鄂尔多斯盆地中部延长组长7段致密储层成因及控制因素

鄂尔多斯盆地铁边城地区长7段储层总体上经历了压实、2期油气充注及其引发的2期成岩响应.砂岩厚度不同,油气充注与致密化过程也不同.研究表明:薄层砂体(0.5～2.6 m)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早期方解石胶结;厚层砂体(大于2.6 rn)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结—Ⅱ期油气充注—Ⅱ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早晚2期方解石胶结.富软碎屑砂岩仅受压实作用就可致密.除压实作用外,油气充注控制了储层的成岩过程.油气充注时,酸性流体溶蚀改造储层;成藏后,油水分异导致水层中的方解石沉淀填充孔隙而变致密,油层中水岩反应被抑制而残留孔隙.油气充注为方解石胶结提供了碳源,且与沉积差异一起控制了方解石胶结层的分布.沉积作用、压实作用、胶结作用及油气充注是长7段储层致密化的控制因素.     

用储层油气包裹体岩相学确定油气成藏期次—以鄂尔多斯盆地陇东油田为例

鄂尔多斯盆地陇东油田长3油层砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用等,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英、方解石和石膏为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体。第一期油气包裹体形成于早成岩阶段晚期埋藏成岩过程中,分布在石英和长石等矿物溶蚀孔隙、次生加大边底部和早期裂隙中,包裹体形态不规则,一般较小(多为3～8μm),为多相烃类包裹体。第二期油气包裹体形成于晚成岩阶段晚期盆地抬升阶段,分布在晚成岩阶段的晚期裂隙、硅质胶结物和亮晶方解石胶结物中,油气包裹体普遍含盐水,油、气、水相态边界清楚。研究认为,第一期油气包裹体代表了油气运移充注过程,而第二期油气包裹体代表了油气大规模聚集成藏过程。应用不同期次油气包裹体形成温度与储层沉积热演化史地质分析方法,确定本区油气充注运移时间约为122 Ma(早白垩世),而油气大规模聚集成藏时间约为80 Ma(晚白垩世晚期)。     

辽河西部凹陷雷家地区湖相碳酸盐岩流体充注期次

地质演化过程中,埋藏成岩阶段流体性质的变化控制着沉积岩石的物理化学反应,对储层物性的变化也起到一定的控制作用。通过对铸体薄片观察、阴极发光测试、扫描电镜分析、油气及盐水包裹体测试等资料进行综合研究,分析了辽河西部凹陷雷家地区湖相碳酸盐岩储层在埋藏成岩阶段经历的流体充注期次。该储层成岩作用主要有压实及压溶、溶蚀、胶结、交代作用。溶蚀及自生矿物胶结交代的先后顺序表明,雷家地区湖相碳酸盐岩经历了多期碳酸盐胶结物的胶结及溶蚀。对油气包裹体发育位置、荧光颜色、红外光谱及伴生盐水包裹体均一温度的综合分析表明,碳酸盐岩储层发育3期油气充注、1期热液充注。其中:第1期油气充注发生在亮晶白云石胶结之前,为沙三末期成藏;第2,3期油气充注发生在方沸石胶结之前,为东营组沉积时期成藏。     

松辽盆地梨树断陷十屋油田区营城组、沙河子组储层成岩作用分析

通过大量钻井岩心铸体薄片、扫描电镜、压汞、阴极发光、X-衍射、包裹体等分析,对松辽盆地梨树断陷十屋油田区沙河子组、营城组储层的成岩作用、成岩序列及孔隙演化进行了深入研究.该区主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用及构造破裂作用,其中对储层物性具建设性的作用主要有溶蚀作用和构造破裂作用,而具破坏性作用的主要有压实作用和胶结作用.砂岩储层孔隙类型主要为原生粒间孔、粒间溶蚀扩大孔及少量裂缝的组合,以溶蚀孔隙为主.建立了砂岩储层的成岩序列,即机械压实→石英、长石次生加大→构造破裂→长石等铝硅酸盐溶蚀→粒状方解石胶结→早期进油→破裂→第二期溶蚀→连晶方解石胶结→晚期油气充注.研究认为,影响本区储层储集性能的主控因素为储层的沉积环境、成岩作用、构造作用及油气充注等因素.      

齐古断褶带八道湾组砂岩储集层致密化—油气充注时序

为明确准噶尔盆地南缘齐古断褶带下侏罗统八道湾组砂岩储集层致密化及油气充注过程,综合应用铸体薄片图像分析、X射线衍射、场发射扫描电镜观察、流体包裹体分析等方法,结合烃源岩生烃和排烃史、地层埋藏史和热史模拟,对砂岩储集层的致密化过程以及孔隙演化史进行恢复,同时与油气充注史结合,探讨砂岩储集层致密化—油气充注时序对油藏类型的影响。结果表明,齐古断褶带八道湾组致密砂岩主要包括4个成岩相:石英次生加大—溶蚀相、杂基—强压实相、碳酸盐矿物胶结相和自生黏土矿物胶结相,其中石英次生加大—溶蚀相具有较好孔渗条件。储集层致密化原因主要是杂基含量高、碳酸盐矿物胶结严重、溶蚀改造作用有限以及自生黏土矿物堵塞孔隙。此外,齐古断褶带八道湾组致密砂岩属于“先致密后成藏”型储集层,经历了3期油气充注:第1期低成熟度原油充注时,大部分砂岩储集层已进入致密砂岩储集层界限,在超压作用下第2期低成熟度原油和第3期高成熟度油气沿着齐古北断裂充注于致密砂岩中并聚集成藏。新近纪末期,齐古背斜核部开始剥蚀导致剩余压力大幅度减小,油气发生逸散,古油藏经历构造调整后形成小规模致密油气藏。该成藏过程指示齐古背斜高部位以及第2排和第3排构造带处所发育的圈闭油气勘探潜力大。     

流体包裹体在油气勘探中的应用——以吉林油田扶新隆起扶余油层为例

在宿主矿物、成岩序列及流体包裹体特征分析的基础上,测定了与烃类流体包裹体共生的盐水溶液包裹体的均一温度、盐度等参数和荧光特征,结合古地温梯度和沉积埋藏史确定了油气充注的深度和对应的地质时代。包裹体分析结果表明,吉林油田扶新隆起和长岭凹陷是在青一段生烃高峰后和扶余油层主成藏期后才发生明显的“隆—凹”分异,即油气充注和成藏发生于扶新隆起大规模隆升之前。扶新隆起扶余油层存在两期成藏,分别发生于嫩江期末(成熟阶段早期充注的石油)和明水期末(成油高峰期充注的石油)。包裹体分析结果揭示了油藏具有上生下储、本地供源、垂向运移的特征,澄清了以往油源主要由长岭凹陷侧向运移而来的地质认识。进一步指出,围绕泉四段—青一段油源断裂发育区,“烃源岩/超压+断层+砂体”控制的“甜点”带是今后增储上产的重点勘探地区。     

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定,研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成,划分了岩石相类型,并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合,分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系.研究表明:纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀...     

鄂尔多斯盆地子长地区延长组流体包裹体特征与油气成藏期次

摘要：鄂尔多斯盆地子长地区延长组砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用等,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英、方解石为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体。第一期油气包裹体主要分布在石英和长石等矿物溶蚀孔隙、早期裂隙中,被石英和长石后期次生加大边包裹起来。第二期油气包裹体分布在石英晚期裂隙和亮晶方解石胶结物中,晚期裂隙切割了早期裂隙或石英加大边,并切穿了颗粒边界。通过对与烃类共生的盐水包裹体进行均一化温度测试,得到两期流体包裹体的均一温度:早期主要在90～105℃,晚期主要在105～120℃。两期均一温度分布连续,主要集中在90～120℃范围内。结合流体包裹体含盐量、密度分析,认为研究区延长组油气主要为连续一期成藏。对比研究区埋藏史、地热史分析及延长组储层伊利石K-Ar同位素定年结果得出,研究区主要的油气成藏期发生在距今100～120 Ma,即早白垩世晚期。     

鄂尔多斯盆地富县-正宁地区延长组油气成藏期次

鄂尔多斯盆地富县-正宁地区延长组砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英和方解石为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体：第1期油气包裹体主要分布在石英、长石粒内愈合的、未切穿次生加大边的微裂隙及石英次生加大边内侧;第2期油气包裹体分布在晚期微裂隙和晚期亮晶方解石胶结物中。油气包裹体均一温度分布呈双峰型:早期峰值温度为110～120℃;晚期峰值温度为140～150℃。对油气包裹体均一温度、盐度、密度分析表明,研究区延长组油气为“一期两幕”成藏,且具有“边致密,边成藏”的特点。结合研究区延长组热演化史及储层伊利石K-Ar 同位素定年结果研究表明,研究区主要油气成藏期为早白垩世（距今95～120 Ma）。     

准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组低孔渗砂岩储层成岩与孔隙演化研究

以准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组(J₁s)低孔渗储层为研究对象,通过系统的岩石薄片观察、扫描电镜、阴极发光及烃类荧光显微鉴定,依据成岩产物之间及其与烃类流体(油包裹体和孔隙沥青)之间的赋存关系,建立了储层成岩演化和油气充注的时间序列,恢复了关键油气充注时期的储层古物性,探讨了孔隙演化与油气成藏的匹配关系。结果表明:三工河组储层为低成分成熟度的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,压实作用、碳酸盐和黏土矿物胶结作用是导致储层低孔渗的主要原因,石英颗粒表面覆盖的绿泥石膜难以有效地保持原生孔隙,次生溶蚀孔隙是主要储集空间;储层成岩演化具有显著的差异性,在压实作用下富含软岩屑砂岩中软岩屑强烈塑性变形致使早期致密,而钙质强胶结砂岩因成岩早期的碳酸盐胶结发生致密化,低软岩屑-弱胶结砂岩主要经历了3期有机-无机流体作用交替,分别以无荧光炭质沥青、黄色荧光油、蓝-白色荧光油等3期烃类流体活动为划分标志;在晚白垩世末关键油气成藏时期(距今100~70Ma),高软岩屑和钙质强胶结砂岩古孔隙度低于8%,早期致密化储层难以发生油气注入;低软岩屑-弱胶结砂岩在晚白垩世末期可保持中-高孔渗性,普遍发生了早期油气充注,早期原油注入不能阻止储层深埋过程中物性变差的趋势,但可能改变局部储层的润湿性质,油湿通道网络是晚期成藏阶段(距今62~0Ma)低孔渗储层条件下发生大规模油气注入的主要原因。     

致密砂岩储层埋藏-成岩-油气充注演化过程与孔隙演化定量分析——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例

目前国内对致密砂岩的成岩-孔隙演化过程、埋藏-热演化史、油气充注史基本停留在相对独立和单一的静态研究阶段,因此,对于砂岩的岩石学组分及其差异性成岩演化过程导致的储层致密化过程与油气充注时序关系的研究依然十分薄弱。通过各类薄片显微镜下研究与定量统计,结合扫描电镜、阴极发光、包裹体均一温度与激光拉曼探针成分等多种分析测试手段,开展了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段不同类型致密砂岩的埋藏-成岩-油气充注-孔隙动态演化历史的精细研究,在此基础上讨论了各砂岩致密化过程与油气充注在时序关系上的差异性。研究结果显示,钙质胶结砂岩和高塑性岩屑砂岩的成岩-油气充注演化过程相对简单,前者经历中成岩阶段A期碳酸盐胶结作用后基本成为致密储层,时序关系为先充注后致密;而后者经历早成岩阶段压实作用后一部分成为致密储层,时序关系为先致密后充注;石英砂岩和岩屑石英砂岩经历了较为复杂的成岩-油气充注演化过程,时序关系为边充注边致密。     

柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂岩成岩作用和孔隙结构

对青海柴达木盆地油砂山油田下油砂山组砂、泥岩样品的分析测试表明，下油砂山组湖相三角洲砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，成岩作用已达到中成岩阶段的成熟Ａ期或Ｂ期；早成岩阶段的主要成岩作用是碳酸盐胶结作用以及压实作用引起的颗粒重排；中成岩阶段未成熟期则以机械实作用为主，半成熟期以方解石和方沸石胶结作用为主，成熟Ａ期或Ｂ期的主要成岩事件是烃类大量成熟引起的晚期溶蚀。该三角洲体系中河道砂体、河口坝砂体和     

准噶尔盆地腹部西侧侏罗系三工河组储层成岩作用及控制因素

准噶尔盆地现今的地温梯度低（约为2.3℃/hm）,其腹部西侧侏罗系三工河组辫状河三角洲砂体的埋深差异极大（约为2100 m）、成岩作用复杂,影响油气勘探开发部署。通过岩石薄片、阴极发光、扫描电镜和包裹体荧光显微鉴定,结合黏土矿物的演化特征,深入分析了准噶尔盆地腹部西侧沙窝地、莫西庄及征沙村3个小区三工河组储层的成岩作用、成岩阶段及其差异性的控制因素。准噶尔盆地腹部西侧三工河组储层的成岩作用主要受埋深、砂岩碎屑组分、地温梯度及油气充注等多因素控制。喜马拉雅期的构造运动使得不同小区之间呈现出极大的埋深差异,是制约其差异成岩作用的主要因素。沙窝地小区和莫西庄小区的三工河组因埋深相对较浅,砂岩的压实作用相对较弱,胶结作用以方解石胶结和高岭石胶结为主,处于早成岩阶段B期—中成岩阶段A期,储集空间主要为原生孔隙;征沙村小区的三工河组埋藏较深,砂岩的压实作用显著,胶结物以白云石和铁白云石为主,伊利石含量高,可见长石等溶蚀形成的大量次生孔隙,达到中成岩阶段B期,原生孔隙极不发育,储集空间以次生溶蚀孔隙为主。砂岩碎屑的组分是成岩作用的物质基础,塑性岩屑含量越高,砂岩的抗压实能力越弱。准噶尔盆地的低地温梯度延缓了三工河组压实作用和有机质成熟的进程,是盆地腹部三工河组储层在深埋条件下仍处于中成岩阶段的重要原因。埋藏史分析表明,地层超压的存在有效延缓了准噶尔盆地腹部三工河组储层的压实作用强度。白垩纪晚期以来的3次油气充注在不同程度上抑制了胶结作用的发生,促进了三工河组储层中钙质胶结物、钾长石及岩屑等的溶蚀。     

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩成岩作用及孔隙演化

江陵凹陷新沟嘴组下段砂岩主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及石英砂岩,该储层砂岩属低孔低渗储层。以岩心观察为基础,结合对薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料分析后认为,江陵凹陷新嘴沟组下段砂岩经历了压实、石英的次生加大、碳酸盐的胶结及溶蚀溶解、硬石膏的胶结及长石岩屑的溶蚀和粘土杂基的充填等多种成岩作用,目前已达到了晚成岩阶段A期。早成岩期的压实作用以及石英、碳酸盐、石膏、粘土矿物的胶结作用是导致砂岩孔隙度降低的主要原因,分别造成14%和16%的原生孔隙丧失,晚成岩阶段有机质成熟形成有机酸并对不稳定矿物溶解,其产生的次生孔隙发育带是油气勘探的有利区带。     

松辽盆地长岭断陷致密砂岩成岩作用及其对储层发育的控制

利用镜下鉴定、有机质分析与流体包裹体等资料,确定长岭断陷登娄库组与泉一段致密砂岩储层成岩阶段为中成岩A2期和B期。明确了主要成岩作用序列为:(1)早期方解石胶结;(2)斜长石钠长石化、自生浊沸石形成;(3)石英Ⅰ级次生加大;(4)钾长石溶解,自生纤维状伊利石与叶片状绿泥石形成;(5)石英Ⅱ、Ⅲ级次生加大;(6)残余钾长石少量溶蚀。导致砂岩储层致密的主要原因为强烈的压实作用和早期碳酸盐胶结物充填。其中,机械压实作用使最大埋藏深度大于3 000 m的砂岩储层损失70%以上的原生孔隙,是储层致密的主因。长石溶蚀是优质储层的主要成因,其中溶蚀作用以钾长石溶蚀为主,钠长石次之。     

Genetic mechanisms of secondary pore development zones of Es<Stack><Subscript>4</Subscript><Superscript>x</Superscript></Stack> in the north zone of the Minfeng Sag in the Dongying Depression,East China

The genetic mechanisms of the secondary pore development zones in the lower part of the fourth member of the Shahejie Formation (Es4 x) were studied based on core observations, petrographic analysis, ?uid inclusion analysis, and petrophysical measurements along with knowledge of the tectonic evolution history, organic matter thermal evolution, and hydrocarbon accumulation history. Two secondary pore development zones exist in Es4 x, the depths of which range from 4200 to 4500 m and from 4700 to 4900 m, respectively. The reservoirs in these zones mainly consist of conglomerate in the middle fan braided channels of nearshore subaqueous fans, and the secondary pores in these reservoirs primarily originated from the dissolution of feldspars and carbonate cements. The reservoirs experienced ‘‘alkaline–acidic–alkaline–acidic–weak acidic’’, ‘‘normal pressure–overpressure–normal pressure’’, and ‘‘formation temperature increasing–decreasing–increasing’’ diagenetic environments. The diagenetic evolution sequences were ‘‘compaction/gypsum cementation/halite cementation/pyrite cementation/siderite cementation–feldspar dissolution/quartz overgrowth–carbonate cementation/ quartz dissolution/feldspar overgrowth–carbonate dissolution/feldspar dissolution/quartz overgrowth–pyrite cementation and asphalt ?lling’’. Many secondary pores (fewer than the number of primary pores) were formed by feldspar dissolution during early acidic geochemical systems with organic acid when the burial depth of the reservoirs was relatively shallow. Subsequently, the pore spaces were slightly changed because of protection from early hydrocarbon charging and ?uid overpressure during deep burial. Finally, the present secondary pore development zones were formed when many primary pores were ?lled by asphalt and pyrite from oil cracking in deeply buried paleoreservoirs.