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。     

成岩作用与油气侵位对松辽盆地齐家—古龙凹陷扶杨油层物性的影响

对松辽盆地齐家—古龙地区扶杨油层砂岩岩石学特征、孔隙类型与物性特征、胶结物种类及成岩作用特点及其分布与变化规律的详细研究表明:扶杨油层主要的成岩作用包括机械压实作用、胶结作用、溶蚀溶解作用。压实作用是导致砂岩储层质量变差的主要原因之一,可使孔隙度减少0.2%～22%;方解石是造成扶杨油层砂岩物性降低的主要胶结物,其次是石英次生加大;晚成岩阶段发生的油气侵位未能阻止石英的次生加大和部分自生矿物的沉淀;油气侵位后生成的酸性孔隙流体和通过断裂带渗入的大气水淋滤造成大量长石和方解石的溶蚀溶解,对储层物性起到了一定的改善作用。     

准噶尔盆地腹部超压顶面附近深层砂岩碳酸盐胶结作用和次生溶蚀孔隙形成机理

准噶尔盆地腹部深层超压顶面附近(现今埋深4400~6200m, 温度105~145℃) 砂岩中广泛出现的碳酸盐胶结作用和次生溶蚀孔隙与超压流体活动关系密切.由于超压封闭和释放引起其顶面附近砂岩中的孔隙压力和水化学环境的周期性变化可导致碳酸盐沉淀和易溶矿物溶解过程交替出现.根据腹部地区超压顶面附近深埋砂岩成岩作用、碳酸盐胶结物含量、储集物性、碳酸盐胶结物碳、氧同位素和烃源岩热演化模拟等资料的综合研究表明: 含铁碳酸盐胶结物是主要的胶结成分, 长石类成分的次生溶蚀孔隙是主要的储集空间类型, 纵向上深层砂岩碳酸盐胶结物出现15%~30%含量的地层厚度范围约在邻近超压顶面之下100m至之上大于450m, 碳酸盐胶结物出现大于25%含量高值带分布在靠近超压顶面向上的250~300m的地层厚度范围, 超压顶面附近砂岩中碳酸盐胶结物含量高值的深度范围也是次生溶蚀孔隙(孔隙度10%~20%) 发育带的范围; 因晚白垩世以来深部侏罗纪煤系有机质生烃增压作用, 导致在超压顶面附近砂岩晚成岩作用阶段深部富含碳酸盐的超压流体频繁活动, 所形成的碳酸盐胶结物受到了明显的与深部生烃增压有关的超压热流体和有机脱羧作用的影响; 超压流体多次通过超压顶面排放, 使得超压顶面附近砂岩遭受了多期酸性流体溶蚀作用过程, 形成了次生溶蚀孔隙发育带.      

油气聚集对石英矿物成岩演化的影响

油气在砂岩储层中的聚集会对石英矿物的胶结作用产生影响。对黄骅坳陷三马探区的石英矿物的包裹体分析以及对开放孔隙中原油抽提物和包裹体中原油的生物标志物进行分析,含油级别较低的油层与水层具有相似的均一化温度分布范围,但富含油层中流体包裹体均一化温度高值分布范围比低级别油层和水层低,包裹体中的烃类组成与开放孔隙中的主要存在成熟度上的不同。分析认为石油的充注不会使石英矿物的胶结作用立刻停止,石英的次生加大作用仍在继续,但胶结作用受到一定的抑制,当石油充注到一定程度后,胶结作用将会停止,后期进入储层的成熟度较高的原油可能未被捕获。     

博兴洼陷东南部沙四段储层的流体史研究

通过成岩矿物的世代关系、流体包襄体研究和荧光检测，重现了研究区沙四段深部(2700m～3000m)和浅部(1600m～2700m)流体活动和油气充注历史。流体充注过程为：晚成岩阶段早期富含有机质的酸性流体形成和运移，碳酸盐矿物溶解和次生孔隙形成→东营末期第一期石油运移→第一期盐水流体运移和石英沉淀结晶→馆陶期—明化镇期开始第二期石油运移→第二期盐水流体运移和新的石英结晶。浅部储层中缺少第一期石油充注和第二期盐水流体充注。盐水流体可能与油田底水或边水相当。富含有机的酸性流体与岩石作用时，矿物的溶蚀有利于次生孔隙的形成。     

东营凹陷中央隆起带烃类流体活动在成岩作用上的响应

为探讨成岩作用对烃类流体活动的响应,利用显微观察、包裹体测温、扫描电镜、阴极发光等研究方法,系统地研究了东营凹陷中央隆起带沙三段自生矿物形成与烃类流体活动的相关性。研究表明：研究区沙三段储层的成岩序列为：第一期石英次生加大边→第一期碳酸盐胶结物(黄铁矿)→绿泥石薄膜→第二期碳酸盐胶结物→第二期石英次生加大边（第一期高岭石）→第三期碳酸盐胶结物→第三期石英次生加大边（第二期高岭石）→第四期含铁碳酸盐胶结物（黄铁矿）。第一期油气充注发生于第二期碳酸盐胶结物形成的后期,第二、三期油气充注发生于第三期碳酸盐胶结物形成的中后期,第四期碳酸盐胶结物的形成标志大规模油气充注时期的结束。烃类流体活动对研究区的自生高岭石、含铁碳酸盐矿物（第四期碳酸盐胶结物）、黄铁矿等3类自生矿物的形成过程产生重要影响。砂岩储层中,第二、三期碳酸盐胶结物的港湾状溶蚀现象、高岭石大量发育、第四期碳酸盐胶结物和黄铁矿的共生组合等成岩现象可作为微观上识别烃类流体活动的标志。含油性较好的层段,烃类流体活动可导致碳酸盐胶结物产生大规模的溶蚀作用,并促使长石溶蚀产生大量高岭石,砂泥岩界面处可见黄铁矿与含铁碳酸盐胶结物共生;而含油性差及不含油的层段,由于缺少烃类流体提供的大量有机酸,高岭石发育较少,早期碳酸盐胶结物保存较好。     

东营凹陷中央背斜带沙三段砂岩石英次生加大边发育特征及其指示意义

石英次生加大是砂岩储层中常见且重要的成岩现象.本文通过对东营凹陷中央背斜带沙三段不同含油级别砂岩样品铸体薄片镜下观察、石英次生加大边宽度和含量的定量统计以及流体包裹体测温,分析了不同含油级别砂岩中石英次生加大边发育特征、期次和石英次生加大所需硅质的可能来源.砂岩样品中石英次生加大边最大宽度和加大边面积分布范围变化大,分别分布在4~90 μm和2.50~39 927.80 μm2之间.砂岩中与油气充注有关的石英次生加大主要有两期,结合埋藏-温度史图,该两期石英次生加大边发育时间分别为距今15~6 Ma和4~0 Ma.钾长石溶蚀和沙三段砂泥岩层中黏土矿物的转化是研究区不同含油级别砂岩石英次生加大边发育的主要硅质来源.东营凹陷中央背斜带沙三段不同含油级别砂岩石英次生加大边发育具有相似性和差异性两种特征:（1）不同含油级别砂岩中石英次生加大边最大宽度和单颗粒石英次生加大边面积整体统计分布特征具有相似性;（2）石英次生加大边宽度和单颗粒石英加大边面积普遍存在差异性.砂岩孔渗性、含烃流体充注造成的酸性水介质环境和油水分布特征是造成沙三段不同含油级别砂岩石英次生加大边发育相似性和差异性的主要原因,该区砂岩中石英次生加大可作为含烃流体充注的成岩示踪标志.      

库车凹陷克拉2气田储层成岩作用和油气充注特征

克拉2气田是中国陆上勘探已知最大的天然气气田,下白垩系巴什基奇克组砂岩是其主力储层.为了揭示本区储层成岩作用和油气充注之间的成因联系,综合应用偏光显微镜、阴极发光显微镜、扫描电镜、CT扫描三维重构、X-射线衍射、荧光光谱、显微测温和激光拉曼等技术手段研究了克拉2气田储层的成岩作用和油气充注期次及特征,并且探讨了油气充注对成岩作用的影响.研究结果显示:本区的成岩矿物组合为石英次生加大边、方解石、白云石,铁白云石,微晶石英和自生高岭石.发育3期油气充注:第1期为低温高盐度的低成熟油气流体,以记录在石英愈合裂隙、长石解理和方解石胶结物中的黄褐色荧光包裹体为代表,充注时间为18 Ma;第2期为高温高盐度的高成熟油气流体,以记录在石英愈合裂隙和白云石胶结物中的黄白-蓝白色荧光包裹体为代表,充注时间为6 Ma;第3期为高温低盐度的天然气充注,以记录在石英愈合裂隙和铁白云石胶结物中的无荧光气烃包裹体为代表,充注时间4 Ma.本区储层中自生高岭石、微晶石英和储层沥青是晚期天然气充注对储层改造的结果.      

准噶尔盆地腹部地区深埋储层物性特征及影响因素

准噶尔盆地腹部地区的储层埋深一般大于4 300 m,部分地区深度可达6 000 m左右,孔隙度和渗透率的大小变化范围也较大,弄清物性的主控因素有利于深埋储层的预测,为勘探提供依据.本文在前人研究和分析化验资料的基础上研究了该区深埋储层的物性,由于岩石类型多为岩屑砂岩,岩石成分含较多的塑性岩屑,因此强烈的压实作用极大的降低了准噶尔盆地腹部地区深埋储层的孔隙度,晚期的含铁碳酸盐岩胶结物使岩石更加致密.早期的碳酸盐岩胶结物因后期的有机酸和大气淡水的溶解作用产生了较多的次生溶蚀孔隙,晚期生烃导致的超压及早期油气充注对储层成岩过程中的成岩作用具有抑制作用,在一定程度上改善了深部储层物性,为深部油气的聚集提供了有利空间.     

准噶尔盆地西北缘克-百地区侏罗系成岩作用及其对储层质量的影响

准噶尔盆地西北缘克拉玛依—百口泉地区侏罗系砂岩、砂砾岩储层经历了压实、胶结、溶蚀等多种成岩作用,其中压实和溶蚀作用是控制储层物性的主要成岩作用,其次为胶结作用。压实作用以机械压实为主,是孔隙减少的主要原因。胶结作用主要为碳酸盐胶结,少量黄铁矿胶结,偶见方沸石胶结和硅质胶结。溶蚀作用导致碳酸盐胶结物、长石颗粒和少量岩屑溶解流失。储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程。在成岩演化过程中,长石的溶蚀作用、碳酸盐矿物的沉淀与溶解作用是影响储层孔隙发育的关键因素,早期方解石的胶结有利于后期次生孔隙的形成。在克-乌断裂带上、下盘地层中,断裂带上盘埋深浅,一般小于1200m,原生孔隙非常发育;断裂带下盘埋深较深,压实作用强,原生孔隙所占比例明显减少,次生溶蚀孔隙相对发育。次生孔隙的形成受流体及断裂控制。     

济阳坳陷古近系成岩作用及其对储层质量的影响?

大量的储层分析化验资料研究表明，济阳坳陷古近系砂岩储层经历了压实、胶结等多种成岩作用。压实作用以机械压实为主，压溶作用较少。胶结作用主要有十分普遍的石英次生加大胶结、碳酸盐胶结、粘土矿物胶结。碳酸盐胶结物有早、晚两期，早期泥晶方解石主要分布在浅层，连晶方解石充填的深度分布范围大，中深部最为发育。溶蚀作用主要有碳酸盐胶结物、长石颗粒和少量岩屑溶蚀。储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程，在成岩演化过程中，长石的溶蚀作用、碳酸盐矿物的沉淀与溶解作用是影响孔隙大小的关键因素，早期方解石的胶结有利于后期次生孔隙的发育。不同凹陷次生孔隙发育的深度不同。在济阳坳陷西部的惠民凹陷次生孔隙主要发育于1500-2400m深度，向东至东营凹陷则主要发育于1650-2450m，再向东到沾化凹陷为2300-3500m，车镇凹陷为2200-2700m。从西向东、由南向北次生孔隙的发育深度逐步增大是受盆地沉积沉降中心的迁移规律控制的。     

准噶尔盆地深层相对优质储层发育机理——淋滤与溶蚀作用

准噶尔盆地腹部侏罗系砂岩埋藏深(>5800m),深部是否发育相对优质储层是制约深层勘探的科学问题.采用镜下观察、测井、试验测试等手段研究了准噶尔盆地深层砂岩的成岩机制和优质储层的发育机理.研究结果表明:(1)准噶尔盆地深层侏罗系砂岩为晚期超压,砂岩粒度细,以粉砂岩和细砂岩为主,岩屑含量高达69%,成分成熟度低,颗粒包壳对砂岩的孔隙度保存有利,但会堵塞喉道,降低渗透率,而且早期充注的油气中的有机酸会溶蚀砂岩地层中的长石和岩屑等矿物,造成高岭石和石英沉淀,对储层的发育与保存不大有利;(2)盆地腹部深层侏罗系西山窑组顶部砂岩中存在一个次生孔隙发育带,孔隙度和渗透率增大,孔隙度从7%增大至11%,渗透率从0.5md增加至2.5md.这个次生孔隙发育带位于侏罗系与白垩系之间的不整合面(埋深5 850m)之下的半风化砂岩中,主要是表生期大气淡水的淋滤作用和深埋后溶蚀作用形成.      

济阳坳陷古近系深部储层成岩演化模式

运用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、镜质体反射率分析、X-衍射分析和油层物性分析等手段,结合区域油气地质研究成果,以揭示济阳坳陷古近系深部碎屑岩储层的成岩演化模式和物性演化规律为目的开展工作。结果表明,济阳坳陷古近系深部碎屑岩储层主要受其所处构造背景、地层压力和流体环境的影响,发育6种成岩演化模式。弱陡坡/缓坡构造背景条件下发育早期中强超压-中强压实/胶结/溶蚀-多重介质成岩演化模式和晚期中强超压-（较）强压实/胶结/溶蚀-酸性介质成岩演化模式,超压形成的早晚是影响储层压实作用强弱的主要因素,而流体环境的差异与构造背景的差异有关。深洼陷发育弱超压/常压-（中）强压实/胶结-强溶蚀-热液酸性介质成岩演化模式和中弱超压-较强压实/胶结-强溶蚀-热液酸性介质成岩演化模式,热液活动加强了成岩流体对酸溶性组分的溶解,是该类成岩演化模式的主要影响因素。处于陡坡常压条件下的深层碎屑岩发育（中）强压实/胶结-弱溶蚀-热液酸性介质和强胶结-中弱溶蚀-多重介质成岩演化模式,早期沉积水体、后期成岩水体以及两者混合造成的多重介质是其主要影响因素。综合分析认为,层位和埋深是深部储层遭受成岩改造程度强弱的首要控制因素;构造位置是影响成岩压力场和流体场的基本前提;在不同的流体场背景中,深部热液对储层演化会不同影响;酸碱交替的多重成岩环境增加了次生孔隙带发育个数和次生孔隙垂向分布,但原始孔隙度保存率比以酸性介质为主的成岩环境低5%以上。     

准噶尔永进地区深部储层的保存与发育机理

随着油气勘探向深部发展,在深部寻找优质储层是一个亟待深入研究的问题。永进地区位于准噶尔腹部中石化中部3区块,勘探目的层埋藏深,大于5000m,储层多为低孔-特低孔低渗-特低渗储层,因此,在该地区深部寻找相对优质储层具有重要的理论意义和勘探意义。该地区发育区域性不整合,即J/K不整合。在不整合形成期间,大气淡水具有高的流速和相对开放的流体环境,可以溶蚀易溶矿物并将溶蚀产物带离出溶蚀区;颗粒包壳可以抑制石英加大和碳酸盐矿物沉淀,保存原生孔隙和形成的次生孔隙;永进地区油气充注早,早期的油气充注改善了流体成岩环境,抑制胶结作用,同时,其携带的有机酸溶蚀易溶矿物,产生次生孔隙,油气早期充注从两个方面改善储层。     

珠一坳陷深层砂岩储层孔隙演化研究

过去珠一坳陷古近系砂岩储层因埋藏深,其储层物性受到质疑,国内外深部优质储层的不断发现大大拓宽了油气勘探的新领域。通过对砂岩储层的沉积环境、岩石成分、成岩作用、矿物转化等与孔隙特征的关系综合分析发现,胶结作用是导致深部储层物性变差的主要因素,粘土矿物、硅质和硬石膏胶结堵塞了孔隙;深部储层毗邻珠江口盆地最为重要的烃源岩,在中成岩A亚期,有机质处于高成熟阶段,有机质生烃以及粘土矿物在转化过程中所释放出的酸性水的溶解作用是产生大量次生孔隙的重要因素,深部异常超压是孔隙得以保存的条件,珠一坳陷作为油气勘探的新领域,次生孔隙的大量出现和超压对孔隙的保护揭示了其巨大的勘探潜力。     

库车前陆盆地大北地区砂岩储层致密化与油气充注的关系

库车前陆盆地大北地区盐下致密砂岩储层具有埋藏深度大、低孔和低渗的特征,以产气为主并伴生少量的轻质原油.在对大北地区盐下致密砂岩储层特征、油气成熟度、油气充注史研究基础之上,结合致密砂岩孔隙演化特征综合分析油气充注与储层致密化的时间关系.大北地区盐下致密砂岩储层孔隙空间主要以次生溶蚀孔为主,大部分孔隙空间都被沥青充填,由孔隙和沥青组成的空间网络具有较好的连通性,压实作用为储层致密化重要成因,碳酸盐胶结作用应该主要在库车组沉积之前使孔隙度降低.致密砂岩储层中发育沥青,油气地球化学特征以及流体包裹体分析结果均表明库车前陆盆地大北地区致密砂岩储层存在两期油和一期天然气充注.晚期原油充注发生在距今5~4 Ma,对应库车组沉积早期,天然气充注发生在距今3~2 Ma,对应地层抬升剥蚀时期.库车前陆盆地大北地区盐下砂岩储层在油充注时期埋藏深度较浅,具有较高的孔隙度,而天然气充注时期,砂岩储层已经遭受了强烈的压实作用达到了致密化程度.      

辽东湾地区孔隙演化的机理

孔隙演化机理对研究中深层储层控制因素、预测中深层有利储层及中深层隐蔽油气藏勘探具有重大意义.通过辽东湾地区的辽中凹陷、辽西凸起及辽西凹陷孔隙演化分析表明, 辽东湾地区凹陷和凸起的孔隙演化阶段是一致的, 即在总体降低的背景中存在4个次生孔隙发育带, 所不同的是凹陷的次生孔隙发育带相对凸起深, 次生孔隙发育带与成岩演化、有机质的演化、粘土矿物的转化、超压、油气的早期充注密切相关.探讨了孔隙演化过程中孔隙度降低和次生孔隙发育的机理, 认为辽东湾地区4个次生孔隙发育带的形成主要源于有机酸对碳酸盐胶结物、长石、岩屑的溶蚀以及超压和早期油气充注对孔隙的保护.      

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.     

巢县五通组碎屑岩的成岩作用研究

巢县五通组碎屑岩的主要成岩作用，包括胶结作用、次生加大、压实─压溶和溶解作用。胶结物主要为硅质以及少量的粘土矿物，此外还有自生矿物：高岭石、石英、水云母和黄铁矿。压实作用和石英的次生加大使碎屑岩的原生孔隙度极大的降低，溶解作用是次生孔隙形成的主要因素。五通组岩石的主要孔隙类型是次生孔隙，其次是微孔隙。孔隙度是低的。     

水—岩相互作用研究及其在石油地质中的应用

综合评述了国内外在储层成岩演化过程中,流体－矿物相互作用的机理,孔隙流体在次生孔隙形成过程中的作用,流体－矿物相互作用岩石表面润湿性的影响,油气充注聚集对岩石作用的影响等方面的研究进展,并介绍了这些研究成果在储层次生也隙预测,油气运移和油气成藏研究中的应用前景。