鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段深水致密砂岩填隙物特征及对储层发育的影响

深水重力流成因的致密砂岩油藏是目前非常规油气勘探开发的新热点。深水环境水动力复杂,填隙物类型及含量变化大,储层微观非均质性强,严重制约了深水沉积储层油气资源的勘探开发进程。通过铸体薄片、扫描电镜、矿物自动识别与分析系统（QEMSCAN）、电子探针和纳米CT等实验分析手段,对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组6段（长6段）深水致密砂岩不同填隙物的微观特征进行了精细表征,探讨了不同填隙物对储层孔隙结构及物性的影响。结果表明：杂基并非完全致密,经过成岩改造后的杂基能够产生一定数量的杂基晶间孔和杂基溶孔,孔径介于20~1 000 nm,构成了复杂的杂基次生孔隙网络。当杂基含量≤7%时,杂基次生孔隙发育,对储层产生积极影响。当杂基含量＞7%时,杂基次生孔隙发育程度降低,加剧了储层的致密。粘土矿物胶结物的晶间孔在一定程度上缓解了孔隙度的降低,但不同粘土矿物的形态、产状及对储层造成的敏感性又加剧了粘土矿物与渗透率关系的复杂性。伊利石、伊/蒙混层和绿泥石含量的高值区,储层物性通常较差,优质储层多分布在高岭石的发育区;碳酸盐和硅质胶结物是深水致密砂岩储层物性降低的主要因素。综合分析认为,杂基含量≤7%,且高岭石胶结物相对发育的地区是深水致密砂岩油藏勘探开发的重点区域。     

扎哈泉地区致密油储层特征及其控制因素分析

柴达木盆地在扎哈泉地区致密油勘探获得重大突破。为解决本区储层砂体薄、非均质性强等难题开展本文研究工作。利用全取芯资料、分析化验资料对致密砂岩储层内部结构进行详细刻画,探讨其储层控制因素。扎哈泉含油砂体主要为滨浅湖的坝砂和滩砂,岩性为粉砂岩-细砂岩,成分为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,矿物成分为硅酸盐、碳酸盐和粘土矿物混积;致密油储层具有微米级孔隙和纳米级孔喉的特征,有效储层平均孔隙度为5.9%,平均渗透率为0.43m D,平均含油饱和度62%。通过控制因素分析表明:沉积作用是对物性的原始控制,主要表现为矿物组分和沉积相的控制,砂岩越纯,粘土含量越少,物性越好,中砂岩储层物性最好,细砂岩、粉砂岩次之。成岩作用对储层物性影响最大的是压实作用和胶结作用。压实作用是本区N1储层致密的关键性因素。胶结作用主要为碳酸盐胶结,胶结越少物性越好。该项研究为下一步勘探寻找有利分布区带提供了地质依据。     

榆林-神木地区上古生界盒8段及山2段气层的成岩作用和成岩相

榆林-神木地区上古生界盒8段和山2段储集岩以石英砂岩、岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主,成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、交代蚀变作用、重结晶作用和溶蚀作用。砂岩经历了早期成岩阶段A,B期和晚期成岩阶段A₁,A₂和B期的成岩演化过程。压实作用和胶结作用是砂岩孔隙度降低的主要原因,分别造成22%和15%的原生孔隙丧失。砂岩中粘土矿物晶间微孔隙占总孔隙的60%以上,是砂岩的主要储集空间;溶解作用形成的次生孔隙在一定程度上改善了砂岩的储集性能;构造裂隙孔对砂岩储集性能的改善不明显。研究区发育6种不同成因类型的成岩相带,其中石英加大胶结组合孔隙相和自生粘土衬边胶结溶蚀孔相是最有利的天然气储集相带,二者的叠加和改造部位是气藏发育的最有利地带;粘土杂基充填微孔相和自生粘土胶结晶间孔相是较有利的成岩储集相带;杂基蚀变水云母充填压实紧密相和钙质胶结交代致密相不利于孔隙的发育和天然气的储集。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩微孔隙特征

致密油是当今非常规油气领域的研究热点。鄂尔多斯盆地长7段已发现致密油储量丰富,是中国最主要的致密油区之一。前人研究表明,纳米级孔喉对于非常规油气储层具有重要意义。采用氮气吸附、镜下观察、孔渗分析、X-射线衍射分析及粒度分析等实验手段研究长7段致密砂岩微孔隙特征,计算微孔分布、孔隙结构参数、微孔在总孔隙中的比例,并讨论了微孔隙类型以及矿物成分、粒度、分选对微孔发育的影响。研究表明,长7致密砂岩微孔隙结构复杂,微孔主要由 “墨水瓶”型孔和平行壁狭缝型毛细孔组成,主要以黏土晶间孔及层间缝、云母层间片状孔、溶蚀微孔及杂基粒间微孔的形式存在。微孔体积分布在(2.40～13.04)×10^-3cm³/g之间,约占总孔隙体积的1/4左右,微孔分布可分为2类：双峰型和单峰型。此外,对微孔体积与矿物成分、粒度及分选进行相关性分析,发现微孔体积与黏土矿物含量呈正相关关系,与碳酸盐矿物含量呈负相关关系;而微孔体积与石英+长石含量、中值粒径、标准偏差没有明显的相关性。因此,可认为长7段致密砂岩的黏土和碳酸盐矿物对其微孔的发育有一定的影响。     

早期碳酸盐胶结作用对恩平凹陷珠江组砂岩孔隙演化模式的影响

珠江口盆地恩平凹陷的碎屑岩储层中存在早期碳酸盐胶结,为分析胶结作用对储层孔隙演化的影响,以便为储层预测提供依据,采用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞等分析方法,结合岩石物性研究和测井解释结果,分析了该区古近纪珠江组早期碳酸盐胶结砂岩的孔喉特征,发现基底式胶结的钙质砂岩,表现为“悬浮砂”结构,主要为低孔隙度、低渗透率储层;而孔隙式胶结的钙质砂岩,其渗透率一般超过100 mD,平均孔喉半径大于15 μm,为高孔隙度、高渗透率储层。在分析珠江组主要成岩作用类型的基础上,探讨了早期碳酸盐胶结作用对储层孔隙演化模式的影响,发现由于碳酸盐含量的不同,其影响具有双重性：①基底式胶结的钙质砂岩一般坚硬致密,难以被溶蚀改造,孔喉不发育;②孔隙式胶结利于原生孔隙保存和次生孔隙形成,其胶结的钙质砂岩在后期酸性流体溶蚀作用下可以产生特大溶孔,形成高孔、高渗储层。结论认为：该区早期碳酸盐胶结的海相砂岩,抗压实能力较强,在酸性流体作用下具备形成优质储层的潜能。     

松辽盆地齐家地区高台子油层致密油分布及地质特征

近年来,在松辽盆地齐家地区高三油层组、高四油层组发现了资源潜力较大的致密油。为了弄清这些致密油的分布规律及地质特征,通过应用各类地质、地球化学、试油、钻井、录井及分析测试数据,结合沉积学研究与数值模拟技术对致密油分布与地质特征进行了系统研究,结果表明致密油在平面上主要分布在齐家凹陷的中心与凹陷周边的斜坡、阶地部位,纵向上,主要分布在高三油层组、高四油层组。研究区发育青山口组一段、青山口二段+三段、嫩江组一段3套优质烃源岩,为致密油的形成提供了良好的物质基础。致密油储层沉积环境为三角洲相,致密油砂体类型有分流河道、河口坝、席状砂与浅湖砂坝,砂体在平面上分布稳定、范围广,砂体厚度较大,连续性好|致密油储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩,部分储层砂岩中含有碳酸盐与泥质胶结物成分,储层物性较差,高三油层组、高四油层组平均孔隙度为8.5%,平均空气渗透率为0.4×10^-3μm²;储层含油性表明研究区细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩含油明显,泥岩基本见不到含油特征,泥岩中的粉砂质条带具有含油现象。储层储集空间以原生粒间孔及次生溶蚀孔隙为主,局部裂缝较发育,孔隙结构主要有粒间孔、粒间溶孔、微裂缝|三角洲前缘相储集岩体直接与烃源岩接触或者呈指状尖灭于湖相烃源岩之中或者与烃源岩互层,源、储配置关系好。这些认识对研究区的致密油勘探具有一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地陇东地区致密砂岩储层碳酸盐胶结物特征及成因机理

为研究鄂尔多斯盆地陇东地区细粒致密砂岩储层中碳酸盐胶结物特征及其成因机理,开展了铸体薄片分析、扫描电镜观察、流体包裹体测试等研究工作。结果表明：①鄂尔多斯盆地陇东地区致密砂岩储层中碳酸盐胶结物广泛发育,体积分数平均为4.2%,以铁方解石和铁白云石为主;②碳酸盐胶结物多以孔隙式或加大边形式沉淀,流体包裹体均一温度较高（峰值为100～110℃）,形成阶段一般较晚;③铁方解石和铁白云石胶结物的钙离子来源与长7砂岩中长石溶解、黏土半渗透膜效应密切相关,铁、镁离子的来源则受控于云母、凝灰质蚀变以及白云岩岩屑和变质岩岩屑的溶蚀;④碎屑组分中白云岩岩屑的分布控制了铁方解石和铁白云石胶结物在平面上的差异沉淀,铁白云石胶结物只出现于富含白云石岩屑的砂岩中;⑤碳酸盐胶结是晚期致密油砂岩孔隙损失的重要因素。强烈压实作用之后,残余孔隙被碳酸盐胶结物逐渐充填,当碳酸盐胶结物体积分数>2%时,胶结减孔效应明显。该研究成果对预测鄂尔多斯盆地陇东地区有利储层分布具有一定指导意义。     

鄂尔多斯盆地定边油田长7 致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化规律

鄂尔多斯盆地定边油田延长组长7储层石油地质储量丰富,但砂体致密、非均质性强等因素严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用铸体薄片、扫描电镜等资料,深入分析研究区储层的岩石组分、孔隙类型、物性特征及成岩作用,将成岩演化事件与地质响应有机匹配建立研究区孔隙演化模型,厘清储层成岩演化及孔隙演化规律,同时对比不同深度成岩作用对孔隙演化规律的影响程度。结果表明,研究区长7储层以长石砂岩为主,主要发育黏土、碳酸盐等胶结物,有效孔隙类型以残余粒间孔、次生溶孔及晶间微孔为主,为典型的特低孔、超低渗透致密砂岩储层。成岩演化过程先后经历快速压实—早期胶结、胶结—早期溶蚀、溶蚀增孔、压实—晚期胶结等阶段,目前处于中成岩A期。压实作用是导致孔隙减小、储层致密的主控因素,平均减孔量为20.40%;胶结作用平均减孔量为14.02%,其中晚期胶结是储层致密的关键因素;溶蚀作用平均增孔量为5.87%,可延缓储层致密过程。长7^1油层段底部与长7^2油层段中部储层压实、胶结作用减孔量相对较弱,溶蚀增孔量相对较大,可作为研究区勘探开发的首要目标。     

碱性环境成岩作用及对储集层孔隙的影响——以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩为例

根据大量岩石薄片观察、扫描电镜和X衍射分析,详细研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密砂岩的岩石学特征、成岩作用及孔隙成因等,探讨长7致密砂岩碱性环境成岩作用及发育的各种伴生孔隙,并分析孔隙的演化过程及与其油气成藏的关系。长7段致密砂岩广泛发育碱性环境成岩作用,包括硅质的溶解及被交代、碳酸盐矿物胶结交代、钠长石化作用及大量伊利石、绿泥石沉淀。碱性环境下发育了多种伴生孔隙,如石英溶孔、黏土矿物晶间微孔、云母层间孔和钠长石化伴生孔隙。埋藏过程中,碱性环境成岩作用出现于早成岩B阶段和中成岩A2阶段,其中早成岩B期是主要碱性环境伴生孔隙发育阶段,大量黏土晶间微孔的出现严重损害了储集层的渗透能力,同时也导致后期酸性溶蚀强度降低,因此推测在大量烃类充注之前,长7段砂岩已经严重致密化,为典型的先致密后成藏。图7表2参34     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层特征及其成因

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段砂岩为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层,平均孔隙度为8.27%,平均渗透率为0.51×10^-3 μm²,主要孔隙类型为剩余粒间孔隙,孔隙结构以小型小孔喉和微型小孔喉为主。长8致密砂岩储层经历了压实、胶结、溶解等复杂的成岩作用,其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少,且长8储层在镜下发现沥青充填孔隙,降低了储层的物性,导致储层致密。成岩作用对储层的致密化起决定性作用,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好;主砂体展布带内中心部位物性好,向两边逐渐变差。随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件及主控因素

鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件研究程度较低,致密油勘探未取得大的突破。为了评价盆地东南部延长组致密油的勘探前景,通过对沉积、储层、盖层、油气运移等方面的研究,深入分析了盆地东南部延长组致密油成藏条件。研究结果表明盆地东南部延长组长7段优质烃源岩大面积分布,延长组储层致密,源储配置好,具有形成致密油的良好地质条件。长6、长7、长8油层组是鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油主力勘探层系。延长组致密油藏的形成和富集主要受沉积微相、优质储层的控制。通过包裹体测温、盆地热史、伊利石测年、饱和压力等多种方法确定的致密油藏主成藏期为早白垩世,致密油成藏期受中生代晚期构造热事件的控制,具有晚期成藏的特点。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其意义

应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法,对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征,探讨孔隙结构差异性成因,进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔;不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显,但喉道半径分布差异较大,储层越致密,喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高,喉道占有效储集空间的比例也越高;中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈,溶蚀孔隙所占比高,形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加;细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低,溶蚀作用弱,孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔,形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉;主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用,并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征,应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。     

鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部延长组长7储层致密化因素分析

鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部长7油层组砂岩孔隙度平均为9%,渗透率为0.1×10-3 μm2,属致密储层范畴。储集体主要为半深湖—深湖相重力流环境下砂质碎屑流砂岩及浊积砂岩,具有粒度细、填隙物含量高、孔喉形态弯曲复杂,分布集中以及次生长石溶孔发育、原生粒间孔较少等特征。运用铸体薄片、X-衍射、包裹体及电子探针等微观测试分析资料,对储层物性影响因素进行分析。分析认为,沉积、成岩及烃类充注是影响储层物性的三大因素,三者相互作用,相互影响。半深湖—深湖相砂岩特有的沉积特征导致储层压实作用强烈,使孔隙减少22%,是储层物性变差的关键因素;长7烃源岩生、排烃过程中生成的有机酸溶蚀长石等易溶物质,产生次生溶孔,对致密储层物性改造有益;烃类大量生成后的偏碱性环境利于晚期含铁碳酸盐等胶结作用进行,是生排烃高峰期后储层变致密的决定性因素。      

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带—秋里塔格构造带白垩系巴什基奇克组深层、高产储层特征及控制因素

为了进一步扩大塔里木盆地库车坳陷白垩系储层的勘探成果,明确储层的形成机理,基于钻井、录井、普通薄片、铸体薄片、粒度分析、X?射线衍射和物性分析等资料,系统开展了塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带和秋里塔格构造带白垩系巴什基奇克组储层特征及控制因素对比研究。秋里塔格地区白垩系储层粒级粗、长石含量低、岩屑含量高（以沉积岩岩屑为主）;填隙物含量略低、杂基含量高、胶结物含量低;物性相对好,为低孔特低渗储层,具有排驱压力较高、孔喉半径中—小、细—微细喉的特征;压实作用中等,胶结作用中等,溶蚀作用较强,有利于储层孔隙的保存。克拉苏构造带白垩系储层粒级细,以中、细砂岩为主,长石含量高,岩屑含量低,少量沉积岩岩屑;填隙物总量略高,杂基含量低,胶结致密;面孔率普遍较低,微裂缝普遍;物性差,为超低孔超低渗储层,具有排驱压力高、孔喉半径特小、微细喉的特征;压实作用强、胶结致密、溶蚀作用弱,裂缝对储层孔隙的贡献有限,却大大改善了储层的渗透性能。     

致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系

孔喉比是致密油储层岩石最重要的微观物性之一,对储层的剩余油分布与驱替压力影响很大。利用复合毛细管模型,考虑储层岩石的孔喉比、配位数、孔隙半径和喉道半径等孔隙结构参数,建立了致密油储层岩石的微观物性与宏观物性孔隙度、渗透率之间的理论关系式。并用44组板桥地区长6油层组致密油储层岩心的恒速压汞实验数据进行拟合。结果表明:致密油储层岩石孔隙度φ主要受孔隙半径影响,喉道半径控制岩石的渗透率k,孔喉比与φ0.5/k0.25间具有确定的函数关系。利用2组渗透率接近、孔隙度差异较大的岩心驱油实验,证实φ0.5/k0.25值大的致密砂岩,水驱油阻力大。     

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。     

鄂尔多斯盆地富县地区延长组长6储层特征

鄂尔多斯盆地富县地区长6油层组主要发育三角洲沉积,其中分流河道和水下分流河道是主要的油气储集层。长6油层组储集层岩石类型以岩屑长石细砂岩和长石细砂岩为主,颗粒间多为线、点—线接触,孔隙和薄膜式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度高的特征。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,其中以小孔和微孔为主,渗透率小于3×10-3μm2,为特低渗储层和接近致密储层。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,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。