川东地区中二叠统茅口组一段储层特征与形成模式

川东地区中二叠统茅口组一段（茅一段）非常规泥质灰岩储层近期取得重大勘探发现。基于野外露头剖面及钻井岩心观察,通过薄片鉴定、物性分析、X射线衍射、氮气吸附、氩离子抛光扫描电镜、总有机碳含量（TOC）测定、CT扫描以及测井分析等手段,对茅一段泥质灰岩储层及其主控因素进行研究。结果表明,川东地区茅一段主要发育泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩等4种岩石类型以及粒缘孔（缝）、有机质孔、溶孔（缝）、裂缝、滑石收缩孔（缝）等5类储集空间。其中,泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩孔隙度低,有机质含量低,储集性能差;生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩孔隙度高,有机质含量高,储集性能好。茅一段储层受岩相、有机质丰度和成岩作用的综合控制,生屑泥晶灰岩微相和（含）泥质生屑泥晶灰岩微相中的原始孔隙发育好且富含粘土矿物;粘土矿物转化形成的粘土微孔和有机质孔为茅一段主要的储集空间;白云石化作用和溶蚀作用为茅一段提供了部分储集空间。基于此,提出茅一段优质储层发育模式：沉积期,由于原始组构差异,生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑泥晶灰岩中的原始孔隙发育;中-深埋藏期,海泡石发生成岩转化,形成粘土微孔和有机质孔,同时释放富镁成岩流体,发生白云石化;深埋藏期,酸性流体进一步改造储层,使生屑泥晶灰岩和（含）泥质生屑灰岩储层发育为优质储层。     

四川盆地中部合川—潼南地区茅一段泥灰岩储层特征与评价

四川盆地中二叠统茅口组一段（简称茅一段）眼球状灰岩在盆内广泛分布,以“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的快速交替发育为特征。近年来,借鉴非常规天然气勘探思路,四川盆地各地区天然气勘探在茅一段相继取得大的突破,钻采成果表明,泥灰岩（眼皮灰岩）储层含气性较好,具有较大的勘探潜力。但长期以来,茅一段被认为是一套良好的烃源岩,忽视了其作为非常规储层的巨大价值。基于四川盆地中部合川—潼南地区2口最新钻井资料以及对周边野外露头观测,对茅一段泥灰岩储层特征进行了详细分析,结果表明：茅一段泥灰岩储层的储集空间类型丰富,孔隙以中孔为主,孔隙间连通性中等;总有机碳含量相对较高,有机质热成熟度高,生烃条件好,为一套具有自生自储成藏特征的非常规碳酸盐岩储层。在此基础上,建立了泥灰岩储层评价标准,并对泥灰岩储层进行初步评价,认为茅一段泥灰岩普遍满足储层成藏的基本条件,部分满足有利储层形成条件,具有进一步勘探开发价值。     

眼球状灰岩成因及其油气地质意义

眼球状灰岩是一种形态类似眼球与眼皮结构的碳酸盐岩,在我国南方地区广泛发育。通过对国内外关于眼球状灰岩特征及成因等研究成果的大量调研与梳理,分析并论述了眼球状灰岩的岩石学特征、古沉积环境、成因及油气地质意义等。眼球状灰岩由泥晶—粉晶生屑灰岩的“眼球”与泥质灰岩或灰质泥岩的“眼皮”组成,其成因主要包括沉积作用与成岩作用2个方面。眼球状灰岩的“眼皮”为滞留深水环境下沉积的中等有机质丰度的高—过成熟烃源岩,具有良好的生烃能力。该类灰岩为一套低孔低渗的油气储层,且“眼皮”的储集性能明显优于“眼球”。裂缝可以改善眼球状灰岩的储集物性,裂缝发育的储层具有良好的油气显示。总体来看,眼球状灰岩气藏为自生自储的碳酸盐岩气藏。      

四川盆地东南缘二叠系茅口组一段页岩气藏地质特征及富集模式

四川盆地东南缘(川东南)二叠系茅口组一段(茅一段)认识程度较低,以野外露头和钻井岩心等为基础,利用矿物岩石学、地球化学、普通薄片和氩离子抛光扫描电镜等实验分析资料,结合测井和地震属性预测技术,开展沉积相、烃源岩、储层物性及储集类型等研究,明确了茅一段页岩气地质特征及成藏富集模式。主要得到3点认识:(1)茅一段处于碳酸盐岩台地较深水外缓坡相,主要发育深灰色-灰黑色炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩4种岩性,炭质泥岩和灰质泥岩具有较高TOC(0.5%～5.1%),适中的热演化程度(R_o2.0%～2.3%),具备良好的烃源基础,为新类型非典型性页岩气;(2)茅一段发育有机质孔、溶蚀孔、粒缘缝和收缩缝等储集空间类型,形成"孔-缝-网"储集复合体,其中炭质泥岩和灰质泥岩主要发育有机质孔、粘土矿物收缩缝和层理缝,泥质灰岩和生屑灰岩主要发育溶蚀孔、粒缘缝、收缩缝和高角度缝;(3)茅一段页岩气具有"源储一体、连片分布、构造-裂缝双重控藏"的成藏富集模式,研究区茅一段连续分布面积超过7 000 km²,地质资源量超5 000×10⁸ ...     

川西南二叠系茅口组一段滑石特征及其形成机理——以A1井茅一段样品为例

四川盆地二叠系茅口组一段发育形态各异的滑石，作为一种热液蚀变矿物，其形成机理及对茅一段储层的影响尚待深入探索。以四川盆地西南地区茅一段的滑石为研究对象，通过岩心观察、薄片鉴定，结合扫描电镜、包裹体均一温度等测试数据，在精细描述滑石颜色、结构、赋存状态的基础上，探讨了滑石形成机理。茅一段滑石主要赋存于泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和灰质云岩中，以交代生屑颗粒或呈星点状赋存于泥晶灰岩中；滑石是硅质热液流体与富镁碳酸盐岩在一定条件下发生交代作用而形成的，属于热液交代型；储层中滑石含量与储层物性呈正相关关系，滑石在形成过程中产出大量CO₂酸性气体，对茅一段储层孔隙具有一定的溶蚀改造及保存作用，有利于提高储集性能；滑石具有指示含硅流体运移路径及分布范围的作用，热液高能区为下一步勘探有利区。      

塔里木盆地英买力低凸起奥陶系碳酸盐岩储层特征及其成岩作用

指出英买力低凸起奥陶系古潜山碳酸盐岩主要由灰色、深灰色、灰白和灰褐色的生屑灰岩、砂屑灰岩、白云岩、瘤状灰岩和泥晶灰岩等组成,自上而下分为泥质灰岩段、灰质泥岩段、瘤状灰岩段、生屑灰岩段、燧石泥晶灰岩段、泥晶灰岩夹粒屑灰岩段、云质灰岩段和灰质云岩段等8个岩性段;储层分为暴露浅滩型、岩溶型、深埋热液白云岩型、古风化壳潜山型和构造裂缝型储层等5种不同成因类型;在长期的漫长地质演化过程中主要经历了海水成岩环境、混合水成岩环境、蒸发海水成岩环境、早期大气淡水成岩环境、埋藏成岩环境、晚期大气淡水成岩环境和再埋藏成岩环境等。     

柴达木盆地南翼山湖相碳酸盐岩油气藏特征及形成条件

柴达木盆地南翼山油气田是一个由浅层油藏和中深层凝析气藏组成的湖相碳酸盐岩油气藏的典型例子.共有4套烃源岩,整个地层剖面以泥质岩为主,泥晶碳酸盐岩次之.油气储层为碳酸盐岩,主要有泥质泥晶云岩、泥质泥晶灰岩、泥晶灰岩、藻灰岩等,储集空间主要为晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、裂缝和溶洞,储层厚度一般2～5m,平面分布相当稳定.地面至地下构造裂缝均很发育,在油气分布区的中深层存在明显的地震波速度降低现象和异常高压.裂缝充填物方解石的裂变径迹测试表明,裂缝在油气生成运移之前已赋存在.生物标志化合物的分析表明油气均来自大于4300m的烃源岩.      

伊拉克哈勒法耶油田中、上白垩统碳酸盐岩储层岩石类型及特征

伊拉克哈勒法耶油田中、上白垩统碳酸盐岩储层是重要的产油层系。综合利用岩心、薄片、物性测试、压汞数据及扫描电镜分析资料,以典型取心井为研究对象,开展研究区岩石类型及特征研究。结果表明,岩石矿物成分主要为方解石和泥质,局部含少量白云石。岩石组分多样,各组分相对含量差异明显。在岩石组分类型及特征研究基础上,以泥晶基质、有孔虫骨架和生屑/砂屑为三端元,提出研究区岩石类型划分方案。将研究区岩石划分为泥晶灰岩、有孔虫灰岩和生屑/砂屑灰岩3大类,并进一步根据颗粒含量的多少将岩石类型划分为9小类。不同岩石的孔隙类型、孔隙结构和物性特征均不相同,是不同沉积环境的产物,储集性能差异较大。总体来看,平面上不同岩石类型分布明显受沉积环境控制。纵向上,有孔虫灰岩集中分布在上白垩统碳酸盐岩储层,厚度较大,生屑/砂屑灰岩分布较为局限,中白垩统碳酸盐岩储层多为生屑/砂屑灰岩。泥晶灰岩以薄层状分布在生屑/砂屑灰岩之间,有孔虫灰岩类罕见。     

伊朗盆地中北部GARMSAR区块库姆组(Qom)E段碳酸盐岩储层特征

依据Garmsar区块Te-1井岩心资料及露头资料,结合测井资料、物性测试资料及前人研究的成果,对Garmsar区块Qom组E段储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征进行研究,结果表明:Qom组E段储层的主要岩石类型为灰色浅滩相泥灰岩、生物屑灰岩、泥晶生物屑灰岩、生物屑泥晶灰岩、泥岩及具溶孔的生物屑含云灰岩。孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和生物体腔孔为主。物性总体表现出低孔隙度、特低渗透率特征,沉积环境和成岩作用是控制储层发育的主要因素,Qom组E段主要发育Ⅱ类、Ⅲ类储层。     

川东南地区中二叠统茅口组一段眼球状灰岩成因机理

近期,川东南地区多口井在中二叠统茅口组一段（茅一段）眼球状灰岩中见到良好的油气显示,但其成因机理一直颇有争议。基于重点钻井岩心和野外露头观察,通过岩石薄片、扫描电镜和微量元素分析,结合区域地质背景,探讨眼球状灰岩的特征及成因机理。结果表明：川东南地区茅一段眼球状灰岩发育卷曲变形构造、液化底劈、液化脉、热液脉和生物壳体反扣等现象,具有地震震动改造的特征。眼球状灰岩主要由方解石、石英、白云石、滑石、黄铁矿以及有机质组成,滑石以交代生屑或呈星点状、团块状、纤维放射状、岩流产状等形态赋存。微量元素分析结果表明“眼皮”形成于比“眼球”更为缺氧的环境中,沉积时期受火山活动的影响。茅一段眼球状灰岩是在峨眉山大火成岩省地质背景下由地震活动与沉积-成岩综合作用形成的,地震活动会引起较为动荡的瞬时水流,间歇性破坏碳酸盐岩的稳定沉积条件,造成不同组分的混合形态不同,使得沉积物的成分和产状存在差异,从而形成具有特殊沉积构造的眼球状灰岩。     

别什肯特坳陷区卡洛夫—牛津阶缓坡相灰岩储层特征及主控因素

土库曼斯坦阿姆河右岸别什肯特坳陷区整体勘探程度较低,地质认识不足。通过岩心、薄片观察以及物性资料和测井解释资料分析,并运用交会图、测井相分析等方法,对卡洛夫—牛津阶灰岩储层展开了岩性、物性、储集空间、储层类型以及储层发育主控因素等研究。结果表明:卡洛夫—牛津阶储层岩石类型以含颗粒泥晶灰岩、泥晶颗粒灰岩为主,微亮晶颗粒灰岩次之;储层物性整体较差,呈现低孔、低渗和低孔、中渗特征;储集空间以次生溶孔为主,伴有部分微裂缝和少量生物体腔孔;储层类型以孔隙-裂缝型为主;储层发育受沉积作用控制明显,有利储层发育区主要分布于生屑滩、生屑丘以及颗粒丘微相中,少数分布于灰泥丘微相中;溶蚀和构造破裂作用对改善储层物性发挥了重要作用。研究成果可为该区卡洛夫—牛津阶的进一步勘探开发提供参考。     

伊拉克Y油田上白垩统Mishrif 组碳酸盐岩储层及其测井响应特征

上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例,综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明,Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、(含)生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩;储集空间包括粒间(溶)孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内(溶)孔、晶间孔和泥晶间微孔隙,局部发育微裂缝;岩心孔隙度主要为8%~28%,气测渗透率主要为1×10~(-3)~100×10~(-3)μm~2,为孔隙型中高孔、中高渗透储层;储层发育粒间(溶)孔-铸模孔、粒间(溶)孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间(溶)孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切,并受控于原始沉积环境,同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。     

花土沟油田藻灰岩储层特征与油气关系

岩心观察和铸体片鉴定证实,花土沟油田藻灰岩储层发育,储层岩石类型主要为藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、陆屑泥晶灰岩、藻泥晶灰岩、藻团粒灰岩等,形成于湖盆中某单一藻类勃发时期,沉积过程受陆源碎屑影响较大,成岩阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段,成岩作用较弱,对孔隙度影响不大.孔隙类型主要为受到淡水淋滤溶蚀作用和构造作用而形成的次生孔隙,孔隙结构杂乱,无明显规律性.藻灰岩既是生油岩,又是储集岩体,形成自生自储式油藏的条件非常有利.     

油泉子油田低渗透储层特征分析及岩性识别

油泉子油田油砂山组地层岩性复杂,呈薄层状分布,属中孔隙度低渗透率储层.在岩心观察、薄片鉴定的基础上,分析了各种岩性的沉积和储层特征,油泉子油田主要有藻灰岩、泥晶灰岩、灰质粉砂岩、泥灰岩和泥岩等5类岩性.储集空间类型主要包括粒问孔、溶孔、微孔隙和微裂缝.储层孔隙结构复杂,表现为亲水性,整体属于中孔隙度特低渗透率储层.应用FMI成像测井和主成分分析方法,分别提取对泥质含量反映敏感的第1主成分和对碳酸盐含量反映敏感的第2主成分进行交会,可有效识别砂、泥、碳酸盐岩混杂的储集层岩性,为研究区储层评价奠定了基础.     

碳酸盐岩致密气成藏地质条件分析——以四川盆地大安区块茅一段为例

四川盆地大安区块大安2、大安1、大坝1井相继在茅一段石灰岩中获得天然气发现,由于勘探程度低,对天然气成藏地质条件认识不清。文中以该区茅一段为例,综合野外地质调查、单井分析,以及有机碳分析、薄片鉴定、X射线衍射、场发射扫描电镜等测试成果,开展烃源岩岩性、地球化学特征、储层沉积相、矿物组分、微观孔隙特征及含气系统研究,分析致密气成藏地质条件,建立成藏模式。研究结果表明：茅一段眼球、眼皮灰岩沉积受控于中缓坡沉积环境,构成了自生自储的物质基础;眼皮灰岩是一套有效烃源岩,提供充足的烃源供给;眼球、眼皮灰岩为低孔低渗致密储层,互层状叠置,纳米孔、微米孔发育,微裂缝贯通穿插,有利于大面积成藏;成藏模式为致密气源储一体、源内聚集、就近吸附,天然气动态生成,动态聚集,不易逸散;该区在燕山中晚期成藏,喜马拉雅期保存,中缓坡的眼皮灰岩带具有高脆性、中高TOC、中含气性特点,是致密气有利勘探方向。     

川东南地区中二叠统茅口组灰泥灰岩储层孔隙特征

近期川东南多口钻井在茅口组一段灰泥灰岩储层实现了油气勘探突破,其作为一种新类型非常规气藏得到了大量关注。为了进一步弄清该区茅一段灰泥灰岩储层的岩石学特征和储层孔隙特征,基于野外和岩心样品,开展了岩石学和储层孔隙表征工作。研究表明:①茅一段主要发育于外缓坡相,灰泥灰岩的总有机碳含量平均值为0.76%～1.1%,平面上自北西向南东呈增大的趋势,与孔隙度变化趋势相似。②茅一段灰泥灰岩储集空间主要包含有机质孔、无机孔和微裂缝三大类,其中有机质孔可分为独立的有机质孔隙、包裹滑石的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙,无机孔可分为粒间孔、晶间孔、晶体内部溶孔,微裂缝可分为滑石缝、粒缘缝、应力缝;有机质孔在川东南地区茅一段灰泥灰岩储层中并不占主导地位,微裂缝是灰泥灰岩最重要的储集空间。③通过低温氮气吸附、低温CO₂吸附、高压压汞实验以及纳米CT扫描联合表征,灰泥灰岩储层孔隙以细颈广体的墨水瓶形孔为主,微孔、中孔、宏孔均有发育,孔径主要分布在0.4～100 nm,跨度范围较大;灰泥灰岩非均质性明显,连通性较差,裂缝对于连通孔隙有重要影响。茅一段灰泥灰岩为一套新类型非常规储层,鉴于其复杂的矿物组成和特殊的孔隙特征,需加强有针对性的酸化压裂技术攻关,从而促进灰泥灰岩储层的油气勘探开发。      

塔河地区奥陶系一间房组微裂隙颗粒灰岩储集体的发现与勘探意义

塔河地区位于塔里木盆地沙雅隆起南部,在奥陶系大型古潜山背景上形成了塔河地区奥陶系大型地层不整合-古岩溶圈闭.该圈闭的进一步勘探表明,圈闭主体部位储集层为奥陶系下统鹰山组岩溶缝洞型储集体,而圈闭南部新发现奥陶系下统一间房组颗粒灰岩孔隙型储层.该类储层主要储集空间为粒间孔和针尖状溶蚀孔,在微裂缝、缝合线等连通下形成了厚度约20～30m、分布约200km2的较广泛的层状孔隙型储层.成像测井资料的进一步解释处理发现,其溶孔孔隙度达5%.该类储层主要受台地边缘生屑滩相展布的控制,后期溶蚀作用有利于改善其储集性能.颗粒灰岩储集体与上覆奥陶系中—上统泥质灰岩、石炭系下统泥岩区域性盖层组成良好的储盖组合,并具有良好的封闭性,在烃源区高成熟油气多期充注下形成了中质—轻质油藏,具有良好的勘探效益.在已完钻的几口探井中经酸压获高产油流,充分展现了这一勘探领域的巨大潜力.      

鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地二叠系太原组发育一套致密灰岩储层,近年来风险勘探取得重大突破,成为天然气勘探关注的重点领域。通过野外露头、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和稳定碳、氧同位素等分析测试,开展岩石学、储集空间、储层物性及微观特征研究,系统分析了致密灰岩储层发育特征及有利储层控制因素。研究认为：太原组可作为良好储集层的岩石类型为生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩、藻黏结灰岩,储集空间主要为溶孔、残余生物体腔孔、晶间孔及微裂缝,储层平均孔隙度为2.1%,平均渗透率为0.22×10^-3μm²,属于低孔、低渗储层。太原组灰岩有利储层形成受多种因素控制,其中生屑滩、生物丘有利沉积微相是储层形成的物质基础,决定了储集空间类型及平面大面积分布;高频旋回控制下的准同生岩溶作用有利于溶蚀孔的形成,能有效改善储层的储集性能,为厚层灰岩储层的发育创造了条件;裂缝对改善致密灰岩储层渗流能力具有至关重要的作用。研究成果为鄂尔多斯盆地太原组灰岩的下一步勘探指明了方向,同时,也对华北地台生物碎屑灰岩储层研究及勘探目标优选具有重要借鉴意义。     

四川盆地下寒武统龙王庙组颗粒滩发育规律

四川盆地下寒武统龙王庙组是新近发现的迄今为止我国单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,该气藏储层受碳酸盐岩颗粒滩相控作用明显。进一步了解该区颗粒滩的时空分布规律,对于更好地预测龙王庙组储层分布具有重要意义。为此,针对沉积古地貌、海平面变化及古水深等影响滩体发育的主控因素,以3口井结合2个野外剖面点作为实例,对该盆地龙王庙组颗粒滩纵向叠置关系和横向分布规律进行了研究,并取得以下认识:1龙王庙组沉积时期为缓坡沉积环境,分为内缓坡相、中缓坡相和外缓坡相,颗粒滩主要发育在内缓坡相和中缓坡相;2盆地内自西向东颗粒滩厚度逐渐变大,以发育白云岩滩逐步被石灰岩滩取代为特征;3颗粒滩纵向上主要发育砂屑云岩—泥晶云岩—泥质泥晶云岩、砂屑云岩—细粉晶云岩—泥质泥晶云岩、粉晶灰岩—砂屑灰岩—泥晶云岩—泥质泥晶云岩、鲕粒灰岩—泥晶灰岩等岩性组合;4颗粒滩横向上具有沿膏岩湖两侧呈条带状展布的特征,主要发育在缓坡隆起区,尤其是隆起区中的微地貌高地是滩体发育的有利区。     

四川盆地北部中二叠统茅口组碳酸盐岩溶蚀模拟实验与岩溶层组特征

四川盆地北部中二叠统茅口组岩溶储层发育,是该区重要储层类型之一。基于野外露头、钻井岩心资料,采用宏观与微观结合的方法,根据薄片鉴定、扫描电镜、主微量元素等资料、辅于溶蚀模拟实验等技术方法,对四川盆地北部茅口组岩溶层组特征进行了研究。该区茅口组一段以泥质灰岩、生屑泥晶灰岩为主,酸不溶物含量较高;茅二段、茅三段以泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩为主,酸不溶物含量较低。溶蚀模拟实验结果表明,碳酸盐矿物类型、化学成分等是影响茅口组岩石可溶性的主要因素,样品溶蚀速率、溶液离子浓度及微观溶蚀变化特征均表现为生屑灰岩>泥晶灰岩>白云岩>泥质灰岩。茅口组岩溶层组类型可划分为2类3型9亚型,不同岩溶层组类型岩溶作用条件、岩溶化程度不同,缝洞型岩溶储层发育规模也存在差异。