马家山—小涧子油田砂岩成岩作用及其对储层的影响

为了揭示鄂尔多斯盆地马家山—小涧子油田砂岩成岩作用对储层的控制作用,综合采用了薄片鉴定、铸体薄片、压汞、扫描电镜、X-射线衍射和包裹体分析等多种方法。研究认为:该区延长组长61、长4 5段砂岩成岩作用进入了中成岩阶段的A期;成岩相的平面分布具有明显的规律性,由水下分流河道砂体及河口砂坝中心向边缘,直至水下分流间湾,依次发育溶蚀孔隙相、绿泥石胶结相、碳酸盐胶结相及压实杂基相4种成岩相类型;储层物性依次变差;有利的储集相带为水下分流河道砂体和河口砂坝中心的溶蚀孔隙相和绿泥石胶结相。     

歧北凹陷沙二段超压背景下的成岩场分析与储层孔隙度预测

根据数学场论的原理,成岩场可定义为成岩强度在空间各点某一时间的成岩强度之总体,成岩强度的大小可用成岩指数I_D表示。在成岩场分析、沉积相参数定量化研究、压力与储层孔隙度关系讨论的基础上,该文建立了渤海湾盆地歧北凹陷储层孔隙度预测的多元非线性高次模型:孔隙度Φ=F(分选系数So,成岩指数I_D,地层压力P)。歧北凹陷沙河街组二段滩坝砂体孔隙度的预测表明,对于胶结物含量>10%的砂体,孔隙度预测误差可<2%;歧北凹陷沙二段东部的沿岸砂坝预测孔隙度为15%～20%,是储层发育的有利地区。     

陕北地区延长组长10_1储层成岩作用与成岩相

通过大量野外地质调查、钻井岩心观察和室内分析测试,对陕北地区长101储层的成岩作用和成岩相进行了研究。结果表明,研究区长101储层处于中成岩A期阶段,压实作用与碳酸盐、粘土(高岭石、伊利石)矿物胶结、浊沸石胶结和硅质胶结作用是造成储层原生孔隙丧失的主要原因;绿泥石胶结抑制孔隙充填,长石、浊沸石矿物的溶蚀作用使孔隙间的连通性得到改善,储层物性得到提高。成岩相类型可划分为8种,优质储层与成岩相关系密切,其中压实相、碳酸盐胶结相、粘土矿物胶结相、石英加大相、浊沸石充填相不利于储层的发育,而长石溶蚀相、绿泥石膜胶结相、浊沸石溶蚀相对储层物性的改善具有重要作用。     

长庆白豹油田低渗透储层成岩作用及成岩储集相研究

本文依据铸体薄片、电镜扫描、镜质体反射率、有机质成熟度等分析化验资料并结合岩石学特征,研究了长庆白豹油田长3、长4+5油层组的主要成岩作用,认为主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和烃类侵位作用,而压溶作用不显著,总体上以破坏性成岩作用为主。总结了各成岩阶段的特征,建立了成岩演化序列。采用遗传神经网络算法求取成岩储集相参数,确定了A、B、C、D四种成岩储集相类型及其平面展布。     

三角洲前缘亚相致密砂岩储层的成岩作用与有利成岩相带:以鄂尔多斯盆地子洲气田山_2~3段砂岩为例

致密砂岩储层成岩作用复杂,成岩相分布表现出明显的差异性。以物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞等测试数据为基础,对鄂尔多斯盆地东部子洲气田山32段砂岩的成岩作用和成岩相进行了研究。结果表明:岩性以石英砂岩为主,岩屑含量自西向东表现出增加趋势;残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔为主要孔隙类型;压实压溶作用使原生粒间孔大量损失;胶结作用对储集空间具有双重影响,但整体使物性变差;溶解作用对石英砂岩和岩屑石英砂岩的影响不同,对石英砂岩的溶蚀程度更高;综合多项成岩阶段划分指标,子洲气田山32段砂岩已进入晚成岩B期,部分指标进入C期;参考多项定性和定量参数,划分出6种成岩相,分布于水下分流河道厚砂体中的石英加大粒间孔-溶蚀孔相是最有利的成岩相带,石英加大粒间孔-晶间孔相和粘土杂基充填晶间孔-溶蚀孔相次之,成岩相的平面分布受沉积微相和碎屑组分变化影响明显。     

苏德尔特油田低渗透凝灰质砂岩成岩作用及储层质量差异性演化

海拉尔盆地贝尔凹陷苏德尔特油田兴安岭油层为典型的富火山物质的低渗致密砂岩储层。利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、压汞测试分析等方法,对兴安岭油层储层成岩作用及其控制下的储层质量演化过程进行了系统研究。结果表明,储层目前主要处于中成岩A期,整体经历了压实作用-早期方解石胶结作用/方沸石胶结作用-方沸石溶解/长石溶解作用/高岭石胶结作用/硅质胶结作用-晚期方解石胶结作用。兴安岭油层储层可以划分出强压实成岩相（I）、弱压实-方解石中强胶结成岩相（II）、中等压实-方沸石/长石强溶解成岩相（III）、中等压实-方沸石/长石中强溶解-高岭石强烈充填成岩相（IV）4种类型的成岩相。压实作用和早期方解石胶结作用导致储层孔隙度和渗透率降低,方沸石和长石的溶解作用有效提高储层孔隙度和渗透率,高岭石的沉淀作用导致储层渗透率大大降低。成岩相I和成岩相II储层质量最差,孔隙度和渗透率均较低,为典型的特低孔特低渗致密储层;成岩相III储层质量最好,具有较高的孔隙度和渗透率,为中孔-中低渗储层;成岩相IV储层质量中等,具有较高的孔隙度,但渗透率较低,为中孔（特）低渗储层。     

东濮凹陷桥口地区沙三段碎屑岩成岩作用与储层特征

东濮凹陷桥口地区沙三段碎屑岩经历了复杂的成岩历史。砂岩的主要成岩事件有:机械压实、碳酸盐胶结、石英加大、黄铁矿生成、高岭石的形成和转化、绿泥石生成、伊利石沉淀、斜长石的钠长石化、石膏和重晶石的形成,以及沸石矿物的生成和次生孔隙的产生。混层蒙皂石-伊利石化随埋深增加而增强,相邻页岩的成岩演化是砂岩胶结物成分的最重要来源。砂岩的成岩作用主要受沉积相的控制,处于中成岩晚期阶段的沙三段砂岩可划分为四种成岩相:(1)碳酸盐胶结成岩相;(2)石英加大自生成岩相;(3)粘土蚀度成岩相;(4)不稳定碎屑溶蚀成岩相。四种成岩相组成了四种不同的储层类型,储层性质的对比分析对识别致密气层中的油气产层具有重要意义。     

碎屑岩储层的两种不同成岩序列

碎屑岩储层的成岩作用可分为两大序列,即连续埋藏成岩序列和间断埋藏成岩序列。前者表现为沉积物沉积后一直下沉,其各种成岩事件的演化受埋深的控制,储层孔隙度的演化及储集性也随埋深变化而具有明显的分带性;后者表现为多种成岩事件的演化主要受构造运动的影响,成岩演化复杂,其储层的储集性受不整合面控制。     

四川盆地南北缘志留纪生物礁成岩作用及储层特征

四川盆地南北缘志留纪生物礁发育、类型多样,有点礁、灰泥丘、层状礁等。它们曾经历了多种成岩作用,其中主要有胶结作用、溶蚀作用、硅化作用以及白云化作用。由于构造运动简单,本区生物礁的成岩作用演化过程是从早期的海底成岩作用,经短时的大气淡水作用就进入埋藏成岩作用阶段,最后达表生暴露阶段。生物礁的原生孔隙以格架孔、体腔孔为主,并发育有不规则窗格孔、粒间孔及晶间孔等,次生孔隙为后期溶孔及溶缝。由于胶结作用发育,使本区生物礁的储集意义减小。     

柴达木盆地干柴沟-咸水泉地区中-深层成岩演化及其对储集体性能的影响

通过剖面观察、岩心描述、分析化验等手段,系统研究了柴达木盆地干柴沟-咸水泉地区中-深层储集体岩石学特征、主要成岩作用类型及特征、储集空间类型及特征、成岩阶段及成岩演化序列,以及成岩作用对储集体性能的影响程度和规律.结果表明:研究区中-深层储集体主要由成分及结构成熟度均为低-中等的各类砂岩和部分泥灰岩组成;以压实作用、胶...     

惠民凹陷孔店组末端扇沉积及其储层特征

惠民凹陷孔店组为末端扇沉积,中部亚相是其沉积砂体的主体.根据岩芯观察并结合地震资料,将末端扇中部亚相划分为分流河道、河道漫溢和泥滩三种沉积微相.孔店组砂岩类型主要为中细粒的长石砂岩和岩屑长石砂岩.末端扇储层中发生了多种类型的成岩作用,主要的自生矿物包括黏土矿物、碳酸盐、石英和长石等.孔店组砂岩主要受到埋藏成岩作用的影响...     

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层成岩作用与有利成岩相带

综合运用物性分析、高压压汞、铸体薄片、电镜扫描技术对鄂尔多斯盆地合水地区长8储层的成岩作用及有利成岩相带进行了分析研究。结果表明：研究区长8储层物性较差,孔喉整体细小,岩性以细-中粒长石岩屑砂岩为主,碎屑成分复杂,成分成熟度低,结构成熟度低到中等。压实作用使储集层的原始孔隙空间损失,胶结作用不仅破坏了部分原生孔隙,而且使部分次生溶孔遭到破坏,溶解作用使储层物性得到了改善。依据成岩作用对物性的影响,划分出5种成岩相,优质储层与成岩相的关系密切,绿泥石胶结-长石溶蚀相物性、含油性最好,绿泥石胶结相次之,它们成为储层发育的有利成岩相带。     

陕北富县地区直罗油田上三叠统延长组长6储层成岩作用与有利成岩相带

根据物性分析、高压压汞、薄片观察、扫描电镜及X衍射资料,以及陕北直罗油田长6储层的成岩作用特征,认为该区长6储层处于晚成岩A期阶段。强烈的压实及胶结作用破坏了砂岩的原生孔隙结构,其中碳酸盐、硅质和粘土矿物胶结物是造成砂岩物性降低的重要原因,碎屑颗粒周围形成的绿泥石衬边阻止了部分石英、长石次生加大及碳酸盐胶结物的沉淀,使部分原生粒间孔隙得以保存。溶蚀作用形成次生孔隙,使储层物性得到一定程度的改善。研究区长6储层发育4种成岩相,优质储层与成岩相关系密切,其中次生孔隙成岩相物性最好,绿泥石膜相次之,它们成为储层发育的有利成岩相带。     

陕北富县地区直罗油田上三叠统延长组长6储层 成岩作用与有利成岩相带

根据物性分析、高压压汞、薄片观察、扫描电镜及X衍射资料,以及陕北直罗油田长6储层的成岩作用特征,认为该区长6储层处于晚成岩A期阶段.强烈的压实及胶结作用破坏了砂岩的原生孔隙结构,其中碳酸盐、硅质和粘土矿物胶结物是造成砂岩物性降低的重要原因,碎屑颗粒周围形成的绿泥石衬边阻止了部分石英、长石次生加大及碳酸盐胶结物的沉淀,使部分原生粒间孔隙得以保存.溶蚀作用形成次生孔隙,使储层物性得到一定程度的改善.研究区长6储层发育4种成岩相,优质储层与成岩相关系密切,其中次生孔隙成岩相物性最好,绿泥石膜相次之,它们成为储层发育的有利成岩相带.     

Diagenesis and Their Succession of Gas-bearing and Non-gas-bearing Reservoirs in the Sulige Gas Field of Ordos Basin,China

Abstract: Comparisons have been made among lithology, diagenesis, and reservoir characteristics of gas-bearing and non-gas-bearing ones in the Sulige gas field of the Ordos Basin based on the laboratory analysis of thin sections, scanning electron microscope, and liquid inclusion of the reservoirs. The reservoirs of the Sulige gas field are now in the middle stage of diagenesis and have undergone compaction, cementation and dissolution. The secondary pore of the reservoir originated from the dissolution of the feldspar and tuff because of the organic acid action from the source rocks during the diagenetic middle stage. Gas-bearing reservoirs are common in soluble pore diagenetic facies of coarse detritus quartzose sandstone, whereas non-gas-bearing ones are common in tense compaction diagenetic facies of mud-bearing medium-fine detritus quartzose sandstone and residual intergranular pore diagenetic facies of mud-bearing medium-coarse detritus quartzose sandstone. The secondary pore is developed in gas-bearing reservoirs of the Sulige gas-field as the medium-coarse grain reservoirs formed in a powerful sedimentary environment and experienced strong dissolution. However, the sediments of fine grain size form the non-gas-bearing reservoirs because of less residual primary pore and secondary pore.     

Diagenetic Evolution and Formation Mechanisms of High-Quality Reservoirs under Multiple Diagenetic Environmental Constraints: An Example from the Paleogene Beach-Bar Sandstone Reservoirs in the Dongying Depression, Bohai Bay Basin

The diagenetic environment, diagenetic responses, diagenetic transformation model and formation mechanisms of high-quality reservoirs (beach-bar sandstones of the Paleogene fourth member) in the Dongying depression were studied through the analysis of fluid inclusions, thin section and burial evolution history. The diagenetic fluids of the beach-bar sandstone reservoirs evolved from early high salinity and weak alkalinity to low salinity and strong acidity, late high salinity and strong alkalinity and late low salinity and acidity, which were accompanied by two stages of oil and gas filling. The fluids at the margins of the sandbodies were continuously highly saline and strongly alkaline. The western (eastern) reservoirs experienced early open (closed), middle open, and late closed diagenetic environments during their burial history. The flow pattern was characterized by upwelling during the majority of the diagenesis (in the east, a non-circulating pattern transitioned into an upwelling current). Due to the evolution of the diagenetic fluids, the diagenetic sequence of the beach-bar reservoirs was as follows: early weak carbonate cementation; feldspar and carbonate cement dissolution and authigenic quartz cementation; late carbonate and anhydrite cementation, authigenic feldspar cementation, and late quartz dissolution; and late carbonate cementation, feldspar dissolution, and authigenic quartz cementation. The diagenetic strength during these stages varied or was absent altogether in different parts of the reservoirs. Due to the closeness of the diagenetic environment and the flow pattern of the diagenetic fluids, the diagenetic products are variably distributed in the sandstones interbedded with mudstones and in the fault blocks. The evolution of multiple alternating alkaline and acidic diagenetic environments controlled the distribution patterns of the reservoir diagenesis and reservoir space, and the reservoir quality index, RQI, increased gradually from the margins to the centers of the sandstones. The closeness of the diagenetic environment and the flow patterns of the diagenetic fluids controlled the differences in the reservoir properties among the fault blocks. With increasing distance from the oil-source faults, the RQI values in the west gradually decreased and in the east initially increased and then decreased.     

潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分

潍北油田位于山东省潍坊市北部,主要含油层系为古始新统孔店组,储层埋藏深。岩石类型主要为长石砂岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩等近源沉积岩类。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和次生溶蚀作用,其中压实作用是使储层原生孔隙度迅速变差的主要因素。油田孔店组砂岩储层可以划分为两个成岩阶段,五个成岩亚期。不同的成岩亚期发育不同的成岩作用类型。在成岩作用研究的基础上,笔者引入成岩相和成岩综合系数概念。成岩综合系数可以定量表征各种成岩作用的综合效应。利用视压实率与视胶结率作交会图,结合成岩综合系数与孔隙度,可以将孔店组储层划分为六种成岩相,其中以弱压实中胶结的DRF1型储集性为最好,中压实强胶结的DRF4型储集性最差。潍北油田孔店组储层主要属中压实中胶结的DRF3型,其次是孔二中亚段发育的强压实中胶结的DRF5型与孔一下亚段发育的弱压实中胶结的DRF1型,局部出现其它三种类型的成岩相。     

论沉积盆地内成岩相系划分及类型

沉积盆地内成岩作用和成岩相系划分研究,不仅有助于提升对沉积盆地内金属矿产、非金属矿产、能源矿产(石油、天然气、煤和铀矿)等同盆共存富集与协同成岩成矿成藏作用等方面的研究水平,也有助于提升对沉积盆地形成演化历史、盆山和盆山原耦合转换等大陆动力学过程的深入研究。将沉积盆地内成岩作用和成岩相系划分与地球化学岩相学识别技术紧密结合,采用构造岩相学与地球化学岩相学研究思路和方法,以成岩事件序列为主线,将沉积盆地内成岩相系划分为：①成盆期埋深压实物理-化学成岩作用和成岩相系;②盆地改造期构造-热事件成岩作用与构造热事件改造成岩相系;③盆内岩浆叠加期构造-岩浆-热事件成岩作用和岩浆叠加成岩相系;④盆地表生变化期表生成岩作用和表生成岩相系。从地球化学岩相学成岩机理上,对成岩相系的成岩环境和成岩机理进行识别,促进非金属矿产、金属矿产-油气资源-煤-铀等同盆共存与协同富集成矿成藏机理研究和深部矿产资源预测。     

松辽盆地北部泉头组三、四段储层质量预测

为了预测松辽盆地北部泉头组三、四段低渗透储层的质量,首先将碎屑岩的成岩作用细分为早成岩阶段A、早成岩阶段B期、中成岩阶段A1亚期、中成岩阶段A21、A2、中成岩阶段B期。统计结果表明,成岩作用对储层的物性和含油性具有明显的控制作用,处于中成岩阶段B期的任何沉积相的砂体均不能产出工业油气流,在中成岩阶段A22只有主河道砂...     

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...