中国北方含油气盆地中、新生界碎屑岩储层特征与评价

中国北方地区众多的含油气盆地类型使得各盆地中的沉积物充填、成岩演化和储层性质有较大的差异,并最终导致了成岩类型的多样性、成岩演化的多向性和成岩机制的复杂性。中、新生界碎屑岩储层的基本特征是①发育冲积扇—河流—(扇)三角洲—滨浅湖沉积体系,主要油气砂体为三角洲平原和前缘中的辫状分流河道、水下分流河道、河口坝以及滨—浅湖中的滩坝砂体,其次为扇三角洲、浊积扇或湖底扇和河流等砂体。②砂岩储层的成分成熟度较低,以岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩。从早到晚砂岩的成分成熟度趋于降低,与盆地构造演化的活动性逐渐增强是一致的。③砂岩以原生粒间孔隙为主,它的发育程度基本决定了储层性质的优劣;北方地区除了鄂尔多斯盆地三叠系延长统等少数地区发育溶蚀孔隙以致成为主要的储集空间外,大多数油气盆地从整体上讲,砂岩中原生孔隙的相对比例在50.0%以上,是砂岩储集空间的主要构成部分。砂岩孔隙类型的变化明显地表现出4个发育特点。④砂岩的成岩压实作用是储集性质的主要控制因素,各地区砂岩的压实减孔量占总减孔量的比例在50.0%?94.0%之间,基本上是胶结减孔量的2.0?10.0倍。因此,在北方含油气盆地中,研究砂岩的压实减孔规律对成岩作用和钻前储层性质的预测是十?     

库车坳陷下侏罗统储集层微观非均质特征

通过对库车坳陷叶格尔明地区和克孜勒努尔地区的下侏罗统阿合组和阳霞组不同沉积微机（辫状河道、水下分流河道、心滩和河口坝）储集层微观非均质性特征的研究，认为不同沉积微相具有明显不同的岩石结构和孔隙结构；辫状河道微相储集性最好，其次为水下分流河道微相，心滩和河口坝微相最差，就相同微相而言，吐格尔明地区要优于克孜勒努尔地区。     

松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层砂岩储层特征、成因及预测

根据大量的岩心观察、薄片鉴定和储层物性分析资料,对松辽盆地肇源—太平川地区扶余油层砂岩储层的成岩作用类型和成岩序列、储层孔隙类型和成岩—孔隙演化、储层物性主控因素进行了系统的研究,指出三肇凹陷砂岩储层的硅酸盐颗粒溶孔尤为发育,见有次生溶孔发育带,对孔隙的贡献率可以达到10%。由此导致工区发育两类有效砂岩储层:一是残留原生粒间孔型储层,分布于长春岭背斜带、朝阳沟阶地、太平川构造及尚家构造一带;二是次生溶孔与残留原生粒间孔混合型储层,分布于三肇凹陷,次生溶孔的发育提高了有效储层的下限。     

影响我国陆相碎屑岩储集层黏土矿物组合和分布的因素

我国陆相碎屑岩储集层长石、岩屑等化学活性组分十分丰富，黏土矿物含量高、组合类型多，成岩作用受地层温度和孔隙结构的影响，成岩作用和不同沉积相带水介质条件是控制黏土矿物组合和分布特征的主要因素。大地构造背景和盆地构造发育史是影响盆地内储集层黏土矿物组合和分布特征的宏观因素。对于经历多旋回构造运动的盆地，黏土矿物组合和分布的不同特征反映各旋回构造运动的性质；对于同一构造旋回中发育的盆地。黏土矿物组合和分布特征的不同则反映各演化阶段的构造特征。表1参14（王少依摘）     

塔里木盆地志留系优质储层控制因素与勘探方向选择

塔里木盆地志留系分布面积约23.6×104km2,勘探前景广阔。储层性质受岩矿特征、成岩演化、压实等因素控制。储层分石英砂岩和岩屑砂岩两种,石英砂岩主要分布在塔中和塔北,其形成环境是滨岸、潮间带低潮坪、潮下带潮汐水道及和扇三角洲,岩屑砂岩主要分布在塔东等地区。塔中和塔北地区石英含量可以达到65%以上,其孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2,因此,石英砂岩的分布区即为优质储层的分布区。塔东等岩屑砂岩分布的地区储层控制因素为成岩压实、碳酸盐胶结物和粘土矿物成分含量,其压实减孔10%?26%、胶结减孔8%?24%;有效储层(孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2)的埋藏深度小于4500m,碳酸盐胶结物含量小于10%;因此,塔东等地区沉积前古隆起及陆相与海相环境的过渡带可能存在较好储层。石英砂岩分布区、古隆起及大陆斜坡上的沉积环境过渡带是塔里木盆地志留系重要的油气勘探区。     

基于激光U-Pb定年技术的白云岩储集层形成过程恢复——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例

针对以往定性或半定量研究白云岩储集层形成过程所取得的认识存在争议的问题,以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例,应用激光U-Pb原位定年技术,并结合碳氧同位素组成等分析测试数据,对马家沟组风化壳岩溶型和丘滩型两类白云岩储集层形成过程进行研究.结果如下:①8个储集层样品定年测试显示马家沟组主要经历了 5期成岩作用,第1期为基质...     

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩油气藏及勘探潜力

柴达木盆地第三系藻灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E3)至上油砂山组(N2)均有分布。E3和N1的藻灰岩主要分布于英雄岭222凹陷以西(西南)地区,N2和N2的藻灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、12沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩储层的成因类型主要包括两类滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩。滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。滨湖亚相藻坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。柴达木盆地西部地区第三系是青海油田近期的重点勘探目标区,具有很大的油气勘探潜力。近几年发现的藻灰岩是其中一个值得重视的勘探目标,已知地区的藻灰岩储集性质较优,并     

库车坳陷吐格尔明下侏罗统阿合组

吐格尔明下侏罗统阿合组为典型的辫状三角洲沉积,可分成三角洲平原和三角洲前缘亚相,沉积微相主要有辫状河道、水下分流河道、心滩和河口坝,沉积方式主要为侧积、填积、垂积和前积.储层层间非均质性受控于沉积微相,不同沉积微相砂体具有明显不同的孔渗值.三角洲平原亚相的辫状河道砂体物性最好,水下分流河道砂体、心滩砂体次之,三角洲前缘亚相的河口坝砂体最差.储层层内非均质性与沉积方式密切相关,侧积和填积而成的辫状河道砂体和水下分流河道砂体,,其渗透率成正韵律分布,最高渗透率段在底部,但辫状河道砂体渗透率最高值明显大于水下分流河道砂体;由垂积而成的心滩砂体,其渗透率在纵向上形成无规则的分布;由前积而成的河口坝砂体,其渗透率成反韵律分布,最高渗透率段在顶部.     

柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组砂岩储层演化特征

近几年柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组厚层砂岩储层中油气的发现使人们对其储层特征和成因机理引起重视。通过该区7口井的储层岩石学研究,认为小煤沟组砂岩储层主要为大气水淋滤溶蚀形成的次生孔隙储层,溶蚀作用的程度决定了储集性质的优劣。储层经历了早侏罗世的弱压实阶段、中侏罗世至白垩纪的大气水淋溶阶段、古近纪的强压实阶段和新近纪的抬升保持阶段。弱压实阶段的成岩压实量约5.5%～6.5%;大气水淋溶阶段形成发育的溶蚀孔隙,其增孔量在4.6%～16.5%,同时伴随蒙脱石矿物的形成;强压实阶段使砂岩的成岩压实量达到19.0%～21.5%,此外有少量方解石析出,该阶段是砂岩原生孔隙的主要消失时期;新近纪储层发生抬升,储层特征基本保持不变。中侏罗世至白垩纪的大气水淋滤溶蚀和古近纪的强烈压实是该区储层成岩演化的两个重要阶段,它决定了储层的成因类型及储集性质。