文昌X油田珠海组低渗储层成岩作用与孔隙演化

文昌X油田是南海西部海域近几年新发现的低渗油田,目的层珠海组二段储层岩性变化大、局部胶结致密、非均质性强、成岩现象丰富、受成岩作用改造明显。文中根据铸体薄片、黏土矿物X衍射、碳氧同位素分析等实验资料,系统研究了文昌X油田珠海组二段低渗储层的岩石学特征、成岩作用特征及孔隙类型等,并在此基础上建立了基于成岩序列约束下的孔隙演化定量分析方法。研究结果表明：成岩作用控制孔隙演化过程,成岩早期机械压实作用是储层孔隙度降低的主要因素;早期碳酸盐胶结物对储层孔隙起保护作用;中成岩A期烃类注入导致酸性环境形成,长石等不稳定矿物大量溶蚀,储集空间得到极大改善;晚期碳酸盐胶结物对储层起破坏作用,储层孔隙度从38%降低为14%。该研究为文昌X油田下一步勘探开发提供地质依据。     

冷家油田储层成岩作用及对孔演化的影响

利用各种分析化验手段研究了辽河冷家油田冷４３断块稠油油藏Ｓ１＋２２面砂砾岩储层的成岩作用特征，建立了储层的成岩演化模式，研究了储层的孔隙类型，定量分析了储层成岩作用对储层孔隙演化的影响，为冷４３断块油藏描述了成岩模型和孔隙演化模型。     

川西北部上三叠统须家河组储层成岩作用研究

川西北部上三叠统须家河组储集岩主要为长石石英砂岩、长石岩屑石英砂岩。该储层砂岩是典型的低孔、低渗储集岩。以岩心观察为基础,结合对薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料分析后认为,川西北上三叠统须家河组砂岩经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶解作用以及破裂作用等多种成岩作用,目前已达到了晚成岩阶段B期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实、胶结作用起主要破坏性作用,溶解、破裂作用起建设性作用。     

东营凹陷北部陡坡带西段水下扇储层成岩作用与孔隙演化

东营凹陷北部陡坡带西段沙四段储层是砂、砾岩为主的近岸水下扇沉积体。其储层岩石结构成熟度和成分成熟度均较低。运用化验资料对其成岩作用进行研究发现，储层主要经历了压实作用、胶结作用和溶蚀作用，目前处于晚成岩A期。在此基础上，分析了成岩作用对储集物性的影响，定量恢复了储层孔隙空间的演化史。     

珠江口盆地白云凹陷西南部珠海组储层成岩特征及其对储层物性的影响

珠江口盆地白云凹陷西南部通过新钻井发现优质储层,但是目前关于该区域珠海组储层孔隙演化与成岩作用过程的相关研究很少,制约着深水区优质储层的评价与潜在甜点区的有效预测。首先选取白云凹陷珠海组最新深海钻井岩心作为研究对象,结合大量薄片、铸体薄片、X射线衍射以及岩石物理性质测试等资料,对其岩石特征、孔隙演化、成岩作用以及对储层物性的影响等方面进行了系统研究。结果表明：珠海组砂岩储层主要为长石砂岩和长石岩屑砂岩。储层孔隙类型以原生孔隙和次生溶解孔隙为主,原生孔隙大多受到改造,溶蚀孔隙比较多见。珠海组砂岩储层经历了强烈的成岩作用改造,包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。系统总结了白云凹陷西南珠海组存在4种典型的成岩相：中—细粒砂岩机械压实相、中—细粒砂岩硅质胶结相、细—粉粒砂岩碳酸盐胶结相与中—细粒砂岩胶结—溶解混合相,并分析了成岩作用、成岩阶段与孔隙演化之间的耦合关系。通过对影响优质储层发育成岩因素的分析,发现压实作用是控制储层质量的主要因素,胶结作用和溶解作用是影响储层岩石物理性质的次要控制因素;碳酸盐含量和黏土矿物含量与物性呈明显的负相关;靠近生烃中心区域的储层接受大量酸性流体,引起...     

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩储层成岩演化特征

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩扇体成岩演化复杂,影响因素多,油气储层预测难度大。以岩石镜下微观特征观察为基础,通过深入剖析内因与外因对深层砂砾岩储层成岩演化的影响,认为沉积相带、欠压实、盐膏刺穿、酸性流体溶蚀、烃类流体早期充注、构造活动、绿泥石膜等是影响储集性能的有利因素,而正常压实、碳酸盐与硫酸盐胶结、粘土矿物含量高、高矿化度地层水结晶、溶态盐扩散等是影响储集性能的不利因素。扇中相带、欠压实、烃类早期充注、绿泥石膜等有利于原生孔隙的保存,盐膏刺穿、构造活动等有利于裂缝的发育,酸性流体对碳酸盐和长石矿物的溶蚀是次生孔隙大量发育的主要原因,三者构成的立体连通孔—缝网络有效提升了深层砂砾岩储层的孔渗性能。     

川中广安构造须家河组须二段储层成岩作用与孔隙演化

川中地区上三叠统须家河组二段砂岩是四川盆地内的天然气储层之一,其中广安构造须家河组须二段储集岩主要为细-中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,该砂岩储层是典型的低孔、低渗型储集岩。在对该区上三叠统须家河组气藏宏观沉积特征研究的基础上,采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法,对该气藏储层的成岩作用、孔隙演化及其对储集物性的影响进行了探讨,认为研究区砂岩经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用以及破裂等多重成岩作用,目前已达到了中成岩阶段B亚期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实压溶、胶结作用起主要破坏性作用,溶蚀作用、环边绿泥石胶结物为主要起建设性作用。     

南堡凹陷高尚堡油田深层储层成岩作用及孔隙演化

利用薄片、扫描电镜、X衍射等多种分析、测试手段,对高尚堡地区深层沙河街组三段2+3亚段(Es_3~(2+3))的储层成岩作用与孔隙演化进行了系统研究。结果表明:储层主要经历了压实、胶结、溶解等成岩作用,目前处于早成岩B期与中成岩A期成岩阶段。由于塑性组分含量高,储层早期经历强烈的压实作用,原始孔隙度损失约20.8%;胶结物以碳酸盐为主。伴随有机质的热演化,早成岩B期开始长石等易溶矿物在有机酸的选择性溶解作用下发生溶蚀,开始出现石英次生加大与自生高岭石沉淀,同时蒙脱石向伊利石与绿泥石转化,伊/蒙混层由无序向有序过渡。中成岩A期砂岩原始孔隙已残留较少,长石、岩屑的溶解作用则贡献7.5%的次生孔隙,促成深层有利储层的发育。     

下寺湾油田长2油组储层特征及其影响因素分析

通过薄片、扫描电镜和压汞法等分析测试手段,从储层岩石学特征、成岩作用、孔隙类型和孔喉特征等方面开展了下寺湾油田长2油组的储层微观特征研究,分析了储集空间类型、孔喉分布特征、成岩作用以及影响储层物性的主要因素。研究结果表明,长2油组储集岩为低成熟度砂岩;主要经历了压实、胶结、粘土矿物转化和溶蚀等成岩作用,成岩作用较弱,对储层物性影响较小;孔隙类型包括残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙等等,其中残余粒间孔隙是研究区的主要孔隙类型;孔吼分布特征是孔喉分散,分选性差,偏于略粗歪度,储集性能总的来说较差,驱油效率较低。     

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系泥页岩孔隙特征及孔隙度演化规律

基于现代实验手段,对渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩孔隙进行观察分析,研究其孔径分布和孔隙度与埋深的变化关系。指出黏土矿物晶间孔、方解石晶间孔、砂质粒间孔、黄铁矿晶间孔和有机孔隙等是东营凹陷古近系泥页岩的主要孔隙类型;泥页岩中纳米级孔隙非常发育,25 nm以下孔隙占孔隙总体积的49.7%~86.3%;并阐明了孔隙度随深度的变化规律。通过对东营凹陷古近系孔隙度演化特征和影响因素的系统研究,建立了泥页岩孔隙演化模式,把东营凹陷古近系泥页岩孔隙演化划分为基本面貌形成阶段、调整改造阶段和结构滞变阶段,深入剖析了各阶段孔隙度演化规律和主控因素,认为第二和第三阶段对页岩油气储集性能的影响最大;指出具有较大的厚度、较高的有机质丰度、黄铁矿较为发育、热硫酸盐还原作用较强是泥页岩储集空间发育的有利条件。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

渤海湾盆地东营凹陷东段红层储层成岩环境时空演化及成岩孔隙演化

成岩环境是控制红层储层孔隙类型及演化过程的重要因素之一。在大量镜下薄片鉴定的基础上,利用“元素地球化学指标正演”与“成岩产物类型及数量反演”相结合的研究方法,定性分析了渤海湾盆地东营凹陷东段红层储层成岩环境时空演化规律,定量表征了成岩改造孔隙量,分带建立了多重成岩环境控制下的红层储层孔隙演化模式。结果表明：时间上,由于原始沉积环境、有机酸和烃类注入时期的控制,红层储层成岩环境可划分为原始碱性和埋藏酸性两个变化阶段;平面上,由于盐湖区释放碱性水及有机酸浓度随运移距离的变化,自湖盆区向凹陷边缘可划分为4个成岩环境变化带：中强碱性-弱酸性带、中强碱性-强酸性带、弱碱性-中强酸性带、弱碱性-弱酸性带。受控于成岩环境平面变化规律,在不同构造部位原生孔隙降低和次生孔隙增加的幅度具有明显差异,从而导致东营凹陷东段红层储层储集空间类型多样、孔隙度差异明显。     

靖安油田长4+5油藏储集空间及成岩作用演化

利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射分析等多种手段,研究了靖安油田长4+5油藏岩石学特征、储集特征、喉道特征、成岩作用及其演化特征。结果表明:研究区储层砂岩成分成熟度偏低,结构成熟度中等,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,储层喉道较细,分选较差,排驱压力、中值压力较高,退汞效率较低。储层孔隙中常见自生石英、长石加大、绿泥石等黏土充填。研究区孔喉组合主要表现为小孔-细喉型。研究区储层岩石成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用,经历了复杂的成岩演化过程,对储层物性具有重要的影响。     

渤海湾盆地东营凹陷细粒沉积微相对页岩油储层微观结构的控制作用

以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段下亚段泥页岩为研究对象,通过厘米级岩心观察描述、岩石薄片鉴定、X-射线衍射分析等,分析泥页岩基本沉积特征,划分岩相及微相类型,分析半深湖-深湖沉积微相平面和垂向分布特征。综合扫描电镜观察、激光共聚焦显微镜观察以及低温氮气吸附实验等,对储层的孔隙和裂缝成因、类型、形貌、孔径及孔隙分布等特征进行综合表征。结果表明,东营凹陷泥页岩矿物类型多样,以往作为优质烃源岩的细粒沉积岩,其实大部分属于碳酸盐岩范畴;储层孔隙、裂缝类型多样,孔隙存在多尺度性、孔隙结构复杂。不同微相的泥页岩储层微观结构特征存在差异,沉积微相对储层微观结构的控制作用主要表现在对储层矿物组成和组构、有机质的沉积和保存条件的控制,进而影响了孔隙类型及孔隙结构。平阔半深湖微相发育的泥页岩储层有机质含量较高,脆性矿物以方解石为主,孔隙和裂缝类型多样,孔隙连通性中等且孔隙的开放性较好,可视为页岩油勘探开发有利相带区。     

辽东湾坳陷古近系东营组泥岩对油气藏分布的控制作用

辽东湾坳陷位于渤海湾盆地东北部,油气聚集层位从北向南逐渐变新,北部和中部大部分油气藏都分布于古近系东营组和沙河街组地层中,油气藏的这种分布特点与坳陷中"北厚南薄"的东营组泥岩有着密切的关系.结合辽东湾坳陷构造特征、沉积体系演化及地层发育特点,通过对东营组泥岩产生的超压,及泥岩和砂体、断层、不整合面等疏导体系的配置的研究,探讨了辽东湾坳陷东营组泥岩对油气藏分布的控制作用.东营组泥岩与断层、油源、砂体等多种因素联合通过5种作用控制了坳陷内油气藏的分布.其中巨厚泥岩产生的超压对北部和中部油气藏的控制作用最为明显,油气藏主要分布于东营组及下伏地层中.     

渤海A油田扇三角洲相低渗储层特征及物性控制因素

为弄清渤海A油田沙三下亚段的储层特征及物性控制因素,利用薄片、扫描电镜、压汞及常规物性等分析化验资料,分析了储层的岩石成分、孔隙类型及结构、物性特征,并从沉积、成岩和构造作用等方面探讨了储层物性的控制因素。研究表明,沙三下亚段扇三角洲储层主要由成分成熟度低的岩屑长石砂岩组成,孔隙类型主要为原生粒间孔、溶蚀孔及残余原生孔组成的混合孔,孔喉结构表现为微细-细特征,属于低、特低孔-特低渗储层。储层物性主要受控于沉积作用、溶蚀作用及构造活动等。扇三角洲前缘分流河道及河口砂坝沉积环境控制了砂岩碎屑颗粒的粒度和分选,物性较好。压实和胶结作用是储层低渗的主要原因,有机酸对长石、岩屑的溶蚀造成了储层次生孔隙的发育,异常高压的形成减弱了压实作用的强度,促进了原生粒间孔的保存。构造活动形成的断层附近裂缝发育,有助于改善储层物性。综合分析认为,水动力较强的原始沉积环境、后期溶蚀改造及裂缝发育是相对高孔渗储层发育的主控因素。     

沾化凹陷东营组三段储集层特征

济阳坳陷沾化凹陷东营组岩性油藏勘探近年来获得了较大突破。对东营组三段砂岩储集层沉积演化特征、岩石特征及孔渗特征进行了综合分析，预测其储集层厚度和物性分布规律。沾化凹陷东营组三段为一套扇三角洲沉积体系，储集砂体主要发育在扇三角洲水下分流河道、滩坝、滑塌浊积体等沉积微相内。岩石薄片分析表明，储集层主要属于岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩，储集空间以原生孔隙为主，孔隙连通性较好。储集层平均孔隙度为21．15％，平均渗透率为108．08mD，属于中孔中渗储集层。受沉积相的控制，砂岩体呈现凹陷边缘厚、中间薄的特点，岩石物性从凸起向凹陷内具有逐渐变好再变差的分布特征。扇三角洲前缘滑塌成因的湖底扇沉积砂体物性较好，且被周围的浅湖一半深湖相暗色烃源岩包围，是该区东营组最有利的储集砂体。图7参15     

渤海湾盆地东营凹陷博东潜山周缘地区沙河街组等时地层对比

渤海湾盆地东营凹陷博东潜山周缘地区古近系沙河街组厚度变化大,岩-电标志难于寻找,地层对比划分难度大。以区域地质背景为出发点,在标准地震反射界面的环山引入、古生物地层分析、地震不整合分析等基础上,综合应用岩性、电性等识别方法,进行了界面的准确识别以及等时地层格架的建立,探索了适合环山地区“标准界面引入-多因素约束”的等时地层分析和对比方法。研究区沙河街组发育完整,发育了大致和沙河街组四段下亚段、沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段、沙河街组三段中亚段、沙河街组三段上亚段-沙河街组二段下亚段、沙河街组二段上亚段-沙河街组一段等地层单元相对应的6个三级层序。博东潜山的发育对沙河街组四段-沙河街组三段下亚段沉积时期的地层发育特征影响最大,而对沙河街组二段上部及其上覆地层的影响则不明显。     

渤海湾盆地东营凹陷现河庄油田河31断块区输导体系特征与成藏规律

东营凹陷现河庄油田河31区块输导体系特征及其与中浅层油气藏成藏规律的关系表明,对油气运移起重要作用的输导体系主要有断层和砂体,油气的富集不单独受控于砂体和断层的分布,断-砂时空配置关系决定了输导体系的有效性,决定了中浅层(特别是沙河街组一段)油藏的形成与分布,其中二级断层及晚期派生断层对油气的输导具有明显的控制作用,与其连通性较好的砂体是油气运移的主要指向区。