渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征

发布时间：2018-04-13 17:04

  本文选题：渤海湾盆地 + 东营凹陷　； 参考：《石油勘探与开发》2017年05期

【摘要】：针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组典型(块状、纹层状、层状)灰质泥页岩样品的微米—纳米级孔隙体系结构特征进行了系统研究。利用高压压汞法(MICP)检测多个连通孔隙体系,同时表征其孔隙度、渗透率和孔道迂曲度;采用不同样品(粒径500~841μm GRI(美国应用天然气研究所)标准的颗粒,边长1 cm的立方体,直径2.54 cm、高度2~3 cm的岩心柱),通过低压气体物理吸附、基质渗透率测定、高压压汞分析、氦气孔隙度测定、非稳态脉冲渗透率测定等分析方法测定泥页岩的孔渗参数。高压压汞法测得泥页岩样品平均孔隙度为(6.31±1.64)%,基质渗透率在(27.4±31.1)×10~(-9)μm~2,基于体积法的中值孔喉直径为(8.20±3.01)nm,孔隙主要分布在孔喉直径5 nm区域,孔喉比随着孔隙直径的减小而降低。具有层理的泥页岩样品的渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍。泥页岩纳米级(孔喉直径为2.8~10.0 nm)孔隙体系的几何迂曲度高达8.44,说明具有较差的孔隙连通性和输导流体的能力,会影响泥页岩油气的保存和开采。
[Abstract]:The pore - permeability parameters of shale were measured by means of high pressure mercury method ( MICP ) . The porosity , permeability , and channel of pore were measured by high pressure mercury method ( MICP ) . The permeability of mud shale samples was ( 8.20 卤 3.01 ) 脳 10 ~ ( -9 ) 渭m ~ 2 , and the pore throat ratio decreased with the decrease of pore diameter .

【作者单位】： 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室中国石化石油勘探开发研究院;The
【基金】：国家基础研究发展计划(973)项目“中国东部古近系陆相页岩油富集机理与分布规律”(2014CB239100) 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室开放基金(G5800-15-ZS-WX051)
【分类号】：P618.13

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本文编号：1745411