北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

三叠盆地是非洲北部阿尔及利亚的大型复合含油气盆地,油气成藏条件优越。 三叠系 Tagi 组和奥陶系 Hamra 组砂岩为该区的主要储层,研究其特征及控制因素对该地区的油气勘探具有重要的指导意义。结合区域地质资料,通过岩心和薄片的观察对三叠盆地 H 区块 Tagi 组和 Hamra 组砂岩储层的岩石学特征、沉积相特征、物性特征、微观孔隙类型进行了研究。 结果表明：研究区 Tagi 组主要发育河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均为中等,储集空间以粒间孔和粒间溶蚀孔为主; Hamra 组发育滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均较高,储集空间主要为溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔。 物性数据显示这 2 套储层均为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。 Tagi 组储层发育的主控因素是沉积作用,成岩作用对其具有一定的改造作用;Hamra 组储层主控因素为溶蚀作用。 预测该区三叠系 Tagi-2 段是优质储层发育的层段,勘探潜力极大。     

鄂尔多斯盆地延长组不同类型砂岩储层物性及其孔隙成因——以天环凹陷盐池地区长9油层组为例

在鄂尔多斯盆地延长组致密背景下,深入探究不同类型砂岩物性特征及其孔隙成因对于油气高效勘探开发具有重要意义。利用铸体薄片和扫描电镜等资料对不同砂岩储层进行系统分类,结果表明：研究区发育中-粗粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩、细-中粒长石岩屑、不等粒岩屑长石砂岩和不等粒长石岩屑砂岩5种类型砂岩。其中前3种类型砂岩占90%以上。中-粗粒岩屑长砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩石英和长石刚性碎屑含量高,结构成熟度高,储层物性最好,以中孔低渗、低孔低渗、低孔特低渗和特低孔超低渗为主,含一定中孔中渗储层,其他3类砂岩岩屑和填隙物塑性组分含量高,为低孔特低渗、特低孔超低渗和特低孔特低渗储层。研究区储层孔隙以原生粒间孔为主,其次为长石溶孔、少量岩屑和浊沸石溶孔,绿泥石胶结作用对成岩过程中原生孔隙的保存起到重要保护作用,长石、浊沸石溶蚀对物性起到一定改善作用。刚性矿物含量高、填隙物含量低、碎屑颗粒大以及磨圆度高是孔隙发育的主因,反之孔隙变差。     

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。     

塔里木盆地孔雀河斜坡志留系致密砂岩储层特征及主控因素

综合利用岩心、薄片、铸体薄片、扫描电镜和物性分析等资料,对塔里木盆地孔雀河斜坡志留系储层特征进行了总结,从碎屑组分、沉积和成岩等多方面分析了储层发育的主控因素。研究结果表明：研究区志留系储层的岩石类型以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主,结构成熟度中等,成分成熟度较低。物性总体较差,属于低孔—特低孔、特低渗的致密砂岩储层,储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝,孔喉连通性差。沉积作用是控制志留系砂岩储层形成的基础;强烈的压实作用和普遍的胶结作用是致密砂岩储层形成的关键因素;构造破碎作用和溶蚀作用是形成储层次生孔隙的重要因素。     

塔里木盆地天山南地区古近系储层特征及其控制因素

根据钻井、测井与分析测试资料,对塔里木盆地天山南地区古近系储层特征及其控制因素进行了研究.天山南地区古近系岩石类型以长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主,铁泥质、钙质和石膏等填隙物含量高,分选、磨圆中等,具有成分成熟度高、结构成熟度中等的特点.砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、微孔及裂缝等,其中以溶蚀孔隙为主,粒间孔次之.孔隙度主要为4.5％～17.5％,渗透率为0.1×10-3 ～ 10×10-3 μm2,总体属于细孔喉的特低孔—特低渗透储层.影响研究区储层物性的主要因素有沉积相和成岩作用等,其中辫状河三角洲前缘的分流河道和席状砂储层物性好,是有利的油气储集相带,胶结作用和溶蚀作用是影响天山南地区古近系储层发育的最主要成岩作用.     

渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素

针对渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素认识程度不够的问题,综合应用岩心、物性分析、X?射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、压汞及测录井等资料对二叠系碎屑岩储层特征及控制因素进行了研究。研究表明：研究区二叠系碎屑岩的岩石种类较多,发育岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩,以及少量的长石砂岩和岩屑砂岩。储集空间发育有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及其他岩类的溶蚀孔隙、溶缝和裂缝,但以溶蚀孔隙为主;储层存在中孔中渗、低孔低渗和特低孔特低渗3类,中孔中渗储层占比较少,以低孔低渗为主。储层发育主要受沉积作用、成岩作用及构造作用的综合控制。沉积过程中的分选性对储层孔隙度的发育程度控制强于岩性对孔隙度发育的控制;成岩过程中的压实作用和胶结作用对储层孔隙发育均有影响,但压实作用对储集孔隙发育的影响强于胶结作用对孔隙发育的影响;构造作用形成的各类断裂不仅为地下流体与岩石颗粒发生溶蚀作用提供了场所,也为溶蚀作用发生所需流体的来源及溶蚀后的流体流动提供了通道。     

川东北地区须家河组储层特征研究

通过钻井取心和露头采样测试、岩石薄片分析及扫描电镜分析等手段,对川东北地区须家河组的 储层岩石学特征、储层空间类型、成岩作用类型、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入分析。结果表明：川 东北地区须家河组储层砂岩以中-细粒为主,成分成熟度较低,结构成熟度中等;储集空间主要为残余原 生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙和裂缝,孔隙结构以小孔、细喉型为主。研究区孔渗较低,为典型的低孔、低渗 至特低孔、特低渗储层。     

辽河双台子构造带沙三段致密砂岩储层特征研究

根据薄片鉴定、物性测试、压汞实验、X线衍射和扫描电镜分析等资料,研究了辽河双台子构造带沙三段致密砂岩储层特征,结果表明:双台子构造带沙三段致密砂岩成分成熟度和结构成熟度低,储层物性差,非均质性强,主要为低孔低渗和特低孔特低渗储层,储层的储集空间类型主要为粒间孔、晶间孔隙和粒内孔隙,含少量的微孔隙、铸膜孔隙、碎屑颗粒内的粒内溶孔和粒间溶孔,裂缝较少。孔喉以大、中孔,微、细喉型为主,排驱压力大,孔隙结构差。沉积和成岩作用是储层物性的两大主控因素,其中粒度较粗、分选较好、湖底扇辫状沟道微相储层物性较好。胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因,而溶蚀作用一方面对储层孔隙度的增加起到建设性作用,另一方面溶蚀产物的原地沉淀又极大地降低了储层的渗透率。     

苏77区块山2~3段储层特征及分类评价

苏里格气田东区北端上古生界山西组山23段是天然气的主力产层之一,储层段主要发育辫状河沉积,心滩微相为最有利的沉积相带。通过铸体薄片、储层物性、压汞及扫描电镜等资料对储层特征进行分析,研究结果表明:储层岩石类型以石英砂岩为主,有矿物成熟度高而结构成熟度低的岩石学特点,孔隙类型以粒间溶孔和晶间孔为主,总体物性较差,属于典型的低孔低渗储层。研究区较强的压实作用、胶结作用是形成低孔低渗的主要因素,溶蚀作用改善了储层物性;研究区山23段分为4类,其中以Ⅱ类储层较发育。     

库车坳陷大北地区深部碎屑岩储层特征及控制因素

根据大量的钻井资料及岩心、薄片分析并结合测井和生产测试资料,探讨了塔里木盆地库车坳陷大北地区白垩系巴什基奇克组储层特征及其控制因素.研究认为,库车坳陷大北地区白垩系巴什基奇克组砂岩以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,次为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩;储层发育原生粒间孔、粒间溶孔、少量长石、岩屑粒内溶孔、溶蚀逢、构造缝和微孔隙等储集空间,属特低孔特低渗储集层,裂缝的异常发育为这种特低孔特低渗深部储层的高产提供了基础,在成岩阶段后期的改造作用及构造作用下,其储集条件明显变好,影响该区储层发育的控制因素有沉积微相、成岩作用、构造作用、膏岩层、异常高压和埋藏深度等,其中构造挤压和溶蚀作用是其主控因素.     

塔里木盆地碎屑岩储层基本特征

本文论述了塔里木盆地志留-第三系主要碎屑岩储层的岩石学特征、砂体成因类型及展布、成岩作用及成岩演化特征、储集空间的成因类型及储集性能,在此基础上指出塔北地区的苏维依组、上白垩统、下第三系、中-上三叠统及东河砂岩、塔中地区的东河砂岩以及塔西南地区的中新统、下白垩统为本区最好的储层,具备了大中型油气藏形成的储集条件;同时还指出本区三叠系、东河砂岩等储层埋藏深、储集物性好,是国内外极为少见的深埋优质储层,并分析了其形成条件.     

成岩相对磨溪气田上三叠统致密储层的控制作用

磨溪气田上三叠统香二、香四段储层压实、胶结、溶蚀、破裂成岩相发育,早期碳酸盐缺乏,晚期碳酸盐局部充填.储层属低孔低渗、裂缝-孔隙型砂岩储层,是该区的主力气层.不稳定矿物的溶蚀是次生孔隙的主要来源,稳定矿物石英的溶蚀使次生孔隙锦上添花;安县运动及喜山期的流体跨层流动对形成良好储层具有重要作用.夹持于龙门山推覆构造带、米仓山-大巴山推覆构造带之间的磨溪气田,形成了两个邻近应力剪切带,加上古残丘的影响,造成了香二、香四段储层裂缝的发育,使储层的储集性能得到改善.     

川中广安构造须家河组须二段储层成岩作用与孔隙演化

川中地区上三叠统须家河组二段砂岩是四川盆地内的天然气储层之一,其中广安构造须家河组须二段储集岩主要为细-中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,该砂岩储层是典型的低孔、低渗型储集岩。在对该区上三叠统须家河组气藏宏观沉积特征研究的基础上,采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法,对该气藏储层的成岩作用、孔隙演化及其对储集物性的影响进行了探讨,认为研究区砂岩经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用以及破裂等多重成岩作用,目前已达到了中成岩阶段B亚期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实压溶、胶结作用起主要破坏性作用,溶蚀作用、环边绿泥石胶结物为主要起建设性作用。     

THE GEOLOGY AND HYDROCARBON HABITAT OF THE SARIR SANDSTONE, SE SIRT BASIN, LIBYA

The Jurassic — Lower Cretaceous Sarir Sandstone Cformerly known as the Nubian Sandstone) in the SE Sirt Basin is composed of four members which can be correlated regionally using a lithostratigraphic framework. These synrift sandstones unconformably overlie a little known pre‐rift succession, and are in turn unconformably overlain by post‐rift marine shales of Late Cretaceous age. Within the Sarir Sandstone are two sandstone‐dominated members, each reflecting a rapid drop in base level, which are important oil reservoirs in the study area. Between these sandstones are thick shales of continental origin which define the architecture of the reservoir units. This four‐fold lithostratigraphic subdivision of the Sarir Sandstone contrasts with previous schemes which generally only recognised three members. The sandstones below the top‐Sarir unconformity host in excess of 20 billion barrels of oil in‐place. The dominant traps are structural (e.g. Sarir C field), stratigraphic (e.g. Messla field), hanging‐wall fault plays (e.g. UU1–65 field) and horst‐block plays (e.g. Calanscio field). Three Sarir petroleum systems are recognised in the SE Sirt Basin. The most significant relies on post‐rift (Upper Cretaceous) shales, which act as both source and seal. The Variegated Shale Member of the Sarir Sandstone may also provide source and seal; while a third, conceptual petroleum system requires generation of non‐marine oils from pre‐rift (?Triassic) source rocks in the axis of the Sarir Trough. The intrabasinal Messla High forms a relatively rigid block at the intersection of two rift trends, around which stress vectors were deflected during deposition of the syn‐rift Sarir Sandstone. Adjacent troughs accommodated thick, post‐rift shale successions which comprise excellent source rocks. Palaeogene subsidence facilitated oil generation, and the Messla High was a focus for oil migration. Wrenching on master faults with associated shale smear has facilitated fault seal and the retention of hydrocarbons. In the Calanscio area, transpressional faulting has resulted in structural inversion with oil entrapment in “pop‐up” horst blocks. Elsewhere, transtensional faulting has resulted in numerous fault‐dependent traps which, in combination with stratigraphic and truncation plays, will provide the focus for future exploration.     

塔河油田AT1 区三叠系中油组储层成岩作用及其对物性影响

根据铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X-衍射分析,对塔河油田AT1 区三叠系中油组储层成岩作用特征及其对物性影响进行了系统研究。认为该区三叠系中油组成分成熟度及结构成熟度较低,储层成岩后生作用复杂多变,现今主要处于晚成岩A 期;压实作用是减少孔隙度的主要方式,溶蚀作用对孔隙度的增大有积极意义。     

川东北地区埋藏史及热史分析——以普光2井为例

基于前人研究资料,运用热成熟度指数法(TTI),以普光2井为例,恢复了川东北地区地热史和地层埋藏史,探讨了研究区烃源岩的热演化和生排烃过程。研究认为:各烃源层的成熟度演化主要定型于白垩纪末期,下寒武统烃源岩生烃期局限在晚二叠世—晚三叠世;上奥陶统至下志留统烃源岩的快速生烃期为中三叠世—晚三叠世和中侏罗世;二叠系烃源岩的快速生烃期为晚三叠世和中侏罗世。另外,各烃源岩都经历了至少2次生烃高峰期,包括成熟期的生油(液态烃)高峰期及高成熟期的尚未排除的残留液态烃进一步裂解生气高峰期。      

吐哈盆地中上三叠统砂岩储集层钻前孔隙度定量预测

对控制吐哈盆地中上三叠统砂岩储集层孔隙度的主要因素研究表明,热成熟度与砂岩孔隙度密切相关,而热成熟度又受地温场和埋藏史的控制。时间-温度指数可以综合反映热成熟度。当时间-温度指数大于115时,中上三叠统砂岩将变得致密。中上三叠统砂岩发育渐进型埋藏、早缓晚快型埋藏和早快晚抬型3种埋藏方式,早缓晚快型埋藏最有利于孔隙保存。第1、第2种埋藏方式砂岩的时间-温度指数与深度的关系较好,由此计算出吐鲁番坳陷中上三叠统有效储集层深度下限平均为4100m.因此,依据砂岩储集层时间-温度指数与孔隙度和时间-温度指数与深度的两个定量关系,可以在钻前预测砂岩孔隙度和有效储集层的保存下限深度,现场应用表明,这种方法是可行的。     

塔里木盆地三叠系有利生烃环境

塔里木盆地三叠系暗色泥岩分布广、厚度大、有机碳和可溶有机质含量高。烃源岩可溶抽提物中含有很高的孕甾烷、升孕甾烷和丰富的长链三环二萜烷 ,说明三叠系烃源岩母质组成中含有丰富的低等水生生物成分 ,非常有利于油气的形成。三叠系烃源岩在塔里木盆地多数地区已成熟。油气源对比结果表明 ,塔里木盆地目前所产的原油和天然气中有相当一部分均与三叠系烃源岩有关 ,三叠系地层具有较高的生油气潜力。     

松辽盆地朝长地区扶余油层储层特征研究

本区砂岩储集层具有中孔低渗特点。受沉积作用影响，砂岩成分成熟度低，砂体原始物性差。砂岩已进入晚成岩Ａ亚期阶段。砂岩原始沉积特征和成岩作用改造后细孔喉分布优势是导致低渗透的原因。     

SEALING CAPACITY OF THE MERCIA MUDSTONE GROUP IN THE EAST IRISH SEA BASIN: IMPLICATIONS FOR PETROLEUM EXPLORATION

In the East Irish Sea Basin of the UK Continental Shelf, hydrocarbon accumulations in the Triassic Sherwood Sandstone Group (SSG) are sealed by the Triassic Mercia Mudstone Group (MMG). The MMG comprises alternating mud- and halite-dominated intervals. Where halites overlie the SSG (e.g. in the Morecambe and Millom gasfields), seal integrity is excellent; however, where the SSG is overlain by mudstones of the MMG (e.g. in the Douglas and Lennox oilfields), seal integrity is variable and is controlled by the capillary entry pressure of hydrocarbons into the pore network of the mudstones.
Mercury porosimetry was used to characterise the pore network of the Mercia Mudstone samples from several localities in the East Irish Sea Basin. This data was used to assess seal quality, and thus to calculate theoretical hydrocarbon column heights supportable for a given seal. It appears that the sealing quality of the MMG mudstones and siltstones varies principally with the nature of the pore-throat network. Fracture filling and pore-plugging by bitumen representing an earlier oil charge may also have improved seal integrity by blocking pore throats.