高温-超压-高CO2背景下致密砂岩储层成岩作用特征——以莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组为例

利用薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及碳氧同位素分析等手段,对莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组高温-超压-高CO₂背景下的储层成岩作用特征及其对孔隙的影响进行了系统研究。研究结果表明: ①莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组储层发育重力流沉积,岩性以中-细粒长石岩屑石英砂岩为主,储层物性以特低-低孔、特低渗特征为主。②压实、胶结和溶蚀作用是研究区主要的成岩作用类型。超压对黏土矿物的转化及石英次生加大具有明显抑制作用,并在一定程度上保护了原生孔隙。富含CO₂的高温流体不仅造成了黏土矿物的异常转化,同时促进了溶蚀作用发生,增加了次生孔隙。③研究区黄二段储层的成岩演化序列为: 菱铁矿胶结→石英次生加大→绿泥石胶结→长石淋滤溶蚀→高岭石形成→早期方解石胶结→早期白云石胶结→长石溶蚀→方解石溶蚀→伊利石大量生成→晚期铁方解石、铁白云石形成。④总体上,压实作用使孔隙度减少了45.30%～62.93%,胶结作用使孔隙度减少了1.65%～35.01%,溶蚀作用使孔隙度增加了0.72%～8.00%。其中,黄流组中下部砂岩储层受到了超压保护和CO₂溶蚀作用的双重影响,物性较好,钻井过程中应考虑高CO₂风险。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田北部苏75区块盒8段成岩作用及其对储层的影响

二叠系石盒子组8段是鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探的重要目标层之一,目前对影响储层储集性能的成岩作用研究较薄弱。基于苏里格气田北部苏75区块盒8段的岩心、薄片、扫描电镜、岩屑录井及物性测试等资料,对盒8段致密砂岩的成岩作用及其对储层的影响进行了综合分析。结果表明：盒8段储层岩性以长石石英砂岩为主,总体为低孔低渗的孔隙型储层。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主,其占比超过了90%,原生孔隙孔、晶间孔和裂缝的占比较少。盒8段处于中成岩A期—中成岩B期,其成岩演化序列为早期机械压实—石英Ⅰ期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀Ⅰ—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英Ⅱ期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英Ⅲ期加大。储层发育主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用使储层孔隙平均减小了22.36%,降至0%～28.6%,平均为12.65%。胶结作用使得孔隙度减少了9.12%,降至0%～9.45%,平均为2.22%。溶蚀作用使储层的孔隙度增加0%～22.4%,平均增加15.8%。其中岩屑、杂基、方解石和长石的溶蚀增加缝孔隙度分别为18.65%、12.3%、17.5%和14.3%。     

鄂尔多斯盆地临兴区块太原组致密砂岩黏土矿物特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地临兴区块太原组致密砂岩自生黏土矿物含量较高,是影响储层物性的重要因素之一,但对黏土矿物特征及成因尚未系统研究,影响了优质储层刻画。通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、物性分析,明确黏土矿物的含量及形态特征,剖析其成因及与储层物性之间的相关性。结果表明,临兴区块太原组致密砂岩黏土矿物相对含量由高到低依次为伊利石、高岭石、绿泥石及伊/蒙混层,均呈充填式分布于粒间溶蚀孔隙或晶间微孔隙中,为热水蚀变成因。紫金山岩体影响黏土矿物的含量及分布,岩体附近伊利石、绿泥石及伊/蒙混层含量较高,而高岭石含量较低。伊利石、绿泥石及伊/蒙混层与储层物性呈负相关关系,高岭石与储层物性呈正相关。受黏土矿物影响,太原组物性相对较好的致密砂岩储层分布于研究区的东北及西南部,为下一步油气勘探开发的有利目标区。     

松辽盆地彰武断陷九佛堂组碎屑岩储层特征研究

通过岩心观察、显微镜下常规及铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射等分析,对彰武断陷九佛堂组储层成岩作用、孔隙特征及其对储集物性的影响进行了研究。九佛堂组储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其成岩作用主要为中成岩阶段A期;黏土矿物成岩作用顺序为黏土包壳—压实作用—早期溶蚀作用—绿泥石—伊利石—次生石英加大—微晶石英—钠长石—方解石—晚期溶蚀作用;孔隙类型主要包括原生孔隙和次生孔隙,次生孔隙包括溶蚀粒间孔隙、超大孔、溶蚀粒内孔隙、铸模孔、裂缝孔;储层主要为一套扇三角洲前缘沉积,岩石类型、黏土含量、成岩作用以及沉积微相是影响优质储层分布的主要因素。     

苏里格气田召51井—统41井区储层成岩作用及致密性成因分析

苏里格气田召51井—统41井区储层属于典型的致密储层.因此,搞清楚致密储层的成因、寻找有利储层是该区施行天然气有效勘探与开发亟待解决的主要问题之一.通过物源分析与岩心观察,并结合岩石薄片、阴极发光及扫描电镜等实验分析,认为研究区砂岩以低成熟度的岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主.对储层孔隙结构进行分析,结果显示储层孔隙类型主要以晶间孔和粒内溶孔为主.研究区砂岩成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中压实作用和胶结作用是形成致密性储层的主控因素.通过对研究区砂岩成岩相的分析,认为中等压实、高岭石充填、溶蚀相与中等压实、高岭石充填、方解石充填、溶蚀相是储层的主要成岩相.研究认为研究区储层致密的根本原因是其孔隙空间细小、连通性较差所致.     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组储层成岩作用及其对物性的影响

针对鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组储层物性整体较差,影响单井产量的现状,综合铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料,对成岩作用及其对物性的影响进行了深入研究。结果表明:该区压实作用、伊利石和铁方解石胶结作用是储层物性变差的主要因素;当黏土矿物中绿泥石的体积分数低于1.5%时,与渗透率呈正相关,当高于4.0%时,与渗透率呈明显的负相关;区内成岩序列依次经历了机械压实→绿泥石衬里形成→石英次生加大→长石颗粒溶解→自生高岭石形成→石英雏晶沉淀→自生伊利石形成+玫瑰花状、片状绿泥石→(石油充注)→晚期铁方解石充填等阶段。结合镜质体反射率(Ro)、古温度、矿物特征以及孔隙组合类型判定研究区处于中成岩A期。     

鄂尔多斯盆地富县探区上三叠统延长组二段储层成岩作用及成岩相

鄂尔多斯盆地富县探区上三叠统延长组具有多层系、多套生储盖组合特点,是该盆地重要的天然气产层,但目前该区忽略了成岩作用对储集层影响的研究。通过铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等分析手段并结合本区沉积微相特征,研究储层成岩作用并寻找出有利成岩相带,确定相对优质储层的分布规律。结果表明:(1)多种成岩作用对储层砂岩物性造成强烈影响,其中早成岩阶段的压实作用、压溶作用和晚成岩阶段铁方解石的胶结作用是造成低孔隙、低渗透储层的主要因素;(2)长二段储集砂岩主要处于中成岩阶段A期,少部分处于中成岩阶段B期,砂岩主要成岩序列为压实作用→绿泥石胶结→大气水淋滤、长石强烈溶蚀溶解→次生孔隙形成→自生高岭石→自生石英→烃类侵位→晚期铁方解石、铁白云石交代胶结;(3)长二段砂体可划分5个成岩相带,其中弱压实—石英加大较弱—绿泥石薄膜—溶蚀成岩相砂岩储层物性最好,储集空间主要以长石溶孔、粒间孔和岩屑溶孔的组合形式出现,孔隙间的连通性良好,为储层发育的优势成岩相带。     

油泉子油田混相成岩作用及其对储层物性的影响

综合X射线衍射、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极射线等多种资料,对油泉子地区油砂山组的成岩作用和储层物性进行了研究。结果表明：该区储层主要为粉砂岩（泥质粉砂岩）、颗粒灰岩和泥灰岩。压实和胶结作用是造成储层孔隙丧失的主要原因,尤其是碳酸盐胶结,其次是黏土矿物胶结。其中,绿泥石胶结物的存在抑制了胶结作用的进一步进行,有利于粒间孔的保存;而褶皱回返阶段的溶蚀作用,方解石和盐岩的溶解,极大地改善了储层物性。储层处于早成岩后期阶段,溶蚀型次生孔隙为主要孔隙类型。     

准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化

综合运用岩心描述、薄片观察、物性分析等技术手段,对准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化进行了研究。结果表明,研究区岩石以长石岩屑砂岩为主,含少量岩屑长石砂岩、亚长石砂岩及亚岩屑砂岩。储层整体上以中低孔、低渗特低渗为主,孔渗相关性较好;储集空间有原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂缝。成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用等。成岩作用发生的先后顺序为:压实作用—压实作用/绿泥石薄膜/菱铁矿胶结—压实作用/长石溶蚀/石英加大/自生高岭石胶结—压实作用/硬石膏胶结—压实作用/方解石胶结/铁方解石胶结/铁白云石胶结—压实作用/黄铁矿胶结。     

三塘湖盆地马朗凹陷牛圈湖—牛东构造带上石炭统火山岩黏土矿物特征及其对储层物性的影响

三塘湖盆地马朗凹陷牛圈湖—牛东构造带上石炭统哈尔加乌组和卡拉岗组发育低孔、特低渗强非均质性火山岩储层。基于黏土矿物类型、含量、赋存状态、分布特征及其成因与转化的系统分析,讨论了黏土矿物对火山岩储层储集物性的影响。上石炭统火山岩储层为低孔、特低渗储层,主要发育气孔、半充填杏仁孔、晶间孔、粒间孔等原生孔隙和微晶溶孔、基质溶蚀孔、沸石溶孔等次生孔隙,原生裂缝以冷凝收缩缝和收缩节理缝为主,次生裂缝以构造缝、层间缝为主。孔喉结构以微细孔喉—小孔喉为主。上石炭统火山岩储层为中—高黏土矿物含量储层,随黏土矿物含量增加,储层孔隙度、渗透率均降低。黏土矿物主要为长石类矿物、晶屑和岩屑溶蚀成因或黏土矿物成岩转化产物。高岭石普遍遭受溶蚀,发育粒间溶孔等次生微孔,绿泥石晶间孔发育,可有效改善玄武岩和凝灰岩储层的储集物性;伊利石多充填粒间孔隙,降低玄武岩和凝灰岩储层的储集物性;绿/蒙混层和伊/蒙混层对玄武岩和凝灰岩储层储集物性具有改善意义,对火山角砾岩储层储集物性具有破坏性。高岭石、绿泥石和绿/蒙混层相对含量较高的玄武岩与凝灰岩沉积区是优质储层发育有利区。     

Diagenesis and High Quality Reservoir Forecast of the Qingshankou Sandstones in the Southern Songliao Basin of Northeast China

The Qingshankou (QSK) sandstones are mostly lithic arkoses and feldspathic litharenites. A combination of primary and secondary pores constitutes the pore features of the QSK sandstones that have experienced complex diagenetic events. Diagenetic minerals include illite, mixed illite/smectite (I/S), chlorite, calcite, dolomite, Fe-calcite, dawsonite, quartz, halloysite, paligorskite, and so on. The carbonate and clay cement blocks the pore spaces and throats, especially poikilitic calcite degrades reservoir quality, whereas the rigid quartz preserves pores by resisting compaction. The compaction porosity loss is 18.4% and the cementation porosity loss is 9.63%, which indicates compaction is the chief factor that reducing reservoir quality. The porosity that was generated from dissolution can measure up to 3–8%. Four diagenetic-lithofacies, namely, plastic detritus dissolution diagenetic-lithofacies, quartz overgrowth diagenetic-lithofacies, carbonate cementation diagenetic-lithofacies, and compact-infill diagenetic-lithofacies, are observed in the QSK sandstone. The sandstones that display plastic component dissolution diagenetic-lithofacies or the quartz overgrowth diagenetic-lithofacies prove to be good hydrocarbon reservoirs.     

Diagenesis and Its Effect on Reservoir Quality of Silurian Sandstones,Tabei Area,Tarim Basin,China

The diagenetic processes of the Tabei sandstones in the Tarim Basin include compaction, cementation (quartz overgrowths, calcite, clay minerals and a minor amount of pyrite), and dissolution of the feldspar and calcite cement. Porosity was reduced by compaction from an assumed original 40% to about 22.1%. Cementation reduced porosity to 26.6%. The Tabei sandstones lost a little more porosity by compaction than by cementation. Quartz cementation, especially syntaxial quartz overgrowth, is a major cause of porosity-loss in many reservoirs in moderately to deeply buried sandstone. Calcite cementation played a key role in the porosity evolution of sandstones. At the early stage of burial, the early calcite cement occupied most of the pore spaces resulting in significant porosity. On the other hand, some primary porosity has been preserved due to incomplete filling or the presence of scattered patches of calcite cement. In addition to calcite, several clay minerals, including illite and chlorite occurred as pore-filling and pore-lining cements. The pore-lining chlorite may have helped in retaining the porosity by preventing the precipitation of syntaxial quartz overgrowths. Illite, which largely occurred as hair-like rims around the grains and bridges on the pore throats, caused a substantial deterioration of penetrability of the reservoir. Calcite cement dissolution was extensive and contributed significantly to the development of secondary porosity.     

石英溶解型次生孔隙的成因及其对储层的影响——以大牛地气田上古生界致密砂岩储层为例

以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密砂岩储层中的石英溶解为研究对象,借助偏光显微镜、扫描电镜、阴极发光显微镜、激光共聚焦显微镜的观察及统计,结合X-衍射分析数据及水-岩反应实验,总结了石英溶解的典型形貌特征、成因及其对致密砂岩储层的影响。研究结果显示：1）大牛地气田石英溶解现象普遍发育,且具有典型的电镜形貌特征,常呈“雨痕状”与“蜂窝状”的溶蚀坑洞。2）大牛地气田的石英溶解发生于碱性环境下,具体证据为①水热实验证实石英溶解于碱性环境下更易发生,在致密砂岩储层中很难发生酸性溶蚀;②与石英溶解共生的方解石胶结交代现象普遍;③部分层位富伊利石贫高岭石,并发育数量不等的绿泥石包壳。3）石英的碱性溶解作用形成粒间溶蚀孔、扩大孔等次生孔隙,平均増孔近6％,是大牛地气田致密砂岩储层部分层位优质储层的成因。     

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。     

大牛地气田盒2、3段成岩作用研究

大牛地气田盒2、3段的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用.该区主要孔隙类型以粒间和粒内溶蚀孔隙和晶间微孔为主,原生孔隙基本消失.据统计,该区储层属于低孔、低渗型储层.高岭石的晶间微孔对储层孔隙的贡献有重要作用,而方解石对储层影响包括破坏和建设两个方面.次生加大石英、绿泥石、伊利石则对储层的孔渗有明显的破坏作用.     

陇东地区长 9 油层组砂岩储层成岩作用精细研究

长 9 油层组是鄂尔多斯盆地陇东地区最具石油勘探潜力的地层单元之一,而有关该地层单元的储层特征研究非常薄弱,成为制约该区长9 油层组高效勘探开发的难点。 在薄片鉴定、扫描电镜、镜质体反射率和物性分析的基础上,对陇东地区长 9 油层组砂岩储层特征进行了深入研究。 结果表明：有利储层发育的岩性主要为水下分流河道微相的中-细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,是储层发育的物质基础;机械压实和方解石、石英及伊/蒙混层、伊利石、高岭石和浊沸石等次生矿物的胶结作用对孔喉具有不同程度的封堵,是储层孔隙缩减、渗透率降低的主要原因;早期次生绿泥石环边和伊/蒙混层环边胶结物虽然占据了部分孔隙和降低了储层的孔隙度与渗透率,但同时也增强了砂岩的抗压实能力和抑制了次生石英沉淀,是部分原生粒间孔隙得以保存和有利储层发育的重要条件;深部有机酸热液对不稳定组分的溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,对改善储层的孔渗性贡献最大,是形成优质储层的关键。     

川中广安气田须家河组储集特征及对油气分布的影响

根据38口井岩石学、物性等相关资料,研究了广安地区上三叠统须家河组砂岩储层特征,分析了不同含气层岩石类型,探讨了成岩作用对气藏分布的控制。研究区须家河储层岩石类型呈现结构成熟度中等,成份成熟度较低的特点,以岩屑长石砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩为主;从须二段到须六段,岩石成分在变化,岩屑含量逐渐增多;富气砂岩主要为长石岩屑砂岩。砂岩储层物性整体属于低孔、低渗特征,主要发育粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔,其中粒间溶孔、残余原生粒间孔发育程度的好坏直接影响到储层的储集能力。研究区存在石英加大-绿泥石衬边、石英加大-溶蚀、绿泥石衬边-溶蚀、绿泥石衬边-碳酸盐胶结和石英加大-碳酸盐胶结等6大类成岩相。绿泥石衬边-溶蚀相和石英加大-溶蚀相为最好的成岩相类型,研究区须家河组气井都分布在该2类成岩相中。