准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层致密砂岩储层 成岩相识别及分布预测

深层致密砂岩储层非均质性强、分布规律复杂，地质甜点预测难度大。为实现高效勘探开发，如何准确识别与预测井间储层成岩相亟需深入研究。综合利用岩心、测井和三维地震资料，在准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层储层成岩作用研究基础上，开展了成岩相识别及分布预测研究，认为储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用及溶蚀与交代作用，可划分为强溶蚀+绿泥石包壳、中等溶蚀+自生高岭石、中等钙质胶结溶蚀、强钙质胶结及压实致密等5 种成岩相。基于测井资料，利用岩石物理参数、物性参数对储层成岩相类型进行了综合识别，确定其垂向分布规律。研究发现强溶蚀+绿泥石包壳和中等溶蚀+自生高岭石这两种优势成岩相主要位于三角洲主干分流河道砂体内部，储层物性较好，是油层发育的主要部位。基于成岩相与地震纵波阻抗的对应关系分析，发现优势成岩相纵波阻抗相对较低，可通过纵波阻抗的数值分布特征预测优势成岩相分布。因此利用三维地震纵波阻抗反演成果开展了成岩相分布预测，根据纵波阻抗与不同类型成岩相对应关系落实了优势成岩相发育区。结果表明，优势成岩相主要位于研究区东北部的Y301—Y302 井区以及西北部Y1 井区，呈局部连片分布发育。储层成岩相识别可以为超深层地质甜点的分布预测研究提供重要依据。     

川中地区侏罗系致密砂岩储集层成因及“甜点”预测

四川盆地侏罗系凉高山组和沙溪庙组一段储集层,为典型的特低孔、特低渗致密砂岩储集层,非均质性强,“甜点”发育区预测难度大。为预测储集层“甜点”有利区,利用岩心、薄片、扫描电镜、X射线衍射、包裹体分析等方法,开展了储集层特征及其形成机制研究。结果表明,四川盆地侏罗系致密砂岩储集层为相控砂体叠加中成岩期溶蚀作用而成,中后期构造裂缝提高了其储集能力。储集层“甜点”主要受沉积砂体、成岩溶蚀和构造裂缝控制,滩坝、分流河道和河口坝微相砂体溶蚀相与烃类充注相及裂缝发育的叠合区,为储集层“甜点”发育的有利区。凉高山组储集层“甜点”有利区分布于公山庙、龙岗—营山、莲池—充西等地区;沙一段储集层“甜点”有利区分布在公山庙、龙岗9井区、税家槽和大成—广安等地区。     

低渗透储集层成岩作用与孔渗演化——以准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组为例

综合利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光分析、扫描电镜观察、流体包裹体分析、碳氧同位素组成分析、压汞分析及孔渗测试等技术方法,结合埋藏演化史、有机质热演化史和油气充注史,研究准噶尔盆地中部1区侏罗系三工河组低渗透储集层成岩作用与孔渗演化,并分析孔渗演化史与油气成藏史的匹配关系。该区低渗透储集层成岩环境经历了早期碱性、中期酸性和晚期碱性的演化过程,主要的胶结溶解序列为:绿泥石膜沉淀,早期方解石胶结,长石溶蚀、石英次生加大、自生高岭石充填,硬石膏胶结,晚期铁方解石胶结、晚期铁白云石胶结,少量黄铁矿胶结,其中压实作用贯穿于整个埋藏演化过程。孔渗演化史与成藏史匹配关系表明,三工河组存在3种成因类型的低渗透储集层:"先成藏后致密"型,勘探潜力最大;"边成藏边致密"型,勘探潜力中等;"先致密后成藏"型,勘探潜力较差。     

川中地区上三叠统须家河组储层成岩相

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对川中地区上三叠统须家河组储层成岩作用类型及特征进行了综合研究,在此基础上划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井曲线特征,进行了研究区须家河组成岩相纵向及平面分布研究。结果表明,研究区须家河组碎屑岩储层经历了机械压实、硅质胶结、碳酸盐胶结破坏性成岩作用及溶蚀、绿泥石胶结建设性成岩作用。将储层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相、致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相5种成岩相类型。低孔特低渗溶蚀相及特低孔超低渗压实 溶蚀相主要分布在须二段、须四段与须六段下部,致密强压实相、致密硅质胶结相、致密方解石胶结相在纵向及横向上封隔有利成岩相,形成岩性圈闭。平面上将川中地区须家河组储集层划分为低孔特低渗溶蚀相、特低孔超低渗压实 溶蚀相及致密强压实相分布区。     

齐古断褶带八道湾组砂岩储集层致密化—油气充注时序

为明确准噶尔盆地南缘齐古断褶带下侏罗统八道湾组砂岩储集层致密化及油气充注过程,综合应用铸体薄片图像分析、X射线衍射、场发射扫描电镜观察、流体包裹体分析等方法,结合烃源岩生烃和排烃史、地层埋藏史和热史模拟,对砂岩储集层的致密化过程以及孔隙演化史进行恢复,同时与油气充注史结合,探讨砂岩储集层致密化—油气充注时序对油藏类型的影响。结果表明,齐古断褶带八道湾组致密砂岩主要包括4个成岩相:石英次生加大—溶蚀相、杂基—强压实相、碳酸盐矿物胶结相和自生黏土矿物胶结相,其中石英次生加大—溶蚀相具有较好孔渗条件。储集层致密化原因主要是杂基含量高、碳酸盐矿物胶结严重、溶蚀改造作用有限以及自生黏土矿物堵塞孔隙。此外,齐古断褶带八道湾组致密砂岩属于“先致密后成藏”型储集层,经历了3期油气充注:第1期低成熟度原油充注时,大部分砂岩储集层已进入致密砂岩储集层界限,在超压作用下第2期低成熟度原油和第3期高成熟度油气沿着齐古北断裂充注于致密砂岩中并聚集成藏。新近纪末期,齐古背斜核部开始剥蚀导致剩余压力大幅度减小,油气发生逸散,古油藏经历构造调整后形成小规模致密油气藏。该成藏过程指示齐古背斜高部位以及第2排和第3排构造带处所发育的圈闭油气勘探潜力大。     

准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化

综合运用岩心描述、薄片观察、物性分析等技术手段,对准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化进行了研究。结果表明,研究区岩石以长石岩屑砂岩为主,含少量岩屑长石砂岩、亚长石砂岩及亚岩屑砂岩。储层整体上以中低孔、低渗特低渗为主,孔渗相关性较好;储集空间有原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂缝。成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用等。成岩作用发生的先后顺序为:压实作用—压实作用/绿泥石薄膜/菱铁矿胶结—压实作用/长石溶蚀/石英加大/自生高岭石胶结—压实作用/硬石膏胶结—压实作用/方解石胶结/铁方解石胶结/铁白云石胶结—压实作用/黄铁矿胶结。     

砂岩储集层致密与成藏耦合关系——以鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组为例

以鄂尔多斯盆地西峰地区长8段和安塞地区长6段为研究对象,通过镜下包裹体荧光鉴定、孔隙度演化模拟以及石油充注临界实验,确定西峰—安塞地区三叠系延长组砂岩储集层致密与成藏时间的先后顺序。镜下包裹体荧光鉴定发现,延长组砂岩储集层普遍存在石英次生加大边夹沥青和烃类包裹体现象;孔隙度演化模拟表明,成藏期延长组砂岩储集层孔隙度大于10%,未达到致密状态;石油充注临界条件实验发现当西峰地区长8段和安塞地区长6段砂岩孔隙度小于10%时,即使在加压条件下,石油仍不能充注进入砂岩。综合研究表明鄂尔多斯盆地西峰—安塞地区延长组砂岩储集层先成藏后致密,为典型的"后成型"致密砂岩油藏。成藏期之后,压实作用和自生矿物胶结作用才使得延长组砂岩储集层致密化。图8参37     

胜北洼陷三间房组致密储集层成岩作用及孔隙演化

吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷中侏罗统三间房组油气资源丰富,但该组储集砂体致密,非均质性较强,制约了油气的勘探开发。以胜北洼陷中侏统三间房组砂岩储集层为研究对象,在岩心观察的基础上,结合薄片观察、电镜扫描、高压压汞测试等,研究致密砂岩储集层成岩作用和孔隙演化规律。结果表明,胜北洼陷三间房组储集层以长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑砂岩,孔隙类型以次生孔隙为主,平均孔隙度为6.44%,平均渗透率为0.18 mD,属于低孔低渗储集层;成岩演化过程为压实—自生黏土矿物胶结、绿泥石环边胶结—石英Ⅰ期次生加大、长石溶解—钠长石化—绿泥石环边胶结—碳酸盐岩胶结—长石溶解—高岭石伊利石化,目前处于中成岩阶段B期。胜北洼陷三间房组储集砂岩平均初始孔隙度为34.66%,早成岩阶段A期压实作用平均减孔14.05%,胶结作用平均减孔0.50%;早成岩阶段B期压实作用平均减孔3.21%,胶结作用平均减孔0.75%;中成岩阶段A期压实作用平均减孔7.02%,胶结作用平均减孔4.26%;中成岩阶段B期压实作用平均减孔1.08%,胶结作用平均减孔0.75%。中成岩阶段A期溶蚀作用是研究区增孔的关键,平均增孔量为3.38%。     

准噶尔盆地永进油田西山窑组油藏成岩演化及成藏史

准噶尔盆地腹部永进油田中侏罗统西山窑组埋深为5 600～6 400 m,为深层—超深层低孔低渗储集层。为揭示储集层致密化过程及其与油气成藏的关系,通过岩心观察、铸体薄片鉴定、流体包裹体分析、沥青荧光颜色分析等手段,分析了中侏罗统西山窑组储集层特征、成岩作用、成岩演化序列和油气充注史。研究结果表明,永进油田西山窑组经历了3期成岩—油气充注过程,每期成岩作用均因一期油气充注而终止;第一期充注的原油在构造抬升过程中遭受氧化,生成大量碳质沥青占据孔隙;第二期成岩作用末期发生大规模油气充注,形成超压油藏,油气充注抑制了储集层胶结减孔作用,溶解早期孔隙中充填的碳质沥青增加储集层空间,是油气成藏及储集层物性改善和保持的关键期,该期所成油藏是永进油田主要的勘探目标;第三期成岩作用,地层快速深埋压实,储集层物性变差,该期有少量高成熟油气充注。     

塔里木盆地北部古近系-白垩系成岩相及其储集性能

塔里木盆地北部地区白垩系-古近系储集层岩性主要为处于中成岩阶段的岩屑砂岩和长石岩屑砂岩。在不同地区和不同层段, 岩石组成、成岩矿物组合、成岩演化、孔隙组合类型有明显的差异; 根据储集层中自生矿物种类、分布、生成顺序、孔隙类型组合和孔隙形成特征以及构造作用等对储集性能的影响, 将古近系-白垩系储集层成岩相划分为强胶结挤压致密型成岩相、中等胶结溶解型成岩相和弱胶结成岩相, 其中以方沸石和白云石组合胶结为主的储集层物性最好。根据不同地区、不同构造带古近系、白垩系储集层岩性、物性参数等将本区储集层分为4 个级别: Ⅰ、Ⅱ类储集层可以作为油气勘探的主要目的层, Ⅲ类储集层属低渗透储集层可以作为寻找天然气的目的层, 而Ⅳ类储 集层为特低孔特低渗非常致密型储集层, 甚至为非储集层。     

鄂尔多斯盆地中部延长组长7段致密储层成因及控制因素

鄂尔多斯盆地铁边城地区长7段储层总体上经历了压实、2期油气充注及其引发的2期成岩响应.砂岩厚度不同,油气充注与致密化过程也不同.研究表明:薄层砂体(0.5～2.6 m)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早期方解石胶结;厚层砂体(大于2.6 rn)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注...     

三塘湖盆地条湖组致密油地质特征及勘探潜力

应用地震、测井、录井和分析化验资料,研究新疆哈密地区三塘湖盆地二叠系致密油地质特征及勘探潜力。三塘湖盆地二叠系条湖组二段发育高孔低渗型致密沉凝灰岩储集层,储集层粒度细,纳米级孔喉占88.3%,空气渗透率小于0.5×10-3μm2;储集层脆性大、易于压裂,含油饱和度高,原油密度较高。条二段致密沉凝灰岩储集层中原油主要来自下伏芦草沟组优质烃源岩,源储纵向相距100~500 m,烃源岩生成的中质原油经油源断裂向上运移至条二段储集层中聚集,具有他源充注、源储分离的聚集特征。致密油分布主要受芦草沟组烃源岩和条二段沉凝灰岩储集层控制。马朗—条湖凹陷条二段致密油甜点区勘探面积约203 km2,预测甜点区资源量2.4×108 t。图14表5参21     

致密储集层原油充注物理模拟——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密储集层岩心样品,进行原油充注物理模拟实验,研究致密储集层中原油的运移渗流规律及影响因素,分析致密油运聚特征和成藏下限条件。致密储集层内原油充注具有启动压力梯度与临界压力梯度两个具有界限特征的压力梯度点,存在低速非线性渗流和拟线性渗流两种特征;芦草沟组致密储集层原油充注过程中含油饱和度的增长过程可以分为跳跃增长型、快速增长型、平稳增长型3种类型,快速增长型样品所达到的最大含油饱和度最高,其次为平稳增长型,跳跃增长型最低;含油饱和度的增长受到孔隙度、渗透率、原油黏度、驱替压力梯度耦合控制,各要素相互影响、相互补偿。绘制的致密储集层原油聚集成藏判定图版显示,只有压力梯度突破临界压力梯度进入拟线性渗流区后,才能达到致密储集层含油饱和度为30%的下限值。稳定的致密储集层很难实现油气的先致密后成藏,而常规储集层油气充注后地层压实胶结与矿物次生加大胶结可能是形成致密油,并具有较高含油饱和度的原因。     

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8₁砂岩储集层主要由岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩组成,平均孔隙度8.32%,平均渗透率1.33×10^-3μm²,属低孔低渗型储集层。储集层经历了成岩作用及交代作用、溶解作用、破裂作用的改造,目前处于晚成岩A期—B期。其中,早成岩阶段的机械压实作用和晚成岩阶段含铁碳酸盐的胶结作用是造成储集层物性差的主要原因。根据成岩作用特点,在研究区辫状河三角洲前缘砂体中划分出压实压溶成岩相、弱压实-碳酸盐胶结相、弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相4个成岩相带。其中,主砂体核部的弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相的砂岩物性好、含油性好,是油气富集的有利相带。     

自生黏土矿物对深水致密砂岩储层微观非均质性的影响——以鄂尔多斯盆地西南部合水地区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长6油层组重力流砂岩储层自生黏土矿物发育,导致其孔喉结构复杂、微观非均质性强、物性较差。基于以往的研究成果,利用铸体薄片、图像粒度、扫描电镜、矿物X射线衍射、高压压汞、物性、激光共聚焦等资料,研究了自生黏土矿物对长6储层微观非均质性的影响。结果表明： ①自生黏土矿物作为该地区最主要的成岩产物,对长6储层微观非均质性有重要影响,是导致储层致密化的重要因素之一。②储层中自生黏土矿物主要为绿泥石、伊利石及高岭石。绿泥石和高岭石在砂质碎屑流与浊流储层中的含量相近,伊利石在浊流储层中含量较高。③伊利石是影响储层渗流能力和控制储层微观非均质性的主要黏土矿物,从距今102 Ma之后,储层开始受伊利石胶结作用影响,其微观非均质性整体变强。④根据伊利石含量及渗透率大小将研究区划分为3类地区。第1类为伊利石弱胶结区,微观非均质性弱,主要分布于研究区东北部,为“甜点区”首要勘探目标;第2类为伊利石中等胶结区,微观非均质性中等,主要位于研究区中部,为“甜点区”次要勘探目标;第3类为伊利石强胶结区,微观非均质性强,主要位于研究区西南部,为非“甜点区”。该研究结果可为鄂尔多斯盆地长6油层组微观非均质性研究提供借鉴。     

川西坳陷沙溪庙组储集层致密化与天然气成藏耦合关系

根据显微镜下观察分析与扫描电镜、电子探针、碳酸盐胶结物碳氧同位素等多种测试分析数据,结合埋藏史和构造演化史,明确了成岩作用及储集空间类型,建立了川西坳陷中侏罗统沙溪庙组不同类型储集层成岩演化序列。研究表明,不同类型储集层的储集特征和成岩演化具有一定差异：远物源富长石类储集层孔隙破坏作用主要为压实作用,储集空间以长石溶解的次生孔隙为主,储集层致密化时间较晚;近物源富岩屑类储集层孔隙破坏作用主要为压实作用和胶结作用,储集空间以剩余粒间孔为主,储集层致密化时间较早。通过包裹体相态、产状及均一温度分析,认为中侏罗统气藏具有多期油气充注的特点。不同类型储集层致密化与成藏时空耦合配置关系反映,远物源富长石类储集层整体具有成储成藏同时进行的特征,近物源富岩屑类储集层具有先致密化后成藏的特征。     

自生绿泥石对砂岩储集层影响的新认识

通过对鄂尔多斯盆地西部姬塬地区三叠系延长组的岩石铸体薄片分析和扫描电镜的观察认为,早期自生绿泥石胶结对原生孔隙的转化、保存和改造起重要作用,主要表现为占据原生孔,并将其转化为黏土矿物晶间孔的形式,从空间上阻碍硅质胶结、碳酸盐胶结对孔隙的破坏,为后期流体改造储集层提供了通道;其亲油的黏土矿物属性,为后期油气在低孔、低渗储集层中成藏提供了条件。另外,因绿泥石化学性质较活泼,易发生水解,在开发具有绿泥石胶结的油藏时,应考虑到黏土矿物的敏感性。研究认为,绿泥石环边形成后储集层仍有较强的压实现象,前人认为的抗压能力可能被夸大。     

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。     

渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

截至目前,我国发现并成功开采的致密砂岩气藏主要分布于中西部地区,气源岩有机质类型为偏腐殖型;而天然气成因类型为油型气的致密砂岩气藏则较为少见,尚缺乏系统的研究。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田古近系始新统沙河街组三段(以下简称沙三段)气藏为例,应用地质、地球化学、测井等资料,对沙三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景进行了系统研究,并在依据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等成藏要素对天然气成藏阶段进行划分的基础上,根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系分析其成藏过程。研究结果表明:(1)沙三段气藏成因类型为油型气的致密砂岩气,具备有机质丰度及成熟度较高的优质烃源岩、累计厚度较大且分布范围较广的储集层、与烃源岩互层的良好的源储配置关系、充足的成藏动力及良好的封盖保存条件等有利的成藏条件;(2)沙三中—下亚段储集层致密,浮力作用下天然气很难发生有效充注,欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是天然气充注的主要动力;(3)沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注,致密砂岩气整体具有"先致密、后成藏"的特征,其成藏过程可分为4个演化阶段。     

渤海湾盆地饶阳凹陷河间洼槽古近系砂岩储层成岩—成藏耦合关系

饶阳凹陷河间洼槽古近系沙河街组砂岩储层具有典型的低孔低渗特征,为揭示储层致密化过程,并分析其与油气成藏的关系,通过岩心观察、铸体薄片鉴定、流体包裹体分析等手段,结合地层埋藏史和热演化史模拟,分析储层成岩演化过程,同时利用“反演回剥”的原理,以铸体薄片资料为基础,定量恢复地质历史时期的储层孔隙度演化,与油气充注史相结合确定研究区砂岩储层成岩演化与成藏之间的耦合关系。结果表明,经历酸碱交替的流体演化,储层成岩演化呈多期溶解多期胶结的特征;成岩早期缺乏抗压实的碳酸盐胶结物、塑形矿物的压实作用、硅质和碳酸盐胶结作用是造成储层致密化的主要因素;储层致密化前后有2期油气充注,第1期油气充注于储层致密化之前,即油气在浮力作用下进入储层的“先成藏后致密”的过程,第2期油气充注于储层致密化之后,即油气在超压作用下进入储层的“先致密后成藏”的过程。