莺歌海盆地乐东区储层碳酸盐胶结物成因机理及与流体活动的关系

乐东A区中新统黄流组是南海北部莺歌海盆地高温超高压天然气勘探的主力层系,发育重力流水道-海底扇沉积的细、中、粗粒砂岩,中、低、特低渗物性特征,多期次、多类型碳酸盐胶结。研究碳酸盐胶结物类型、期次、成因机理及其与流体活动的关系,对于储层评价预测有重要意义。研究结果表明,碳酸盐胶结物表现为早、中、晚三期方解石与早、晚两期白云石,由早期到晚期,方解石及白云石的δ¹³C、δ¹⁸O值负偏增大,MnO、BaO、SrO等含量增高,早—中期方解石的形成与生物碎屑、碳酸盐矿物溶解再沉淀有关;晚期铁方解石、(铁)白云石的形成与深部热流体、无机CO₂、有机酸脱羧有关。方解石的溶解-沉淀受地层压力及CO₂含量共同控制,地层压力与天然气组分中CO₂含量相对较高,溶解作用较强,(铁)白云石发育;反之则溶解作用较弱,(铁)方解石发育。     

松辽盆地下白垩统泉头组三、四段长垣地区碳酸盐胶结物发育特征

泉头组位于白垩系上统下部,是松辽盆地的主要勘探对象之一,碳酸盐胶结物既是影响储层储集性的主要因素,又是储层环境变化的重要指示计,揭示碳酸盐胶结物特征对认识和评价该区致密储层具有重要意义。通过岩心描述、岩石薄片鉴定等方法,对碳酸盐胶结物的主要类型与分布特征进行了总结,结果表明:长垣地区泉头组三、四段碳酸盐胶结物主要以方解石与含(铁)方解石为主,方解石占绝大部分且发育有两期,类型主要为微晶方解石和亮晶方解石。砂层上下为泥岩层时,砂层的顶底部碳酸盐含量高,且砂层越薄,整体碳酸盐胶结物越发育,砂层上下的泥岩排出的泥岩压实水是砂层中碳酸盐胶结物的主要物质来源,也是砂体顶底碳酸盐发育的主要原因。粒度在中砂岩以下时,碳酸盐含量随着粒度的增大而轻微升高,不同的岩性制约着碳酸盐胶结物的沉淀与富集。     

酒东坳陷下白垩统砂岩中碳酸盐胶结物特征与储层物性

碳酸盐胶结物是酒东坳陷下白垩统砂岩内一种重要的自生矿物,其对深部储层储层质量有着重要影响。本文通过薄片观察、扫描电镜、能谱分析及碳氧同位素分析,认为碳酸盐胶结物主要为铁方解石、白云石和铁白云石,并且以后者为主,其分布具有不均一性且分带性明显。碳酸盐胶结物均为成岩作用后期产生,形成该矿物所需的物质主要来源于泥岩的黏土矿物...     

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.      

准噶尔盆地腹部永进地区砂岩储层中碳酸盐胶结物特征及其成因意义

准噶尔盆地腹部永进地区不整合面附近砂岩储层中次生孔隙和碳酸盐胶结物相对发育.通过薄片观察、阴极发光、扫描电镜/能谱分析,认为碳酸盐胶结物是研究区砂岩最主要的胶结物成分,其主要类型为(铁)方解石和铁白云石,垂向上含量随深度增加而增加,多集中分布在白垩系和侏罗系之间的不整合面之下约100 m的范围之内.碳、氧同位素分析以及泥岩中各元素测试结果表明,大气淡水通过永进地区白垩系和侏罗系之间存在的角度不整合对其下伏地层物性作用不明显,晚期含铁碳酸盐胶结物和孔隙发育主要与有机酸关系密切.在有机酸作用下,早期发育的碳酸盐胶结物、长石碎屑颗粒以及粘土矿物为晚期碳酸盐胶结物的发育提供了物质基础,而且溶解的物质在酸性流体作用下运移至不整合面附近重新沉淀,造成高孔隙度和高含量碳酸盐胶结物在深度上具有重叠的特征.由于含铁碳酸盐胶结物形成时代晚而且储层未受到其他建设性成岩作用的明显改造,晚期碳酸盐胶结物含量和面孔率呈互相补偿的关系, 表明了晚期碳酸盐胶结物对储层物性的破坏作用.     

莺歌海盆地乐东区碳酸盐胶结物成因及地质意义

为探讨乐东区碳酸盐胶结物的分布规律、成因机制及其对储层质量的影响,应用铸体薄片、碳氧同位素、包裹体对碳酸盐胶结物岩石学、地球化学等特征进行综合分析.研究结果表明,从斜坡带往凹陷中心,碳酸盐含量由18.0%降至5.0%;其δ13C值分布在-4.78‰~+1.03‰,δ18O值分布在-10.99‰~-6.34‰,Z值分布在111.27~123.59,古海水温度分布在11.36~32.02℃,古盐度分布在3.24%~6.91%;碳酸盐胶结物的形成主要与碳酸盐岩或高钙质砂岩母岩的溶解再沉淀有关,其受控于水介质温度、成岩温度与盐度,由斜坡带往凹陷中心,水介质温度降低、盐度增高,胶结变弱.低含量的早期（铁）方解石与高温热流体溶解高含量早期（铁）方解产生的低或高含量的晚期（铁）白云石区均可发育中渗“甜点”储层.      

深部埋藏条件下砂岩中碳酸盐胶结物的成因及储层改造——以济阳坳陷始新统孔店组为例

济阳坳陷始新统孔店组深部碎屑岩中普遍发育碳酸盐胶结物。依据普通薄片、扫描电镜、X衍射、阴极发光、流体包裹体测温和碳氧同位素等实验结果,对济阳坳陷始新统孔店组深部砂岩中的碳酸盐胶结物进行了深入研究。结果表明:碳酸盐胶结物类型有方解石、铁方解石、铁白云石和菱铁矿等,胶结方式有早期基底式胶结、成岩期点状胶结、成岩后期裂缝充填,胶结物的纵向上和横向上分布具有一定的规律性;早期基底式胶结主要形成于原始沉积水介质的化学沉积分异作用,这种沉积分异作用主要发生在湖盆沉积的同生期,由于化学物质的饱和度分异造成;成岩期胶结物主要跟成岩演化过程中流体的自由流动、粘土矿物转化、有机质的演化和地质环境的变化有关,断裂构造活动形成的深部热液也是形成部分碳酸盐胶结物的主要原因;碳酸盐胶结物对储层具有明显的改造作用,早期基底式胶结沉淀作用对岩石储层具有强烈胶结作用和抗压实作用,成岩期碳酸盐的沉淀作用对储层空间具有明显的堵塞作用,成岩过程中的碳酸盐矿物的溶解作用提高了深部地层的储层质量。     

华庆长8油层砂岩中碳酸盐胶结物特征及形成机理

碳酸盐胶结物是鄂尔多斯盆地华庆地区砂岩储层中最重要的自生矿物,其发育严重影响储层质量。通过测试分析,该砂岩中碳酸盐胶结物主要为不含铁的微晶方解石和含铁的亮晶方解石;前者形成于早期,后者形成于晚期。无铁方解石主要是从沉积物饱和的碱性孔隙水中直接析出沉淀;含铁亮晶方解石演化发育较复杂。通过该方解石碳氧同位素分析,δ~(18)OPDB值为-22.5‰~-19.4‰,大部分为-8.4‰~-4.6‰。通过碳氧同位素计算古盐度和古温度,确定方解石胶结物形成环境为淡水,含铁的亮晶方解石形成温度在97℃~121℃之间,与碳酸盐包裹体测出的均一温度大致相符。碳同位素偏负的原因则可能是因为有机轻碳的加入,而有机物在高温高压下脱羧产生的有机酸与粘土矿物反应产的钙离子则为碳酸盐胶结物提供了成岩作用的Ca~(2+)来源。     

华庆长8油层砂岩中碳酸盐胶结物特征及形成机理

碳酸盐胶结物是鄂尔多斯盆地华庆地区砂岩储层中最重要的自生矿物,其发育严重影响储层质量。通过测试分析,该砂岩中碳酸盐胶结物主要为不含铁的微晶方解石和含铁的亮晶方解石;前者形成于早期,后者形成于晚期。无铁方解石主要是从沉积物饱和的碱性孔隙水中直接析出沉淀;含铁亮晶方解石演化发育较复杂。通过该方解石碳氧同位素分析,δ~(18)OPDB值为-22.5‰~-19.4‰,大部分为-8.4‰~-4.6‰。通过碳氧同位素计算古盐度和古温度,确定方解石胶结物形成环境为淡水,含铁的亮晶方解石形成温度在97℃~121℃之间,与碳酸盐包裹体测出的均一温度大致相符。碳同位素偏负的原因则可能是因为有机轻碳的加入,而有机物在高温高压下脱羧产生的有机酸与粘土矿物反应产的钙离子则为碳酸盐胶结物提供了成岩作用的Ca~(2+)来源。     

松辽盆地三肇凹陷扶杨油层碳酸盐胶结物发育特征

扶杨油层是松辽盆地致密油勘探重要的目的层,碳酸盐胶结作用是造成储层致密的重要原因,揭示碳酸盐胶结物特征对认识和评价扶杨油层致密储层具有重要意义。本文通过岩心精细描述、岩石薄片鉴定和孔渗分析,详细介绍了碳酸盐胶结物的宏观和微观特征。研究表明:扶杨油层孔隙度主体为6%~18%,小于12%的样品占60%以上;渗透率小于1×10~(-3)μm~2的样品占70%以上,碳酸盐胶结物是扶杨油层主要的胶结物类型,碳酸盐含量与孔隙度和渗透率总体呈负相关关系。方解石主要以微晶和亮晶为主,微晶方解石主要以孤立状分布,亮晶方解石呈连晶状胶结。砂岩底部物性差,碳酸盐含量高,中上部物性变好,碳酸盐含量低。扶杨油层多以砂泥互层或薄砂厚泥组合为特征,砂岩顶底泥岩较发育,砂泥互层结构有利于泥岩中粘土矿物转化过程中分离出来的钙、铁、钾等离子进入毗邻的砂岩中,并在砂岩内富集和沉淀,从而形成碳酸盐胶结物。     

特低渗透—致密砂岩成岩作用特征及其差异性分析——以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组为例

根据大量岩石薄片观察、扫描电镜和X?衍射分析,研究陇东地区典型区块三叠系延长组长6—长8段特低渗透—致密砂岩的岩石学特征、孔隙成因等,探讨成岩作用类型及主要控制因素,剖析延长组长6与长8成岩作用的差异性。研究表明:该区砂岩经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶解作用等,建立了三角洲和重力流成岩演化模式序列,研究区目前处于中成岩A?B期;并从储层形成的物源、沉积环境、古气候等方面的差异性,探讨了华庆区块长63和马岭区块长81成岩作用差异性的成因。由于长6较长8粒度细、杂基含量较高,其压实作用强,原生粒间孔保存较少,早期绿泥石膜胶结不发育,含铁碳酸盐胶结物及自生伊利石含量高,砂岩储层物性较差。     

Using strain birefringence in diamond to estimate the remnant pressure on an inclusion

Abstract

The Upper Triassic Chang 8 Member, the eighth member of the Yanchang Formation, is a key reservoir interval in the Jiyuan area of the Ordos Basin. The reservoir quality of the Chang 8 Member tight sandstones is extremely heterogeneous owing to the widespread distribution of carbonate cements. The carbonate cements commonly develop near sandstone–mudstone interfaces and gradually decrease away from the interfaces to the centres of the sand bodies. However, the content of carbonate cements (≤6%) has a positive correlation with the visual porosity in the Chang 8 Member sandstone, revealing that the carbonate cements contribute to the compaction resistance and the residual primary pores of reservoirs during the diagenetic process. Three main types of carbonate cement are identified: type I (calcite), type II (calcite and ferrocalcite), and type III (dolomite and ankerite). The type I calcite is characterised by enriched δ¹³C (mean –3.41‰) and δ¹⁸O (mean –15.17‰) values compared with the type II (mean δ¹³C?=?–7.33‰, δ¹⁸O?=?–18.90‰) and type III (mean δ¹³C?=?–10.0‰, δ¹⁸O?=?–20.2‰) cements. Furthermore, the mean δ¹⁸O value (–4.7‰) of the type I pore fluids is 1.5‰ and 0.9‰ lower than the type II (mean –3.2‰) and type III (mean –3.8‰) pore fluids, respectively. This indicates that the evolving pore fluids experienced some relative strong water–rock interactions that provided the original materials (e.g. Ca²⁺, Fe³⁺, and Mg²⁺) for the carbonate cements during the diagenetic process. The highly saline lake water directly provided the primary material for the type I calcite precipitation, which also provided the material necessary for the precipitation of the type II and type III carbonate cements, causing enriched δ¹⁸O values of the pore fluids during the precipitation of the type II and type III carbonate cements. Although the earlier dissolved pores were filled with ferrocalcite, dolomite and ankerite in the middle–late diagenetic stages, some residual pores and fractures remained to become the potential reservoir storage spaces for the oil and gas exploration in the Jiyuan area.     

The Diagenesis and Diagenetic Lithofacies of Tight Reservoir of Chang4+5 Member of Yanchang Formation in Huaqing Area,Ordos Basin

Though the prospective of reserves of tight oil reservoir of Chang 4+5 member of Yanchang Formation is great in Huaqing area, Ordos Bsin, but its speed of oil exploration and development has been much restricted much by weak reservoir diagenesis research. To study the characteristics of diagenesis, diageneticfacies and physical properties of reservoir of Chang 4+5 in Huaqing area, a series of analytic techniques were used, including polarized light microscope, casting slice, scanning electron microscope, electron probe microanalysis, cathodeluminescence, micro fluorescence, X-ray diffraction, fluid inclusion, high pressure mercury, physical properties, etc. The results showed that the ferrocalcite, quartz and kaolinite cementation caused the background of low porosity and ultra low permeability reservoir of Chang 4+5 reservoir in the study area, and the diagenetic stage belonged to the “A” middle now. Chlorite film cementation and early oil accumulation effectively protected pores and limited the mechanical compaction and the cementation. The intense dissolution of feldspar could greatly improve the reservoir porosity and cause the relatively high porosity and permeability reservoir. There are mainly divided into four kinds of diagenetic facies, including chlorite cementation residual intergranular pore facies, the mechanical compaction facies, chlorite cementation and feldspathic solution facies, carbonate cementation facies. The most favorable diagenetic facies is feldspathic solution facies, which mainly distributes in the middle sandbody of the fluxoturbidite and underwater distributary channel of the main sand belt adjacent the semi-deep lake shoreline, and it is favorable to the formation of relatively high porosity and permeability reservoir, of which surface porosity is more than 6.0%, porosity is more than 16.0 %, permeability is more than 1.30×10^-3μm². Comprehensive studies have shown that the combination of sedimentation and diagenesis controls the distribution of relatively high porosity and permeability reservoir.     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组深水砂岩与致密油的关系*

鄂尔多斯盆地湖盆中部地区三叠系延长组长6油层组中下部和长7油层组中上部大面积发育深水砂岩, 这种砂岩具有厚度大、平行于湖盆长轴方向连续分布的特征。根据沉积结构、构造及接触关系, 将深水砂岩划分为砂质碎屑流成因的砂岩、浊流成因的砂岩、滑塌成因的砂岩及三角洲前缘成因的砂岩等4种沉积类型。在储集层矿物学、岩石学特征研究的基础上, 提出深水砂岩的沉积特征(如粒度细、云母和绿泥石等塑性颗粒含量高、陆源碳酸盐岩岩屑与伊利石杂基发育等)是造成储集层抗压实能力较差、胶结强烈、储集层致密的关键因素;在有利成藏条件分析中提出深水砂岩致密储集层处于油源中心、与烃源岩互层共生是形成大面积非常规致密油资源的重要控制因素。     

鄂尔多斯盆地正宁地区延长组长6、长8砂岩储层成岩作用特征

鄂尔多斯盆地正宁地区主要储集岩——三叠系延长组长6、长8砂岩,是典型的低孔低渗储集岩,具有粒径细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性差的特点。运用铸体薄片、X衍射、电镜扫描、镜质体反射率测定及物性分析等资料,研究了延长组长6、长8段的成岩作用特征,分析了它们对储层物性的影响状况,确定了储层砂岩的成岩作用阶段．成岩阶段普遍达到晚成岩A期;成岩作用对本区砂岩储层孔隙演化起着重要的控制作用,成岩早期浅埋藏阶段的机械压实作用和成岩晚期的铁方解石和铁白云石胶结作用是储层孔隙度降低和物性变差的主要原因。     

华庆地区延长组长6油层组储集砂岩特征及对储层物性的影响

长6油层组储集砂岩主要为岩屑长石砂岩,粒度较细,分选中等偏差,填隙物主要为碳酸盐矿物和粘土矿物。砂岩的物质组成影响着其储层性能,储层物性随着石英含量的增加而变好,而随着岩屑含量的增加而变差。砂岩中长石的溶蚀作用是改善储层物性的关键因素。填隙物的含量越大,则孔隙喉道堵塞和充填的程度增加,导致储层物性变差。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组长7段与威利斯顿盆地Bakken组致密油形成条件的对比及其意义

自北美Bakken组致密油成功开发以后,致密油资源已成为各国非常规油气资源勘探开发的热点领域,我国在鄂尔多斯盆地延长组致密油的勘探开发中取得了一定的突破。从地质背景、岩性特征、生油岩特征、储集条件等方面,将威利斯顿盆地Bakken组与鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油的成藏机理和富集规律进行系统对比。对比结果显示两者在构造背景、源储配置关系、生油岩特征、储集层特征等方面相似,不同之处在于延长组的泥页岩平均厚度大于Bakken组。鄂尔多斯盆地延长组长7段和威利斯顿盆地Bakken组致密油具有极其相似的成藏条件和富集规律,认为鄂尔多斯盆地延长组致密油具有较好的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地蟠龙油田216井区储层特征评价

文章综合利用岩心分析、铸体薄片、电镜扫描和压汞法等手段,对鄂尔多斯盆地蟠龙油田216井区延长组长2和长6段储层岩石特征、孔隙结构、面孔率等进行了分析,评价了长2和长6段储层物性特征。研究结果表明:1)长2段与长6段的砂岩岩性主要为长石砂岩,很少见到长石岩屑砂岩与岩屑砂岩。2)在长2段中的填隙物主要是自生矿物,而长6段中主要填隙物是胶结物,储集空间类型主要是粒间孔和溶孔。3)长2的储集体属于中等孔喉分选,孔喉的连通性相对较差;长6的孔隙结构相差较大,大多为中小孔以及微细-细喉道,物性较差,属于低孔低渗至特低孔特低渗储层。4)控制储层物性的主要因素为沉积环境和成岩作用。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组有利储集层分布及控制因素*

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组为低孔特低渗储集层,研究该区相对优质储集层展布特征以及形成条件,并进行有利目标区域的优选和预测,对于油气挖潜具有很大的意义。通过砂岩物性、砂岩薄片及扫描电镜等资料的研究,探讨了储集层的岩石学类型、孔隙类型与物性特征、胶结物种类及成岩作用特点及其对有利储集层的控制作用。研究表明,姬塬地区长8油层组主要发育岩屑长石砂岩,铁方解石等胶结物普遍发育,储集层物性整体较差,非均质性强,主要孔隙类型为残余粒间孔和溶蚀孔隙;沉积、成岩及构造共同控制了有利储集层的分布。在此基础上,预测了姬塬地区有利储集层的分布。