齐古断褶带中—下侏罗统储集层成岩特征及评价

准噶尔盆地南缘齐古断褶带中—下侏罗统发育多套砂岩储集层。基于齐古断褶带露头剖面和钻井资料分析,利用偏光显微镜、孔渗分析仪、扫描电镜等实验仪器对中—下侏罗统砂岩样品开展了岩矿特征、成岩作用、成岩相、物性特征等方面的分析,并对储集层进行了分类和评价。结果表明,齐古断褶带中—下侏罗统砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,结构成熟度中等,成分成熟度低;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用,可分为少杂基弱胶结成岩相、不稳定矿物溶蚀成岩相、碳酸盐矿物胶结成岩相和杂基充填—压实成岩相4种成岩相类型,成岩相直接影响了储集层物性,中—下侏罗统储集层可分为2大类6小类,部分含油气层为致密砂岩储集层。     

砂岩储层致密化及其与油气充注成藏的耦合关系——以鄂尔多斯盆地延安气田上古生界为例

针对鄂尔多斯盆地延安气田上古生界致密砂岩储层,文中采用薄片鉴定、扫描电镜分析及流体包裹体测试等方法,开展储层特征、天然气成藏期次等研究,恢复孔隙度演化过程,讨论了各类砂岩储层致密化与油气充注成藏的耦合关系。研究表明：在早成岩阶段,凝灰质石英砂岩、高塑性岩屑砂岩及钙质胶结砂岩已演变为特低孔岩石,平均孔隙度为8%,不发生烃类充注,之后持续保持致密状态。石英砂岩、低脆性石英砂岩经历了早成岩机械压实、溶蚀及高岭石胶结作用,在第1期烃类充注时,平均孔隙度为23%,随后在石英压溶和胶结作用下孔隙度继续减小;在第2期大量烃类充注时,平均孔隙度为18%,随着烃类不断充注,储层越来越致密。因此,石英砂岩和低脆性石英砂岩储层在早期成藏阶段孔渗条件较好,且至成藏晚期储层致密化过程中仍发生广泛的油气充注,其致密化过程与油气充注成藏的耦合关系为“边成藏边致密化”。     

四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层成岩—成藏耦合关系

储层致密期与天然气充注期的关系是致密砂岩气成藏机理及富集规律研究中尚未得到很好解决的关键问题。主要基于对四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩成岩演化史、天然气充注历史和致密砂岩储层有机_无机水岩相互作用序列的分析,总结了四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层致密化机理,厘定了储层致密期与天然气成藏期的关系。指出早期强的压实作用使储层物性大幅降低及其导致的半封闭_封闭成岩流体系统是致密储层形成的主要原因。后期半封闭_封闭成岩流体系统中,流体流通不畅,溶蚀作用产物迁移受阻,以就地沉淀形成胶结物为主,堵塞溶蚀孔隙和剩余原生孔隙,溶蚀作用越强胶结物含量也越高,从而使储层进一步致密化。须家河组烃源岩生排烃史和储层流体包裹体特征研究表明,天然气的充注发生在中侏罗世_早白垩世,以早白垩世为主。综合储层致密史、天然气充注史和有机_无机水岩相互作用序列分析认为天然气充注时储层已经致密,具有储层先致密天然气后成藏的特征。     

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。     

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     

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...     

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。     

用储层油气包裹体岩相学确定油气成藏期次—以鄂尔多斯盆地陇东油田为例

鄂尔多斯盆地陇东油田长3油层砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用等,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英、方解石和石膏为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体。第一期油气包裹体形成于早成岩阶段晚期埋藏成岩过程中,分布在石英和长石等矿物溶蚀孔隙、次生加大边底部和早期裂隙中,包裹体形态不规则,一般较小(多为3～8μm),为多相烃类包裹体。第二期油气包裹体形成于晚成岩阶段晚期盆地抬升阶段,分布在晚成岩阶段的晚期裂隙、硅质胶结物和亮晶方解石胶结物中,油气包裹体普遍含盐水,油、气、水相态边界清楚。研究认为,第一期油气包裹体代表了油气运移充注过程,而第二期油气包裹体代表了油气大规模聚集成藏过程。应用不同期次油气包裹体形成温度与储层沉积热演化史地质分析方法,确定本区油气充注运移时间约为122 Ma(早白垩世),而油气大规模聚集成藏时间约为80 Ma(晚白垩世晚期)。     

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。     

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。     

松辽盆地长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异

以松辽盆地长岭断陷下白垩统登娄库组致密砂岩气为研究对象,基于致密砂岩气基本特征,对中央深凹带、东部斜坡带和东部构造带典型致密砂岩气地层埋藏史、烃源岩热演化及生烃史、成藏期次和储集层孔隙度演化史4个方面进行精细动态解剖,明确了长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程及差异,并探讨了不同次级构造带源储耦合关系,进而指出有利勘探区带。长岭断陷东部构造带烃源岩质量和储集层物性最好,且登娄库组致密砂岩成藏时间最早,表现为一期成藏,成藏时储集层未致密;东部斜坡带成藏时间较晚,表现为一期成藏且具有两次充注峰期,第1次充注峰期时储集层未致密,第2次充注峰期时储集层已致密;中央深凹带成藏时间最晚,表现为一期成藏,成藏时储集层已致密。研究表明东部构造带源储耦合关系最好,是该区致密砂岩气最有利勘探区带。     

吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向

吐哈盆地侏罗系水西沟群具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件,煤系地层长期大量生排气态烃为形成致密砂岩气藏提供了充足的气源,烃源岩与储集层呈互层紧密接触有利于气源内致密砂岩成藏,致密砂岩中气体的运聚与常规气藏有明显的差异,在“活塞式”充注条件下,致密砂岩气藏的含水率明显偏高,压力也呈现出高（低）压异常。吐哈盆地南部斜坡区及北部山前冲断带地区,源岩与储集层配置条件优越,是寻找致密砂岩气藏的有利区域。     

天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成 ——以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制.研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密.深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大.在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存.库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育.因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大.     

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定,研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成,划分了岩石相类型,并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合,分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系.研究表明:纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀...     

霍玛吐构造带中组合油气成藏演化分析

综合利用多种油气成熟度参数、包裹体显微观察、储集层沥青测试和颗粒荧光观察等,剖析了霍玛吐构造带的油气充注次序和充注史。研究认为,霍玛吐构造带原油来源于下白垩统吐谷鲁群烃源岩,天然气来源于侏罗系煤系烃源岩。霍玛吐构造带主要存在2期成藏,第一期成藏大约距今10×106 a,以低成熟度原油充注为主;第二期成藏大约距今3×106 a,以天然气充注为主,伴随有较高成熟度原油充注;其油气藏经历2期充注,早油晚气,后期改造调整,并局部发生气侵分馏的成藏演化过程。     

低渗储集层成岩孔隙演化与“甜点”分布——以南海北部珠江口盆地文昌A凹陷渐新统珠海组为例

综合运用岩心观察和薄片分析,研究南海北部珠江口盆地文昌A凹陷渐新统珠海组低渗储集层特征及"甜点"分布。研究认为,珠海组发育潮坪—扇三角洲相细、中、粗砂岩储集层,储集层以低渗为主,局部中渗;存在2种孔隙演化模式,"先油充注、后演化致密"模式主要分布在南断裂带—六号断裂带珠三段,"先演化致密、后天然气充注"模式在研究区广泛分布。压实作用和局部强钙质胶结是造成珠海组储集层低渗的主要原因,厚层、粗粒沉积体是"甜点"形成的前提,弱压实胶结、溶蚀、早期烃类充注及自生绿泥石包壳保护是"甜点"形成的主控因素。预测南断裂带—六号断裂带中等压实区发育Ⅰ类"甜点"、近强压实区发育Ⅱ类"甜点"、近强—强压实且早期油充注区发育Ⅲ类"甜点",六号断裂带强压实、自生绿泥石包壳保护区发育Ⅳ类"甜点"。图10表4参27     

准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组低孔渗砂岩储层成岩与孔隙演化研究

以准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组(J₁s)低孔渗储层为研究对象,通过系统的岩石薄片观察、扫描电镜、阴极发光及烃类荧光显微鉴定,依据成岩产物之间及其与烃类流体(油包裹体和孔隙沥青)之间的赋存关系,建立了储层成岩演化和油气充注的时间序列,恢复了关键油气充注时期的储层古物性,探讨了孔隙演化与油气成藏的匹配关系。结果表明:三工河组储层为低成分成熟度的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,压实作用、碳酸盐和黏土矿物胶结作用是导致储层低孔渗的主要原因,石英颗粒表面覆盖的绿泥石膜难以有效地保持原生孔隙,次生溶蚀孔隙是主要储集空间;储层成岩演化具有显著的差异性,在压实作用下富含软岩屑砂岩中软岩屑强烈塑性变形致使早期致密,而钙质强胶结砂岩因成岩早期的碳酸盐胶结发生致密化,低软岩屑-弱胶结砂岩主要经历了3期有机-无机流体作用交替,分别以无荧光炭质沥青、黄色荧光油、蓝-白色荧光油等3期烃类流体活动为划分标志;在晚白垩世末关键油气成藏时期(距今100~70Ma),高软岩屑和钙质强胶结砂岩古孔隙度低于8%,早期致密化储层难以发生油气注入;低软岩屑-弱胶结砂岩在晚白垩世末期可保持中-高孔渗性,普遍发生了早期油气充注,早期原油注入不能阻止储层深埋过程中物性变差的趋势,但可能改变局部储层的润湿性质,油湿通道网络是晚期成藏阶段(距今62~0Ma)低孔渗储层条件下发生大规模油气注入的主要原因。     

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。     

珠江口盆地惠南半地堑恩平组烃类充注特征与砂岩致密化成因分析

珠江口盆地惠州凹陷惠南半地堑A构造A1井古近系恩平组砂岩见油气显示,但地层测试结果为干层,砂岩具有低孔低渗特征。通过生物标志化合物绝对定量分析、岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射、流体包裹体、储层定量荧光分析、成岩演化模拟等手段,对A1井恩平组砂岩中烃类充注史和储层成岩作用过程与致密化成因进行了综合分析。生物标志化合物组合特征指示A1井恩平组储层中以自生自储烃为主,有少量文昌组烃源岩生成的烃类贡献;流体包裹体和颗粒荧光定量分析指示2.5～0 Ma是油气主充注期,以晚期充注为主。石英胶结是导致A1井区恩平组砂岩致密化的主要原因,埋藏成岩期为富K+流体环境,高岭石和钾长石向伊利石转化,形成石英胶结和伊利石,破坏了砂岩的孔渗性;恩平组砂岩储层具有典型的先致密后烃类充注的特征,石英和伊利石均为水湿性矿物,烃类充注对胶结物的形成抑制作用不大。本文研究结果可为珠江口盆地古近系深层油气成藏研究提供参考。     

塔里木盆地哈得逊地区储集层成岩岩相与含油区预测

经镜下成岩特征分析,哈得逊地区的石炭系含油气储集层可划分为六种成岩岩相。其中,薄砂层由致密混合型胶结相和非致密混合型胶结相组成;东河砂岩由溶蚀相、原生孔隙相、溶蚀-原生孔隙相和碳酸盐胶结相组成。其储集性能也随成岩相的不同而变化,据物性分析评价,溶蚀相为Ⅰ1类特好储集层,原生孔隙相和溶蚀-原生孔隙相为Ⅰ2类好储集层。非致密混合型胶结相与碳酸盐胶结相中的非致密型为Ⅱ类中等储集层,致密混合型胶结相和碳酸盐胶结相中的致密型为Ⅲ类较差储集层。在此基础上,依据相应的测并参数模式,溶蚀相的展布特点,对新含油区进行了预测。