鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层岩石学特征

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组是该地区的主要产油层,素以“低孔低渗”而闻名。根据岩心观察、薄片鉴定、粒度分析和扫描电镜、阴极发光和X 衍射等分析化验对该地区延长组储层的岩石学特征及其变化规律进行了深入研究。研究表明,陇东地区延长组砂岩储层岩石类型主要为细中粒岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;成分成熟度较低;总体上从西部耿湾-环县向东至合水-塔儿湾,砂岩成分成熟度逐渐增高;下部的长8-长10及上部长1-长4+5较粗,为中细粒砂岩,中部长6、长7较细,多为粉-细砂岩。砂岩岩屑含量高、类型丰富,发育泥岩、白云岩等沉积岩岩屑,喷发岩、花岗岩等岩浆岩岩屑及板岩、千枚岩、片岩等变质岩岩屑,其中长8-长10以喷发岩岩屑为主,含量东西差异小,长1-长7以白云岩岩屑为主,含量西高东低;变质岩岩屑各层段都存在;云母在东部含量较高。按岩屑对成岩作用的影响分为刚性和塑性两大类,其中刚性可再细分为易溶与难溶两类,塑性可细分为易压实变形及易蚀变两类。此项研究成果对于分析延长期的盆地演化、物源类型及储层后期成岩作用及孔隙演化具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地陇东地区太原组铝土岩分布规律研究

鄂尔多斯盆地陇东地区太原组铝土岩是目前勘探热点。铝土岩横向变化快、厚度薄的特点,严重制约了铝土岩的勘探进程。综合钻井、岩心观察、扫描电镜、岩石薄片、模型正演等实验方法,对太原组铝土岩分布规律进行了深入研究。结果表明：陇东太原组含铝岩系纵向上具有三段式,岩性组合主要受岩溶古地貌单元控制。铝土岩厚度随着太原组波谷振幅的增强而变大,说明铝土岩厚度与波谷振幅呈正相关性。铝土岩在岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶洼地分别呈“鸡窝”状、带状及片状展布。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层孔隙成因类型及其控制因素

陇东地区延长组砂岩储层属于典型的低孔低渗储层,分析孔隙成因类型及其控制因素,对于寻找相对高孔渗储层具有重要指导意义。通过大量孔隙铸体薄片鉴定认为,陇东地区延长组砂岩发育原生与次生两大类孔隙类型,其中原生孔隙包括压实剩余原生粒间孔和胶结剩余原生粒间孔;次生孔隙包括粒间杂基及胶结物溶孔、长石和岩屑粒内溶孔及铸模孔、粒间高岭石绿泥石胶结物晶间孔;另外还存在少量构造成因的微裂缝。现今孔隙多为部分原生与部分次生组成的混合孔隙。孔隙成因类型受沉积条件和成岩作用双重因素控制,沉积条件决定了砂岩沉积时的水动力条件,从而决定了砂岩的岩石学特征和原生粒间孔的发育程度,压实作用决定了压实剩余粒间孔的大小与多少,胶结作用决定了胶结剩余粒间孔的多少,溶蚀作用控制了各种溶蚀孔隙的类型及发育程度,如粒间杂基和碳酸盐胶结物溶孔、长石及岩屑粒缘与粒内溶蚀孔隙的发育程度。原生孔隙在长8、长9、长4+5粒度较粗的层段中较明显,次生孔隙在长6、长7粒度细层段和顶部不整合面附近的长1-3中占的比例较多。系统运用大量薄片和物性资料首次明确指出陇东地区延长组砂岩储层孔隙为混合成因,且次生孔隙特征明显,原生孔隙由于压实和胶结作用大量损失。     

鄂尔多斯盆地神木地区下二叠统太原组浅水三角洲沉积特征

鄂尔多斯盆地神木地区太原组是在北隆南倾的古地形背景下形成的以浅水三角洲为主的充填沉积。携带沉积物的河流进入海水后,由于河水与海水之间存在着较大的密度差异、侧向扩散较少,其三角洲前缘沿着海底继续向前快速推进,使水下分流河道延伸较远。研究区地形坡度平缓、水体浅,三角洲平原向前推进并进一步降低了地形坡度,从而减弱了携带沉积物的流体的动能,使得大部分沉积物在三角洲平原的分流河道中沉积下来。同时因水体浅,河口坝、席状砂等前缘沉积物常遭受进积的水下分流河道的冲刷和侵蚀而难以保存。研究区三角洲平原分流河道沉积极为发育,前三角洲相对不发育,三角洲前缘也以水下分流河道沉积为主。分流河道、水下分流河道常对下伏沉积物强烈冲刷,切割先期的沉积物乃至包括海相沉积物在内的深水沉积物。在三角洲废弃期,三角洲前缘沉积物常被潮汐作用改造。三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体呈带状分布,是天然气勘探的有利目标。     

鄂尔多斯盆地双山地区太原组致密砂岩成岩相分析

通过岩心观察和铸体薄片鉴定分析方法,分析鄂尔多斯盆地双山地区太原组孔隙组合特征,结合其成岩作用特征划分成岩相类型,在单井单砂层内展开单点分析,再对其平面展布趋势进行宏观对比分析,进而对比不同类型成岩相在横向上的变化趋势。研究表明:鄂尔多斯盆地双山地区太原组成岩—孔隙组合类型主要划分为3种类型:Ⅰ类硅质胶结+溶蚀孔隙相、Ⅱ类混合胶结+溶蚀孔隙相和Ⅲ类混合胶结致密相;岩性主要为岩屑石英砂岩,成岩作用表现为强烈的压实作用和胶结作用,Ⅰ类成岩相的分布范围较为局限,Ⅱ类成岩相集中在地区中部,相对较差的Ⅲ类主要分布在地区周边分流间湾和河漫滩。     

鄂尔多斯盆地二叠系下统太原组沉降差异特征分析

为了研究鄂尔多斯盆地二叠系下统太原组的沉降差异特征,统计出盆地内各井太原组在晚二叠纪、晚三叠纪、早侏罗纪、中侏罗纪、早白垩纪以及现今的上覆岩层厚度,编绘出太原组在该沉积期沉降差异图。根据所绘的沉降差异图,分析得出鄂尔多斯盆地在二叠系至中侏罗系盆地沉降特征相似,其大体是南低北高,西低东高的趋势,且随时间推移沉积深度不断增加,而至白垩纪沉积时,盆地沉降中心略向西偏移,盆地中部较低,向四周逐渐升高,而盆地北部较东部高。而已发现气藏的位置与太原组在不同地质时期的沉降中心位置有一定的关系。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩成岩作用及孔隙演化

大量岩石薄片、孔隙铸体薄片、扫描电镜与X衍射以及常规物性等分析资料研究表明,鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组砂岩主要为成分成熟度及结构成熟度较低的长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩和长石砂岩。优质储层主要发育于粗粒富含刚性颗粒的砂岩中,这类砂岩在埋藏过程中由于早期快速埋藏加之泥岩、板岩及千枚岩岩屑含量高,经历了强烈的压实作用,使其由原始孔隙度大约为39%降低至18.5%;此后发生石英颗粒次生加大及绿泥石胶结,使孔隙有一定程度的损失(大约3.5%);紧随其后的是方解石及白云石碳酸盐胶结,损失孔隙度5%;后来出现碳酸盐胶结物与长石及岩屑的溶蚀作用,新增加孔隙度4％～8%,最晚期的是含铁方解石和含铁白云石胶结充注溶蚀孔隙和部分原生孔隙。     

鄂尔多斯盆地东北部太原组砂岩中伊利石的特征及成岩演化

岩石学观察和X射线衍射分析表明,伊利石是鄂尔多斯盆地东北部地区上古生界太原组砂岩储层中分布最广、含量最丰富的黏土矿物。显微观察识别出下述几种类型的伊利石:碎屑伊利石、具蒙皂石转化特征的伊利石、交代长石的伊利石、具高岭石过渡形貌的伊利石以及其他的自生伊利石。根据研究区太原组浅海沉积背景以及砂岩样品的组构、矿物学特征,认为一部分伊利石的成因与浅埋藏开放体系中大量外部来源的钾有关。而太原组砂岩中高岭石在数量上的缺失以及相关的岩相学特征则表明大部分伊利石应来自于深埋藏条件下钾长石与高岭石之间的反应。该过程是受到热力学与动力学控制的,早成岩期高K+/H+活度比的流体对钾长石的保存、伊利石化作用发生前长石向高岭石的转化以及相对较高的地层温度是其重要的控制条件。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组储层定量成岩相研究

应用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等资料,对陇东地区延长组储层成岩作用类型及定量强度进行了综合研究,用定量指标划分成岩相类型,建立了不同类型成岩相测井响应特征模板,并对成岩相纵向及平面分布进行了研究。压实、胶结、溶解3种主控成岩作用的强度计算与分级研究表明,研究区压实作用较强,主要为强压实、中压实,在粒度较细、杂基含量较高的砂岩中可达到极强压实;胶结作用强度差异较大,以弱胶结为主,局部地区发育强胶结;溶解作用强度较大,以中溶解、强溶解为主。成岩相类型可划分为中压实强溶解相、中压实中溶解相、中压实中胶结中溶解相、中压实强胶结相、强压实强溶解相、强压实中溶解相、强压实强胶结相、极强压实相8种成岩相类型。相对优质储集相(中压实中强溶解相和强压实强溶解相)在纵向上主要分布在长3油层组和长8油层组,平面上不同油层组相对优质储集相分布区存在差异,主要呈条带状和透镜状分布。     

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区二叠系P_1x-s储层特征

鄂尔多斯盆地北部伊盟隆起杭锦旗地区二叠系 P1 x - s直接覆盖在太古界变质结晶基底之上 ,为一套辫状河沉积和曲流河沉积砂岩。砂岩以岩屑砂岩为主。长石大部分蚀变为高岭石 ,但保持长石颗粒外形。由于压实作用和胶结作用的影响 ,砂岩中原生孔隙较少。孔隙以次生溶孔为主 ,由于长石含量低 ,粒内溶孔和铸模孔亦不发育 ,以粒间溶孔和溶蚀扩大孔为主。砂岩中不同产状的高岭石对储层孔渗的贡献不同。砂岩裂缝不发育 ,孔隙度和渗透率都较低 ,属中孔低渗的孔隙性储层。按储层分类的标准将本区储层划分为属 类和 类储层。     

鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系盒8下段致密砂岩储层特征

陇东地区是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的新区带,二叠系下石盒子组盒8下段气层组是其主力产气层,该区沉积、储层和成藏等方面具有一定的复杂性,天然气勘探研究程度较低.结合测井资料、岩心观察、铸体薄片、物性等资料,对鄂尔多斯盆地西南地区二叠系下石盒子组盒8下段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行研究,探讨了影响储层...     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组非主力有效烃源岩发育特征

通过油源对比确定了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长4+5、长6、长9暗色泥岩和长7油页岩与暗色泥岩的有效性,进一步采用热解烃指数(HCI)、可溶有机质与有机碳含量关系确定了有效烃源岩的有机碳含量下限为1.1%。以此下限值作为标准,与单井测井资料预测的有机碳含量值结合,确定了单井不同层段有效烃源岩的厚度。通过大量钻井有效烃源岩的厚度统计,确定了不同层段有效烃源岩的厚度分布特征。长4+5有效烃源岩主要分布在研究区中部,最大厚度超过60 m。长6有效烃源岩的分布中心集中在庆城-马岭一带,最大厚度超过70 m,沉积中心的厚度在20~70 m,分布范围与长7油页岩的分布较为一致。长9有效烃源岩在东北部的志丹地区,主体厚度在30～60 m。     

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长8储层特征

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8油层段是重要的储集层之一,包括长81和长82两个砂岩组。通过储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素等方面对储层特征进行分析,总结并评价储层储集性能。研究结果表明,储层岩石类型主要为中细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度中—高;岩石物性总体较差,属低孔、低渗储层,发育粒间孔隙、溶蚀孔隙、晶间孔等孔隙类型,喉道以中细喉—细喉为主。储集性变化受沉积作用和成岩作用控制,沉积作用控制了储层砂体展布,进而影响其岩石学特征的表现,压实作用、胶结作用和溶蚀作用控制了储层孔隙结构特征及储层物性,根据岩性和物性分析特征可将储集岩分为4类,优质储层的勘探应以沉积作用控制的多套砂体相互叠置的水下分流河道沉积为重点。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组砂岩储层特征的研究

依据相关的钻井资料,结合岩心、薄片分析等研究方法,对鄂尔多斯盆地中西部姬塬地区三叠系延长组长2油层组砂岩的储层特征以及相应的影响因素进行了探讨,研究结果得出:姬塬地区长2油层组砂岩以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含有少量的长石岩屑砂岩等;研究区储层空间主要为粒间孔、长石溶孔、晶间孔、岩屑溶孔等,属于近中孔-低渗型的储层;成岩作用是该区储层发育最主要的影响因素,其中成岩过程中压实作用、胶结作用和溶解作用对储集空间有较大的影响。     

鄂尔多斯盆地双山地区太原组砂岩次生孔隙形成机制

鄂尔多斯盆地双山地区太原组砂岩的储集空间存在多种类型的次生孔隙。为指导本区天然气的勘探开发,通过岩心观察和铸体薄片鉴定分析方法,探讨了该区太原组砂岩次生孔隙的形成机制。研究认为,双山地区太原组砂岩次生孔隙的形成机制主要受被溶蚀组分的物质基础、酸碱溶蚀性流体与被溶组分之间的溶解反应、溶蚀后自生矿物的充填以及构造压裂缝4个因素的影响。其中,酸性溶蚀方式及自生矿物的充填对次生孔隙的发育起到主导作用。     

鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系山西组—石盒子组母岩类型和构造背景

通过岩石学及地球化学分析方法,对鄂尔多斯盆地陇东地区二叠系山西组1段—石盒子组8段碎屑岩物源区的母岩类型和构造属性进行分析。研究结果表明: 山1段和盒8段的砂岩碎屑组成相似,具有基本相同的物源区组成,它们在构造背景、物源及物源特征上具有很好的继承性;砂岩碎屑颗粒镜下特征及石英阴极发光颜色显示母岩主要为变质岩和火成岩;轻矿物特征反映物源与再循环造山带源区中的碰撞缝合线及褶皱—逆掩带物源区密切相关;研究区与北秦岭地区秦岭群和宽坪群斜长石种类一致;构造环境判别图解反映物源区长期受被动大陆边缘物源影响,到晚古生代后期有向主动大陆边缘转换的趋势;源岩判别图解显示物源区主要是长英质岩石;山1段、盒8段沉积岩的REE配分模式均呈右倾型且基本相互平行,与北秦岭地区秦岭群、宽坪群变质岩的稀土元素配分模式相似;锆石U-Pb同位素定年结果显示物源主要来自元古代,有少部分来自晚古生代。综合分析认为研究区主要受被动大陆边缘物源影响,其次为主动大陆边缘物源,母岩主要为北秦岭下元古界秦岭群的片麻岩、石英岩等和中、上元古界宽坪群的绿泥石片岩、阳起石片岩,其次为北秦岭造山带晚古生代岩浆岩。     

鄂尔多斯盆地东部太原组页岩气吸附特征及影响因素

鄂尔多斯盆地东部太原组在绥德地区发育一套潜在的烃源岩,总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量为0.75%~5.71%(平均2.75%);镜质体反射率(Ro)为1.43%~2.12%(平均1.80%),处在高成熟—过成熟阶段,具有很好的生气潜力.为了探讨鄂尔多斯盆地东部太原组泥页岩的吸附特征,选取了研究区SSD1井10个泥页岩样品进行等温吸附、总有机碳含量、镜质体反射率、X-射线衍射和比表面积等测试分析,在此基础上探讨了盆地东部太原组富有机质泥页岩的吸附能力及其影响因素.结果表明:研究区SSD1井太原组10个泥页岩样品的兰氏体积为1.11~2.41 m3/t,随着压力的增加,吸附能力迅速增加,当达到一定压力后达到饱和;泥页岩的吸附能力与总有机碳含量和黏土矿物含量有正相关关系;页岩比表面积与兰氏体积相关性不明显,推测样品孔隙大小及形态对气体的扩散和吸附有一定的影响.综合评价认为,总有机碳含量、黏土矿物含量是影响太原组泥页岩吸附能力的重要因素,这为盆地东部页岩气勘探提供参考.     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05~1.00μm的喉道所控制,且喉道在0.10~0.50μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地靖西地区马家沟组中组合储层特征及主控因素

以靖西地区钻遇或钻穿中组合储层的钻井资料为基础,通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析等手段,对该区奥陶系马家沟组中组合的白云岩储层特征及主控因素进行了研究。储集层岩性主要为粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及泥晶白云岩等,它们在薄片资料统计中出现的频率分别为33%、21%、15%,属于白云岩型储层。储集空间以晶间孔和晶间溶孔为主,溶洞和溶缝次之,具有低孔、低渗特征,孔隙度以1%～3%居多,占45%,渗透率以(0.001～0.1)×10-3μm2最多,占74%。储层的形成明显受沉积相和成岩作用控制,白云岩坪和颗粒滩是储层发育的有利相带,白云石化作用和表生岩溶作用是储层孔隙发育的主要成因。