基于正演与反演结合的孔隙度演化恢复方法——以川东北地区须家河组为例

孔隙度定量恢复是储层定量研究的核心问题之一,传统的半定量—定量恢复方法未考虑化学成岩作用与岩石表观体积变化,且应用条件苛刻、恢复结果精度低。在岩石组构、成岩演化序列分析和准确恢复原始孔隙度的基础上,综合考虑了岩石表观体积变化对孔隙演化的影响,以川东北地区须家河组储层为例,建立了压实主导型和胶结主导型成岩-孔隙度演化模式。基于粒间体积不变原理推导了压实主导型和胶结主导型储层的孔隙度变化量计算公式,并利用埋藏史-热史模拟结果获取古埋深、古地温等参数,建立单一成岩作用定量模型。综合原始孔隙度、成岩作用时间和温度范围,将地质历史时期孔隙演化视为多个单一增孔或减孔作用的叠加,构建了基于正演与反演结合的孔隙度定量恢复新方法(FIM法)。相较于改进的Scherer模型、机械-化学压实模型和反演回剥法,FIM法恢复孔隙度结果可信且适用范围更广。受早成岩阶段强烈的机械压实作用影响,川东北地区须家河组(长石)岩屑砂岩储层于晚侏罗世早期致密化,天然气藏具有"边致密边成藏"的特征;强烈的碳酸盐胶结使含石英砂屑灰岩储层于中侏罗世致密化,天然气藏具有"先致密后成藏"的特征。     

华北地台东部早奥陶世岩相古地理特征

基于层序地层学,将华北地台东部下奥陶统划分为新厂阶和道保湾阶。早奥陶世海水较浅,发育浅海和海岸两种沉积环境,自南往北由古陆边缘沉积区过渡为碳酸盐台地沉积区,局限台地和潮上云坪发育。台地呈“中凹边凸”凹面式隆升,南北升降差异逐渐加大,沉积-沉降中心的延伸方向由东西延展向南北方向发展,显示了多种构造应力综合作用而又存在优势方向的特点。相对海平面继承了寒武纪末期的降低趋势,海退大致自NW向SE,台地衰退,云坪和局限台地向东扩展,开阔台地向北、向东退缩。沉积相南北分区的特点使得岩性分区显著,从台地区到潮坪相区,由灰岩过渡为白云岩。需要注意的是,本区云坪亚相准同生白云岩特别发育,中新生代盆地下奥陶统特别是亮甲山组白云岩发育优质储层。     

沁水盆地郑庄—樊庄区块煤系储层共生成藏微观输导体系

基于沁水盆地郑庄—樊庄区块煤层气藏与顶板致密砂岩气藏之间存在共生性与不对称性迁移的现象,提出了共生成藏微观输导体系的概念。以煤系储层微观输导体系为研究对象,采用高压压汞实验、低温液氮吸附测试和核磁共振分析等方法,对静态微观输导体系的特征和动态输导机制研究后发现,研究区煤岩静态微观输导体系由过渡孔—微孔为主导的孔隙型输导要素与高密度、高角度的裂隙型输导要素构成;构造抬升引起的降压是煤层气微观输导的动力。古近纪末期至现今,由于构造抬升引起压力变化使得煤岩吸附气解吸,每吨煤解析出14.29 m~3的甲烷。古近纪末期(距今约30 Ma),甲烷分子在煤岩孔径范围内发生Fick型扩散;现今在孔径为5~15 nm的煤岩中发生过渡型扩散,在孔径为15~100 nm的煤岩内发生Fick型扩散。     

华北地台东部中奥陶世岩相古地理特征

以明确华北地台中奥陶世沉积格局分布及演化特征为目的,基于层序地层学理论,将华北地台东部中奥陶统划分为5个三级层序,并以三级层序为单位进行沉积相分析和岩相古地理编图。从层序地层的等时性出发,研究了本区中奥陶世岩相古地理特征。华北地台东部中奥陶世以持续海侵为主,层序地层的发展受海侵规模、时间及短暂海退的影响,中部地层发育最为齐全。古地理格局总体上表现为南北高、中间低,早期至晚期演化具有一定的继承性和明显的发展性。古地理环境受构造和海平面变化综合作用的影响,随着海侵扩大,云坪沉积减少,局限台地和开阔台地占据绝对优势。各期沉积相的分布格局有所差异,但整体而言,继承性明显,南北两侧的隆升格局造成南北分化显著,沉积相带南北对称,开阔台地常为南北两侧的局限台地所夹持,反映了构造隆升背景下沉积环境对海平面变化的敏感性。沉积过程的多旋回性和岩性组合的韵律性使得中奥陶统形成了多套有利的生储盖组合,中新生界保存条件较好的渤海湾盆地区为有利勘探区。      

华北地区晚三叠世岩相古地理特征

由于前人对华北地区晚三叠世岩相古地理的系统研究较少,其沉积格局及演化规律尚不明朗。基于层序地层学理论,根据华北地区上三叠统整体发育特征,将其划分为卡尼阶和诺利-瑞替阶共 2 个等时地层单元,并以优势相法分别编制了岩相古地理图。晚三叠世华北地区整体上东高西低,地层东薄西厚,以陆相沉积为主。主要沉积区位于鄂尔多斯盆地和南华北地区,前者为开阔的内陆坳陷湖盆,岩相北粗南细,厚度北薄南厚,沉积中心偏南,上三叠统油气资源主要分布于盆地中西部地区;后者由一系列小型湖盆组成,沉积中心位于西北部,以济源地区上三叠统最为发育,其他地区仅为零星分布,储层物性总体较差,上三叠统油气资源匮乏。通过对华北地区晚三叠世岩相古地理的研究,明确了盆地演化、沉积体系、烃源岩、储集层的时空分布规律及其相互关系,认为主要存在自生自储、上生下储和下生上储等 3 种生储盖组合类型,指出了鄂尔多斯盆地盐定三角洲、环县三角洲、甜水堡三角洲和环县-甘泉地区以及济源盆地为其油气勘探的有利方向。     

济阳坳陷惠民凹陷新生代沉积-沉降中心迁移规律及其机制

通过对区域地质、地层厚度、沉积特征以及断裂活动强度等资料进行分析,研究了济阳坳陷惠民凹陷不同时期的构造活动特征与沉积中心迁移规律,阐明了其动力学机制,并对沉积中心进行了重新厘定,提出了圈定沉积中心的具体方法。研究结果表明：惠民凹陷新生代存在东、西两个动态变化的沉降中心和沉积中心,除Es⁴期外沉积中心与沉降中心基本吻合,Es⁴期沉积中心已迁移到临邑西南,而沉降中心仍在滋镇西;Es⁴-Es³期是沉降中心迁移的重要转折期,主要发生南北向迁移,Ek-Es⁴和Es³-Ed时期以东西向迁移为主;西区沉积中心的迁移轨迹呈“S”形,东区为逆时针迁移。控凹断裂主要在Ek和Es⁴期活跃,Es³-Ed期则是控洼断层占据主导。无论是控凹断裂还是控洼断裂均受NNW向伸展构造以及兰聊、郯庐断裂右行走滑作用控制,这与太平洋板块向欧亚板块俯冲速度和角度变化引起的地幔对流及印度板块的远源效应有关。     

元坝地区须二下亚段砂岩储层致密化与天然气充注关系

文中基于铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及流体包裹体等分析测试方法,对元坝地区须二下亚段储层特征、致密化过程、天然气充注时间与期次等进行研究,探讨了绿泥石衬里岩屑砂岩和强压实岩屑砂岩2种砂岩储层致密化与天然气充注的时间匹配关系。研究结果表明：须二下亚段储层属于致密砂岩储层,储集空间以残余粒间孔为主,压实作用是储层致密化的主要原因;绿泥石衬里岩屑砂岩由于绿泥石膜的保孔作用,储层致密化时间相比强压实岩屑砂岩较晚;结合天然气充注史与储层致密史,绿泥石衬里岩屑砂岩具有边致密边成藏的特征,强压实岩屑砂岩具有先致密后成藏的特征。该研究对明确该地区天然气成藏机理及富集规律具有重要意义。     

山西沁水盆地天然气封存箱成藏机理与模式

依据沁水盆地现有勘探资料及研究成果,从构造特征、地下水及天然气分布等方面出发,综合分析盆地内天然气封存箱成藏模式。盆地内水动力条件复杂,地层水可依次划分为补水带、强径流带、弱径流带、交替阻滞带及泄水带5个区带。根据地下水动力条件与地层水矿化度的关系,并结合地层水矿化度的变化趋势与盆地内地层含气量的展布特征,提出了由煤岩、泥岩等致密岩层组成的顶、底板,形成了在盆地内广泛展布的近同心圆状的“饼状”箱体模式。同时,还进一步分析了盆地内致密砂岩气的成藏机理及封闭机理,发现区内“饼状”箱体可分为上、下两层,上层为3^#煤层上部山西组致密砂岩段箱体,下层为3^#煤层与15^#煤层之间的致密砂岩段箱体。上、下封存箱封存机理虽然不同,但自盆地边缘到盆地内部,再到盆地边缘,“饼状”箱体稳定展布。     

深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程——以辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段为例

辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大,深层探井少,储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、流体包裹体等多种技术手段,对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析,划分了成岩相类型,并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明,沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩,以低孔、特低渗为主,储集空间主要为次生溶蚀孔隙,储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异,强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早,中等成岩相砂岩次之,强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响,成岩早期孔隙度快速减少,导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限;而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱,保留一定粒间孔隙,受有机酸溶蚀作用的影响较大,储层物性得到良好改善。