准噶尔盆地玛北地区三叠系百口泉组优质储层成因分析

勘探实践表明,准噶尔盆地西北缘玛北地区三叠系百口泉组存在大量优质储层,然而其成因需要进一步研究.岩石学特征、物性特征、沉积环境特征、成岩作用特征的研究表明:玛北地区三叠系百口泉组储层以粗碎屑的砂砾岩为主,细碎屑的砂岩类储层含量较少,储层平均孔隙度主要分布于7%～9%之间,平均渗透率主要分布于0.9×10-3μm2～1.4×10-3μm2之间.储层主要发育于扇三角洲前缘水下分流河道及扇三角洲平原分流河道微相,在构造坡折带的影响下,经过水体较长时间淘洗的扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩储层物性最好,往往成为该区优质储层,扇三角洲平原分流河道砂砾岩储层的物性次之.压实作用造成了泥质杂基含量较高的砂砾岩储层物性的不可逆降低,成岩早期适量的胶结物提供了支撑颗粒骨架,可以抵御压实作用对储层物性的影响,但成岩晚期大量的胶结物可以阻塞孔隙,对储层具有不利的影响,长石颗粒及沸石类胶结物的溶蚀作用对储层物性的改善具有积极意义.     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9储层地质特征

研究鄂尔多斯盆地志丹地区长9油层组的储层地质特征,通过钻井取心、薄片鉴定、物性分析及测井等资料,综合分析长9油层组的沉积、储层和成岩作用特征及其储集物性的影响因素。研究表明：长9油层组主要为三角洲前缘水下分流河道、滨浅湖和半深湖—深湖沉积,岩性以细粒长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,整体具有成分成熟度低而结构成熟度较高的特点,孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔隙为主,储层物性差,为超低孔低渗的致密砂岩储层。鄂尔多斯盆地志丹地区长9储层地质特征复杂,储集物性受沉积微相和成岩作用的共同控制,以水下分流河道砂为主要储集体,压实作用和胶结作用使储层物性明显变差,而溶蚀作用对储层物性起主要贡献作用。     

大安油田扶余油层致密砂岩储层物性特征及影响因素分析

致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等典型特征,如何有效地勘探和开发这类储层是人们普遍关心的问题。因此,对致密砂岩储层物性特征、孔隙发育影响因素的研究对于以后的油气的勘探开发提供有力的地质依据。大安油田区域构造位于松辽盆地南部中央凹陷区大安—红岗阶地二级构造带中,研究区位于阶地最深洼槽轴线上,目的层位扶余油层是主要的开发层位。通过岩心观察、测井资料、普通薄片分析、铸体薄片分析和室内分析化验,结合前人研究资料,对松辽盆地大安油田扶余油层三角洲相致密砂岩储层特征和致密储层的物性影响因素进行了研究。研究结果表明:1)扶余油层是受西北物源控制的河控三角洲沉积体系,早期为三角洲平原亚相沉积,主要发育的微相类型有分流河道、决口扇、决口河道、溢岸薄层砂、天然堤、分流间湾等,晚期主要为三角洲前缘亚相沉积,发育的微相有水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间等。2)扶余油层储层主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩屑和长石含量高,岩屑含量为33%~38%,长石含量约为36.8%,石英含量相对偏低,约为28.2%,具有低成分成熟度的特点;储层砂岩粒度细,多为细砂岩和粉砂岩,颗粒分选较差,磨圆程度成次棱角状,具有低结构成熟度的特点;储层物性特征为平均孔隙度为8.02%,平均渗透率为0.172×10-3μm2,孔渗相关性好,是典型致密砂岩孔隙型储层;储层发育原生孔隙、次生孔隙和混合孔隙三种孔隙类型,以原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔隙和微孔隙为主。3)研究区储层物性主要受到沉积作用和成岩作用的影响。具体来说:a)沉积作用是控制储层物性的最基本因素,控制着储层的宏观分布,影响着岩石的粒度、组分等,分流河道砂体作为研究区内的骨架砂体,物性相对好,是优质储层发育区。岩石组分对储层物性有很大影响,石英颗粒抗压实,埋藏过程中增加原生孔隙的保存,长石颗粒易溶蚀,产生溶蚀次生孔隙,增加孔渗性,碳酸盐胶结物易堵塞孔隙和喉道,使储层物性变差;沉积碎屑颗粒粒径越大,原始孔隙结构越好,孔喉越粗,储层物性越好。b)成岩作用对储层的物性有决定性的影响,压实作用和胶结作用是本区储层致密的主要因素,沉积埋藏后强烈的机械压实作用使得塑性矿物易被压弯变形,定向排列,颗粒排列紧密,多呈点-线接触和线接触,孔渗性明显变差;研究区胶结作用主要类型有碳酸盐岩胶结和黏土矿物胶结及硅质胶结,胶结物进一步堵塞孔喉,使储层物性明显变差,是储层致密的重要因素;溶蚀作用对储层物性有一定的改善,长石、岩屑颗粒和部分碳酸盐胶结物的溶蚀,易形成次生溶蚀孔和微孔隙,改善储层物性,是致密储层中优质储层形成的关键性因素。     

宜川-旬邑地区长8油层组储层特征与控制因素

宜川-旬邑地区上三叠统延长组长8油层组主要为三角洲前缘沉积环境,局部发育湖底滑塌扇体.岩心观察、薄片分析、扫描电镜及压汞测试表明,长8油层组主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型以残余原生粒间孔为主,次为长石溶孔,多为片状喉道和弯片状喉道,孔隙结构以小孔隙-微喉-细喉型与细孔隙-微喉-细喉型为主,储层非均质性强,水下分流河道、河口坝储层物性最好,分支水道最差,绿泥石环边胶结成岩相及石英次生加大胶结成岩相为有利成岩相,压实和胶结作用分别损失的孔隙度为25.65%和3.31%,溶蚀作用整体新增0.83%孔隙度,形成长8油层组目前低孔-超低孔致密砂岩储层.     

辫状河三角洲水下分流河道储层特征

以海安南地区堡1断块泰州组一段为例,在岩石薄片和压汞资料分析的基础上,从砂体的内部结构入手对水下分流河道储层特征进行了研究,将泰一段储层的孔隙结构划分为三种类型。经研究表明：泰一段辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体内部结构单元为典型的中一低孔、中一低渗储层,碎屑组份成分成熟度和结构成熟度均较低,储层孔隙类型以次生孔隙为主,原生孔隙较不发育;填隙物为泥质杂基和碳酸盐矿物胶结物,属长石岩屑质砂岩和岩屑长石质砂岩;成岩作用主要发育压实作用、胶结交代作用和溶解溶蚀作用等,塑性颗粒的变形、碎屑颗粒的破裂甚至错断、石英次生加大、方解石及铁白云石交代碎屑组份、溶蚀现象等均较普遍。对各结构单元孔隙结构类型参数分析表明,水下分流河道内部结构单元河道主体砂岩储集性能好于河道侧缘,认为岩相类型和沉积环境是影响储层物性的原生因素。     

鄂尔多斯盆地吴起曾岔地区长6油层组储层特征及控制因素分析

通过对鄂尔多斯盆地吴起曾岔地区延长组长6储层的铸体薄片、电镜扫描、压汞等资料的综合研究,分析了储层的岩石学、孔隙结构及物性等特征,并剖析物性优劣的控制因素。研究表明,以水下分流河道为储集主体的长6储层砂岩主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,填隙物以绿泥石和(铁)方解石为主,储集空间以残余粒间孔和长石溶孔为主,喉道为小孔细喉型,物性较差,为低孔特低渗储层。控制储层物性的主要因素有:源区母岩、沉积环境和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。     

松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层特征及其主控因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段,研究了松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层的沉积特征、岩石学特征、物性特征、孔隙类型、结构特征及成岩作用特征,并进一步分析了储层主控因素。研究结果表明:红岗北地区扶余油层岩性油藏储层主要是顺源带状展布的(水下)分流河道微相及河口坝微相砂体,岩性主要以长石岩屑砂岩、粉砂岩为主,属于低—特低孔、低—特低渗储层,成岩阶段处于晚成岩A2段。储层物性主要受控于成岩作用和沉积微相,压实和胶结作用使储层孔隙度大量丧失、物性变差,而溶蚀作用产生次生孔隙使储层物性得到改善;不同沉积微相类型的储层物性差异较大,分流河道微相和河口坝(或席状砂主体)微相是油气聚集的有利相带。     

玛湖凹陷夏子街地区三叠系百口泉组砂砾岩储层特征及控制因素

针对准噶尔盆地玛湖凹陷夏子街地区百口泉组砂砾岩储层,通过岩芯观察、薄片鉴定、阴极发光及定量统计分析等,对研究区岩石学特征、储集物性、成岩作用特征及差异性表征、储层控制因素进行了详细的研究。结果表明:研究区可识别出扇三角洲平原和扇三角洲前缘两个亚相类型。并总结出杂基支撑中砾岩相、杂基支撑细砾岩相、颗粒支撑中砾岩相、颗粒支撑细砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相、粗砂岩相、中砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相及泥岩相11种岩相类型以及6种岩相组合类型。储集空间主要为长石、岩屑颗粒及杂基溶蚀形成的次生孔隙,孔隙度主要分布在2.5%~21.2%,平均7.94%,渗透率主要分布在（0.01~982）×10-3 μm2,平均为5.6×10-3 μm2,属于低孔低渗储层。研究区发育压实、胶结、溶解等成岩作用类型,共划分出8种成岩相。岩相和成岩相共同控制储层物性。扇三角洲平原泥石流沉积储层以杂基支撑中砾岩、杂基支撑细砾岩、中砂岩相和细砂岩相为主,压实作用强,杂基含量高,胶结作用与溶蚀作用弱,储集性能差,扇三角洲前缘分流河道储层以颗粒支撑中砾岩、颗粒支撑细砾岩、含砾砂岩和粉砂岩相为主,成岩作用复杂,相序底部压实较强,中部可见沸石与碳酸盐胶结,保留少量的原生粒间孔隙,并且不稳定岩屑颗粒和沸石胶结物通常发生溶解,形成次生孔隙,改善储层物性。     

白音查干凹陷桑合地区腾格尔组储层特征及主控因素分析

白音查干凹陷桑合地区腾格尔组碎屑岩储层岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,填隙物以钙质胶结物为主,孔隙式胶结。储集空间类型主要为原生孔隙,以点状、片状喉道为主,具有喉道半径差别大,分选差,孔隙连通性差等孔隙结构特征。沉积环境及成岩作用为该区储层发育的主控因素。扇三角洲平原和前缘过渡带为有利储层发育区。压实及胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层起破坏性作用;溶蚀作用则通过形成次生溶孔对储层起建设性作用。纵向上,发育两个储层物性异常带;平面上,扇三角洲平原与前缘相的过渡带为近物源、多物源、快速堆积模式,压实作用占主导地位,沉积相带与成岩相带共同作用形成平衡带。多种控制因素的综合效应,是该平衡带储层物性变好的主要原因。     

二连盆地乌里雅斯太凹陷H区阿尔善油层组储层特征及影响因素

为了研究二连盆地乌里雅斯太凹陷H区阿尔善油层组储层特征及影响因素,采用储层岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞等测试资料,对储层岩石学特征、孔隙特征、物性特征、沉积作用和成岩作用进行了分析,结果表明阿尔善油层组为近源、快速堆积,砂岩类型主要是长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,表现为胶结物含量高、结构成熟度低和成分成熟度低的"一高两低"特点。储层受碎屑粒径、压实程度、碳酸盐含量的影响,主要发育中-细喉道,储集空间以残余粒间孔和粒间溶孔为主,物性分析判断为低孔-低渗储层。研究区最好的储层为扇三角洲前缘水下分流河道砂,其次为远端席状砂和河口坝砂。研究区目的层原始孔渗分布主要受沉积作用控制;成岩作用中胶结作用对储层既有部分破坏作用又有部分改善作用,压实作用主要起破坏作用,溶解作用主要起改善作用。     

鄂尔多斯盆地临兴区块盒8段致密砂岩物性影响因素

通过分析铸体薄片、物性、扫描电镜及压汞等资料,探讨了鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块盒8段致密砂岩的储层特征及物性影响因素。结果表明：盒8段储层岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.38 mD;主要孔隙类型为次生溶孔,孔喉半径的分布以双峰状为主,主峰值偏向于相对小的半径,砂岩以相对小孔隙为主;成岩作用主要包括压实作用、溶蚀作用、胶结作用及交代作用等,具有压实强而普遍、溶蚀普遍但不充分、胶结和交代作用强等特征;受贫石英、富岩屑和长石的碎屑组分特征影响,各组分含量对物性有影响但无明显控制作用;粒度是物性的主控因素,粒度越粗物性越好;此外,溶蚀作用对砂岩物性也有一定的积极作用,而封闭成岩体系下的强胶结作用是导致储层致密的主要因素。     

鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理

长北气田山西组二段主要为三角洲平原分支河道沉积的石英砂岩和岩屑砂岩,其埋藏深度中等（2 700～2 950 m）,但物性较差（孔隙度和渗透率平均分别为5.2%,0.7×10-3μm2）,属于低孔低渗的致密储层。造成低孔低渗的主要原因是：该套砂岩形成于三角洲平原含煤酸性环境,砂岩中原始孔隙水介质呈酸性,碳酸钙处于不饱和状...     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长6油层组储集层成岩作用及其影响因素

鄂尔多斯盆地延长组长6油层组储集层是受沉积作用和成岩作用共同控制的典型低孔低渗储集层.长6油层组储集层主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩.盆地北部砂体具有长石含量高和石英含量低的特点,西南地区具有长石含量低、石英含量高和杂基含量高的特点.储集空间以剩余粒间孔和次生溶蚀孔为主.主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用...     

北黄海盆地东部坳陷下白垩统砂岩成岩作用及其储层意义

通过对取芯井砂岩镜下特征及孔隙度渗透率变化的分析,研究了北黄海盆地东部坳陷下白垩统砂岩的成岩作用及其储层意义。结果显示,储层砂岩类型以长石砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主,处于中成岩作用阶段的A亚期末期至B亚期早期。主要的成岩作用类型有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用、蚀变作用、溶蚀作用和重结晶作用,主要孔隙类型有粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物内孔隙和次生裂缝。长石砂岩是主要储层。压实作用、压溶作用、胶结作用和重结晶作用使砂岩孔隙度减小,降低了储层物性,起到破坏性作用;交代作用、蚀变作用和溶蚀作用使砂岩孔隙度增大,改善了储层物性,起到建设性作用。孔隙度和渗透率整体上由浅变深而呈现由大到小趋势,在深度为3 000~3 020 m和3 140~3 250 m时出现异常高值,孔隙度与渗透率的异常高值带是次生孔隙发育带。     

Reservoir characteristics and main controlling factors of oil sand in Houba area,northwestern Sichuan Basin,China

Houba oil sand in frontier Longmenshan Mountain is one of the most typically important unconventional resources. The basic reservoir characteristics of oil sand and the main factors affecting reservoir quality were examined in this article based on porosity, permeability, and mercury porosimetry measurements; thin section analyses; SEM observation; and X-ray diffraction analysis. This study shows that the oil-bearing sandstone reservoir is mainly medium?coarse-grained sublitharenite and litharenite. The main pore type is intergranular pores, including residual primary intergranular pores, dissolved intergranular pores, and dissolved intragranular pores; fractures are common in this study area. The quality of sandstone reservoir is of high porosity and high permeability with a high oil saturation of 89.84 %. It is indicated that the main controlling factors of the reservoir in the study area include deposition, diagenesis, and tectonism. Deposition laid a foundation to porosity evolution, and channel sand is the most favorable depositional facies for the reservoir. Diagenetic alterations are the keys to reservoir evolution; dissolution and chlorite coatings cementation play an effective role in the generation and preservation of pores. Compaction, carbonate cementation, and quartz overgrowth cause many damages to the reservoir porosity. Fractures caused by structural breakages can improve the reservoir permeability and they also can provide fluid migration pathways to the late corrosion, which formed a lot of corroded fissures as reservoir and percolation spaces.     

车西洼陷陡坡带沙三下亚段近岸水下扇储层成岩演化及其对储层物性影响

利用岩芯观察、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及岩石物性测试等多种资料,本文对济阳坳陷车西洼陷陡坡带沙三下亚段近岸水下扇储层进行了探讨。结果表明,车西洼陷沙三下段近岸水下扇储层岩石类型宏观上主要表现为泥质杂基支撑砾岩、碎屑支撑砾岩、砾质砂岩等沉积,微观上以岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩为主,灰泥质杂基含量最高可达40%。车西洼陷沙三下段近岸水下扇储层为典型的特低孔、特低渗储层类型,其平均孔隙度和渗透率分别为3.42%、2.02×10-3μm2;但在3 500~4 000 m深度段发育异常高孔带,孔隙度可达10.2%,储集空间多为溶蚀孔和微裂缝。研究区储层经历了复杂的成岩演化过程,目前处于中成岩B期,其成岩演化序列为:压实作用/碳酸盐胶结→长石溶蚀/碳酸盐胶结物溶蚀→石英溶蚀/碳酸盐胶结/灰泥重结晶→石英加大/碳酸盐胶结溶蚀→碳酸盐胶结。不同亚相所经历的成岩演化有所差异,其中中扇辫状水道中远端及中扇前缘经历了多期溶蚀作用,储层物性相对较好,平均孔隙度分别可达4.5%,7.25%,为研究区近岸水下扇砂砾岩储层的“甜点区”。     

松辽盆地南部深层致密砂岩气储层形成机制及成藏主控因素

为了加快松辽盆地南部(简称松南)深层致密砂岩气勘探开发进程,开展致密砂岩储层形成机制及成藏主控因素研究。通过对松南深层致密砂岩的分析,根据致密砂岩岩性组合特征将已发现的深层致密气类型划分为稳定厚层砂型、砂泥互层型、泥包砂型3种类型,储层物性普遍差,孔隙度多小于6%,渗透率主体<0.10×10^-3μm²,属于特低孔、特低渗储层。通过对松南典型致密储层矿物成分与微观特征的分析发现,致密砂岩有效储层形成主要受3个方面因素控制：一是早成岩期发育绿泥石包壳,有效抑制成岩中后期粒间钙质胶结、硅质胶结的发生,保护原生残余粒间孔隙;二是富火山岩岩屑溶蚀形成次生孔隙;三是生烃增压产生大量微裂缝,改善储层渗流特征。在此基础上总结出松南致密砂岩气成藏控制因素,即充足气源提供物质基础、斜坡古沟谷与断裂控砂、次生溶蚀与微裂缝控储、断裂活动与稳定盖层控富。     

高邮凹陷永安地区戴南组一段储层特征及主控因素

通过岩心、铸体薄片、扫描电镜、物性分析和孔隙图像分析等资料,对高邮凹陷永安地区戴南组一段砂岩储层特征进行了系统分析,从沉积和成岩两方面对储层物性主控因素进行了研究。研究结果表明:岩石类型为长石岩屑砂岩,成分成熟度较低,粒度偏细,分选中等偏差; 储层物性以低孔低渗为主中孔中渗为辅,孔隙类型有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔,平均孔径为37.53 μm,喉道主要为可变端面的收缩部分,其次为片状和弯片状喉道,平均喉道半径为10.25 μm,孔喉配位数主要为3,分选性好。沉积作用是高邮凹陷永安地区戴南组一段砂岩储层物性主控因素之一,水动力强分选程度高的沉积环境形成的砂岩粒度大分选好,储层物性好; 不同的成岩作用类型对储层物性具有不同的控制作用,压实和胶结作用导致储层孔隙空间变小,物性变差,而溶蚀作用形成次生孔隙空间,储层物性得到改善,在2 500～2 700 m和2 850～2 950 m处形成了明显的次生孔隙发育带。     

准噶尔盆地中拐凸起侏罗系三工河组储层特征及控制因素

中拐凸起作为准噶尔盆地的一个正向二级构造单元,其成藏背景对油气勘探开发非常有利。选取三工河组主要钻井的岩芯和薄片进行岩石特征学的观察与鉴定,以及X衍射,测井录井,扫描电镜,压汞化验资料分析等手段对三工河组砂岩储层的物性及主控因素进行研究。结果表明:三工河组储层砂岩以长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,从三工河组一段到三工河组二段的颗粒逐渐变粗并且颗粒分选以好-中等为主,具有砂岩结构成熟度中等、成分成熟度较低等特征。三工河组储层局部呈低孔-低渗,主要孔渗特征还是以中孔-中渗为主。辫状河三角洲前缘水下分流河道等沉积微相控制着储层孔隙和砂岩粒度的发育。根据资料统计分析储层成岩演化期,认为储层致密性受压实与胶结作用影响最大,进入储层成岩后期,溶蚀作用在一定程度上改善了储层的孔隙度,并在增大储层孔隙度的同时为生成油气创造了良好的运移条件。