塔里木盆地东河1油藏东河砂岩隔夹层形成的主控因素及流体来源

通过大量的岩心、薄片观察,依据填隙物的种类和含量,将东河1油藏东河砂岩隔夹层分为钙质隔夹层、(含)泥钙质隔夹层和泥质隔夹层3类,以钙质隔夹层和(含)泥钙质隔夹层为主,泥质隔夹层相对不发育。隔夹层的形成主要受控于早成岩期的碳酸盐胶结作用。碳酸盐胶结物类型包括方解石、菱铁矿、铁方解石和铁白云石。根据岩相学和阴极发光特征的不同,识别出4期碳酸盐胶结物,各期碳酸盐胶结物成因和流体来源存在一定差异。第Ⅰ期胶结物为连晶或粗大片状的无铁无镁方解石,Fe、Mn元素含量很低,形成于未埋藏或浅埋藏与海水沟通的开放、氧化环境,钙质来源于海水;第Ⅱ、Ⅲ期胶结物沉淀于点-线接触的颗粒间,Mn元素含量显著上升,形成于半封闭-封闭的成岩环境,钙质流体来源于第Ⅰ期胶结物或同沉积期的碳酸盐颗粒的溶解;第Ⅳ期胶结物为铁方解石、铁白云石,具交代石英、长石矿物的特点,Fe元素含量远高于Mn元素含量,形成于相对深埋的还原环境,其形成与长石的溶解有关。     

W1-4油田角尾组海相碎屑岩储层钙质夹层成因机制

根据钻井取心、薄片鉴定、测井资料等,对W1-4油田角尾组二段碎屑岩储层钙质夹层的特征、物质来源及形成机制进行了分析.研究表明:钙质夹层岩性致密,物性差,测井曲线上特征明显;其形成所需要的物质来源主要有层内溶解作用、黏土矿物转化、碎屑矿物水化作用及有机质热解4种方式;研究区钙质夹层主要集中在泥质层附近,形成机制归结为砂岩...     

甘泉油田长8油藏水下分流河道砂体钙质夹层特征及成因

钙质夹层研究对油田开发初期井网布置、后期增储上产等具有重要意义。通过岩心观察、铸体薄片观察、扫描电镜观察、测井资料分析等手段，对甘泉油田延长组长8段钙质夹层岩性、电性、分布成因及其对储集层非均质性的影响开展了系统研究。结果表明，钙质夹层发育受水下分流河道微相控制，主要发育在砂体顶部和底部，具有稳定性较高、厚度较大等特征，此外，具有低自然伽马、低声波时差、高电阻率的测井响应特征。钙质夹层发育主要受控于2期方解石胶结，第一期与同生成岩期方解石的过饱和沉淀有关，此时期，壳类生物残体的溶解、河流携带的Ca2+及CO23-、大气中CO2的溶解等是方解石胶结的物质来源；第二期方解石胶结为中成岩阶段B期的孔隙式胶结，地层中残留流体的Ca2+及CO23-、不稳定组分溶蚀、黏土矿物转化等为钙质胶结提供了Ca2+及CO23-。钙质夹层的发育增强了储集层砂体的层内非均质性，导致砂体垂向连通性变差和油水关系复杂。在油藏注水开发过程中，钙质夹层与相邻非渗透性隔夹层斜交形成有效隔挡，形成局部剩余油富集区。     

钙质隔夹层特征、成因及分布——以塔里木盆地哈得油田东河砂岩为例

综合利用露头、岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、碳氧稳定同位素、常规测井和地层倾角测井等资料,对塔里木盆地哈得油田东河砂岩钙质隔夹层的岩石学特征、测井响应特征、成因模式及分布规律进行系统研究。研究区钙质隔夹层主要为钙质细、粉砂岩,成分成熟度与结构成熟度都较高,钙质成分包括方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、硬石膏等。虽然钙质隔夹层一般厚度较薄,但结合常规测井和地层倾角测井资料仍可将其识别。建立了3种钙质隔夹层的成因模式:浅埋藏淡水环境隔夹层、蒸发作用隔夹层和深埋藏期隔夹层。结合沉积相带发育情况,认为钙质隔夹层在临滨、后滨较为发育,容易连片,井间易连续;结合高精度层序地层学特征,认为东河砂岩岩层组界面钙质隔夹层具体产状主要有5种:"上钙下泥"型、"上泥下钙"型、"钙-泥-钙"型、钙质单层界面型和钙泥质界面型。     

陆相碎屑岩储层隔夹层成因、特征及其识别

陆相储层隔夹层是形成储层流体流动非均质的主要因素之一，也是储层精细表征的重要内容。全面认识隔夹层的成因、特征、分布和识别方法对精细表征油藏地质特征，研究剩余油分布，进而采取有效的工程措施都具有重要意义。陆相储层隔夹层主要分为泥质隔夹层、钙质隔夹层和物性隔夹层3大类。根据岩性和物性特征，可识别取心井隔夹层类型；根据不同隔夹层的测井响应特征可识别非取心井的隔夹层。隔夹层的各种电测曲线绘制成蜘蛛网图模式，泥质、钙质和物性隔夹层具有不同的网形模式，可作为隔夹层的划分依据。     

春光油田春17井区白垩系钙质砂岩夹层分布特征及成因分析

综合岩心和测井等资料,对春光油田春17井区白垩系钙质砂岩夹层岩性和测井响应特征进行了系统研究。研究区钙质砂岩以方解石胶结为主,厚度一般小于1.0 m,与上、下岩性呈突变接触,与油层存在"钙+油+钙"界面型组合模式,声波时差曲线具有强烈的锯齿状突起;平面上分布极不稳定、连续性差,主要发育在辫状河三角洲水下分流河道部位,河道间及河道侧缘钙质砂岩较少,初步分析属浅埋藏淡水环境钙质夹层。     

陆相碎屑岩储层隔夹层成因、特征及其识别

陆相储层隔夹层是形成储层流体流动非均质的主要因素之一，也是储层精细表征的重要内容，油田勘探开发实践表明，陆相储层隔夹层主要可分为泥质隔夹层、钙质隔夹层和物性隔夹层三大类。根据这种分类，深入分析和总结了这三类隔夹层成因、岩性特征、分布特征和测井识别特征，并比较其区别，这对以后新老区块隔夹层研究有参考和适用价值。     

隔夹层成因、分布及其对油水分布的影响——以准噶尔盆地腹部莫索湾莫北地区为例

准噶尔盆地莫索湾莫北地区三工河组二段主要的沉积相类型为三角洲前缘亚相,发育泥质、钙质、物性3类隔夹层,其成因类型和控制因素各不相同。根据测井响应特征可以识别出钙质、泥质隔夹层。该区隔夹层以泥质隔夹层为主,钙质隔夹层为辅,主要受沉积微相的控制,同时也受后期成岩作用与断裂构造的联合控制。研究结果表明,隔夹层较差的孔渗性与封堵性影响油水在储层中的分布,易形成油水同层现象。     

超低渗透储层钙质夹层分布控制因素分析——来自岩石学及成岩作用研究的微观证据

利用岩心、常规测井、铸体薄片、扫描电镜等资料,确定姬塬油田长6段钙质夹层岩电特征和分布规律,依据钙质砂岩和非钙质砂岩之间沉积和成岩的差异性,探讨岩石学特征和成岩演化过程对钙质夹层分布的影响。结果表明:钙质夹层的分布与沉积微相和砂泥岩组合类型密切相关,宏观上受砂泥岩厚度以及砂体的成因类型控制,微观上受碳酸盐胶结物来源和孔隙空间的综合影响。胶结物来源的充足程度与砂岩周围暗色泥岩的厚度以及砂泥岩距离密切相关;孔隙空间的大小受砂体岩石学特征和后期成岩演化的双重控制,刚性颗粒含量高、粒度粗、分选好的砂岩,原生孔隙发育,碳酸盐胶结时期孔隙空间较大,利于钙质夹层的形成;早期压实和绿泥石胶结作用减少孔隙空间,是阻碍碳酸盐沉淀的关键成岩作用。三角洲前缘储层中靠近厚层泥岩、原生粒间孔隙发育且未经历强烈压实和绿泥石胶结作用改造的沉积相带容易发生碳酸盐胶结形成钙质夹层。     

轮南油田2井区三叠系储集层精细描述（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

充分利用测井资料和动态生产数据,结合岩心观察,对三叠系储集层进行了详细研究,建立了储集层参数的地质模型,并对砂体的连通情况作了地质成因上的解释.研究发现,轮南2井区的隔夹层分为泥质隔夹层、钙质胶结细粒岩性夹层及细粒岩性紧邻钙质胶结层夹层.在储集层精细描述基础上,完成了轮南油田2井区Ⅰ油组细分层系开发调整方案,方案实施效果良好.     

川东北普光地区须家河组裂缝特征描述

川东北普光地区陆相地层主要目的层须家河组岩性致密,储层物性差,表现为低孔、低渗特征。利用 岩心、薄片、EMI 成像测井3 个方面的资料对普陆1 井须家河组裂缝开展精细描述与分析研究,探讨了裂 缝的类型、特征和分布规律,分析了裂缝对储层储集性能和气层生产能力的影响。结果表明,须家河组发 育有高角度构造缝和低角度非构造缝,裂缝充填程度高,主要被方解石和碳质充填,裂缝发育程度高但纵 向分布不均,主要分布于须二段、须四段和须六段。分析认为,裂缝不仅成为流体的储集空间,还是重要的 流体渗流通道,对于改善储层的储集性能起着重要作用。     

须家河组砂岩组分特征与龙门山推覆体的形成演化

以龙门山前缘上三叠统须家河组砂岩组分特征为基础，分析龙门山逆冲推覆体的形成、演化。在现有分层的前提下，对研究区须家河组的砂岩薄片进行统计、分析，找出其各段砂岩的主要组分特征为：①须二段发育有大量的岩浆岩岩屑；②须三、须四段低石英、长石组分，高岩屑组分，且龙门山北、中、南3段的岩屑组分特征各异。分析认为：龙门山逆冲推覆体在须二期开始了逆冲推覆，并为研究区提供沉积物质；须三期，龙门山逆冲推覆体进一步强烈的运动，并开始成为研究区的主要物源区；受安县运动的影响，须四期龙门山逆冲推覆体逆冲褶皱成山，从此为研究区提供了大量的沉积物质。     

成岩作用对致密砂岩储层物性的影响——以川中地区上三叠统须四段气藏为例

川中地区上三叠统须家河组四段砂岩是四川盆地内的天然气储层之一，该碎屑岩储层具有低孔隙度、低渗透率的特点。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及其对储集物性的影响进行了探讨，建立了该区致密砂岩成岩作用序列以及孔隙演化模式。研究结论如下：①随压实作用的不断增强，孔隙度呈持续下降的趋势；②成岩作用对致密砂岩储集层的影响具有双重性，压实作用、胶结作用使得砂岩孔隙度降低，而溶蚀作用则增加了孔隙度；③该区的孔隙构成主要是环边绿泥石剩余原生粒间孔以及溶蚀形成的长石、岩屑粒内溶孔，泥质杂基溶蚀粒间孔，伊利石黏土中微孔以及由压实压裂、压实滑动和构造动力所形成的微裂缝孔；④勘探中既要注意机械压实作用、压溶作用对储层的负面影响，同时也要重视成岩早期环边绿泥石胶结物形成、碎屑（主要是长石）及其填隙物溶蚀作用等有利因素。     

合川地区低孔低渗砂岩储层含水饱和度的评价方法

合川地区上三叠统须家河组二段气藏属低孔低渗气藏,其储层孔喉结构复杂,造成了含水饱和度计算不准的问题。为此,研究了储层岩性、物性、孔喉结构和地层水特征对含水饱和度的影响,认为储层特征致使含水饱和度复杂多变,增加了储层含水饱和度的定量评价难度;以测井地质应用技术为指导,用核磁共振测井资料检验所求取的含水饱和度精度,探讨了Archie公式、Simandoux公式和印度尼西亚公式所建立的3种含水饱和度模型在合川地区复杂地质条件下的应用效果和影响因素。实践表明:Simandoux公式的解释结果与核磁测井含水饱和度值误差在-6.1%～2.6%,更加适合于研究区复杂地质条件下泥质砂岩含水饱和度的求取,为该区低孔低渗砂岩气藏勘探开发提供了技术支持;在没有适合于所有储层的含水饱和度模型情况下,油气田勘探开发时尽可能结合油气藏的储层特征多选用几种含水饱和度模型进行试算与分析,然后选取其中最适合的来应用。     

川中蓬莱地区须二段气藏特征及有利含气区预测

川中蓬莱地区须二段显示出了良好的天然气勘探潜力,但由于储层孔隙结构和测井响应特征较为复杂,直接影响了其勘探开发效果。为了寻找须二段天然气有利聚集区,综合利用钻井岩心和薄片等资料,对成藏要素,即生、储、盖、运、圈、保的自身条件及其匹配关系等进行了探讨与总结,并对有利含气区进行了预测。结果表明:研究区须二段气藏具有充足的油气来源,且位于油气运移的有利方向,上覆的须三段泥岩为其有效区域盖层;具有有利的生、储、盖组合及良好的保存条件;研究区总体位于有利的构造-沉积相带,沉积作用是储层发育的基础,成岩作用是决定储层质量的关键,裂缝是决定储层产能的重要条件。对须二段有利含气区的预测研究可为其下一步天然气勘探提供地质依据,同时也有助于类似气藏有利含气区预测的研究。     

川东北元坝地区须家河组钙质交代-胶结致密层分布与成因

方解石是须家河组砂岩中常见的成岩矿物之一,可在局部层段富集形成钙质交代-胶结致密层,对砂岩的物性有明显的破坏作用。基于岩心观察和薄片鉴定,对川东北元坝地区钙质交代-胶结致密砂岩的岩石学特征开展了分析,刻画了致密砂岩的分布规律;结合全岩X射线衍射、稳定碳氧同位素和微量元素等测试资料,分析了钙质交代-胶结致密砂岩的形成期和物质来源,阐明了钙质胶结物和交代物的形成机制。钙质交代-胶结致密层主要发育在元坝地区西部与须家河组三段（须三段）源岩层相邻的须家河组二段和须家河组四段的砂岩中,在东部须三段源岩层附近的砂岩中则较少;通常出现在厚层砂体的中部,厚度为1~2 m;长石含量或白云岩岩屑含量较高,杂基含量较低;经历的主要成岩作用包括压实作用、方解石的胶结作用和交代作用。方解石的胶结物和交代物主要形成于早成岩阶段B期,此时的地层温度为60~80℃,烃源岩处于有机酸生成的高峰期。由于元坝地区西部须三段烃源岩中含有较高的碳酸盐矿物组分,其排出的富有机酸流体可携带较多的Ca²⁺和HCO₃^-离子进入砂岩层,当砂岩富含长石和白云岩岩屑等碱性矿物时,富Ca²⁺的有机酸流体能被有效缓冲,形成有利于方解石胶结物和交代物沉淀的微环境,从而导致方解石大量沉淀。     

蜀南低缓构造区须家河组岩性气藏形成条件与勘探潜力

与四川盆地川中地区须家河组岩性气藏相对比,近年来蜀南地区须家河组勘探和开发一直没有获得重大突破,蜀南低缓构造区须家河组是否存在岩性气藏形成条件和勘探潜力一直为众人所关注。综合分析露头、岩心和测井资料,并通过对该区须家河组构造背景、沉积砂体、烃源岩和储层等成藏条件、成藏主控因素研究认为：蜀南低缓构造之间存在大面积地层平缓区,具备大面积岩性气藏形成的构造背景;须家河组一段、三段、五段及六段二亚段为广覆式分布烃源岩,具备面式生烃特征,为岩性气藏的形成奠定气源基础;大型敞流型湖盆内须二段、须四段、须六段一亚段和须六段三亚段以砂岩沉积为主,砂体分布广并多层叠置,具备较好储集条件;源岩层与储集层间互沉积,源储一体使蜀南须家河组与川中须家河组具有相似的面状供烃、近源高效聚集成藏特征。蜀南地区须家河组具备岩性气藏形成基础,可形成大规模岩性大气区,勘探潜力巨大。该认识为低缓构造区须家河组勘探部署提供充分地质依据,并指明低缓构造之间的平缓区域是下一步勘探重要领域。     

应用流体包裹体厘定合兴场地区须家河组天然气成藏期次

通过对合兴场地区须家河组四段和二段中230 个包裹体样品的分析,根据油气包裹体及含烃盐 水包裹体特征,结合地层埋藏史,确定了气藏的成藏年代。气藏油气充注过程为：须四段（3 385.4 m）均一 化温度的主峰分别为77～98 ℃ 和118～120 ℃,对应成藏期为中侏罗世中晚期和晚侏罗世中期,前者为 主要成藏期;须二段（4 612.77 m,4 562.7 m）均一化温度的主峰分别为95～106.1 ℃,119.8～127.1 ℃ 和 134.5～140.1 ℃,对应的主成藏期为晚三叠世末期到早侏罗世早期和中侏罗世晚期。     

川西坳陷新场地区须家河组四段储层特征及评价

上三叠统须家河组四段是川西坳陷新场地区重要的含油气层段,根据岩心分析、岩石薄片、压汞、油气测试和分析化验等资料,对新场地区须四段砂岩储层特征进行了详细的研究,结果表明:该套储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,成分成熟度较低-中等,结构成熟度中等;储层物性差,属低孔低渗-特低孔特低渗极度致密储层,储层非均质性强;储层孔隙结构差,以微孔喉为主。利用储层物性和孔隙结构参数,将须四上亚段、下亚段砂岩分别评价为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层为相对优质储层,是增储上产的首选储层。     

川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气气源判定及成藏分析

对川西坳陷孝泉—新场—合兴场地区须二段天然气组成及碳同位素的分析表明,须二段天然气为煤型气和油裂解气的混合成因气,其气源有3种:①马鞍塘组—小塘子组烃源岩,腐殖-腐泥混合型有机质生油生气,而后油在高温下裂解成气;②须二段内部烃源岩,以生气为主,自生自储;③须三段烃源岩对须二段天然气聚集也有贡献,但贡献极小。在对须二段气藏烃源岩生排烃高峰期天然气充注史与岩石致密演化之间的动态关系进行分析判定,认为须二段气藏属于典型的"后成型"致密气藏,其成藏过程符合"早聚、中封、晚活化"的成藏模式。