南黄海盆地海相储层成岩作用与储层发育特征

南黄海盆地与下扬子陆域具有较为一致的沉积构造演化史,全区具有良好的油气成藏条件,油气资源潜力大,特别是中—古生界海相地层有可能是下一步油气勘探的突破新区。以南黄海盆地为主体的下扬子地区海相储层类型包括砂岩储层、碳酸盐岩储层和泥页岩储层三大类。基于岩性特征、成岩作用、储集空间和物性条件等分析,认为砂岩储层有利的储集体主要为裂缝—次生孔隙型,碳酸盐岩储层中未被胶结物充填或者部分充填的孔、缝、洞可作为有利储集体,泥页岩储层中的有利储集空间为高有机质丰度层段中的无机孔隙、有机孔隙和裂缝较发育带。     

东营凹陷沙河街组沙三下-沙四上亚段泥页岩岩相与沉积环境的响应关系

泥页岩的沉积环境控制了矿物、有机质特征和岩相类型。开展东营凹陷古近系沙河街组泥页岩薄片、X衍射、热解和微量元素等分析,研究各层段元素地球化学特征和岩相类型,探索沉积环境变化与岩相组合的响应关系。研究表明沙河街组沙三下-沙四上亚段泥页岩包含了均匀块状泥岩、细纹层状页岩、宽纹层状页岩、断续纹层状页岩和含石膏构造泥岩5种岩相类型。各层段沉积环境变化明显,沙四纯下次亚段沉积时期水体盐度最高,随着湖泊淡化,水体盐度降低,至沙三下亚段已演化为盐度较低且波动稳定的湖泊环境。岩石类型与沉积环境关系密切:沙四纯下次亚段浅水高盐度条件下沉积了石膏构造泥岩和少量均匀块状泥岩;沙四纯上底部高盐度水体加深的环境下沉积宽纹层页岩和少量细纹层页岩;沙四纯上次亚段上部盐度降低环境沉积均匀块状泥岩和少量宽纹层页岩;沙三下亚段深水安静且盐度较低的环境沉积细纹层页岩,充分展现了沉积环境对岩相的控制作用。因此,关注泥页岩沉积环境演变与岩相成因,探讨岩石与沉积环境响应关系,能够为非常规油气勘探提供新的思路。     

四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩孔隙特征及演化模式

本文以四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组富有机质页岩为研究对象,通过FE-SEM扫描电镜、高压压汞、低温N_2吸附和低温CO_2吸附相结合的方法对页岩孔隙结构特征进行表征,明确了页岩孔隙发育的主控因素,并探讨了页岩孔隙演化特征。研究认为龙马溪组页岩微观孔隙类型以有机质孔隙为主,页岩气吸附的主要场所是纳米级微孔和中孔。页岩储层孔隙结构主要受控于有机质含量和矿物组分,较高有机质含量、硅质页岩相为有利的孔隙发育条件。页岩中孔隙演化主要是有机孔演化。有机质热演化程度对页岩孔隙的控制作用明显,有机质孔隙度在镜质体反射率约为1.8%时达到最大值,适中的热演化程度对页岩孔隙发育最为有利。     

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层特征及影响因素

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩为主,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低,反映了近物源和多物源的特征。通过对研究区的岩心化验分析资料、薄片和扫描电镜资料的分析,认为深县凹陷东营组储集空间类型主要包括原生孔隙和次生孔隙两类,其中以原生的粒间孔隙为主。研究区岩性孔渗资料的统计结果表明,储层的物性较好,基本为中高孔中渗型储层,根据深县凹陷储层评价标准,可以将深县凹陷储层分为4类,东营组储层主要是Ⅰ类和Ⅱ类储层。深县凹陷东营组主要为辫状河流相沉积,其沉积作用直接决定着储集砂体的类型、展布范围以及后期成岩改造作用。而储层储集性能主要受原始沉积作用及后期成岩作用共同控制,控制储层孔隙演化的成岩作用主要为机械压实作用和胶结作用。     

页岩气储层非均质性研究——以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例

在详细调研国内外页岩气储层非均质性研究的基础上,以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例,通过平面、层内和微观3个方面分析了泥页岩非均质性特征。平面非均质性主要受区域沉积特征和泥页岩有机地球化学特征控制,盆地中西部主要发育泥质砂岩和砂质泥岩,总有机碳含量TOC和有机质成熟度相对较低;东北部泥质灰岩发育,TOC和有机质成熟度较高;南部以碳质泥页岩为主,TOC和有机质成熟度最高(镜质体反射率Ro可达4.0%)。连井剖面和单井泥岩层矿物特征分析表明,层内非均质性较强,主要表现为横向上地层总厚度、泥页岩单层厚度、泥页岩发育层数、夹层特征和顶—底板岩性沿剖面变化快,纵向上矿物成分和岩石脆性度差异明显。微观非均质性主要受孔隙类型和基质微裂缝影响,黏土层间孔隙和有机质孔隙发育,基质微裂缝对沟通孔隙起主要作用。综合分析认为,四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气储层非均质性特征明显,对页岩气井产能和页岩气采收率有重要影响。     

莱州湾凹陷南部地区浅层沙三下亚段混积岩岩石学特征及成岩作用

通过对莱州湾凹陷区域构造地质背景、岩石学特征、沉积环境等分析,认为莱州湾凹陷南部地区古近系沙三下亚段的地层埋藏浅,广泛发育湖相碳酸盐岩与陆源碎屑岩的混合沉积,混合沉积特征主要为结构混合和互层混合。考虑到混积岩成分和成因的复杂性,本文在岩心、壁心观察、铸体薄片鉴定、荧光薄片鉴定和扫描电镜分析的基础上,对莱州湾凹陷南部地区混积岩样品进行了X-射线衍射分析和岩石有机质中碳氢氧元素分析,分析了碳酸盐岩和陆源碎屑岩混积的岩石学特征。结果显示:莱州湾凹陷南部地区浅层沙三下亚段混积岩中陆源碎屑平均含量为60.5%,碳酸盐矿物含量为28.2%,属于碳酸盐质陆源碎屑岩,混积岩主要为泥灰岩、灰质砂岩和砂质白云岩。其中,碎屑矿物主要以细-粉砂级石英为主,碳酸盐矿物主要为泥晶方解石;粘土矿物组合主要为伊蒙混层,其次为伊利石、高岭石和绿泥石;且三者呈均匀混合的特征。同时通过铸体薄片、扫描电镜和储层流体包裹体观察,综合分析成岩作用表明,埋藏浅的沙三下亚段混积岩储层主要经历了压实、压溶作用、溶蚀作用、胶结交代作用,其中胶结交代作用较强,而研究区压实、压溶作用对比渤海湾盆地大部分埋藏较深的古近系地层都弱,储集空间以原生粒间孔为主,其次为粒内溶蚀孔和微缝。压实、压溶作用弱和溶蚀作用强是研究区沙三下亚段储层物性好的主要原因。     

苏北盆地阜二段陆相页岩油气勘探潜力分析

苏北盆地古近系为陆相泥页岩沉积,纵向上主要发育阜二段、阜四段两套富有机质泥页岩,其中阜二段泥页岩厚度大,有机质丰度高、类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主,主要处于成熟演化阶段;各类微乳隙、微裂缝发育,形成的网状储集体系为油气的赋存与流动提供了空间,具备形成页岩油气的物质基础和储集条件;无机矿物中脆性矿物含量较高,黏土矿物含量较低,利于页岩油的开采;多口井见到油气显示,部分井试获工业油流,展示苏北盆地页岩油具有较大的勘探潜力.     

盐家地区沙四上亚段储层成岩作用及孔隙演化

盐家地区位于东营凹陷北部陡坡带,沙四上亚段形成了近岸水下扇沉积体系.本次研究利用扫描电镜、铸体薄片等方法.结合X-射线衍射分析化验资料,着重对成岩作用以及孔隙演化等方面做了研究.该区储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度低;对储层有显著影响的成岩作用主要有机械压实作用,胶结作用,以及长石、岩屑等不稳定碎屑的溶蚀作用;通过有机质热演化、黏土矿物的含量变化及相互转化、石英加大程度以及溶蚀作用等的分析,可以推知盐家地区沙四上亚段储层处于中成岩阶段A期;2个次生孔隙发育带的形成分别与长石溶解与碳酸盐溶解有关.     

西湖凹陷Y构造花港组致密砂岩成藏特征

致密砂岩相对优质储层发育控制因素及其成藏特征是制约西湖凹陷深层勘探的关键问题。三潭深凹Y构造花港组是致密砂岩重要勘探领域。利用岩石薄片鉴定、扫描电镜、压汞实验等测试手段，从沉积环境相带、成岩矿物作用、构造幅度与储层有效充注和富集程度等方面，对Y构造致密砂岩储层发育特征、成藏过程及其控制因素开展研究。研究结果表明，研究区致密砂岩储层分为4类，其中，Ⅰ类储层是相对优质储层，是油气优先充注的优质通道。高能沉积环境中粗粒沉积是相对优质储层形成的前提，孔隙衬垫绿泥石利于原生粒间孔隙保存，并且促进晚期溶蚀，是物性改善的关键。Y构造致密砂岩发育叠覆跨越成藏组合，相对优质储层和构造幅度共同控制储层含气性，构造幅度增加，在相对较差储层（Ⅱ类和Ⅲ类）中同样发育气层。该研究对西湖凹陷致密砂岩气富集区的寻找及优选具有重要的指导意义。     

西湖凹陷KX构造平湖组储层特征及主控因素研究

西湖凹陷KX构造始新统平湖组是重要产气层系.利用大量薄片、岩心和分析化验资料,对该平湖组储集层进行了详细的岩石学特征、储层物性分析以及影响储层发育的主控因素的研究.结果表明,该套储层的岩石类型以长石岩屑质石英砂岩主,填隙物丰富、分选中等—好、成分成熟度低、磨圆程度高;孔隙类型以次生孔隙为主;喉道类型以片状、弯曲片状喉道为主;孔喉组合类型为中孔小喉、小孔小喉组合;储层物性较差,为低孔低渗储层;平湖组储层主要受潮汐改造的分流河道微相控制,压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用等成岩作用是研究区储集层物性的主要控制因素.     

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素,通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征,并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明:长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔),储层孔隙度平均为9.6%;渗透率平均为0.67×10~(-3)μm~2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素,其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础,沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失,硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙,加之伊利石对孔吼的堵塞,最终形成致密砂岩。     

渤中凹陷A2—1构造东营组储层物性控制因素分析

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料,分析了渤中凹陷A2—1构造东营组砂岩储层品质控制因素,探讨了测试段产能差异的原因。通过分析认为：渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制。在负胶结物投点图上,犬部分砂岩都落在压实作用区间,显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量方面的影响,随着粒度变细、泥质含量增加,渗透率明显降低。储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高,是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。两测试段储层中溶蚀作用普遍存在,主要体现在对长石的溶蚀,DST2测试段是强超压的半封闭系统,溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中,对储层物性破坏较大。黏土转化阶段与渗透率的快速降低段有较好的对应关系,渗透率变差段主要出现在伊蒙混层有序混层带以下。     

风化壳型花岗岩潜山有效储层预测——以平湖斜坡宝云亭地区为例

平湖斜坡是东海盆地西湖凹陷的油气重点勘探区域,随着勘探开发的不断深入,深部和基底潜山油气藏成为重要的油气勘探接替领域。为进一步指导该区油气勘探,综合利用录井、测井、地震、岩心与实验分析等多种资料,对平湖斜坡宝云亭油气区花岗岩潜山储层发育主控因素及有效储层分布开展研究。结果表明,矿物成分为花岗岩储层的形成提供物质基础,风化淋滤控制溶蚀孔隙形成,构造活动形成大量裂缝提升储层物性,三者共同控制着花岗岩潜山储层展布。利用古地貌恢复、蚂蚁体属性提取等手段,预测风化溶蚀强度和裂缝发育程度,对宝云亭油气区花岗岩潜山储层进行了综合评价。     

下扬子地区官地1井下寒武统海相泥页岩孔隙发育特征及影响因素

以下扬子陆域地区官地1井下寒武统幕府山组海相泥页岩岩心样品为研究对象,综合运用场发射扫描电镜、X衍射分析、气体吸附、高压压汞和有机地球化学分析等实验测试手段,系统研究了官地1井幕府山组泥页岩孔隙结构特征和孔隙发育影响因素。研究表明：(1)官地1井幕府山组泥页岩矿物组成以石英、方解石胶结物和黏土矿物为主,其总有机碳含量较高,有机质类型以I型干酪根为主且均处于过成熟阶段;(2)泥页岩孔隙类型主要为基质孔隙（粒间孔隙和粒内孔隙）、有机质孔隙和微裂隙,其中以有机质孔隙含量居多,而粒间孔隙面孔率占比最高;(3)有机质丰度对有机质孔隙的孔径和比表面积具有一定的影响,压实作用则构成过成熟阶段孔隙演化的主要因素,而刚性矿物具有一定的支撑作用并对有机质孔隙的保存具有积极意义;(4)分形维数与总有机碳含量和比表面积相关性较好,而与孔隙体积相关性弱,反映孔壁粗糙程度及孔隙结构复杂程度受有机质丰度影响。     

川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征北大核心CSCD

以川东南龙马溪组页岩为研究对象,借助扫描电镜及压汞-吸附联合技术对其微观孔隙结构进行表征,利用吸-脱附曲线特性及FHH分形理论对孔隙形态和分形维数进行研究,结果表明,龙马溪组页岩储集空间中约80%为微-介孔,其中贫有机质页岩以平板状孔隙为主,分形维数一般小于2.75,在扫描电镜下呈现颗粒矿物粒缘缝及伊利石片层晶间孔;富有机质页岩则以"墨水瓶"状孔隙为主,分形维数一般大于2.85,主要为有机质孔。TOC含量与总孔容、吸-脱附滞回面积及分形维数均呈显著正相关关系,表明随着TOC含量增加,页岩孔隙由平行板状为主的无机孔隙网络过渡至"墨水瓶"效应显著的有机孔隙网络,有机质孔隙为富有机质页岩主要储集空间,同时多重毛管力叠加及扩散能力降低,使得页岩微观封闭能力提高,有利于页岩气富集与保存。     

北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层特征与主控因素分析

北部湾盆地涠西南凹陷已发现多个碳酸盐岩潜山油田和含油构造,运用岩心、薄片、钻井、测井、地震等资料,对石炭系碳酸盐岩储层特征及主控因素进行了综合分析。研究认为涠西南凹陷碳酸盐潜山主要分布在一号断裂带至二号断裂带附近,其中一号断裂带碳酸盐岩潜山主要为上石炭统黄龙组,岩性为浅灰色灰岩、白云质灰岩、白云岩互层,沉积微相以碳酸盐台地-台缘生屑灰岩滩为主,发育裂缝、溶孔、溶洞等储集空间;二号断裂带碳酸盐岩潜山主要为下石炭统下部石磴子段、孟公拗段,岩性为灰色、深灰色灰岩,沉积微相以台内灰岩滩沉积和台缘生屑灰岩滩为主,发育良好的裂缝型储集层。碳酸盐岩潜山储层发育程度主要受碳酸盐岩沉积环境、地下水活动、古构造应力以及潜山上覆地层岩性等内因和外因诸多因素影响,在这些因素共同作用下,涠西南凹陷碳酸盐岩潜山发育孔隙、裂缝、溶洞等多种储集空间,具备良好的储集条件。     

川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征

以川东南龙马溪组页岩为研究对象,借助扫描电镜及压汞-吸附联合技术对其微观孔隙结构进行表征,利用吸-脱附曲线特性及FHH分形理论对孔隙形态和分形维数进行研究,结果表明,龙马溪组页岩储集空间中约80%为微-介孔,其中贫有机质页岩以平板状孔隙为主,分形维数一般小于2.75,在扫描电镜下呈现颗粒矿物粒缘缝及伊利石片层晶间孔;富有机质页岩则以"墨水瓶"状孔隙为主,分形维数一般大于2.85,主要为有机质孔。TOC含量与总孔容、吸-脱附滞回面积及分形维数均呈显著正相关关系,表明随着TOC含量增加,页岩孔隙由平行板状为主的无机孔隙网络过渡至"墨水瓶"效应显著的有机孔隙网络,有机质孔隙为富有机质页岩主要储集空间,同时多重毛管力叠加及扩散能力降低,使得页岩微观封闭能力提高,有利于页岩气富集与保存。     

塔贝尔凹陷南屯组二段沉积体系平面展布特征

利用岩心、测井、地震、岩石薄片、分析化验等资料,对塔贝尔凹陷南屯组二段沉积微相进行了研究.研究结果表明,塔贝尔凹陷主要发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇、湖底扇和湖泊沉积体系,其中扇三角洲沉积体系和湖泊沉积体系是研究区内最为发育的沉积体系类型.综合利用各种地震相分析、地震属性分析、砂岩百分含量、地层倾角测井、重矿物等资料...     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长7段致密油储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地延长组石油资源丰富,储层致密,为了查明湖盆致密砂岩储层发育机理,综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、高压压汞测试等方法,对鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油储层特征及其发育主控因素进行了分析。研究结果显示,研究区长7段长石含量高,主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。致密砂岩储层孔隙类型以长石粒内溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,同时晶间微孔和微裂缝较为发育。研究区长7段时期主要为三角洲前缘与滨浅湖沉积环境,水动力较弱,发育砂岩中泥质含量较高。中等强度压实作用及早期的方解石胶结作用使原生孔隙消失殆尽,胶结作用进一步使孔隙减小。由于长石及黏土含量较高,其受溶蚀作用形成溶蚀孔隙,改善储层质量,同时也是研究区长7段致密砂岩储层发育的主要控制因素。     

东海陆架盆地N气田花港组储层特征及分类评价

东海陆架盆地西湖凹陷古近系花港组储层为典型的低孔、低渗储层。基于大量岩心物性、粒度、薄片、压汞等资料,对N气田目的层储层岩性、物性和孔隙结构特征进行精细评价。结果表明:N气田花港组储层岩性以细砂岩为主,矿物成分构成稳定,以石英为主,黏土含量低,岩性较纯;随着埋藏变深,孔隙变差,粒间孔减少,溶蚀孔增加,孔喉半径减小,连通性变差;局部发育砂砾岩,且渗透率大于细砂岩一个数量级以上,可作为甜点储层开发。基于实验和试油资料统计结果,建立了一套适用于花港组储层的综合分类评价标准,包含孔隙度、渗透率、饱和度和地质特征4类储层重要参数,分类结果特征鲜明,分类依据科学可靠,为该区域低孔、低渗储层勘探开发提供依据。