松辽盆地北部深层砂岩成岩作用与孔隙演化

松辽盆地北部深层砂岩成岩作用强,原生孔隙保存差。深层砂岩只有出现大量的次生孔隙,才能具有较好的储集性能。本文通过偏光显微镜、扫描电镜和显微热台等分析方法,研究了松辽盆地深层砂岩岩石类型,成岩作用特征和各成岩阶段砂岩孔隙的演化,表明胶结作用是影响深层砂岩储层物性变差的主要原因,浊沸石胶结物的溶解是深部砂岩储集性能得以改善的主要原因。     

储层沉积-成岩过程中孔隙度参数演化的定量分析——以鄂尔多斯盆地沿25区块、庄40区块为例

分别对鄂尔多斯盆地中南部沿25、西南部庄40两区块延长组长6段砂岩的成岩作用和孔隙演化进行分析。研究表明,两区块目的层砂岩目前均处于中成岩B期。受成岩环境酸碱性的控制,沿25区块普遍发育浊沸石和绿泥石,其浊沸石溶蚀孔隙为有利的储集空间;庄40区块高岭石较为发育,长石、岩屑溶孔为有利的储集空间。成岩过程中孔隙度演化的定量研究表明,相似的成岩演化阶段,孔隙度的演化不同。两区块初始孔隙度相近,沿25区块为34.91%,庄40区块为33.42%。机械压实过程中,沿25区块孔隙损失率为40.33%;庄40区块孔隙损失率为55.45%。胶结、交代过程孔隙损失率:沿25区块为46.86%;庄40区块为36.51%。后期溶蚀过程中,沿25区块次生孔隙空间主要为浊沸石溶孔,次生溶孔占比例为55.76%;庄40区块次生孔隙空间主要为长石、岩屑溶孔,次生孔隙占比例为73.51%。两区块沉积-成岩过程中孔隙度参数演化的定量分析为优质储层的筛选及相关砂岩油田的滚动勘探提供借鉴。     

准噶尔盆地西北缘二叠系碎屑岩次生孔隙发育控制因素

二叠系碎屑岩储集层是准噶尔盆地西北缘地区重要的勘探层位,埋藏深度大,研究其次生孔隙分布及其控制因素是研究区储集层研究的一项难点。利用岩芯、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、黏土矿物等资料,结合沉积相、构造演化及有机质演化特征,对二叠系碎屑岩次生孔隙发育控制因素进行了研究。研究结果表明:二叠系碎屑岩除发育原生粒间孔外,还发育颗粒溶孔、胶结物溶孔及裂缝等次生孔隙。颗粒溶孔、碳酸盐及沸石胶结物溶孔主要受烃源岩热演化产生的有机酸及大气淡水无机酸作用的范围、规模控制。无机酸成因的溶孔主要发育于不整合面和断裂发育的盆地边缘区域,有机酸成因的次生孔主要发育于紧临烃源岩的盆地中部区域;裂缝主要是在构造挤压应力作用下产生,受构造应力大小、岩性粒级及杂基含量控制,主要分布于西北缘逆冲断裂带内低杂基含量的砂砾岩中。平面分布上,西北缘二叠系碎屑岩储集空间类型在盆地边缘以原生粒间孔为主、其次为无机酸成因的溶蚀孔及裂缝;向盆地中部过渡为有机成因的溶孔为主,原生粒间孔次之的储集空间组合。结合研究区沉积相展布、胶结物分布、构造特征及有机质演化特征,指出盆地中部的扇三角洲前缘区带,浊沸石胶结物发育,靠近烃源岩,处于三期有机酸运移的上倾方向,是有利的浊沸石溶蚀孔隙发育区带。     

含浊沸石砂岩储层孔隙演化特征及其对储层质量的影响——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长101储层为例

鄂尔多斯盆地延长组储层中具有分布极不规律、成因复杂的浊沸石胶结物,其成岩演化特征对储层孔隙的演化有一定影响。为了解盆地含浊沸石砂岩储层的孔隙演化特征,以鄂尔多斯盆地东南部长10₁储层为研究对象,运用铸体薄片、图像粒度分析、扫描电镜手段、X-衍射、包裹体测温等手段,分析了研究区长10₁储层的岩石矿物特征、成岩作用类型,结合埋藏史、热史、生烃史,明确了各成岩事件的形成序列,定性描述、定量分析了各成岩作用下孔隙度的演化模式,并重点刻画了浊沸石在该储层成岩演化中的角色及作用。研究表明：研究区长10₁储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和长石溶孔、浊沸石溶孔等次生溶蚀孔为主。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。经孔隙定量演化的计算,长10₁储层压实作用、胶结作用是储层致密化的原因,溶蚀作用可有效改善储层物性。储层中浊沸石的差异性成岩演化对储层物性产生了不同影响：早成岩B期呈嵌晶状充填于粒间孔中的浊沸石降低孔隙度的贡献率达27.1%,中成岩A期后随着大量生烃,浊沸石产生的次生孔隙对于孔隙度的增加贡献率为44.1%,总体看浊沸石对长10₁储层起到了改善储层储集性能作用。     

渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层特征

运用薄片镜下观察、物性分析、扫描电镜、X衍射及阴极发光等分析手段,对渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层储层特征和成岩作用进行了研究.结果表明,渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层储层砂岩类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,部分为湖相碳酸盐与陆源碎屑混合沉积.孔隙类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主,储集性好,孔隙度一般为20％左右,渗透率为100×10-3 μm2～1 000×10-3 μm2,为高孔—高渗储层.区内古近系中深层储层中发育有3个次生孔隙发育带,分别为2 500 m～2 800 m次生孔隙发育带、3 200 m～3 400 m次生孔隙发育带和3 700 m～3 900 m次生孔隙发育带.以贫石英、富长石为特征的储层具备了在中深层形成次生孔隙的基础,孔隙演化与成岩演化具有耦合关系,成岩演化是控制储层发育至关重要的因素,溶蚀作用是形成中深部优质储层最重要的建设性成岩作用.     

松辽盆地升平地区深层成岩作用数值模拟与次生孔隙带预测

为了预测松辽盆地深部碎屑岩成岩阶段和次生孔隙发育带的展布、研究储层孔隙发育史与其他成藏要素的匹配关系，本文将传统的成岩作用研究和数值模拟技术相结合，在作用模型和效应模型的基础上，建立了一个成岩作用数值模拟的综合模型。松辽盆地升平地区深层登娄库组成岩演化的研究表明，在泉头期末，登娄库组进入晚成岩阶段A1期，烃源岩进入生油门限，储层开始发育次生孔隙；在青山口期末，登娄库组处于晚成岩阶段A—B期，登二段烃源岩进入大量生、排烃的成熟阶段，生烃时间、储层次生孔隙发育时间和圈闭形成时间匹配良好，油气藏开始形成。目前，本区的登娄库组在南部主要处于晚成岩阶段C期，在北部处于晚成岩阶段B期。成岩指数ID=0．85～1.15，且有砂体发育的地区，即为本区次生孔隙发育带的分布范围。     

准噶尔盆地深层—超深层致密碎屑岩储层特征及有效储层成因

为明确准噶尔盆地深层—超深层致密碎屑岩储层特征及有效储层成因，利用60余口关键探井岩芯、录测井、薄片及化验等各项分析、鉴定数据和资料，对其储层基本特征和物性特征研究和分析，明确储层类型、特征、质量及有效储层成因。结果表明：储层以三角洲分流河道砂体为主，分为砾岩和砂岩两大类，为典型低—特低孔、低—特低渗致密碎屑岩储层；砾岩以中砾岩为主，砾石成分主要为凝灰岩，砂岩岩屑含量高，岩性以细粒、中—细粒岩屑类砂岩为主，岩屑主要为凝灰岩，成分成熟度较低；胶结物以碳酸盐和硅质为主，局部富集浊沸石和钠长石；成岩作用主要包括破坏型的压实、压溶和胶结作用及建设型的溶蚀作用。孔隙垂向变化可分为南部原生孔隙型和北部次生孔隙型两类，次生孔隙型又分为长石类溶蚀型和沸石类溶蚀型两种，二者在不同区块和埋深范围分别发育数目不同的次生孔隙带。有利相带、溶蚀作用和异常高压共同形成了有效储层。     

歧北斜坡沙三段碎屑岩储集性能及其影响因素

基于物性、薄片、压汞、扫描电镜、X射线衍射等资料,分析了歧口凹陷歧北斜坡沙三段储集性能及其影响因素。结果表明:歧北斜坡沙三段主要发育以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主的辫状河三角洲沉积体系,储集孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔、铸膜孔等次生孔隙为主;碎屑岩储集物性受物源供给、沉积相带、成岩作用三大因素控制,物源供给与沉积相带主要控制浅层(3 000 m)碎屑岩原生储集性能,成岩作用与异常高压主要控制中深层(3 000 m)碎屑岩次生储集孔隙。多种因素共同作用促使沙三段纵向上发育了4个异常孔隙带,生成了油气储集成藏的重要目标层段。     

浊沸石形成与分布及其对优质储层的控制作用:以陕北富县探区延长组长3油层为例

鄂尔多斯盆地东南富县探区延长组长3油层组广泛发育浊沸石胶结作用,其主要成因是富县探区长3油层斜长石含量高,与碱性富钠的孔隙水相互反应形成浊沸石胶结物,包体测温表明,形成温度主要在85~100℃之间,对应于早期成岩的晚期;浊沸石发育受地下流体活动的控制,多发育在三角洲平原及前缘相互叠置的分流河道复合砂体;在晚成岩早期,有机质脱羟作用形成有机酸对浊沸石溶蚀,形成大量次生孔隙.在富县探区东部地区,浊沸石沉淀与溶解总体效应造成孔隙度的增加;而在西部地区,由于浊沸石胶结物含量较小,后期的溶蚀作用不明显,其综合效应是造成孔隙降低.浊沸石溶蚀次生孔隙的发育是控制富县探区延长组长3油层优质储层的主控因素.      

准噶尔盆地西北缘沸石发育特征及成储机理初探：以玛南地区二叠系乌尔禾组为例

沸石类胶结物是准噶尔盆地西北缘玛南地区二叠系乌尔禾组发育的一种特殊胶结物类型。通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析与岩石组分统计,明确了玛南地区乌尔禾组沸石胶结物的矿物特征、空间分布、成因机理与成储机制。研究区乌尔禾组主要发育浊沸石与片沸石,其中片沸石分为两期,早期富铁,晚期贫铁。研究区沸石胶结物的空间分布规律并不明显,仅在垂向上,从乌尔禾组到百口泉组,浊沸石与片沸石含量具有逐渐降低的趋势。沸石类胶结物的形成主要受控于母岩中凝灰岩砾石组分,中酸性火山岩砾石不利于浊沸石的形成,其他火山岩砾石与沸石的形成无明显关系,浊沸石大量发育的次生溶蚀孔隙是研究区油气赋存的主要储集空间类型。沸石类胶结物的沉淀与溶蚀可以简化为两阶段成岩作用过程,早期正常成岩胶结形成各类沸石胶结物,晚期深部成岩流体上涌,对储层进行溶蚀与改造,深部流体改造是成储的关键阶段。     

博兴洼陷沙四上亚段滩坝砂岩次生孔隙形成机制

根据砂岩铸体薄片、扫描电镜、地层压力分析,研究了博兴洼陷沙四上亚段滩坝砂岩次生孔隙的形成机制.研究表明博兴洼陷地层中的上升流为滩坝砂岩次生孔隙的形成创造了条件,硅酸盐和碳酸盐矿物在CO2和有机酸作用下的溶蚀是次生孔隙形成的主要因素,黏土矿物的转化也为次生孔隙的发育做出了贡献.在构造高部位碳酸盐胶结程度较低或断层较发育的区域次生孔隙较发育,在构造高部位侧翼的厚层滩坝砂岩次生孔隙也较发育.依据次生孔隙的结构特征、胶结物的性质和产状、碎屑颗粒的性质将博兴洼陷滩坝砂岩划分为4种成岩相:其中不稳定碎屑溶蚀成岩相控制的区域次生孔隙最为发育,可成为较好的油气聚集区;碳酸盐胶结和压实-溶蚀成岩相控制的地区次生孔隙发育次之,但也可以成为油气聚集区;压实成岩相基本不具储集性能.     

合肥盆地周缘石炭—二叠系碎屑岩储层特征及盆内储集性预测

合肥盆地周缘中石炭系－二叠系碎屑岩的成分成熟度和结构２成熟度较高，成岩后生作用强烈，特别是强的机械压实作用和成岩自生矿物的多期胶结作用，使其孔隙结构和储集物性变差。盆地南缘石炭系碎屑岩成岩强度更强，孔隙结构更差。碎屑岩的孔隙类型多样，以构造裂隙和次生孔隙为主，且裂隙和次生孔隙的形成呈多期性，先期形成的次生孔隙不同程度地被后期的自生矿物充填。     

东营凹陷沙河街组砂岩储层砂泥岩界面对长石溶蚀的影响

深部碎屑岩储层的原生孔隙损失严重,深层油气藏能否形成的关键问题之一是盆地碎屑岩致密储层是否发育次生孔隙。作为砂岩骨架颗粒的长石发生溶蚀反应,是中深部碎屑岩储层次生孔隙形成的重要作用。选取东营凹陷中部地区中央断裂带和牛庄洼陷发育的湖相三角洲-浊积岩砂体为研究对象,运用光学显微镜(OM)、扫描电镜(SEM)、X粉晶衍射(XRD)以及电感耦合等离子体发射光谱仪(ICP-AES)等分析测试技术研究了砂泥岩界面处砂岩长石溶蚀、高岭石形成分布以及次生孔隙发育特征。研究结果表明,随着压实作用进行,泥岩中的有机质热演化以及伴随的蒙脱石伊利石化是中深部砂岩储集层酸性孔隙流体的主要来源。揭示出砂泥岩层序中泥岩成岩作用对于砂岩骨架颗粒长石溶蚀以及自生高岭石形成、分布具有重要影响。砂泥岩界面对长石溶蚀的控制作用与泥岩中有机质含量、成熟度等地球化学特征有关。对于研究区埋深大于3000m的浊积岩砂体,由于被有效烃源岩包裹,烃源岩压实排出的有机酸对长石溶蚀产物Al元素具有较强的络合作用,导致砂泥岩界面处长石溶蚀程度较高,而高岭石含量较低,形成的次生孔隙不会被高岭石饱和充填,提高了砂泥岩界面处储层的孔隙度和渗透率。而三角洲前缘砂体埋藏较浅,远离有效烃源岩中心,泥岩中有机质含量普遍较低,生成有机酸的潜力较小,对砂泥岩界面处长石的溶蚀作用影响有限。通过油源断层或隐蔽输导体系沟通,深部的酸性流体可以沿着油气运移通道进入埋藏较浅的三角洲前缘砂体,对长石进行侧向溶蚀,导致含油气砂体内部高岭石含量相对较高。研究成果对于正确理解沉积盆地砂岩储层次生孔隙形成机制以及储集层评价、有利储层预测具有重要意义。     

松辽盆地北部深部储层的次生孔隙发育机制和控制因素

本文对研究区内的次生溶孔的形成机制和控制因素进行了探讨:1.次生格架颗粒溶孔和粒间溶蚀扩大孔的形成机制:一是主要与沉积间断,即表生期地表淡水渗入有关的溶蚀作用机制;另一种是与埋藏期泥岩中有机质成熟作用有关的格架颗粒溶孔发育的机制.2.浊沸石溶孔的形成机制:有机质进入高成熟阶段,烃类热裂解造成孔隙水的pH值降低,并产生少量二氧化碳,导致浊沸石的溶解.沉积间断的存在和土壤化作用、泥岩中有机质的丰度和干酪根类型是控制次生孔隙发育的主要因素.据此对储层进行了区域性评价。     

Characteristics and Origin of Tight Oil Accumulations in the Upper Triassic Yanchang Formation of the Ordos Basin, North-Central China

The Upper Triassic oil accumulations in the Ordos Basin is the most successful tight oil play in China,with average porosity values of less than 10% and permeability values below 1.0 mD.This study investigated the geological characteristics and origin of the tight oil accumulations in the Chang 6 member of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Shanbei area based on over 50,000 petrological,source-rock analysis,well logging and production data.The tight oil accumulation of the Chang 6 member is distributed continuously in the basin slope and the centre of the basin.The oilwater relationships are complex.Laumontite dissolution pores are the most important storage spaces,constituting 30%-60% of total porosity and showing a strong positive relationship with oil production.The pore-throat diameter is less than 1 μm,and the calculated critical height of the oil column is much larger than the tight sand thickness,suggesting that the buoyancy was probably of limited importance for oil migration.The pressure difference between the source rocks and sandstone reservoirs is inferred to have provided driving force for hydrocarbon migration.Two factors of source-reservoir configuration and laumontite dissolution contributed to the formation of the Chang 6 tight oil accumulations.Intense hydrocarbon generation and continuous sand bodies close to the hydrocarbon kitchen are the foundation for the large-scale oil distribution.Dissolution of feldspar-laumontite during the process of organic matter evolution generated abundant secondary pores and improved the reservoir quality.