CN109100375B - 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置 - Google Patents

用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN109100375B
CN109100375B CN201810980492.3A CN201810980492A CN109100375B CN 109100375 B CN109100375 B CN 109100375B CN 201810980492 A CN201810980492 A CN 201810980492A CN 109100375 B CN109100375 B CN 109100375B
Authority
CN
China
Prior art keywords
shale oil
sample
kerogen
nano
rock sample
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201810980492.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109100375A (zh
Inventor
王晓琦
金旭
孙亮
李建明
刘晓丹
焦航
袁懿琳
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Priority to CN201810980492.3A priority Critical patent/CN109100375B/zh
Publication of CN109100375A publication Critical patent/CN109100375A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109100375B publication Critical patent/CN109100375B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G01N23/02—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material
    • G01N23/04—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and forming images of the material
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G01N23/22—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by measuring secondary emission from the material
    • G01N23/2206—Combination of two or more measurements, at least one measurement being that of secondary emission, e.g. combination of secondary electron [SE] measurement and back-scattered electron [BSE] measurement
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G01N23/22—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by measuring secondary emission from the material
    • G01N23/225—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by measuring secondary emission from the material using electron or ion
    • G01N23/2251—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by measuring secondary emission from the material using electron or ion using incident electron beams, e.g. scanning electron microscopy [SEM]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2223/00—Investigating materials by wave or particle radiation
    • G01N2223/03—Investigating materials by wave or particle radiation by transmission
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2223/00—Investigating materials by wave or particle radiation
    • G01N2223/07—Investigating materials by wave or particle radiation secondary emission
    • G01N2223/071—Investigating materials by wave or particle radiation secondary emission combination of measurements, at least 1 secondary emission

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)

Abstract

本发明实施例提供一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置，该方法包括：确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；在页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；获取各个薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；将待评价纳米助剂附着在多个薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，各薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；获取热处理后的各个薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；根据第一扫描透射电子显微镜图像和第二扫描透射电子显微镜图像，确定各薄片样品在内部微观结构上的变化，进而确定待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。

Description

用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置。
背景技术
中国页岩油资源丰富，技术可采资源量43.52亿吨(EIA，2015)，是重要的接替领域。页岩油的突破将使我国成为能源大国，降低原油对外依存度。目前，针对我国大多数地区页岩油部分层系高TOC的特点，美国壳牌石油公司的油页岩地下原位转化/改质技术被引入中国，将用于页岩油地下原位转化/改质。原位转化/改质技术被认为是开采页岩油最有潜力的技术，该技术有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、较低污染等技术优点。
纳米催化剂可以提高反应速度、增加反应效率、降低反应温度等。近年来，金属纳米粒子催化剂、带有衬底的金属纳米粒子催化剂、半导体纳米粒子催化剂等已在催化加氢、光催化、污染物降解、催化制氢等各种化学化工领域应用，取得了非常好的效果。另外，石墨烯基的催化剂、乳液催化剂在原油降粘等领域取得了新的研究进展，井下注入纳米催化剂，在地下进行原位热催化，成为一种可能。而纳米催化剂的使用将大大提高地下原位改质的效率，提高干酪根裂解的速度与效率，是原位改质技术重要的研发方向之一。
然而，目前没有能从微观尺度对纳米催化剂对干酪根热催化过程表征的方法。
发明内容
本发明实施例提供了一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，以解决现有技术中无法对纳米催化剂对干酪根热催化过程表征的技术问题。该方法包括：
确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；
获取多个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
获取热处理后的各所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化，
根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
本发明实施例还提供了一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，以解决现有技术中无法对纳米催化剂对干酪根热催化过程表征的技术问题。该装置包括：
位置确定模块，用于确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
取样模块，用于在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；
第一图像获取模块，用于获取各个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
第一热处理模块，用于将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
第二图像获取模块，用于获取热处理后的各个所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
第一结构分析模块，用于根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化；
第一评价模块，用于根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法。以解决现有技术中无法对纳米催化剂对干酪根热催化过程表征的技术问题。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述任意的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法的计算机程序。以解决现有技术中无法对纳米催化剂对干酪根热催化过程表征的技术问题。
在本发明实施例中，通过从页岩油岩石样品上切取多个薄片样品，进而获取各个薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像，然后，将待评价纳米助剂附着在各个薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，各薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致，以便观察单一环境参数变化对热处理的影响，再获取热处理后的各薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；最后，根据第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各个薄片样品在内部微观结构上的变化，即通过对比第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，可以确定出在不同测试环境下在热处理过程中各个薄片样品在内部微观结构上的变化，各个薄片样品在内部微观结构上的变化即可用于确定出在热处理过程中待评价纳米助剂所起的作用。相对于现有技术，本申请可以实现在微观角度上确定出纳米助剂对干酪根热催化过程所起的作用。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1是本发明实施例提供的一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法的流程图；
图2是本发明实施例提供的一种干酪根表面SEM图A、切出的干酪根薄片样品图B、表面附着纳米颗粒的干酪根表面示意图C、表面附着纳米颗粒的干酪根薄片样品示意图D；
图3是本发明实施例提供的一种表面附着纳米颗粒的干酪根表面的SEM图；
图4是本发明实施例提供的一种表面附着纳米颗粒的干酪根薄片样品的STEM图；
图5是本发明实施例提供的一种评价用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的流程图；
图6是本发明实施例提供的一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置的结构框图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
在本发明实施例中，提供了一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，如图1所示，该方法包括：
步骤101：确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
步骤102：在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品(即片状样品)；
步骤103：获取各个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
步骤104：将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
步骤105：获取热处理后的各个所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
步骤106：根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化；
步骤107：根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，通过从页岩油岩石样品上切取多个薄片样品，进而获取各个薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像，然后，将待评价纳米助剂附着在各个薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，各薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致，以便观察单一环境参数变化对热处理的影响，再获取热处理后的各薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；最后，根据第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各个薄片样品在内部微观结构上的变化，即通过对比第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，可以确定出在不同测试环境下在热处理过程中各个薄片样品在内部微观结构上的变化，各个薄片样品在内部微观结构上的变化即可用于确定出在热处理过程中待评价纳米助剂所起的作用。相对于现有技术，本申请可以实现在微观角度上确定出纳米助剂对干酪根热催化过程所起的作用。
具体实施时，可以通过以下步骤制作页岩油岩石样品：
①选取一块页岩油储层岩石，一般为黑色高TOC(总有机碳含量)泥岩，TOC一般大于6％；
②将页岩油储层岩石精细切割、表面抛光、表面离子抛光后，制作成表面光滑的页岩油岩石样品，如图2中A图所示。
具体实施时，页岩油岩石样品制作完成之后，通过以下步骤在页岩油岩石样品中确定干酪根的位置：
获取所述页岩油岩石样品的背散射图像；例如，将页岩油岩石样品置于扫描电子显微镜内，页岩油岩石样品的表面镀导电层(例如，碳)，利用背散射探头(CBS)获取页岩油岩石样品的背散射图像。
在所述背散射图像中，将黑色区域确定为干酪根的位置(如图2中A图所示的矩形区域)，具体的，干酪根在电镜背散射探头下表现为黑色的组分，干酪根的尺寸尽量大于10微米×5微米，干酪根可以为I型干酪根、Ⅱ型干酪根或Ⅲ型干酪根，所述干酪根的成熟度为镜质体反射率在0.1％～2.5％范围内。
具体实施时，确定出页岩油岩石样品中干酪根的位置后，可以采用电子束-聚焦离子束双束扫描电镜(FIB-SEM)来切取多个薄片样品，其安装有纳米机械手，具有微加工功能，例如，利用离子束切薄片、提取以及焊接功能，利用纳米机械手在页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品，将薄片样品分别固定到单独的支架上。所述离子束可以是镓离子束、氩离子束等。
具体实施时，如图2中B图所示，所述薄片样品的长度范围可以为5微米～20微米，高度范围可以为5微米～20微米，厚度范围可以为50纳米～300纳米。
具体实施时，切取薄片样品后，通过以下步骤将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上：
将所述待评价纳米助剂分散在液相溶剂中；具体的，该液相溶剂可以为水相溶剂或有机溶剂，当液相溶剂为有机溶剂时需要多做一步空白对比，即先表征有机溶剂对干酪根的作用。
将所述薄片样品浸泡在分散有待评价纳米助剂的液相溶剂中，或将分散有待评价纳米助剂的液相溶剂喷涂在所述薄片样品的表面上，使得待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，如图2中D图所示，在室温下干燥后，即可以对附着有待评价纳米助剂的各个薄片样品进行热处理测试。
具体实施时，在将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理的过程中，各薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致，以便观察单一不同环境参数对热处理的影响，例如，所述测试环境的环境参数可以包括：温度、压力以及维持热处理气氛的气体的百分含量。当测试时，针对各个测试环境，可以从温度、压力以及维持热处理气氛的气体的百分含量中选择任意一个环境参数变化，其他环境参数均保持一致，例如，各个测试环境之间只有温度的数值不同，各个测试环境之间压力以及维持热处理气氛的气体的百分含量的数值均一致，具体的，可以是三种测试环境的压力值一致，均为N2气氛，三种测试环境的温度值分别为250℃、300℃、350℃。
具体实施时，测试环境在温度、压力、气氛条件等环境参数下，模拟地下的条件或加热管路附近的条件。所述不同温度范围可以为60～500℃，所述不同压力范围可以为0.1～1000个大气压(约0.01～100MPa)，所述的气氛主要调控水蒸汽、氧气、氮气、硫化氢等气体含量。
具体实施时，根据第一扫描透射电子显微镜图像和第二扫描透射电子显微镜图像(如图4所示)，可以确定各薄片样品热处理前后在内部微观结构上发生的变化，例如，灰度的变化、孔隙的产生、孔隙率的变化、裂缝的产生、裂缝的变化等。
具体实施时，纳米助剂主要的作用，基本上都是用于催化裂解，使干酪根薄片样品在热处理时加速生排烃，即内部的长链大分子催化断链裂解生烃。灰度的变化、孔隙的产生均对应于上述催化裂解过程，孔隙率的变化、裂缝的产生、裂缝的变化同样反映裂解的程度，例如，有裂缝产生时表明裂解反应剧烈，该纳米助剂催化裂解能力强。
具体实施时，除了通过薄片样品的内部微观结构上的变化来确定待评价纳米助剂在热处理中所起的作用，在本实施例中，还可以通过页岩油岩石样品的表面结构变化来确定待评价纳米助剂在热处理中所起的作用，例如，上述用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法还包括：
针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一扫描电子显微镜图像；具体的，为了最大限度地降低了非均质性对取样的影响，在该步骤中可以取上述页岩油岩石样品切取薄片样品后剩余的部分来获取页岩油岩石样品第一扫描电子显微镜图像，即从同一个微米尺度的有机质颗粒上提取一系列的干酪根薄片样品，可以用剩余的颗粒获取第一扫描电子显微镜图像来用于研究表面。
将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品依次放置在各所述薄片样品热处理的测试环境下进行热处理；
每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二扫描电子显微镜图像；
根据所述第一扫描电子显微镜图像和所述第二扫描电子显微镜图像，确定所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化；
根据所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
具体实施时，将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上可以采取与薄片样品相似的方式，即将待评价纳米助剂分散在液相溶剂中，然后，将所述页岩油岩石样品浸泡在分散有待评价纳米助剂的液相溶剂中，或将分散有待评价纳米助剂的液相溶剂喷涂在所述页岩油岩石样品的表面上，使得待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上，如图2中C图所示，待干燥溶剂后，对附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品进行热处理。
具体实施时，在对附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品进行热护理的过程中，将附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品依次放置在各所述薄片样品热处理的测试环境下进行热处理，例如，薄片样品热处理的测试环境分别为温度250℃、300℃、350℃，此时，附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品先在250℃的测试环境下进行热处理，再在300℃的测试环境下进行热处理，最后在350℃的测试环境下进行热处理。
在每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二扫描电子显微镜图像(如图3所示)，根据第一扫描电子显微镜图像和第二扫描电子显微镜图像的对比，即可以确定出在不同测试环境下页岩油岩石样品的表面结构变化，根据该表面结构变化可以确定出在热处理中待评价纳米助剂所起的作用。
具体实施时，表面结构变化主要有：表面孔隙的变化，反映为一个平面上的凹坑变多，如果从一个完整的干酪根颗粒变为多孔状，说明纳米助剂起到了催化裂解作用，出现该作用可能对应于一个温度范围，过低不出现变化，过高干酪根可能直接出现石墨化而非多孔状。纳米助剂主要起加速裂解，降低裂解温度作用，使用纳米助剂后裂解程度随温度、时间变化而变化。
具体实施时，在本实施例中，还可以实现根据页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物，来确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用，例如，上述方法还包括：
在将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上之前，针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一红外光谱和第一拉曼光谱；
在每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二红外光谱和第二拉曼光谱；
根据所述第一红外光谱、所述第一拉曼光谱、所述第二红外光谱和所述第二拉曼光谱，确定所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物；
根据所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
例如：室温至250℃阶段，热解数据为：S1＝0.12mg/g,S2＝0.28mg/g，表明产物主要为轻质油，碳数在16以下的烷烃、环烷烃等；250℃至400℃阶段，热解数据为：S1＝0.21mg/g,S2＝3.52mg/g，产物主要为碳数在20以下的烷烃、环烷烃、芳香烃等。纳米助剂主要作用还是加速裂解，降低裂解温度，可以与不加助剂的样品进行对比，判断加速程度与降低裂解温度的幅度。
具体实施时，可以通过傅里叶红外(FT-IR)光谱仪(其具有表面反射模式)获取上述第一红外光谱和第二红外光谱；可以通过拉曼(Raman)光谱仪(例如，扫描电镜内部搭载的拉曼光谱仪)获取上述第一拉曼光谱和第二拉曼光谱。
具体实施时，根据第一红外光谱与所述第二红外光谱对比、所述第一拉曼光谱与所述第二拉曼光谱对比，可以确定出不同温度下的热处理中，红外光谱与拉曼光谱上峰的变化，进而判断出生排烃过程与产物。
具体实施时，上述待评价纳米助剂可以为纳米催化剂或纳米导热剂。具体的，纳米催化剂为具有催化活性的纳米颗粒，可以是贵金属纳米颗粒，可以是半导体纳米颗粒，还可以是负载在其他基底上的纳米颗粒，主要起到在加热条件下加速裂解或提高裂解效率的作用；纳米导热剂是辅助导热的纳米颗粒，如石墨烯纳米颗粒等。
具体实施时，上述热处理过程的测试环境可以利用通有气氛的管式炉或其他可控制气氛的加热仪器来实现，对薄片样品和页岩油岩石样品进行加热处理，模拟页岩油地下原位改质的过程。该部分为测试的核心，可以改变测试环境的环境参数有升温曲线、气氛气体百分含量、压力等。
具体实施时，上述页岩油岩石样品可以是各种类型的富有机质泥页岩岩石样品，例如，油源岩、气源岩和油气源岩，包括海相、陆相烃源岩。
具体的，以下以松辽盆地达11井页岩原位加热改质实验为例，描述上述用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法的工作流程，如图5所示，该流程包括以下步骤：
①选取一块富有机质黑色页岩，TOC为8.5％，成熟度镜质体反射率Ro为7.1％。
②进行样品制作，切割页岩得到0.5cm*0.5cm*0.5cm的页岩样品薄片(即上述页岩油岩石样品)，然后进行表面机械抛光，最小抛光剂砂粒至0.5微米(Leica EM TXP精研一体机，0.5微米研磨片)，然后进行氩离子表面抛光(Leica RES 102)，5kV 2.2mA，离子枪倾角2°，抛光4小时，得光滑表面。页岩样品表面镀碳导电层，置于聚焦离子束扫描电镜(FEIHelios 650)样品仓内，用背散射探头(CBS)成像，根据背散射图像获得样品中干酪根分布的SEM图像(即上述第一扫描电子显微镜图像)，找到大的干酪根颗粒。
③利用聚焦离子束扫描电镜的纳米机械手附件(FEI Easylift)，在页岩样品中的干酪根颗粒处切取三个薄片样品，并分别固定到三个单独的支架上，薄片样品的尺寸约5μm*4μm*200nm，厚度为200nm。
④对切出的三个薄片样品分别进行STEM成像，获得初始的干酪根薄片图像(即上述第一扫描透射电子显微镜图像)；将之前镀过碳，切出过薄片样品的页岩样品表面再次用离子抛光，除掉导电层；对页岩样品表面用FT-IR(Bruker VerTew 70v)进行表面傅里叶红外光谱测试，得红外光谱(即上述第一红外光谱)；用Raman光谱仪(WiTec RISE)选同一个有机质颗粒进行Raman测试，得Raman光谱(即上述第一拉曼光谱)。
⑤将0.05g直径约100纳米的CuO纳米颗粒(即上述待评价纳米助剂)在100ml去离子水中超声分散，将上述④中的页岩样品、用STEM表征完的三个薄片样品进行快速浸没在分散有CuO纳米颗粒的去离子水中，然后在室温下干燥除水。
⑥将三个薄片样品分别在N2气氛下分别在250℃、300℃、350℃的测试环境下加热处理2h。
⑦对热处理后的各薄片样品再依次进行STEM成像，即获取各薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像。将上述岩石样品在同样的N2气氛下在250℃加热处理2h，然后拍SEM图像，即在该次热处理后获取岩石样品的第二扫描电子显微镜图像，取出后做FT-IR与Raman测试，即在该次热处理后获取第二红外光谱和第二拉曼光谱；再在300℃加热处理2h，然后拍SEM图像(即在该次热处理后获取岩石样品的第二扫描电子显微镜图像)，取出后做FT-IR与Raman测试(即在该次热处理后获取第二红外光谱和第二拉曼光谱)；再在350℃加热处理2h，然后拍SEM图像，即在该次热处理后获取岩石样品的第二扫描电子显微镜图像，取出后做FT-IR与Raman测试，即在该次热处理后获取第二红外光谱和第二拉曼光谱。
⑧综合热处理前后的SEM图像(即第一扫描电子显微镜图像和所述第二扫描电子显微镜图像)，确定岩石样品在热处理前后的表面结构变化；综合热处理前后的STEM图像(即各薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像)，确定热处理前后各薄片样品在内部微观结构上的变化；综合热处理前后的红外、拉曼光谱(即第一红外光谱、所述第一拉曼光谱、所述第二红外光谱和所述第二拉曼光谱)的变化，确定页岩样品在生排烃不同阶段的产物。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，如下面的实施例所述。由于用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置解决问题的原理与用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法相似，因此用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置的实施可以参见用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图6是本发明实施例的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置的一种结构框图，如图6所示，该装置包括：
位置确定模块601，用于确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
取样模块602，用于在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；
第一图像获取模块603，用于获取各个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
第一热处理模块604，用于将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
第二图像获取模块605，用于获取热处理后的各个所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
第一结构分析模块606，用于根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化；
第一评价模块607，用于根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
在一个实施例中，所述位置确定模块，包括：
背散射图像获取单元，用于获取所述页岩油岩石样品的背散射图像；
位置确定单元，用于在所述背散射图像中，将黑色区域确定为干酪根的位置。
在一个实施例中，上述装置还包括：
第三图像获取模块，用于针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一扫描电子显微镜图像；
第二热处理模块，用于将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品依次放置在各所述薄片样品热处理的测试环境下进行热处理；
第四图像获取模块，用于每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二扫描电子显微镜图像；
第二结构分析模块，用于根据所述第一扫描电子显微镜图像和所述第二扫描电子显微镜图像，确定所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化；
第二评价模块，用于根据所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
在一个实施例中，上述装置还包括：
光谱获取模块，用于在将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上之前，针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一红外光谱和第一拉曼光谱；
所述光谱获取模块，还用于在每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二红外光谱和第二拉曼光谱；
产物确定模块，用于根据所述第一红外光谱、所述第一拉曼光谱、所述第二红外光谱和所述第二拉曼光谱，确定所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物；
第三评价模块，用于根据所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
在另外一个实施例中，还提供了一种软件，该软件用于执行上述实施例及优选实施方式中描述的技术方案。
在另外一个实施例中，还提供了一种存储介质，该存储介质中存储有上述软件，该存储介质包括但不限于：光盘、软盘、硬盘、可擦写存储器等。
本发明实施例实现了如下技术效果：通过从页岩油岩石样品上切取多个薄片样品，进而获取各个薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像，然后，将待评价纳米助剂附着在各个薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，各薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致，以便观察单一环境参数变化对热处理的影响，再获取热处理后的各薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；最后，根据第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各个薄片样品在内部微观结构上的变化，即通过对比第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，可以确定出在不同测试环境下在热处理过程中各个薄片样品在内部微观结构上的变化，各个薄片样品在内部微观结构上的变化即可用于确定出在热处理过程中待评价纳米助剂所起的作用。相对于现有技术，本申请可以实现在微观角度上确定出纳米助剂对干酪根热催化过程所起的作用。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (16)

1.一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，包括：
确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；
获取各个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
获取热处理后的各个所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化，各所述薄片样品在内部微观结构上的变化包括：灰度的变化、孔隙的产生、孔隙率的变化、裂缝的产生以及裂缝的变化；
根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
2.如权利要求1所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，确定页岩油岩石样品中干酪根的位置，包括：
获取所述页岩油岩石样品的背散射图像；
在所述背散射图像中，将黑色区域确定为干酪根的位置。
3.如权利要求1所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，包括：
将所述待评价纳米助剂分散在液相溶剂中；
将所述薄片样品浸泡在分散有待评价纳米助剂的液相溶剂中，或将分散有待评价纳米助剂的液相溶剂喷涂在所述薄片样品的表面上。
4.如权利要求3所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，所述液相溶剂为水相溶剂或有机溶剂。
5.如权利要求1所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，所述测试环境的环境参数包括：温度、压力以及维持热处理气氛的气体的百分含量。
6.如权利要求1至5中任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，还包括：
针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一扫描电子显微镜图像；
将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品依次放置在各所述薄片样品热处理的测试环境下进行热处理；
每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二扫描电子显微镜图像；
根据所述第一扫描电子显微镜图像和所述第二扫描电子显微镜图像，确定所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化；
根据所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
7.如权利要求6所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，还包括：
在将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上之前，针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一红外光谱和第一拉曼光谱；
在每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二红外光谱和第二拉曼光谱；
根据所述第一红外光谱、所述第一拉曼光谱、所述第二红外光谱和所述第二拉曼光谱，确定所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物；
根据所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
8.如权利要求1至5中任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，所述薄片样品的长度范围为5微米～20微米，高度范围为5微米～20微米，厚度范围为50纳米～300纳米。
9.如权利要求1至5中任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，所述干酪根包括I型干酪根、Ⅱ型干酪根或Ⅲ型干酪根，所述干酪根的成熟度为镜质体反射率在0.1％～2.5％范围内。
10.如权利要求1至5中任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法，其特征在于，所述待评价纳米助剂为纳米催化剂或纳米导热剂。
11.一种用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，其特征在于，包括：
位置确定模块，用于确定页岩油岩石样品中干酪根的位置；
取样模块，用于在所述页岩油岩石样品的干酪根处切取多个薄片样品；
第一图像获取模块，用于获取各个所述薄片样品的第一扫描透射电子显微镜图像；
第一热处理模块，用于将待评价纳米助剂附着在多个所述薄片样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的各所述薄片样品分别放置在不同的测试环境下进行热处理，其中，各所述薄片样品所处的测试环境之间只有一个环境参数的数值不同，其他环境参数的数值一致；
第二图像获取模块，用于获取热处理后的各个所述薄片样品的第二扫描透射电子显微镜图像；
第一结构分析模块，用于根据所述第一扫描透射电子显微镜图像和所述第二扫描透射电子显微镜图像，确定各所述薄片样品在内部微观结构上的变化，各所述薄片样品在内部微观结构上的变化包括：灰度的变化、孔隙的产生、孔隙率的变化、裂缝的产生以及裂缝的变化；
第一评价模块，用于根据各所述薄片样品在内部微观结构上的变化确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
12.如权利要求11所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，其特征在于，所述位置确定模块，包括：
背散射图像获取单元，用于获取所述页岩油岩石样品的背散射图像；
位置确定单元，用于在所述背散射图像中，将黑色区域确定为干酪根的位置。
13.如权利要求11或12所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，其特征在于，还包括：
第三图像获取模块，用于针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一扫描电子显微镜图像；
第二热处理模块，用于将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上，将附着有待评价纳米助剂的所述页岩油岩石样品依次放置在各所述薄片样品热处理的测试环境下进行热处理；
第四图像获取模块，用于每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二扫描电子显微镜图像；
第二结构分析模块，用于根据所述第一扫描电子显微镜图像和所述第二扫描电子显微镜图像，确定所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化；
第二评价模块，用于根据所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的表面结构变化，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
14.如权利要求13所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价装置，其特征在于，还包括：
光谱获取模块，用于在将所述待评价纳米助剂附着在所述页岩油岩石样品的表面上之前，针对所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处，获取所述页岩油岩石样品的第一红外光谱和第一拉曼光谱；
所述光谱获取模块，还用于在每次热处理后，获取所述页岩油岩石样品中切取所述薄片样品的干酪根处的第二红外光谱和第二拉曼光谱；
产物确定模块，用于根据所述第一红外光谱、所述第一拉曼光谱、所述第二红外光谱和所述第二拉曼光谱，确定所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物；
第三评价模块，用于根据所述页岩油岩石样品在生排烃不同阶段的产物，确定所述待评价纳米助剂在热处理中所起的作用。
15.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至10任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法。
16.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至10任一项所述的用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法的计算机程序。
CN201810980492.3A 2018-08-27 2018-08-27 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置 Active CN109100375B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810980492.3A CN109100375B (zh) 2018-08-27 2018-08-27 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810980492.3A CN109100375B (zh) 2018-08-27 2018-08-27 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109100375A CN109100375A (zh) 2018-12-28
CN109100375B true CN109100375B (zh) 2021-07-02

Family

ID=64851211

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810980492.3A Active CN109100375B (zh) 2018-08-27 2018-08-27 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109100375B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112345316B (zh) * 2019-08-09 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 一种拓印荧光测试页岩油岩石含油性的方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7461693B2 (en) * 2005-12-20 2008-12-09 Schlumberger Technology Corporation Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids
CN104533364B (zh) * 2014-11-24 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种稠油及超稠油油藏的地下加氢催化改质开采方法
CN108152315B (zh) * 2017-11-14 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种干酪根生油能力的微观评价方法及其系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN109100375A (zh) 2018-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108896592B (zh) 页岩油地下原位加热改质过程中干酪根的测试方法及装置
Blinn et al. Raman spectroscopic monitoring of carbon deposition on hydrocarbon-fed solid oxide fuel cell anodes
Homborg et al. Application of transient analysis using Hilbert spectra of electrochemical noise to the identification of corrosion inhibition
Hackley et al. A review of spatially resolved techniques and applications of organic petrography in shale petroleum systems
Yang et al. Classification and the developmental regularity of organic-associated pores (OAP) through a comparative study of marine, transitional, and terrestrial shales in China
CN109100375B (zh) 用于页岩油地下原位改质的纳米助剂的评价方法及装置
CN108152315B (zh) 一种干酪根生油能力的微观评价方法及其系统
Vafaie et al. Experimental investigation of the pore structure characteristics of the Garau gas shale formation in the Lurestan Basin, Iran
Popovic et al. Reconstruction of Copper Nanoparticles at Electrochemical CO2 Reduction Reaction Conditions Occurs via Two‐step Dissolution/Redeposition Mechanism
Valentine et al. Hydrous pyrolysis of New Albany Shale: A study examining maturation changes and porosity development
CN106290133B (zh) 一种评价油管点蚀行为的图像测量方法
CN103308372B (zh) 基于透射电子显微镜的t91钢老化评级方法
Hu et al. Development of an SEM image analysis method to characterize intumescent fire retardant char layer
CN104820085B (zh) 含油有效储集空间和含油孔径下限的测定方法与测定系统
Zhang et al. Heterogeneous development of micro-and meso-pores in shale kerogen: New insights from chemical structure analysis
Chai et al. Formation damage of sandstone geothermal reservoirs: During decreased salinity water injection
CN109253956B (zh) 一种致密岩心孔隙连通性分析方法
De Gregorio et al. The structure and distribution of carbon in 3.5 Ga Apex chert: Implications for the biogenicity of Earths oldest putative microfossils
Potapov et al. Mechanisms of soot thermal decomposition: Reactive molecular dynamics study
CN109142187A (zh) 基于贵金属纳米粒子注入的非常规储层有效孔隙测试方法
Mikolajczuk et al. Physicochemical characterization of the Pd/MWCNTs catalysts for fuel cell applications
Jolivet et al. Quantitative imaging of carbon in heterogeneous refining catalysts
Schiffbauer et al. Paleobiological applications of focused ion beam electron microscopy (FIB-EM): an ultrastructural approach to the (micro) fossil record
CN112304837B (zh) 一种判断页岩油储层有机质微观赋存结构的方法
CN113758791B (zh) 岩石的力学参数确定方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant