渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩研究

应用大量的钻井取心分析测试、薄片、X-衍射等资料,对渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩序列和孔隙演化进行了研究。东营凹陷古近系埋深大于3000m的碎屑岩储层可划分为晚成岩A,B,C3期;储层孔隙演化的影响因素包括原始沉积作用、成岩作用、生物扰动和构造作用,其中沉积物性质、温压条件、水介质性质和流动方式又在一定程度上影响了成岩作用的强度。从晚成岩A期到晚成岩C期,有机质成熟过程、粘土矿物转化、烃类与硫酸盐矿物的热化学氧化还原反应等造成的酸性地层水介质,使东营凹陷古近系碎屑岩储层在不同构造部位分别发育3个次生孔隙发育带。这一结论对该区的油气勘探具有指导作用。     

渤海湾盆地东营凹陷泥页岩有机储集空间研究

根据干酪根生烃过程中的体积变化,讨论了渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩生烃演化对储集空间的贡献。研究认为,东营凹陷这2套泥页岩具有较高的脆性矿物含量,2000～3000m是泥页岩岩石力学性质发生明显转变的阶段,岩石脆性变大,在3000m以下,有机孔隙保存条件较好。在此基础上计算2套不同丰度泥页岩在不同埋深条件下的有机储集空间的大小。结果表明,有机质丰度较低(TOC含量小于2.0%)的泥页岩,生烃次生孔隙非常有限,而高丰度烃源岩(TOC含量大于4.0%),在演化程度较高的条件下生烃转化能形成4%以上的次生孔隙。东营凹陷沙四上亚段埋藏较深,演化程度较高,在深洼处具有较丰富的生烃次生孔隙;而沙三下亚段总体演化程度不高,其生烃产生的次生孔隙仅局部地区发育。     

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。     

东营凹陷泥页岩孔隙结构特征及其演化规律

泥页岩物质组成多样且孔隙结构复杂,明确其孔隙结构特征及其演化规律对预测泥页岩油气富集层段具有重要意义。为此,以东营凹陷S井泥页岩为研究对象,采用氮气吸附-压汞联合测孔法,获取泥页岩完整的孔径分布特征及不同类型孔体积等定量参数。结果表明:泥质粉砂岩以大孔为主,粉砂质泥岩和泥岩以介孔和微孔为主。通过分析矿物组分、有机组分与孔隙结构的关系,探讨孔隙结构发育的影响因素,发现泥页岩中黏土矿物含量和类型对介孔和微孔发育影响较大,碳酸盐类矿物对孔隙结构发育的影响受其成因控制;有机质丰度、类型等对孔隙结构的发育影响更显著。分析孔隙结构、矿物组分和有机组分的剖面演化特征,发现在埋藏演化过程中,矿物转化、有机质生烃及埋藏压实作用共同导致孔隙演化的多阶段性。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系富碳酸盐矿物页岩储集特征及其控制因素

综合运用岩心观察、薄片观察、氮气吸附和X衍射等分析方法,对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷牛页1井、樊页平1井古近系沙河街组四段上亚段的湖相页岩的矿物组成、沉积构造、纹层类型、孔径分布、孔体积、比表面积、纹层数量及溶蚀孔形态等特征进行了精细刻画。在此基础上总结了该地区主要岩相类型及纹层特征,不同岩相的孔径、孔体积及比表面积,富碳酸盐矿物页岩的孔隙及纹层特征。东营凹陷主要发育富有机质纹层状泥质灰岩、富有机质纹层状砂质灰岩、含有机质纹层状砂质灰岩、含有机质块状灰岩4种岩相类型。纹层镜下特征主要有平直状、透镜状、夹层状、波状等特征。实测氮气吸附数据显示东营凹陷富碳酸盐矿物页岩具有更大的孔体积及比表面积。同时,溶蚀孔和纹层的发育使得富碳酸盐矿物页岩具有更高的储集能力和水平渗透率。因此,富碳酸盐矿物页岩是东营凹陷优质储集单位。     

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。     

东营凹陷古近系页岩组构及典型岩相储集特征

基于岩石薄片、扫描电镜、显微荧光和阴极发光等图像学分析方法,结合核磁共振、氮气吸附等测试技术,对东营凹陷古近系碳酸盐矿物类页岩相和混合类页岩相2种典型岩相进行研究。根据矿物组分和产状将页岩划分为碳酸盐纹层和泥质纹层2类结构单元,通过分析两者的矿物类型及相关孔隙发育特征,揭示了2种典型岩相储集特征,并根据埋藏过程中地质要素的相对变化,讨论了页岩层系储集空间发育条件。研究结果表明：东营凹陷古近系页岩矿物组分多样,以多组分碳酸盐矿物普遍发育、多来源长英质碎屑颗粒局部集中以及黏土矿物和有机质等流变性组分塑性充填为特征。骨架颗粒限定了有机组分的分布边界,有机组分内部又包含部分自生矿物,孔隙充填物受原油沥青质和蜡质含量高、地表凝固点高等因素的影响,有机组分与无机矿物间显示出多重嵌合特征。页岩组构与复杂的演化过程共同决定了孔隙类型和发育机制的多样性,碳酸盐矿物类页岩相发育纳米级晶内孔隙和微米级晶间孔隙及溶蚀孔隙,以孔隙大且连通好为特征,孔隙度相对偏低;混合类页岩相发育纳米-微米级黏土矿物片间孔隙,孔隙小且连通差,孔隙度相对偏高。层间缝发育区具有良好的储集性,储集空间由富含基质孔隙的多尺度孔缝网络构成...     

渤海湾盆地东营凹陷古近系岩性圈闭分布规律

渤海湾盆地东营凹陷古近系主要存在3种成因类型的岩性圈闭模式,其中与三角洲有关的浊积扇岩性圈闭受三角洲结构控制,与较大规模的湖泛作用有关,多发育在中期基准面上升半旋回;近岸水下扇—浊积扇岩性圈闭受古地貌、断裂性质、断裂活动强度与断裂组合样式等控制,多与沟谷地貌、断阶及断裂的持续活动密切相关;古地貌平台—滩坝岩性圈闭受物源、古地貌及湖岸线控制,主要位于在粗碎屑沉积体前方及侧翼的古地貌平台,发育于长期基准面上升期,其中坝砂主要形成于中期基准面下降期,滩砂主要形成于中期基准面上升期。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油主要赋存空间探索

以GRI孔隙度和含油饱和度测定、高压压汞分析和地球化学测试为基础,建立了页岩油有效赋存空间的研究方法,并探索了东营凹陷古近系泥页岩孔径分布特征、含油孔径下限以及可动油赋存的有利物性条件。孔隙度与孔径分布关系表明,东营凹陷古近系泥页岩的孔隙度与10 nm以下孔隙所占比例负相关,与10 nm以上孔隙所占比例正相关,10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩孔隙的重要贡献者;含油饱和度与不同孔径孔隙所占比例关系表明,古近系泥页岩中的油主要赋存在10 nm以上孔径的孔隙中;OSI指数与孔隙度关系表明,孔隙度在6.5%以上,且在生油窗范围内的泥页岩,是可动页岩油的有利储层。     

渤海湾盆地沾化凹陷湖相泥页岩地球化学特征及有机质富集规律

以渤海湾盆地沾化凹陷罗69井沙三下亚段湖相泥页岩为研究对象,在层序地层框架下,研究了不同体系域湖相泥页岩的地球化学特征,阐明了沉积环境的演化过程及有机质富集规律,为非常规页岩油有利目标的识别提供理论支持。测井与岩性组合揭示沙三下亚段层序自下而上分为湖侵体系域、早期高位体系域和晚期高位体系域。生产力和保存条件是有机质富集的控制因素,二者缺一不可。较高的生产力和较好的保存条件共同决定了早期高位体系域最有利于有机质富集,也为其成为良好的页岩油开发层系提供了良好的物质基础。     

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。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系深层油气成藏系统及勘探潜力

东营凹陷是渤海湾盆地具有代表性的陆相断陷盆地,深部层系勘探程度低,丰深1、丰深斜101等井获得高产工业油气流,显示了良好的勘探潜力。以东营凹陷古近系深层为对象,在烃源岩分析基础上,结合优质储层成因研究,建立油气成藏模式,明确深层勘探潜力方向。结果表明:东营凹陷古近系深层的沙四下亚段及孔店组构成独立的含油气系统,孔二段、沙四下亚段发育的盐湖(咸化)环境烃源岩具有排烃时期早、排烃时间长、效率高、生排烃周期长的特点,为深层油气成藏系统提供了有利的油源条件;咸化湖泊的多类型沉积体经历了酸-碱交替的成岩流体环境,形成了以次生溶蚀孔隙为主的优质储层,为深层油气成藏提供了良好的储集条件;深层油气成藏系统的油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性,"自源型"及"他源型"油气成藏模式有序分布;缓坡带红层和滩坝砂岩及陡坡带砂砾岩等不同类型油气藏是东营凹陷古近系深层重要的勘探领域。     

渤海湾盆地沾化凹陷页岩微观孔隙特征实验研究

页岩的微观孔隙结构是影响页岩油气富集与渗流机理的关键。利用氩离子抛光扫描电镜、低温CO₂吸附、低温N₂吸附、高压压汞及核磁共振等实验方法,对沾化凹陷沙河街组陆相页岩的微观孔隙特征进行了研究。页岩主要发育有机孔、粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和微裂缝等6类孔隙。其中微孔、中孔和宏孔均有发育,微孔比表面积约占总比表面积的61.52%,提供了页岩油气吸附的主要空间,而中孔和宏孔则提供了大部分孔体积,分别占比49.99%和41.19%,对页岩油气的储集和运移起主要作用;页岩孔隙度为4.08%~7.04%,有效孔隙度为0.11%~0.64%,孔隙连通性差。     

渤海湾盆地东营凹陷中央背斜带构造特征和演化机理

渤海湾盆地东营凹陷沙四段盐膏层和沙三段超压泥岩层等塑性物质的存在,为弹性基础悬臂梁理论在该区的应用提供了必要的物质基础.自沙四段沉积晚期开始,东营凹陷东段的受力以及变形状态就类似于以下伏盐膏层为弹性基础,以南部广饶凸起为固定端,以北部陈南断层为自由端的弹性基础悬臂梁,在自身重力以及上覆沉积物载荷不断增大的情况下,自由端的沉降幅度逐渐增大,使得盆地整体呈箕状产出,在这个沉降过程中,塑性物质不断流动聚集,对上覆地层造成拱升,从而形成中央背斜带.此后悬臂梁又一分为二,单独作用,继续推动着整个凹陷的演化进程.     

渤海L油田东营组储层特征与成岩作用分析

研究渤海L油田东营组储层特征和储层物性的控制因素是该油田后期高效开发的前提。根据岩心观察,结合薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料,以储层地质学理论为指导,对研究区储层特征、成岩作用及孔隙演化进行了深入分析。认为L油田东营组储层砂岩具有矿物成熟度与结构成熟度均较低的特征,成岩作用类型主要有压实与压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用4种,大致经历了早成岩A期、早成岩B期、晚成岩A期3个阶段,目前已达晚成岩B期。成岩作用是控制研究区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实与压溶作用、胶结作用起破坏性成岩作用,溶解作用起建设性成岩作用。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组页岩油微观储集特征

页岩油储层微观孔隙储集特征是勘探开发的重要基础资料。采集渤海湾盆地沾化凹陷罗69井沙河街组三段页岩油层段18块岩心样品,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜实验,研究页岩油储层孔隙发育特征。沾化凹陷沙三段页岩油层段为泥岩和灰岩的过渡岩性,以灰质泥岩、泥质灰岩和含泥灰岩为主,夹少量灰岩薄层。页岩油层段主要孔隙类型包括泥质碎片间微孔和碳酸盐矿物的溶蚀孔、晶间孔和晶内孔。页岩油层段的储层孔隙主要由泥质部分提供,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,方解石溶蚀孔对面孔率有一定贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,纳米级孔隙数量占绝对优势,然而储层孔隙面积主要由数量较少的微米级孔隙提供,即页岩油开发的储集空间应该以微米级孔隙为主要对象。