复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术及其在南海西部海域的应用北大核心CSCD

南海西部海域中深层存在强非均质性和低渗储层,(扇)三角洲和水道-海底扇等复杂沉积体,高温常压和高温超压等复杂温压场,多期烃类充注及CO2、大气淡水等流体作用,给储层评价及预测带来了挑战。本文围绕复杂沉积-成岩场背景下储层演化与形成机制,通过刻画不同或相同沉积体储层岩相-储集相特征,划分区域沉积与成岩场特征,明确不同地质条件下岩相、成岩孔隙演化及其与油气等流体充注关系,确定储层物性主控因素与有效储层成因机制,建立不同沉积体、温压场、流体影响的储层物性预测模型,叠合成储主控因素圈定有利储层分布,预测有利区物性特征,形成了复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列,包括岩相-孔喉结构精细表征技术、孔隙演化定量恢复及关键时刻储层物性预测技术、成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术。该技术序列应用于莺歌海-琼东南盆地中新统重力流沉积水道-海底扇、高温超压领域,指导了储层评价及深层商业有效气藏发现;应用于北部湾盆地乌石凹陷始新统流沙港组(扇)三角洲、高温常压储层领域,成功评价了有利区带,钻探获得商业油层与深层领域性突破。     

复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术及其在南海西部海域的应用

南海西部海域中深层存在强非均质性和低渗储层,(扇)三角洲和水道-海底扇等复杂沉积体,高温常压和高温超压等复杂温压场,多期烃类充注及CO2、大气淡水等流体作用,给储层评价及预测带来了挑战。本文围绕复杂沉积-成岩场背景下储层演化与形成机制,通过刻画不同或相同沉积体储层岩相-储集相特征,划分区域沉积与成岩场特征,明确不同地质条件下岩相、成岩孔隙演化及其与油气等流体充注关系,确定储层物性主控因素与有效储层成因机制,建立不同沉积体、温压场、流体影响的储层物性预测模型,叠合成储主控因素圈定有利储层分布,预测有利区物性特征,形成了复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列,包括岩相-孔喉结构精细表征技术、孔隙演化定量恢复及关键时刻储层物性预测技术、成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术。该技术序列应用于莺歌海-琼东南盆地中新统重力流沉积水道-海底扇、高温超压领域,指导了储层评价及深层商业有效气藏发现;应用于北部湾盆地乌石凹陷始新统流沙港组(扇)三角洲、高温常压储层领域,成功评价了有利区带,钻探获得商业油层与深层领域性突破。     

冀中坳陷霸县凹陷古近系中深层古地层压力演化及对储层成岩作用的影响

综合运用测录井、试油和实验分析测试资料及盆地模拟方法,在霸县凹陷古近系中深层今地层压力分析的基础上,恢复了古地层压力的演化过程,探讨了古地层压力对储层成岩作用的影响。分析结果表明,古近系中深层地层压力存在超压原始积累-超压降低2个阶段,其演化表现出“低-高-低”变化特征。沉积初期地层压力以常压为主,在距今约40 Ma开始发育超压,约25~20 Ma期间超压达到最高值,表现为强超压,随后地层压力持续降低,至今演化为常压、弱超压,局部地区发育中超压。早期快速埋藏导致的欠压实作用是地层超压形成的主要原因,而后期生烃增压作用不明显。古地层超压抑制了储层的成岩作用,具体表现为：①抑制压实作用的进行,从而保护储层的原生孔隙;②抑制黏土矿物的转化,减少Ca²⁺等的来源,从而减弱胶结作用发生,保护储层的孔隙;③抑制有机酸的生成,阻碍流体渗流与物质交换,从而不利于长石溶蚀作用的发生。     

琼东南盆地乐东——陵水凹陷黄流组峡谷水道储层成岩作用与孔隙演化

峡谷水道是琼东南盆地增储上产的重要目标,目前乐东—陵水凹陷峡谷水道探明天然气储量占全盆探明储量的70%。为揭示峡谷水道储层形成机理,利用岩石薄片、物性、扫描电镜、黏土X-射线衍射、包裹体等分析资料,研究了乐东—陵水凹陷黄流组峡谷水道储层成岩作用与孔隙演化特征,明确不同区带成岩演化差异,确定峡谷水道成岩共生序列,建立峡谷水道孔隙演化模式。结果表明:峡谷水道储层经历了压实、胶结、溶解等多种成岩作用,现主体处于中成岩A期,成岩共生序列为早期黏土矿物析出→长石微溶蚀→石英次生加大并且长石强烈溶蚀→铁方解石、白云石胶结→石英及其次生加大边溶蚀→碳酸盐胶结物微溶,在崖城A/B区表现为"压实明显减孔,硅质—碳酸盐胶结减孔,长石、铁方解石溶蚀增孔"的演化特点,在陵水Z/X区呈"压实减孔,铁方解石胶结减孔,长英质溶蚀少量增孔"的特征。     

溶蚀作用对火山岩有效储层形成的控制作用——以松辽盆地徐家围子断陷营城组为例

针对火山岩储层岩石类型复杂、储层非均质性较强的特点,通过大量岩心观察和铸体薄片鉴定,对松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩储层进行系统的成岩作用和孔隙演化研究。结果表明,研究区火山岩有效储层主要为流纹岩和晶屑凝灰岩,先后经历了6个成岩作用阶段,但是不同岩性的储层经历的成岩作用类型、阶段和演化规律有差异,从而导致孔隙演化和储层物性的差异。本区对有效储层发育贡献最大的是溶蚀作用,包括有机酸溶蚀和含CO₂酸性水溶蚀两种类型,有机酸溶蚀酸性火山岩形成的次生孔隙是对形成有效储层贡献最大。控制溶蚀作用的因素包括原生孔隙体系的发育程度、后期断裂活动强度与构造裂缝的分布、火山岩顶底的不整合面等。     

莺歌海盆地东方区黄流组高温超压砂岩储集层发育机理

莺歌海盆地东方区黄流组砂岩具有明显的高温超压环境成岩特征。通过岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、包裹体测温和X衍射等研究手段,对黄流组砂岩在高温超压下的成岩特征进行了研究,并分析了成岩作用对储集性能的影响。高温超压下黄流组砂岩具有弱压实、强溶蚀的特点,并结晶了菱铁矿、重晶石和金红石等热液成因的自生矿物。高温超压环境下不仅原生孔隙被大量保存,而且高温热流体对长石类矿物的溶蚀也有利于大量次生孔隙的形成。菱铁矿、铁方解石和铁白云石的胶结和自生高岭石的充填使储集层孔隙度降低,而蒙脱石向伊利石的快速转化是储集层渗透率急剧下降的主要因素。研究结果表明,高温超压不仅对于砂岩储集层原生孔隙起到保护作用,也导致了不稳定矿物的大量溶蚀。高温超压下储集层发育机理的研究对于砂岩中"甜点"储集层的预测具有重要意义。     

川东北地区普光气田飞仙关组储层孔隙演化

川东北地区普光气田飞仙关组储层主要为台地边缘鲕滩沉积,岩性主要为鲕粒白云岩和结晶白云岩。成岩早期受大气淡水溶蚀,形成一些次生溶孔,但和原生孔隙一起多被早期胶结物填塞。白云化也产生少量晶间孔,一般小于1%,现今有效孔隙主要为埋藏期形成的溶蚀孔缝。埋藏溶蚀大致发育两期,Ⅰ期埋藏溶蚀发生在构造挤压之后,石油充注之前,溶蚀作用与富含有机酸和二氧化碳的酸性流体有关,形成的溶蚀孔隙约占现今储层孔隙的40%;Ⅱ期埋藏溶蚀发生在充注石油演化为沥青之后,溶蚀流体可能与TSR反应产生的酸性流体有关,形成的孔隙约占现今储层孔隙的60%。孔隙演化表明,对普光气田优质储层贡献最大的成岩作用是白云化作用、构造挤压作用和早、晚两期埋藏溶蚀作用。      

正理庄地区沙二段储层成岩作用对孔隙演化的影响

东营凹陷博兴洼陷正理庄地区沙二段是正理庄油田重要的砂岩储层发育段,储层垂向上变化复杂,对其演化规律认识尚不明确。对研究区岩心、薄片、镜质组反射率、粒度等资料进行半定量分析,明确了储层成岩作用对孔隙演化的控制作用。研究结果表明:沙二段储层的储集空间主要以原生粒间孔和粒内溶孔为主;孔隙演化主要受到压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响;其中,压实作用和胶结作用对孔隙的破坏作用较大,因压实作用减小的原生孔隙平均为19.8%,因胶结作用减少的原生孔隙平均为14.1%,压实作用对孔隙的破坏作用强于胶结作用,且压实作用在整个孔隙演化中占主导地位;溶蚀作用是改善储层孔隙的重要成岩作用,主要集中在中成岩A期,最终因溶蚀作用增加的孔隙度为2.6%。     

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。     

异常高温背景识别及对砂岩储层物性演化的影响机制

储层物性演化对油气勘探开发中甜点的预测至关重要。作为控制储层物性演化的重要因素之一，异常高温对区域储层物性及成岩演化有着十分重要的影响，但相关影响机制尚未完全揭示。为此有针对性地探讨异常高温对砂岩储层物性演化的影响机制，通过系统调研全球高温背景下储层的岩性、物性、成岩演化等相关文献资料，进而深入剖析不同地区不同热流体与储层岩性、物性及成岩演化的耦合作用。研究发现，异常高温对储层物性演化的影响主要体现在：高温背景加速压实作用的强度，促进次生孔隙的发育或原生孔隙向次生孔隙与微孔隙的转化，也会使化学胶结反应速率加快，加速成岩演化进程，进而对物性造成极大影响。通过总结归纳前人对热背景下的储层成岩演化研究进展，探讨了热背景对储层物性及成岩演化的影响机制，同时对局部地区存在的异常高温背景的影响进行了分析。研究可为后续储层甜点预测提供新的思路及理论支撑。     

东营凹陷北带古近系中深层异常高孔带类型及特征

异常高孔带类型不同,其成因机制和油气勘探思路也不相同。根据异常高孔隙度储层中原生孔隙和次生孔隙的相对含量,将原生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为原生孔隙型异常高孔带,将次生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为次生孔隙型异常高孔带。东营凹陷北部陡坡带古近系异常流体超压和油气的大量充注等有效保存原生孔隙的地质因素普遍存在,但目前东营凹陷中深层异常高孔带仅被界定为次生孔隙型异常高孔带,其合理性值得商榷。通过对东营凹陷北部陡坡带沙河街组四段和三段中亚段碎屑岩储层的研究,北部陡坡带胜坨地区在2 800~3 300 m和3 300~3 700 m存在2个异常高孔带,其储集空间以原生孔隙为主,原生孔隙含量达到50% ~90%,属原生孔隙型异常高孔带;民丰地区在4 250~4 400 m和4 750~4 900 m存在2个异常高孔带,其储集空间以次生孔隙为主,次生孔隙含量达到60% ~90%,属次生孔隙型异常高孔带。     

东濮凹陷次生孔隙成因探讨

东濮凹陷深层勘探预示着在深层发育异常高孔隙储层。利用实际资料,发现异常高压纵、横向分布特点,从宏观和微观2个方面对其成因和对储层的作用进行分析。结果显示：超压异常的形成与不均衡压实、孔隙流体增加、孔隙体积减小有关。超压异常控制成岩作用环境及孔隙的纵向演化,主要表现在高次生孔隙的发育和孔隙的分带性。次生孔隙的发育主要受微裂缝形成、生烃酸性环境溶蚀作用、原生孔隙的保存作用、热液循环溶蚀作用和热液交代作用的影响。在异常超压控制下,东濮凹陷深层形成了以次生孔隙发育带为主、次生孔隙递减带和致密带为辅的次生孔隙分布格局。次生孔隙带的广泛发育,对于扩大东濮凹陷深层勘探领域有重要意义。     

含油气盆地深层—超深层碎屑岩油气勘探现状与优质储层成因研究进展

合油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的"三新"领域之一,整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点.勘探实践和研究表明,含油气盆地深层—超深层(深度为4～8 km)碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层;在深层—超深层碎屑岩优质储层中,古生界储层以次生孔...     

砂岩储集层粒间孔隙保存机制

关于深埋藏、高温度条件下的砂岩储层孔隙保存研究在保存机理、适用条件、实验模拟等方面都存在着不少的争议。为了更好地剖析砂岩储层粒间孔隙保存的机理,在系统总结国内外学者近年来在砂岩粒间孔隙保存方面研究成果的基础上,阐述了颗粒包膜发育、孔隙流体超压、与外来盐体有关的热流扰动以及烃类充注等4种因素对储层质量的影响,并指出了孔隙保存机制未来的研究趋势与方向。研究结果表明:(1)颗粒包膜发育能够通过抑制石英增生而保存粒间孔隙,其中绿泥石膜主要集中发育在三角洲和河流相沉积环境中,砂岩粒度较粗且绿泥石膜粒表覆盖率较高的储集层易形成优质储层,其抑制石英胶结的效果优于伊利石膜,微晶石英膜则通过无定形硅与玉髓共生的纳米薄层以及微晶石英的集合来共同抑制石英增生;(2)孔隙流体超压主要通过抑制压实和压溶作用而成为浅层砂岩中一种主要的孔隙保存机制;(3)外来盐体的存在可以实现对地温的抑制,以减少砂岩储层的石英增生量,并且盐体较厚、侵位时间较早的砂岩更易保存较多的粒间孔隙;(4)油气充注对孔隙保存的影响程度尚难以定量评价。结论认为:目前对于影响深层砂岩粒间孔隙保存因素的分析预测仍停留在微观观测和实验模拟阶段,区域上的预测识别技术亟待进一步探索;基于孔隙保存机制认识下的砂岩储层孔隙度演化模拟是未来研究攻关的难点和重点。     

高邮凹陷深层系有效储层形成控制因素

高邮凹陷发育上、中、下三套含油气系统,深层系油藏属于下含油气系统。通过对深层系成藏基本特征及有效储层发育关键控制因素的研究,取得系统认识。下含油气系统成藏条件表现为“上生下储”特点,即上部阜宁组二段生成的油气,在异常高压条件下下排进入阜宁组一段储层。阜一段储层主要为三角洲前缘亚相沉积,砂体发育,但整体表现为低孔、低渗特点。研究认为,沉积微相、埋深与成岩、异常高压与油气充注三者控制了深层有效储层的发育;水下分流河道和河口坝是有效储层发育的有利微相;储层处于晚成岩A1期,次生孔隙发育改善了储集条件;深层系存在异常高压层有利于油气充注,油气充注时间早于砂岩致密化时间,有利于储集空间保存。其中,有利的沉积微相和发育次生孔隙带是决定深层发育有效储层的主要因素。     

琼东南盆地异常地层压力与深部储集层物性

以琼东南盆地的实际资料为基础,分析了琼东南盆地异常地层压力分布及其成因机制,查明了琼东南盆地深部储层异常物性分布特征和异常地层压力对深部储层物性的影响并提出了深部储层的预测方法.认为琼东南盆地体现了晚期超压的特点,次生孔隙发育段与异常超压发育段对应,异常压力通过烃类的次生孔隙生成和原生孔隙保护、欠压实的孔隙保护以及阻止胶结物的形成3种方式对深部储层孔隙保存和发育产生影响.最后验证了Gluyas和Cade提出的有效埋藏深度是计算和预测超压条件下储集层孔隙度与深度关系的方法,认为该方法对琼东南盆地深部超压条件下储集层孔隙度的预测是-种行之有效的方法.     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

辽西低凸起及辽中凹陷压力场特征与油气分布关系

辽西低凸起及辽中凹陷古近系广泛发育超压,异常高压主要分布在东营组二段下部至沙河街组一段和沙河街组三段。主力烃源岩生成的油气,在超压的强动力驱动下,沿断层、砂体、不整合面等输导体系侧向传递到辽西低凸起及凹陷两侧斜坡带等有利圈闭中聚集成藏。天然气藏主要分布于异常高压带的内部,油藏主要分布于异常高压带内部或异常高压带边缘(常压带或过渡压力带),少数岩性油气藏或封闭条件优越的凝析气藏位于超压区内,若油气藏上覆有压力和泥岩的双重封堵,则油气聚集量明显加大。     

西湖凹陷深层储层特征及控制因素研究

利用岩心薄片、物性、扫描电镜、X衍射等分析资料,对西湖凹陷深层储集层进行了详细的物性特征、成岩特征及影响储层发育的主控因素的研究。结果表明,西湖凹陷深层储层以低孔低渗储层为主,深层普遍存在次生高孔带的"甜点";压实作用和胶结作用是导致深部储层物性变差的主要成因;溶蚀作用和超压作用是形成深层储层"甜点"的主要控制因素。     

济阳坳陷下第三系温度、压力与深部储层次生孔隙的关系

济阳坳陷地温梯度偏高,存在异常高压带,下第三系深部储层次生孔隙类型丰富。研究认为：⑴受温度作用控制,烃源岩中不同类型的有机质在成熟过程中产生的有机酸有益于次生孔隙的形成;⑵成熟烃源岩丰富的有机质,是形成次生孔隙的有利基础;⑶高地温有利于储层形成次生孔隙;④异常主压有助于深部储层次生孔隙的保存;⑸高地温、异常高四段有利,沙四段又较孔店组有利;横向上,东营凹陷染家楼一牛庄一六户、利津一民丰和樊家北－纯