非常规天然气地质学课程实验指导书

《非常规天然气地质学》课堂实验指导书课程中文名称：非常规天然气地质学课程英文名称：Unconventionalnaturalgasgeology课程编号：020060070适用专业：新能源科学与工程学时数：48学分数：3课程类别：专业课程应开课学期：第三学期实验一：煤、页岩与砂岩的标本与镜下观察实验/实践类型：操作型实验学时：2学时实验要求：培养观察、分析和动手能力一、实验/实践目的1．通过观察，认识四种煤岩成分和四种煤系类型。煤的肉眼研究是研究煤的一切方法的基础，通过对煤标本的系统鉴定和描述，进一步掌握煤的煤岩成分和宏观煤岩类型。了解割理等构造特征。2．通过观察煤的薄片，认识煤的显微组分。3.通过观察，认识页岩的基本特征及鉴定方法，学会利用页岩颜色分析、判断沉积环境。4.通过观察，认识砂岩的基本特征。二、实验/实践内容1．观察四种宏观煤岩成分：镜煤、亮煤、暗煤、丝炭的特征。观察四种宏观煤岩类型：光亮型煤、半亮型煤、半暗型煤、暗淡型煤的特征，以及与宏观煤岩成分的关系。观察割理等构造特征。2．观察煤的有机显微组分。3.观察页岩的颜色、成分、结构和构造。4.观察砂岩的颜色、成分、结构和构造。三、仪器设备德国莱卡DM4P型偏光显微镜、DFC550型摄像系统。四、实验/实践原理、方法、手段和步骤1．观察描述镜煤、亮煤、暗煤、丝炭的特征，记录描述光亮型煤、半亮型煤、半暗型煤、暗淡型煤的特征；2．观察描述煤的有机显微组分，割理发育特征；3.观察描述龙马溪页岩的特征。4.记录描述砂岩的特征。五、实验/实践结果处理1.记录描述镜煤、亮煤、暗煤、丝炭的特征，记录描述光亮型煤、半亮型煤、半暗型煤、暗淡型煤的特征。煤的宏观煤岩成分包括：镜煤、亮煤、暗煤、丝炭。镜煤：光亮、均一、常具有内生裂隙的宏观煤岩成分。识别标志：煤中颜色最黑，光泽最亮，成分均一，性脆，贝壳状断口，轮廓清晰，垂直于条带的内生裂隙发育。分布特征：一般以条带状、透镜状出现，厚度几mm至1~2cm亮煤：亮黑色、具微细层理的宏观煤岩成分。识别：一般呈黑色，表面隐约可见微细层理，光泽较强，仅次于镜煤。性质较脆，内生裂隙较发育，但弱于镜煤，结构不均一。分布：为煤层中最常见的煤岩成分，属于厚的分层甚至整个煤层。暗煤：暗淡、坚硬、表面粗糙的宏观煤岩成分。识别：灰黑色，光泽暗淡，内生裂隙不发育，断面粗糙，致密坚硬具韧性，不易破碎。含矿物质多，密度大，煤质差；含惰质组多，挥发份低，弱丝绢光泽，形成于氧化环境。含壳质组多，略带油脂光泽，挥发分和氢含量高，但比重往往较小。分布：常呈厚、薄不均的分层，也可以较厚分层出现或单独成层丝炭：丝绢光泽、纤维状结构、性脆的宏观煤岩成分。识别：外观像木炭，颜色黑灰或浅灰，纤维状结构，丝绢光泽，疏松多孔，无粘结性。质轻者性脆，易污手；质重者，被矿物充填。以具有植物细胞结构的丝质体和半丝质体为主。分布特征：一般以扁平透镜状分布，厚度1~2mm至几毫米，有时能形成不连续的薄层，个别地区，丝炭厚度可达几十cm以上。光亮煤:由镜煤和亮煤组成的、光泽最强的宏观煤岩类型。四种类型中光泽最强，与镜煤相近。由于成分较均匀，通常条带状结构不明显。具贝壳状断口，内生裂隙发育。显微镜下，镜质组一般大于80%，显微煤岩类型以微镜煤为主。半亮煤：主要由镜煤和亮煤组成的、光泽较强的宏观煤岩类型。常见的宏观煤岩类型。光泽较强，常以亮煤为主，也可夹暗煤和丝炭，条带状结构明显。内生裂隙发育，常具棱角状或阶梯状断口。以镜质组含量60~80%，以微镜煤、微亮煤和微惰煤为主。半暗煤：主要由暗煤和丝炭组成、光泽较弱的宏观煤岩类型。光泽较弱，常以暗煤为主，镜煤和丝炭成细条带、透镜状和线理状分布。内生裂隙不发育，断口参差不齐，硬度和韧性很大。镜质组含量40~60%，个别大于60%，但因矿物质含量高，而使得煤的相对光泽强度变弱。暗淡煤：由暗煤和丝炭组成的、光泽最弱的宏观煤岩类型。光泽暗淡，主要为暗煤，镜煤和亮煤含量小于20%，有时有少量丝炭和矿物质。通常成块状、致密、坚硬、韧性大、密度大，内生裂隙不发育。镜质组含量一般低于40%，惰质组含量可达50%以上。矿物质含量相对最高。2.记录描述煤的有机显微组分，割理发育特征。煤的显微煤岩组分可区分为镜质组、惰质组、壳质组和腐泥组。其中，三大有机显微组分在不同光学性质的显微镜下显示不同的识别特征，表现为：1）镜质组的识别特征：透光色为橙-橙红色；反射光下为灰色，无突起，油浸反射光下呈深灰色。煤级越高，反射色越浅，高煤级烟煤和无烟煤中呈白色；具弱荧光或不具荧光，其中基质镜质体的荧光性最为明显。结构镜质体（反射光）结构镜质体（透射光）2）壳质组的识别特征：透射光下透明，黄-红橙色，大多轮廓清楚；反射光下呈深灰色、正突起，随反射率增加，突起降低。油浸反射光下呈黑色到很暗的灰色。反射率在三大类中最低；具明显的荧光效应，荧光强度大于同一煤的镜质组。树脂体（透射光）树脂体（反射光）3）惰质组的识别特征：透射光下呈棕色、深棕色至黑色；三个组分中的反射率最大，反射色由浅灰、灰白、白色到黄白色，具正突起；无荧光或弱荧光；丝质体（透射光）丝质体（反射光）煤层的割理主要是由煤化作用过程中煤物质结构、构造等的变化而产生的裂隙。煤中割理，亦称内生裂隙，一般呈相互垂直的两组出现，且与煤层层面垂直或高角度相交。割理中的一组连续性较强、延伸较远的称面割理；另一组仅局限于相邻两条面割理之间的、断续分布的称端割理。面割理和限于面割理之间的端割理规则网状割理，面割理和端割理将煤体切割成立方体基质块3.记录描述，龙马溪页岩的特征。龙马溪页岩的特征：黑色页岩呈黑色、灰黑色，其不污手的特性来区别于炭质页岩，黑色页岩硬度小，多呈薄层状，发育水平层理。黑色页岩中多见笔石化石，矿物成分以石英和粘土为主，含微斜长石、钠长石、白云石、方解石和黄铁矿等矿物。页岩呈黑色，是因为存在有机质（炭质、沥青质）造成的。这种原生色往往表明岩石形成于还原或强还原环境中。水平层理由相互平行，并且平行于层面的纹层组成，是在比较稳定的水动力条件下，由悬浮搬运物质沉积而成，多在细粒的粉砂和泥质物中出现。4.记录描述砂岩的特征。砂岩描述举例：岩石呈灰绿色，中粒砂状结构，块状构造。碎屑在岩石中约占80%，碎屑粒径以0.3〜0.4mm为主，分选好，碎屑多为圆状、次圆状，磨圆好。碎屑成分主要为石英，石英微带浅红色，可能由于表面染有氧化铁薄膜之故。胶结物为硅质和海绿石，海绿石呈绿色，部分已风化成黄褐色之褐铁矿，含量分别5%和15%。初步定名：灰绿色中粒海绿石石英砂岩。中二叠统山西组“大占砂岩”，海陆过渡相沉积。岩石呈灰黑色，中细粒砂状结构，水平层理，块状构造，粒径以0.2-0.4mm为主，分选中等，碎屑多为次圆，磨圆中等。碎屑成分为石英、长石、云母。胶结物为钙质胶结，富含碳质碎屑，呈灰黑色，富含云母碎片。初步定名：中细粒长石石英砂岩。中二叠统下石盒子组“砂锅窑砂岩”，三角洲相含煤沉积，浅灰色厚层中粗粒长石石英砂岩，含菱铁质结核，硅、铁质胶结，岩性坚硬。下三叠统刘家沟组，紫红色粗粒石英砂岩。六、实验/实践注意事项1．观察的手标本应注意选择新鲜的手标本样品；2．注意正确使用显微镜；七、预习与思考题1．本实验中的煤样应该如何命名；2．页岩的颜色与沉积环境有和关系；实验二：有机碳含量测试和烃源岩评价实验/实践类型：操作型实验学时：2学时实验要求：培养观察、分析和动手能力一、实验/实践目的1.了解岩石中有机碳含量测定的基本原理和测定方法。2.了解碳硫分析仪的仪器结构和操作过程。3.针对给定的我国某盆地烃源岩地球化学测试分析数据，从有机质数量、有机质类型和有机质成熟度3个方面对烃源岩进行评价，初步掌握烃源岩评价的一般方法。二、实验/实践内容1．了解有机碳含量测定的基本原理和测定方法；2．初步掌握烃源岩评价的一般方法；三、仪器设备CS800型碳硫分析仪。四、实验/实践原理、方法、手段和步骤（一）TOC测定1.仪器标定根据样品类型选择高、中、低3种碳含量的标准样品进行测定，以碳含量髙的标样确定校正系数。测定3种标样的结果均应达到标准误差要求，否则应调整校正系数重新标定。然后取一经酸处理的空坩埚加人铁屑约l.0g、钨粒约l.0g，测定结果碳含量不大于0.01%。2.样品处理(1)将样品磨碎至粒径小于0.2mm(磨好的样品量一般不少于4g)，称取0.01〜1.00g试样（称准至0.000lg)。(2)在盛有样品的容器中缓慢加人过量的盐酸溶液，放在电热板上，控制温度在60〜80℃，溶样2h以上，直至反应完全为止。(3)将溶好的样品转移到置于抽滤器上的坩埚里，用蒸馏水洗净残留的酸液，按顺序放在坩埚架上。(4)将样品坩埚放人70〜80℃的烘箱内，烘干待用。3.样品测定在烘干的样品坩埚中加人铁屑约l.0g、钨粒约l.0g，并放置于碳硫分析仪的感应炉中，然后输人样品质童，按“分析键”进行样品测定，测定结果自动打印。（二）烃源岩的岩性特征烃源岩岩性与沉积有机质和还原环埦有密切联系。一般表现为粒细、色暗、亩含有机质和微体生物化石，常含原生分散状黄铁矿，偶见原生油苗。常见的烃源岩主要包括泥质岩类和碳酸盐岩类.从岩性特征上讲，暗色泥岩、页岩的有机质丰度高，生烃能力强；生物灰岩其次，泥灰岩、纯灰岩和白云岩差。（三）有机质丰度有机质的丰度是评价烃源岩优劣的一个重要方面，其主要指标为有机碳、氯仿沥青“A”和总烃的百分含童、生烃潜量(S1+S2)等。(1)有机碳(TOC)：基于沉积岩中原始有机质只有部分转化为油气并部分排出的前提，现今测定的残余总有机碳含量(TOC%)基本上可以反映原始有机质丰度。油气成因理论认为：烃源岩中只有很少一部分有机质转化成为油气并排出烃源岩，大部分仍残留在烃源岩中，同时由于碳是有机质中含量大、稳定程度高的元素，所以用残余有机碳来近似地反映烃源岩内的有机质含量。烃源岩中形成的烃类必须在满足了母岩本身吸附量以后才能被有效地排驱出去，所以作为烃源岩，确定有机碳下限值尤为重要，目前我国陆相泥质烃源岩的有机碳下限值多定为0.3%〜0.5%。而碳酸盐岩烃源岩有机碳下限标准仍是学术界争论的热点，其下限值可从0.5%低至0.1%以下，从目前看来，0.4%〜0.5%的下限值似乎为更多人所接受。总之，不同地区不同类型的烃源岩的有机质下限值仍然需要根据实际情况进行确定。(2)氯仿沥青“A”和总烃的百分含量：对岩石进行氯仿抽提可得到氯仿沥青“A”含量，即岩石中可抽提有机质的含量，将抽提物进行色层分离可得到总烃含童。它们可视为石油运移后残留下来的原石油，反映了有机质向石油转化的程度。因此，以有机碳丰度为基础，结合转化系数，就可以将有机质含量很高，但烃转化率并不高的碳质页岩和煤层与好的生油层区分开，好的生油层不仅有机质含量髙(>1%)，而且又有较高的烃转化率（总烃/有机碳>6%)。氯仿沥青由饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质4个族组分组成。总烃是指氯仿沥青“A”中饱和烃与芳香烃含量之和，其含量越高，说明原油和生油岩的母质类型越好，一般好生油岩总烃含量在50%以上；而胶质+沥青质含量越高，则原油和生油岩母质类型越差。随着烃源岩成熟度的增加，饱和烃和总烃会呈现出增高的趋势，而非烃趋于降低。沉积介质条件如沉积环境的还原性、古水体盐度等，都对烃源岩的族组成有一定程度的影响。(3)生烃潜量（S1+S2）：岩石热解分析能定量评价生油岩的生烃潜量。所谓生烃潜量就是烃源岩中的有机质在全部热降解完毕后所产生的油气量，即可溶烃(S1)+热解烃(S2)。通常，生烃潜量(S1+S2)大于5.0为好烃源岩，2.0〜5.0为较好烃源岩，0.5〜2为较差烃源岩，小于0.5为非烃源岩。一般情况下，生烃潜量随岩石的TOC增高而变大。另外，有机质的数量还与烃源岩层的厚度和平面展布有关。一般厚度大、平面分布广泛、烃源岩体积大，有机质总量就大。有机碳含量高的地区常常是原始有机质丰富、保存条件好的环境。但考虑到油气的初次运移，烃源岩的厚度也不是愈大愈好，而要有一个合适的排烃厚度以及与砂岩输导层的合理配置，才能有效地排烃，使其固有的油气生成潜能得到充分发挥一般我们将能生成并能排出烃类的源岩称之为有效烃源岩。（四）有机质类型有机质类型常从不溶有机质（干酪根）和可容有机质（沥青）的性质和组成进行评价。前者是有机质类型研究的主体，主要包括干酪根元素分析、光学分析、红外光谱分析以及岩石热解分析等。后者则包括烃源岩氯仿抽提中组分特征、饱和烃气相色谱特征、色谱-质谱分析鉴定的甾类和萜类等生物标志化合物的特征。(1)干酪根元素：干酪根作为一种高分子缩聚合物，不同于一般纯的有机化合物，没有固定统一的元素组成。用元素分析仪可测得干酪根的元素组成，因为干酪根大部分由C、H、O组成，所以用来解释元素分析结果的图主要是反映这些元素相互结合的变化情况。由于具有不同生烃潜能的不同类型干酪根，其H/C和O/C原子比不同，生烃潜能大的于酪根，H高O低，则H/C髙，O/C低；生油潜能小的，H低O髙，则H/C低，O/C高。可用干酪根H/C和O/C原子比来绘制范氏图以确定干酪根的类型.我国陆相烃源岩中干酪根类型的划分方案比较通用的是：I型为腐泥型，II型为混合型即中间型，II1型为腐殖腐泥型，II2型为腐泥腐殖型，III型为腐殖型。另外，还有IV型为煤质型。(2)干酪根显微组分：利用显微镜透射光，根据干酪根的透光色、形态及结构特征，可将干酪根划分为镜质组、惰质组、壳质组和腐泥组等显微组分.其中，腐泥组可进一步分为腐泥无定形体、藻类体和腐泥碎屑体；壳质组又可进一步细分为树脂体、孢粉体、木栓质体、角质体、菌抱体、壳质碎屑体和腐殖无定形体7种；镜质体可分为结构镜质体和无结构镜质体两种；惰质组含丝质体。通过干酪根镜下统计各类显微有机组分含量的百分比，并乘以相应的加权系数（镜质组-75、惰质组-100、壳质组+50和腐泥组+100)，可以求得干酪根的类型指数TI值。当TI≥80，干酪根为I型；TI在80〜40之间，为II1型；TI在40〜0之间，则为II2型，TI<0则为III型。(3)岩石热解分析：利用烃源岩评价仪（Rock-Eval)直接从岩样中测出所含的吸附烃(S1)、干酪根热解烃(S2)和二氧化碳（CO2)与水等含氧挥发物以及相应的温度。得出的氢指数（HI）、氧指数（OI）、生烃潜力（S1+S2）和最大热解峰温（Tmax）等参数可以快速地评价烃源岩，确定有机质类型、生油气潜力及油气转化率.氢指数与H/C原子比、氧指数与O/C取子比之间存在者良好的相关性，可直接绘制范氏图确定有机质的类型。其最大热解岭温（Tmax）和氢指数之间也存在相应的对应关系，同样可通过绘制范氏图来确定有机质类型。(4)可溶沥青分析：主要研究沥青组分中的烃类，特别是生物标志化合物。氯仿沥青“A”经色层分析可以得到饱和烃、芳香烃、胶质和沥資质。它们的相对含量是生油（气）母质和演化历史的反映。在成熟度不髙的有机质中，腐泥型有机质烃类含量高，饱和烃较丰富；相反，腐殖型有机质中富含芳烃、胶质和沥青质。各种组分的相对含量都可用于划分有机质类饱和烃气相色谱特征包括主峰碳位置和峰型、碳数范闱、姥鲛烷/植烷比值都可反映有机质的来源和形成环境，但基本不适用具有较高成熟度的母岩.色谱-质谱分析可鉴定甾类和萜类等生物标志化合物的种类和数量，这对判断母质的来源也有重要意义。（五）有机质的成熟度常用且较有效的评价有机质成熟度的方法：镜质体反射率（Ro）法、孢粉和干酪根的颜色法、岩石热解法、可溶有机质的化学法。另外，还可应用多种成熟度标尺等预测方法来估算烃源岩中有机质的成熟度。(1)镜质体反射率：也称为镜煤反射率（Ro），它是温度和有效加热时间的函数且具不可逆性，可定义为光线垂直人射时，反射光强度与人射光强度的百分比。镜质体反射率随成熟度而增加，是因为从化学结构看镜质组由缩合芳环束组成，随着成熟度的增加，芳环束逐渐结合成更大更规则的缩合芳香页片，定向有序排列，故引起其反射率升高，干酪根的类型不同其各成熟度阶段Ro值也有一定差别，Ro<0.5%为成岩作用阶段，有机质未成熟，0.5%<Ro<1.3%为深成作用阶段的成油主带，1.3%<Ro<2.0%为深成作用阶段的高成熟凝析油和湿气带为准变质作用阶段，有机质过成熟，为只产甲烷的干气带。(2)有机质颜色变化法：有机质的成熟度与颜色变化有一定的对应关系，颜色由浅到深的变化是由于芳核缩聚程度加大，碳化程度提高，对光吸收增强的结果。所以，干酪根的颜色可以作为判别成熟度的标志。在显微镜透射光下，孢子、花粉、藻类和干酩根的颜色，随着成熟度的提商，颜色均由浅变深，由黄色到褐色、黑色。(3)干酪根的元素原子比：研究干酪根的化学组成来判断其演化阶段是常用的方法。主要方法是元素分析法，其次，电子顺磁共振法和红外光谱法也能提供一些成熟度指标。从有机质演化机理可知，随着温度升高，杂原子的消除和烃类生成使H/C原子比值和O/C原子比值不断下降，据此可进行干酪根演化阶段的划分。(4)岩石热解法：用热解法可以得到产率指数（转化率）S1/S1+S2和最大裂解温度Tmax。随着生油岩不断深埋，经受了更高的温度，生烃摄不断增大，S1/S1+S2值随之加大，同时由于热稳定性较小的物质已经裂解，残留下来的是热稳定性较高的有机质，造成了Tmax不断向高温区位移，可用来确定生油岩的未成熟带、成油带和成气带。此种方法也受干酪根的类型影响。(5)沥青及烃类的演化指标：有机质转化率的氯仿沥青“A”/有机碳和总烃含量/有机碳是衡量单位有机质产烃量的标准，也是一个成熟度指标。随成熟度增加，烃源岩抽提物中总烃和氯仿沥育“A”的含量逐渐增加。这些比值，在浅处变化不大，到一定深度由低含量增大至最高含量，然后再下降。这正是我们常用以确定门限值、划分演化阶段、建立油气生成模式的基本数据。(6)甾萜化合物：留萜化合物的异构化、芳构化及热裂解是十分有效的成熟度指标。五、实验/实践结果处理（一）、烃源岩定性和定量评价步骤和方法(1)根据表5-1提供的有机碳和氯仿沥青“A”的资料，制作有机碳和氯仿沥青“A”含量百分比柱状图，作业图5-1、作业图5-2，评价有机质的丰度。(2)根据表5-2至表5-5提供的干酪根元素分析数据、干酪根显微组分数据、岩石热解分析数据和饱和烃气相色谱分析数据，制作范氏干酪根元素类型划分图（作业图5-3、作业图5-4)，划分和评价烃源岩的有机质类型，分析物质来源与沉积环境。(3)根据表5-6提供的Ro数据、表5-5饱和烃气相色谱分析数据、作业图5-3和作业图5-4，对烃源岩的成熟度进行评价。(4)综合前面的分析结果，对烃源岩进行总体评价。（二）、烃源岩评价1.有机质丰度评价根据表5-1所给的有机碳和氯仿沥青“A”数据制作有机碳和氯仿沥青“A”含量分布柱状图（作业图5-1、作业图5-2)，结合表5-4来自岩石热解实验的生烃潜量数据，描述该段烃源岩的丰度特征为：。2.有机质类型评价(1)根据表5-2所给的烃源岩干酪根元素分析数据，将数据投点到作业图5-3干酪根元素类型划分图上，显示该段烃源岩的有机质类型为：。(2)根据表5-3所给出的烃源岩干酪根显微组分鉴定数据，计算类型指数，划分干酪根类型，显示该段烃源岩的有机质类型为：。(3)根据表5-4所给出的烃源岩岩石热解实验分析数据，将数据投点到作业图5-4中HI-Tmax有机质类型判识图，显示该段烃源岩的有机质类型为：。3.有机质成熟度评价(1)根据表5-6所给的烃源岩镜质体反射率（Ro，%）数据，制作Ro随深度变化散点图（作业图5-5），显示该段烃源岩的成熟度特征为：。六、实验/实践注意事项1．TOC测试应主要实验安全；2．当不同指标出现不一致时应结合地质背景进行分析；七、预习与思考题1．决定烃源岩优劣的主要控制因素有哪些；2．为何要综合各种方法进行烃源岩评价；实验三：利用矿物成分三角图划分砂岩的类型实验/实践类型：操作型实验学时：2学时实验要求：培养观察、分析和动手能力一、实验目的1．了解利用石英、长石、岩屑三大矿物组分划分砂岩类型的基本原则；2．掌握应用Grapher软件绘制岩石矿物成分三角图的方法。二、实验内容1．了解矿物成分三角图绘制的基本原则；2．准备实验数据；3.用Grapher软件绘制矿物成分三角图。三、仪器设备Grapher8.0软件四、实验原理、方法、手段和步骤1.实验原理在三角图中，任意点三端元组分之和为100，即Q（石英）+F（长石）+L（岩屑）=100，图中各端元顶点的成分含量为100，其相对边含量则为0。数据点位置为沿两边所截取各端元数值点连线的交点。图1矿物成分三角图当数据点较多时，人工投点相当繁琐，容易出错。Grapher软件内置绘制三角图的插件能够对大量数据点进行处理，并投影到矿物成分三角图中，大大减轻科研工作负担。2.实验步骤(1)实验数据准备工作打开Grapher，从【File】菜单中选择【NEW】命令，在弹出的【New】对话框中选择【Worksheet】选项，点击【OK】生成新建数据窗口，将表中数据输入Worksheet并保存。表1砂岩矿物成分含量表图2Grapher软件中Worksheet界面(2)新建图形文件从【File】菜单执行【New】命令，在弹出的【New】对话框中选择【Plot】选项，点击【OK】弹出新的图形窗口。(3)绘制三角图从【Graph】菜单中执行级联菜单【SpecialtyGraph】-【TernaryDiagram…】命令，或单击工具条中命令按钮，弹出【OpenWorksheet】对话框，选择上一步骤输入的文件并【打开】，系统缺省生成如图所示的图形。图3系统缺省状态下生成的三角图(4)编辑三角图调出【ObjectManager】对话框，左键双击（TernaryPlot1）图形对象，弹出Ternary图形的【Properties】对话框中按图所示选定参数，选择【AutoUpdate】或点击【Apply】，系统生成岩石矿物三角图初始图形。图4参数设置窗口图5矿物三角图初始图形(5)调整坐标轴初始三角图的轴刻度、标注、轴名称与位置等不符合岩石三角图的一般习惯，必须进行调整。以X轴调整为例，鼠标左键双击X轴，弹出【Properties-XAxis】坐标属性对话框。坐标标注形式：在【Axis】选项卡中对【AxisLimits】组框按图所示设置参数，选择【AutoUpdate】或点击【Apply】，标注数字变为0–100。图6调整X轴标注形式窗口及生成的对应三角图坐标标题调整：在【Axis】选项卡中对【Title】组框设置参数<Title>为L，<Xoffset>为8.2，<Yoffset>为1.0，选择【AutoUpdate】或点击【Apply】，可修改标题名称和位置。图7调整X轴标题窗口及生成的对应三角图坐标刻度调整：在【TickMarks】选项卡中【Majorticks】和【Minorticks】设置<Showticksontop>、<Showticksonbottom>参数均为不显示。【TickLabels】选项卡取缺省参数不做修改。选择【AutoUpdate】或点击【Apply】，完成后X轴显示效果如图。图8完成X轴参数设置后生成的三角图Y轴（坐标轴标题：Q）、Z轴（坐标轴标题：F）调整的方法同X轴，但要注意，【Axis】选项卡中【Title】组框应正确设置Xoffset、Yoffset偏移值和角度值（Angle）等参数，完成后效果如图所示。图9完成X轴、Y轴和Z轴参数设置后生成的三角图(6)标准图版制作依据石油行业的岩石类型划分图版，点击窗口左侧的按钮，在图中画出岩性分区线，最终结果如下图。图9最终生成的矿物成分三角图(7)保存图件从【File】菜单中选择【Save】命令，在弹出的【Saveas】对话框中指定驱动器、路径和文件名称，点击【保存】即可保存已修改、编辑好的三角图。五、实验结果处理由于整个实验流程在Grapher8.0软件上执行，务必在绘图过程中对关键参数设置和中间结果进行截屏，以便于实验报告的撰写。六、实验注意事项1.X轴、Y轴和Z轴的标题位置要通过不断调整Xoffset、Yoffset偏移值和角度值（Angle）等参数以达到美观的效果。2.实验报告撰写上要求包含实验目的、实验内容以及实验步骤（包括参数设置及中间结果）七、预习与思考题1．本实验中的砂岩样品应该如何命名?2．三大矿物组分中哪种矿物的含量反映砂岩的成分成熟度？

实验四：煤与页岩的甲烷等温吸附实验实验/实践类型：操作型实验学时：2学时实验要求：培养观察、分析和动手能力一、实验/实践目的1．了解高压气体吸附仪的基本组成和工作原理；2．掌握富有机质岩石的甲烷吸附量测试的操作流程以及数据处理方法。二、实验内容1．认识高压气体吸附仪装置并了解其工作原理；2．掌握甲烷气体吸附量测试的操作流程；3.学会运用Excel软件对实验数据进行处理。三、仪器设备高压气体吸附仪、Excel软件。四、实验原理、方法、手段和步骤1．实验原理nexcessnnnexcess(P,T)代表在压力P和温度T下测定的过剩吸附量，n∞和PL分别代表兰氏体积和兰氏压力，ρg和ρa分别为甲烷游离相和吸附相的密度。2.实验方法高压气体吸附实验装置如图所示，主要由测量系统、供气系统和排空系统三部分组成。测量系统由样品室（samplecell）、参考室（referencecell）、压力传感器（pressuretransducer）和阀门（V4和V5）组成，供气系统主要由注射泵（syringepump）、甲烷气瓶、氦气气瓶、阀门（V1和V2）组成，而排空系统主要包括真空泵（vacuumpump）和阀门（V3）。图1高压气体吸附实验装置甲烷气体吸附实验通过逐步将甲烷气体从参考室转移到样品室，在这个过程中不断提高参考室中气体的压力，直到样品室中气体达到最终的平衡压力。样品吸附甲烷的物质的量为从参考室中转移来的甲烷的物质的量与孔隙中自由气体的物质的量的差值。获得的甲烷吸附等温线可以用Langmuir模型进行拟合。2．实验步骤(1)制备煤岩和页岩样品将煤岩和页岩样品粉碎为小于400μm（40目）的颗粒，并在105℃的真空干燥箱中干燥至少24小时。(2)空白吸附等温线的测定将直径已知的不锈钢钢珠装满样品室，打开阀门V5、V4，通入一定压力（20M