四川盆地上三叠统砂岩储层特征研究

根据134口井的岩石学、物性等资料，较系统地描述了四川盆地上三叠统须家河组砂岩储层特征及其主要影响因素：该组发育须二段、须四段和须六段3套厚层砂岩，岩石类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石石英砂岩、长石石英砂岩为主，以岩屑长石砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩为辅，其岩石组份随物源的变化而变化，从须二段到须六段岩石中岩屑含量逐渐增多，其中长石岩屑砂岩为富气岩石类型；砂岩剩余原生粒间孔、粒间及粒内溶孔为主要储集空间，杂基孔和微裂缝为次要储集空间，剩余原生孔隙的发育程度决定了储层的基本储集性质，次生孔隙的发育决定了优质储层的发育；储层致密主要是由早期压实和晚期胶结作用造成，而溶蚀作用和绿泥石衬边则起到增大和保护孔隙的作用，为有利的成岩作用。     

致密油储层成岩相类型及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层为例

鄂尔多斯盆地姜家川地区长8油藏属于近源富集成藏,是特低孔、超低渗的典型致密油藏,分析储层成岩相类型并寻找受成岩相控制的优质储集体,可为有利储层预测和致密油藏高效开发提供依据。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等手段,对目的层岩石学特征、成岩作用类型和成岩期次进行了研究,结合油田生产动态资料,分析了不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响,预测了有利成岩相带分布。结果表明：长8储层主要为岩屑长石砂岩,压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏,铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用是导致储层致密的决定性因素,成岩阶段中的溶蚀作用有利于改善储层的孔渗性能;主要成岩阶段处于中成岩阶段A期的晚期,同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期,主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相、碳酸盐胶结相等4类成岩相,其中绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相物性最好、产油量最高,该成岩相分布区储集层具有良好的储渗能力。研究结果可为该区有利勘探区预测提供参考。     

白豹-坪庄地区长63储层有利区块预测

根据铸体薄片、扫描电镜、岩心、测井等资料研究结果,长63储层经历了复杂的成岩作用,储层物性差,属于中低孔特低渗储层,储集空间以剩余粒间孔和溶蚀孔为主,成分成熟度低,结构成熟度中等一较高。储层质量受到沉积微相和成岩作用的双重控制．沉积微相控制着储层原生孔隙的发育,成岩作用控制着次生孔隙的发育,三角洲前缘水下分流河道水动力条件较强,沉积的碎屑物粒度相对较粗,分选好,是最有利于储层发育的沉积微相;长石溶蚀成岩相以长石溶孔发育为主要特征,长石沿解理面溶蚀强烈,次生孔隙发育,储层物性显著变好,是该区最有利的成岩相;碳酸盐胶结物溶蚀成岩相较长石溶蚀成岩相溶蚀程度低,孔隙中的铁方解石、铁白云石胶结增多,物性相对较好,是该区较有利的成岩相;绿泥石衬垫式胶结成岩相以绿泥石衬垫式充填孔隙为主要特征,胶结作用相对较弱,孔隙类型以剩余粒间孔隙为主,储层孔渗性较好,也是该区较有利的成岩相。根据沉积微相和成岩相,三角洲前缘水下分流河道和长石溶蚀成岩相、碳酸盐胶结物溶蚀成岩相以及绿泥石衬垫式胶结成岩相的叠置发育区即为该区储层有利区块。     

姬塬地区上三叠统长6油层组储层成岩相研究

综合运用铸体薄片和扫面电镜等技术方法研究鄂尔多斯盆地姬塬地区侏罗系延长组长6油层组的成岩作用和成岩相带,结果表明研究区长6油层组的储层物性较差,岩性以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分成熟度低,结构成熟度中等;储层砂体目前主要处于中成岩阶段A期-B期,压实作用使原始孔隙度降低,钙质胶结和硅质胶结破坏原生孔的同时也减少了次生孔,绿泥石环边胶结有效的保存了原生粒间孔,后期的溶蚀作用对储层物性有所改善.依据成岩作用对储层的影响,划分出4种成岩相：与水下分流河道砂体有关的绿泥石环边残余孔相,与水下分流河道砂体边部和分流间湾有关的黑云母压实相、碳酸盐胶结相和高岭石弱溶蚀相.     

胜北洼陷三间房组致密砂岩气藏有利储层特征与成岩相

吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷中侏罗统三间房组发育致密砂岩凝析气藏，油气勘探潜力巨大。通过岩心描述、薄片观察、扫描电镜分析等手段，系统分析了胜北洼陷三间房组的沉积和储层特征，开展成岩作用与成岩相研究。研究表明：胜北洼陷三间房组储层岩石类型为长石岩屑砂岩（约占70%）和岩屑砂岩（约占30%），为强非均质性特低孔-特低渗致密砂岩储层；以细砂岩为主，颗粒支撑，孔隙型胶结，成分和结构成熟度都较低，储层砂岩以压实、胶结等成岩作用为主；储层物性是气藏富集的关键因素，主要受成岩作用和沉积微相类型影响，绿泥石胶结和成岩后期裂缝改造是优质储层发育的重要特征；三间房组二、三段为储层发育有利层段,共发育4种成岩相类型，其中有利于有效储层发育的成岩相有2种，分别为绿泥石-粒间孔成岩相和高岭石-溶蚀孔、粒间孔成岩相。     

鄂尔多斯盆地冯地坑-洪德地区长8砂岩储层孔隙类型及成岩作用

通过常规物性、岩石及铸体薄片、扫描电镜等多项测试方法,对鄂尔多斯盆地冯地坑-洪德地区长8砂岩储层的岩石学特征、成岩作用、储集类型进行了分析和研究.长8储层孔隙主要以粒间孔和长石溶孔为主,岩屑溶孔次之,孔隙组合一般以粒间孔和溶孔-粒间孔为主.本区破坏性成岩作用包括机械压实作用、石英及长石的次生加大、碳酸盐胶结作用等,压溶...     

松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化

松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗透储层成因及孔隙演化特征缺乏定量的研究。利用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X射线衍射和全岩、物性、压汞等定性、定量资料对葡萄花油层成岩作用类型、成岩相进行定量研究并恢复各成岩相孔隙演化过程。结果表明：大安油田葡萄花油层经历了早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段;机械压实、伊利石和混层黏土胶结、碳酸盐胶结破坏原生孔隙,绿泥石和高岭石环边胶结有利于原生孔保存,长石和火山岩屑溶蚀改善物性;大安油田葡萄花油层可划分为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相5种成岩相,各成岩相主要成岩作用类型、成岩强度影响孔隙组合,造成储层的强烈非均质性;长石溶蚀粒内溶孔相和黏土环边胶结残余粒间孔相储层物性最好,是研究区最有利储层。研究成果为大安油田葡萄花油层效益开发和整体建产提供地质依据。     

志丹地区延长组长6_1亚段储层成岩相类型及测井识别方法

鄂尔多斯盆地志丹地区长61亚油层组储层为三角洲前缘水下分流河道沉积,岩性主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩和少量岩屑质石英砂岩。通过大量的钻井取心、扫描电镜、高压压汞等资料分析,对志丹地区长61亚油层组的成岩作用进行研究,并结合成岩作用类型与成岩演化序列认为,长61砂岩成岩演化阶段为中成岩B期;对储层具有建设作用的成岩相为早期绿泥石膜胶结相、长石溶蚀相,具有破坏作用的有绿泥石充填成岩相、较强石英次生加大相、方解石胶结相,其中以早期绿泥石膜胶结相与长石溶蚀相物性最好。依据所建立的主要成岩相类型与测井曲线的对应关系,提出定性识别储层成岩相的方法。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相

运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法,系统分析了鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组砂岩储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,进而对储层成岩相特征及有利成岩相的分布进行了研究。结果表明：研究区长4+5储层成岩阶段总体处于中成岩阶段A-B期,压实作用与碳酸盐胶结作用造成原始孔隙的大量损失,使储集层物性变差;早期绿泥石薄膜的发育有利于原生孔隙的保存;溶蚀作用使物性得到明显改善。根据成岩作用对物性的影响,划分出绿泥石薄膜-粒间孔相、高岭石胶结-长石溶蚀相、伊利石胶结-长石溶蚀相、碳酸盐胶结相、硅质-伊利石胶结相等5种成岩相带,优质储集层与成岩相密切相关,绿泥石薄膜-粒间孔成岩相的砂体物性、含油性最好,是研究区长4+5储集层石油最富集的成岩相带。     

马坊地区长8油层组有利储层发育的控制因素分析

通过铸体薄片、扫描电镜和物性分析,认为鄂尔多斯盆地马坊地区延长组长8油层组的储层为低孔低渗砂体。储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,填隙物以伊利石和绿泥石粘土矿物和铁方解石胶结物为主,胶结作用对储层的破坏严重。储层孔隙类型以环边绿泥石膜形成的原生粒间孔和溶蚀孔。马坊地区长8油层组优质储层的分布主要受沉积作用和成岩相的影响。分流河道和水下分流河道主河道的位置是有利储层发育区。优质储层主要受高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相、环边绿泥石薄膜相发育带的控制。马坊地区长8油层组优质储层分布于水下分流河道砂体和分流河道砂体有关的绿泥石薄膜相和长石溶孔相。     

川西北厚坝地区油砂储层特征及成岩作用分析

龙门山断裂带前缘厚坝地区中侏罗统沙溪庙组油砂矿是一类典型的非常规油气资源。据野外露头 和钻井岩心的宏观与微观研究,探讨了厚坝地区油砂的储层特征及成岩作用特征。研究认为,储层岩石类 型以中-粗岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主;储集空间以残余粒间孔及粒间溶孔为主,粒内溶孔较少,裂缝 较发育,具有中高孔、中渗的特点;储层成岩作用主要包括压实作用、胶结作用及溶蚀作用。溶蚀作用与绿 泥石胶结作用对孔隙的保存均起积极作用,其中溶蚀作用多发生于不稳定颗粒边缘及颗粒内部,形成大 量次生溶孔;绿泥石胶结作用可提高岩石的抗压实强度,从而使原生孔隙得以保存。压实作用与钙质及硅 质胶结作用对孔隙均起破坏作用,为储层形成的不利因素。     

克拉2气田储层特征及优质储层形成机理

塔里木盆地库车坳陷北部的克拉2气田的天然气主要储集于白垩系巴什基奇克组辫状河三角洲沉积的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩中，储层孔隙发育，连通性好，以受溶蚀作用改造扩大的粒间孔隙为主。储层孔隙度为15%～20％，渗透率为200×10^－3～800×10^－3μm²，属于中孔中渗储层。通过显微镜下观察发现，岩石在埋藏过程中以机械压实作用为主，颗粒主要为点、点-线接触，压实作用弱-中等；发育碳酸盐和黏土矿物胶结，石英次生加大胶结较少，总体上胶结作用不强烈；溶蚀作用主要发育于长石和岩屑颗粒内部与边缘，以及粒间碳酸盐胶结物；目前岩石处于中期成岩阶段。优质储层的形成主要与砂岩储层早期长时间浅埋、晚期短时间快速深埋，异常高压对压实作用的抑制以及晚期溶蚀作用对孔隙一定程度的改造扩大有关。     

鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相

上三叠统延长组长8段砂岩是鄂尔多斯盆地代家坪地区重要的勘探目的层,以长石岩屑细砂岩和岩屑长石细砂岩为主,目前处于中成岩A期,属典型低孔特低渗储层。强烈的成岩作用是储层致密化的主要原因,其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用造成储层原生孔隙大量丧失,绿泥石胶结和长石溶蚀对储层物性改善起到了积极作用,碱-酸-碱交替的成岩介质环境变化控制了粘土矿物形成、碳酸盐胶结物沉淀以及长石溶蚀作用。综合多项定性和定量参数,将长8段砂岩划分为5种成岩相类型,定量计算不同成岩相埋藏过程中孔隙演化表明,由沉积作用形成的不同成岩相中砂岩原始组分差异是导致胶结类型和溶蚀程度差异的物质基础,不同成岩相中成岩作用类型及强度是造成砂岩孔隙演化及物性差异的主要原因。优质砂岩储层分布与成岩相密切相关,其中分布于水下分流河道砂体中的弱压实绿泥石胶结相和中压实次生溶蚀相砂岩物性最好,是研究区长8段砂岩储层中最有利的成岩相带。     

前陆层序致密储层的单因素成岩相分析

对川西前陆盆地上三叠统的构造、沉积和成岩单因素进行了分析,并利用井资料对单因素成岩相进行了约束划分.在此基础上进行了平面叠加,确定了综合成岩相.在川西前陆盆地可以识别出前陆层序和非前陆层序,须二段是前陆层序中的油气储集体发育段,可划分出8种单因素成岩相,即压实压溶成岩相、碳酸盐胶结交代成岩相、石英次生加大成岩相、粘土矿物(伊利石)胶结交代成岩相、绿泥石衬边胶结成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、破碎裂缝成岩相和有机质充填成岩相.其中,冲断带发育的压实—破碎—溶蚀成岩相及近前渊三角洲相砂体中发育的强压实—溶蚀—绿泥石衬边胶结成岩相均可形成较好的储层.     

苏里格气田西部盒8段储层成岩作用及其演化

为揭示苏里格气田西部下二叠统石盒子组第8段（简称盒8段）相对优质储层的时空展布规律并给储层预测提供依据,基于铸体薄片、扫描电镜、X光衍射和电子探针等分析化验资料,对盒8段储层的成岩作用及其演化进行了研究。结果认为：①盒8段储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩,其次为石英砂岩,碎屑颗粒组合具有高石英、高岩屑、低长石的特点,填隙物以杂基和硅质为主;②该储层经历的成岩作用中,压实作用、胶结作用和交代蚀变作用对孔隙发育主要起到破坏性影响;溶蚀作用和破裂作用主要对孔隙发育起建设性作用,特别是溶蚀作用形成的大量次生孔,成为主要储集空间;③胶结压实相与强溶蚀相组合为最有利的储层发育区,胶结压实相与中等溶蚀相组合属于较有利储集层发育区,相对优质储层主要发育于冲积平原的主河道和三角洲平原的分流河道上且与溶蚀作用所形成的次生孔的分布及胶结物的类型、含量有着紧密的关系。     

西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层特征及其主控因素

以岩心和铸体薄片观察为基础,结合扫描电镜、储层物性、压汞及试采等综合资料分析,对西湖凹陷平湖构造带平湖组砂岩储层发育特征进行了研究。结果表明,该区平湖组储层岩石类型以长石质石英砂岩为主,颗粒分选和磨圆度较好,成分成熟度中等,结构成熟度高;储层物性表现为低孔、低渗和中孔、中渗的特征,孔、渗相关性好;孔隙类型主要发育有粒间溶孔和剩余原生粒间孔,喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道为主,孔、喉组合以中孔、粗喉为主。在此基础上,从沉积相、成岩作用和异常超压等方面对该区储层发育主控因素进行了分析。综合研究表明,沉积相是该区储层发育的主控因素之一,其中三角洲平原分支河道砂体物性最好,其次为三角洲前缘水下分流河道砂体;压实作用和胶结作用导致该区储层物性变差,溶蚀作用则有助于形成次生孔隙空间,并大大改善储层物性;异常超压对研究区储层有建设性影响,可以在一定程度上使原生孔隙得以保存,并促进早期碳酸盐胶结物的溶解,形成粒间溶孔,改善储层物性。     

川中地区上三叠统须家河组二段和四段砂岩优质储层成因探讨

川中地区上三叠统须家河组砂岩储层虽然普遍具有低孔、低渗透-特低渗透的特点，但仍发育孔隙度相对较高的优质储层。从沉积作用、成岩作用和构造作用等方面探讨了该区优质储层的形成条件，为预测优质储层的分布提供了依据。研究认为：波浪和湖流作用较强的高能地带是该区形成优质储层的最有利区域，其中沉积形成的砂岩结构成熟度和成分成熟度较高，原生粒间孔隙发育，有利于在后期成岩改造中向好储层发展；在成岩过程中，这部分砂岩抗压实能力强，绿泥石环边对阻止早期石英次生加大胶结的进行和残余原生粒间孔隙的保存也起了重要作用；虽然晚成岩期自形或半自形石英胶结损失了部分粒间孔隙，但仍能形成孔隙度相对较高的储层。后期多次构造运动形成的裂缝改善了储层的渗透性能，是构成产层的重要条件。     

塔西南阿克莫木气田白垩系克孜勒苏群砂岩储层特征及其控制因素

根据常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析,研究了塔西南阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层的地质特征及其主控因素。结果表明,该套储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主;储层物性较差,为低孔、低渗储层;孔隙类型以次生孔隙为主,主要有粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙等;压汞曲线排驱压力较高,一般孔喉分选较差,总体具有小孔-细喉的孔隙结构特征。阿克莫木气田克孜勒苏群砂岩储层发育程度与碎屑颗粒的粒度粗细、岩屑含量以及成岩阶段的压实、胶结和溶蚀作用具有较强的相关性。辫状水道控制下的碎屑颗粒越粗,岩屑含量相对越高,溶蚀作用越强,储层就越发育;压实作用及成岩后期的碳酸盐岩、粘土类、硅质矿物的胶结作用不利于储层发育。