泥页岩油的基本特征

泥页岩地质特征~

我国地质构造具有多块体、多旋回、多层次特征，受复杂地质背景和多阶段演化过程的影响，我国富有机质泥页岩发育3种沉积类型，平面上可划分为5个大区，垂向上发育10套泥页岩气潜力层系，目前已在主要层系中获得了页岩气发现，初步证实了我国的泥页岩气资源潜力。
(1)3种沉积类型
在从元古宙到第四纪的地质时期内，中国连续形成了从海相、海陆过渡相到湖相等多种沉积环境下的多套页岩层系(李景明，2006；金之钧，2007)。
海相富有机质页岩主要发育在南方和西部古生界的寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系，具有分布面积大、沉积厚度稳定、热演化程度高等特点，以扬子克拉通地区最为典型。另外，青藏地区古生界和中生界海相页岩发育，热演化程度适中。
海陆过渡相富有机质页岩分布广泛，有机质类型复杂、热演化程度适中。北方地区石炭-二叠系富有机质页岩的单层厚度较薄，且含多套煤层，其中沼泽相碳质页岩有机碳含量普遍较高，有机质类型主要为混合型、腐殖型。南方地区海陆过渡相富有机质页岩夹煤层，上二叠统页岩在滇黔桂地区、四川盆地及其外围均有分布(表4.7)。
从晚古生代开始，我国陆续开始发育陆相页岩。尤其在中新生代时期，我国北方地区普遍发育了陆相富有机质页岩，如鄂尔多斯、松辽盆地等中生界，准噶尔盆地二叠系，渤海湾盆地古近系等。四川盆地及周缘的上三叠统—下侏罗统，分布广、厚度大、有机质类型复杂、热演化程度适中。总体上，陆相富有机质页岩的地层时代较新、热演化程度普遍不高，局部地区以泥页岩油为主。

表4.7 我国富有机质泥页岩类型和特点

(2)五大分区
我国泥页岩层系、分布、类型及地层组合特征分区特征明显(图4.3)。

图4.3 典型盆地富有机质泥页岩柱状图

下古生界富有机质泥页岩以海相沉积为主，主要发育在南方和西部地区的寒武系、奥陶系及志留系，其中上扬子及滇黔桂区海相泥页岩分布面积大，厚度稳定，有机碳含量高，热演化程度高；上古生界富有机质泥页岩以海陆过渡相沉积为主，石炭-二叠系富有机质页岩分布广泛，在鄂尔多斯盆地、南华北和滇黔桂地区最为发育，页岩单层厚度较小，常与砂岩、煤层等其他岩性频繁互层；中—新生界富有机质泥页岩以陆相沉积为主，主要分布在北方鄂尔多斯、渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔等盆地和南方四川盆地部分地区，表现为巨厚的泥页岩层系，泥页岩与砂质薄层韵律发育，单层厚度薄、夹层数量多、累计厚度大、侧向变化快，热演化程度普遍不高等特点。
依据泥页岩发育地质基础、区域构造特点、泥页岩气富集背景以及地表开发条件，可将我国的泥页岩气分布区域划分为上扬子及滇黔桂区、中下扬子及东南区、华北及东北区、西北区、青藏区5个大区(图4.4)，各区泥页岩气地质条件和特点差异明显(表4.8)。

图4.4 中国陆域富有机质泥页岩分布图

(据张金川2011，修改)

表4.8 中国泥页岩分区特征表

(3)10个重要层系
中国泥页岩气资源潜力层系主要包括下古生界寒武系、奥陶系、志留系，上古生界泥盆系、石炭系、二叠系，中生界三叠系、侏罗系和白垩系，新生界古近系，共10个层系(表4.9)。

表4.9 中国10套主要富有机质泥页岩层系基本特点

1)下古生界富有机质泥页岩。主要发育在南方和西部古生界的寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系，具有分布面积大、沉积厚度稳定、热演化程度高等特点，以扬子克拉通地区最为典型。另外，青藏地区古生界和中生界海相泥页岩发育，热演化程度适中。下寒武统海相富有机质泥页岩在中上扬子区发育较好，有机质类型为腐泥型-混合型。从区域沉积环境看，川东-鄂西、川南及湘黔3个深水陆棚区页岩最发育，有机碳含量高，一般为2%～8%。在上扬子地区，富有机质泥页岩厚度一般为30～80m，量在1.0%～6.0%之间，有机质为腐泥型，热演化参数镜质组反射率(RO)主体介于2.0%～4.0%之间；在中下扬子地区，有机碳含量相对降低，有机质为腐泥型，RO一般为2.0%～3.5%。
下志留统海相富有机质泥页岩主要分布在上扬子地区，川南至鄂西渝东和渝东北地区分布稳定，厚度30～100m，有机质类型以腐泥型为主，有机碳含量一般在1%～5%之间，热演化参数RO介于2.0%～3.5%之间。中下扬子地区也有分布，相关指标略差。
2)上古生界富有机质泥页岩。上古生界海陆过渡相富有机质页岩分布广泛，有机质类型复杂、热演化程度适中，但南北略有差异。其中，北方地区石炭，二叠系富有机质页岩的单层厚度较薄，且含多套煤层。有机碳含量一般介于0.5%～10%之间，变化较大。其中沼泽相碳质页岩有机碳含量普遍较高。页岩的有机质类型主要为混合型一腐殖型，RO一般介于0.5%～3.0%之间，少部分超过3.0%。
南方地区海陆过渡相富有机质页岩发育间夹煤层，上二叠统页岩在滇黔桂地区、四川盆地及其外围均有分布。页岩厚度变化介于10～25m之间，一般为20～60m，有机质以腐殖型为主，有机碳含量介于0.5%～12.55%之间，平均2.91%，RO一般介于1.0%～3.0%之间。
总体上，中国上古生界海陆过渡相富有机质页岩，除上扬子及滇黔桂区之外，其它地区单层厚度不大，且多与煤、致密砂岩互层。
3)上古及中-新生界富有机质页岩。从晚古生代开始，中国陆续开始发育湖相页岩。尤其在中新生代时期，中国北方地区普遍发育了湖相富有机质页岩，如鄂尔多斯、松辽盆地等中生界，准噶尔盆地二叠系，渤海湾盆地古近系等。
在准噶尔盆地，二叠系页岩累计厚度超过200m，有机碳含量为4.0%～10.0%，有机质类型为偏腐泥混合型，RO介于0.5%～1.0%之间。鄂尔多斯盆地三叠系湖相页岩发育，一般厚度在50m～120m之间，有机碳含量介于0.5%～6.0%之间，RO主要介于0.7%～1.5%之间。松辽盆地白垩系富有机质页岩分布稳定，厚度100～300m，有机质以腐泥型和混合型为主，有机碳含量介于0.7%～2.5%，RO介于0.7%～2.0%。在渤海湾盆地，古近系富有机质页岩分布受坳陷控制，局部累计厚度逾1000m。有机质类型多样，但热演化程度相对较低。四川盆地及周缘的上三叠统—下侏罗统，分布广、厚度大、有机质类型复杂、热演化程度适中。

4.4.2.1 概况
渤南凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷中部的一个三级负向构造单元，其北以埕东凸起为界，南与陈家庄凸起相邻，西与义和庄凸起相接，东与孤北洼陷、孤岛凸起相连，勘探面积约为600km2(图4.30)。

图4.30 渤南凹陷构造位置图

据钻井解释，渤南洼陷自下而上沉积了寒武-奥陶系海相碳酸盐岩、石炭-二叠系海陆交互相煤系沉积、中生界-新生界陆相沉积，渤南洼陷在古近纪期间始终处于沾化凹陷的沉积中心部位。沉积地层厚度大，在坳陷湖盆演化过程中，洼陷受到边缘埕南、孤西、义东等断裂带及区域构造升降活动的影响，形成北断南超的沉积构造格局。渤南洼陷自1964年开始勘探以来，已在周边发现了渤南、罗家、义东、埕东、孤岛、垦西、陈家庄共7个大中型油气田。初步统计，至2011年年底已有11口探井在沙一段、沙三下亚段泥页岩中获得工业油气流，在8口探井的沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩中获低产油气流，主要以产油为主，显示渤南洼陷具有良好的泥页岩油气勘探开发前景。新生代喜山期的构造作用使该区湖盆演化经历了多次湖侵和湖退旋回，在湖盆演化的断陷加速期和断陷鼎盛期发育了沙一段、沙三下亚段和沙四上亚段三套重要的暗色泥页岩。大量研究表明，这3套陆相泥页岩是已发现油气的主要烃源岩，与该区泥页岩油气发现层系一致。
4.4.2.2 泥页岩油气的生成条件
(1)泥页岩的发育特征
渤南陷沙四上亚段泥页岩为半深湖—盐湖相沉积，此时期为断陷初期，气候开始由于旱转为湿润，断陷活动逐渐加强，湖盆面积逐渐扩大，为水进体系域下沉积的一套主要由纹层页岩、钙质纹层页岩和深灰色泥岩组成的烃源层系。分布在洼陷中部偏北，呈长条形分布，暗色页岩厚度为50～300m，埋藏深度一般为2000～5600m，最大埋深可达6000m以上。
沙三下亚段泥页岩主要发育于微咸水—淡水湖相沉积，在温暖潮湿气候条件下，各种生物十分繁盛，形成多套深灰色、灰色泥岩、油页岩和油泥岩。沙三下亚段泥页岩分布面积广，暗色泥页岩厚度为100～600m，最厚可达680m左右，埋藏深度一般为1800～4600m。最深可达5000m以上，构成渤南洼陷的主力烃源岩层系也是泥页岩油气最为发育的层系。
沙一段泥页岩为咸水—半咸水湖相沉积，此时期再一次湖进开始，湖盆重新扩大到一个新阶段，广泛发育了生物灰岩、白云质泥页岩、钙质泥岩和油页岩等。有两个沉积中心，暗色泥页岩厚度为200～300m，最厚可达450m，埋深为1500～3600m，最大埋深可达3800m以上。
(2)泥页岩的地球化学特征
大量地球化学分析测试结果表明，渤南洼陷这3套泥页岩有机质丰度高(表4.41)。沙四上亚段泥页岩有机碳含量为1.0%～2.0%，最高可达4.2%，氯仿沥青“A”含量为0.1160%～0.3376%，最高可达1.37%；沙三下亚段泥页岩有机碳含量为2.0%～5.0%，最高可达9.3%，氯仿沥青“A”含量为0.2177%～0.5214%，最高可达3.1%；沙一段泥页岩有机碳含量为3.5%～6.0%，最高达10.3%，氯仿沥青“A”含量为0.2457%～0.7132%，最高可达1.5%。3套泥页岩有机碳含量均由洼陷边部向中部逐渐增大。

表4.41 渤南凹陷3套泥页岩地球化学参数统计表

据全岩光片和干酪根有机显微组分鉴定，沙三下亚段和沙四上亚段有机质的主要来源为低等水生生物，有机显微组分中以藻类体为主，有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型。3套泥页岩的有机质成熟度变化范围较宽，RO随埋深的增加而增大，其中沙一段泥页岩RO分布在0.29%～0.70%，主要处于低成熟阶段，洼陷带局部地区进入成熟演化阶段；沙三下亚段泥页岩RO分布在0.52%～0.92%，主要处于成熟演化阶段；沙四上亚段泥页岩RO为0.54%～1.44%，主体处于成熟演化阶段，北部洼陷带已进入高成熟演化阶段。这与已发现泥页岩油气相态具有较好的一致性，如渤南洼陷南部的罗家地区沙三下亚段埋藏深度为2500～3400m，主要以页岩油为主。而在北部洼陷带的渤深5井，沙四上亚段埋深在4491.89～4587.33m处的泥页岩发育段，中途测试，日产3533m3天然气，表明有机质成熟度决定了泥页岩油气的赋存相态。
(3)泥页岩油气的储集条件
A.泥页岩的全岩矿物组成
X衍射全岩矿物分析结果表明(表4.42)，渤南洼陷沙四上亚段、沙三下亚段和沙一段泥页岩全岩矿物中碳酸盐含量较高，沙四上亚段19块泥页岩样品全岩矿物中碳酸盐含量最高可达90%以上，平均为62%。沙三下亚段434块样品碳酸盐含量最高为89%，平均为58%。沙一段16块样品碳酸盐含量最高为60%以上，平均为37%。3套泥页岩中碳酸盐含量均以方解石为主，沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩方解石含量平均值在50%以上，个别样品以白云岩为主；三套泥页岩样品的黏土矿物含量均低于50%，沙三下亚段434块和沙四上亚段19块样品黏士矿物含量平均值均小于20%，沙一段16块样品平均值为24%。3套泥页岩中均含有一定量的石英，沙一段页岩样品石英含量较高，均值为30%，而沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩样品均值在20%以下。总体上看，3套页岩全岩矿物组成均表现出低黏土、高脆性矿物的特征。

表4.42 渤南凹陷3套泥页岩全岩矿物百分比组成统计表

B.泥页岩储集空间类型
据岩心观察、扫描电镜、薄片鉴定及荧光观察结果，渤南洼陷泥页岩储集空间，以微孔为主，裂缝次之。微孔主要为黏土矿物晶间微孔、碳酸盐晶间微孔、黄铁矿晶间微孔及砂质微孔，孔径一般为1～10μm。黏土矿物主要为伊蒙间层矿物和伊利石，定向性强，因此晶间微孔均以片状为主(图4.31a)，大小多在5μm以下。方解石是本层段主要矿物，隐晶结构为主，部分为显微-微晶结构，常构成灰质纹层或与泥质矿物相混产出，局部见微细晶方解石纹层。偏光显微镜下可见灰质纹层亮晶方解石晶间含黑色沥青质(图4.31b)，最大可达50μm，电镜下观察方解石晶间微孔常和黏土矿物微孔相互叠合(图4.31c)，因此也多在5μm以下。黄铁矿呈草莓状集合体分散产出，晶形完好，发育微米以下级别的微孔隙。陆源砂质常分散于泥质之中或呈条带产出，电镜观察砂质条带见粒间微孔。

图4.31 罗69井沙三下亚段泥页岩孔隙型储集空间

裂缝按成因可分为成岩微裂缝和构造微裂缝两类，前者主要包括层间微裂缝和超压微裂缝(被亮晶方解石或白云石充填)。后者按照产状主要为斜交裂缝，尚见近垂直层面裂缝，按照充填程度可分充填型、半充填型和未充填型。层间微裂缝在不同成分纹层间发育(图4.32)，宽度较窄，均在0.02mm以下，但其重要意义在于发育潜在微裂缝而且容易顺层延续。超压微裂缝在烃源岩生烃增压演化过程中，烃源岩大量排水和各类阳离子，因此常常引起矿物溶解及再沉淀，表现为重结晶的方解石晶体充填于增压过程中产生的顺层缝中(图4.32)，重结晶的晶体常发育晶间孔缝：岩石在构造应力作用下形成的裂缝系统，构造裂缝在岩心上观察缝面较平直，常见纹层错断现象。这裂缝常常被方解石充填，但镜下观察可见充填残余孔隙，并见充填有黑色沥青质(图4.32)为油气运聚证据。另外，偏光显微镜镜下尚见不规则未充填微裂缝(图4.32)。
大量统计表明，随着泥岩中脆性矿物成分含量的增加，岩石的强度和脆性程度提高，则泥岩层中裂缝的密度增大，据渤南洼陷三套泥页岩全岩矿物组成分析测试数据，脆性矿物含量高，无疑易于形成裂缝。据荧光观察可见部分裂缝和方解石晶间孔发绿色荧光，具有较好的含油性。裂缝在地下既是油气储集空间，同时连通了泥质岩本身的孔隙，通过裂缝网状系统连续分布，扩大了供烃范围，提高了储集层的渗流能力
C.泥页岩的孔隙度与渗透率
利用煤油法对渤南洼陷38块沙一段和53块沙三下亚段泥页岩取心，其孔隙度随深度变化，沙一段泥页岩样品埋深主要处于1000～3000m，其孔隙度随埋深的增加而减小，孔隙度由20.7%减小到2.7%。而沙三下亚段泥页岩样品主要处于2000～4700m，在2000～3000m段，孔隙度由14.4%降至7%；但3000m以下，孔隙度则较为分散，孔隙度为1.2%～10%；在4000m以下，孔隙度主要为1.2%～5%，表明在中、晚成岩作用过程中，大量生成了次生孔隙。次生孔隙的存在导致不同类型的泥页岩孔隙度在相同埋深具有一定的差异性，是油气的有利存储空间。利用酒精法对罗69井503块沙三下亚段和14块沙四上亚段泥页岩发育段密闭取心样品进行孔隙度分析，沙三下亚段泥页岩埋藏深度为2932.5～3127m，孔隙度主要分布在2%～7%，最高可达15.9%。沙四上亚段泥页岩埋藏深度为3127～3141m，孔隙度主要分布在2%～9%，最高可达10.5%，均具有较高的油气储存空间。

图4.32 罗69井沙三下亚段裂缝型储集空间

对罗69井499块沙三下泥页岩水平渗透率分析结果表明，最大可达6870×10-3μm2，一般小于10×10-3μm2。样品可分为两种类型，有裂缝的和无明显裂缝的。无明显裂缝样品的渗透率为(0.0067～2.9)×10-3μm2，一般小于1×10-3μm2。有裂缝的样品渗透率最小为0.161×10-3μm2，最高可达493×10μm2。沙四上亚段样品与沙三下亚段相似，10块有裂缝样品渗透率分布在(0.862～56.2)×10-3μm2，无明显裂缝的15块样品渗透率为(0.0048～0.529)×10-3μm2，一般小于0.1×10-3μm2。可见裂缝对渗透率具有重要的影响。
泥页岩的基质渗透率一般由于泥页岩孔隙微细(直径一般小于2nm)且连通性差而普遍较低，但页岩中天然发育的裂缝网络系统无疑可极大地增加其基质渗透率，即使泥页岩中大天然裂缝不发育，泥页岩本身就具有一定的脆性或受力薄弱带，也可在压裂时产生大量的裂缝，从而实现商业开采。
D.泥页岩压力场特征
地层测试资料计算结果表明，渤南洼陷沙四上亚段、沙三下亚段和沙一段泥页岩压力场从常压到异常高压均有分布，压力系数一般为1.0～1.5，最高可达1.8。渤南洼陷地温梯度主要集中于(2.8～4.0)℃/100m，而获得工业性泥页岩油气流的泥页岩发育段主要在2600m以下，已进入生烃演化阶段。油气的大量生成使岩石孔隙中的烃饱和度迅速增加，加之可能存在的欠压实等增压机制，使得烃源岩中高压异常得以形成，并伴随高能量的聚集。张光亚等利用莫尔圆分析了超压与地成力对泥质岩裂缝形成的贡献，认为异常高的孔隙流体压力会降低岩石的强度，剩余孔隙流体压力达到岩石破裂极限时，最终导致烃源岩的顺层破裂，从而使烃类自烃源岩内排出，高压异常的存在既是烃源岩中烃类初次运移的重要动力，同时对泥页岩内部油气又具有较强的封盖作用。
(4)泥页岩的含油气性
岩石样品油水饱和度的测定需要新鲜岩心及时密封进行分析测试，从而保证分析结果的可靠性。2010年年底，在渤南洼陷罗69井沙三下亚段和沙四上亚段密闭取心221.56m，其中对沙三下亚段泥页岩样品进行大量含油、水饱和度的分析测试工作，从而为泥页岩含油气性的研究工作奠定了坚实的基础。
由于目前准确确定泥页岩的含油饱和度存在技术上的困难，以测定残余水饱和度(Sw)，并用l-Sw推算泥页岩的含油气饱和度，再与孔隙度的乘积换算出每单位岩石的含油气体积。根据分析测试及计算结果，罗69井沙三下亚段泥页岩含油气饱和度为18.5%～96.4%，每立方米岩石含油气体积为0.00259～0.14628m3，且具有一定的可动油气量，但分布范围较宽。为了明确含油气富集段的纵向分布，参考以往渤南洼陷层组划分原则，根据电性特征，可将渤南洼陷沙三下亚段细分为6个层组，从下而下分别为10、11、12上、12下、13上、13下。薄片、X衍射分析资料表明，10层组以层状灰质泥岩、泥质灰岩为主，在电阻率曲线上表现为锯齿状高阻特征；11层组以层状灰质泥岩为主，在电阻率曲线上表现为低阻特征；12上层组以纹层—层状泥质灰岩、层状泥质灰岩为主，夹薄层灰质泥岩，表现为圆弧状高阻特征；12下层组以纹层状泥质灰岩为主，夹层状泥质灰岩、纹层—层状泥质灰岩，表现为剪刀型高阻特征；13上层组为纹层状泥质灰岩、纹层—层状泥质灰岩，表现为山丘型高阻；13下层组为纹层—层状泥质灰岩、层一纹层状泥质灰岩，表现为电阻逐渐降低的低阻特征。
从罗69井沙三下亚段泥页岩含油气性纵向分布来看，12上-13上层组泥页岩孔隙度和含油气饱和度均较高，具有较高的单位岩石含油气量岩石类型主要以纹层状泥质灰岩为主，此种岩石类型为方解石和富含有机质泥岩互层，有机质含量高，有利于形成大量油气，方解石矿物晶间孔发育，是重要的储集空间，而且脆性矿物含量高，易形成裂缝，可有效沟通孔隙，形成网络状储存空间。相比较而言，10组、11组和13下层组泥页岩含油气性略差，且含油气和单位岩石含油气最饱和度低于其他层组，主要以层状泥质灰岩和灰质泥岩为主。
(5)泥页岩含油气性的测井响应
通过实际分析测试数据与测井资料相结合，将渤南洼陷沙三下亚段泥页岩含油气性的测井响应划分为4类不同级别。
高孔高阻类。在常规测井曲线上，自然电位(SP)异常幅度明显，自然伽马(CR)为中等值；声波测井(AC)和补偿中子测井(CNL)大，密度测井(DEN)小，说明物性较好；电阻(R)高，同时AC-R4(R4指4m底部电阻率梯度，4指的是电极距，单位为m)有明显交汇，说明含油性较好，定为Ⅰ类层，渤南洼陷工业性泥页岩油气流井主要发育于这种显示的井段，这类储层孔隙度为4%～13.6%，主要在12上-13上层组。
中孔中阻类。在12下和13上地层中扣除掉Ⅰ类储层后，电阻率相对较高。这类储层孔隙度为4.2%～8.7%，在常规测井曲线上，R、AC、CNL、DFN曲线值中等，SP无幅度差，说明物性较Ⅰ类差，油气充满度也稍微逊色于Ⅰ类层，定为Ⅱ类层。
低孔中阻类。在13下有一明显台阶，电阻率陡然下降，密度陡然升高，这是典型不含油的灰岩储层特征。这类储层孔隙度为2.4%～6.8%，在常规曲线上呈现密度高、声波中—低、自然电位无幅度差的特征，这说明这类储层灰质含量高，全岩矿物X射线衍射也证实该类储层为泥质灰岩。这类储层物性较低，电阻率中等，说叫油气充满度也不高，定为Ⅲ类层。
低孔中阻类。在10-11层组主要发育这类储层，孔隙度为2.2%～10%。在常规测井曲线上AC、CNL、CR高，DEN低，说明泥质含量较高，从而R偏低、SP无幅度差。从常规曲线来看，这类储层泥质含量高，物性差，油气充满度低，但从地化资料分析来看，有机碳和生烃潜量均较高，表明含油气性很好，所以还有一定资源量，定为Ⅳ类层。
由于渤南洼陷沙一段和沙四上亚段泥页岩的含油、水饱和度尚未进行分析测试，对沙三下亚段泥页岩含油气性的研究工作为下一步渤南洼陷在沙一段和沙四上亚段泥页岩油气的勘探提供了参考。

(1)泥页岩油的含义

泥页岩油是指储存于富有机质、纳米级孔径为主泥页岩地层中的石油。泥页岩既是石油的烃源岩，又是石油的储集岩。泥页岩油以吸附态和游离态形式存在，一般油质较轻，黏度较低。主要储集于纳米级孔喉和裂缝系统中，多沿片状层理面或与其平行的微裂缝分布。富有机质泥页岩一般在盆地中心大面积连续聚集，整体普遍含油，资源规模大页岩油“核心区”评价的关键包括储集空间分布、储集层脆性指数、泥页岩油黏度、地层能量和富有机质页岩规模等。页岩气的成功开采为页岩油开采提供了技术参考，水平井体压裂、重复压裂等“人造渗透率”改造技术，是实现泥页岩油有效开发的关键技术。泥页岩油资源中，凝析油或轻质油可能是实现工业开采的主要类型。凝析油和轻质油分子直径为0.5～0.9nm，理论上讲，其在地下高温高压下页岩纳米级孔喉中更易十流动和开采。

(2)泥页岩油分布区基本特征

泥页岩油在聚集机理、储集空间、流体特征，分布特征等方面与源储分离的常规石油和近源聚集的致密岩油具有明显差异(表4.18)，但与泥页岩气则有更多相似之处。有利页岩油分布区主要有以下特征。

表4.18 泥页岩油主要地质参数统计表

续表

A.源储一体，滞留聚集

泥页岩油是典型的源储一体、滞留聚集、连续分布的石油聚集富有机质泥页岩既是生油层，也是储集层。与泥页岩气不同，页岩油主要形成于有机质演化的液态烃生成阶段。在富有机质泥页岩持续生油阶段，石油在泥页岩储集层中滞留聚集，只有在泥页岩储集层自身饱和后才向外溢散或运移。因此，处在液态烃生成阶段的富有机质泥页岩均可能聚集泥页岩油。目前在北美海相地层和中国陆相地层中已有泥页岩裂缝油出现，但未见基岩页岩油发现的报道。

B.富有机质，成熟度较高

富含有机质是泥页岩富含石油的基础，高产富集泥页岩油层TOC值一般大于2%，R_O值一般为0.7%～2.0%，形成轻质油和凝析油。有利于开采。

C.发育纳米级孔喉、裂缝系统

一般泥页岩发育毫米—厘米级纹层。泥页岩油储集层中广泛发育纳米级孔喉，孔径主要为50～300nm，局部发育微米级孔隙，孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔、晶间孔等，微裂缝在泥页岩油储集层中也非常发育，类型多样，以未充填的水平层理缝为主，干缩缝次之，近断裂带处发育直立或斜交的构造缝。大部分泥页岩发育较好的片状结构，有黏土矿物片状结构、碳酸盐片状结构、有机质片状结构、黄铁矿等多种类型，泥页岩油广泛赋存于这些片状层理面或与其平行的微裂缝中。

D.储集层脆性指数较高

脆性矿物含量是影响泥页岩微裂缝发育程度、含油性、压裂改造方式的重要因素、页岩中高岭石、蒙脱石、水云母等黏土矿物含量越低，石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝，利于泥页岩油开采。中国湖相富有机质泥页岩脆性矿物含量总体较高，可达40%以上，如鄂尔多斯盆地延长组长7段湖相页岩石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量平均达41%，黏土矿物含量低于50%，长72亚段和长73亚段泥页岩中黄铁矿的含量较高，平均为9.0%。

E.地层压力大、油质轻

泥页岩油富集区位于已大规模生油的成熟富有机质泥页岩地层中，一般地层能量较高，压力系数可达1.2～2.0，也有少量低压地层，如鄂尔多斯盆地延长组压力系数仅为0.7～0.9；油质一般较轻，原油密度为0.70～0.5g/cm³，黏度为0.7～20.0mPa·s。高气油比，在纳米级孔喉储集系统中更易于流动和开采。

F.大面积连续分布，资源潜力大

泥页岩油分布不受构造控制，无明显圈闭界限，含油范围受生油窗富有机质泥页岩分布控制，大面积连续分布于盆地坳陷或斜坡区。泥页岩生成的石油较多地滞留于泥页岩中，一般占总生油量的20%～50%，资源潜力较大。如鄂尔多斯盆地中生界长7段页岩中富集页岩油层段(集中分布于长72下段和长73大部)初步估算泥页岩油可采资源量达10×10⁸～15×10⁸t北美海相泥页岩分布面积大、厚度稳定、有机质丰度高、成熟度较高，有利于轻质和凝析泥页岩油的生成。

(3)富有机质泥页岩沉积模式

泥页岩可形成于海相、海陆过渡棚和陆相沉积环境中，富有机质黑色页岩的形成需具备两个重要条件：高生产力，丰富的有机质供给：有利于沉积有机质保存、聚积与转化的条件。

富有机质黑色页岩的沉积模式主要有4种：海(湖)侵模式、水体分层模式、门槛模式和洋流上涌模式。在陆相湖盆内，只发育湖侵、水体分层和门槛3种模式。湖侵模式是指相对湖平面上升，导致深水区形成大面积缺氧环境，有机质得以埋藏、保存而形成黑色页岩(密集段)，在坳陷湖盆的展布规模一般较大(图4.15a)。水体分层模式是指在温度、盐度或其他差异作用下，汇水盆地上下水体循环受阻，导致局部低洼滞水区形成缺氧环境，形成富有机质黑色页岩，水体分层是富有机质页岩形成的最主要形式、门槛沉积模式分为高门槛和低门槛两种，这主要是针对水体深度面作的区分。高门槛模式是指在断陷湖盆(图4.15b)和前陆湖盆(图4.15c)等深水湖盆内，由于受“门槛”阻挡，外源水体无法影响盆地深部水体，进而水体分层形成缺氧环境，发育黑色页岩。门槛模式则是指在水体很浅的滞水区内(如沼泽)，由于生物分解大量耗氧，导致水体呈还原环境，进而保存高等植物有机质形成煤系页岩的沉积模式，门槛模式的最大特征是无水体分层。

湖平面周期性的波动过程中，水体深度和沉积物输入速率具有周期性变化的特征，导致沉积剖面上有机碳总量规律变化。层序边界处水体较浅，沉积物堆积速度快且氧化作用活跃，剖面上往往出现有机碳总量最小值。在最大湖泛面附近，沉积物供应速度慢，为欠补偿沉积段，有机质相对富集，常出现有机碳总量最大值，即密集段是层序中最有利的富有机质页岩层段，但并非所有湖盆的最大湖泛面附近皆可形密集段。陆相湖盆由于盆地类型和演化阶段不同，加之湖盆面积小、多物源、湖平面变化等因素，富有机质页岩在层序内的纵向分布较为复杂，中国东部断陷湖盆密集分布于高位体系域下部，也可分布于湖侵体系域；中西部盆地主要分布于湖侵体系域。中国陆相优质油源岩常与凝灰岩共生，如鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地青山口组一段、渤海湾盆地沙河街组三段和四段、准噶尔盆地平地泉组、三塘湖盆地芦草沟组等，均广泛发育薄层—纹层状凝灰岩，常见颜色为浅灰色、浅黄色、紫红色等，单层厚度一般为10～100mm，最厚可达数米。凝灰岩可能主要来自火山喷发，具有序纹层结构、大气降落等明显沉积特征，同期活跃的区域构造活动可能是页岩沉积期最大湖泛的主要动力因素，同期频繁的火山喷发、湖底热等活动，共同促进了富氧有机质页岩的大规模形成。

图4.15 陆相湖盆黑色页岩沉积模式图

中国陆相富有机质黑色页岩类型多，时代跨度大，分布范围广，为页岩油气形成提供了良好的物质基础。湖相富有机质黑色页岩形成于二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪、古近纪和新近纪的陆相裂谷盆地坳陷盆地：二叠系湖相富有机质黑色页岩发育在准噶尔盆地，分布于准噶尔盆地西部—南部坳陷，包括风城组、夏子街组、乌尔禾组3套泥页岩。三叠系湖相页岩发育在鄂尔多斯盆地，其中长7段、长9段页岩最好，分布于盆地中南部，侏罗系在中西部地区为大范围含煤建造，但在四川盆地为内陆浅湖—半深湖相沉积，中-下侏罗统发育自流井组页岩，在川中、川北和川东地区广泛分布。白垩系湖相页岩发育在松辽盆地，包括下白垩统青山口组、嫩江组、沙河子组和营城组页岩，在全盆地分布。古近系湖相页岩在渤海湾盆地广泛发育，以沙河街组一段、三段、四段为主，分布于渤海湾盆地各凹陷，黄骅和济阳坳陷还发育孔店组页岩。湖相富有机质黑色页岩为中国陆上松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等大型产油区的主力油源岩。

(4)泥页岩油母质类型与地球化学特征

中同陆相富氢有机质页岩主要发育在半深湖—深湖相沉积环境，以Ⅰ型和ⅡA型干酷根为主，易于生油；泥页岩成熟度普遍较高，R_O值一般为0.7%～2.0%，处于生偏轻质石油阶段；页岩有机质丰度较高，总有机碳含量一般在2.0%以上，最高可达40%；形成商业性页岩油气的有效页岩厚度一般大于10m；沉积有机质的划分可有效确定富有机质泥页岩的分布。

泥页岩内赋存的烃类包括气态烃、轻质油气3部分，用S₁值(游离烃含量)、氯仿沥青“A”含量和TOC值衡量页岩油含量时，结果有一定差异。S₁值无法反映原油中重质部分的含量，氯仿沥青“A”含量不能反映C₁₄烃类的含量，二者的观测值均低于实际残留油量，且受成熟度影响大，在度量泥页岩油含量时需进行必要的校正；TOC值相对稳定，并与S₁和氯仿沥青“A”有较好的相对关系，可用于泥页岩含油量评价。如鄂尔多斯盆地中生界长7段页岩 S₁值、氯仿沥青“A”含量与TOC值呈很好的正相关关系。还有其他一些指标也可用于页岩油含量的度量，如黄铁矿含量常与泥页岩油含量正相关。

陆相泥页岩层系油源岩中，纹层状泥页岩与块状泥岩在各种地球化学指标上差异较大，以鄂尔多斯盆地长7段为例，大量测试分析显示(表4.21)，长7段页岩有机质丰度和生烃潜力远大于泥岩。泥页岩生烃潜力是泥岩的5～8倍。长7段黑色页岩TOC值平均高达18.50%，约是泥岩的5倍：泥页岩S₁值平均为5.24mg/g，是泥岩的5倍以上；页岩的S₂值(热解烃含量)平均为58.63mg/g，为泥岩的8倍多；而且泥页岩的氢指数、有效碳、降解率等参数均大于泥岩。富有机质泥页岩不但是长7段最主要的生油岩，也是泥页岩油主要的储集岩。

表4.21 鄂尔多斯盆地长7段页岩与泥岩地球化学参数

(5)泥页岩油聚集空间类型与纳米级孔演化模式

近年来，国内外学者尝试使用高精度设备开展了大量泥页岩微孔隙和微裂缝表征方面的工作。利用氩离子切割、双离子束激光切割等制样设备，3DX射线微米CT和纳米CT、场发射扫描电镜、环境扫描电镜、原子力显微镜、透射电子显微镜等高分辨率观测设备，结合能谱、二次电子和背散射图像，实现了泥页岩内部孔隙和矿物成分三维石布图像重构。邹才能等利用场发射扫描电镜和纳米CT扫描重构了四川盆地海相泥页岩的孔隙结构，在中国含油气储集层中首次发现了纳米级孔喉系统。

泥页岩是指由粒径小于0.0039mm的碎屑、黏土、有机质等组成具页状或薄片状层理、容易碎裂的一类细粒沉积岩，常见的页岩类型有黑色页岩、碳质页岩、硅质页岩、铁质页岩、钙质页岩等。页岩矿物成分复杂，碎屑矿物包括石英、长石、方解石等。含量一般超过40%；黏土矿物有蒙脱石、伊蒙混层、伊利石、高岭石等；黄铁矿单体或集合体常与干酪根有机质共生。页岩层理结构十分发育，发育碳酸盐—石英—长石—黏土矿物—有机质—黄铁矿“三元”结构(图4.16)或黏土矿物—有机质—黄铁矿、碳酸盐—石英—长石—有机质—黄铁矿“二元”结构，不同矿物组成、岩性组合常相互叠合、共生分布。

中国富有机质黑色泥页岩储集空间包括微米级孔隙、纳米级孔喉和微裂缝，以纳米级孔喉为主，微米级孔隙和微裂缝次之。纳米级孔喉主要为黏土矿物晶间孔、自生石英粒间孔.晶间孔、长石粒间孔、碳酸盐晶间孔、黄铁矿晶间孔等，孔径一般为小于500nm，局部发育微米级孔隙(图4.16c-d)。黏土矿物主要为伊蒙混层矿物、伊利石和绿泥石(图4.16e、f)，晶间孔以片状为主，绝大多数为纳米级孔喉。白云石、方解石、菱铁矿等矿物，以及石英、钾长石、斜长石等碎屑矿物在页岩中也非常发育，常呈纹层状与黏土矿物相互叠合分布(图4.16c)。黄铁矿呈草莓状集合体分散或团簇或沿裂缝呈长条形产出，晶形完好，发育纳米级晶间孔，常与有机质伴生叠置(图4.16c-d)；泥页岩油储集层中，有机质演化程度相对较低，尚未达到生气窗，有机质内纳米级孔隙的贡献有限，如鄂尔多斯盆地长7段泥页岩内有机质孔多为狭长缝状，发育于有机质与基质边界，孔隙宽50～200 nm(图4.16h)；微裂缝按成因可分为成岩微裂缝和构造微裂缝两类：前者主要为纹层间微裂缝(图4.16a)在不同成分纹层间均有发育，微裂缝较窄，宽度一般在1～10μm，易于顺层延续；后者主要为斜交微裂缝(图4.16b)，缝面较平直，常见纹层错断，缝内常充填自生碳酸盐、黄铁矿等。

据泥页岩成岩物理模拟实验、纳米级孔喉定量分析等研究，中国湖相富有机质泥页岩(Ⅰ型干酪根)孔隙演化模式实验发现，大孔(孔径大于50nm)、中孔(孔径为2～50nm)和微孔(孔径小于2nm)的比孔容随温度增加呈现不同的变化趋势。大孔的比孔容随模拟实验温度和压力增加先增加后降低，微孔和中孔的比孔容先降低后增加。整个生排烃过程残留烃的含量是变化的，即随温度增加先增加后减小，在约 350℃时达到最大(150mg/g)，这与前人研究提出的残留烃存在一个门限值(100mg/g)的观点不同。

实际上，泥页岩有机质类型、残留烃排烃方式、排烃压力等均可能对排烃产生一定影响，尚需深入研究。

(6)泥页岩油的形成机制

页岩在不同成熟阶段产出油气的机制不同。未成熟有机质泥页岩可形成“人造油”，成熟有机质泥页岩地下形成泥页岩油，高过成熟有机质泥页岩形成页岩气，可分别称为成熟“人工”页岩油、成熟泥页岩油、高熟泥页岩气(图4.17)。

图4.16 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩微观照片

图4.17 泥页岩层系油气聚集模式

尽管泥页岩生成烃类已被公认，但对泥页岩内残留烃量和滞留机理却存在不同认识。多数学者认为泥页岩中烃类的释放和排出包括两个过程：烃类从干酪根中热演化生成释放过程和生成烃类在泥页岩内部的初次运移，而对于这两个过程哪个是关键至今还存在很大分歧。有学者认为干酪根中烃类释放是关键，液态烃释放受干酪根吸附和烃类在干酪根网络中的散作用控制；还有学者认为烃源岩的岩性组合、有效运移通道、烃源岩内压力分布以及微裂缝发育程度等因素起控制作用。泥页岩内滞留油气取决于干酪根的化学性质和生成油气的体积与组成，而油气的体积与组成又取决于干酪根的性质和二次裂解反应。泥页岩中烃类滞留机理不仅决定烃类在泥页岩中的残留数量和排烃数量，还控制了滞留烃类二次裂解形成泥页岩气的潜力。很多学者对泥页岩内烃类滞留机理进行了探讨，比较有代表性的理论包括干酪根吸附机理、聚合物溶解机理、排烃门限理论等，这些理论在一定程度上解释了干酪根性质对油气滞留的影响，对油气排烃过程产生的分馏效应也作了一定解释，但均存在一定局限性。

依据泥页岩矿物组成、有机碳和残留烃相关分析，结合场发射和环境扫描电镜下泥页岩孔隙和含油性观察，提出了泥页岩内部页岩油滞留聚集模式(图4.18)。残留液态烃主要以吸附态存在于有机质内部和表面，以吸附态和游离态存在于黄铁矿晶间孔内。同时，受泥页岩纳米孔喉连通程度、穿越孔喉的效应，源岩内部压差等限制，部分烃类滞留在泥页岩孔喉系统内，伴生气溶解在烃类中呈液态。由于黏土、石英、长石、白云石、方解石等矿物颗粒表面束缚水膜的存在，矿物基质纳米级孔喉中的液态烃主要呈游离态赋存，其次为吸附态。残留液态烃在微裂缝中主要以游离态形式存在。

(7)泥页岩油藏主要类型及其分布特征

东部断陷盆地特有的构造、沉积背景决定其发育多种类型的泥页岩油藏高频振荡导致泥—砂、盐—碳酸盐岩—泥—砂高频交互，有利于致密砂、泥页岩夹薄砂型、泥页岩夹碳酸盐岩型油藏的形成；苏北、江汉盆地及东濮凹陷呈现出复杂断块型，在构造复杂带裂缝发育，有利于形成泥页岩裂缝型油藏；江汉盆地、东濮凹陷盐岩广泛分布、有利优质烃源岩的发育和超压形成，盐间及盐—泥—砂相变带导致多种类型泥页岩油藏的形成。

图4.18 泥页岩油滞留聚集模式

东部断陷盆地发育3大类页岩油藏(表4.22)，不同类型泥页岩油藏在沉积相带、岩性组合、烃源条件、储集空间类型等方面具有各自不同的特征。盐间、高压裂缝型、泥页岩夹脆性层型是较有利的页岩油藏类型。

A.盐间型

储集空间以泥岩、白云岩裂缝为主。赋存于盐间泥页岩系统，发育于盐湖盆地，大量油气滞留在盐岩夹持的泥页岩中，裂缝发育。

B.泥页岩夹脆性层(薄砂层、白云岩层、灰岩层)型

储集空间以脆性夹层及页岩基质孔隙为主。泥页岩与薄砂层、灰岩和泥灰岩互层或夹层，往往发育于高频振荡期，前三角洲—半深湖相之间过渡区。

C.纯泥页岩型

储集空间以泥页岩裂缝为主，最常见平行或斜交层理的两类裂缝，平行层理裂缝在泥页岩中广泛发育，斜交层理裂缝往往发育于断裂发育区。

东部断陷盆地发育有盐和无盐两类湖盆，受沉积相控制，从凹陷边缘物源区(砂岩发育区)向湖中心沉积岩性在纵向上有序变化，有盐湖盆的沉积序列为常规砂岩—致密砂岩—页岩夹砂—云质泥岩—盐岩；无盐湖盆的沉积序列为常规砂岩—致密砂岩—页岩夹砂岩—泥岩—泥页岩+碳酸盐岩；受沉积相控制，湖中心区形成盐间高压泥页岩裂缝油藏、盐间高压泥页岩央薄砂岩裂缝型、盐间白云岩裂缝型、纯泥页岩型油藏，盐和常规砂岩过渡区发育泥岩夹页岩与薄砂岩、灰岩互层型、云质泥岩夹白云岩型油藏。

(8)泥页岩油资源量预测、评价与核心技术

泥页岩气的成功勘探开发，表明泥页岩不仅可作为烃源岩和盖层，还可成为储集层。但对于能否在页岩孔隙中寻找到页岩油，国内外尚未形成共识。目前世界上形成工业产量的页岩油绝大多数产自裂缝性泥页岩，真正的泥岩或页岩中尚无形成规模产量的报道。按照现有的生排烃理论，烃源岩生成的石油大约20%～50%会滞留下来，泥页岩油的资源潜力可能会远远超过致密岩油。

表4.22 东部断陷盆地古近系泥页岩油藏类型

中国泥页岩油勘探刚刚起步，缺少相应的产能数据，常用体积法进行地质资源量计算，即：

Q＝Shρq (1)

式中：Q为泥页岩油资源量.t；S 为泥页岩有效面积，m²；h 为页岩有效厚度，m；ρ为页岩密度，10³kg/m³；q为单位质量页岩总含油率，%，一般用氯仿沥青“A”含量或热解液态烃含量S₁进行计算。

根据公式估算中国主要盆地可采泥页岩油资源量大约为30×10⁸～60×10⁸t，目前这还只是一个参考数据和初步认识，未来资源量数据还会改变。

本节以鄂尔多斯盆地长₇段为例进行了页岩油资源规模研究。长₇段中下部发育的富有机质页岩是页油的主要富集层段，厚度较大，大面积分布，其中部长₇3 泥页岩累计厚度一般达10～18m，最厚可达25m中部长₇2泥页岩累计厚度一般为6～15m，最厚可达m。富集泥页岩油层段具有高有机碳、高黄铁矿含量S₁、高氯仿沥青“A”含量和高自然伽马值的“五高特征，TOC＞2%、R_O＞0.7%的泥页岩油富集有利区面积约为2×10⁴km²(图4.19)，初步估算泥页岩油可采资源量达10×10⁸～12×10⁸t。

发展页岩油应加深资源认识，找准页岩油富集的有利核心区，把“核心区”作为资源评价的最终目标。岩油“核心区”评价取决于5项关键指标：①有机质含量大于2%、有机质成熟度为0.7%～2.0%，可保证页岩中有足够含油量；②脆性矿物含量大于40%，黏土矿物含量小于30%，方可保证容易压裂形成裂缝统，脆性矿物含量高也容易发育天然裂缝：③泥页岩为压系统，方可保证有较大的天然能量，更有利于石油采；④较低的原油黏度，凝析油或轻质油更有利于石油在页岩纳米级孔喉中的流动，可保证泥页岩油开采的经济效益；⑤含油泥页岩具有一定体积规模，可保证能进行工业化作业和经济开采。

泥页岩气开发为泥页岩油发展提供了技术路线图和经验。展望页岩油开发核心技术，应包括泥页岩油资源评价方法、富有机质段测井评价、富有机质段平面地震叠前预测、水平井体积压裂、改造“天然裂缝”、注入粗颗粒“人造储集层”、注气形成高气油比技术、微地震监测、纳米油气提高采收率、工厂化作业模式等。在泥页岩气技术发展的基础上，对泥页岩油攻关，有可能形成针对泥页岩油的关键技术实现泥页岩油开发的工业化突破。

图4.19 鄂尔多斯盆地三叠系长₇段泥页岩油富集有利区分布

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定结县15284419720： 页岩油 - 页岩油是什?页岩油是什么 ？
鞠文迪尔： 页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源.其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油,也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源.通常有效的开发方式为水平井和分段压裂技术.在固体矿产领域页岩油是一种人造石油,是由页岩干馏时有机质受热分解生成的一种褐色、有特殊刺激气味的粘稠状液体产物.

定结县15284419720： 页岩气及其特点 - ？
鞠文迪尔： 页岩气是指赋存于富有机质页岩及其夹层中,以吸附和游离状态为主要赋存方式的非常规天然气,是一种清洁、高效的能源资源.与其他类型天然气藏相比,页岩气具有如下显著特点: 1)页岩气主要分布于富有机质泥页岩地层中,由地层中有...

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鞠文迪尔： 沉积岩层,也就是沉积岩中的页岩 页岩气,是从页岩层中开采出来的一种非常重要的非常规天然气资源.页岩气的形成和富集有着自身独特的特点,往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中.

定结县15284419720： 页岩气是什么含义? - ？
鞠文迪尔： 页岩气,是从页岩层中开采出来的天然气,是一种重要的非常规天然气资源.页岩气的形成和富集有着自身独特的特点,往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中.较常规天然气相比,页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的...

定结县15284419720： 含油气的页岩一般有有哪些 - ？
鞠文迪尔： 你想问的是页岩层中可开采的能源吧.1、页岩气2、页岩油3、油页岩 主要是根据页岩中有机质成熟度不同,因此不一样.至于你说的 泥页岩 , 是个笼统的说法,意思为由泥岩和页岩组成的岩石.祝好!

定结县15284419720： 常规与非常规油气地质异同 - ？
鞠文迪尔： 常规与非常规油气地质特征在圈闭条件、储层特征、源储配置、成藏特征、渗流机理、分布和聚集等方面与传统石油地质学存在明显差异(表1-3). 图1-5 全球油气田发现与储量规模变化 图1-6 全球油气田发现地表条件统计表1-3 非常规石...

定结县15284419720： 这种页岩的化学成分是什么? - ？
鞠文迪尔： 属油页岩页岩常见类型有:①黑色页岩.含较多的有机质.②碳质页岩.含有大量已碳化的有机质,常见于煤系地层的顶底板.③油页岩.含一定数量的沥青,黑棕色,浅黄褐色等,层理发育,燃烧有沥青味. ④硅质页岩.含有较多的玉髓、蛋白石等.⑤铁质页岩.含少量铁的氧化物、氢氧化物等.多呈红色或灰绿色.在红层和煤系地层中较常见.

定结县15284419720： 页岩气是什么,主要成分是什么,在什么地方有,用途 - ？
鞠文迪尔： 主要成分是烷烃,其中甲烷占绝大多数,另有少量的乙烷、丙烷和丁烷,此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气,以及微量的惰性气体,如氦和氩等.页岩气是从页岩层中开采出来的天然气,主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,页岩...

定结县15284419720： 什么是形形色色的储层? - ？
鞠文迪尔： 石油是一种深埋地下的液体矿床.在地层压力下,能像喷泉一样从地下通过油井喷出地面,或像水井的水一样从井底被人们抽提上来.石油储藏在地下具有孔隙、裂缝或孔洞的岩石中,储藏石油的岩石就是油层. 岩石的种类很多,已经被人们认...

定结县15284419720： 油页岩是能源吗?它是什么啊? - ？
鞠文迪尔： 油页岩 oil shale 干馏后可获得页岩油的高灰分致密薄层状可燃有机岩.又称油母页岩.呈淡褐色到暗褐色,暗淡无光泽.能按层分裂成薄片.可直接点燃,燃烧时发出沥青臭味.页岩油经炼制可获汽油、煤油、柴油、润滑油和石蜡等.一般认为...