渤海海域辽东凹陷东南缘沙二段优质储层差异及成因

渤海海域辽东湾凹陷东南缘沙二段储层中发现了油气,但物性差异较大、优质储层成因不明,严重制约了该区的勘探评价.利用岩心及常规物性、铸体薄片、全岩等分析化验资料,对该区沙二段储层差异及优质储层成因进行了研究.结果表明:1)研究区沙二段发育辫状河三角洲砂砾岩储层,其物性具有明显的差异性,由南向北储层物性逐渐变差;南部储层平均...     

渤海海域环渤中地区沙一二段混积岩优质储层差异及成因

渤海海域环渤中地区沙一二段发育混积岩储层,其中发现了大量的油气,但储层物性差异较大,非均质性较强,其差异及成因方面的研究较少,严重制约了该类型储层的进一步勘探评价.利用钻井及常规物性、铸体薄片、全岩、黏土矿物等分析化验资料,探讨了环渤中地区沙一二段混积岩优质储层的差异及成因.研究结果表明:（1）环渤中地区沙一二段发育以生物碎屑为主的混积岩、以陆源碎屑为主的混积岩和以化学沉淀碳酸盐为主的混积岩储层,前2类储层中发育大量的螺壳和介壳.其中,生物碎屑为主的混积岩储层以生物体腔孔为主,白云石化作用强,物性最好;陆源碎屑为主的混积岩储层以溶蚀孔为主,生物体腔孔和原生孔次之,泥晶包壳发育、白云石化作用强、含大量中酸性火山岩岩屑、埋藏浅的储层物性好;化学沉淀碳酸盐为主的混积岩储层方解石胶结作用强,物性较差.不同构造混积岩储层类型及物性具有明显的差异性.（2）研究区混积岩储层差异主要受母岩类型、基底岩性、沉积水体环境、沉积相、大气淡水淋滤、埋深压实作用、胶结作用、溶解作用以及构造作用的共同控制,但每个构造的优质储层均具有独特的控制因素组合.非碳酸盐岩母岩区,原生沉积期-火成岩基底、含大量生物碎屑混积岩,准同生期-大气淡水淋滤、早期白云石化,以及深埋藏期-强溶解、裂缝发育是环渤中坳陷沙一二段混积岩优质储层形成的共性.混积岩优质储层差异及成因分析为陆相断陷湖盆中深部油气勘探和评价过程中优质储层的预测具有重要的借鉴意义.      

鄂尔多斯盆地苏77区块盒8下亚段致密砂岩储层低渗成因与优质储层形成机理

鄂尔多斯盆地苏77区块盒8下亚段属于典型的致密砂岩储层,勘探潜力巨大,但因储层非均质性强、优质储层成因机理和展布规律不清,使得该区的勘探开发部署备受制约。利用岩石普通薄片及铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、常规压汞及物性测试等资料对储层低渗成因及优质储层发育的主控因素进行了详细研究。研究结果表明:储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,结构成熟度较低。孔隙类型以溶孔为主,晶间孔次之。储层低孔低渗且微观孔喉结构相对较差。压实作用是储层低渗的根本原因。硅质胶结物、碳酸盐胶结物、黏土矿物胶结物以及大量塑性岩屑的存在是储层低渗的主要原因。优质储层的发育受多种因素控制:有利沉积微相是优质储层形成的关键;强烈的溶蚀作用是形成优质储层必不可少的条件;适量的绿泥石薄膜和硅质胶结物能增强岩石的抗压实强度,保护原生孔隙;适量的结晶完好的高岭石晶间孔和裂缝的发育有助于改善局部储层的物性。辫状河心滩微相砂体厚度大,杂基含量低,溶蚀强烈,物性较好,是研究区的优质储层。     

乌石凹陷东区流沙港组二段构造转换带控制下的优质储层分布研究

构造转换带控制了古地貌和古水流方向,进而控制了沉积体系分布,对油气成藏有着重要控制作用。钻探实践表明,乌石凹陷东区流沙港组二段油气成藏条件优越,是寻找优质储量的有利领域,但流二段油藏单层厚度薄、连通性差、储层非均质性强。因此研究优质储层成因与展布是该区油气勘探的关键。本次研究综合利用测录井、地震、岩心等资料,结合构造转换带控沉积分析,剖析流二段优质储层主控因素及分布规律。研究结果表明：侧接叠覆转换带对物源水系具良好控制作用,是砂体有利卸载富集区,控制厚层砂体展布;沉积微相类型、泥质含量与砂岩粒度是影响流二段储层物性的主控因素;侧接叠覆转换带是优质储层的有利发育区,是寻找优质油藏的重要探区。     

川南丹凤—塘河地区嘉陵江组储层特征及储层主控因素

四川盆地泸州古隆起是重要的油气勘探领域,其嘉陵江组为该区主力产层。本文以碳酸盐岩储层地质学理论与方法为指导,以钻井岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜和岩心物性、孔隙结构等资料分析为基础,结合最新资料和新认识,对丹凤—塘河地区嘉陵江组嘉嘉一—二1和嘉二3亚段储层的岩石学特征、储集空间类型、孔隙结构特征、物性特征及电性特征进行了更深入研究。研究表明,研究区嘉一—嘉二1和嘉二3亚段储集岩以粉细晶白云岩和颗粒云岩为主,储层空间以次生孔隙(粒间溶孔、白云岩晶间孔)为特征,储层总体上为孔隙型和裂缝-孔隙型储层。研究认为:①频繁的海平面升降和台内滩相带控制了优质储层分布范围和规模;②成岩期埋藏白云岩化作用是储层形成的基础;③岩溶作用扩大了储层发育范围,改善了储层物性。     

松南王府地区登娄库组—泉头组一段储层物性及控制因素

以沉积相研究作为基础对松辽盆地王府地区登娄库组—泉头组一段碎屑岩储层的岩石学、成岩作用、储层物性及控制因素的研究表明:该区目的储层的岩石类型以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主,而孔隙类型主要为粒间缩小孔隙和粒内溶蚀孔隙。孔隙结构以Ⅲ级为主,属于低孔-特低孔和特低渗-超低渗砂体。有利沉积相带是控制储层物性高值区分布的内在因素;胶结作用是泉头组一段储层物性衰减的关键因素;压实与胶结作用是登娄库组储层物性衰减的重要因素;溶解作用形成了局部登娄库组2 400~2 600 m次级孔隙高值带。     

苏里格东区召51-统41井区储层特征及影响因素

苏里格东区召51-统41井区气藏为典型的岩性气藏,主要勘探层位是盒8段、山1段。通过对岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料的分析,对该区储层岩石学特征、孔隙类型、储层物性及其影响因素进行了研究。结果表明：该区储层岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩;储层为孔隙型储层,孔隙以残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主;孔隙结构具有中一小孔喉、分选中等、排驱压力高和主贡献喉道小的特点;同时储层具有低孔、低渗的特点。沉积环境和成岩作用是影响储层物性的主要因素。     

渤海湾盆地辽东凹陷旅大29构造沙二段近源砂砾岩体优质储层形成机理

研究砂砾岩储层成岩演化及优质储层成因机理对中深层油气勘探意义重大。综合运用铸体薄片、扫描电镜、泥岩X衍射（黏土和全岩）、包裹体、常规测井、核磁共振测井和埋藏史等资料,系统研究了渤海湾盆地辽东凹陷旅大29构造沙二段砂砾岩体成岩演化、裂缝特征及作用、优质储层成因及控制因素等内容。结果表明：沙二段储层处于欠压实带、弱胶结、局部溶蚀增孔以及非构造缝的发育,是形成优质储层的成因;沙二段砂砾岩发育原生缝和成岩缝两类裂缝,原生缝提供了重要的储集空间,裂缝极大改善了储层的孔隙结构和物性;源-汇过程控制了原生缝形成,贫K⁺泥岩与砾石原生缝的组合促进了构造抬升过程中收缩缝的形成,而缺少Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺、Fe³⁺等离子的岩石组分使大面积胶结物难以出现,保留了孔缝的有效性。对储层孔隙演化进行了恢复,认为沙二段储层在演化为低孔储层后才成藏。     

黄河口凹陷渤中27-A构造沙一二段湖相混积岩储层特征及成因

渤海海域黄河口凹陷BZ27-A（渤中27-A）构造沙一二段发育一套湖相混积岩,目前对该储层的特征及成因研究较少.通过岩心观察、铸体薄片、压汞测试等分析,系统阐述了该区混积岩储层的岩石学、储集空间类型、物性等特征,在此基础上探讨了混积岩储层控制因素.结果表明,混积岩岩性复杂多样,由陆源碎屑、黏土矿物、碳酸盐矿物及生物碎屑以多种组合方式混杂构成,发育钙质砂岩、白云质砂岩、陆屑泥晶云岩、泥晶鲕粒云岩、生物碎屑白云岩等类型,剖面上大多呈现夹层或薄互层的特点.多数混积岩储层孔隙度、渗透率低,为致密储层,局部薄层段发育相对较好储层.混积岩储层的发育主要受古地理背景、成岩作用、流体等因素影响,成岩早期大面积碳酸盐胶结是导致储层致密的主要成因,而生屑的贡献、晚期成藏时的油气侵位作用是改善储层物性的重要作用,具有形成相对优质储层的潜力.      

渤海海域秦南凹陷东南缘沙一段混积岩优质储层成因及勘探意义

为了查明秦南凹陷东南缘沙一段混积岩优质储层的成因,利用常规物性、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素等分析化验资料,对Q29、L25和Q30构造沙一段混积岩储层特征以及优质储层控制因素进行了研究.结果表明:（1）构造背景控制了沙一段混积岩储层的类型、厚度、成分和整体物性,是混积岩优质储层差异的主因.Q29构造沙一段主要发育陡坡带混积扇,由扇三角洲夹生屑滩组成的旋回为主,粒度粗,砾石含量高,陆源碎屑中中酸性火山岩岩屑和砾石含量最高,石英含量低,整体物性较差,但厚度大,以溶蚀孔为主,见大量生物体腔孔.L25构造沙一段主要发育缓坡带混积滩,由扇三角洲与生屑滩的交互、或生屑滩夹扇三角洲为主,粒度细,砾石含量低,陆源碎屑中长石和石英含量高,整体物性较好,厚度中等,溶蚀孔和原生孔发育,见大量生物体腔孔.Q30构造沙一段主要发育水下局部隆起带生屑滩,陆源碎屑含量低,整体物性相对稍差,厚度最薄,溶蚀孔和生物体腔孔为主.（2）受控于不同构造背景下沉积作用的差异,Q29、L25和Q30构造遭受的成岩作用既具有相似性,又具有差异性,咸化湖泊、强波浪淘洗、低泥质含量、早期白云石化、含大量的生物碎屑和泥晶包壳以及酸性溶蚀作用是形成沙一段混积岩优质储层的共同特点.但不同构造遭受的大气淡水淋滤、压实作用、胶结作用、溶解作用强度具有明显的差异性.（3）混积岩储层具有较大的埋深下限,在混积岩优质储层影响因素的约束下,寻找能够形成大中型油气藏的规模较大的陡坡带混积岩储层和物性较好的缓坡带混积岩储层,是目前渤海海域古近系中深层勘探的重要目标之一.      

柴达木盆地扎X井区上新统下油砂山组Ⅳ油层组成岩作用研究

柴达木盆地扎X井区目前是扎哈泉区块产量的主要贡献区,也是后期建产重要的潜力区。通过对X井区上新统下油砂山组Ⅳ油层组综合研究,认为其属于中孔中低渗储层,处于中成岩阶段A期。压实作用对储层物性的影响较小,胶结作用是孔隙减小的主要原因,溶蚀作用对孔隙的增加有一定的建设作用。     

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。     

鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组成岩作用与致密化过程*

利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组致密储集层特征进行了研究,重点分析了储集层成岩作用特征和储集层致密化成因机制及过程。研究区长8油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,经历了压实—压溶、胶结、交代、溶蚀及构造破裂等成岩作用,整体处于中成岩A期晚期。典型成岩序列依次为机械压实、绿泥石黏土膜、早期(泥晶)方解石胶结、石英次生加大、长石、岩屑溶蚀、自生高岭石胶结、自生石英胶结、中期(含)铁方解石胶结。综合研究认为:(1)近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境提供了储集层致密化的物质基础,不同沉积微相储集层物性差别较大,分流河道最好,分流间湾最差;(2)长8油层组原始孔隙度为41.35%,压实作用损孔率为50.67%,造成储集层孔隙度急剧降低,胶结作用损孔率为37.48%,导致孔隙度进一步减小,溶蚀作用仅增加了3.26%的孔隙度,难以有效改善储集层质量;(3)上述沉积与成岩因素共同导致储集层致密,致密化过程可分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段共4个阶段;(4)油气大量充注期储集层孔隙度远低于10%,长8油层组先致密后成藏。     

四川广安地区须家河组四段储层成岩作用与孔隙演化

四川广安地区上三叠统须家河组四段砂岩储层是四川盆地内主要的天然气储层之一, 其储集岩主要为细-中粒岩屑砂岩、岩屑长石砂岩及石英砂岩, 该砂岩储层具有低孔隙度、低渗透率的特点。在对该区上三叠统须家河组气藏宏观沉积特征研究的基础上, 采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法, 对该气藏储层的成岩作用、孔隙演化及其对储集物性的影响进行了探讨, 认为研究区砂岩经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用以及破裂等多重成岩作用, 已达到了中成岩阶段B亚期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素, 在孔隙演化过程中, 压实压溶、胶结作用主要起破坏性作用; 而溶蚀作用、环边绿泥石胶结主要起建设性作用。     

砂砾岩储集层的成岩作用及孔隙演化——以准噶尔盆地红车拐地区三叠系百口泉组为例

准噶尔盆地三叠系百口泉组油气勘探潜力巨大,但储集砂体物性较差,非均质性较强,优质储层形成原因尚未明确,成岩相关特征认识模糊,限制了该区油气的勘探开发。基于三叠系百口泉组岩芯观察,结合薄片分析、扫描电镜以及物性分析等资料,分段分岩性对储层成岩作用以及孔隙演化进行了详细分析。结果表明,研究区百口泉组岩石类型以砂砾岩为主,储层按岩性可划分为砂砾共同支撑储层和砂质颗粒支撑储层,储集空间整体以原生粒间孔为主,储层物性较差,属于低孔低渗型。储集层的成岩阶段为中成岩B期。基于定量分析,发现压实作用和胶结作用对储集层物性破坏较大,溶蚀作用增孔能力受控于岩石支撑类型,对砂砾共同支撑的储集层岩石增孔影响较大,对砂质颗粒支撑的储集层岩石增孔影响较差。     

吉林新立油田下白垩统泉头组成岩储集相及储集空间演化

吉林新立油田位于吉林省松原市郭县以北新庙乡境内。综合应用25口取心井薄片、镜质体反射率、铸体、电镜、X衍射等岩心分析资料，研究了泉头组的成岩作用、成岩演化序列、成岩阶段划分及储集空间类型。根据成岩作用及特有的储集空间组合，划分了4种成岩储集相类型，即A相(不稳定组分强溶解次生孔隙成岩储集相)、B相(中等压实弱-中胶结混合孔隙成岩储集相)、C相(强压实中等胶结残余粒间孔成岩储集相)、D相(碳酸盐强胶结微孔隙成岩储集相)；并阐述了各类成岩储集相的特征，其中A相储集物性最好，B相次之，C相较差，D相最差。最后探讨了泉头组储集空间演化，在中成岩阶段A期形成了大量次生溶蚀孔隙，为首次在该区泉头组特低渗储层中预测相对有利的成岩储集相带提供了研究思路和科学依据，也为改善特低渗油田的开发效果奠定了坚实的地质基础。     

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长4+5致密油层成岩作用及成岩相

鄂尔多斯盆地镇北地区含凝灰质的延长组长4+5致密油层勘探潜力巨大,但因成岩作用研究薄弱,相对高孔高渗储层成因机理和分布规律认识不清,使该区勘探开发进程受到明显的制约。综合应用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、阴极发光、显微荧光、X射线衍射、流体包裹体、高压压汞和常规物性等方法,对镇北地区的长4+5储层成岩作用及成岩相带进行了研究。研究结果表明:研究区长4+5储层主要处于中成岩阶段A期,石英自生加大等硅质胶结作用和铁白云石等碳酸盐胶结作用是造成储层低孔特低渗的根本原因;绿泥石膜胶结作用和早期油的充注抑制了机械压实作用和胶结作用,保护了储层孔隙;长石碎屑的溶蚀作用扩大了储集空间。划分出机械压实相、碳酸盐胶结相、绿泥石膜胶结相和长石溶蚀相四类主要成岩相,其中长石溶蚀相常形成相对高孔高渗储层发育区,一般面孔率大于6.0%,孔隙度大于14.0%,渗透率大于1.30×10-3 μm2,主要分布在辫状河三角洲前缘亚相水下分流河道微相砂体中部。综合研究表明,沉积作用和成岩作用共同控制着相对高孔高渗储层的分布。     

The Diagenesis and Diagenetic Lithofacies of Tight Reservoir of Chang4+5 Member of Yanchang Formation in Huaqing Area,Ordos Basin

Though the prospective of reserves of tight oil reservoir of Chang 4+5 member of Yanchang Formation is great in Huaqing area, Ordos Bsin, but its speed of oil exploration and development has been much restricted much by weak reservoir diagenesis research. To study the characteristics of diagenesis, diageneticfacies and physical properties of reservoir of Chang 4+5 in Huaqing area, a series of analytic techniques were used, including polarized light microscope, casting slice, scanning electron microscope, electron probe microanalysis, cathodeluminescence, micro fluorescence, X-ray diffraction, fluid inclusion, high pressure mercury, physical properties, etc. The results showed that the ferrocalcite, quartz and kaolinite cementation caused the background of low porosity and ultra low permeability reservoir of Chang 4+5 reservoir in the study area, and the diagenetic stage belonged to the “A” middle now. Chlorite film cementation and early oil accumulation effectively protected pores and limited the mechanical compaction and the cementation. The intense dissolution of feldspar could greatly improve the reservoir porosity and cause the relatively high porosity and permeability reservoir. There are mainly divided into four kinds of diagenetic facies, including chlorite cementation residual intergranular pore facies, the mechanical compaction facies, chlorite cementation and feldspathic solution facies, carbonate cementation facies. The most favorable diagenetic facies is feldspathic solution facies, which mainly distributes in the middle sandbody of the fluxoturbidite and underwater distributary channel of the main sand belt adjacent the semi-deep lake shoreline, and it is favorable to the formation of relatively high porosity and permeability reservoir, of which surface porosity is more than 6.0%, porosity is more than 16.0 %, permeability is more than 1.30×10^-3μm². Comprehensive studies have shown that the combination of sedimentation and diagenesis controls the distribution of relatively high porosity and permeability reservoir.     

南堡凹陷深层储层成岩作用与孔隙演化

基于储层沉积学、岩石学理论基础及铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、孔渗等分析资料,对渤海湾盆地南堡凹陷3号构造带沙河街组一段（沙一段）储层特征与成岩作用进行详细系统地研究,明确了各成岩作用强度,重建了研究区深层储层成岩演化序列,并定量分析了各成岩作用对于储层孔隙度的影响。结果表明:沙一段储层沉积相带为辫状河三角洲前缘,目前处于中成岩阶段A₂期,平均孔隙度为12.4%,平均渗透率为92.3×10-3 μm2,先后经历了压实、早期胶结、溶蚀以及晚期胶结作用,其中压实作用是最主要的减孔作用,压实造成孔隙度损失约17%,溶解作用一定程度上改善了储层物性,溶蚀增加孔隙度约7.6%。预测了深层储层孔隙演化路径和储层质量,并最终建立孔隙度演化模式,为后续勘探开发提供了借鉴。     

碳酸盐岩早期差异成储路径及其对储集性能的影响:以滨里海盆地N油田石炭系KT-Ⅰ与KT-Ⅱ层系为例*

以滨里海盆地N油田石炭系KT-Ⅰ与KT-Ⅱ层系碳酸盐岩储集层为例,综合岩心、薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性分析以及各类测试资料,对碳酸盐岩储集层特征以及早期成储路径展开系统研究,并进一步探讨成储路径与储集层孔喉结构和质量的关系。结果表明,KT-Ⅰ层系以云岩类储集层为主,颗粒灰岩次之,其中云岩类储集层以晶间(溶)孔、小型溶洞为主,孔喉连通性好,为高孔—高渗的孔洞型储集层, 而颗粒灰岩类储集层以粒内溶孔、铸模孔及生物体腔孔发育为特征,孔喉连通性差,属中孔—低渗的孔隙型储集层。KT-Ⅱ层系以粒间(溶)孔和生物体腔孔发育的颗粒灰岩为特征,为中高孔—高渗的孔隙型储集层。进一步分析表明,KT-Ⅰ层系云岩与灰岩储集层单旋回厚度小,皆受高频海平面升降变化驱动的早成岩期岩溶的控制, 而KT-Ⅱ层系单旋回厚度大,颗粒滩未经历早期岩溶的改造。 3类储集层的成储路径分别为: (1)KT-Ⅰ云岩类储集层,准同生期白云石化作用导致矿物相转变并使得部分矿物更易遭受溶蚀→早成岩期岩溶作用控制储集层的形成→云岩抗压溶岩石骨架有利于储集层的保护; (2)KT-Ⅰ颗粒灰岩储集层,早成岩期岩溶作用优化储集层→初期压实控制胶结流体通道进而控制胶结作用—粒间孔与粒内孔差异胶结控制储集层的保护; (3)KT-Ⅱ颗粒灰岩储集层,原始沉积环境控制储集层的形成→初期压实与早期胶结作用控制储集层的保护。成储路径差异控制了不同的孔渗特征与孔喉结构,而孔喉结构进一步控制了早期岩溶型云岩、早期岩溶型颗粒灰岩、原生孔保存型颗粒灰岩3种储集层的质量。研究结果将为具类似特征的碳酸盐岩储集层成因分析提供参考,也因发现了云岩较灰岩更易早期溶蚀的现象而具有较为重要的岩溶地质学意义。