鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组7段致密砂岩微观孔隙结构评价

储层微观孔隙结构的研究对油气勘探开发具有重要意义。本文采用氮气吸附、铸体薄片观察、扫描电子显微镜(SEM)观察、X射线衍射(XRD)和核磁共振等实验手段研究志靖—安塞地区延长组7段致密砂岩的微观孔隙结构,计算孔隙结构参数,观察微孔分布,分析微孔隙类型,探讨并分析影响微孔发育的矿物成分、粒度及分选等相关参数。结果表明:研究区长7段的岩性主要为长石砂岩;致密砂岩微孔隙结构复杂,主要以黏土粒间溶孔、长石溶孔等形式存在;长7段主要发育小孔喉,微孔体积平均值为6.19×10^(-3)mL/g,孔隙发育差;长7油层组砂岩样品中,长7段的BET(Brunauer-Emmett-Teller)比表面积平均值为4.252 m^(2)/g,总孔体积平均值为0.0183 mL/g,最大孔径平均值为185.9 nm;砂岩孔隙以介孔为主,宏孔和微孔次之。

陆相页岩层系岩性组合模式及其对原油差异性富集的控制作用:以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例

为明确陆相页岩层系原油岩性组合模式类型及其对原油富集的影响,优选下一步勘探的有利目标,本次研究在岩心观察与测井解释的基础上,通过储层物性测试、镜下观察、地球化学分析等技术手段,对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段烃源岩和储层叠置关系与特征进行分析,并基于不同区块油藏解剖,探讨不同岩性组合模式对原油差异性富集的控制作用。本次研究将长7段岩性组合模式划分为8种类型(A型—H型)。其中,A型—C型为重力流型,以长7段发育厚层重力流砂体和黑色页岩与暗色泥岩为主要特征,A型、C型主要分布在陇东地区,B型在全盆地均有分布。D型—G型为三角洲前缘型,以发育三角洲前缘砂和暗色泥岩为主要特征,主要分布在陕北地区。H型为页岩型,长7_(3)至长7_(1)均为泥页岩,中间夹薄层泥页岩。重力流型(A型—C型)烃源岩有机质丰度明显好于三角洲前缘型(D型—G型)烃源岩,是重力流沉积地区原油富集程度高于三角洲前缘沉积地区的主要原因。B型、G型和H型储层物性最差,导致同一沉积地区、不同区块原油富集程度存在差异。不同岩性组合模式岩性变化控制不同亚段和不同区块原油富集程度,A型岩性组合原油富集程度最高,长7_(1)和长7_(2)均有规模性油藏被发现;G型岩性组合原油富集程度最低,长7_(1)至长7_(3)油藏零星分布。

鄂尔多斯盆地中部三叠系延长组7段烃组分的运移分异作用

鄂尔多斯盆地延长组7段页岩体系是泥岩、页岩和砂岩的组合体。为了深入揭示页岩油组分在不同岩性中的运移分异现象,针对鄂尔多斯盆地中部地区开展了典型烃类组分的运移分异研究。研究表明:在不同的岩性中4类族组分含量存在差异。砂岩中饱和烃(SAT)含量高,非烃与沥青质(NSO+Asph)含量低。页岩和泥岩的SAT含量低,NSO+Asph含量高。砂岩的n C_(11-15)烃类组分含量较高,nC_(23-39)烃类组分含量较低;页岩和泥岩的nC_(11-15)烃类组分含量较低,nC_(23-39)烃类组分含量较高。页岩和泥岩的Pr/Ph,Pr/nC_(17)和Ph/n C_(18)等含量比值参数数值变化大,砂岩的数值变化小。页岩和泥岩的C_(27)/C_(29)规则甾烷含量比值较低,砂岩则较高。页岩和泥岩的藿烷Ts/Tm与Ts/(Ts+Tm)比值较低,砂岩则较高。页岩和泥岩的C_(32)升藿烷22S/(22S+22R)比值变化较大,砂岩则具有相对集中的数值。砂岩的伽马蜡烷指数较高且数值分布范围较广,而页岩与泥岩则相反;页岩和泥岩8β(H)-补身烷/8β(H)-升补身烷的含量比值普遍大于1,而砂岩的数值普遍小于1。综合研究认为,不同石油组分在烃源岩内部的分布差异是吸附差异和不同石油组分运移分异共同导致的。

湖相细粒沉积岩颗粒微观力学特征及类型划分——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段页岩为例

细粒沉积岩蕴藏着丰富的油气资源,为了研究细粒沉积岩颗粒微观结构及力学特征,以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段细粒沉积岩为例,开展了扫描电镜观察和纳米压痕实验分析,据此研究细粒沉积颗粒的几何特征和微观力学性质。研究认为:用粒径、扁平度、棱角性、硬度和弹性模量5个特征参数,可将细粒沉积岩划分为粒度+棱角型、扁平度+棱角型、扁平度+棱角+弹性模量+硬度型、弹性模量+硬度型、棱角+弹性模量+硬度型和粒度+棱角+弹性模量型6种主要颗粒类型;接着,根据颗粒类型的相对含量,进一步将颗粒类型划分为5种组合类型;最后,分析了细粒沉积颗粒类型与矿物类型之间的耦合关系。细粒沉积岩颗粒微观分类方案的建立,有助于理解细粒沉积岩微观结构特征,预测地质“甜点”空间分布,对细粒沉积岩的油气资源评价和效益开发具有重要的理论和科学意义。

沉积环境对细粒沉积岩微观结构的影响——以鄂尔多斯盆地延长组7段页岩为例

细粒沉积岩微观结构特征是岩石的基本属性,影响细粒沉积岩的物理化学行为。以鄂尔多斯盆地延长组7段页岩为例,根据多尺度多视域扫描电镜拼接和图像识别技术,分析细粒沉积颗粒的几何形貌特征,探讨沉积环境对细粒沉积颗粒几何形状和排列结构特征的影响。结果表明:研究区半深湖—深湖相细粒沉积颗粒为细颗度(2~3μm)、扁平和棱角形,颗粒沿某一段连续区间呈定向分布,强度分布呈扁平的仿锥状,定向排列程度好;浅湖相细粒沉积颗粒为中细颗度(2~8μm)、扁平和棱角形,颗粒沿某一区间呈尖状分布,规律性不明显,定向排列程度中等;三角洲相细粒沉积颗粒为细粒度(8~12μm)、似圆形,颗粒分布杂乱无章,强度分布呈似圆形或椭圆形。颗粒周长棱角性指数和扁平度越好,越有利于定向排列结构的形成;颗粒各向异性率和粒度越大,越不利于定向排列结构的形成。该结果有助于了解细粒沉积岩的微观结构特征,建立岩石微观结构和宏观结构的联系。

鄂尔多斯盆地延长组长7_(3)亚段有机碳测井评价

为了有效评价烃源岩优劣,以鄂尔多斯盆地延长组泥页岩为研究对象,以长7_(3)研究层段实测TOC为基础,将测井资料与岩心分析TOC相结合,根据多元回归分析的方法建立TOC与电阻率对数和自然伽马3者之间的数学模型。经过对H317井长7_(3)段埋深为2456~2492 m井段地层进行实测,TOC实测点与预测结果误差为1.92%,接近平面理论误差均值的1.88%;运用模型对未实测井段进行TOC计算分析并画出长7_(3)段TOC平面分布,发现研究区长7_(3)段烃源岩的TOC普遍较高(80%区域均值大于4%),具有较强的生烃能力,TOC主要分布在3%~12%,最高可达28%,平面上有机碳含量差别很大,由西南向东北存在逐渐减小的趋势,是三叠系延长组油藏的主力生油岩。

鄂尔多斯盆地长7段重力流砂岩长石溶蚀特征及控制因素

基于岩心薄片、扫描电镜、能谱分析、X射线衍射全岩分析及溶蚀实验,研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(简称长7段)重力流砂岩中长石溶孔发育特征及控制因素,明确长石溶孔的形成与分布,为预测优质储集层分布提供依据。研究表明:(1)研究区长7段砂岩中的长石经历3类成岩作用:长石次生加大、黏土以及方解石的交代、长石碎屑的溶蚀作用。(2)长7段致密砂岩中的长石溶蚀主要源于有机酸溶蚀,此外还受长石类型、长石早期蚀变程度以及砂岩中云母碎屑对有机酸的缓冲作用影响。(3)不同长石的溶蚀程度不同,表现为钾长石较斜长石易溶蚀,钾长石中正长石较微斜长石易溶,未蚀变的长石较早期高岭土或绢云母化的长石易溶蚀。(4)溶蚀实验显示云母的存在会抑制长石溶蚀,相同质量的云母对有机酸的消耗能力明显强于长石。(5)在云母含量低的情况下,长7段砂岩长石溶孔较为发育,储集层物性得以改善,而云母含量较高的地区长石溶孔则明显减少。

延长小河东部油区长7段烃源岩特征研究

小河东部油区长7段发育良好烃源岩,为推进该地区石油勘探,需要深化该地区烃源岩认识。通过岩石热解、总有机碳、镜质体反射率等方法,研究了该地区烃源岩特征。结果表明,小河东部油区长7段有机质丰度总体上为好的生油岩类型,泥岩样品TOC变化范围是3%~5%,样品生烃潜量S_1+S_2含量主体分布在5~15mg/g,平均含量为13.8mg/g。有机质类型为Ⅰ-Ⅱ_1型,研究区长7段有机质总体上为成熟。该烃源岩生排烃为该地区内石油聚集成藏提供了物质基础。

鄂尔多斯盆地宁县地区三叠系延长组7段湖盆细粒重力流沉积类型、特征及模式

湖盆细粒重力流沉积砂体是深水盆地勘探的有利目标区。综合利用岩心、钻井、测录井及薄片鉴定资料,对鄂尔多斯盆地宁县地区三叠系延长组7段细粒重力流沉积类型、特征、沉积演化过程以及沉积模式进行探究。研究结果表明:研究区长7段主要发育10种岩相、6种岩相组合和5种深水沉积类型,即滑动—滑塌沉积、砂质碎屑流沉积、混合事件层、浊流沉积和深湖相泥质沉积;并依据其岩相及组合特征、深水沉积类型将半深湖—深湖亚相划分出限制性水道、非限制性水道、堤岸、朵叶体、水道间及半深湖—深湖泥6种沉积微相;三角洲前缘沉积物受外力作用开始失稳运动,经历了滑动、滑塌、砂质碎屑流、混合事件层、浊流5个演化阶段,伴随着“流体转换分离”及“滑水作用”,致使重力流沉积从湖盆边缘至湖盆中心依次发育限制性水道—堤岸、非限制性水道—堤岸、朵叶体等沉积单元。该研究有助于加深对湖盆细粒重力流沉积的认识,为深水油气勘探与开发提供指导。

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7页岩油特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7页岩段具有埋深浅、油质轻、油井产能变化大、资源潜力大的特点,明确油藏的富集主控因素是进行高效勘探的关键。根据富县地区长7页岩段铸体薄片、物性、扫描电镜等测试分析结果,结合岩心、测井、地震等资料,对该区长7段地层特征进行了研究,并对其主控因素展开讨论。研究区长7段广泛发育灰色—深灰色—灰黑色烃源岩,其岩性为泥岩和泥页岩,有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ_(2)型,源岩的镜质体反射率(R_(o))值为0.81%~1.1%,生烃能力强。砂岩储层以细粒长石砂岩为主,孔隙类型以粒内孔、残余粒间孔、溶蚀孔隙和原生粒间孔为主;储层致密,孔隙度主要分布在2.0%~16.0%之间,渗透率主要分布在(0.01~1.20)×10^(-3)μm^(2)之间。砂岩夹层的物性以及距离断裂的远近影响储层的含油性:储层粒度越粗、物性越好,含油气性也越好。储层物性受控于两方面因素:一是沉积微相,水下分流河道微相物性最好,河口坝微相次之;二是成岩作用,早成岩期绿泥石强胶结及方解石弱胶结有助于物性甜点的形成。断层的发育和断层性质对富县地区长7页岩油的富集至关重要。统计发现,当断层断距超过10 m且井筒距断裂在1 km以内时,难以获得工业油流;当断距小于7 m且井筒距离大断裂超过1 km以上时,容易获得工业油流。

鄂尔多斯盆地延长组长7_(3)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7_(3)亚段)岩心观察、实验分析测试、测-录井等资料分析,揭示长7_(3)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7_(3)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留型页岩油勘探的主要攻关方向。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩型页岩油源储特征及勘探前景

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系,其中长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但页岩型页岩油前期研究相对较少,是否具有勘探开发前景还不够明确。为此,以长7段烃源岩为研究对象,开展基于岩心分析化验、测井资料解释的烃源岩源储特征评价和矿场开发试验,用以评价胡尖山地区长7段页岩型页岩油勘探前景。长7段岩心测试分析表明,页岩主要发育粒间孔、晶间孔及有机质孔,常见层理缝及有机质收缩缝,游离态轻质油主要赋存于粒间孔及页理缝;运用多溶剂连续分步抽提方法实验结果表明,长7段页岩中游离态轻质油比例可达到54.3%。通过地球化学特征分析,长7段页岩平均TOC为14.03%、平均生烃潜量为57.73mg/g,为优质烃源岩;有机质热演化程度较高,平均R_(o)为1.08%、平均T_(max)为450℃;岩石热解可动烃含量达到4.34mg/g,表明页岩型页岩油具有良好的资源基础。研究区长7段页岩有机质类型好、有机质含量高、岩石可压裂性好,盆地内直井试油试采表明页岩含油性较好,利用岩石热解法估算该地区页岩型页岩油可动烃资源量为4.1×10^(8)t,综合认为研究区页岩具有水平井体积压裂提产的勘探开发前景。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段高伽马砂岩测井识别及其展布特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段泥页岩层系内发育大量的砂岩夹层,这些砂岩夹层常伴有自然伽马值异常高的现象,部分砂岩的自然伽马值可高达330.5 API,在测井剖面上极易与泥页岩混淆。为识别高伽马砂岩,按照粒度和结构特征将该区延长组长7段碎屑岩划分为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和页岩,并应用常规测井数据运算组合成2个新参数——参数A和参数B,参数A和参数B组成的交汇图版以及自然伽马测井曲线,可有效区分识别出长7段中的正常砂岩和高伽马砂岩。长7段高伽马砂岩的累计厚度平面展布图表明,高伽马砂岩主要位于研究区的西南部;高伽马砂岩由湖盆边缘向湖盆中心呈指状发散展布的特征指示,其形成可能与长7段沉积期间的火山喷发有关。

鄂尔多斯盆地庆城地区延长组7段致密油特征及油源分析

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)半深湖—深湖相优质油源岩是油气的重要来源,包括黑色页岩和暗色泥岩,作为盆地重要的供烃源岩一直是研究的热点。为了明确不同烃源岩的贡献及油气来源,通过对庆城地区长7段致密油特征进行分析,对原油进行精细划分,并对源岩有效性进行分析,进一步明确油源对应关系,研究表明,庆城地区长7段黑色页岩和暗色泥岩均对油气成藏有贡献,其中黑色页岩贡献最大,长73段暗色泥岩次之,长7_(2)和长7_(1)段暗色泥岩贡献较小;原油为低密度、中—低黏度和低凝固点的轻质油。根据生标物特征将原油划分为3类,A类原油具有低C_(30)重排藿烷/C_(29)藿烷、低C_(29)Ts/C_(29)藿烷、低Ts/Tm的特征,由黑色页岩贡献,主要分布于长7_(1)段;C类原油具有高C_(30)重排藿烷/C_(29)藿烷、高C_(29)Ts/C_(29)藿烷、高Ts/Tm的特征,主要由暗色泥岩贡献,数量较少且分布局限;B类油各项生标物参数均居中,为A、C类原油的混合,主要分布于长7_(2)段。由于黑色页岩生烃时间比暗色泥岩早,且原油黏度和密度更低,因此黑色页岩先生成低黏度A类原油易于向长7_(2)和长7_(1)段运移,而暗色泥岩后生成的C类原油主要近源富集与A类油混合分布于长7_(2)段,从而形成的A类油主要分布于长7_(1)段,B类油主要分布于长7_(2)段,而C类油分布局限的格局。这对下一步勘探开发及资源评价有重要意义。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段埋藏期热液活动对页岩油储层的影响

目前针对鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段(长7段)热液作用的研究较多,主要聚焦于长7期的热水沉积作用。长7段在埋藏期也可能受到热液作用的影响,但相关的研究极为有限。为揭示长7段埋藏期热液活动的期次、时代及其对页岩油储层的影响,利用光学/电子显微镜观测、电子探针分析、显微激光拉曼光谱分析及包裹体均一温度测试等手段,对长7段热液黄铁矿以及固相和流体包裹体开展研究。结果表明,长7段发育多种类型的黄铁矿,其中脉状或团块状、透镜状、他形-半自形晶散布状和半自形-自形晶斑块状黄铁矿的Co/Ni元素含量比值均大于1,指示其为热液成因。根据显微观测结果及区域构造史和埋藏史-热演化史模拟,推断长7段埋藏期至少存在两期热液活动,其中一期发生于早白垩世。与黄铁矿包裹体伴生的盐水包裹体均一温度表明,注入瑶页1井区长7段的热液温度最高可达270.5℃以上;基于Easy%R_(o)动力学模型的计算结果表明,热液注入后地层经历了较快的降温过程,这可能是页岩有机质热演化程度较低(R_(o)=0.70%)的重要原因之一。

鄂尔多斯盆地延长组7-8段深水沉积特征及演化规律

为明确鄂尔多斯盆地富县-志丹地区延长组7-8段深水细粒层系沉积特征及演化规律,利用研究区测录井、岩心、薄片,结合总有机碳(total organic carbon,TOC)、全岩X射线衍射等资料识别细粒沉积岩的岩相类型,分为粉砂岩和泥页岩2大类,细分为7亚类,分别是风暴粉砂岩、地震滑塌粉砂岩、异重流粉砂岩;中低有机质纹层状长英质页岩、高有机质纹层状长英质页岩、高有机质纹层状黏土岩、低有机质块状长英质页岩。利用标志层、测井响应特征、地球化学等高精度测试资料将研究区长7-8段划分为一个Ⅲ级层序、3个体系域、7个准层序组,并建立剖面精度到准层序组(10~20 m)的精细层序地层格架;讨论精细层序地层格架演变约束下的细粒沉积岩分布规律。对于粉砂岩:低位和高位体系域晚期水深相对较小,受风暴影响大,发育风暴粉砂岩;高位体系域早期,受陆源洪水影响,发育异重流粉砂岩;地震滑塌粉砂岩的分布受幕式构造运动控制,在低位和湖侵体系域均有分布:对于泥页岩:中低有机质泥页岩分布在低位和高位体系域晚期,高有机质泥页岩则分布在湖侵和高位体系域早期。可见湖平面的升降变化控制了不同岩相类型的垂向分布,体现为粉砂岩与泥页岩高频互层,其中地震滑塌粉砂岩主要受控于幕式构造运动。此外,平面岩相分布规律表明,泥页岩和粉砂岩生储配置关系较好,且分布范围较广,整体呈条带状沿物源方向平行岸线分布,是岩性油气藏勘探开发有利区。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段富有机质页岩中藻类化石的发现及地质意义

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段富有机质页岩是该盆地中生界含油系统的主力烃源岩,其有机质丰度高,类型好,具有巨大的生烃潜力。该套烃源岩中有机质的富集很大程度上取决于长7期的高古生产力及其提供的充足的有机质。长7期藻类勃发的存在已被多数学者所接受,但是目前还缺乏直观、有力的证据。笔者等通过薄片和扫描电镜观察、能谱分析,在长7段的脉状黄铁矿附近和碳酸盐结核中发现了属种单一、分布丰度高的藻类化石,它们呈现出近似球状的轮廓,在中部分布着一条裂缝。这些藻类化石的发现具有重要的地质意义,它为长7期的藻类勃发提供了很好的证据,也为该时期热液活动的重要作用提供了有力的支撑。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7_(3)亚段页岩纹层发育特征及类型划分

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7_(3)亚段沉积的富有机质泥页岩中,频繁发育的纹层导致页岩层系非均质性强,进而对泥页岩的储集特征及含油性造成影响。本文基于典型的纹层页岩样品,利用游标卡尺对岩心上的纹层进行定量测量,结合显微镜下薄片鉴定、总有机碳测定、X射线衍射矿物分析及岩石热解实验,对长7_(3)亚段页岩纹层的发育特征、纹层类型划分及纹层在单井上的纵向展布规律进行了研究。研究结果表明,宏观岩心上发育的纹层单层厚度一般分布在0.4~5.0 mm,纹地比(纹层总厚度/统计段岩心长度)介于5.7%~16.8%,纹层发育频率非均质性强。显微镜下依据纹层沉积构造的形态划分为6类,分别为3种具有连续形态沉积特征的平直型纹层、波纹型纹层、粒序型纹层及3种非连续形态沉积特征的透镜状纹层、斑状纹层、弱纹层,不同形态纹层页岩的矿物组成及有机质丰度差异明显。依据纹层内部的微观物质组成将其类型主要划分为有机质纹层、长英质纹层及凝灰质纹层;按照不同纹层垂向的叠置规律,将纹层组合划分为均质泥岩、长英质纹层型页岩与凝灰质纹层型页岩。单井上,纹层分布具有非均质性,不同纹层的发育频率与黏土矿物含量、TOC及OSI的变化呈一定的规律性变化。

鄂尔多斯盆地东南部长7段页岩油气富集主控因素

为明确鄂尔多斯盆地东南部长7段页岩油气富集主控因素,综合钻井、测井、岩心分析化验等资料,对研究区长7段页岩油气富集程度及其机理进行研究。页岩解析气量与烃源岩总有机碳含量呈正比,有机质含量控制页岩油气的总含量,有机质发育大量孔隙,页岩油气以吸附态和游离态赋存于有机孔隙中。储集层孔隙结构和孔隙度影响页岩油气的含量及赋存状态,吸附油气主要赋存于微孔中,游离油气主要赋存于中孔和大孔中,但中孔中游离气含量高于大孔,而孔隙度越大,页岩中油气绝对含量越高。砂岩夹层和富有机质页岩的配置关系控制着页岩油气的富集部位,根据粉砂岩、细砂岩与页岩的关系,延长组长7段页岩油气可划分为近源和源内2类,源内又可分为砂岩与页岩互层型、页岩夹砂岩型和页岩型;下伏于富有机质页岩中的砂体和透镜状砂体油气含量最高,其次是上覆于富有机质页岩的砂体和呈舌状或指状与富有机质页岩接触的砂体。

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Ro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 m^(3)/t,平均吸附量为3.325 m^(3)/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Ro、呈较好的正相关性。同时随着Ro增大,泥页岩孔隙类型由无机孔隙转变为有机质孔隙,泥页岩吸附性逐渐增强。