不整合结构定量判识方法

通过济阳坳陷第三系不整合结构矿物学、元素地球化学特征分析发现,不整合结构具有富铁(Fe)、铝(Al)、钛(Ti)、贫钙( Ca)、镁(Mg)、钠(Na)的变化特征,矿物含量上具有长石、方解石蚀变和石英、黏土矿物富集的特征,其中元素和矿物的淋失、富集以风化黏土层最为强烈.据此建立了济阳坳陷不整合结构的铝(Al)-(钙+钠...     

高青地区中生界顶部不整合结构特征及输导作用

为了剖析高青地区中生界顶部不整合在油气运聚过程中的作用,对地震、测井、岩心资料以及矿物、元素的微观特征等进行了综合分析。研究表明:自上而下不整合可分为不整合面之上岩石、风化黏土层和半风化岩石,为3层结构;风化黏土层岩石结构遭到严重破坏,石英和黏土矿物含量相对较高;后期地层压实作用致使风化黏土层物性变差,为非渗透层;半风化岩石中长石含量明显高于风化黏土层,矿物元素表现出富Al贫Ca、Na的特征;残余的方解石等不稳定矿物在风化淋滤作用下发生溶解,形成次生溶孔,溶孔、裂缝发育,物性较好,属于良好的渗透层;不整合输导作用主要有不整合侧向输导、不整合遮挡2种方式。     

地层不整合油气输导模式探讨——以济阳坳陷为例

对济阳坳陷不整合结构及其矿物学、元素地球化学和孔渗等地质特征分析研究后,发现不整合面下砂岩、碳酸盐岩、变质岩等裂缝、孔隙发育,形成高孔、高渗带,而泥岩由于后期的成岩作用,裂缝、孔隙均被重结晶泥质充填,不具渗透性。不整合面下的高孔、高渗带成为油气长距离运移的主要通道,在岩心、镜下均可见到风化岩石裂缝、孔隙中残留的原油。并建立了济阳坳陷不整合的2 种油气输导模式：不整合结构层侧向输导模式、不整合“天窗”式垂向输导模式。     

济阳坳陷不同岩相页岩油赋存机理

通过大量岩心观察、薄片鉴定、X-射线衍射全岩矿物分析和扫描电镜分析,将济阳坳陷古近系泥页岩划分为10余种岩相并分析了主力岩相的特征和形成环境。在岩相划分的基础上,结合氩离子抛光和环境扫描电镜技术,分析了不同岩相的储集空间和页岩油赋存状态。济阳坳陷泥页岩的储集空间主要包括各类基质的孔隙和裂缝。富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、层间缝,孔隙最大,裂缝最发育;富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩储集空间是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔、(微)裂缝;含有机质块状灰质泥岩储集空间是黏土矿物晶间孔,孔隙最小,裂缝不发育。不同岩相有不同的赋存状态,富有机质纹层状灰质泥岩相/泥质灰岩相和层状灰质泥岩相/泥质灰岩相以游离态为主,含有机质块状灰质泥岩相以吸附态为主。建立了富有机质纹层状-层状岩相和含有机质块状岩相2种页岩油赋存模式。     

地表风化在地层油藏碎屑岩储层中的作用

通过对济阳坳陷230多口取心井的岩心进行观察、成分测试、物性统计等，对地层圈闭碎屑岩储集层风化过程、储集空间及物性变化规律进行了研究，结果表明：碎屑岩风化主要是长石、方解石等矿物的溶蚀、蚀变过程；由于风化前后矿物体积的改变，产生大量的次生孔隙和裂缝，是风化碎屑岩主要的储集空间；在原有母岩物性基础上，风化作用可使储集孔隙度在原有孔隙基础上最大增加20%，渗透率最大可以增加100×10^-3μm²；物性改善程度主要受岩性、埋深、不整合级别等多种因素控制，地表风化作用是地层油藏储层含油的关键因素。研究成果应用到高青油田等地层油藏的勘探部署中，取得了较好的效果，为该区增储上产创造了条件。     

济阳坳陷不整合油气成藏与勘探

基于探井与地震资料分析、典型油藏解剖等,研究了济阳坳陷不整合结构发育特征,探讨了不整合对油气成藏的作用,阐明了不整合圈闭油气成藏规律,建立了不整合圈闭精细描述方法.研究认为,根据风化粘土层、半风化岩石发育状况,济阳坳陷不整合结构可划分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种类型,各种不整合结构在地质和测井上具有一定响应特征.不整合结构发育受控于原岩岩性、间断时间、古地形、顶板岩相等因素,这些因素决定了不整合结构类型的空间展布.济阳坳陷砂泥岩地层的风化差异性,使得不整合以遮挡控制圈闭为主,难以形成连续的横向输导层,不是油气长距离运移主通道,但可在局部地区构成垂向或横向输导方式.不整合油气成藏与分布规律可概括为:正向构造背景控制油气的分布与富集,成藏动力控制圈闭含油性,不整合油气藏主要分布在常压系统.地层夹角、层速度和地震波主频是影响地层超剥点(线)准确识别的主要因素,探索形成了以储层超剥线精细描述、不整合面上下岩性有效识别为关键的不整合圈闭精细描述技术.     

济阳坳陷不整合结构的发育过程及发育模式

济阳坳陷不整合的发育过程大体可分为风化期、剥蚀期和成岩期3个阶段.风化期是不整合结构形成的基础,剥蚀期是不整合结构得以保存的关键时期,成岩期决定着不整合结构的矿物成分及孔渗结构.由于不整合形成的长期性和复杂性,不整合结构的发育主要受沉积间断时间、风化母岩岩性、保存条件和古气候4种因素的控制,结合不整合结构的发育过程和控制因素的分析,将济阳坳陷不整合划分为凸起-陡坡基岩强风化型、缓坡基岩强风化型和古近系-新近系内部母岩弱风化型3种发育模式.凸起-陡坡带不整合面下岩石孔渗性较好,一般形成潜山油气藏;缓坡带一般形成结构比较完整的不整合,易形成不整合超覆和遮挡油气藏;古近系-新近系内部地层不整合风化时间短、程度弱,可作为油气运移的通道.     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩岩相及储集空间特征

以四川盆地东南缘奥陶纪末至志留纪初的深水沉积五峰组—龙马溪组页岩为研究对象,在野外剖面考察和岩石薄片鉴定的基础上,通过电子显微镜观察、矿物含量分析等,剖析五峰组—龙马溪组页岩的矿物学特征、岩相特征和储集空间类型,并讨论页岩储集性能的控制因素。研究区页岩矿物成分以碎屑石英和黏土矿物为主,含有长石、方解石、白云石、黄铁矿等;存在炭质页岩、硅质页岩、粉砂质页岩、钙质页岩和普通页岩等5种岩相;发育构造张裂缝、构造剪裂缝、层间页理缝、黄铁矿孔隙、黏土矿物晶间微孔及微裂缝、石英颗粒边缘微裂缝和有机质孔隙等7种页岩气储集空间。储集空间发育主要受矿物成分、岩相类型、有机碳含量、有机质成熟度以及成岩作用的影响。     

济阳坳陷不整合结构的类型、特征及意义

按照不整合面之下风化黏土层和半风化岩石的发育程度,将济阳坳陷不整合结构划分成Ⅰ1型、Ⅰ2型和Ⅱ型3种类型。由于不整合结构的不同,在岩石学、矿物学、元素地球化学、风化程度指标及测井响应等特征上也具有一定差异。在空间展布上,Ⅰ1型结构主要分布在第三系与前第三系、古近系与新近系之间的不整合,平面上多位于凸起、斜坡上地形相对平缓的地区;Ⅰ2型结构发育广泛,但以盆地斜坡为主;Ⅱ型结构主要分布在古近系内部规模相对较小的不整合,区带上集中于盆地中靠近洼陷的部位。不整合结构的研究对于油气勘探具有重要意义。     

陆相页岩储层连通孔隙系统分布与形成机制——以川西坳陷上三叠统须家河组为例

为揭示陆相页岩储层连通孔隙系统的形成机制,指导页岩气高效开发,以川西坳陷上三叠统须家河组陆相页岩为例,综合运用X衍射、场发射扫描电镜、低温气体吸附、高压压汞和核磁共振冻融等分析测试方法,研究了样品的矿物组分、全孔径分布特征和孔隙连通特征,并分析了孔隙连通性的主控因素。川西坳陷研究区上三叠统须家河组陆相页岩黏土矿物含量最高,石英含量次之;页岩孔径分布复杂,其中中孔最为发育,是孔体积（占87.33%）和比表面积（占49.19%）的主要贡献者;20~50 nm孔隙连通性较好,是研究区须家河组主要的连通孔隙发育区间;须家河组陆相页岩主要发育黏土矿物晶间孔,粒内溶孔较少,基本不发育有机质孔,广泛发育微裂缝,其中黏土矿物晶间孔—微裂缝孔隙组合是研究区主要的连通孔隙类型;黏土矿物及石英等脆性矿物的含量及排列方式控制连通孔隙的发育及分布。基于以上结果总结了陆相页岩连通孔隙的3种潜在发育机制:发育在黏土矿物与脆性矿物基质上的黏土矿物晶间孔—微裂缝组合连通性最好;黏土矿物集合体内的黏土矿物晶间孔连通性次之;有机—黏土复合体内的有机孔—黏土矿物晶间孔连通性最差。      

高温高压碎屑岩储层中石膏溶解对方解石沉淀的影响

一般研究认为有机质演化过程中释放的有机酸会对碎屑岩储层中的方解石等易溶矿物产生溶蚀作用从而生成次生孔隙,进而增大岩石的储集空间和渗透性。但柴达木盆地红柳泉地区始新统下干柴沟组碎屑岩储层为咸化湖盆沉积,偏光显微镜下可见岩石薄片中石膏较为发育。通过流体-岩石动力学模拟实验研究得出,在地层条件下高温高压环境中石膏优先溶解进而使得方解石发生沉淀作用,且二者紧密相关。总体上,这一反应使得岩石的孔隙度和渗透率增大且孔隙结构变好,方解石的沉淀作用造成的储集空间的减小量小于石膏和长石等易溶矿物溶解造成的储集空间的增大量,因此,高温高压的地层条件下酸性流体与岩石的相互作用会对储层物性起到一定的改善作用。     

CONTROLS ON RESERVOIR DIAGENESIS IN THE LOWER GORU SANDSTONE FORMATION,LOWER INDUS BASIN,PAKISTAN

Sandstones in the Lower Cretaceous Lower Goru Formation in the Lower Indus Basin, Pakistan, are important reservoir rocks for oil, gas and gas‐condensates. For this study, nine metres of core from depths of more than 3400m from well X‐1 in the north‐central part of the basin were analysed for major variations in porosity and permeability in two Lower Goru sandstone units referred to as the Basal and Massive Sands. The Lower Goru Basal Sand was deposited in lower shoreface to inner shelf settings at the well location, while the Massive Sand was deposited in a middle to lower shoreface setting. In both units, intervals with moderate to good (> 15%) porosities alternate with intervals with very low porosity (<5%), and similar variations in core permeability were observed. In this paper, the reasons for this reservoir quality variation at well X‐1 are investigated. Specifically, the study addresses the influence of different clay types on reservoir porosity and permeability within the Lower Goru sands and the distribution and impact of hard cements such as calcite and quartz. A range of petrographical data is integrated including thin sections, whole rock and clay XRD results and SEM images, which together provide some insights into the causes of reservoir quality variation and into the paragenetic relationships between the authigenic minerals. Chlorite grain coats are present in the higher‐porosity sandstones and are interpreted to have inhibited the formation of quartz overgrowths. Dissolution of feldspar and volcanic rock fragments in both the Basal and Massive Sands has contributed to an increase in overall porosity at well X‐1. Relatively low porosity intervals in the Massive Sand are associated with the absence of chlorite grain coats and the presence of abundant quartz overgrowths. By contrast, low porosity intervals in the Basal Sand have undergone early poikilotopic calcite cementation. The formation of authigenic illite resulted in a significant decrease in permeability in both the Basal and Massive Sands. Chlorite and kaolinite also reduced the permeability. The chlorite originated mainly from the dissolution of volcanic rock fragments or from precursor depositional berthierine clay. The transformation of K‐feldspar to illite is suggested to be the main reaction responsible for the formation of both authigenic illite and quartz overgrowths in the two reservoir units; the observed pressure solution will also have contributed to development of quartz overgrowths.     

顺北油气田非均质碳酸盐岩储层矿化度敏感规律

顺北油气田受断裂多期活动的影响产生了大量的裂缝储集体,具有缝洞型碳酸盐岩特征。针对顺北油气田碳酸盐岩储层的矿化度敏感性评价可知,多个样品数据难以形成统一结论,无法有效指导现场生产。X射线全岩矿物测定一间房组、鹰山组储层垂直方向方解石、白云石、硅质、黏土矿物总含量波动范围在0.9%～65%。扫描电镜观察片状伊蒙混层集中充填裂缝,裂缝数量及形态随机性分布。氦气与氮气法测定2套储层垂直方向的孔隙度为0.42%～2.40%、渗透率为0.03～7.62 mD,波动明显且总孔隙空间较小。测定一间房组水敏、盐敏渗透率损害率为29.47%～74.80%、30.44%～82.93%;鹰山组水敏、盐敏渗透率损害率为66.06%～74.80%、78.10%～79.91%,矿物组分与裂缝发育非均质导致不同区域矿化度敏感性显著波动。用数学方法建立了渗透率损失率、无敏感矿化度范围与黏土矿物总含量比、孔隙度、渗透率、地层水矿化度等因素间定量数学关系,提高储层矿化度敏感评价全面性和快速性,计算临界矿化度KCl溶液较传统方法污染储层渗透率降幅缩小了19.90%,提高矿化度敏感控制效果明显。     

顺北油气田非均质碳酸盐岩储层矿化度敏感规律

顺北油气田受断裂多期活动的影响产生了大量的裂缝储集体,具有缝洞型碳酸盐岩特征。针对顺北油气田碳酸盐岩储层的矿化度敏感性评价可知,多个样品数据难以形成统一结论,无法有效指导现场生产。X射线全岩矿物测定一间房组、鹰山组储层垂直方向方解石、白云石、硅质、黏土矿物总含量波动范围在0.9%～65%。扫描电镜观察片状伊蒙混层集中充填裂缝,裂缝数量及形态随机性分布。氦气与氮气法测定2套储层垂直方向的孔隙度为0.42%～2.40%、渗透率为0.03～7.62 mD,波动明显且总孔隙空间较小。测定一间房组水敏、盐敏渗透率损害率为29.47%～74.80%、30.44%～82.93%;鹰山组水敏、盐敏渗透率损害率为66.06%～74.80%、78.10%～79.91%,矿物组分与裂缝发育非均质导致不同区域矿化度敏感性显著波动。用数学方法建立了渗透率损失率、无敏感矿化度范围与黏土矿物总含量比、孔隙度、渗透率、地层水矿化度等因素间定量数学关系,提高储层矿化度敏感评价全面性和快速性,计算临界矿化度KCl溶液较传统方法污染储层渗透率降幅缩小了19.90%,提高矿化度敏感控制效果明显。      

鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩层系岩石类型特征及勘探意义

长期以来,鄂尔多斯盆地长7₃亚段主要被作为单一烃源岩进行研究,涉及到多种岩石类型特征及源储一体方面的研究相对比较薄弱。基于岩性、物性相关分析资料结合测井精细解释,详细论述了长7₃亚段岩石类型特征,并分析了不同类型岩石储集特征及勘探意义。结果表明：①长7₃亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩性;②砂质岩类的储集空间主要为长石溶蚀孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔,高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量、较大累计厚度的砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层;③富有机质泥页岩是长7₃亚段发育规模最大的岩石类型,储集空间主要为黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及碎屑颗粒粒间孔,有机质孔基本不发育,但常见有机质收缩缝,虽然长7₃亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小,但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性,初步估算长7泥页岩中滞留烃总资源量约为150×10⁸ t,可动烃资源量约为60×10⁸ t;④长7₃亚段砂质岩类和泥页岩含油饱和度普遍高于长7₁、长7₂亚段,进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征,提高水平井砂岩钻遇率,加强试采方案研究,确保油水渗吸置换充分,是长7₃亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向;⑤优选脆性指数和含油量高的黑色页岩,研发高效渗吸改善剂,采用压驱采一体化设计,增加缝宽、缝高及提高人工裂缝的导流能力,是实现泥页岩型页岩油动用的重要技术手段。     

基于元素含量的页岩矿物成分及脆性评价方法

以四川某地区页岩气井的页岩段为例,充分利用X射线荧光测量的元素含量及X射线衍射测量的矿物含量,建立了由元素向矿物转化的数学计算方法,可以计算岩石中的7种矿物,包括黏土矿物(高岭石、绿泥石、蒙皂石、伊利石)及石英、长石、方解石常见矿物,矿物含量计算值与实测值对比一致性较好。此外,利用元素的含量,划分了岩石中3种组分泥质、砂质及灰质,并以此利用砂质/(泥质+砂质+灰质)评价了页岩脆性,对于指导页岩的储层改造具有重要的参考价值。     

长岭凹陷低孔砂岩孔隙度预测的一种新方法

扫描电镜和能谱分析发现,在松辽盆地南部长岭凹陷及其周缘的白垩系下统碎屑岩储集层中,钾长石溶蚀孔普遍发育,钾长石碎屑含量与储集层孔隙度呈正相关,而方解石、铁白云石等碳酸盐胶结物含量与储集层孔隙度呈负相关.利用数学地质手段进行的分析结果表明,7项碎屑岩的矿物组分参数均与孔隙度的相关性甚强,而与含油饱和度和渗透率的关系很弱,这说明碎屑岩的矿物组成对储集层孔隙度有明显的控制作用.通过多元回归分析,可以定量表达和预测矿物组分对储集层孔隙度的影响.     

中西部地区中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性分析

中西部地区中小盆地油气显示丰富,但勘探程度总体较低,油气发现较少。 以碎屑岩储层为研究对象,依据岩心观察、野外地质调查与实验分析,对中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性影响因素进行了深入研究。结果表明：①中西部地区中小盆地共发育 5 套碎屑岩储层,分别为处于海陆过渡相沉积环境的石炭系-二叠系和三叠系、处于陆相沉积环境的侏罗系含煤层系和白垩系非含煤层系及处于冲积扇沉积环境的古近系-新近系;②砂岩储层较为发育,但其物性较差,属于低孔、低渗型储层,且含油气饱和度较低;③砂岩储层的矿物成分以石英、长石、黏土矿物、方解石和白云石为主,不同构造背景与沉积环境形成的储层,其矿物成分存在差异;④砂岩储层储集空间类型丰富,主要有粒内孔、粒间孔、微裂缝和有机质孔等 4 种类型;⑤砂岩储层的含油气性主要受沉积相带、岩石矿物组成、储层物性和储集空间类型等因素影响。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组成岩作用研究

利用铸体薄片、阴极发光和扫描电镜等分析方法,对姬塬地区延长组长8油层组砂岩的岩石学特征、成岩作用、自生矿物、孔隙发育特征进行了分析和研究。结果表明：该区储集砂体为成分成熟度较低的长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩;主要自生矿物为高岭石、绿泥石、伊利石、方解石、石英和钠长石等．其中高岭石的含量反映了次生孔隙的发育程度,绿泥石和硅质表现为对储层原生孔隙具有很好的保存作用：而伊利石对储层的影响是负面的;早期形成的自生方解石对储层物性有利,而晚期形成的大量方解石胶结孔隙度使储层物性降低。     

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.