准噶尔盆地中部地区深层西山窑组砂岩成岩作用及其对储层质量评价的启示

综合利用薄片、扫描电镜、电子探针和X-射线衍射等手段,研究了准噶尔盆地中部永进地区西山窑组砂岩的岩石学特征和成岩特征,讨论了成岩作用对深层储层质量变化的影响和相对优质储层的形成模式。结果表明:西山窑组三角洲前缘亚相砂岩主要是极细粒—中粒岩屑砂岩及长石岩屑砂岩,自生矿物主要是方解石、铁方解石、铁白云石、黏土矿物、硅质及少量沸石类;影响孔隙演化的主要成岩机制包括压实作用,碳酸盐、黏土矿物胶结和溶蚀作用,其中机械压实引起塑性颗粒变形是造成大部分孔隙损失的主要原因,碳酸盐不同程度地充填孔隙也是导致孔隙度降低和非均质性增强的重要原因,绿泥石薄膜可能阻止石英沉淀而保持孔隙,而不稳定颗粒的选择性溶蚀贡献于孔隙的增大;深埋储层的成岩特征很大程度上取决于砂岩粒径和组分,在沉积微相单元内呈现出一定规律性的分布样式,分流河道中下部粒度较粗的砂岩中塑性颗粒含量较低,以压实程度较低、胶结物数量有限、发育绿泥石薄膜和较强的次生溶蚀为特征,形成了相对优质储层。实例研究说明,深层砂岩层内的成岩分布样式受原始沉积作用的制约,这种样式强化了沉积微相和内部结构控制的储层质量变化,因而通过建立沉积与成岩作用的内在关联模式,能够为深埋储层质量预测提供重要的约束。     

准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组低孔渗砂岩储层成岩与孔隙演化研究

以准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组(J₁s)低孔渗储层为研究对象,通过系统的岩石薄片观察、扫描电镜、阴极发光及烃类荧光显微鉴定,依据成岩产物之间及其与烃类流体(油包裹体和孔隙沥青)之间的赋存关系,建立了储层成岩演化和油气充注的时间序列,恢复了关键油气充注时期的储层古物性,探讨了孔隙演化与油气成藏的匹配关系。结果表明:三工河组储层为低成分成熟度的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,压实作用、碳酸盐和黏土矿物胶结作用是导致储层低孔渗的主要原因,石英颗粒表面覆盖的绿泥石膜难以有效地保持原生孔隙,次生溶蚀孔隙是主要储集空间;储层成岩演化具有显著的差异性,在压实作用下富含软岩屑砂岩中软岩屑强烈塑性变形致使早期致密,而钙质强胶结砂岩因成岩早期的碳酸盐胶结发生致密化,低软岩屑-弱胶结砂岩主要经历了3期有机-无机流体作用交替,分别以无荧光炭质沥青、黄色荧光油、蓝-白色荧光油等3期烃类流体活动为划分标志;在晚白垩世末关键油气成藏时期(距今100~70Ma),高软岩屑和钙质强胶结砂岩古孔隙度低于8%,早期致密化储层难以发生油气注入;低软岩屑-弱胶结砂岩在晚白垩世末期可保持中-高孔渗性,普遍发生了早期油气充注,早期原油注入不能阻止储层深埋过程中物性变差的趋势,但可能改变局部储层的润湿性质,油湿通道网络是晚期成藏阶段(距今62~0Ma)低孔渗储层条件下发生大规模油气注入的主要原因。     

吴旗地区薛岔区块延长组长6砂岩储层成岩作用研究

为评价与预测鄂尔多斯盆地吴旗地区薛岔区块长6低孔—超低渗透砂岩储层,进行油藏精细描述和高效开发,通过铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、电子探针、碳氧同位素和镜煤反射率方法研究储层成岩作用机理,揭示时空上成岩—物性演化规律。结果表明：目前长6储层主要处于晚成岩阶段的A期—B期;主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用、裂缝作用及烃类侵位作用;压实作用强烈是导致该储层早期孔隙丧失的根本原因;晚成岩阶段铁方解石胶结作用是造成储层物性非均质性严重的主要因素;溶蚀作用、绿泥石衬里、破裂作用及烃类侵位作用对储层物性起建设性作用;储层孔隙类型主要有残余粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔,次为微孔隙及裂缝孔隙;喉道细小,分选较差,孔喉连通性差;储层微观孔隙结构非均质性严重。同时,分析储层成岩演化序列和孔隙演化史。     

碎屑岩输导层非均质性与油气运聚成藏

碎屑岩地层普遍具有非均质性。然而,在勘探尺度的油气运聚和成藏研究中,输导层内部成分、结构和物性等方面的非均质性被忽略,致使输导层的非均质性特征及其对地层流体和油气运聚的作用没有得到应有的重视。碎屑岩输导层的非均质性受沉积构造控制,在浅层埋藏过程中即已发生明显的差异性成岩作用,其中渗透性岩石被低渗透性隔夹层所分隔,具有一定的空间结构特征。在结构非均质性输导层中,油气运移路径的分布极不均匀,与传统上物性表现为宏观均质性的输导层模型相差甚远。结构非均质性输导层中的油气总体向上倾方向运移,在原先认为应发生垂直运移的层段运移的油气受隔夹层阻碍,运移路径变得十分复杂,侧向运移则可发生在输导层的上、中、下任意部位,但处于上倾方向的圈闭仍然是油气运移的最终指向和有利目标。在运移途中,油气可在任何地方聚集,其单个油气量较小,但数量众多,分布范围很广,总量可能远大于处于高点圈闭中的油气藏。结构非均质性输导层中,油气的运移路径和聚集方式与传统认识不同,为油气运聚和成藏过程的认识带来许多启示,勘探应该具有更为广泛的目标选择,洼陷区和斜坡区都可能成为有利勘探区域。     

深层碎屑岩含油气储层发育特征

基于深层油气藏的最新数据,对世界范围内深层碎屑岩油气藏富集规律及储层发育特征进行了统计分析.中南美和北美(不包括美国本土48州)深层碎屑岩发现的油气探明和控制(2P)可采储量最多,其中北美发现的石油2P可采储量最多,而中南美发现的天然气和凝析油2P可采储量最多.全球深层碎屑岩油气最富集的六大盆地依次为墨西哥湾、东委内瑞拉、阿拉伯、南里海、塔里木和圣克鲁斯-塔里哈盆地.在深层条件下,尽管储层通常表现为物性整体差,但仍可发育优质储层.深层油气勘探应立足于对‘甜点’的预测,重点考虑颗粒薄膜、孔隙流体超压和盐岩发育对深层砂岩储层原生孔隙的保存作用.      

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定,研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成,划分了岩石相类型,并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合,分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系.研究表明:纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀...     

砂岩储层致密化及其与油气充注成藏的耦合关系——以鄂尔多斯盆地延安气田上古生界为例

针对鄂尔多斯盆地延安气田上古生界致密砂岩储层,文中采用薄片鉴定、扫描电镜分析及流体包裹体测试等方法,开展储层特征、天然气成藏期次等研究,恢复孔隙度演化过程,讨论了各类砂岩储层致密化与油气充注成藏的耦合关系。研究表明：在早成岩阶段,凝灰质石英砂岩、高塑性岩屑砂岩及钙质胶结砂岩已演变为特低孔岩石,平均孔隙度为8%,不发生烃类充注,之后持续保持致密状态。石英砂岩、低脆性石英砂岩经历了早成岩机械压实、溶蚀及高岭石胶结作用,在第1期烃类充注时,平均孔隙度为23%,随后在石英压溶和胶结作用下孔隙度继续减小;在第2期大量烃类充注时,平均孔隙度为18%,随着烃类不断充注,储层越来越致密。因此,石英砂岩和低脆性石英砂岩储层在早期成藏阶段孔渗条件较好,且至成藏晚期储层致密化过程中仍发生广泛的油气充注,其致密化过程与油气充注成藏的耦合关系为“边成藏边致密化”。     

全球深层油气藏及其分布规律

深层油气勘探对老油气区（田）扩大储量、稳定产量具有重要意义。以全球深层油气藏的最新资料为基础,系统统计分析了全球深层油气分布特征。在全球（不包括美国本土48州）349个含油气盆地中,87个盆地内发现了深层油气藏。全球深层油气储量的63.3%分布于碎屑岩储集层,35.0%储于碳酸盐岩,其余的1.7%储于岩浆岩和变质岩。构造圈闭富集了全球深层油气储量的73.7%,是深层油气最重要的圈闭类型。被动陆缘盆地和前陆盆地是深层油气最富集的盆地类型,其深层油气储量分别占全球总量的47.7%和46.4%。层系上,深层油气主要富集于5套储集层系：古近系（占全球总量的22.3%）、上古生界（22.2%）、白垩系（18.3%）、新近系（12.8%）和侏罗系（12.8%）,深层油气的层系分布特征与中、浅层油气类似。岩盐导致的盐下沉积物的负热异常效应抑制了盆地深层烃源岩的热演化或液态烃向气态烃转化,因此含盐盆地深层油气勘探特别值得关注。建议深层油气勘探应立足于中、浅层已有重大油气发现的地区,特别是发育有一定规模盐岩的地区。     

深层砂岩储层成岩作用差异性及与储层质量的关系——以准噶尔盆地中部征沙村地区侏罗系为例

为认识深层碎屑岩储层质量的控制因素及有效储层分布规律,以准噶尔盆地中部征沙村地区下侏罗统三工河组砂岩储层为例,利用岩心样品的铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、X?射线衍射及常规物性测试手段,研究了储层岩石学和成岩作用特征,讨论了成岩作用对不同类型储集岩石相的影响,并建立了岩石相—沉积微相的联系。结果表明：研究区三工河组砂岩成分成熟度低,主要为长石岩屑砂岩,自生矿物包括碳酸盐、自生黏土、硬石膏及硅质等;总体为低—特低孔渗性储层,非均质性强。依据岩石学组构和成岩作用差异,可将储集砂岩主要划分为极细—细粒富塑性颗粒砂岩、方解石胶结砂岩和中—细粒贫塑性颗粒砂岩。不同岩石相经历了差异性成岩作用：其中富塑性颗粒砂岩表现为强压实、弱胶结和弱溶蚀特征;方解石胶结砂岩则表现为强胶结、弱压实和弱溶蚀特征,二者均在成岩阶段早期致密化;贫塑性颗粒砂岩表现为中等压实、弱—中等胶结、强溶蚀。成岩阶段早期压实作用和胶结作用程度低,不但能保留原生孔隙,亦能遭受后期深埋阶段的酸性流体改造,形成深层物性较好的有效储集岩。不同岩石相的分布总体受沉积微相控制,物性最佳的贫塑性颗粒砂岩主要分布在分流河道中下部或河口坝中上部,这种分布模式将为寻找深层有效储层提供指导。     

鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组海相页岩岩相类型及优质储层发育特征

近期，鄂尔多斯盆地西缘中奥陶统乌拉力克组海相页岩获得页岩油气勘探重大突破，成为该盆地油气勘探开发的新领域，但乌拉力克组岩相类型及优质岩相分布特征不够清晰，制约了该层系下一步页岩油气的勘探开发。为此，基于岩石薄片、X射线衍射、扫描电镜和有机地球化学分析等资料，对乌拉力克组海相页岩开展了岩相类型划分，分析了不同岩相储层发育特征，明确了优质岩相的主控因素并预测了优质海相页岩储层的发育区。研究结果表明：(1)乌拉力克组主要发育富有机质硅质页岩、含有机质硅质页岩、贫有机质钙质页岩、富有机质混合页岩、含有机质混合页岩和贫有机质混合页岩6类页岩岩相；(2)乌拉力克组页岩储集空间主要为粒间孔和微裂缝，含少量黄铁矿晶间孔、有机质孔和粒内溶孔；(3)富有机质硅质页岩、含有机质硅质页岩、富有机质混合页岩、含有机质混合页岩、贫有机质混合页岩和贫有机质钙质页岩的平均孔隙度分别为2.31%、1.57%、1.07%、1.09%、0.66%和0.62%。结论认为，富有机质硅质页岩、含有机质硅质页岩和富有机质混合页岩总有机碳含量和脆性指数较高，储集物性及含气性较好，是乌拉力克组优质岩相，位于坳陷区的乌三段和乌二段下部是...