咸化湖盆混积岩分类与混积相带沉积相特征——以准噶尔盆地南缘芦草沟组与吐哈盆地西北缘塔尔朗组为例

通过露头精细观察、薄片鉴定与X射线衍射等方法,对具有咸水沉积背景的准噶尔盆地南缘芦草沟组与吐哈盆地西北缘塔尔朗组的混积特征进行研究,提出"混积相带"的概念来表征"湖盆中发育混积岩和混积层系的相带",并厘定了研究区"混积岩"的定义,建立一种新的混积岩分类命名方案,进而系统研究了混积相带的岩相、沉积相特征,并预测了有利相区。"混积岩"为"陆源碎屑与内源非后期成岩作用形成的碳酸盐组分在同一岩层内混合形成的沉积岩",陆源碎屑与碳酸盐组分的含量不存在一个具体的下限标准。研究区混积相带内大部分粉砂岩、碳酸盐岩与泥页岩和少部分砂岩主要由陆源碎屑颗粒、碳酸盐组分和黏土矿物构成,属于混积岩,以三组分的相对含量50%为界将混积岩划分为(粉)砂岩、碳酸盐岩和正混积岩3大类,进一步划分为9小类。在此基础上,根据露头的岩性、粒度、沉积构造和颜色等特征在混积相带内共识别出21种岩相类型和9种岩相组合,依此将混积相带划分为近岸水下扇外扇、扇三角洲前缘、浊积扇和半深湖—深湖。综合露头观察、有机碳测试、物性测试及扫描电镜观察等方法,认为半深湖—深湖与浊积扇为混积相带内的有利相区,二者内部的烃源岩、储集岩条件相对较好,可形成良好的生储组合。     

金湖凹陷西斜坡阜宁组灰岩段成因机理

金湖凹陷古近系灰岩段是重要的油气产层,但灰岩段沉积特征和成因机理认识不清,给油气储层预测带来困难。通过岩心资料、地震资料和测井资料的综合分析认为研究区灰岩段为混合沉积,有别于中国东部其他盆地古近系混积岩。金湖凹陷灰岩段沉积相类型包括湖泊相、三角洲相和湖底扇相,其中湖泊相是主要的沉积相类型。三角洲相和湖底扇相受断层和物源的控制,主要分布在靠近物源的区域。自下而上,灰岩段中碎屑岩的含量逐渐减少,表明湖侵的规模逐渐扩大,因此灰岩段形成于湖侵期。灰岩段沉积期研究区广布的同沉积断层是碎屑沉积物运输的通道,对碎屑岩的分布具有调节作用。同时,碎屑岩的填平补齐及物源的改道使地势变得平坦、水体变得清澈,因此生物灰岩常分布于碎屑岩的上部,且灰岩中不含有碎屑岩。总之,物源和同沉积断层是研究区灰岩段混合沉积的主要控制因素。     

金湖凹陷L油田阜二段储层高含水微观分析

为有效分析苏北盆地金湖凹陷L油田古新统阜宁组二段砂岩储层含水率较高的原因,开展了储层微观孔隙结构及真实砂岩微观模型水驱油的试验及研究工作.孔隙结构特征研究表明,储层以小孔细喉型为主,运用聚类分析对毛细管压力曲线进行分类评价后认为,孔隙结构较差;微观水驱油试验表明,驱油效率与渗透率间的关系不明显,与微观非均质性呈负相关;...     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组咸化湖混合沉积模式

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是中国陆相非常规油气勘探的重要目标,通常认为芦草沟组沉积环境为咸化湖。在野外露头、井下岩心、岩石薄片、X射线衍射矿物分析及扫描电镜等观测资料的基础上,通过复杂岩相及沉积环境分析,认为吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组广泛发育典型的咸化湖相混合沉积,既包括混积岩,又包括混积层系。研究结果表明,芦草沟组致密油储层岩石矿物成分混杂,混积特征明显,宏观上表现为陆源碎屑岩、碳酸盐岩及火山碎屑岩所构成的交互沉积层系,微观上则表现为陆源碎屑组分、火山碎屑组分与碳酸盐组分所构成的混积岩。基于沉积环境与物源变化提出了3种混合沉积类型,分别是相缘混合沉积、母源混合沉积和突变式原地混合,同时建立了芦草沟组咸化湖背景的"多源同期、混合沉积"模式,并探讨了陆相咸化湖混合沉积对于致密油勘探的意义。     

张家垛油田阜三段Ⅲ砂组沉积微相特征与沉积模式

苏北盆地张家垛油田阜宁组三段发育4种岩相：黑色泥岩相,生物扰动粉砂岩相、泥质纹层+生物钻孔粉-细砂岩相及平行层理细砂岩相。剖面结构主要为向上变粗的反韵律,其次是向上变粗复变细的复合韵律,几乎不见正韵律。根据岩石相、剖面结构、测井相及粒度累计曲线,认为阜宁组三段为浅湖滩坝沉积。根据沉积特征和砂体展布规律,将储层进一步划分为坝砂和滩砂,并提出该地区的滩坝沉积模式。坝砂由于泥质含量低、储层物性好,油气充满度高;而滩砂泥质纹层理发育,非均质性弱。由于主要充填在平行层理细砂岩相和泥质纹层+生物钻孔粉砂岩相中,充注程度差别大。     

陆相湖盆细粒混积岩的沉积特征与成因机理——以东营凹陷南坡陈官庄地区沙河街组四段上亚段为例

以东营凹陷南坡陈官庄地区沙河街组四段上亚段为例,结合大量基础地质资料,通过岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、X射线衍射分析、元素地球化学分析和储层物性测试等技术手段,探讨了湖相细粒混积岩的沉积特征、成因机理、沉积主控因素和储集性,建立了适用于湖相细粒混积岩的岩性定名方案。研究表明,陈官庄地区主要发育含有机质块状灰质粉砂岩、含有机质块状含粉砂砾屑泥晶灰岩、含有机质块状粉砂质泥晶灰岩、富有机质块状含粉砂生屑泥晶灰岩、含有机质条带状粉砂质粉屑泥晶灰岩、含有机质交错层理灰质粉砂岩、富有机质纹层状黏土质泥晶灰岩和富有机质滑塌构造含粉砂黏土质泥晶灰岩8种主要的细粒混积岩岩相。明确了不同岩相的环境指示意义及空间展布特征,认为研究区共存在风暴流和重力流主导的事件性混合沉积、相缘混合沉积、原地混合沉积和生物-化学混合沉积4种混积模式。沉积组分的混合离不开地质营力的驱动;频繁的断层活动为混合沉积提供了动力基础和湖盆底形斜坡条件;气候通过降雨量、温度、生物等因素的变化控制着细粒混积岩的物质条件和混积方式;物源输入提供了陆源碎屑组分;湖平面的升降和水介质条件不仅决定了碳酸盐组分的形成条件和微观结构,对有机质的保存也具有关键作用。湖相细粒混积岩储层的非均质性较强,储集空间类型多样,是十分具有勘探潜力的储层类型。     

近岸浅海环境混积模式研究

为搞清研究区混积层沉积体系,应用岩心、录井、测井、反演等资料,基于混积岩性识别及沉积环境分析,确定沉积相类型及其展布规律,并总结归纳沉积模式.结果表明:研究区混积层属浅海环境碳酸盐岩潮坪与碎屑岩潮坪互层的混积潮坪沉积,剖析出碎屑岩潮坪、碳酸盐岩潮坪和岩性混积潮坪,划分出3亚相10余种微相,平面上潮坪具分带性、主要呈片状...     

湖相碳酸盐岩—混积岩储层有利相带分析——以柴达木盆地古近系为例

湖相碳酸盐岩广泛发育于中国各陆相含油气盆地,与海相碳酸盐岩相比,湖相碳酸盐岩沉积规模较小,受多物源陆相碎屑体系干扰,易于发育湖相碳酸盐岩—混积岩。近年来,随着油气勘探的深入,湖相碳酸盐岩—混积岩作为一种致密油储层得到重视。干旱气候封闭-咸化湖盆碳酸盐岩致密油储层分布区,以青海古近系、四川侏罗系为典型,称之为内源沉积湖相碳酸盐岩储层沉积有利相带。通过野外露头剖面和钻井岩心、测井资料,对柴达木盆地柴西南地区上干柴沟组进行了横向、纵向的层序地层学和沉积相研究,探索了湖相碳酸盐岩—混积岩的沉积模式及其石油地质意义。研究认为湖侵体系域—高位体系域的演化为湖相碳酸盐岩—混积岩致密油储层提供了有利相带,从滨浅湖到半深湖—深湖区,存在湖相混积滩坝、滨湖白云岩化泥灰坪/泥云坪、浅湖叠层石礁滩和半深湖相裂缝性泥灰岩有利微相带,对柴达木盆地及其相类似盆地湖相碳酸盐岩—混积岩致密油储层油气勘探具有一定的参考价值。     

断陷湖盆陡坡带砂砾岩扇体成藏动力学特征——以东营凹陷为例

东营凹陷北部陡坡带主要发育了冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇、陡坡深水浊积扇和滑塌浊积扇5种类型的砂砾岩扇体。以这些砂砾岩扇体为储层的油藏呈群带状沿陡坡带有规律展布,由边缘凸起向生烃洼陷中心依次形成了地层-岩性油气藏、构造-岩性油气藏和岩性油气藏。陡坡带内发育沙河街组四段和三段两套优质烃源岩,最大厚度大于4000m,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ型,有机碳为0.5%～3.5%;陡坡带中、上部发育的扇体以断裂、砂层和层序界面组成的复合油气输导体系为通道,油气运移以纵、横向转换传递的阶梯状输导为主,为间接充注成藏。由于断阶发育,砂体岩性较粗、储集物性较好等因素在时空上的有机配置,致使扇体油气藏的油气生成、运移和聚集成藏具有多期性,即经历了东营组、馆陶组和明化镇组沉积期的三期油气充注过程,但以馆陶组和明化镇组沉积期的成藏为主,其成藏动力学过程概括为陡坡带断阶型砂砾岩扇体成藏模式。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组混积岩成因及其孔隙发育特征

以岩性特征差异对混积岩储层孔隙成因的影响作用为主线,从岩石组构与颗粒堆积学的关系角度分析孔隙的成因和特征。研究认为：(1)基于水动力条件、矿物组合和岩石结构特征,并以碎屑颗粒、黏土矿物和碳酸盐类矿物三端元作为划分依据,芦草沟组“甜点”岩性主要有凝灰质砂屑云岩、凝灰质长石岩屑粉细砂岩、凝灰质云屑砂岩及凝灰质云质粉砂岩。混积岩主要为母源混合成因,并且垂向上各类型混积岩层可互层叠置而形成相缘混合。(2)基于颗粒的球形堆积模型,当碎屑颗粒含量低于52.4%时,孔隙度随颗粒含量的增加而减小;当碎屑颗粒含量达到52.4%时,如果碎屑颗粒含量继续增加,粒间孔隙将大量出现,孔隙度将快速增大,逐渐演变为常规的砂岩储层。(3)根据碎屑颗粒、黏土矿物和碳酸盐类矿物三种端元组分与孔隙类型的关系,芦草沟组混积岩的孔隙类型可以划分为粒间孔、粒内溶孔和晶间孔,凝灰质砂屑云岩、凝灰质长石岩屑粉细砂岩的孔隙类型以颗粒支撑的粒间孔和粒内溶孔为主,而凝灰质云屑砂岩及凝灰质云质粉砂岩以晶间孔较发育为特征。混积岩优质储层的发育主要受碎屑颗粒组分含量控制,易溶碎屑组分含量及溶蚀作用对储层物性具有改善作用。     

苏北盆地古近系阜宁组二段富有机质页岩特征与沉积环境

苏北盆地古近系阜宁组二段（E₁f₂）发育两套富有机质页岩,分布广泛,油气显示丰富,页岩油形成条件有利。通过对大量岩心及薄片的观察,结合系统的有机地球化学、全岩X-衍射及微量元素测试资料,研究了苏北盆地E₁f₂两套富有机质页岩特征及沉积环境。苏北盆地E₁f₂两套富有机质页岩特征截然不同,其中第一页岩层（E₁f₂^页1）以深灰色块状含灰泥岩和硅质泥岩为主,微显层理;页岩有机碳含量平均介于2.21%~3.41%,有机质类型以Ⅰ型为主。第二页岩层（E₁f₂^页2）为灰黑色油页岩与纹层状含云、含灰泥岩、泥云岩、泥灰岩互层,纹层发育,有机碳含量平均介于2.02%~2.99%,有机质类型以Ⅰ型为主。苏北盆地E₁f₂沉积古气候经历了自半干热、还原、半咸水环境向干热、强还原、盐湖环境,再向温湿、氧化、淡水环境演化的过程;富有机质页岩形成于强还原、干热、咸水环境向氧化、温湿、正常淡水环境过渡的最大湖泛面附近,其中E₁f₂^页2形成于强还原、干热的咸水—盐湖环境,E₁f₂^页1形成于强还原、半潮湿—半干热的半咸水环境。沉积环境演化,造就了E₁f₂泥页岩层间及富有机质页岩内部岩性、电性及烃源岩品质的差异。     

苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩物性影响因素分析

利用岩石薄片、铸体薄片、孔渗分析等实验手段,对苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩储层的矿物岩石特征、储层物性特征、孔隙结构特征以及储层物性的主要影响因素进行了相关分析。研究表明,阜二段储层岩石颗粒总体偏细,不同地区岩石成分成熟度均值差别小、范围值都较宽;西部斜坡带储层物性相对较好,其他地区以低孔、低渗—特低渗储层为主;压实和碳酸盐胶结是导致储层物性变差的主要原因;溶蚀作用和油气充注是抑制物性变差、改善储集性能的重要因素。西部斜坡带等地区是储层物性相对较好的有利地区。     

苏北盆地金湖凹陷阜宁组砂岩储层力学性质及影响因素

储层岩石力学在油气田开发中具有关键作用。以苏北盆地金湖凹陷古近系阜宁组岩心为基础,综合采用岩石力学实验、X衍射、薄片分析、扫描电镜等方法,分析了阜宁组岩性、温度、流体及围压与砂岩力学性质的关系,探讨了各因素的影响机制。岩性是砂岩力学性质的决定性因素,砂岩力学性质与粒度、石英含量、黏土矿物含量、颗粒接触关系以及胶结物含量有关。温度对砂岩力学性质的影响具有分段性：25~100℃时,主导机制为矿物涨缩效应和层间水脱出;100~180℃时,主导机制为热开裂作用。随着油水比例的降低,砂岩力学参数发生规律性变化,砂岩强度弱化与孔隙流体压力、部分饱和作用以及化学作用有关。油田开发中人工措施对砂岩储层力学性质影响显著,在出砂预测和井壁稳定性分析中应引起重视。     

湖相泥页岩储层脆性评价及影响因素分析——以苏北盆地海安凹陷曲塘次凹泥页岩为例

为准确评价湖相泥页岩脆性及探究其影响因素,选取了苏北盆地海安凹陷曲塘次凹古近系阜宁组二段湖相泥页岩样品,利用全岩X衍射分析、有机碳测定、镜质体反射率测定、扫描电镜、三轴岩石力学等实验技术手段,分析了样品的矿物成分、地球化学、储集空间等特征;并采用测井、强度参数、矿物成分以及应力—应变曲线变化特征等方法评价其脆性特征。结果表明,页岩主要为云质页岩和灰质页岩,脆性矿物含量较高;有机碳含量平均为1.25%,且已达到成熟阶段;储集空间由特低孔和裂缝组成;应力应变关系曲线表现出较强的脆性特征;不同方法的脆性评价结果存在一定差异,基于弹性参数与矿物组分评价脆性比基于强度参数的应用效果更佳,但每种方法都存在一定局限性。阜二段页岩脆性受矿物组分、有机质丰度、储集空间发育程度等共同影响,随着白云石含量、有机质成熟度、裂缝发育程度的增加,储层脆性随之增加;而方解石含量、有机质丰度、孔隙度的增加则会减弱储层脆性。     

苏北盆地古近系阜宁组致密油赋存状态与可动用性

利用多温阶热解与核磁共振测试技术,对苏北盆地古近系阜宁组阜二、阜四段泥页岩、夹层及邻层致密碳酸盐岩、致密砂岩样品系统分析,结合少量泥页岩油试采资料,探讨了阜宁组泥页岩、夹层及邻层致密储层的含油性和致密油可动用性。苏北盆地阜二、阜四段泥页岩中含致密油一般小于5.0 mg/g,油以吸附-互溶态为主,吸附-互溶态油占总滞留油的比例总体随埋藏深度的增大呈降低趋势,轻质游离油总体很低,可动油率小于3%;阜二、阜四段泥页岩夹层和邻层砂岩中含油一般大于5.0 mg/g,以游离油为主,轻质游离油量一般大于0.25 mg/g,可动油率一般在4%~7%之间,与北美Bakken中段致密砂岩油可动油率(5%左右)接近。阜宁组泥页岩内可动致密油主要赋存于裂缝中,即构造裂缝为可动致密油主要赋存空间,部分微孔隙(喉道半径大于0.18 μm)为次要赋存空间;致密油赋存相态应以游离态为主,吸附态次之。阜二、阜四段邻层(阜一、阜三段)裂缝型湖相碳酸盐岩致密油初期产量较高,但产量递减快,生产周期也短,经济可采性有限;相比之下,阜二、阜四段的源内夹层型致密砂岩油初始产量不高,但递减慢,生产周期长,具有较好的经济可采性。     

苏北盆地金湖凹陷北港次洼古近系阜宁组二段页岩油富集特征及主控因素

通过解剖苏北盆地金湖凹陷北港次洼古近系阜宁组二段泥灰质页岩油藏,分析了成藏条件,确定富集主控因素。北港泥灰质页岩油藏埋深3 660~3 735 m,纵向上位于阜二段③~④亚段,属于典型的源储一体型油藏。油藏具有“四高一发育”特征,即高有机质丰度、高演化程度、高脆性矿物、高异常压力、天然裂缝发育。阜二段③~④亚段灰质泥岩和泥灰岩为优质烃源岩,实测有机碳含量平均为1.83%,S₁平均为0.59 mg/g,有机质类型为Ⅰ型,R_o为1.1%,成熟度较高。原油的植烷、伽马蜡烷、孕甾烷、三环萜烷含量中等,形成于半咸水的烃源岩。阜二段泥灰岩脆性矿物含量平均为60.7%,以石英、白云石和方解石为主,实测孔隙度4.24%~8.76%,平均为7.04%;③亚段溶蚀孔发育,④亚段天然裂缝发育,声波时差计算压力系数为1.3。大面积分布的优质烃源是页岩油藏形成的物质基础,地质甜点控制页岩油局部富集,高异常压力是页岩油藏高产的关键,阜二段泥灰质页岩油藏具有较好的勘探开发前景。     

苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油基本特征及成因分析

苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段陆相页岩油具有高产、稳产特征,在剖析页岩油形成条件的基础上,通过原油物性和地化特征分析,揭示了阜二段页岩油的成因。溱潼凹陷阜二段泥页岩分布广、厚度大,有机质丰度和热演化程度适中,具备形成页岩油的良好物质基础。阜二段页岩油具有低气油比、高异常压力特征,为低含硫轻质—中质油,饱和烃和轻烃含量较高,原油伴生气以甲烷为主。页岩油β-胡萝卜烷、伽马蜡烷含量高,ααα-C₂₉甾烷（20R）含量高于ααα-C₂₇甾烷（20R）,形成于咸水的还原环境。热演化程度是控制陆相页岩油品质的关键因素,深凹带阜二段处于生烃高峰,页岩油流动性较好。阜二段Ⅰ、Ⅱ亚段泥页岩普遍含有木栓质体（6.6%）和底栖藻无定型体（11.5%）,在成熟阶段既生油又生气,有利于形成轻质组分。阜二段泥页岩具有相对适中的有机质丰度和矿物组成,吸附油能力较弱,滞留油以游离油（69%~96%）为主。     

苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油形成条件及有利区评价

通过对苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段泥页岩段生烃、储集条件及含油性分析,优选了页岩油勘探有利层段;综合岩性、压力、裂缝预测资料,评价出有利区带。溱潼凹陷阜二段有机碳含量大于1.0%的泥页岩厚度为160~260 m,广泛分布;镜质体反射率R_o为0.5%~1.1%,成熟范围广;有机质类型好,有机显微组分以藻类体为主,具备页岩油形成的物质基础。阜二段孔隙度平均为8.9%,储集空间主要为溶孔、黏土矿物和碳酸盐晶间孔,纹层状泥灰岩和粉砂质泥岩微裂缝较发育,裂缝控制了储层渗透性。阜二段③~⑤亚段脆性矿物含量为62%~65%,以石英、方解石和白云石为主,游离烃含量S₁为0.1~2.7 mg/g,平均为0.54 mg/g,为页岩油勘探的最有利层段。溱潼凹陷阜二段页岩油整体评价为Ⅱ类和Ⅲ类,其中时堰和储家楼深凹带是寻找粉砂质泥岩和泥灰岩油藏最有利区,东斜坡是寻找凝灰岩夹层型页岩油藏有利区。