂缝尺寸越大和压裂液排量、黏度越低越容易产生剪切缝,反之容易形成穿层缝。通过建立的水力压裂预测结果的数据集对裂缝扩展的路径和形态进行智能化预测,为利用人工智能和机器学习算法进行完井压裂优化设计提供了方法参考和对实际压裂过程优化设计提供了重要参考依据。

钻井液侵入纹层状页岩的模型

井壁失稳一直是钻井工程中的世界性技术难题,纹层状页岩弱面发育以及黏土矿物含量较高,导致井眼坍塌的风险增加,极大地制约了页岩水平井的高效开发.为了研究钻井液在纹层状页岩中的侵入规律,开展了驱替实验和核磁扫描,确定了不同驱替时间下钻井液侵入纹层状页岩的深度,基于实验结果建立了新的包含纹层侵入的纹层状页岩的流体侵入数学模型,在总吸水量一定的情况下,可以根据侵入时间求得钻井液在纹层的侵入深度以及侵入量,基于实验结果验证了模型的准确性,采用有限元-离散元法描述钻井液侵入过程并进行敏感性分析.研究结果表明:在钻井液使用量一定的条件下,钻井液沿纹层状页岩油的侵入深度与侵入时间呈正向对数关系,随着侵入时间、纹层张开度的增大,侵入深度逐渐变大,但后期增长缓慢最终趋于不变;随着纹层数量的增加,侵入深度逐渐减小.

分析城市排水管道塑料管材的质量检测

在我国城镇化进程不断加快过程中,城市给排水工程质量问题引起各界高度关注。在工程施工过程中需要使用料管材,塑料管材质量检测,涉及多个方面,也有规范的流程和各方面的相互配合。本文简要介绍现阶段在工程建设过程中排水管道质量存在的具体问题,分析城市排水管道各项技术指标,提出排水管道塑料管材质量控制策略。

佛山市某大跨径铝合金人行天桥桁梁结构分析

铝合金作为一种优质的新型桥梁结构材料,具有轻质高强、易养护、低碳环保、施工便捷、景观性强等特点。近年来,铝合金结构在城市人行天桥中已被较多应用,但少有大跨径铝合金人行天桥应用实例。以佛山市禅城区佛山大道(澜石路口)人行天桥为例,详细介绍大跨径铝合金人行天桥上部结构设计。通过MIDAS及3D3S有限元模型,对大跨径铝合金人行天桥上部结构进行选型分析,可为大跨径铝合金人行天桥上部结构设计提供参考。

塔里木盆地柯坪断隆断裂构造分析

柯坪断隆内断裂发育,笔者根据野外及地震数据对各主要断裂和二级断裂进行了分析,认为柯坪塔格断裂形成于晚第三纪,沙井子断裂早期与柯坪塔格具有不同的发育历史,阿合奇断裂形成于挤压而非走滑的背景下,皮羌断裂和印干走滑断裂其实是协调作用的捩断层。萨尔干断裂是一条假走滑断层,实际上应该是一条撕裂断层。在挤压背景下形成了二类主要的断裂构造组合样式:叠瓦推覆体、构造窗。笔者认为柯坪断隆上的构造其实是印度板块和欧亚板块远程碰撞造山和板内变形的一种表现。

碳酸盐台内斜坡认识突破与重大发现——以川中地区中二叠统茅口组二段气藏勘探为例

目前川中古隆起规模性勘探发现主要集中在深部震旦系—寒武系的高能滩相,中部二叠系处于台内斜坡相,以低能环境为主,勘探未受重视。为了进一步落实川中地区中二叠统气藏富集规律,通过岩心描述、薄片分析、U—Pb测年与印模法古地貌恢复等手段,开展岩相古地理、储层成因及成储模式与气藏特征分析,对全盆地茅口组二段(茅二段)进行了重新认识。结果表明:(1)四川盆地茅二段发育南带、中带与北带3个北西向古地貌高带,川中地区处于南部古地貌高带中南部,发育规模滩体;(2)茅二段古地貌高带控制了沉积期滩体分布以及准同生期的岩溶、白云岩化作用,据此构建了川中地区茅二段白云岩储层发育模式,认为川中地区茅二段发育大面积优质白云岩储层;(3)创新建立茅二段薄层白云岩地震预测技术,古地貌高带控制了茅二段优质白云岩储层分布与气藏的高产富集。新认识带来勘探领域新突破,指导部署的潼深4井等5口井试气获超百万立方米高产,实现了四川盆地茅二段台内天然气勘探的重大突破,提交探明储量超千亿立方米。目前,川中地区茅二段气藏已成为“十四五”期间提交天然气探明储量的重要领域。

川东北地区平安1井侏罗系凉高山组页岩油重大突破及意义

位于四川盆地东北部(简称川东北)古中央凹陷的平安1井在侏罗系凉高山组页岩获得百吨高产,实现了四川盆地凉高山组页岩油气勘探的重大突破。基于平安1井的勘探成果,系统分析了川东北地区凉高山组页岩油成藏条件和下一步勘探方向。研究结果表明:平安1井突破层系为凉高山组湖相富有机质页岩,其岩石类型为长英质页岩,孔隙度平均值为2.06%,以粒间孔、晶间孔为主,微裂缝发育;TOC值为0.64%~1.35%,有机质类型以Ⅱ型为主,R o为1.51%~1.66%,脆性矿物含量为50.4%~54.8%。综合评价认为川东北地区在前陆盆地背景下,广泛分布的半深湖相页岩富含有机质,有利于页岩油气富集成藏。其中凉上段发育3套页岩,生烃能力强,演化程度高,整体为一套高质量烃源岩;保存条件好、地层超压、孔—缝体系发育,既是有效储层又是高效产层。平安1井的突破,展示了四川盆地侏罗系湖相页岩巨大勘探潜力,对加快四川盆地页岩油勘探起到了积极的推动作用。

塔里木盆地北部隆起负反转构造成因机制探讨

塔 (里木盆地 )北 (部 )隆起中生代以来经历了逆冲上隆 ,构造反转和再生前陆盆地斜坡带 3个阶段 ,分别与库车前陆盆地构造运动强、弱、强的演化历史相对应。塔北隆起的大型负反转构造形成于白垩纪 -中新世。白垩纪之前 ,塔北断隆作为库车前陆盆地和北部坳陷的相邻单元 ,发育两组背冲断裂以实现其缩短。在构造宁静期 (白垩纪 -新第三纪吉迪克期 ) ,岩石圈回跳 ,前缘隆起局部伸展 ,早期逆冲断块沿着原逆冲断层面下滑形成负反转构造。中新世以后 ,塔北地区成为库车再生前陆盆地的斜坡区 ,负反转构造得以保存且有进一步加剧之势。塔北隆起上伸展应力场的产生与深部岩石圈同步挠曲变形过程中波峰和波长的变化有关。

巴楚地区与塔北地区中新生代油气构造成藏史对比研究

塔北隆起和巴楚断隆都经历过前缘隆起这一发展阶段 ,两者存在诸多共性。笔者通过对比塔北隆起和巴楚断隆中新生代构造发展的异同 ,认为巴楚断隆存在前缘隆起发育时间晚、破坏严重和距生油中心远等诸多劣势。但巴东斜坡区在后期演化上与塔北隆起更为相近 ,尤其是其周边背冲断裂带 ,具有后期构造变形弱、构造位置高、新老圈闭多、油源较丰富等优点 。

塔里木盆地巴楚断隆中新生代的构造演化

巴楚断隆的形态、成因及边界断裂与其南北两侧前陆凹陷的形成戚息相关。在印度板块向欧亚板块俯冲的大背景下 ,巴楚前缘断隆受西南坳陷和阿瓦提凹陷的影响 ,新生代时构造体制发生反转 ,边界向南北迁移。根据其发育过程特征 ,作者用复合前缘隆起两端迁移模式对复合前缘隆起独特的构造发育史进行了解释 :即三叠纪以来岩石圈各圈层同步挠曲变形。随着挤压应力场的增大 ,巴楚隆起在挠曲基础上不断抬升 ,形成几条大型断裂带。巴楚断隆作为一个整体沿着这几条深断裂发生剪切滑动 ,平面上表现为向冲断带迁移。在宁静期岩石圈回跳 ,整体向下滑动 ,发育负反转构造 ,平面上为向隆起轴部的迁移。前缘隆起向南北凹陷迁移时可能会在前缘隆起上出现局部伸展体制。

松辽盆地北部白垩系嫩江组低熟页岩原位渗透率随温度变化演化特征

通过加温-三轴压力联合的(轴压8 MPa、围压10 MPa)渗透测试、封闭体系页岩电加热热解测试和扫描电镜分析,研究松辽盆地北部白垩系嫩江组二段富有机质低熟页岩平行层理方向原位渗透率的演变规律及特征。研究结果表明:随温度升高,样品原位渗透率呈现先升后降又升的变化规律,375℃时渗透率最低。同一温度下,样品原位渗透率随孔隙压力的增大而减小。低熟页岩原位渗透率演变可划分为5个阶段:①25~300℃,热破裂和黏土矿物的脱水作用改善了渗透性,但渗透率小于0.01×10^(-3)μm^(2)。②300~350℃,有机质热解排烃形成有机成因的矿物粒间孔和微米级孔缝,在有限范围内形成连通的孔隙网络,提高了渗透率。但液态烃内黏稠的沥青质含量高,应力约束下不易流动而滞留于孔隙内,导致渗透率增长缓慢。③350~375℃,有机质大量热解生烃形成孔隙,但液态烃吸附溶胀和应力约束下的附加膨胀热应力,压缩了孔裂隙空间,液态烃难以排出,造成渗透率急剧下降。④375~450℃,有机质生烃后不同矿物之间相互连通的孔隙-微裂隙网络系统、增加的孔隙尺寸和黏土矿物的转化作用,促使应力约束下渗透率的持续升高。⑤450~500℃,稳定的孔隙系统和不同层理方向交错的裂隙系统,造成渗透性显著上升。不同阶段内有机质的热解作用、孔裂隙结构和周围应力的耦合作用是原位渗透率演化的主控因素。

部分熔融状态下岩石的流变行为及变形机制

熔体的形成受到地温梯度、压力和流体等多种因素的制约。在部分熔融过程中，岩体的形态仅发生微小变化，但随着熔体比例的增大，岩石的变形方式和变形机制将发生较大变化：变形方式由水力破碎转变成为熔体强化的韧性变形；变形机制由位错蠕变转变成为扩散蠕变。此外，下地壳熔体能长期存在并大幅度地调节应变，起到润滑层的作用。

松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩油储层中有机质微孔特征

页岩油储层中的有机质一直是页岩油研究的重点。用电子背散射(HDBSD)详细地研究了松辽盆地古龙凹陷古龙页岩油储层中的有机质中的微孔,发现了古龙页岩油储层有机质中的微孔非常发育。有机质微孔可以分为4种类型:①结构镜质体微孔;②均质镜质体微孔;③沥青质体微孔;④有机黏土微孔。有机质微米孔的直径多在1μm到数微米,圆形、近圆形或不规则;研究还发现,古龙页岩油储层中的孔隙度与有机碳呈一定的正相关关系。对有机质中的微孔孔隙度进行了初步的定量分析,获得了平均值为22.39%;初步计算表明有机微孔对储层孔隙度总的贡献在0.44%左右(有机碳取2.0%)。有机质中的微米孔(包括其他微米孔)可以与更高一级的微缝和页理缝互相联结,构成了一个很好的空间连通网络系统,为松辽盆地古龙页岩油的有效开发奠定了物质基础。