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

• 作者: 孟祥豪 张宇翔 李政 胡钦红 谢忠怀 黎茂稳
• 来源期刊: 石油勘探与开发
• 学科: 工学
• 关键词: 渤海湾盆地 东营凹陷 古近系 页岩油 孔隙结构 孔隙度 渗透率 连通性 几何孔道迂曲度
• 年，卷（期）: 2017,（5）
• 所属期刊栏目: 油气勘探
• 页码范围: 681-690
• 页数: 10页
• 分类号: TE122
• 字数: 8851字
• 语种: 中文
• DOI: 10.11698/PED.2017.05.03

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500～841 μm 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 μ.m2,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.