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。     

松辽盆地长岭断陷致密砂岩成岩作用及其对储层发育的控制

利用镜下鉴定、有机质分析与流体包裹体等资料,确定长岭断陷登娄库组与泉一段致密砂岩储层成岩阶段为中成岩A2期和B期。明确了主要成岩作用序列为:(1)早期方解石胶结;(2)斜长石钠长石化、自生浊沸石形成;(3)石英Ⅰ级次生加大;(4)钾长石溶解,自生纤维状伊利石与叶片状绿泥石形成;(5)石英Ⅱ、Ⅲ级次生加大;(6)残余钾长石少量溶蚀。导致砂岩储层致密的主要原因为强烈的压实作用和早期碳酸盐胶结物充填。其中,机械压实作用使最大埋藏深度大于3 000 m的砂岩储层损失70%以上的原生孔隙,是储层致密的主因。长石溶蚀是优质储层的主要成因,其中溶蚀作用以钾长石溶蚀为主,钠长石次之。     

鄂尔多斯盆地天环地区盒8段致密砂岩岩石矿物特征及其对储层质量的影响

致密砂岩储层低孔、低渗且非均质性强,储层质量是勘探中的主要风险。通过普通铸体薄片、场发射扫描电镜、包裹体温度分析等实验手段,研究鄂尔多斯盆地天环地区盒8段砂岩岩石学组分及胶结物对不同类型致密砂岩储层质量的影响,对预测致密砂岩气藏潜在有利区具有重要意义。结果表明,石英次生加大、高岭石、伊利石是控制盒8段砂岩质量的主要胶结物,塑性岩屑含量对储层质量也有明显控制作用。石英砂岩以次生溶蚀孔隙为主要的孔隙类型,储层质量主要受石英次生加大和高岭石发育情况控制,孔隙度平均为7.6%,渗透率平均为0.78×10~(-3)μm~2;岩屑砂岩以晶间孔为主要孔隙类型,高含量塑性岩屑和伊利石胶结物控制储层早期致密化,孔隙度平均为4.31%,渗透率平均为0.07×10~(-3)μm~2;岩屑石英砂岩岩石矿物组分含量介于石英砂岩和岩屑砂岩之间,早期压实作用和次生孔隙发育共同控制其储层质量,孔隙度平均为6.64%,渗透率平均为0.34×10~(-3)μm~2。     

鄂尔多斯盆地志丹地区山西组砂岩致密化发育时限探讨

借助于显微镜的单偏光和荧光,对鄂尔多斯盆地志丹地区山西组致密砂岩的岩石学特征进行观察,同时,采用显微冷热台对石英次生加大边中的包裹体进行测温,并使用激光拉曼光谱对包裹体的组分进行分析。盆地模拟研究发现,志丹地区山西组致密砂岩石英次生加大边中发育无机盐水包裹体、含烃盐水包裹体、气液态烃包裹体和气态烃包裹体4种类型包裹体;赋存在Ⅰ期石英次生加大边内的盐水包裹体均一温度在80~100℃,冰点温度在-4~-2℃,推测形成时间为200×10~6—190×10~6a;Ⅱ期石英次生加大边的盐水包裹体均一温度在105~125℃,冰点温度在-6~-4℃,包裹体气相组分以CO_2为主,少量C_2H_6,推测第一期天然气充注时间及砂岩初次致密化时间为190×10~6—160×10~6a;Ⅲ期石英次生加大边中的盐水包裹体均一温度在135~155℃,冰点温度在-10~-8℃,包裹体气相组分以CH_4和C_2H_6为主,伴随有大量后期高成熟天然气充注,推测天然气成藏及砂岩进一步致密化的时间为160×10~6—140×10~6a,天然气的充注伴随着砂岩的后期致密化发育。     

东濮凹陷潜山致密砂岩储层成岩演化特征

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、包裹体测温及X衍射分析等实验测试方法,对东濮凹陷上古生界潜山致密砂岩储层的岩石学特征、成岩作用,及其对储层孔隙演化规律的影响进行了研究.结果 表明:潜山致密砂岩储层储集空间以次生溶蚀孔隙为主,通过建立孔隙定量演化模式,明确了山西组-太原组合煤储层孔隙演化与石千峰组-上石盒子组储层存在差...     

超深层致密砂岩储层致密初始期的厘定——以中东鲁卜哈里盆地为例

鲁卜哈里盆地奥陶系S组为一套典型的超深致密化砂岩储层,石英次生加大为主的硅质胶结作用是导致本区储层致密的最主要因素。利用阴极发光、包裹体测温、自生伊利石矿物同位素测年,结合构造沉降史、埋藏史和热演化史,以首批油气充注的尾声即焦沥青在孔隙中的充填映射储层致密初始期的时间下限;以首次石英次生加大集中发育导致孔隙急剧缩减映射其时间上限,估算奥陶系储层致密初始期约在晚三叠世-早侏罗世,并计算出储层致密化速率约30.6 m/Ma。此外,储层致密化后油藏继续热演化,部分原油热裂解生成天然气可在圈闭内部重新调整聚集形成凝析气藏,部分裂解天然气朝上倾方向继续逃逸或通过颗粒间微孔隙透析成为弥散状油气分布体。      

蜀南观音场地区须家河组砂岩致密化与成藏匹配关系

蜀南观音场地区须家河组储层主要为一套三角洲平原分流河道砂体。对储层成岩作用的描述及致密化原因分析认为：沉积时水动力强弱决定了砂体储集性能的好坏,强烈的机械压实作用是原生孔隙大量损失的主要原因,成岩期石英次生加大是砂岩储层致密的关键因素。砂岩中石英次生加大边包裹体温度分布在82.5~125.1 ℃,推算致密化深度介于1 725~2 864 m,发生在燕山构造活动期间。根据研究区须家河组砂岩储层致密化过程与成藏运聚期次分析,认为：初次成藏期,砂岩储层未致密,天然气可以横向长距离运移;成藏高峰期前,砂岩储层已经致密,天然气不能横向长距离运移,以河道不整合面和高压开启的微裂缝作为运移通道;喜山期定型为现今的构造-岩性复合气藏,气藏受岩性、构造共同控制,非均质性强。     

渤海辽东湾海域JZ25油气藏成藏期次研究

渤海辽东湾海域JZ25油气藏油气主要来自于辽西凹陷古近系沙河街组三段烃源岩.通过对沙河街组三段砂岩储层中的有机包裹体研究认为,该地区经历了2期油气充注:第1期发生于石英次生加大作用之前,有机包裹体主要分布于石英碎屑颗粒的微裂缝之中,以液态烃相包裹体为主,但丰度低、成熟度低,对油气成藏贡献小;第2期发生于石英次生加大作用之后,有机包裹体主要分布于沿切割石英碎屑颗粒及其次生加大边的微裂缝面或长石颗粒的溶蚀孔隙中,丰度高,是JZ25油气藏的主要形成时期.根据均一温度测试结果,结合沉积埋藏史和地温史综合分析认为,JZ25油气藏的主要形成时期为古近纪末期和新近纪初期,距今约23～21Ma.     

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定,研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成,划分了岩石相类型,并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合,分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系.研究表明:纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀...     

大牛地气田盒2、3段高孔渗储层的形成条件

大牛地气田二叠系下石盒子组盒2、3段发育岩性气藏，致密背景下“相对高孔隙度、高渗透率”储层的发育是气藏高产富集的主控因素。为此，通过对高、孔渗储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构、岩石微相、沉积微相及成岩后生作用的分析研究，阐述了其发育特征和形成条件。结果表明：组成高孔、渗储层的砂岩类型主要是粗粒的岩屑石英砂岩和石英砂岩，其较多地保存了原生粒间孔，具有较高的中值半径和平均喉道半径以及较低的排驱压力；高能环境下有利的沉积微相和成岩早期包壳状胶结物对原生粒间孔隙的保护作用是形成高孔、渗储层的基础条件。     

苏里格气田苏77区块特低渗储层成岩相识别及分布规律研究

苏里格气田苏77区块中二叠统石盒子组盒8下亚段沉积时期辫状河道发育,储层岩性以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。储层经历了压实、压溶、自生矿物胶结以及后期溶蚀作用,大部分已进入中成岩B期,达到低孔—特低渗储层级别。根据主要的成岩矿物、填隙物、成岩作用及孔隙组合,将盒8下亚段储层按照储集性能的优劣划分为石英加大溶孔相(Ⅰ)、黏土矿物充填晶间孔相(Ⅱ)、碳酸盐矿物胶结相(Ⅲ)和压实压溶致密相(Ⅳ)4类成岩相带。其中Ⅰ类成岩相为有利储集相,Ⅱ类成岩相储集性能次之,Ⅲ、Ⅳ类成岩相属于较差储集岩相。根据不同成岩相的测井响应特征可以识别出成岩相的同心、侧变和互层三类组合模式。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律

分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律。研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素。研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现。位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带。微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素。      

鄂尔多斯盆地山西组致密砂岩成分特征及其对储层的制约

鄂尔多斯盆地二叠系山西组具有较为丰富的致密气勘探潜力。目前,对于山西组致密砂岩储层精细成分特征及其对储层物性、成岩作用的影响还未开展深入研究,制约了山西组优质储层的评价及空间分布预测。以大牛地气田A区山西组为例,基于详细的镜下观察和统计分析,结合孔渗和压汞资料,查明致密砂岩主要成分类型及特征,明确成分含量与储层类型和成岩作用增/减孔率的关系,进而探讨优质储层形成机理。研究区山西组致密砂岩储层以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,主要成分可分为4个大类16个小类,其中石英、岩屑和凝灰质杂基是主体,并可将主要成分归为刚性、半塑性、塑性3类。致密砂岩成分含量及物理性质对储层的控制作用主要表现在抗压实能力、溶蚀流体流通性、可溶成分含量3个方面。粒径粗（粗砂级及以上）,较高的石英含量（70%~90%）、较高的刚性颗粒含量（60%~80%）、低含量的半塑性+塑性成分（20%~30%）有利于抗压实,降低砂岩的致密程度,并为溶蚀流体的流通提供有利条件,但也加剧了胶结作用;一定量的岩屑（20%~30%）和凝灰质杂基（10%~20%）可以为溶蚀提供母质;而一定量的凝灰质也有利于阻止胶结作用。综合来看,A区北部和中部的储层优于南部,W14井区储层最为有利,W12井区和W10井区次之,其他井区储层相对较差。     

苏里格气田东南部盒8段致密砂岩储层特征及评价

召41井区是鄂尔多斯盆地苏里格气田东南部（苏东南）二叠系石盒子组盒8段致密砂岩气上产的主力区块,但单井产量低,产能差异大。运用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、高压压汞、物性分析、核磁共振、气水相渗等实验以及试气资料,对储层的岩石学特征、成岩作用、物性、孔隙结构和渗流特征进行了详细研究和分类评价,并探讨了储层类型与天然气产能之间的关系。结果表明,苏东南盒8段储层的岩石类型主要为岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩和少量石英砂岩,填隙物基本上是胶结物,主要为伊利石、绿泥石、高岭石、硅质和铁方解石;成岩作用为压实压溶、胶结和溶解作用,已普遍进入中成岩B期阶段;孔隙类型主要为岩屑溶孔和晶间孔,其次是残余粒间孔;孔隙结构以粗孔-中喉型和细孔-小喉型为主;可动流体饱和度变化较大,且与物性密切相关,随物性变好而增大;综合储层物性、孔隙结构特征以及储层的沉积相带、砂体展布特征等,将苏东南盒8段储层划分为4种类型,天然气产能明显受储层类别的控制,且随储层类别的降低,天然气产能也逐渐降低。     

川西南地区上三叠统须家河组砂岩储层综合评价

通过大量岩心、薄片观察和钻测井、储集物性资料分析,发现川西南地区须家河组储集体为辫状河三角洲前缘砂体,其分布广泛,物性较差,属于低孔低渗储层;储层岩性主要为长石质、岩屑质石英砂岩,储集空间为残留原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝,水下分流河道与河口坝是有利储集体;储层在须二段和须四段发育（须二段储层物性好于须四段）,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,Ⅰ类储层分布较少,优质储层受控于构造、沉积相带和岩石粒度。     

大牛地气田盒一段低孔渗砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部大牛地气田下二叠统下石盒子组盒一段辫状河道砂岩储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,成分成熟度中等偏低,结构成熟度中等偏高,储层非均质性较强,砂岩孔隙度和渗透率主要分布区间分别在4%~14%和0.05×10^-3~2×10^-3 μm²,属低孔低渗至致密砂岩储层。研究区砂岩储层成岩阶段达到晚成岩阶段A₂亚期至晚成岩阶段B期,机械压实以及石英加大和方解石胶结是降低孔隙度的主要成岩作用,砂岩孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,影响储层物性的主要因素有沉积作用和成岩作用。根据沉积微相、储层宏观和微观特征等多种参数,运用灰色关联分析法开展了储层综合评价,将盒一段砂岩储层划分为3类,其中Ⅰ类为相对高孔高渗天然气储层,Ⅱ类为相对中等孔渗储层,并预测了3类储层的分布区带,建立了盒一段砂岩储层评价标准体系。     

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。     

大牛地气田太2 段致密砂岩气层识别研究

大牛地气田太原组太 2 段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因,使气层识别和评价存在一定难度。 根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点,依据测井资料,建立了测井解释参数模型;应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2 段有效气层进行识别,建立识别气层标准。 通过 23 口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验,其符合率达到 86.96%,证明了该方法的有效性。