核磁共振测井在古龙页岩油评价中的应用

古龙页岩油储层黏土含量高,孔隙结构较为复杂,微米-纳米孔喉及微裂缝发育,利用常规方法评价储层孔隙结构及物性、含油性具有较大难度。针对以上难题,在岩石物理实验基础上,提出了核磁共振变T_(2)谱截止值有效孔隙度计算方法和考虑小孔隙含油的二维核磁共振含油饱和度计算模型,并通过核磁共振区间孔隙度分析,厘清了古龙页岩储层孔隙结构。利用该方法计算的有效孔隙度平均相对误差为7.3%,含油饱和度平均绝对误差为4.0%,这不仅提高了计算储量关键参数的解释精度,还为后续开发提供了技术保障。该技术流程和方法对于类似页岩油的有效孔隙度和含油饱和度的评价同样具有指导意义,有助于推动页岩油等非常规油气资源的开发利用。

古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果,首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果,给出页岩T2值与孔喉半径转换系数,根据饱和页岩的T2谱特征,将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝;然后通过计算页岩油采出程度,考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响,并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度;最后对比页岩油CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替的驱油效果,并给出最优的驱油方式。结果表明:吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油,小孔中的页岩油采出程度最低,增加闷井时间,页岩油采出程度仅提高0.81百分点,压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点,使小孔中的页岩油得到有效动用;吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点,并且可以动用干岩样中的页岩油,效果优于驱替;驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上,并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度;吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化,页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油矿场实践提供重要的基础参数。

松辽盆地古龙页岩油富集机制与常规—非常规油有序分布

通过对松辽盆地白垩系青山口组黑色页岩有机质富集、生烃和成藏过程研究,揭示古龙页岩油富集机理及常规—非常规油气分布规律。松辽盆地是在早白垩世受西太平洋板块俯冲后撤影响、郯庐断裂带在中国东北地区发生大规模水平位移的背景上形成的一个巨大内陆湖盆。青山口组沉积期间,陆地水文循环强烈,松辽古湖盆湖平面上升,大量营养物输入使浮游菌藻类生物繁盛,间歇性海侵促进水体咸化分层和缺氧环境形成,有利于有机质富集;生物标志化合物分析表明,经微生物改造的浮游菌藻类生源有机质对高生油能力的优质烃源岩形成具有重要作用。松辽盆地古龙凹陷青山口组轻质页岩油层内富集具有4方面有利条件:①中等有机质丰度和高生油潜力为页岩油富集提供了充足的物质基础;②较高的热演化程度使得页岩油具有较高的气油比(GOR)和良好的可动性;③较低的排烃效率导致滞留在源岩中烃类含量高;④高成熟阶段的层内胶结封闭效应导致轻质页岩油高效聚集。成藏过程恢复表明,青山口组烃源岩早期中低成熟阶段生成的液态烃经二次运移后在长垣和斜坡聚集形成优质的常规油藏和致密油藏;后期中高成熟阶段生成的轻质油原地聚集,形成约150×10^(8) t的古龙页岩油资源,最终使盆地内地油气分布呈横向连片、垂向叠加、常规—非常规序次分布的特征,表现为常规油—致密油—页岩油有序聚集的完整“全油气系统”格局。

古龙页岩力学特征与裂缝扩展机理

古龙页岩油是中国对纯页岩型页岩油规模化勘探开发的首次探索。明确古龙页岩岩石力学特征与裂缝扩展机制,对指导古龙页岩油工程靶体优选、压裂工艺设计与施工参数优化具有重要意义。在对古龙页岩开展矿物分布、薄片及岩石力学测试分析的基础上,明确了古龙页岩“千层小薄饼”力学特征,分析了地质-工程多因素控制下的裂缝扩展机理。结果显示,古龙页岩具有黏土矿物含量高(平均为46.6%)、储集层塑性强、页理发育程度高及力学各向异性强的典型特征。与常规页岩脆性断裂存在显著不同,古龙页岩典型岩样力学性质表现出高频波动特征,抗压强度大于20 MPa的波动次数为3.33次/cm,断裂过程呈渐进式的稳定破坏过程,具有缓慢的峰后跌落段,断裂轨迹表现为锯齿状随机路径。同时,在高密度页理缝的控制下,古龙页岩压裂裂缝形态复杂,但缝高和缝长受到明显抑制,人工裂缝“扩不高、延不远”,成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约。建议古龙页岩油压裂改造应遵循“控近扩远”原则,加强压裂施工过程控制,抑制近井裂缝过度发育,促进主裂缝充分延伸,提高有效改造体积。

松辽盆地古龙页岩油储集层压裂改造工艺实践与发展建议

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程,结合古龙页岩油井开发生产动态,提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下,古龙页岩压裂裂缝形态复杂,但缝高、缝长受到明显抑制,人工裂缝扩不高、延不远,成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约,压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸,改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升,实现了低返排率下的快速见油,井组生产初期含油率升高,有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO_(2)泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面,进一步迭代优化压裂工艺技术,提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。

古龙页岩油富集因素评价与生产规律研究

基于大量钻井、分析测试、模拟实验,对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩(古龙页岩)的生烃演化、页岩油赋存状态、孔缝演化机制进行深入分析,并结合大量试油试采资料,开展古龙页岩油富集层评价、生产特征与产量递减规律分析。研究表明:(1)古龙页岩在Ro值为1.0%~1.2%时进入大量排烃期,最大排烃效率为49.5%;中低演化阶段,页岩油的主要赋存空间从干酪根向岩石与有机孔缝转移;中高演化阶段,页岩油由吸附态向游离态转化。(2)孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔和有机孔,黏土矿物转化过程中在伊利石、伊蒙混层矿物间形成大量晶间孔缝,有机质裂解作用形成网状孔缝。(3)游离烃含量、可动孔隙度、总孔隙度、脆性矿物含量是页岩油富集层分类评价的核心指标参数,Ⅰ类层标准为S_(1)≥6.0 mg/g,可动孔隙度大于等于3.5%,总孔隙度大于等于8.0%,脆性矿物含量大于等于50%,综合认为Q2—Q3、Q8—Q9油层最优。(4)轻质油带核心区水平井首年累产高,属于双曲递减模式,递减指数一般为0.85~0.95,首年递减率为14.5%~26.5%,单井预测可采储量(EUR)大于2.0×10^(4)t。在勘探生产实践过程中,仍需进一步持续攻关解决生排烃机制、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法与标准、富集区边界精细刻画、页岩力学性质和体积改造、提高采收率技术等难题,提高单井EUR,实现规模效益开发。

松辽盆地古龙页岩纳米孔缝形成机制与页岩油富集特征

松辽盆地白垩系古龙页岩油储集层为富有机质、高黏土的陆相页岩,夹少量薄层的钙质砂岩和白云岩,其孔缝体系和页岩油富集规律研究还比较薄弱。基于松辽盆地古龙页岩氩离子抛光-场发射扫描电镜、能谱分析、高压压汞、低温氮气吸附、荧光薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物分析、地球化学等实验分析数据,研究了古龙页岩有机-无机孔缝体系及其与页岩油富集的关系。结果表明:①古龙页岩发育基质孔和微裂缝构成的双孔介质储集体系,基质孔为页岩油提供富集空间,微裂缝为页岩油提供储集空间和渗流通道;②受矿物演化、有机质生烃和原油裂解转化等多因素控制,古龙页岩在不同演化阶段发育不同的孔缝组合,其中在成熟演化阶段主要发育微米级溶蚀孔和有机黏土复合孔缝,高成熟演化阶段主要发育纳米级有机黏土复合孔缝和页理缝;③古龙页岩油的富集与孔缝组合演化具有耦合关系,低成熟演化阶段页岩油主要富集于无机粒间孔和晶间孔中,成熟演化阶段页岩油主要富集于溶蚀孔和有机黏土复合孔缝内,油质较重,高成熟演化阶段页岩油主要富集于有机黏土复合孔缝和页理缝中,油质变轻。

古龙页岩油有效开发关键理论技术问题与对策

针对古龙页岩油地下储集状态、开采机理、原油流动、高效采出4大问题,提出了高效开发面临的关键理论技术问题和相应的对策建议。通过页岩储集层不同储集空间中的流体赋存状态、流体相态变化、开采机理、原油启动机制、流态和流动规律、开采方式和提高采收率途径等方面的重点探索研究,给出了页岩油多尺度赋存状态及纳米限域空间流体相态特征,明确了以压裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式及开采机理,初步建立了相应的多尺度流动数学模型和可采储量评价方法,探讨了早期补能开发模式及采收率达到30%的可行性。据此提出古龙页岩油有效开发进一步重点研究方向:(1)攻关岩心、流体原位原始状态取样及无损测试技术;(2)构建高温、高压、纳米尺度室内模拟实验方法;(3)研发融合多尺度、多流态的数值模拟技术与规模化应用软件;(4)攻关无水体系(CO_(2))压裂技术方法和增加垂直裂缝高度的压裂工艺;(5)探索早期补能提高采收率方法;(6)实施全生命周期技术经济评价。同时建议尽快开展多系列矿场试验,验证理论认识,优选开采方式,形成配套技术,提供可推广的开发模式,支撑和引领古龙页岩油规模有效开发上产。

松辽盆地古龙页岩微—纳米孔缝油气原位形成与富集机制

通过生烃热模拟、微米与纳米CT、氩离子抛光场发射电镜、激光共聚焦和二维核磁等实验分析,对松辽盆地古龙页岩油的生成模式、储集结构与富集机制进行研究。研究表明:①古龙页岩中存在大量微微型藻、微型藻和沟鞭藻,这些形成于微咸—半咸水的藻类共同构成了富氢页岩的生油母质;②青山口组页岩生油物质大多以有机黏土复合体的形式存在,有机质在成熟演化过程中黏土矿物具有抑制和加氢催化双重作用,扩大了页岩油生成窗口的下限、增加了轻烃生成数量;③古龙页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关,随成岩作用增强微纳米孔隙数量增加、孔隙直径变小,与页理缝发育数量增多同步,构成了古龙页岩特有的纳米级孔-微米级页理缝双重介质储集层;④古龙页岩微—纳米级储油单元具有独立的油气赋存相态,表现为小孔凝析态、大中孔气液两相(或液态)和全孔径含油的特征。古龙页岩油形成与富集机制的新认识对推进中国陆相页岩油的勘探实践具有理论指导意义。

古龙页岩油水平井扩径段岩屑运移数值模拟研究

古龙页岩油水平井钻井因井壁失稳而造成的扩径问题十分严重,导致沉砂卡钻事故频发,因此研究扩径段的岩屑运移和沉积规律对减少井下事故发生率具有指导意义。应用CFD数值模拟方法分析了扩径程度、排量、机械钻速及钻杆转速对扩径段岩屑运移的影响规律。研究结果表明:扩径段岩屑沉积量远高于常规井段,扩径程度越大,两者沉积量差值越大;当扩径率为45%时,扩径段入口处截面无因次岩屑床面积比常规井段高出2倍以上;提高排量对扩径段的清洁效果提升较小,当排量从40 L/s增加到45 L/s时,常规井段的无因次岩屑床面积减小量是扩径段的2.49倍;提高机械钻速,扩径段岩屑沉积增幅较常规井段更大,当机械钻速从30 m/h增加到35 m/h时,扩径井段的无因次岩屑床面积增量是常规井段的7.09倍;提高钻杆旋转速度有利于扩径段清洁效果的提升,对常规段清洁效果的提升优于扩径段。研究结论可为提升钻井过程中井眼清洁程度提供一定的指导。

松辽盆地古龙页岩油水平井压裂施工参数优化

松辽盆地古龙页岩油微-纳米级孔隙发育,油井产量递减快,生产效果差。由于缺少压裂施工参数优化,储层改造体积受限,人工裂缝与油藏系统的匹配性不高,改造效果不理想。借助Petrel地质工程一体化工作平台,以最大储层改造体积和构建合理导流能力为目标,开展压裂优化设计。模拟结果表明,最优簇间距约为15 m;最优胍胶压裂液单簇液量450~550 m^(3),为保证均匀铺砂,胍胶压裂液比例需提高到60%以上,优化前置液比例为40%;根据不同胍胶压裂液比例下缝宽的分布,给出了70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例,实现人工裂缝分类有效支撑,单簇砂量应控制在20 m^(3)以内。现场试验结果表明,优化的压裂施工参数有利于人工裂缝的扩展,并获得更大的储层改造体积。研究结果为古龙页岩油压裂施工参数设计提供了依据,对古龙页岩油高效开发具有重要意义。

松辽盆地古龙页岩油资源潜力及勘探方向

以松辽盆地北部青山口组古龙页岩油为研究对象,通过大量岩心实验数据分析,研究了古龙页岩油形成的地质条件,优选了页岩油发育有利区评价,在此基础上分层、分类明确了页岩油资源量,探讨了松辽盆地北部古龙页岩油下一步勘探方向。结果表明,松辽盆地北部古龙页岩是在温暖潮湿、藻类发育、水体厌氧的还原环境下的沉积产物,发育了面积广、厚度大的中—高有机质页岩层,奠定了古龙页岩油规模发育的物质基础。在优质古水体沉积环境下,页岩内有机质富集,在埋藏演化过程中,热演化程度逐渐增高,当R o≥0.75%,有机质开始大量生排烃,良好的烃源岩条件是页岩油形成的关键;古龙页岩岩相类型主要为页岩、泥岩、粉砂质岩、灰质岩、云质岩5种岩相的储层,层状、纹层状页岩占比厚度大,有效孔隙度高、水平渗透性好,是页岩油优势储集岩相;广泛分布的微—纳米级储集空间为页岩油聚集提供必要的场所。通过对厚度、成熟度、有机质丰度、游离烃等特征分析,古龙页岩油纵向上主要发育在青山口组一段、青山口组二段下部,平面上主要发育在齐家—古龙凹陷、大庆长垣南部和三肇凹陷。依据页岩油评价标准,应用体积法分级、分层和分区开展了古龙页岩油资源潜力评价,w(TOC)≥1.0%、R o≥0.75%的页岩油总资源量为89.31×10^8 t;资源级别上w(TOC)为1%~2%的资源量为44.27×10^8 t,w(TOC)≥2%的资源量为45.04×10^8 t;层位上青山口组一段页岩油资源量为55.93×10^8 t,青山口组二段页岩油资源量为33.38×10^8 t;平面上齐家—古龙地区资源量为60.58×10^8 t,大庆长垣、三肇地区资源量为28.73×10^8 t。在有利区资源评价的基础上,进一步评价了R o≥1.0%、w(TOC)>2.0%的“甜点”区资源量为32.46×10^8 t。综合古龙页岩油形成的地质条件及资源潜力分析,松辽盆地北部青山口组页岩油勘探方向为:纵向上,主攻青山口组一段下部“甜点”段、探索中上部“甜点”段;平面上,主攻齐家—古龙地区、拓展三肇地区。

松辽盆地古龙页岩有机质特征与页岩油形成演化

松辽盆地古龙页岩分布面积广、厚度大,有机质丰度高,是页岩油形成大规模聚集的重要物质基础。综合应用岩石热解、有机碳、有机岩石学及氩离子抛光-场发射扫描电镜等分析测试技术,对古龙页岩有机质特征、页岩油的形成与演化进行研究。结果表明,古龙页岩是全球晚白垩世缺氧事件沉积的富有机质黑色页岩,w(TOC)主要为1.81%~2.74%,平均为2.69%,含油量(S 1)主要为3.45~8.50 mg/g,最高为22.73 mg/g,平均为6.47 mg/g,有机质类型为湖相Ⅰ型,生油母质比较单一,以层状藻为主;中央坳陷区有机质成熟度多处于成熟到高成熟演化阶段,R o主要为0.75%~1.70%。微观尺度下,层状藻呈条带状沿层发育,高成熟演化阶段,层状藻收缩形成有机页理缝,其面孔率最高可达3.78%,是页岩油重要的赋存空间。通过40口井500多个地球化学实验分析数据,建立古龙页岩油形成与演化模式,指出页岩油的形成经历中间产物沥青再到石油的过程,随着成熟度的增加,游离油逐渐增加,吸附油在R o为1.2%时达到峰值后逐渐裂解转化成游离油,R o为0.75%~1.6%时,游离油占总滞留油比例从20%增加到70%以上。研究成果为松辽盆地古龙页岩油的勘探与评价提供了理论与技术支撑。

古龙页岩油战略意义及攻关方向

页岩油气革命改变着世界能源格局,成为全球石油行业的研究热点。通过对松辽盆地青山口组与国内外含页岩油层系地质特征对比可知,古龙页岩油与国内外海相或咸化湖盆沉积为主的页岩油在岩石组构、物性、含油性、流动性方面有很大差别:古龙页岩有机质丰度高,含油性好;矿物纹层和页理非常发育,储集空间类型多样,储集性较好;热演化程度较高,气油比较高,地层超压,油质轻且黏度小,易于流动;黏土矿物含量高、碳酸盐含量低,但黏土矿物以伊利石为主,储层水敏低,仍然表现出较强的可压性。古龙页岩油地质条件优越、资源量巨大,具有广阔的勘探开发前景。向古龙页岩油进军,是大庆油田面向未来作出的战略抉择,对保障国家能源战略安全、推进中国石油建设综合性国际能源公司和促进区域经济社会发展具有战略意义。古龙页岩油的规模效益开发,必须突出科技创新的引领作用和管理创新的保障作用。

松辽盆地古龙页岩油储层七性参数和富集层测井评价方法

针对古龙页岩油地质评价关键参数不明确、评价标准尚未建立等问题,以配套岩心实验和试油测试资料为基础,通过岩心刻度测井,建立了岩性、孔隙度、含油饱和度、有机碳含量和各向异性地应力等七性参数测井评价方法和富集层分类评价标准。在岩石物理实验基础上,通过七性特征和测井响应关系研究,提出了考虑成熟度、有机碳质量分数(w(TOC))的双参数游离烃质量分数(S_(1))测井计算模型、变T2截止核磁有效孔隙度计算方法和考虑小孔隙含油的二维核磁含油饱和度计算模型,解决了页岩油富集层分类评价和储量提交关键参数解释精度低的问题。在此基础上,根据三品质七性参数与产能关系,优选敏感参数建立了有效厚度下限和富集层测井评价标准。配套形成的以岩性扫描、核磁、成像测井系列为核心的采集和七性参数测井评价技术,为古龙页岩油200多口新老井解释、井位部署和储量提交提供了可靠的基础数据和技术保障,形成的技术流程和方法对国内同类型页岩油储层评价具有指导意义。

松辽盆地古龙页岩油甜点特征及分布

松辽盆地北部页岩油资源丰富,落实甜点资源、空间分布及富集因素意义重大。利用宏观岩心精细描述、微观实验分析,开展了古龙页岩油甜点储集性、含油性、流动性、可压性研究。在“四性”评价基础上,初步分析了影响甜点的主控因素。结果表明:古龙页岩油具有储集性能好、含油丰富、地层压力高、原油密度低、原油黏度小、较高的气油比等特点;高有机质层状和纹层状页岩发育、高成熟热演化和较高的地层压力是古龙页岩油富集高产的主要控制因素。纵向上,甜点层主要发育在青一段及青二段下部,根据岩相组合类型、含油特征可分为上、中、下3个甜点段,其中下甜点段发育优质甜点层,横向分布稳定。平面上,甜点区主要分布在齐家—古龙地区。目前齐家—古龙地区下甜点段试油已得到证实,是勘探开发最有利目标区和甜点靶层。

松辽盆地古龙页岩油复合体积压裂技术优化

为提高古龙页岩油增产改造效果,通过开展古龙页岩岩石力学参数测试实验,明确岩石力学参数对古龙页岩裂缝扩展的影响,优化页岩油储层射孔方式、簇间距、支撑剂粒径组合及类型、压裂施工控制工艺,改进古龙页岩油复合体积压裂技术。结果表明:古龙页岩岩石垂直页理方向上平均弹性模量为6.46 GPa,小于平行页理方向的平均弹性模量;页岩岩石表现脆性特征,抗拉强度及断裂韧性实验验证了页岩沿页理方向形成的裂缝更易扩展延伸;单段7簇35孔射孔方式能够保证人工裂缝的密集程度、增加裂缝网络长度,提高页岩储层体积改造效果;簇间距为7 m时,裂缝缝高有一定提升,容易形成复杂缝网;以70/140目、40/70目与30/50目粒径按照6∶3∶1的比例组合的支撑剂能有效支撑裂缝网络,为油气渗流建立通道。研究成果对实现古龙页岩油效益勘探与开发具有重要意义。

松辽盆地古龙页岩岩性、物性、含油性特征及控制因素

松辽盆地北部古龙页岩油为源储一体型非常规资源,但古龙页岩的岩性、物性、含油性均存在明显的非均质性。为了揭示含油性、储集性特征及其控制因素,通过薄片鉴定、场发射扫描电镜、热解色谱及激光共聚焦三维重建等技术方法,利用孔隙度、镜质体反射率、有机碳等参数,分析对比了研究区东西向、南北向剖面青山口组页岩的岩性、物性、含油性特征。结果表明:古龙页岩由石英、黏土矿物、长石、白云石等矿物组成,主要包括页岩、粉砂质页岩、粉砂岩、泥—粉晶云岩、介屑灰岩5种岩石类型,其中页岩、粉砂质页岩为有利岩性组合;有机质演化程度和成岩作用类型控制孔隙发育,有机质热演化过程中形成大量有机孔、溶蚀孔,随着成岩转化作用的增强,黏土矿物晶间孔缝发育并形成页理缝,连通了基质孔隙,构成规模聚集的储集空间和渗流通道;埋深大、有机碳含量高的页岩层具有极好的含油性,油气主要聚集于基质孔隙和页理缝中,有机碳和成熟度协同控制页岩油丰度,不同岩石类型导致的储集物性差异是控制同层位含油性非均质性的关键因素。页岩岩性、物性、含油性特征的厘定,为古龙页岩油分类评价标准的建立及勘探目标层段的优选提供了可靠依据。

松辽盆地古龙页岩油测井评价技术现状、问题及对策

在分析古龙页岩油储层及测井响应特征基础上,系统总结了储层“四性”关系及页岩油甜点测井评价技术研究现状,指出了测井评价面临的技术挑战。通过与准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、渤海湾盆地沧东凹陷等国内其他页岩油储层典型特征对比,给出了在大数据人工智能驱动下解决测井评价瓶颈技术的相关对策,明确了古龙页岩油储层测井评价的关键是优势岩性岩相及其空间叠置关系识别与表征。结合大数据人工智能技术,实现缺失曲线、坏井眼等影响因素下的曲线智能重构;充分发挥大数据在数据信息深度挖掘方面的独特优势,开展单井—多井—区域储层对比、类比及延展性预测,进而结合“四性”关键参数实现优势甜点区带评价,研究形成基于大数据分析的古龙页岩油储层测井解释评价技术,为古龙页岩油下一步勘探部署、储量提交和开发方案编制等提供测井关键技术支撑。

松辽盆地古龙页岩成岩—孔隙演化

为深化松辽盆地古龙页岩储层成岩—孔隙演化规律的认识,创新页岩微—纳米孔隙成因分析技术,结合岩石薄片鉴定、X衍射全岩矿物、扫描电镜等分析方法,探讨古龙页岩成岩演化规律及其作用下的孔隙成因。结果表明:古龙页岩为黏土质长英页岩,纯页岩厚度比例达95%以上,由粒径小于3.9μm的泥级碎屑组成,主要矿物成分为石英、黏土矿物、长石,黏土矿物类型以伊利石、伊/蒙混层为主。松辽盆地古龙页岩经历了压实、胶结、交代、黏土矿物转化、生烃、溶蚀等成岩作用,其中胶结物类型包括硅质、黏土矿物、碳酸盐和黄铁矿。压实作用、胶结作用影响了粒间孔等原生孔隙的保存和演化。黏土矿物演化和有机质热演化利于优质储层发育。古龙页岩主要处于中成岩A期—B期,有机质在生烃过程中生成大量纳米级有机孔,排出的酸性流体溶解长石等不稳定矿物,为蒙脱石向伊利石转化提供K+,形成黏土矿物晶间孔、溶蚀孔,黏土矿物、有机质演化过程中,形成大量页理缝,有效改善了页岩的储集能力。