准噶尔盆地腹部深层—超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征

腹部下组合(二叠系—三叠系)是准噶尔盆地油气勘探重要的战略接替领域。多井钻揭6 km以下优质碎屑岩储层,大大突破了传统碎屑岩有效储层埋深下限,明确储层发育状况及孔隙演化过程是确定油气能否富集成藏的关键问题。以腹部地区典型钻井为例,综合岩石薄片镜下分析、孔渗测试、图像分析技术、孔隙度演化定量表征及包裹体测温和盆地模拟等方法,从定性和定量的角度全面剖析准噶尔盆地腹部下组合深层—超深层碎屑岩储层的岩石学、物性及孔隙结构特征,并定量恢复孔隙演化过程。结果表明,腹部下组合中三叠系百口泉组砂体最为发育,二叠系上乌尔禾组及三叠系克拉玛依组次之;各层位岩石类型均以岩屑砂岩为主,少量长石岩屑砂岩,岩屑成分主要为中—基性火山岩屑,长石、石英含量偏低,二者之和普遍低于20%;克拉玛依组原生孔隙发育,物性最好,孔隙度最高可达13.18%。上乌尔禾组和百口泉组以次生溶蚀孔为主,溶蚀物质主要为中—基性火山岩屑、浊沸石胶结物及少量长石,二者物性较其上覆克拉玛依组差;克拉玛依组孔隙演化经历较弱压实(压实减孔量21.08%)、弱胶结(胶结减孔量2.88%)和弱溶蚀(溶蚀增孔量1.4%),现今高孔隙度主要得益于弱压实、晚期弱胶结作用下原生孔隙的大量保存;百口泉组和上乌尔禾组经历强压实(压实减孔量分别为26.60%和26.43%)、强胶结(胶结减孔量分别为7.43%和11%)和中等—强溶蚀(溶蚀增孔量分别为6.32%和4.21%),溶蚀作用是二者增孔的最主要途径,但不足以弥补强压实和强胶结的减孔效应,导致二者现今孔隙度较低。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长10_1低孔低渗储层孔隙演化及其定量模式

孔隙演化是储层评价和油气成藏研究的重点和难点,低渗透储层中成岩作用是控制孔隙演化的主要原因。通过钻井岩心、薄片鉴定、扫描电镜等资料,系统研究了鄂尔多斯盆地陕北地区长10_1储层的基本特征、成岩作用及其与物性的响应关系,建立成岩演化序列;结合埋藏史、地热史以及生烃充注史,定性和定量分析了长10_1储层孔隙演化模式,恢复了油气成藏关键时期的古孔隙度。研究表明:陕北地区长10_1储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔隙度平均为10.21%,渗透率平均为2.88×10~(-3)μm~2,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和次生溶蚀孔为主。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,综合判断储层处于中成岩A期。砂岩原始孔隙度平均值为35.71%,经历4个典型的演化阶段:强压实减孔阶段(-19.42%)、早期胶结减孔阶段(-6.46%)、溶蚀作用增孔阶段(+3.38%)和晚期胶结减孔阶段(-2.84%)。压实减孔率为54.38%,胶结减孔率为26.04%,溶蚀增孔率为9.46%,表明早期强压实作用是储层低孔低渗的主要原因,胶结作用则进一步强化低孔低渗特征。     

胜北洼陷三间房组致密储集层成岩作用及孔隙演化

吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷中侏罗统三间房组油气资源丰富,但该组储集砂体致密,非均质性较强,制约了油气的勘探开发。以胜北洼陷中侏统三间房组砂岩储集层为研究对象,在岩心观察的基础上,结合薄片观察、电镜扫描、高压压汞测试等,研究致密砂岩储集层成岩作用和孔隙演化规律。结果表明,胜北洼陷三间房组储集层以长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑砂岩,孔隙类型以次生孔隙为主,平均孔隙度为6.44%,平均渗透率为0.18 mD,属于低孔低渗储集层;成岩演化过程为压实—自生黏土矿物胶结、绿泥石环边胶结—石英Ⅰ期次生加大、长石溶解—钠长石化—绿泥石环边胶结—碳酸盐岩胶结—长石溶解—高岭石伊利石化,目前处于中成岩阶段B期。胜北洼陷三间房组储集砂岩平均初始孔隙度为34.66%,早成岩阶段A期压实作用平均减孔14.05%,胶结作用平均减孔0.50%;早成岩阶段B期压实作用平均减孔3.21%,胶结作用平均减孔0.75%;中成岩阶段A期压实作用平均减孔7.02%,胶结作用平均减孔4.26%;中成岩阶段B期压实作用平均减孔1.08%,胶结作用平均减孔0.75%。中成岩阶段A期溶蚀作用是研究区增孔的关键,平均增孔量为3.38%。     

深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程——以辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段为例

辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大,深层探井少,储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、流体包裹体等多种技术手段,对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析,划分了成岩相类型,并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明,沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩,以低孔、特低渗为主,储集空间主要为次生溶蚀孔隙,储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异,强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早,中等成岩相砂岩次之,强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响,成岩早期孔隙度快速减少,导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限;而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱,保留一定粒间孔隙,受有机酸溶蚀作用的影响较大,储层物性得到良好改善。     

断陷湖盆致密砂砾岩储层成岩作用及其对孔隙演化的影响

为了明确松辽盆地北部徐家围子地区沙河子组致密砂砾岩储层成岩作用对孔隙演化的影响,通过普通薄片鉴定、铸体薄片观察、扫描电镜和X-衍射测试方法,在砂砾岩储层岩石学与成岩作用分析的基础上,建立了砂砾岩成岩作用与孔隙演化的定量关系模式。结果表明,沙河子组砂砾岩储层的岩石成分复杂、成熟度低、物性差;砂砾岩储层的成岩作用类型丰富,压实作用、胶结作用和溶蚀作用较为常见,对孔隙度影响较大;破裂作用、交代作用和重结晶作用对储层孔隙度影响较小。通过成岩作用与储层孔隙度关系的定量研究,认为压实作用对孔隙度破坏最大,平均减孔24.7%,是砂砾岩储层致密的主要原因;溶蚀作用改善储集性能,平均增孔4.2%,延缓了砂砾岩储层的致密化过程;胶结作用充填残余粒间孔隙,平均减孔5.3%,是砂砾岩储层致密的关键。砂砾岩储层的现今孔隙度是早期压实、中期溶蚀和晚期胶结综合作用的结果。     

鄂尔多斯盆地神府地区太原组致密砂岩储层特征及成岩演化

为阐明鄂尔多斯盆地神府地区太原组砂岩储层特征及其致密化成因,利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及高压压汞等资料,分析胶结物及其与碎屑颗粒的胶结、交代作用,并研究了储层成岩序列、各类胶结物与孔隙的含量、孔隙度的演化过程等。结果表明:神府地区太原组储层以中—粗岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,孔隙度为0.20%~12.00%,平均为6.95%,渗透率为0.10~5.00 m D,平均为0.91 m D,属于典型的低孔—特低孔、特低渗的致密砂岩储层;孔隙结构主要为小孔细喉和小孔微喉型;在孔隙演化中压实作用使孔隙度减少约15.5%,胶结作用减少孔隙约10.4%,溶蚀作用增加孔隙约4.41%,计算现今平均孔隙度为7.17%,与实测平均孔隙度6.95%相当。早期压实作用与晚期碳酸盐胶结作用是研究区储层致密的主要原因,而溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,是改善储层孔渗性的关键因素。     

鄂尔多斯盆地R地区长6储层成岩演化与孔隙特征研究

借助阴极发光、SEM、X衍射、铸体薄片、压汞等测试分析技术,探讨了鄂尔多斯盆地R地区长6储层砂岩成岩演化序列、成岩相、微观孔隙特征,结果表明:发育于三角洲平原的长6储层,岩性以细粒长石砂岩为主,先后经历了压实、胶结、溶蚀等成岩作用,处于中成岩晚期阶段,其中胶结作用对储层物性破坏显著,是储层致密的主要原因;结合沉积环境及孔隙特征将成岩作用划分为5种成岩相,长6储层原生残余粒间孔与次生溶蚀孔混合发育,平均孔隙度6.71%,平均渗透率0.46×10~(-3)μm~2,储层均质性较强,属特低孔特低渗储层;在孔隙演化过程中,机械压实、胶结作用对储层物性起破坏作用,溶蚀作用则对储层物性起改善作用。     

准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化

综合运用岩心描述、薄片观察、物性分析等技术手段,对准中1区三工河组低渗储层特征及成岩作用演化进行了研究。结果表明,研究区岩石以长石岩屑砂岩为主,含少量岩屑长石砂岩、亚长石砂岩及亚岩屑砂岩。储层整体上以中低孔、低渗特低渗为主,孔渗相关性较好;储集空间有原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂缝。成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用等。成岩作用发生的先后顺序为:压实作用—压实作用/绿泥石薄膜/菱铁矿胶结—压实作用/长石溶蚀/石英加大/自生高岭石胶结—压实作用/硬石膏胶结—压实作用/方解石胶结/铁方解石胶结/铁白云石胶结—压实作用/黄铁矿胶结。     

塔里木盆地巴麦地区泥盆系东河塘组砂岩储层致密化及成岩相

运用碎屑岩储层和沉积研究方法,对塔里木盆地巴麦地区泥盆系东河塘组储层特征、成岩作用、致密化机理及成岩相进行分析。东河塘组储层为特低孔、特低渗储层,主要孔隙为溶蚀孔隙。通过恢复原始孔隙度,确定出主要成岩作用对于孔隙的损益量,分析出储层的致密化原因主要为压实作用,仅在少量钻井为胶结作用。储层共有6种成岩相,分别为强压实强胶结弱溶蚀相、强压实中胶结弱溶蚀相、强压实中等胶结中溶蚀相、弱压实强胶结弱溶蚀相、中压实强胶结强溶蚀相和中压实强胶结弱溶蚀相。归纳总结6种成岩相储层的测井特征,并与非取心段储层进行相似度分析,共划分了8口井23个砂岩段的成岩相。下砂岩段优势成岩相分布在巴开8井区,上砂岩段优势成岩相分布在巴探2井区。     

致密砂岩孔隙演化特征及其成岩作用对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地马岭南延长组长8储层为例

成岩演化的差异性是导致储层微观孔喉结构差异、影响致密砂岩储层储集性能及渗流能力的主要原因。通过岩石铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和核磁共振等多种测试手段,对鄂尔多斯盆地马岭南地区长8储层的成岩作用和孔隙演化历史进行定量研究。长8砂岩岩石类型相近,成分成熟度低而结构成熟度较高,处于中成岩A期晚期到B期早期。成岩演化差异性主要体现在刚性颗粒与塑性颗粒含量的不同对压实作用的影响。压实程度相对强的砂岩,溶蚀作用是控制储层质量的主要因素;经历了一定压实作用的砂岩,残余粒间孔仍发育,绿泥石薄膜及钙质胶结物的充填程度是影响储层质量的关键因素。孔隙演化定量计算表明,压实作用孔隙减少率平均在49.51%,胶结作用孔隙减少率平均在30.6%,溶蚀作用孔隙增加率平均在7.0%,压实作用是导致本地区储层致密化的主要因素。不同成岩改造类型对储层孔隙结构发育特征的影响具有差异性。绿泥石薄膜发育的储层质量最好,长石溶蚀为主的储层,储集能力较好,但渗流能力相对较差;压实压溶作用强烈和钙质胶结充填为主的储层,其储层质量相对较差。压实程度、绿泥石胶结、溶蚀程度和钙质充填程度是影响储层孔径大小、储集性和渗流能力的主要因素。     

致密油储层成岩相类型及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层为例

鄂尔多斯盆地姜家川地区长8油藏属于近源富集成藏,是特低孔、超低渗的典型致密油藏,分析储层成岩相类型并寻找受成岩相控制的优质储集体,可为有利储层预测和致密油藏高效开发提供依据。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等手段,对目的层岩石学特征、成岩作用类型和成岩期次进行了研究,结合油田生产动态资料,分析了不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响,预测了有利成岩相带分布。结果表明：长8储层主要为岩屑长石砂岩,压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏,铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用是导致储层致密的决定性因素,成岩阶段中的溶蚀作用有利于改善储层的孔渗性能;主要成岩阶段处于中成岩阶段A期的晚期,同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期,主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相、碳酸盐胶结相等4类成岩相,其中绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相物性最好、产油量最高,该成岩相分布区储集层具有良好的储渗能力。研究结果可为该区有利勘探区预测提供参考。     

安塞地区长9致密砂岩储集层成岩作用研究

根据砂岩薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、黏土矿物X衍射等分析测试资料,对鄂尔多斯盆地安塞地区延长组长9致密砂岩储集层成岩作用进行了研究。结果表明,长9砂岩储集层主要经历了压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用,其中压实和胶结作用为减少储集层孔隙的主要因素,溶蚀作用是增加储集层孔隙的主要因素,微裂缝一定程度上提高了储集层的渗透性,增强了流体渗流能力。长9砂岩储集层主要处于中成岩作用阶段A期,储集层孔隙演化与成岩作用关系密切,压实作用损失的孔隙度为15.64%,胶结作用损失孔隙度为11.32%,溶蚀作用和微裂缝增加孔隙度为4.04%,最终研究区计算孔隙度定格为7.48%,与实测平均孔隙度值7.20%比较一致。长9储集层有利成岩相带为长石溶蚀相和绿泥石膜-长石溶蚀相,发育于水下分流河道沉积微相中,最不利成岩相为碳酸盐胶结相和强压实相。     

姬塬地区上三叠统长_2、长_1储层成岩作用研究

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的分析,并以此为基础对该区成岩作用进行了深入的研究。确定了姬塬地区长_2、长_1储层的成岩阶段,建立了成岩演化模式,研究了主要成岩作用对储层性质的影响。研究结果表明,该区成岩作用主要包括压实作用、碳酸盐胶结、绿泥石胶结、高岭石胶结、石英加大、火山物质溶蚀和长石、岩屑颗粒的溶蚀等;该区储层的成岩演化目前已经达到了晚成岩A期,以次生溶蚀孔隙为主;成岩作用对本区砂岩储层起着重要的控制作用,研究地区因砂岩粒度较细,成分成熟度低,因此压实作用较强,是造成孔隙减小最重要的因素。火山物质和长石岩屑颗粒的溶蚀是孔隙发育的关键。同时晚期方解石、铁方解石等碳酸盐胶结物又使砂岩孔隙再度降低。     

羌塘盆地北羌塘坳陷上三叠统巴贡组致密储层成岩作用与孔隙演化

利用物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射及流体包裹体测温等测试分析手段,研究了羌塘盆地北羌塘坳陷上三叠统巴贡组储层的成岩作用特征和孔隙演化过程。巴贡组砂岩总体成分成熟度和结构成熟度中等偏低,物性极为致密。主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中胶结物组分主要为硅质、黏土矿物和碳酸盐矿物,溶蚀组分为长石。根据多方面综合分析,巴贡组地层在靠近隆起带的浅埋区处于中成岩B期,坳陷内部的深埋区处于晚成岩阶段。在考虑岩石表观体积变化和压实分段的前提下,进行了不同成岩相的孔隙演化定量计算。压实作用是储层孔隙度减小的首要原因,其次为胶结作用;溶蚀作用和绿泥石衬里的形成对储层有利。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4＋5油层组储层特征研究

对胡尖山地区长4＋5油层组的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、物性和压汞等资料的分析表明：该区岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔：储层孔隙度为10．86％,渗透率为0．56mD,为低孔、特低渗、致密-近致密储层。该区成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中绿泥石膜对原生粒间孔的保存以及溶蚀作用对储层的孔渗性均具有建设性作用。以储层特征参数和孔隙结构参数为基础,对胡尖山地区长4＋5油层组储层进行了分类评价,并将其分为4类,其中Ⅱ类和Ⅲ类储层是该区主要的储集层类型。     

安塞油田Y区块长6储层孔隙特征及影响因素

采用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、x衍射及高压压汞等多种技术手段,对鄂尔多斯盆地安塞油田Y区块长6储层的孔隙特征进行研究,并结合储层的沉积环境、岩性特征和成岩演化过程对影响储层孔隙发育的因素进行了深入分析。结果表明,研究区长6储层岩性主要为长石细砂岩;孔隙类型以溶蚀孔及残余粒间孔为主;成岩演化目前均已达到晚成岩A期;沉积环境和成岩作用是影响储层孔隙发育的主要因素,不同的沉积微相直接影响储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度的程度;压实作用是造成孔隙减小的主要因素;而碳酸岩、浊沸石等的胶结作用一方面降低粒间孔隙,一方面支撑骨架,增强储层抗压实能力,同时为后期的溶蚀作用产生次生孔隙提供了空间和物质基础;另外,溶蚀作用的多次发生,改变了孔隙结构,使得次生孔隙发育。     

镇泾地区长8致密砂岩储层成岩作用研究

鄂尔多斯盆地镇泾地区三叠系延长组长8储层为典型的致密低渗透砂岩储层。为了明确有利储层的控制因素,运用铸体薄片鉴定、阴极发光及扫描电镜等测试方法,对该区长8储层的成岩作用类型及特征进行了研究。结果表明：该区砂岩经历的成岩作用主要为压实作用、胶结作用以及溶蚀作用;成岩演化阶段处于中成岩阶段A期;成岩作用控制着该区储层物性,强烈的机械压实作用和碳酸盐胶结作用是破坏储层物性的主要因素;颗粒表面的绿泥石环边保护了原生粒间孔隙;在成岩作用后期,长石的弱溶蚀形成的次生孔隙改善了储层物性。     

姬塬西部地区长81致密储层特征及孔隙度演化分析

储层孔隙度演化分析是恢复储层致密化过程、明确储层致密化原因的有效手段。利用钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜和粒度分析等资料,在查明鄂尔多斯盆地姬塬西部地区长8₁ 致密储层特征的基础上,定量分析了其孔隙度演化过程。姬塬西部地区长8₁ 储层岩性以细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,孔隙结构较差,属于典型的低孔、低渗透致密储层。以薄片观察为基础,采用计点统计的方法恢复了成岩作用过程中孔隙度的演化,并定量求取了各成岩作用对孔隙度演化的贡献值。结果表明：姬塬西部地区长81 储层砂岩初始孔隙度为41.35%,进入埋藏成岩阶段后,压实作用导致了孔隙度的不可逆降低,造成的孔隙度损失率为57.10%,胶结、交代作用造成的孔隙度损失率为32.55%,而后期溶蚀作用带来的孔隙度增加率为6.48%,微裂缝作用带来的孔隙度增加率为0.15%。计算所得长8₁ 储层砂岩孔隙度为7.02%,而实测孔隙度为7.12%,相对误差为1.40%,在合理范围之内。在姬塬西部地区,压实作用和胶结作用造成的长8₁ 储层初始孔隙度损失率高达89.65%,因此,强压实、强胶结作用是导致该区长8₁ 储层致密化的主要原因。     

鄂尔多斯盆地王洼子地区长4+5、长6储层特征及主控因素

王洼子地区长4+5、长6储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主,孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔次之。储层总体表现为中–低孔超低渗储层,其中长(4+5)2储层物性相对较好,长61、长62次之,孔渗分布均表现为单峰值特征。储层受成岩作用影响大,压实作用是储层变差的主要因素,其次为胶结作用,溶蚀作用是储层物性改善的主要因素,绿泥石的发育对孔隙的保存与储层渗透性起到积极作用,高岭石发育是促进次生孔隙发育的重要因素。