牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层成岩作用及主控因素分析

东营凹陷牛庄洼陷沙三中亚段浊积岩储层以长石细砂岩、岩屑细砂岩及粉砂岩为主,结构成熟度及成分成熟度均较低.浊积岩样品的显微特征及成岩矿物的组合关系分析结果表明:该区的浊积岩储层目前主要处于晚成岩A期到B期的过渡阶段,成岩现象包括压实压溶作用、石英的次生加大作用、碳酸盐矿物胶结作用、溶解作用和粘土矿物转化作用等,这些作用过程受矿物与孔隙流体之间的相互作用控制.影响成岩作用的主要因素是岩石性质、沉积微相、水介质的性质、超压、高温以及烃类的早期注入.     

东营凹陷古近系砂岩成岩作用与孔隙演化

东营凹陷是重要的油气富集区，在古近系地层发育湖相水下扇沉积、滨浅湖沉积和三角洲沉积等砂岩。砂岩的成岩作用及孔隙演化对储层的储集性能有重要影响。在对大量薄片和岩心进行分析的基础上，运用扫描电镜和X衍射粘土分析等手段，对东营凹陷砂岩储层的成岩作用和孔隙演化进行了研究。研究结果表明，该区压实作用、胶结作用使砂岩孔隙度降低，不稳定矿物的溶蚀作用和碳酸盐胶结物的溶解作用导致孔隙度增大。根据有机质的演化及粘土矿物的变化序列，在不同的构造单元，砂岩成岩作用和孔隙演化随埋深具有明显的规律性，可划分出原生孔隙带、原生次生孔隙带和次生孔隙带3个孔隙演化带，存在着较有利的次生孔隙发育带。     

碱性沉积环境下碎屑岩的成岩演化——以山东东营凹陷陡坡带沙河街组四段为例

通过铸体薄片、扫描电镜、镜质体反射率、X衍射、地球化学等分析,对东营凹陷陡坡带沙河街组四段砂岩储层的成岩演化过程进行了系统研究。研究结果表明:沙四段原始沉积环境为碱性盐湖环境,岩石中普遍含钙质和泥质;成岩演化主要受碱性原始沉积环境、层序发育、构造作用、粘土矿物转化、有机质热演化提供的酸性流体等因素的控制,先后发生了原生隐晶方解石胶结→早期绿泥石胶结→石英溶解→长石溶解→石英Ⅱ加大→石英Ⅲ加大→铁碳酸盐胶结→石英及方解石脉充填,后期成岩裂缝比较发育。证实东营凹陷沙四段储层早期主要受碱性水介质的影响,发生了原生隐晶方解石胶结、石英溶解、长石加大等碱性成岩作用;后期受酸性流体的影响,发生了石英次生加大、长石溶蚀、方解石溶蚀等成岩作用。     

东营凹陷中央隆起带沙河街组碳酸盐胶结物发育特征及其形成机制

碳酸盐胶结物是东营凹陷中央隆起带砂岩储层中重要的自生矿物,但其形成机制目前尚无深入研究.首先在岩相观察下针对东营凹陷中央隆起带沙河街组的碳酸盐胶结物进行期次划分并归纳其发育特征,再依据各期碳酸盐胶结物的共生矿物、碳氧同位素组成、流体包裹体温度、元素化学成分等信息对其形成机制进行研究.研究结果表明:研究区碳酸盐胶结物的碳不仅受到有机质成熟过程中排放的有机酸的影响,还受到沙四段沉积的湖相碳酸盐岩溶解的影响.研究区沙河街组主要发育四期碳酸盐胶结物:第一期碳酸盐胶结物以白云石为主,其形成过程与甲烷细菌对有机质的分解作用有关;第二期碳酸盐胶结物以方解石为主,与第一期碳酸盐胶结物之间夹有一层绿泥石薄膜,胶结物的形成与孔隙流体的浓缩导致的Ca、HCO₃-过饱和现象相关;第三期碳酸盐胶结物主要为方解石、白云石和铁白云石,以充填长石溶孔和原生孔隙为特征,其物质来源于长石的溶蚀及泥岩的脱水作用;第四期碳酸盐胶结物多为铁方解石和铁白云石,以充填早期碳酸盐溶蚀后形成的次生孔隙为特征,物质来源于粘土矿物的转化,多与黄铁矿颗粒共生,其形成过程受到烃类流体活动的影响.      

致密砂岩储层成岩作用与孔隙演化:以川西南上三叠统为例

致密砂岩储层成岩作用控制孔隙演化,并进一步决定相对优质储层分布。川西南上三叠统砂岩储层整体孔隙度小于6%,基质渗透率小于0.1×10-3μm2,属于典型致密砂岩储层。铸体薄片和储层流体包裹体综合分析表明,砂岩储层经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,储集空间以粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔为主。综合各成岩矿物共生组合关系,结合储层流体包裹体均一化温度,确定各成岩事件和成岩矿物形成相对顺序:压实作用→第Ⅰ期裂缝→第Ⅰ期伊利石胶结→第Ⅰ期石英加大→第Ⅰ期方解石胶结→第Ⅱ期石英加大、硅质充填→长石、岩屑溶蚀→绿泥石胶结或者伊利石胶结→第Ⅱ期方解石胶结→长石溶蚀作用→第Ⅱ期破裂作用→第Ⅲ期石英加大、硅质充填→第Ⅲ期碳酸盐胶结→碳酸盐交代长石和石英→第Ⅲ期构造破碎→晚期方解石和石英胶结成岩。镜质体反射率(Ro)及砂岩储层流体包裹体均一温度表明砂岩储层目前已达到中成岩A2期至B期,压实作用是储层致密化的最主要原因,造成孔隙度损失约27.5%,硅质和碳酸盐胶结作用仅损失孔隙度约5.3%。     

东营凹陷北部陡坡带沙四上亚段砂砾岩储层固体-流体相互作用研究

东营凹陷北部沙四上亚段是重要的含油层系,其储层的形成过程和分布规律是近年来的研究难点和热点。通过对研究区样品进行偏光显微镜和荧光观察、扫描电镜分析,并结合区域构造演化史和有机质热演化史,研究东营凹陷北部沙四上亚段的固体-流体相互作用机制及其对储层物性的影响。结果表明研究区可划分出7个流体活动期次,其成岩环境的变化依次为碱性、酸性、碱性、酸性、碱性、酸性至酸碱交替。酸性流体与固体的相互作用表现为明显的碳酸盐溶解、长石溶解及石英的次生加大等,主要改善了储层物性;而碱性流体与固体的相互作用主要表现为石英的溶解、长石次生加大、铁方解石和(铁)白云石及硬石膏沉淀等,在很大程度上堵塞了孔隙,降低了储层物性。研究区共发生两次油气充注,为沙二段到东营组沉积时期以及馆陶组沉积末期,两次油气充注分别对应了两个次生孔隙发育带。     

东营凹陷古近系砂岩透镜体钙质界壳形成机理及其对油气成藏的影响

砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是含油气盆地泥岩（烃源岩）－流体（油、气、水）－砂岩（储集岩）相互作用过程中的产物。烃源岩－地层水相互作用生成的有机酸促使烃源岩中矿物、特别是碳酸盐矿物的溶解。烃源岩中生成的烃类流体和地层水，在驱动力的作用下，向临近的砂岩透镜体内运移，同时携带含碳酸盐的有机酸一起运移。烃源岩－水溶液作用后的流体重新进入到一个新的储集岩，在新的物理化学环境中要与储集岩再次发生作用。流体与储集岩作用的直接结果是方解石和白云石沉淀到储集岩中，它们将占有原岩的部分孔隙空间，形成胶结物，进而形成钙质界壳。这样形成的碳酸盐胶结物为晚期胶结物，主要为含铁方解石和铁白云石。砂岩透镜体碳酸盐胶结物含量与孔隙度、渗透率和含油饱和度存在很好的负相关性。钙质界壳的存在使得孔隙结构也发生变化：原生孔隙被碳酸盐胶结物充填，发育的次生孔隙是碳酸盐胶结物的晶间和晶内微孔隙；压汞曲线较陡，排驱压力和中值压力高；喉道偏细，分选较差。东营凹陷牛35井沙三中段2 939 ～3 003 m井段6个主要砂层组的精细解剖表明，砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是控制砂岩透镜体成藏的重要因素。     

油气充注对成岩作用的影响

油气充注对成岩作用的影响有三个方面 :抑制石英和伊利石的胶结作用、油气中所有机酸对深部孔隙的溶蚀改造作用、油气超压对压实的缓冲作用。英国北海Miller油气藏等的资料显示 ,油气充注较早时 ,油区的石英胶结速率比水区的明显要低 ,石英的胶结丰度比一般预测值低 ,而孔隙度比一般的预测值要高。我国渤海湾盆地东营凹陷油田资料显示 ,无论浅部或深部 ,凡是含油砂岩 ,其长石类及碳酸盐类矿物的溶解都十分强烈 ,次生孔隙很发育 ,而不含油的砂岩 ,其矿物溶解及次生孔隙发育一般较差 ;油层的方解石、白云石含量一般比水层低 ,深层尤为明显。干酪根生成油气时的流体体积增加 ,可大大增加孔隙流体压力 ,产生超压 ,并可传递到储集层 ,因而大大增加对压实作用的抵抗能力。上述三方面实质上都为深部油气成藏改善了储层基础 ,对深部油气勘探具有非常现实的意义。     

靖边气田马五1-4亚段沉积微相和成岩作用研究

鄂尔多斯盆地靖边气田马五1~4亚段属于陆表海蒸发碳酸盐潮坪相。潮上带（含）石膏结核白云岩和潮间带上部的含石膏晶模白云岩最有利于形成储层。马五1－4亚段碳酸盐岩经历了复杂的成岩作用,准同生期白云石化和膏化作用奠定了储层的物质基础;表生岩溶期选择性溶解作用构筑了储层的轮廓;埋藏期溶解作用和各种矿物充填作用,决定早期溶孔能否保存和储层最终状况。引入“负胶结物孔隙度”概念,更直观地反映了沉积作用对马五1－4亚段储层发育的控制作用。将沉积微相和成岩相研究有机地结合在一起,以简约的方式,用一套数字组合符号半定量地表达沉积微相和成岩相,在开发区块储层评价和预测上获得了良好效果。     

油气充注对成岩作用的影响

油气充注对成岩作用的影响有三个方面：抑制石英和伊利石的胶结作用、油气中所有机酸对深部孔隙的溶蚀改造作用、油气超压对压实的缓冲作用。英国北海Miller油气藏等的资料显示，油气充注较早时，油区的石英胶结速率比水区的明显要低，石英的胶结丰度比一般预测值低，而孔隙度比一般的预测值要高。我国渤海湾盆地东营凹陷油田资料显示。无论浅部或深部，凡是含油砂岩，其长石类及碳酸盐类矿物的溶解都十分强烈，次生孔隙很发育，而不含油的砂岩．其矿物溶解及次生孔隙发育一般较差；油层的方解石、白云石含量一般比水层低。深层尤为明显。干酪根生成油气时的流体体积增加，可大大增加孔隙流体压力，产生超压，并可传递到储集层，因而大大增加对压实作用的抵抗能力。上述三方面实质上都为深部油气成藏改善了储层基础．对深部油气勘探具有非常现实的意义。     

东营凹陷古近系储层碳酸盐胶结物分布特征及主控因素

碳酸盐胶结物是东营凹陷砂岩储层的主要胶结物。东营凹陷中的碳酸盐胶结物在纵向上随着埋藏深度的增加,含量具有逐渐增高的趋势,而且厚度较大的含碳酸盐胶结物砂层在层位上主要分布于沙三段,其次分布于沙一段和沙二段,在沙四段钙质砂岩层的分布仅出现于凹陷周边的少许地区。东营凹陷北部陡坡带、中部中央隆起带和南部斜坡带碳酸盐胶结物的含量存在较大的差异：北部陡坡带碳酸盐胶结物含量较南部斜坡带大,而且在相同埋藏深度条件下,北部和南部都比中部的碳酸盐含量要高;在断裂构造带,碳酸盐含量分布分散,含量范围跨度大,而在洼陷带分布深度一般比较集中,含量范围跨度小。碳酸盐胶结物砂岩层发育的有利相带为近岸水下扇、水下冲积扇、深水浊积扇等分选较差的沉积相;而且碳酸盐总体表现为在粒度粗的砂岩中含量较高。在相同埋深条件下,砂岩层的厚度越小,碳酸盐胶结作用越强。当砂岩层围岩为碳酸盐岩或厚的泥岩时,在砂岩层内部易形成高碳酸盐含量、胶结作用强烈的含碳酸盐胶结物。     

Diagenetic Evolution and Formation Mechanisms of High-Quality Reservoirs under Multiple Diagenetic Environmental Constraints: An Example from the Paleogene Beach-Bar Sandstone Reservoirs in the Dongying Depression, Bohai Bay Basin

The diagenetic environment, diagenetic responses, diagenetic transformation model and formation mechanisms of high-quality reservoirs (beach-bar sandstones of the Paleogene fourth member) in the Dongying depression were studied through the analysis of fluid inclusions, thin section and burial evolution history. The diagenetic fluids of the beach-bar sandstone reservoirs evolved from early high salinity and weak alkalinity to low salinity and strong acidity, late high salinity and strong alkalinity and late low salinity and acidity, which were accompanied by two stages of oil and gas filling. The fluids at the margins of the sandbodies were continuously highly saline and strongly alkaline. The western (eastern) reservoirs experienced early open (closed), middle open, and late closed diagenetic environments during their burial history. The flow pattern was characterized by upwelling during the majority of the diagenesis (in the east, a non-circulating pattern transitioned into an upwelling current). Due to the evolution of the diagenetic fluids, the diagenetic sequence of the beach-bar reservoirs was as follows: early weak carbonate cementation; feldspar and carbonate cement dissolution and authigenic quartz cementation; late carbonate and anhydrite cementation, authigenic feldspar cementation, and late quartz dissolution; and late carbonate cementation, feldspar dissolution, and authigenic quartz cementation. The diagenetic strength during these stages varied or was absent altogether in different parts of the reservoirs. Due to the closeness of the diagenetic environment and the flow pattern of the diagenetic fluids, the diagenetic products are variably distributed in the sandstones interbedded with mudstones and in the fault blocks. The evolution of multiple alternating alkaline and acidic diagenetic environments controlled the distribution patterns of the reservoir diagenesis and reservoir space, and the reservoir quality index, RQI, increased gradually from the margins to the centers of the sandstones. The closeness of the diagenetic environment and the flow patterns of the diagenetic fluids controlled the differences in the reservoir properties among the fault blocks. With increasing distance from the oil-source faults, the RQI values in the west gradually decreased and in the east initially increased and then decreased.     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明：① 华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;② 成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。     

鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长81储层成岩作用特征及其对储集物性的影响

鄂尔多斯盆地镇泾区块上三叠统延长组长81储层具有成分成熟度低,结构成熟度中等到好的特点,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主.长81砂岩属于特低孔特低渗储层,以次生溶蚀粒间孔为主要储集空间.目前储层正处于中成岩阶段A期,主要发育压实、胶结、溶解和交代4种成岩作用类型.机械压实作用是造成长81储层埋深小于2000 m砂岩...     

陕北青化砭油田长2砂岩储层物性的控制因素

青化砭油田上三叠统长2辫状河砂岩储集层物性主要受沉积相及成岩作用的控制。沉积相通过控制储集岩的颗粒粒度及粘土矿物含量来控制储集物性,河道中心砂岩的物性好于河道侧翼砂岩,河道间沉积的储集物性最差。压实作用是造成砂岩原生孔隙丧失的主要原因,碳酸盐矿物和石英的次生加大胶结是降低储层物性的主要胶结作用,经溶解作用改造的辫状河河道砂体成为储集性能良好的油气储集体,是今后研究区长2油层组的主攻目标。     

渤中凹陷西斜坡东营组储层特征及其控制因素

通过岩心、薄片、扫描电镜等资料,对渤中凹陷西斜坡东营组储层进行了详细的研究。结果表明,该研究区东营组储集砂体主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含少量长石岩屑砂岩。孔隙类型主要包括粒间孔隙、粒内溶蚀孔隙以及微裂缝,为中孔-中低渗储层。储层的发育程度对油气成藏具有重要的控制作用。沉积作用宏观上控制储层的发育;成岩作用在微观上影响储层内部结构的变化;深层的超压作用对次生孔隙的保护起着重要的作用,但过大的地层压力对储层的物性也会带来不利的影响。     

东营凹陷博兴洼陷沙四上亚段滩坝优质储层形成机理与分布特征

综合运用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、岩石物性测试以及试油结果等分析方法,对东营凹陷博兴洼陷沙四上亚段滩坝中深部储层基本特征进行了研究。结果表明：滩坝中深部储层主要为低孔低渗储层,储集空间表现为原生孔隙和次生孔隙并存发育;研究区优质储层的形成机理主要有沉积作用、地层超压、油气充注、酸性溶蚀和绿泥石颗粒包壳;坝主体和滩脊距泥岩层较远部位储层分选好,抗压实能力强,由于酸性溶解对储层的改造以及油气充注对胶结作用的抑制,中深层仍发育大量原生孔隙和次生孔隙,储层物性较好,并在异常超压和绿泥石颗粒包壳的保护下保存至今并成为有效优质储层;坝主体和滩脊距泥岩层较近部位储层,由于早期强烈的碳酸盐胶结作用并形成致密胶结壳,导致现今储层物性极差,主要发育无效储层;坝侧缘以及滩席储层原始沉积条件差,杂基含量高,在埋藏过程中以压实作用和泥质碳酸盐胶结作用为主,溶解作用微弱,现今物性差,从浅层到深层基本全为无效储层。博兴洼陷沙四上亚段滩坝优质储层主要分布在厚层坝主体和滩脊砂体的中部位置。     

成岩作用对河流-三角洲相砂岩储层物性演化的影响--以延长油区上三叠统延长组长2砂岩为例

延长油区上三叠统长 2地层河流相-三角洲相砂岩储层的物性明显受埋藏-成岩作用事件的影响。埋藏压实作用是导致砂岩孔隙丧失的主要原因,造成的平均孔隙度丧失为 17.8%。其中黑云母的早期成岩蚀变是造成原生孔隙丧失的一个重要原因。胶结作用造成的平均孔隙度丧失为 7.1%。其中碳酸盐胶结物和次生石英加大是造成砂岩物性降低的主要胶结物。碎屑颗粒周围绿泥石薄膜的存在阻止了一部分石英次生加大及碳酸盐胶结物的沉淀,使一部分原生粒间孔隙得以保存。晚期成岩阶段有机质分解形成的酸性流体及表生成岩作用阶段的大气降水是形成次生孔隙的主要原因,从而使长 2砂岩的物性得到改善     

塔中地区志留系沥青砂岩成岩作用及其对储层性质的影响

运用沉积学原理对塔中地区志留系经历复杂成岩演化的沥青砂岩进行研究分析,了解到该岩石主要经过压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用。其胶结物的主要类型有绿泥石、伊利石、高岭石、伊-蒙混层等粘土矿物以及碳酸盐矿物、石英、长石、黄铁矿等。孔隙类型以粒间孔隙、粒内孔、铸模孔、特大孔、裂缝孔隙等为主,其中以粒间孔隙最为发育,低地温梯度有利于在深层形成次生孔隙。志留系沥青砂岩储层物性受沉积和成岩双重因素的影响,成岩演化阶段处于晚成岩A期。根据影响储层物性的储层成岩作用,可将成岩相类型划分为不稳定碎屑溶蚀成岩相、压实-弱溶蚀成岩相、压实充填成岩相、压实压溶成岩相、碳酸盐胶结成岩相等几种主要类型,成岩相类型决定了储层性质,不稳定碎屑溶蚀成岩相和压实-弱溶蚀成岩相是本区较好的油气储层。