渤南洼陷古近系深层有效储层控制因素研究

依据试油、物性、压汞等资料,利用多种方法求取了渤南洼陷古近系深层有效储层物性下限与埋藏深度的定量函数关系。在此基础上,以孔隙度差值和渗透率差值作为对比参数,探讨了沉积作用、地层压力和成岩作用对渤南洼陷古近系深层有效储层的控制作用。湖底扇中扇辫状水道和扇三角洲前缘地层压力为中强超压、处于中成岩A1期为有效储层发育的有利因素,而近岸水下扇和冲积扇地层压力为常压和弱超压、处于中成岩B期和晚成岩期为有效储层发育的不利因素。总体上,沉积相带是形成优质有效储层的主要控制因素,而地层压力对有效储层发育的控制作用强于成岩作用。     

东营凹陷深层古流体压力演化过程及其地质意义

渤海湾盆地东营凹陷深层气藏(包括凝析气藏)现今地层流体压力变化大,既有常压,也有超压,未能真实反映古流体压力的变化特征。为明确该区地层压力变化与油气成藏的关系,在分析现今地层压力的基础上,根据流体包裹体均一温度、气液比和流体组分测定等资料,采用VTFLINC古流体压力热动力学模拟软件来拟定古流体压力,结合古埋藏史埋深所对应的古静水压力,得到古流体压力系数和捕获年龄,构建了该区地层古流体压力的演化过程,并剖析了古流体压力演化的两种作用机制及其地质意义。结论认为:1该区深部地层的古流体压力经历超压—泄压—超压和超压—泄压—常压两种演化过程,非平衡压实作用和生烃增压作用是深层流体压力增大的主要原因;2早期欠压实作用保存了储层孔隙,有利于后期凝析气充注,形成流体压力系数高、油气产能高的凝析气藏,此类凝析气藏是该区天然气勘探的重点对象;3早期生烃作用与油气充注形成的古油藏经后期高温作用,重烃裂解形成凝析气藏和常规气藏,该类气藏亦具有重要的天然气勘探价值。     

高温超压储层孔隙演化的物理模拟实验

目前比较常见的是常压条件下的储层演化模拟,而异常高压条件下的储层演化模拟则少见。为了进一步明确高温超压对于储层孔隙演化的定量化影响,以琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统"高温超压"储层为研究对象,在对该区沉积、成岩背景下温度压力场划分的基础上,应用自然类比法和物理模拟实验等手段,分析不同温压场背景下的孔隙演化特征,探讨超压、流体对储层孔隙演化的影响,明确优质储层发育的主控因素。研究结果表明:(1)乐东—陵水凹陷中新统储层的温压场可划分为高温常压、高温超压和高温强超压等3个区;(2)超压和强超压对原生孔隙具有一定的保护作用,在同一成岩阶段,超压和强超压储层的面孔率较常压储层面孔率高1.23%～6.74%,超压、强超压区地层压力每超过静水压力8 MPa、4 MPa时,其对应保护的原生孔隙约为1%;(3)有机酸溶蚀作用对储层次生孔隙具有较大的贡献,较正常压实储层的面孔率增加0.96%～7.38%;(4)大气水淋滤作用对储层物性的影响微弱,较正常压实储层的面孔率仅增加0.19%。结论认为:(1)有机酸溶蚀是高温常压背景下储层中最具建设性的作用;(2)超压对原生孔隙的保护是高温超压和强超压背景下储层中最具建设性的作用,并且超压越强对孔隙的保护作用就越大。     

四川盆地西北部上三叠统须二段深层优质储层成因

四川盆地西北部须二段以致密砂岩储层为主,但4000 m以下仍发育优质储层。深层优质储层主要发育残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝。研究认为:优质储层的形成与原始沉积条件、成岩作用、地层超压和裂缝有关。原始沉积条件是优质储层形成的前提和基础,母岩性质及三角洲前缘沉积不仅造成原始沉积物中碳酸盐含量低,还形成大面积发育的高成份成熟度和结构成熟度石英砂岩和岩屑石英砂岩,从而有效抵抗上覆地层压实作用;石英颗粒早期发育绿泥石衬边,可以抑制次生石英的形成,同时抵消了部分上覆压力的增加,原生孔隙得以保存;欠压实作用有效削弱了正常压实作用对储层孔隙度的影响,从而有利于深层优质储层的形成;裂缝可构成良好的储集空间,有效沟通各类孔隙,增加孔隙流体的流动性。     

潍北凹陷地层压力演化特征及其对油气分布的影响

基于实测压力、流体包裹体数据,利用盆地模拟技术,对潍北凹陷的现今地层压力、成藏期古压力以及压力演化特征进行了分析。结果表明,潍北凹陷现今地层压力纵向上分为2段,2 300 m以上地层主要发育常压,2 300 m以下的地层出现大量的低压,低压主要分布于凹陷北部的孔二段地层中。研究区成藏期储层古压力多表现为弱超压,盆地模拟表明孔二段地层经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个演化阶段;基于后期保存条件的差异,划分为"常压—超压—弱超压"、"常压—超压—低压"、"常压—弱超压—常压"3种演化模式。由于成藏期时凹陷东南部剥蚀量最大,压力减少最快,成为油气运移指向的低势区,导致了油气多富集于潍北凹陷的东南部。     

含烃盐水包裹体PVT模拟新方法及其在气藏古压力恢复中的应用

流体包裹体PVT数值模拟法是恢复地层古压力的重要手段,但在高成熟天然气藏储层中,因缺乏气液两相石油包裹体,传统的PVT模拟方法无法应用,探索新方法刻不容缓。含烃盐水包裹体在天然气藏储层中普遍存在,具有能溶解微量轻烃、并且捕获温度与均一温度非常接近的特性。利用PVTsim数值模拟软件,结合包裹体气液比、均一温度等参数,提出了一种新的含烃盐水包裹体PVT模拟方法,并应用于恢复川东北元坝气藏的古压力。实验结果显示:元坝地区须家河组储层在160 Ma左右时发育弱超压,压力系数达到1.11;随后古压力迅速增大,至148 Ma左右时,压力系数达到1.86;在100 Ma时,古压力达到最大,但地层埋深也最大,压力系数有所降低,达到1.60。基于须家河组烃源岩生烃演化、储层古压力演化以及生储盖组合特征综合分析表明,烃源岩生烃产生的大量超压流体充注储层,引起的压力传递是储层发育超压的重要原因。     

渤南地区深层超压油气藏成因分析

超压对有机质的演化、储层裂缝的形成、油气运聚成藏等都有较大的影响。超压的成因类型复杂,不同地区成因特征不同。渤南深层超压的形成主要受膏盐岩的发育程度、流体特征、成岩演化特征等因素控制,其作用结果是形成了相对封闭的空间。压力系数的大小与膏盐岩的发育程度有一定的对应关系,超压的存在与烃类的演化起到相互抑制的作用。由于油气早期进入储层,抑制了成岩作用的进行,而不合油储层成岩作用强烈。油气的裂解,压力升高,但卸压困难,导致超压的形成。     

渤海湾盆地渤中凹陷古近系地层超压成因及测井响应特征

通过渤海湾盆地渤中凹陷古近系的测压、测井数据建立全井段地层压力曲线,划分其垂向超压带,并根据垂直有效应力-速度交会图、烃源岩发育层段及镜质体反射率分析了超压成因和类型,完善了超压成因的识别方法.研究结果表明:①渤中凹陷古近系东二下段至沙三段均发育异常超压,超压成因主要为欠压实、有机质生烃、流体传导,随着地层年代变老,超...     

潍北凹陷孔店组异常低压分布特征及成因机制

潍北凹陷孔店组异常低压主要分布在北部洼陷带孔二段地层中。应用流体包裹体方法和盆地模拟方法恢复了古压力,发现油气充注时(孔店组末期—沙河街组早期)古压力系数为1.12-1.66,表现为超压状态。潍北凹陷孔店组压力场演化经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个阶段,古压力演化可分为3种模式:北部洼陷带发育"超压—低压—弱超压"压力演化模式;瓦城断阶带和灶户断鼻带发育"超压—低压—低压"压力演化模式;南部斜坡带发育"常压—低压—常压"压力演化模式。分析认为,构造抬升作用和地温降低的共同作用是潍北凹陷发育低压的基础条件,地下流体供排不平衡和浓差作用促进异常低压发育。     

歧南断阶带深层沙二段砂岩成岩演化特征与孔隙保存

歧南断阶带的成岩-孔隙演化模式表明,研究区内特定的成岩-孔隙演化史有利于深层沙河街组二段砂岩孔隙的保存.这一演化史的典型特征包括:储层深埋时间短;烃类流体侵入砂岩孔隙较早;快速埋藏期间的超压流体活动;碳酸盐胶结不普遍;石英的压溶作用受到抑制.各成岩动力学过程与孔隙演化之间的时空组合是导致研究区深部发育砂岩储层的直接原因.深层砂岩孔隙的发育程度及保存状况与各成岩动力学过程间的匹配关系极为密切.     

济阳坳陷深层沙河街组四段轻质油—凝析气成藏条件

轻质油和凝析气是济阳坳陷古近系沙河街组四段(沙四段)深层勘探的重要目标,为明确其成藏条件,系统分析了其烃源岩特征、油气相态演化规律、油气藏流体特征、储层成岩作用、烃源岩排出酸性流体特征及其对储层成岩的影响.研究表明,济阳坳陷沙四段烃源岩为盐湖—咸化环境沉积,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型,生成油气相态演化分为4个阶段:常规油(...     

渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩研究

应用大量的钻井取心分析测试、薄片、X-衍射等资料,对渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩序列和孔隙演化进行了研究。东营凹陷古近系埋深大于3000m的碎屑岩储层可划分为晚成岩A,B,C3期;储层孔隙演化的影响因素包括原始沉积作用、成岩作用、生物扰动和构造作用,其中沉积物性质、温压条件、水介质性质和流动方式又在一定程度上影响了成岩作用的强度。从晚成岩A期到晚成岩C期,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,使东营凹陷古近系碎屑岩储层在不同构造部位分别发育3个次生孔隙发育带。这一结论对该区的油气勘探具有指导作用。      

苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组储层动力学特征

储层的孔隙特征直接反映了储层发育的好坏，而储层动力学则偏重于研究影响储层发育、演化的各种动力因素，从理论上阐明储层发育的影响因素，预测高孔渗储层的发育部位。为此，以苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组储层为例，结合储层动力学的研究思路与方法，从成岩作用、孔隙特征及演化、次生孔隙的成因与保存条件以及储层形成的动力学机制等几个方面对阜宁组储层进行了深入研究。结果表明：高邮凹陷阜宁组储层主要发育2期次生孔隙；异常压力、温度场、有机质演化、构造作用等是高邮凹陷阜宁组储层次生孔隙形成、储集性能改善的动力学因素。所取得的认识有助于在高邮凹陷古近系中预测有利储层，进而寻找岩性油气藏。     

济阳坳陷古近系超高压成因探讨

分析了济阳坳陷古近系压力场分布特征,并用地化分析数据和地层压力及油气显示等相关资料分析了地层超压与含油气性的关系:济阳坳陷地层超压可分为"自源超压"和"它源超压"2种类型。烃源岩残留烃演化与地层自源超压演化具有较好的对应关系;几乎所有的超压储集层均具有一定的油气显示;深洼陷带油气藏剩余压力与油气充注程度总体上具有正相关关系。研究表明,济阳坳陷地层超压主要是来自于烃源岩的高压含烃流体注入储集层后形成异常高压。根据渗流理论分析、运移模拟实验和地层原油黏度变化特点,分析了液态烃生成的间接增压作用。     

准噶尔盆地乌夏地区中上二叠统碎屑岩成岩作用及次生孔隙演化

准噶尔盆地乌夏地区中上二叠统碎屑岩储层埋藏深,物性差,以次生孔隙为主,成岩作用是影响中深部储层次生孔隙发育的最主要因素。铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等微观研究表明乌夏地区中上二叠统储层碎屑岩成分及结构成熟度均较低,次生孔隙发育,下乌尔禾组和夏子街组的平均孔隙度分别为8.15%和7.85%,其中次生孔隙分别占下乌尔禾组和夏子街组总孔隙的77.18%和80.90%,孔隙增生量平均值分别为6.49%和4.74%。研究区碎屑岩储层主要处于中成岩阶段A-B期,成岩作用以压实作用、胶结作用及溶蚀作用为主,压实作用造成的孔隙度损失平均约为24.5%,胶结作用造成的孔隙度损失平均约为6.14%,溶蚀作用以长石和岩屑颗粒的溶蚀为主,其产生的孔隙增生量对下乌尔禾组和夏子街组的贡献率分别为47.62%和55.86%。研究区受大气水溶蚀、断裂带及有机酸溶蚀作用的影响,在纵向上形成3个次生孔隙发育带。次生孔隙发育带是研究区在低孔低渗条件下寻找相对有利储层的重要区带。     

珠江口盆地陆丰凹陷古近系与新近系油气富集规律的差异及其主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷同时发育古近系文昌组油藏、恩平组油藏和新近系珠江组油藏,不同层系表现出不同的油气富集规律。在古近纪强烈裂陷阶段形成的文昌组深湖相泥岩具有厚度大、有机质丰度高的特点,是陆丰凹陷油气的主要来源。古近系油藏埋深较大,主要分布在洼陷斜坡和洼中隆起位置;新近系油藏埋深较浅,主要分布在远离洼陷的凸起带。古近系储层主要为湖相三角洲成因,埋深较大,物性相对较差;新近系储层主要为海相沉积,埋深较浅,物性相对较好。新近系圈闭的形成主要受构造控制,发育背斜和断背斜圈闭;古近系圈闭的形成往往受构造和岩性共同控制。包裹体分析表明,不同含油层系具有不同的成藏时间,文昌组、恩平组和珠江组分别在12 Ma、11 Ma和9 Ma成藏。古近系油藏和新近系油藏具有不同的运移输导特征,砂体和断裂的组合构成了多种输导模式。古近系油藏具有近源运聚成藏的特征,以短距离的砂体侧向输导和断裂垂向输导为主;而新近系油藏表现为远源运聚成藏的特征,砂体和控洼断裂构成复合运移通道。不同的油气富集规律导致古近系和新近系油藏具有不同的成藏主控因素。其中,文昌组油藏主要受控于储层发育特征,恩平组油藏主要受控于储-盖组合,而珠江组油藏主要受控于圈闭发育条件。     

准噶尔盆地中部4区块储层主控因素

准噶尔盆地中部4区块储层以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，成分成熟度低，塑性岩屑含量高，成岩作用已进入晚成岩A期。孔隙类型以剩余原生粒间孔为主，另有少量的次生溶蚀孔隙和微孔隙。成岩压实作用是控制储层的主要因素，相对优质储层一般发育在辫状河三角洲平原、前缘或三角洲前缘水下分支河道，早期产生的异常高压抑制了成岩作用，保存了储层的孔隙。头屯河组及其以上地层、董2井北东埋藏较浅地区和早期形成的异常高压带为勘探的有利目标。     

泌阳凹陷黑龙庙地区油气储层特征及影响因素

泌阳凹陷黑龙庙地区古近系核桃园组发育水下冲积扇碎屑岩储层,岩石类型以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。经历了早成岩B期、中成岩A1亚期、中成岩A2亚期演化阶段。压实-压溶作用和胶结作用对储层物性影响较大。通过岩心观察、薄片鉴定、图像分析、常规物性、压汞实验及测井资料研究表明,该区核桃园组水下冲积扇碎屑岩储层的储集空间以次生孔隙为主,包括黑云母溶孔、颗粒溶孔－杂基溶蚀微孔－颗粒溶蚀微孔的孔隙组合。储层孔喉特征均为细孔微细喉型,孔喉半径小且分选差,排驱压力较高,为特低孔－超低孔型、超低渗－特低渗型储层。溶解作用对改善孔渗效果不佳。研究区储层具有中等的水敏性和酸敏性,弱的速敏性、盐敏性和碱敏性。在今后对泌阳凹陷南部断超带的油气勘探中或在油层保护与改造中,这些基础数据对泌阳凹陷南部断超带今后的油气勘探及油层保护与改造具有一定的指导意义。     

准噶尔盆地腹部西侧侏罗系三工河组储层成岩作用及控制因素

准噶尔盆地现今的地温梯度低(约为2.3℃/hm),其腹部西侧侏罗系三工河组辫状河三角洲砂体的埋深差异极大(约为2100 m)、成岩作用复杂,影响油气勘探开发部署.通过岩石薄片、阴极发光、扫描电镜和包裹体荧光显微鉴定,结合黏土矿物的演化特征,深入分析了准噶尔盆地腹部西侧沙窝地、莫西庄及征沙村3个小区三工河组储层的成岩作用...