辽东凸起东营组砂岩成岩作用及其对储层的影响

为确定辽东凸起东营组砂岩储层特征,采用偏光显微镜、扫描电镜、岩石热解、X线衍射及包裹体测温等方法,分析研究区储层岩石学、成岩作用特征及控制因素。结果表明:东营组储层主要岩石类型为杂基体积分数较低的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,其成岩阶段为早成岩B期和中成岩A期;主要成岩作用类型包括机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中沉积、成岩初期压实作用和方解石胶结作用,以及中晚期自生高岭石等黏土矿物充填是破坏储层孔隙的主要成岩作用,成岩中后期的长石溶蚀作用是改善储层物性的主要成岩作用;沉积作用决定研究区储层原生孔隙数量,成岩作用控制储层原生孔隙的改造程度及次生孔隙的发育程度。研究结果为辽东凸起东营组油气勘探提供地质依据,为辽东湾其他构造区块同类储层研究提供参考。     

鄂尔多斯盆地延长油气区山西组山2段储层砂岩成岩作用

根据薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射及化验分析等资料,对延长油气区山2段储层的岩石学特征、成岩作用类型
和阶段划分及其对孔隙的影响进行了研究。研究表明,该区山2段储层砂岩以石英砂岩、岩屑质石英砂岩为主,成分成熟度较高,
结构成熟度较低。成岩作用类型主要包括:压实作用、胶结作用和溶蚀作用。砂岩经历了早成岩阶段A、B期和晚成岩阶段A1、
A2 和B期的成岩演化阶段。压实作用和胶结作用是砂岩孔隙度降低的主要原因,分别造成19.5%和14%的原生孔隙丧失;溶解
作用形成的次生孔隙在一定程度上改善了砂岩储集性能,溶蚀作用增加的新孔隙平均为1.7%。      

鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长81储层成岩作用与孔隙定量化研究

根据大量岩石铸体薄片观察、扫描电镜、X衍射以及常规物性等分析资料,详细研究了鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长8₁段储层成岩作用及其对孔隙演化的控制作用。研究区储集砂体主要由岩屑长石砂岩组成,含长石砂岩、长石岩屑砂岩;储层以发育粒间孔和粒内溶孔为主;经历了复杂的成岩作用,主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用以及破裂作用等;现今成岩阶段处于中成岩A期-B期的早期。成岩序列为压实作用→石英的次生加大、铁质、方解石、绿泥石薄膜式胶结等→长石和岩屑溶蚀→高岭石以及晚期孔隙充填式绿泥石、伊利石、含铁碳酸盐。对不同成岩作用在储集砂岩的孔隙生成和损失方面的定量评价研究表明,压实作用使孔隙度减小最多,平均为22.70%,早期胶结损失的平均孔隙度为6.07%,长石及岩屑颗粒的溶蚀作用增加的平均孔隙度为1.035%;晚期胶结损失的平均孔隙度为9.18%。正是上述多种成岩作用的改造,最终形成了研究区现今储层独特的孔隙特征,该研究对油气勘探具有更强的实用性与指导性。      

鄂尔多斯盆地杭锦旗独贵加汗区带下石盒子组储层特征及孔隙演化

杭锦旗地区独贵加汗区带是鄂尔多斯盆地北部天然气勘探开发的重要对象,区带内下石盒子组砂岩储层非均质性强,含气饱和度差异大,前人对致密储层发育特征及其孔隙演化历史研究不够系统和深入。基于钻井岩心、岩石薄片及相关测试等资料,在统计、对比分析独贵加汗区带下石盒子组砂岩储层岩石学与物性特征的基础上,通过成岩作用分析,厘定控制储层孔隙发育的主要因素,进而重建主要储层段的孔隙演化历史。研究表明,杭锦旗地区独贵加汗区带下石盒子组砂岩多属超低渗透储层,局部存在裂缝发育的高渗透率段;压实作用和胶结作用对研究区储层孔隙演化起破坏性作用,减孔率分别为84.8%和7.1%,而溶蚀作用为建设性成岩作用,增孔率9.5%;盒一段储层现今孔隙度基本继承了早白垩世末期的特征,孔隙演化历经早成岩阶段A期压实与胶结作用快速减孔,B期持续压实减孔,中成岩A期溶蚀增孔作用与压实-胶结减孔作用并存及B期变化微弱等过程。      

断陷湖盆致密粗砂岩、砂砾岩储层空间类型与有利储层成因

分析徐家围子断陷沙河子组致密储层储集空间类型和有利储层的地质成因，可以为储层预测提供依据。通过岩心观察、物性测试、偏光显微镜、扫描电镜、储层孔隙演化等综合分析认为，研究区粗砂岩、砂砾岩储层主要是扇三角洲背景下近物源、快速搬运堆积的产物，属于低孔、超低渗储层；孔隙类型包括溶蚀孔、原生粒间孔、晶间孔、压裂缝、溶蚀缝等，长石溶孔、岩屑溶孔为主要的储集空间，其次是方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔，压裂缝、溶蚀缝对砂砾岩的渗透性具有改善作用。分选、淘洗程度相对较高的扇（辫状河）三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相是有利储层发育的沉积基础，成岩初期强烈的压实作用与成岩中晚期的胶结作用是导致储层致密的主要原因，长石溶孔、岩屑溶孔早成岩期绿泥石包壳、方解石胶结对原生孔隙具有一定的保护作用，中成岩期有机酸对储层中长石、岩屑的大量溶蚀是形成有利储层的关键。      

鄂尔多斯盆地直罗油田长6油层组成岩作用及孔隙演化研究

位于鄂尔多斯盆地的直罗油田三叠系延长组长6油层组为近年来新开发的一个主力油气产层。岩石学和成岩作用特征研究表明,直罗油田长6油层组以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩经历了机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,成岩作用处于晚成岩阶段A期。成岩作用控制了储层砂岩孔隙发育特征,其中压实作用与胶结作用是导致储层超低渗的主导因素,而次生溶蚀孔隙的形成对储层砂岩物性具有一定改造作用,并控制了该区长6油层组相对高孔高渗储层的展布特征。     

渤海石臼坨凸起沙河街组深埋藏混积岩成岩作用特征

渤海石臼坨凸起沙河街组发育一套湖相混积岩岩性段,呈现出良好的油气显示.利用显微岩石与矿物学观察、扫描电镜、电子探针、碳氧同位素地球化学、气液包裹体温度分析等方法技术,研究总结了渤海石臼坨凸起古近系沙河街组混积岩的成岩作用和孔隙演化特征.沙河街组混积岩储层主要为陆源碎屑质－碳酸盐混积岩,储集空间主要为残余原生粒间孔和生物体腔孔,为高孔高渗储层.储层中发育的成岩作用主要有:①压实作用;②胶结作用,主要为颗粒包壳、孔隙衬垫与充填和交代白云石等自生白云石胶结作用,自生白云石具有典型的多期生长特征;③溶蚀作用,主要为陆源碎屑中的长石、岩屑等的溶蚀,其次是早期衬垫白云石的溶蚀.伴随成岩演化,储层孔隙度由初始的４０％演变到现今的２２％.早期孔隙衬垫白云石、长石溶蚀对古近系沙河街组混积岩中的有利储层发育具有重要控制作用.      

华庆油田长81 砂岩储层成岩相特征

在大量样品测试数据与图像的综合分析基础上,通过沉积环境和沉积框架下系统地定性分析与定量描述研究区长8₁
砂岩储层成岩环境、成岩作用类型、成岩阶段及演化模式,认为研究区长81 储层现今成岩阶段处于中成岩A 期—B期的早期;在
不同成岩期次的建设性与破坏性成岩作用过程中砂岩骨架颗粒的几何特征、压实过程中颗粒的错位现象、胶结作用以及次生孔隙
发育特征控制着储层孔隙演化,进而控制着储层物性和渗流特征。基于上述研究,以砂体胶结物类型与孔隙演化特征标定建设性
与破坏性成岩作用并划分出绿泥石衬边残余孔-溶蚀相、高岭石+伊利石胶结残余孔-溶蚀相、绿泥石胶结溶蚀相、伊利石胶结
弱溶蚀相、强压实-碳酸盐+伊利石胶结相5个成岩相组合单元。室内实验对成岩相单元的定性分析与定量描述具有一致性以及
与储层建设性与破坏性成岩作用演化的吻合性,有效地表征了成岩作用演化对砂岩储层的影响。      

华庆油田B153井区长6_3重力流超低渗储层特征及成因机制

利用岩心、薄片、扫描电镜、X线衍射等资料,研究华庆B153井区长63重力流储层特征、发育控制因素及成因机制.结果表明:长63储层为典型的超低渗储层,岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,储集空间以残余原生粒间孔隙为主,溶蚀孔隙次之;储层物性差,非均质性强,受沉积相、岩石矿物组成和成岩演化的综合控制,强压实作用、绿泥石胶结作用、碳酸盐胶结作用及弱溶蚀作用是导致储层低孔、低渗的关键成岩作用;根据不同成岩作用对储层物性影响的强弱程度,将超低渗储层成因机制划分为碳酸盐胶结低渗型、绿泥石胶结—溶蚀低渗型及强压实改造低渗型3种.应用孔隙度反演回剥方法,重建各成因机制低渗储层的致密化过程,为研究区有利储层预测提供地质依据.     

四川盆地川西坳陷须三段砂岩储层致密化过程定量模拟

为了明确川西坳陷须三段砂岩储层致密化过程, 定量恢复致密砂岩储层孔隙度演化, 综合利用常规薄片、铸体薄片、扫描电镜和包裹体等资料, 对须三段成岩作用进行了系统分析, 探讨了成岩作用与孔隙度演化之间的关系。在此基础上, 结合地层埋藏史和热演化史研究, 基于效应模拟原则, 即不对具体成岩作用进行模拟, 而是通过地质参数来模拟各种成岩作用的综合叠加结果, 从而建立须三段砂岩孔隙度演化数学模型, 明确砂岩储层致密化过程。研究结果表明: 须三段主要发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩; 砂岩经历压实、胶结、溶蚀等成岩作用, 其中压实作用和胶结作用是主要的破坏性成岩作用, 且一直存在于砂岩储层演化过程中; 溶蚀作用是主要的建设性成岩作用, 且只出现在特定的60~120℃温度窗口。基于对现今砂岩孔隙度与深度关系的观察, 明确砂岩先后经历了压实、胶结作用和溶蚀作用, 以及溶蚀后的压实、胶结作用。因此, 可将孔隙度演化划分为正常压实与胶结阶段、溶蚀增孔阶段和溶蚀后正常压实与胶结3个阶段。此外, 将孔隙度演化分解为孔隙度减小模型和孔隙度增大模型, 这2种模型在孔隙度演化的3个阶段分别叠加, 可得到模拟孔隙度演化的三段式分段函数模型, 进而实现砂岩储层孔隙度演化过程模拟。通过应用该模型对典型砂岩储层孔隙度演化过程的模拟表明, 川西坳陷须三段因压实作用和早期胶结作用影响, 具有早期致密的特点。      

东海盆地西湖凹陷古近系花港组砂岩储层致密化与油气充注关系

东海盆地西湖凹陷致密砂岩气资源丰富,近年来古近系花港组成为勘探热点层位,但储层的致密化及与油气充注关系不明制约着花港组致密砂岩气的有效勘探和经济开发。在花港组储层特征的基础上,划分及厘定储层成岩作用类型与演化序列,恢复并揭示储层致密化过程及与油气充注的匹配关系。研究表明,西湖凹陷花港组储层砂岩主要经历压实、胶结和溶蚀3种成岩作用,压实作用是导致花港组储层孔隙损失和致密化的根本原因;并经历同生阶段、早成岩阶段（A、B期）和中成岩阶段（A、B期）共3阶段5期次的成岩演化过程;在中成岩阶段A₂期时成岩环境开始由酸性向碱性发生转变,并伴随着晚期碳酸盐、硅质等胶结作用发育以及机械压实作用持续增强,储层逐渐趋于致密化;结合与油气主成藏期（7~0 Ma）的耦合关系将研究区花港组储层划分为3种类型:成藏未致密型储层、成藏同步致密型储层、成藏已致密型储层。研究梳理了西湖凹陷花港组储层特征、成岩演化序列、储层致密化及与油气充注的耦合关系,为下一步研究区致密砂岩气的勘探提供理论支持。      

柴北缘冷湖地区古近系路乐河组成岩作用及有利成岩相研究

通过钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜及测录井资料,对柴达木盆地北缘冷湖地区古近系路乐河组的成岩作用特征、成岩相类型及其有利成岩相进行了系统研究。结果表明:研究区储层成分成熟度和结构成熟度均较低,成岩作用类型复杂多样,主要发育压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,成岩演化主体进入中成岩阶段B期。综合考虑各种成岩现象及特征、孔隙类型及沉积微相特征,将研究区储层成岩相划分为强压实致密成岩相、碳酸盐胶结成岩相、绿泥石薄膜胶结-粒间孔成岩相、不稳定组分溶蚀-次生孔成岩相4类。优质储集层的分布与成岩相类型关系密切,压实致密成岩相和碳酸盐胶结成岩相的储层物性普遍较差,多为致密储层,集中分布于扇三角洲平原河道翼、扇三角洲水下分流河道边部,而主要发育于扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝中上部较厚砂体中的绿泥石薄膜胶结-粒间孔成岩相和不稳定组分溶蚀-次生孔成岩相的原生孔隙或次生孔隙发育,储层物性较好,利于油气富集,为研究区储层的有利成岩相。      

深层、超深层致密砂岩储层成岩相测井定量评价: 以库车坳陷博孜-大北地区为例

博孜-大北地区巴什基奇克组为深层、超深层致密砂岩储层, 岩性致密, 亟需揭示储层品质主控因素, 建立相配套的有利储层测井评价方法。为单井定量评价其成岩相, 充分利用岩心、常规薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料, 对博孜-大北地区巴什基奇克组致密储层的岩石学、物性、成岩作用类型和强度、成岩矿物等特征进行了研究, 并在视压实率、视胶结率、溶蚀孔隙含量和成岩综合系数等参数定量计算的基础上, 根据成岩作用强度及其组合特征对储层成岩相分类命名, 划分出中等压实弱溶蚀相、碳酸盐胶结相及压实致密相等不同的成岩相类型。通过薄片等资料与测井资料拟合分析, 建立了成岩综合系数C_g的测井计算模型, 以及定量识别储层成岩相的方法。对X1、Y1等井的测井资料进行了处理, 并通过识别结果与物性分析、铸体薄片等的匹配关系, 验证了方法模型的可靠性。成岩相测井定量表征方法的建立可为有利储层预测提供指导。      

碳酸盐岩成岩作用研究进展

成岩作用是碳酸盐岩储层的重要成因之一, 也是控制碳酸盐岩储层评价和预测的重要地质因素。首先概括了碳酸盐岩成岩研究的技术方法, 重点剖析了溶蚀作用、白云石化作用、胶结作用、新生变形作用、硅化作用、压实作用和压溶作用的成岩机理及最新认识, 归纳总结了生物扰动、构造破裂、烃类充注及微生物等成岩作用的辅助因素。碳酸盐岩成岩作用研究对象从礁滩和微生物岩逐步拓展到潟湖、混积岩及冷水沉积等领域。分析了构造-层序控制下成岩环境和成岩作用的演变, 根据沉积能量和成岩性质划分出5种沉积环境-成岩作用组合。碳酸盐岩成岩作用研究存在问题包括: 成岩模拟系统与真实地层环境差异大; 成岩术语不规范、成岩模式理想化和单一化; 潟湖、深水和冷水等非常规碳酸盐岩研究程度低; 成岩作用的双刃性及对储层改造的定量化研究不足。指出了碳酸盐岩成岩作用研究的发展趋势: 通过结合地层埋藏史, 实验模拟方法将逐步趋向真实埋藏环境, 成岩模拟软件不断实现模块集成化和智能化; 成岩模式更加精细且更具针对性, 成岩作用对储层的改造实现定量化研究; 非常规碳酸盐岩成岩机理研究更加健全。      

松辽盆地大庆长垣南缘四方台组砂岩型铀矿碳氧同位素特征及铀成矿意义

为进一步探讨松辽盆地大庆长垣南缘四方台组砂岩型铀矿的成岩环境、铀沉淀机制及成矿机理,通过钻井岩心观察,岩石薄片,含铀砂岩碳酸盐胶结物碳、氧同位素分析,对研究区砂岩岩石类型、碳酸盐胶结物类型、成岩阶段以及碳、氧同位素特征进行了系统研究。结果表明:含铀砂岩岩石类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,碳酸盐胶结物可分为3个期次,以第一和第二期次为主,胶结物包括方解石、铁方解石,见极少量含铁白云石。δ13C_PDB值为-22.45‰~-13.65‰,平均值为-18.33‰,δ18O_PDB值为-17.56‰~-9.46‰,平均值为-13.52‰,揭示有一定有机质参与;古盐度Z值介于75.98~90.97之间,为淡水沉积;古温度介于67.31~94.92℃之间,结合以上岩石特征、胶结物类型及成岩作用判定成岩环境处于早成岩—中成岩阶段A期。综合分析认为:早成岩阶段砂岩的压实、胶结作用使含铀砂岩孔隙度减小,抑制含氧富铀流体运移;随着成岩作用进行,埋藏深度增加,有机质成熟度升高发生热脱羧基作用,与压实作用产生的吸附水形成酸性溶液对长石、碳酸盐胶结物等进行溶蚀形成次生孔隙,增大砂岩孔隙度,促进含氧富铀流体下渗运移,下伏油气由断裂向上逸散,为地层提供还原剂,使铀在四方台组底部大规模沉淀和富集。      

致密砂岩酸性和碱性成岩环境特征及对储层物性的控制:以鄂尔多斯盆地临兴和神府地区为例

成岩流体酸碱性对砂岩次生孔隙的形成具有重要影响。从酸性和碱性成岩流体演化角度分析鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩成岩流体酸碱性对物性的控制作用。依据大量铸体薄片观察、扫描电镜、X衍射分析、常规物性测试和高压压汞，详细研究了鄂尔多斯盆地东缘临兴和神府地区上古生界致密砂岩的岩石矿物学特征、物性特征、成岩作用、孔隙成因类型和孔喉结构特征，探讨了致密砂岩储层酸性和碱性成岩流体环境的识别、分带、分布和发育的各类伴生孔隙，并分析了成岩流体环境的演化过程及物性响应特征。在埋藏过程中，工区上组合层系经历了碱性-酸性-碱性的成岩流体演变模式，下组合含煤层系经历了酸性-碱性的成岩流体演变模式。酸性成岩环境以长石溶蚀、石英加大和自生高岭石沉淀为主要特征，发育长石溶蚀孔、黏土矿物晶间孔等孔隙类型，孔喉半径较大，储层质量相对较好；碱性成岩环境以石英溶蚀、自生绿泥石沉淀为主要特征，以石英溶蚀孔、黏土矿物晶间孔为主要孔隙类型，孔喉半径较小，储层质量相对较差。酸碱过渡带致密砂岩储层介于两者之间。但是每类储层的物性和孔喉结构变化较大。成岩流体环境在纵向上呈现分带特征，自上而下发育碱性带、酸碱过渡带、酸性带、酸碱过渡带和碱性带，不同地区之间分带深度边界有差别；在酸碱过渡带中，局部地区发育酸性带、较弱酸性带和较弱碱性带。      

鄂尔多斯盆地中部延长组下组合流体包裹体特征和油气充注期次

通过对储层成岩作用、流体包裹体岩相学和孔隙沥青特征的分析,在烃包裹体期次划分的基础上,结合流体包裹体均一温度特征、烃源岩热演化史、地层埋藏史和储层成岩史,确定了鄂尔多斯盆地中部延长组下组合油气充注期次。结果表明:鄂尔多斯盆地中部延长组长8段和长9段致密储层主要发育压实、胶结、交代和溶解4种成岩作用,自生矿物主要为绿泥石、石英胶结物、长石胶结物和方解石胶结物。根据包裹体宿主矿物形成序列,识别出3期烃包裹体。第一期烃包裹体分布在石英愈合缝、石英次生加大边和充填孔隙的石英胶结物中,少数低成熟的黄色荧光烃包裹体及黑色荧光沥青包裹体代表了烃源岩进入生烃门限后排出的少量烃类充注,多数成熟度较高的蓝色、蓝白色荧光烃包裹体代表了生烃高峰期大量烃类充注;第二期烃包裹体分布在长石胶结物中,数量较少,显示蓝色和蓝白色荧光,在溶蚀孔隙周围或沿解理分布,呈短柱状,边界平直;第三期烃包裹体分布在方解石胶结物中,呈孤立或零星分布,形状近六边形;后两期烃包裹体均是在烃类充注结束后捕获孔隙中烃类形成的。研究区延长组长8段和长9段经历了晚侏罗世末期至早白垩世末期的一期烃类持续充注。     

塔中1井储层段岩石学特征及成岩作用

本文对塔中１井储层段进行了岩芯、薄片、阴极发光等观察和分析，划分出了角砾白云岩、残余颗粒白云岩和晶粒白云岩３种岩石类型，识别出了白云石化、硅化、方解石化、重晶石化、萤石化、黄铁矿化、自生粘土矿物化以及溶解、压溶等成岩作用类型；归纳出塔中１井储层段经历了３个成岩阶段、４种成岩环境的改造和叠加，并在物性测定的基础上给出３个岩性段的储集条件．     

乌石东区成岩演化数值模拟与孔隙度预测

乌石东区已发现的商业性油田主要形成于复杂陆相沉积环境, 受构造、沉积和成岩作用综合影响, 储层非均质性强, 油藏渗流特征复杂, 直接影响着油田的开发方案制定。因此, 有必要开展储层物性主控因素分析, 从理论上和技术上实现甜点区预测。研究采用成岩数值模拟的方法, 基于成岩环境参数, 应用化学动力学模型, 通过对镜质组反射率、古地温、伊/蒙混层中蒙皂石层含量和石英自生加大的模拟, 加权平均得到成岩指数。根据成岩指数的变化对储层成岩阶段及孔隙度横向展布规律进行预测。模拟结果表明, 乌石东区成岩阶段主要为中成岩A1-A2期, 凹陷中心成岩作用较强, 向北逐渐减弱。综合沉积、成岩等认识, 建立孔隙度预测模型, 对孔隙度进行平面预测, 预测结果表明: 顺物源方向, 随埋深增大, 储层物性变差, 同成岩作用变化趋势一致。