东营凹陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层储集空间特征及成因机制

东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层储集空间特征及成因机制认识不清的问题,给该地区油气勘探带来了极大的风险。综合运用薄片鉴定、扫描电镜观察、流体包裹体分析及岩心物性分析等多种技术方法,结合压力演化史、油气成藏史、有机质热演化史等研究成果,对东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间特征及成因机制进行了系统研究。结果表明,东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间以残余原生孔隙为主,相对含量占60%以上,含有少量的次生溶蚀孔隙及微裂缝。在早期异常高压、早期油气充注以及膏岩层的发育等多种因素的综合作用下,东营凹陷北带沙四下亚段砂砾岩储层原生孔隙得以有效的保存至深层,从而为油气聚集提供了优质的储集空间;沙四下亚段深层砂砾岩储层经历了酸性→碱性→酸性的溶解过程,溶解作用相对较弱,次生孔隙含量低,对储层物性的贡献量小。     

车镇凹陷北带沙三段下亚段有利储层形成机制与分布规律

车镇凹陷北带沙三段下亚段的油气勘探面临有利储层分布认识不清等问题。为进一步深化勘探,综合岩心、铸体薄片、扫描电镜以及分析化验等资料,对车镇凹陷北带沙三段下亚段有利储层的形成机制与分布规律进行研究。结果表明,研究区东、西部的大王北—郭局子地区和车西地区的岩石组分体积分数及砾石成分均存在较大差异。其中,大王北—郭局子地区主要受埕子口凸起东段太古界花岗片麻岩母岩区控制,发育的砂砾岩体成分成熟度较高,砾石成分主要为花岗片麻岩;而车西地区主要受埕子口凸起西段下古生界碳酸盐岩母岩区控制,发育的砂砾岩体成分成熟度较低,砾石成分主要为碳酸盐岩。母岩性质的差异导致砂砾岩体的抗压实能力不同,进而对原生孔隙的保存和次生孔隙的发育均产生影响,是研究区深部有利储层形成的关键。综合沉积类型、母岩性质以及异常高压等因素,认为研究区有利储层应主要分布于地层压力系数高、受花岗片麻岩母岩区影响的大王北—郭局子地区。     

南襄盆地南阳凹陷古近系核桃园组三段储层流体包裹体特征与成藏期次

为厘清南襄盆地南阳凹陷古近系核桃园组三段（简称“核三段”）油气成藏期次,基于流体包裹体测试资料,利用包裹体岩相学、荧光观测及显微测温技术,对流体包裹体特征进行研究,并结合烃源岩热史、生烃史模拟,综合分析核三段油气成藏期次及时间。结果表明：①核三段储层发育2期油气包裹体：第Ⅰ期丰度较高,主要分布于石英颗粒微裂隙、次生加大边中,以灰褐色、淡黄色液烃包裹体为主,发黄色、黄绿色荧光,其伴生盐水包裹体均一温度峰值区间为75~100 ℃,反映低成熟—成熟油（0.5%<R_O<1%）充注;第Ⅱ期丰度较低,主要赋存于穿石英颗粒微裂隙及长石溶蚀孔隙中,以淡黄色、灰色或无色气液烃包裹体为主,发绿色、蓝绿色、蓝色荧光,其伴生盐水包裹体均一温度主峰值为110~120 ℃,反映高成熟油（R_O>1%）充注。②核三段烃源岩存在2个主力生烃期：第一期为核一段沉积早期—廖庄组沉积末期,因地层持续沉降烃源岩进入低成熟—成熟阶段并不断生烃,在廖庄组沉积末期因地层抬升剥蚀,生烃作用减缓;第二期为新近纪抬升剥蚀后地层再度沉降期,烃源岩进入高成熟阶段并再度生烃,第二期生烃量低于第一期。③核三段储层经历了2期油气充注：第一期形成于核一段沉积中期—廖庄组沉积末期（29.1~23 Ma）,为低成熟—成熟油充注,该期是核三段储层主成藏期;第二期形成于新近纪中期—现今（10~0 Ma）,为高成熟油充注。④应用Basinmod软件对成藏关键时刻（23 Ma）核三段顶界油气运移路径进行模拟,显示南阳凹陷核三段存在6个有利勘探目标区,其中Ⅰ—Ⅲ号为现有勘探区;Ⅳ—Ⅵ号是潜力勘探区。     

车镇凹陷古近系沙四段-沙三段下亚段沉积相

综合岩心观察、钻井及测井资料,结合车镇凹陷的区域背景,对车镇凹陷古近系沙四段-沙三段下亚段沉积相进行了研究.结果表明,沙四段和沙三段下亚段主要发育近岸水下扇、扇三角洲、三角洲、冲积扇、湖底扇和碳酸盐浅滩6种沉积相.其中沙四段下亚段发育了冲积扇和扇三角洲,而沙四段上亚段则主要发育了扇三角洲、三角洲和碳酸盐浅滩,沙三段下亚段主要发育近岸水下扇和湖底扇.纵向上,北部陡坡带砂体连片分布,多期扇体垂向叠置,连续性强;南部缓坡带小规模发育扇三角洲和三角洲砂体,中央洼陷带零星分布湖底扇砂体.     

准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区百口泉组储层流体包裹体特征及油气充注史

采用储层岩相学观察和包裹体显微测温方法,对准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区百口泉组储层流体包裹体进行了详细研究,再结合油气地球化学分析和单井埋藏史恢复了研究区油气充注史。结果表明研究区百口泉组储层经历3期油气充注、2期成藏:以黑色无荧光固体沥青为代表的第Ⅰ期油气充注发生于晚三叠世前,受保存条件限制,早期充注的油气蚀变为固体沥青,并被后期成岩作用改造;第Ⅱ期油气充注发生于早侏罗世,以发黄色荧光的烃类为代表,该期原油充注强度大、范围广,玛东、玛北、玛西和玛南等斜坡区均可见;第Ⅲ期油气充注则发生于早白垩世,以发蓝色荧光的高熟油为代表,同样形成大面积油藏。     

南阳凹陷古近系核桃园组二段储集层流体包裹体

根据南阳凹陷东庄、张店和北马庄油田古近系核桃园组二段储集层岩心样品的流体包裹体资料，对核二段储集层油气充注史和主成藏期进行了研究。对各期次流体包裹体的均一温度、盐水包裹体的盐度以及油包裹体的荧光观察等综合分析表明，核二段储集层共经历3期热流体活动，前两期发生油充注。时间温度埋藏史研究表明，第一期油充注发生于凹陷逐渐抬升的廖庄组沉积期及之后的整体抬升剥蚀阶段，第二期油充注发生于凹陷再次下沉接受沉积的拗陷期。综合油包裹体荧光分析、均一温度分布特征和油充注时生油凹陷烃源岩的热演化特征认为，第一期油充注以低-中成熟原油为主，对成藏贡献不大；第二期以中-高成熟原油为主，为南阳凹陷主要充注成藏期。图7表1参14     

松辽盆地泰康隆起带青二、三段储层流体包裹体特征与成藏期次

基于流体包裹体测试资料,应用PetroMod-1D软件恢复泰康隆起带代表井的埋藏史、热史和生烃史,对松辽盆地泰康隆起带青二、三段储层油气成藏期次特征进行了综合分析。研究表明:泰康隆起带青二、三段砂岩储层中包含液态烃、气液烃、气态烃和含烃盐水4种包裹体,包裹体颜色主要显示为淡黄色、黄绿色、绿色、蓝白色和蓝色荧光;流体包裹体均一温度和盐度均呈现双峰特征,其中均一温度2个峰值分别为80～90℃和100～110℃,盐度2个峰值分别为2%～4%和6%～8%,表明储层中主要有2期油气充注;第1期包裹体形成于嫩江组沉积末,该期圈闭初具雏形,齐家—古龙凹陷青山口组烃源岩进入排烃门限,泰康隆起带青二、三段储层充注少量低成熟的气态烃和液态烃;第2期包裹体形成于明水组沉积末,圈闭已定型,齐家—古龙凹陷青山口组烃源岩达到排烃高峰,且与区域性构造运动时期相对应,是泰康隆起带青二、三段储层的关键油气成藏期。该研究成果为泰康隆起带油气成藏地质时期研究和勘探目标优选提供了依据。     

渤中凹陷深层砂砾岩气藏油气充注与储层致密化

渤海湾盆地渤中凹陷砂砾岩储层致密化成因及其与晚期油气侵位的关系一直没有得到合理地解释。为此,以渤中凹陷西南部地区古近系砂砾岩气藏为研究对象,利用物性、热史、包裹体等分析资料,确定油气首次成藏时间、划分油气充注期次、恢复成藏期储层物性,进而模拟压实作用对储层的影响,并结合包裹体、铸体、扫描电镜、X射线衍射等实验手段明确油气侵位关系,分析石英加大、黏土矿物转化、碳酸盐胶结等关键致密化作用发生的序列,探究储层致密化作用机理及其与油气充注的关系。研究结果表明:①该区深层砂砾岩油气充注至少可分为3期,早期包裹体为重质油,晚期包裹体气油比高;②首次油气充注期为距今5Ma,储层埋深介于2500～2800m,以中孔、中渗储层为主,储集物性较好,成藏后盆地快速沉降、充填,上覆地层增加厚度超过1 000 m;③首次油气充注后砂砾岩进入成岩快速演化期,埋深介于2 500～3 200 m,是砂砾岩快速压实阶段,石英加大在油气充注后经历了两期强烈发育,减孔作用明显,压实减孔作用是储层致密化的重要机制;④埋深介于2 500～3 500 m为该区黏土矿物快速转化区间,花状及丝发状伊利石极其发育,对渗透率的大小产生了决定性的影响;⑤铁方解石及铁白云石沉淀于石英加大之后,使储层进一步致密化,以残余孔隙为主。结论认为,该区古近系砂砾岩气藏具有先成藏后致密的特点,尽管油气充注对储层成岩具有抑制作用,但后者仍然会导致储层的致密化。     

库车坳陷迪北气藏2期油气充注古流体证据

采用包裹体岩相学观察、显微测温、储层定量颗粒荧光分析、红外光谱分析及油气地球化学分析等方法,从古流体证据的角度对迪北气藏的油气充注历史进行研究。结果表明迪北气藏具有2期油气充注特征：第Ⅰ期主要源自三叠系湖相烃源岩排出的油,对应于镜下发浅黄色荧光的油气包裹体,红外光谱分析表明其成熟度相对较低,定量颗粒荧光分析表明存在古油藏,也是此期原油充注的证据;第Ⅱ期主要源自侏罗系煤系烃源岩排出的天然气,对应于发蓝白色荧光的油气包裹体,红外光谱分析表明其成熟度相对较高,且此期高成熟天然气充注使得早期充注的原油遭受气洗脱沥青作用。迪北气藏的2期油气充注使其具有中新世早中期的原油充注、上新世以来的致密深盆气藏叠加、西域期以来的致密气藏调整改造再富集的成藏过程。     

准噶尔盆地玛北斜坡区扇三角洲砂砾岩储层主控因素

准噶尔盆地西北缘玛北斜坡区三叠系百口泉组发育典型的扇三角洲砂砾岩储层,具有成分成熟度低、结构成熟度中等及低孔、低渗等特征。为查明砂砾岩储层主控因素,探寻有效储集体,利用铸体薄片、扫描电镜、荧光薄片和物性分析等资料,探讨了玛北斜坡区三叠系百口泉组岩性、沉积相、沉积构造和古地貌、成岩作用及油气充注对砂砾岩储层的控制作用。结果表明：岩性是砂砾岩优质储层形成的物质基础;有利沉积相对储层质量起决定性作用;沉积构造和古地貌控制砂砾岩的平面展布;成岩作用和油气充注产生的次生孔隙可有效改善储层物性。研究区有利砂砾岩储集体主要分布于水动力条件稳定且较强的扇三角洲前缘水下分流河道和河口坝,其次为扇三角洲平原分流河道。     

东营凹陷北带沙四段上亚段近岸水下扇砂砾岩储集物性对比

在东营凹陷北带近岸水下扇砂砾岩有效储层物性下限计算的基础上,以孔隙度差值和渗透率差值为评价参数,分析了盐家—永北地区、胜坨地区、利津地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异。结果表明:胜坨地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩储集物性最好,盐家—永北地区次之,利津地区最差;盐家—永北地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道含砾砂岩储集物性最好,胜坨地区次之,利津地区最差。通过对古地貌、沉积特征、地层压力和成岩作用等有效储层控制因素对比分析发现,沉积古地貌和物源特征控制了东营凹陷北带沙四段上亚段不同地区近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异性。     

应用流体包裹体研究储层油气充注特征——以二连盆地为例

通过对二连盆地8个富油凹陷45块下白垩系储层样品进行全面的流体包裹体分析,研究了小型断陷湖盆不同构造带储层油气的充注特征。岩相学及显微测温分析表明其主要发育一期次的流体包裹体,但在近洼缓坡部位的阿尔善组储层(K1ba)中发育2期流体包裹体,综合埋藏史及热演化史认为深洼带源岩先成熟排烃、近洼缓坡部位源岩的后期成熟排烃造成了2期次的油气充注;利用PVTsim模拟及盐度—温度法分别恢复了流体包裹体形成时的储层压力,发现陡坡深洼带油藏在油气充注时普遍存在高压,而缓坡带油藏基本为常压充注,现今陡坡深洼带泥岩测井声波时差数据的异常也间接证明了古高压的存在;关于油气充注强度,则通过统计含油气包裹体丰度(GOI指数)与油层含油饱和度的关系,揭示了临近生烃洼槽的陡坡深洼带和近洼缓坡带储层油气充注伴随成岩作用而发生,为边埋藏边充注,GOI与充注强度大小成正比;而远洼缓坡带储层油气充注为成岩期后发生,不能用GOI丰度来表征储层油气充注强度。     

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层砂砾岩优质储层发育的控制因素

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层沙一、二段普遍发育扇三角洲相的砂砾岩低孔低渗储层，局部层段发育高孔高渗带，储集空间以溶蚀孔、生物体腔孔为主，有利储层发育机理与目前所发现的一般致密砂砾岩不完全相同。利用岩心、铸体薄片、埋藏史及流体包裹体等分析手段，对秦南凹陷中深层沙一、二段砂砾岩优质储层发育特征和控制因素进行了研究。结果表明：研究区沙一、二段扇三角洲砂砾岩中常夹含螺砂砾岩，属于扇三角洲间歇性废弃的水下分流河道经波浪改造后，与螺屑混合沉积而成。砂砾岩中方解石胶结作用比较强烈，是储层致密的主要原因。含螺砂砾岩是优质储层发育的主要岩石类型。颗粒支撑、分选较好、螺化石富体腔孔、具一定程度的早期隐晶白云石包壳胶结的砂砾岩是形成优质储层的主要岩性因素；因颗粒支撑造成压实程度弱，成岩流体易于渗入，酸性孔隙水对中酸性火山岩岩屑、白云石胶结物和长石的强烈溶蚀，过早注入的油气对孔隙的后期保护，是砂砾岩优质储层发育的主要成岩因素。这种有利储层的形成机理，对陡坡带半咸水环境下的致密砂砾岩储层油气勘探具有较好的参考意义。     

东营凹陷北带沙四段近岸水下扇砂砾岩储层物性演化特征

以东营凹陷北带沙四段近岸水下扇为研究对象,在有效储层物性下限定量计算的基础上,探讨了近岸水下扇不同亚相物性演化特征,并分析了不同地区近岸水下扇内扇砂砾岩物性演化特征差异性及原因。东营凹陷北带沙四段近岸水下扇内扇亚相砂砾岩孔隙度随埋深降低的速率大于孔隙度下限值随埋深降低的速率,浅层发育有效储层,而深层不发育有效储层;中扇和外扇亚相砂砾岩在不同深度均发育有效储层。岩屑类型差异性控制了砂砾岩压实、胶结作用演化的差异性,进而控制了东营凹陷北带不同地区沙四段近岸水下扇内扇亚相砂砾岩孔隙度包络线低于孔隙度下限的起始深度的差异性,民丰地区和胜坨地区约为3300m左右,利津地区约为2900m。     

辽河西部凹陷雷家地区湖相碳酸盐岩流体充注期次

地质演化过程中,埋藏成岩阶段流体性质的变化控制着沉积岩石的物理化学反应,对储层物性的变化也起到一定的控制作用。通过对铸体薄片观察、阴极发光测试、扫描电镜分析、油气及盐水包裹体测试等资料进行综合研究,分析了辽河西部凹陷雷家地区湖相碳酸盐岩储层在埋藏成岩阶段经历的流体充注期次。该储层成岩作用主要有压实及压溶、溶蚀、胶结、交代作用。溶蚀及自生矿物胶结交代的先后顺序表明,雷家地区湖相碳酸盐岩经历了多期碳酸盐胶结物的胶结及溶蚀。对油气包裹体发育位置、荧光颜色、红外光谱及伴生盐水包裹体均一温度的综合分析表明,碳酸盐岩储层发育3期油气充注、1期热液充注。其中:第1期油气充注发生在亮晶白云石胶结之前,为沙三末期成藏;第2,3期油气充注发生在方沸石胶结之前,为东营组沉积时期成藏。     

库车前陆盆地吐北2构造油气充注过程分析

基于定量颗粒荧光、流体包裹体等技术,结合埋藏史、热史及生烃史对库车前陆盆地吐北2构造的油气充注史进行分析。分析结果表明,储层的QGF指数均大于5,表示测点的深度层段均为古油层段;而大部分层段的QGF-E强度都大于20pc,显示出残余油层的特点;TSF显示油质成分单一,说明现今储层烃类具有同源的特点。结合流体包裹体及储层沥青分析表明吐北2构造经历了3期油气充注:中新世康村组晚期(11~6Ma)经历了成熟油气的充注,包裹体显示出黄色、黄白色的荧光,由于后期断层穿盐导致古油藏破坏形成储层沥青;随着埋深加大,膏盐岩发生强烈的塑性流动使断裂愈合,同时伴随着轻质油的充注(4.5~2Ma),对应的包裹体显示出蓝色的荧光;上新世库车组末期(2.5Ma)储层又经历一期高过成熟气的充注,与第二期轻质油充注连续无间断。由于研究区白垩系储层普遍发育泥岩隔层,导致部分层段现今仍存在残余油层。     

库车坳陷吐北1 井区古流体演化过程

塔里木盆地库车坳陷吐北地区受膏盐岩和断层的综合影响，其流体的历史演化过程复杂，但过去对此研究较少，制约 了对该区油气分布规律的认识。为此， 对吐北1 井区的储集层进行了流体包裹体分析和定量颗粒荧光分析，并结合构造演化史、埋藏史、 热演化史和生烃史恢复了该区的古流体演化过程。研究结果认为，该区经历了2 期油气充注：①第一期为中新世-上新世康村组（N_1-2k） 早中期（距今16 ～ 9 Ma）原油充注，对应的包裹体荧光呈黄色、黄白色，各层段的定量颗粒荧光（QGF）指数均大于4，表明储层 早期的确存在古油藏；而后期由于膏盐岩被断层切穿使得早期流体逸散，形成储层中的残余沥青，现今的储层表面吸附烃的三维全 息扫描荧光光谱普遍显示单峰，也证明早期原油逸散。②第二期为上新世库车组（N₂k）沉积晚期（距今3 Ma）天然气和轻质油充注， 对应的包裹体为赋存于石英颗粒边缘的蓝色荧光包裹体以及黑色气态烃包裹体；该时期膏盐岩盖层埋深加大，强烈的塑性流动恢复 了盖层的封盖能力，同时喜马拉雅造山运动使得圈闭剧烈隆升，聚集了大量的天然气和少量的轻质油。     

玛湖凹陷二叠系风城组碱湖云质岩储层成岩作用

通过偏光显微镜和扫描电镜观察,结合能谱、包裹体温度、同位素、X射线衍射及有机地球化学等分析方法,研究了准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组碱湖云质岩储层的成岩作用类型和成岩演化序列。研究结果表明：①玛湖凹陷二叠系风城组云质岩储层为典型的碱湖沉积,发育多种云质岩类,以云质凝灰岩和云质沉凝灰岩为主。②云质岩中成岩作用类型较多,其中脱玻化作用较为普遍,析出矿物主要有硅质矿物、钙镁碳酸盐矿物、铝硅酸盐矿物和非钙镁碳酸盐类矿物等;云质岩中的溶蚀作用主要为铝硅酸盐矿物和盐类矿物的溶蚀,发育成岩缝和多期构造缝,具有3期油气充注。③研究区风城组多数云质岩演化已进入中成岩A期,少量进入中成岩B期,脱玻化作用发生在早成岩A期;发育3期白云石,主要发育于早成岩B期;非钙镁碳酸盐矿物主要形成于同生期;存在3期溶蚀作用,以中成岩A期为主;油气最早充注于早成岩B期,以中成岩B期充注时间最长。脱玻化作用、长石和非钙镁碳酸盐矿物溶蚀作用及构造形成的裂缝是玛湖凹陷风城组云质岩成储的关键。④脱玻化作用形成的孔隙为早期油气充注提供了储集空间,碱湖优质烃源岩热演化释放的酸性流体对云质岩中铝硅酸盐矿物和盐类矿物进行溶蚀,有效改善了储层的储集性能。     

东营凹陷现河地区沙三段下亚段储层成岩作用

东营凹陷现河地区沙三段下亚段发育湖泊相、三角洲相和浊积扇相等成因类型的砂体，地层埋藏深度变化大，成岩作用复杂。通过钻井取心、岩石薄片和扫描电镜观察等手段，研究了该区成岩作用。研究结果表明，压实作用、胶结作用、交代作用以及多期次的溶解作用是储层的主要成岩作用。其中，压实作用和胶结作用使储层原始孔隙损失较大。自晚成岩A期到晚成岩B期，因有机质成熟过程、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，使次生孔隙发育。     

车镇洼陷北带沙四上-沙三下亚段成藏模式研究

车镇洼陷北带的沙四上-沙三下亚段,发育有多类型、多期次砂砾岩扇体,是油气运移的主要指向.通过解剖典型探井,对不同扇体的发育类型、沉积特征、成藏控制因素进行分类总结,归纳出针对不同砂砾岩扇体的研究技术思路和方法,并在实际生产中得到验证,为类似地区的研究提供了方法和借鉴.