珠江口盆地珠一坳陷古近系砂岩储层渗透率和埋深下限研究

珠江口盆地珠一坳陷古近系砂岩埋深大,储层非均质性强,有效储层及其下限受构造位置、粒度、填隙物、埋深及地温等多种因素的影响。利用岩石薄片观察、扫描电镜分析,综合物性、地温、DST等资料,在古近系砂岩储层特征分析的基础上,通过与产能相关的平面径向流计算法得出有效储层的渗透率下限;并基于孔隙型碎屑岩储层物性随埋深的演化关系,系统研究不同粒度砂岩储层渗透率随埋深变化的规律,预测有效储层埋深下限特征。结果表明：(1)恩平组、文昌组岩石类型以长石石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,储集空间以原生孔为主。(2)不同地区经济产能(40 m³/d)有效储层渗透率下限值不同：陆丰、西江地区约为5×10^-3μm²,惠州地区为10×10^-3μm²。(3)对于较纯净(泥质、胶结物含量均小于5%)的砂岩,粒度越粗,埋深下限越大。如LF2构造粗砂岩的中产渗透率下限(10×10^-3μm²)对应的埋深比细砂岩深约500 m。(4)地温梯度越低,有效储层埋深下限越大。如地温梯度...     

超深层砂岩粘土矿物特征及其对储层物性的定量控制作用——以库车前陆冲断带白垩系巴什基奇克组为例

库车前陆冲断带超深层储层是当前天然气勘探开发的重要领域, 具有特低孔、特低渗-低渗, 裂缝-孔隙型, 测试高产储集特征。 为揭示储层中粘土矿物的特征及其对储层演化、储层性质的控制作用, 本文以大量微观实验分析（X 衍射、扫描电镜、激光共聚焦扫描、 铸体薄片、高压压汞）为依据, 研究表明：主要的粘土矿物含量为 5%～12%, 矿物类型以伊利石、伊蒙混层为主, 其次为绿泥石, 成因以成岩早期沉积水体继承性沉淀及成岩中晚期长石质次生溶蚀产物为主;砂岩中早期沉积型粘土矿物主要富集于三角洲前缘水下河道砂体的侧缘、水道砂体的顶底面附近, 其形成粘土薄膜可有效抑制超深层储层早中成岩期硅质、长石质次生加大, 保存基质孔隙, 不同期粘土杂基也可提供大量矿物晶间微孔隙, 微孔隙度可达 1%～4%, 是天然气的主要储集空间之一;粘土矿物是降低储层渗透率的主控因素, 6%～ 9%的粘土矿物含量（尤其是伊利石及伊蒙混层）可降低超深层储层渗透率 10～100 倍, 使渗透率总体为 0.01×10 ^-3 μm ² ～0.1×10 ^-3 μm ² 。 粘土矿物含量及赋存特征：早期长期（130～23 Ma）浅 埋（< 3 000 m）期储集性能保存良好, 晚期（23 Ma 左右）深埋（> 3 000 m）期基质渗透性急剧降低, 总体致密化（< 0.1×10 ^-3 μm ² ）, 这是研究区的关键因素。 粘土矿物的特征及其分布对评价砂岩储集性质, 预测超深层天然气有利储层的分布具有重要地质意义。     

湖相浊积砂岩单砂层厚度对碳酸盐胶结物及储层质量的控制——以渤海湾盆地惠民凹陷沙三上亚段为例

渤海湾盆地惠民凹陷商853区块沙三上亚段(E₂s₃^s)广泛发育深湖相浊积岩，砂泥岩薄互层发育，储层非均质性强。综合利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜及图像分析、阴极发光和电子探针等测试手段对商853区块储层岩石学及矿物学、成岩作用和储层物性等进行研究。结果表明，商853区块沙三上亚段砂岩主要为灰、浅灰色或灰褐色长石岩屑砂岩、岩屑砂岩，以“贫长石、富岩屑”为特征，碳酸盐胶结物含量较高，发育含铁白云石、方解石、铁白云石。砂岩储层储集空间主要为粒间溶孔及岩屑粒内溶孔，孔隙度介于3.65%～18.09%,平均值为12.87%,主要分布于10%～15%,占比为43.9%;渗透率介于0.009×10^-3μm²～5.460×10^-3μm²,平均值为0.99×10^-3μm²,主要分布于0.1×10^-3μm²～1.0×10^-3μm²     

水-岩作用对储层渗透性影响的数值模拟研究——以鄂尔多斯盆地东北部上古生界砂岩储层为例

油气储层的质量及演化往往受沉积作用和成岩作用的共同制约,成岩作用是影响储层孔渗最直接的因素,水-岩反应贯穿于整个成岩作用阶段,决定了孔渗的演化过程。本次研究以鄂尔多斯盆地东北部上古生界陆源碎屑岩储层下石盒子组-山西组为对象,运用多相流反应溶质运移数值模拟的方法,定量研究水-岩化学作用对含油气盆地储层渗透性能的影响,再现水-岩反应所造成的储层矿物溶解、沉淀以及储层渗透性的变化。结果表明：在成岩作用初期,矿物溶解过程占主导地位,模型运行50 Ma时,储层孔隙度由初始的0.30增至0.36,渗透率由初始的5.00×10^-15 m²增至8.70×10^-15 m²;在油气充注阶段（气体CO₂为主）,整个成岩作用矿物的沉淀量大于矿物的溶解量,导致固相体积增加,模型运行20 Ma时,储层孔隙度由0.20降低至约0.15,渗透率由5.00×10^-13 m²下降至约2.00×10^-13 m²。     

东天山黄土坡铜锌矿床成矿流体的氦-氩同位素示踪

黄土坡铜锌矿床是东天山卡拉塔格地区一中型海相火山岩型块状硫化物（VHMS）矿床,赋存于早志留世海相火山-沉积岩系中。矿体产于酸性火山角砾岩与凝灰岩之间,主矿体呈厚大的扁豆状,矿石主要呈块状、浸染状、条带状和网脉状构造。本文报道了黄土坡铜锌矿床成矿流体的氦和氩同位素组成,黄铁矿流体包裹体的³He 含量低,介于0.039×10^-12 cm³ STP/g～0.64×10^-12 cm³ STP/g,n（³He）/n（⁴He）值为 0.11～0.94 Ra,介于壳源He与幔源He之间。⁴⁰Ar 含量变化于 3.49×10^-8cm³ STP/g～34.25×10^-8 cm³ STP/g 之间,n（⁴⁰Ar）/n（³⁶Ar）介于301.40～425.98 之间。成矿流体中有幔源 He（1.71%～10.97%）和放射性成因 Ar（⁴⁰Ar*含量为1.96%～30.63%）。结合矿床包裹体及 H-O-S 同位素特征,认为幔源流体和富放射性成因He 和Ar 的海水参与了成矿。     

松辽盆地营城组火山岩定量储层地质模型及其精细描述

储层地质模型指火山岩的岩性岩相和储层物性的空间分布。通过对营城组火山岩剖面的详细研究,结合2口钻井的岩心资料,详细划分对比储层单元,定量刻画火山岩储层。研究区火山岩相呈喷溢相→爆发相→喷溢相+侵出相→火山沉积相→爆发相→火山通道相＋喷溢相的序列特征。爆发相、喷溢相规模最大,各亚相侧向延伸在400～4 000 m,单层厚度为2～130 m;火山通道相、侵出相和火山沉积相的规模较小,侧向延伸为110～1 500 m,单层厚度为3～85 m。营下段为Ⅰ类、Ⅲ类储层,营一段为Ⅰ类、Ⅱ类储层夹Ⅳ类储层,营二段为Ⅰ类储层,营三段为互层的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层夹薄层Ⅳ类储层。上部亚相、火山颈亚相、内带亚相是最好储层,下部亚相、隐爆角砾岩亚相为较好储层,爆发相为中等储层,中部亚相、火山沉积相为差储层。火山熔岩类物性随埋深增加变化小,火山碎屑岩类物性随埋深增加变化大,低孔、低渗岩石的物性随埋深增加变化小。     

鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相及储层特征

利用区域地质、测井、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析等多种方法对鄂尔多斯盆地韩渠-张天渠地区长2油层沉积相和储层特征进行了综合分析研究。结果表明：该区长2时期发育三角洲平原沉积体系,广泛发育的分流河道砂体储集层为油气的聚集提供了有利场所,分流河道储层空间以原生粒间孔为主,孔隙度一般为15 %左右,渗透率一般为5×10^-3μm² 左右,属低孔低渗型储层。本区构造运动微弱,长2为构造-岩性油藏,分流河道砂体与长1沉积的泥岩盖层配置以及上倾方向分流间洼地的岩性遮挡是油气在长2 砂体中富集的主要控制因素。     

阜新盆地沙海组三段浅层致密砂岩储层特征及成岩作用

针对阜新盆地浅层致密砂岩气成藏条件,在对8口井砂岩储层测试数据的分析基础上,研究了沙海组三段砂岩储层物性和沉积－成岩特征.认为阜新盆地沙海组三段砂岩储层为浅层致密砂岩储层,埋深<1500 m,孔隙度<10%,渗透率<1×10-3μm2;成岩作用控制沙海组三段砂岩的物性特征,沙海组三段砂岩主要经历压实作用、碳酸盐胶结作用和碳酸盐溶解作用,成岩阶段主要处于晚成岩A期.从而指出沙海组三段浅层致密砂岩储层适合储集来自周围气源岩生成的天然气,是盆地浅层致密砂岩气的有利勘探层位.     

鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素

鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10^-3μm²油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10^-3 μm²致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力.     

紫金山地区煤系致密砂岩储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东北缘紫金山地区上古生界煤系致密砂岩气资源潜力大,是我国当前非常规天然气勘探的重要地区之一。通过铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试和压汞实验等分析测试,结合钻井和测井资料,分析了致密储层的岩石学、孔隙、物性和含气性特征。结果表明：紫金山地区煤系砂岩储层以岩屑砂岩为主,石英和岩屑体积分数高,长石体积分数低,成分成熟度和结构成熟度中等;孔隙类型以溶蚀孔为主,孔隙结构以中孔细喉和小孔细喉为主;孔隙度主要分布在2.00%~12.00%之间,平均6.96%;渗透率主要为0.01×10^-3~1.00×10^-3 μm²,平均为0.36×10^-3 μm²,孔渗相关性较好,与后期溶蚀作用有关;含气储层平均厚度为10.3 m,占砂岩储层总厚度的29%,含气饱和度为40.4%。储层发育主要受沉积作用、压实作用和溶蚀作用控制,沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布,不同环境下沉积的岩石成分直接影响了压实作用的强弱,砂岩、泥岩、煤层叠置发育的特征为溶蚀作用奠定了基础;压实作用是造成储层致密的最主要因素;溶蚀作用是区内储层物性改善的决定性因素;紫金山岩浆热作用和喷发作用进一步加强了溶蚀作用。     

罗子沟盆地有机质热演化对砂岩物性的改造作用

基于岩石薄片观察、压汞分析、扫描电镜和X衍射分析等方法对罗子沟盆地大砬子组砂岩物性特征进行了定性-定量研究。结果表明：罗子沟盆地大砬子组砂岩成分成熟度和结构成熟度低,以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主;岩石孔隙度高,孔隙度主要为16.2%~26.4%,次生孔隙占总孔隙度面孔率的88%,但总体渗透率极低,渗透率主要分布在（0.13~1.68）×10^-3 μm²,为高孔特低渗的物性特征。有机元素分析、色谱分析、岩石热解及显微组分镜检分析表明,罗子沟盆地大砬子组泥页岩中有机质在热演化过程中产生大量有机酸,有机酸对砂岩中长石等矿物的溶蚀作用是次生孔隙发育的主要原因,但有机酸溶蚀产生的次生矿物在一定程度上堵塞了孔隙喉道。因此,研究区砂岩形成高孔特低渗的物性特征。     

松辽盆地北部白垩系泉头组扶余油层致密油成藏主控因素*

松辽盆地北部中央坳陷白垩系泉头组扶余油层发育河流-浅水三角洲环境下形成的低渗透致密砂岩储集层。在已提交的探明储量中, 储集层孔隙度平均为11. 8％, 渗透率平均为2. 30×10^-3 μm², 以岩性油藏为主;剩余勘探目标以赋存于孔隙度小于10％、渗透率小于1×10^-3 μm², 储集层中的致密油为主。从烃源岩、构造、断裂和储集层4个方面阐述了扶余油层致密油成藏主控因素, 认为成熟烃源岩控制了研究区致密油分布范围, 构造高部位是油气运聚指向区, 北西向断裂带控制油气富集, 河道砂体控制致密油“甜点”区。采用类比法进行致密油资源潜力评价, 初步估算扶余油层致密油资源潜力为13. 09×10⁸ t, 是大庆油田资源接替的重要领域。     

川东及其周缘地区下寒武统龙王庙组储集层特征与控制因素

根据薄片、阴极发光、扫描电镜、岩石物性等分析化验资料以及测井资料,对川东及其周缘地区下寒武统龙王庙组储集层特征与控制因素进行研究。结果表明:(1)龙王庙组储集层岩性主要为颗粒碳酸盐岩,其次是粉-细晶白云岩。(2)龙王庙组储集层储集空间主要为粒间(溶)孔、晶间(溶)孔、粒内溶孔,构造缝和溶蚀缝发育;储集层基质孔隙度值和渗透率值低,平均值分别为4.25％和6.25×10^-3μm²,储集层类型包括孔隙型和裂缝-溶孔型2种。(3)龙王庙组储集层的形成和分布可能受到沉积作用、成岩作用、埋藏过程等3种控制因素的共同影响:沉积作用提供了储集层发育的地质基础;成岩作用是影响储集层发育的关键因素;埋藏方式影响储集层的最终形成,是川东地区龙王庙组储集层质量差于川中及川东南地区的原因之一。(4)综合储集层的岩性、物性、厚度及分布范围,认为川东及其周缘地区龙王庙组储集层以局限台地内滩体最为有利,局限潮坪次之。     

松辽盆地断陷层火山机构类型及其气藏特征

松辽盆地断陷层(火石岭组和营城组)火山机构类型见3类6型。营城组以酸性火山机构为主,其中:盆地北部酸性熔岩火山机构占33%,南部占38%,北部的中基性火山机构比例小于南部。火山岩气藏类型主要为构造-岩性气藏,气水界面是一个起伏变化的界面。气藏内部特征受火山机构类型控制：酸性碎屑岩火山机构的气层厚度变化较小,其形态为板状或席状;酸性复合和熔岩火山机构气藏的气层厚度变化小,其形态为丘状和席状;中基性熔岩火山机构的厚度变化较大,其形态为丘状或楔状。松辽盆地火山岩气藏成藏主控因素为有效烃源岩、通源断层和储层物性。从松辽盆地发现的火山岩工业气藏来看:火山岩气藏主要集中在酸性熔岩火山机构中,北部贡献率为50%,南部贡献率为38%;盆地北部中基性火山机构的成藏效率高于南部。火山岩勘探方向应该聚焦在具有烃源岩和通源断层的区带,首先针对酸性火山机构,其次是中基性火山机构。     

新疆卡拉麦里地区早泥盆世洋内弧：来自火山岩地球化学及锆石U-Pb 年龄的证据

新疆东准噶尔卡拉麦里地区早泥盆世火山岩由玄武岩和玄武安山岩组成,采用LA-ICP-MS锆石U-Pb定年方法,获得玄武安山岩锆石的U-Pb年龄为404.5±1.9 Ma,表明喷发时代为早泥盆世。岩石地球化学显示早泥盆世火山岩属岛弧拉斑系列,具相对较高的Mg^# 值(41.25～55.32)及较低的Nb(1.11×10^{- 6}～2.42×10^{- 6})、Zr(73.9×10^{- 6}～95×10^{- 6})和ΣREE(81.50×10^{- 6}～121.80×10^-6)含量。富集大离子亲石元素(LILE：K、Rb、Ba)和轻稀土元素(LREE),而亏损Ta、Nb和Ti高场强元素（HFSE：Ta、Nb、Ti）,并显示Eu弱的亏损,这些特征与岛弧火山岩类似,其原始岩浆可能起源于俯冲流体交代的亏损地幔楔的部分熔融。结合区域地质背景,认为早泥盆世火山形成于洋内弧的构造环境,为卡拉麦里古洋盆向北俯冲消减的产物。这是在卡拉麦里地区首次报道的洋内弧火山岩,这一新的发现和认识对研究东准噶尔古生代洋盆演化及区域构造格局均具有重要的意义。     

辽河盆地东部凹陷东营组火山岩特征及油气封盖作用

利用辽河盆地东部凹陷32口井11 431 m火山岩井段的岩芯、岩屑、测录井资料,通过火山地层-地震连井对比,研究了东营组火山岩的岩性、岩相、纵向序列及喷发期次;通过225口探井56923 m火山岩井段编制出东营组火山岩平面分布图;根据43口探井600余件实测孔隙度和渗透率数据分析东营组火山岩储集物性及其与沉积岩和下伏沙三段火山岩的相互关系。结果表明,东营组火山岩主要为玄武岩和粗安岩,归属为5个喷发期次,自下而上为基性-中性-基性火山喷发旋回;火山岩分布受边界断裂控制,在驾东断裂与其伴生断裂的交汇处火山岩厚度最大。火山岩和沉积岩的储集物性均随埋深变差,东营组埋深多2 500 m,其火山岩物性差于互层的砂岩,但好于埋深超过2 500 m的沙三段火山岩。揭示了东营组火山岩与油气成藏关系:1东营组火山岩孔渗(φ=15%,K=0.4×10-3μm2)相邻砂岩(φ=21%,K=29×10-3μm2),主要起封盖作用;2东营组火山岩储集物性通常好于沙三段火山岩(φ=10%,K=0.45×10-3μm2),但其不是储集层而是盖层,而沙三段火山岩多为有效储层,说明火山岩与互层沉积岩储层物性的相对高低是决定火山岩作为储层或者盖层的重要因素。     

黔北正安地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征及有利区预测

为明确黔北正安地区上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组的页岩气地质特征,充分应用页岩气地质调查、重磁电、二维地震、地质调查井及测试分析等工作方法,开展黔北正安地区1:5万页岩气基础地质调查,对五峰组至龙马溪组富有机质页岩的分布、沉积环境、有机地球化学、岩石矿物、储集性能及含气性等特征进行分析研究,结果表明: 研究区五峰组—龙马溪组富有机质页岩为深水陆棚相沉积,主要分布有安场向斜、斑竹向斜和泥高向斜,厚度14.5~55 m,埋深0~3 200 m; 有机碳(TOC)含量1.0%~4.0%,有机质镜质体反射率(R_o)为1.82%~2.23%,有机质类型以Ⅰ型干酪根为主; 岩石主要由石英、长石和黏土矿物组成,脆性矿物含量高,一般大于50%; 孔隙度为2.03%~3.89%,渗透率为0.35×10^-5~1.86×10^-5μm²,表现为低孔、特低渗的特征; 最高含气量为2.88 m³/t,显示出较好的含气性特征。综合分析和评价圈出3个页岩气聚集有利区,分别为安场区块、斑竹区块和泥高区块,这为研究区页岩气进一步勘探开发指明了方向。     

准噶尔盆地五彩湾凹陷基底火山岩储集性能及影响因素

含油气火山岩储层的研究为石油勘探开拓了更广阔的前景.利用岩心、薄片及成像测井(FMI)等手段对准噶尔盆地五彩湾凹陷基底火山岩储层的岩性特征、岩相分布、岩石物性(包括孔隙度和渗透率)进行了研究.该区含油气的火山岩主要为中石炭世巴山组(C₂b), 包括熔岩(安山岩和玄武岩)和火山碎屑岩.熔岩的平均孔隙度和渗透率分别为7.4 2 %和0.82× 10-3 μm2; 火山角砾岩类的平均孔隙度和渗透率分别为9.84 %和0.33× 10-3 μm₂.这些火山岩储集空间类型以次生孔、缝为主.与盆地内基底火山岩储集性能最好的腹部石西油田相比, 东部五彩湾凹陷的储集性能略差.火山喷发时的环境、火山岩的岩性岩相。      

鄂尔多斯盆地上古生界山西组页岩气成藏条件及勘探潜力

为了研究鄂尔多斯盆地上古生界页岩气的勘探潜力,对鄂尔多斯盆地二叠系山西组富有机质泥页岩样品有机地球化学、物性特征及等温吸附等方面测试获得的参数进行了数理统计和测井响应特征分析。研究发现：有效泥页岩单层厚度变化较大,最厚可达15 m以上,盆地主体部位w(TOC)一般大于1.0%,有机质类型主要为Ⅱ₂型及Ⅲ型,镜质体反射率平均为1.66%,属于成熟-高成熟阶段,有利于有机质热解生气,具备页岩气成藏的基本地质条件。黏土矿物主要以伊利石（44.9%）和高岭石（33.6%）为主,泥页岩孔隙度平均为3.98%,渗透率平均为0.133×10^-3 μm²。泥页岩吸附含气量平均为1.94 m³/t。综合考虑泥页岩有效厚度、有机质丰度、有机质类型、热演化程度以及含气量等因素,预测鄂尔多斯盆地山西组页岩气有利区主要位于天环坳陷西北角、陕北斜坡带东北角及盆地中南部等区域。