1. 实验室简介

页岩气实验室目前ISOSORP-HP III Static磁悬浮天平高压等温吸附仪，拥有ASAP2020比表面积测定仪、AUTO Pore 9500全自动压汞仪、SPEC核磁共振岩样分析仪、PorePDP-200覆压孔隙度渗透率测量仪五台（套）仪器设备。可以对地质样品（页岩、泥岩、砂岩、煤、单矿物等）、人工合成样品的0.35nm至微米级孔隙进行分析测定，对样品孔隙体积、比表面积、孔径分布、孔隙度、渗透率等参数进行定量评价；对地质样品和人工合成样品在0-70MPa压力范围内特定气体（甲烷、氮气、超临界二氧化碳）的吸附性能进行定量评价。

2. 仪器设备简介

仪器名称：ISOSORP-HP III Static磁悬浮天平高压等温吸附仪

生产厂家：德国Rubotherm公司

引进时间：2014年6月

主要技术指标： 仪器可测压力范围为0-70Mpa；温度范围为-20-200℃；可测吸附气体有CH₄、N₂、超临界CO₂等。

主要功能及应用：通过测定样品在特定温、压条件下气体吸附前后的重量变化，定量评价样品的气体吸附性能，具有测定压力上限高、可测腐蚀性气体的特点。可对页岩在7000米深度以内的地质条件下对于特定气体的吸附能力进行定量评价。

安放地点: 212室

配套设施：无

仪器名称：ASAP 2020比表面积测定仪

生产厂家：美国Micromeritics公司

引进时间：2013年12月

主要技术指标：测试介质为氮气、二氧化碳等，测试压力范围1×10^-9-0.1MPa。

主要功能及应用：利用低温气体吸附受孔隙特征影响的原理，对样品中的微孔（<2nm）、中孔(2-50nm)特征进行分析，对其比表面积、孔隙体积、孔径分布进行定量评价，是目前国际上通用的页岩样品微孔-中孔特征定量评价方法。

安放地点: 212室

配套设施：样品液态烃驱除前处理实验室

仪器名称：SPEC-PMR核磁共振岩心分析仪

生产厂家：北京SPEC公司

引进时间：2013年11月

主要技术指标：

主要功能及应用：利用氢原子核磁共振现象，对饱和水处理后岩心样品中的氢原子量进行测定，对岩心样品的孔隙特征进行定量评价。该仪器的优点是快速测定，并对岩心样品无损害，样品可回收做其他测试。

安放地点: 212室

配套设施：岩心真空饱和仪、岩心高压饱和仪

仪器名称：AutoPore Ⅳ 9500全自动压汞仪

生产厂家：美国Micromeritics公司

引进时间：2013年12月

主要技术指标： 拥有1个高压站与2个低压站； 3种膨胀计可测25mm直径岩心或粉末样品；低压站压力范围 1.38KPa-310KPa，高压站最高压力至 228MPa。

主要功能及应用：利用汞金属不润湿的液体特性，通过常压至高压条件下的压汞、退汞曲线，对地质样品的大孔（>50nm）、中孔（2-50nm）特征进行分析，对孔隙度、渗透率进行定量评价，是岩石样品孔隙度的传统测定方法，也是目前认可度最高、准确性最好的孔隙度测定方法。

安放地点: 300室

配套设施：岩心洗油前处理实验室

仪器名称：PorePDP-200 覆压孔隙度渗透率测量仪

生产厂家：美国岩心公司

引进时间：2018年9月

主要功能及应用：该仪器按照美国石油学会岩石孔隙度渗透率测量标准API RP-40设计，是国际通用的岩石孔隙度、渗透率测量设备，可模拟0-3000米埋深的覆压条件（覆压0-70MPa），并测量页岩、致密砂岩等低孔渗样品在该条件下的孔隙度、渗透率。该设备的孔隙度测量范围为0.01-40%，渗透率测量范围为0.00001-10md。

安放地点： 108室

配套设施：岩心线切割机

3.样品分析须知

说明：所有实验室基于在实验室人员的指导下协助完成，如果完全委托本实验室进行，个别分析项目价格需协商定价。此分析价格不包含某些特殊样品前处理费用（例如碎样、有机物提取等），另外在同样条件下本实验室优先安排本单位样品，如外部加急样品，需协商定价。

4. 联系我们

李靖：博士，助理研究员，地球化学专业。主要从事页岩孔隙结构特征和气体吸附性能研究，目前负责磁悬浮天平重量法高压等温吸附仪、ASAP2020比表面积测定仪、AUTO Pore 9500全自动压汞仪、SPEC核磁共振岩样分析仪、覆压孔隙度渗透率测量仪的日常维护、维修及样品分析工作。办公室：502室   E-mail: lj1926@lzb.ac.cn  联系电话：0931-4960862

近三年来利用页岩气实验室数据发表的部分文章：

1.      Jianjun Liang, Bihong He, Ping Li, Jie Yu, Xiaolan Zhao, Hanyu Wu, Jing Li, Yubing Sun, Qiaohui Fan. Facile construction of 3D magnetic graphene oxide hydrogel via incorporating assembly and chemical bubble and its application in arsenic remediation. Chemical Engineering Journal, 2019, 358: 552-563. (IF: 6.735)

2.      Liang, J.J., Li, P., Zhao, X.L., Liu, Z.Y., Fan, Q.H.*, Li, Z., Li, J.X., Wang, D.Q., Distinct interface behaviors of Ni(II) on graphene oxide and oxidized carbon nanotubes triggered by their different topological aggregations. Nanoscale, 2018, 10, 1383-1393. (IF: 7.233)

3.      Zhifu Wei, Yongli Wang, Gen Wang, Zepeng Sun, Liang Xu. Pore characterization of organic-rich Late Permian Da-long Formation shale in the Sichuan Basin, southwestern China. Fuel, 2018, 211:506-511. (IF: 4.908)

4.      Jing Li, Shixin Zhou, Garri Gaus, Yuanju Li, Yu Ma, Kefei Chen, Yuhong Zhang. Characterization of methane adsorption on shale and isolated kerogen from the Sichuan Basin under pressure up to 60 MPa: Experimental results and geological implications. International Journal of Coal Geology, 2018, 189: 83-93. (IF: 4.130)

5.      Wu H, Qiang S, Fan Q, et al. Exploring the relationship between Th(IV) adsorption and the structure alteration of phlogopite. Applied Clay Science, 2018. 152: 295-302. (IF: 3.641)

6.      Shuang Yang, Guojun Chen, Chengfu Lv, Chao Li, Na Yin, Fei Yang, Lianhua Xue. Evolution of nanopore structure in lacustrine organic-rich shales during thermal maturation from hydrous pyrolysis, Minhe Basin, Northwest China. Energy Exploration & Exploitation, 2018, 36(2): 265-281. (IF: 1.204)

7.      Yu Ma, Shixin Zhou, Jing Li, Yuanju Li, Kefei Chen, Yuhong Zhang, Deliang Fu. Pyrolysis characteristics analysis of Chang-7 oil shale using thermal analysis and pyrolysis-gas chromatograph-mass spectrometry. Energy Exploration & Exploitation, 2018, 36(5): 1006-1021. (IF: 1.204)

8.      Zhao X, Wang Y, Wu H, et al. Insights into the effect of humic acid on Ni(II) sorption mechanism on illite: Batch, XPS and EXAFS investigations. Journal of Molecular Liquids, 2017, 248: 1030-1038. (IF: 4.513)

9.      Zhao X, Qiang S, Wu H, et al. Exploring the Sorption Mechanism of Ni(II) on Illite: Batch Sorption, Modelling, EXAFS and Extraction Investigations. Scientific Reports, 2017, 7(1): 84-95. (IF: 4.122)

10.   Wu C, Tuo J, Zhang L, et al. Pore characteristics differences between clay-rich and clay-poor shales of the Lower Cambrian Niutitang Formation in the Northern Guizhou area, and insights into shale gas storage mechanisms. International Journal of Coal Geology, 2017, 178:13-25. (IF: 4.130)

11.   Li Y, Zhou S, Li J, et al. Experimental study of the decomposition of acetic acid under conditions relevant to deep reservoirs. Applied Geochemistry, 2017, 84: 306-313. (IF: 3.088)

12.   Sun Z, Zhang H, Wei Z, et al. Effects of slick water fracturing fluid on pore structure and adsorption characteristics of shale reservoir rocks. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 51: 27-36. (IF: 2.803)

13.   Jing Li, Shixin Zhou, Yuanju Li, Yu Ma, Yanan Yang and Chengcheng Li. Effect of organic matter on pore structure of mature lacustrine organic-rich shale: A case study of the Triassic Yanchang shale, Ordos Basin, China. Fuel, 2016, 185: 421-431. (IF: 4.601)

14.   Jincai Tuo, Chenjun Wu, Mingfeng Zhang. Organic matter properties and shale gas potential of Paleozoic shales in Sichuan Basin, China. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016, 28: 434-446 (IF: 2.718)