致密油分布的沉积相控作用分析:以齐家地区高台子油层为例

为了找出齐家地区高台子油层致密油分布的控制因素,通过精细的沉积解剖特征研究,认为齐家地区高三、高四油层组沉积相为浅水三角洲相,由北向南依次发育三角洲平原-三角洲前缘-前三角洲亚相,基准面下降期间伴随多次小规模的湖进造成三角洲外前缘与前三角洲泥,三角洲内前缘前端与三角洲外前缘泥岩呈多期迭加分布,给源内致密油提供了源储匹配的前提。其次,分析了沉积相对致密储层、优质生油层及两者匹配关系这"三大条件"的控制作用,指出齐家地区存在两种致密油藏:三角洲内前缘前端远砂坝致密油藏和三角洲外前缘席状砂致密油藏。通过比较"三大条件"的优劣程度,认为前者储层条件、烃源岩条件及源储匹配较好,是本区最重要的致密油藏类型。最后指出齐家南部外前缘前端远砂坝微相是下一步致密油勘探的最有利微相。     

松辽盆地齐家地区高台子致密油层包裹体古流体压力特征及其地质意义

流体包裹体热动力学（PVTx）模拟应用包裹体组分、均一温度和气液比,结合模拟软件可以恢复包裹体被捕获时的古流体压力,以松辽盆地齐家地区高台子致密油层为例,应用激光共聚焦扫描显微镜、显微荧光和显微测温等分析,划分了油气充注幕次并恢复了各幕次流体古压力,该应用有效区分了不同幕次流体古压力特征。研究结果表明:齐家地区高台子油层存在两期油气充注,第1期发生在晚白垩世嫩江晚期（79~75 Ma）,主要充注发黄色荧光的原油,古流体压力为16.13~16.97 MPa;第2期发生在晚白垩世明水期（69~65 Ma）,主要充注发黄绿色、蓝绿色荧光颜色的原油,古流体压力为22.14~26.13 MPa。研究结果有助于深化勘探区油气成藏规律的认识。      

陆相坳陷盆地烃源岩内致密砂岩储层含油性主控因素--以松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷高台子油层为例

松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷青山口组高台子油层是典型的烃源岩内致密砂岩油。通过对储层宏观、微观含油性分析及含油性主控因素的深入研究,表明高台子油层储层含油性主要受沉积微相、成岩作用及烃源岩质量的综合控制,表现为有利沉积微相控制储层含油富集程度,河口坝、远砂坝微相砂体内大喉道发育,物性好,为致密油运移提供优势通道,同时储集空间相对发育,为致密油提供更广泛的聚集场所,油气最富集,沉积微相是控制高台子油层“甜点区”发育的关键地质条件。成岩作用控制石油差异分布,机械压实和胶结作用导致储层在油气大规模运聚之前普遍进入致密化,局部胶结作用弱的砂岩及溶蚀作用强烈的砂岩,大孔隙及大喉道发育,后期石油充注储层发生差异聚集,砂岩呈现不同的含油级别。烃源岩质量控制储层含油的普遍程度,好-最好烃源岩区油源充足、充注动力强,且就近运聚,虽然砂体薄,物性差,但砂体含油更普遍,含油物性下限低,差-中等烃源岩区砂体厚度大,物性总体较好,但受烃源岩质量及沉积、成岩作用综合控制,砂体含油普遍性差,主要以砂体中部物性好的层段含油为主,干砂层增多。甜点区主要分布在成熟烃源岩内部,纵向多套含油层系错叠形成甜点区连片分布,中北部含油砂体累计厚度大,物性好,向南部变差,计算甜点区资源1.5×108 t,勘探前景良好。     

松辽盆地南部高台子油层成藏动力学

以油气成藏动力学系统研究为核心,在松辽盆地南部油气成藏地质条件分析的基础上,对高台子油层现今流体势进行计算和古流体势恢复。结果表明：高台子油层古-今流体势在大安凹陷-长岭凹陷一带始终为一个高势带;高流体势带构成了盆地南部一级流体分隔槽,流体分隔槽以西流体势等值线形态简单,以东则较复杂。依据流体势场,在中央分隔槽以西划分出1-2个它源（自源）开放成藏动力系统,以东划分出2-3个它源（自源）开放（半封闭）成藏动力系统,每个成藏动力系统构成一个相对独立的汇聚单元。利用油气成藏动力系统分析结果,结合构造沉积演化及储层流体包裹体研究,分析了松辽盆地南部高台子油层的油气充注过程和聚集规律。发育于斜坡区和近凹陷隆起区的各类圈闭,由于流体势梯度大,有利于形成各类油气藏。     

松辽盆地北部齐家南地区致密储层特征研究

松辽盆地齐家地区具有可观的常规、非常规油气资源,齐家地区高台子油层致密油勘探潜力较大,资源评价结果表明其具有(3~5)×10 t的资源潜力,因此很有必要加强该区的致密油储层研究,为研究区的致密油勘探与开发提供指导。致密油是致密储集层油的简称,它以吸附或游离状态赋存于生油岩中,或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中,未经过大规模长距离运移的石油聚集。目前通常将孔隙度小于10%、渗透率小于0.5×103μm2的储层定义为致密砂岩储层。本文通过铸体薄片、恒速压汞及纳米CT等微观技术,并结合沉积特征对齐家南地区高台子油层进行储层综合研究。研究区位于松辽盆地中央坳陷区齐家凹陷,北邻黑鱼泡凹陷,南至哈尔温油田,该区主体为齐家南向斜和喇西、萨西、杏西三个鼻状构造,向西逐步抬升为一向东南倾斜的单斜,向东抬升过渡为大庆长垣,勘探面积约1 300 km2,研究层位为青山口组二、三段中的高台子油层三、四段,深度为1 800~2 300 m,青山口组优越的烃源岩条件为高台子油层致密油成藏提供了重要的物质基础。储层平面分布特征主要受沉积控制,北部厚度大、发育层数多,南部厚度小、发育层数少,但稳定性强。储层沉积环境以三角洲相为主,北部齐家南地区主要受北部两种物源影响,沉积类型从北向南主要为分流河道和河口坝,砂岩厚度分布在30~80 m,沉积主体厚度大于河道间厚度;南部主要以席状砂沉积为主,至龙虎泡南部主要发育GⅢ3—5层,且全区发育,厚度为3~6 m,适合水平井开发。纵向油层主要集中在中下部的高四及高三中下油层组。岩心观察描述发现纵向存在大量介形虫化石标志,砂层中普遍含有钙质成分。储层储集空间以原生粒间孔及次生溶蚀孔隙为主,碎屑颗粒接触类型主要以点-线接触为主,粒度中值主要分布在0.1 mm(其中40%小于0.05mm);孔隙度平均为11.6%,平均空气渗透率为0.46×10-3μm2,孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔,存在少量微裂缝(其中横向相对纵向微裂缝更为发育)。纳米CT测试结果表明,孔隙度百分比低于10%,孔隙连通性较差,喉道半径相对较小,符合致密特征。恒速压汞分析结果表明,研究区储层孔隙含油下限约为35 nm。成岩作用破坏性作用主要以压实作用和胶结作用为主;建设性作用以溶蚀作用及部分绿泥石环边为主。储层岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩,存在碳酸盐与泥质胶结物成分,高三段底部存在含油性较好的油页岩。综合以上方面数据信息,为实践生产开发提供参考依据。     

松辽盆地长垣以西高台子油层沉积特征与油气分布规律

应用高分辨率层序地层学理论,通过对各级基准面旋回的沉积动力学分析,依据25口井岩芯和596口井测井、录井及分析化验资料,把松辽盆地长垣以西地区高台子油层划分为1个长期基准面旋回、5个中期基准面旋回、13个短期基准面旋回,提出了高台子油层北、西部为同沉积构造抬升控制的顶部缺失的层序地层新格架.对储层沉积特征进行精细研究,...     

龙虎泡地区高台子油层成岩作用及其对储集岩孔隙演化的影响

龙虚泡地区高台子油层储集岩基本上由岩屑长石粉砂岩组成。压实作用、胶结作用、溶蚀作用、粘土矿物的转化作用和交代作用对沉积岩 (物 )进行了改造。根据岩石的结构可以看出压实作用发育于早成岩阶段,方解石胶结物的结构和碳、氧稳定同位素组成说明方解石胶结作用发育于早成岩阶段。压实作用和方解石结作用对孔隙的减少起着决定性影响。长石和中基性火山岩岩屑的溶蚀作用使得孔隙有一定程度的增加。压实作用和胶结作用也阻止了自生石英的生长和次生孔隙带的形成。     

川西北部地区中二叠统茅口组岩溶储层特征研究

川西地区中二叠统茅口组在多个构造获得突破,但前期受勘探程度及资料限制,对茅口组储层研究相对较少,这制约了下一步勘探工作,因此开展川西北部茅口组储层特征研究是有必要的。基于此,本文根据钻井、化验分析、地震等资料,结合动静态资料重新评价茅口组储集类型,取得了以下三点认识:①川西北部地区中二叠统茅口组储集岩类主要为亮晶生物(屑)灰岩、粒屑灰岩、含生屑泥晶灰岩、白云岩、白云质(豹斑)灰岩。具有孔、洞、缝等多种储集空间,它们在空间上相互有机搭配形成了孔洞缝相结合的储渗空间。②川西北部茅口组气藏并不只是单一的裂缝性气藏,应以裂缝—孔洞型气藏为主,只有找准缝洞系统发育区,才能获得较好储量规模及勘探开发效果。③有利滩相是储层发育的基础,受岩溶作用改造后的有利地貌区是控制储层分布的主要因素。     

川西北部地区中二叠统茅口组岩溶储层特征研究

川西地区中二叠统茅口组在多个构造获得突破,但前期受勘探程度及资料限制,对茅口组储层研究相对较少,这制约了下一步勘探工作,因此开展川西北部茅口组储层特征研究是有必要的。基于此,本文根据钻井、化验分析、地震等资料,结合动静态资料重新评价茅口组储集类型,取得了以下三点认识:①川西北部地区中二叠统茅口组储集岩类主要为亮晶生物(屑)灰岩、粒屑灰岩、含生屑泥晶灰岩、白云岩、白云质(豹斑)灰岩。具有孔、洞、缝等多种储集空间,它们在空间上相互有机搭配形成了孔洞缝相结合的储渗空间。②川西北部茅口组气藏并不只是单一的裂缝性气藏,应以裂缝—孔洞型气藏为主,只有找准缝洞系统发育区,才能获得较好储量规模及勘探开发效果。③有利滩相是储层发育的基础,受岩溶作用改造后的有利地貌区是控制储层分布的主要因素。     

曙北地区莲花油层储层沉积学及非均质特征研究

通过曙北地区莲花油层储层沉积学研究,将研究区划分出半深湖 深湖亚相、前扇三角洲 浅湖亚相、扇三角洲前缘亚相三种沉积相类型。砂岩体由斜坡边缘向深坳部位分布特征及厚度变化表现出较强的非均质性,导致储层物性亦呈非均质变化,形成粒间孔及胶结物未充满孔、正常粒间孔、溶蚀扩大孔与粒间溶孔、混合孔组合、晶间孔组合、胶结物内溶孔６种组合类型和大孔高渗中喉、大孔中渗细喉、中孔低渗细喉和小孔特低渗微细喉４类孔喉结构模式。储层非均质特征主要受储层沉积条件和成岩改造作用的控制。     

低渗透油藏储层沉积微相研究--以松辽盆地乾安油田高台子油层Ⅶ砂组为例

针对低渗透油藏储层的特征，以岩心资料和大量的测井，录井数字化资料为基础，应用沉积微相制图软件系统实现了乾安油田高台子油层Ⅶ砂组低渗透储层的沉积微相自动识别，本区储层沉积微相为水下分流河道，席状砂、远砂坝和水下扇等类型，绘制出VII砂组3个小层的平面沉积微相图，沉积微相的研究对本区主力油层及剩余油分布具有指导意义。     

松辽盆地北部他拉哈-齐家地区姚一段沉积与成藏特征再认识

综合20口井岩心和496口井测井、录井及分析化验资料,对松辽盆地他拉哈-齐家地区姚一段葡萄花油层进行高分辨率层序地层研究,提出葡萄花油层北、西部为同沉积构造抬升控制的底部缺失的层序地层新格架。研究区最有利相带砂体为窄而细的末梢河道砂、薄层河口坝及席状砂体,而研究区北半部大量宽泛的厚层优质河道砂却不含油,为大面积含水区。研究总结发现,砂体发育与岩性油气藏分布均受控于一挠曲坡折带,坡折带以内为低水位体系域沉积质量中心,砂岩厚薄相间,可形成地层超覆圈闭;坡折带之下为3个层序低水位和水进体系域三角洲前缘砂体叠合区,发育的砂岩较薄且连通性差,是多层位岩性圈闭和上倾尖灭型圈闭发育区;坡折带之上以水进体系域平原相及前缘相的大量厚层河道砂体为主,但因连通性好,油气易散失,不易形成岩性圈闭,而成为大范围的含水区。坡折带"控层""控相""控砂""控藏"的理论在本研究区又一次得到极好的应用与验证。     

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界砂岩储层特征

以岩心及铸体薄片观察、扫描电镜鉴定、碳氧同位素测试、测井交会解释等为研究手段,系统研究了鄂尔多斯盆地北部杭锦旗上古生界储层特征.结果表明,研究区上古生界储层岩性复杂,存在岩屑长石砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩等,北区东部见蒙脱石、高岭石及地开石等粘土矿物.储集空间以剩余原生粒间孔隙和次生孔隙组合为主,孔隙度中等,渗透率较低,排驱压力及饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选较差,孔隙结构总体较差,构造裂缝及微裂缝较发育,对油气运移成藏及储渗均有重要意义.根据储层岩性、物性及孔隙结构等参数特征,评价出4类储层.Ⅰ类储集岩是研究区最好的储集岩,Ⅱ、Ⅲ类储集岩是研究区主要储集岩,是勘探开发的主力储层.     

地震沉积学在齐家地区砂泥薄互型致密储层特征研究中的应用

<正>地震沉积学是利用地震信息研究沉积岩及其形成过程的一门新兴学科,该方法充分发挥地震横向分辨能力强的优势来分析研究储层平面非均质性,从而弥补其垂向分辨率较低的不足。地震沉积学相关技术直接将解决问题的剑指向了攻克薄层—砂泥薄互层型砂体的预测技术,已经在世界多个地区取得了良好的应用。但由于研究储层参数需要的分辨率很高,以现在常规的地震技术是不可能仅根据地震反映出的图像来简单地对某一个时间单元的储层特征进行分析;但是,地震沉积学技术很适合     

松辽盆地北部常家围子地区姚一段储层特征及影响因素分析

松辽盆地北部常家围子地区姚一段储层以细粒长石岩屑砂岩为主,成岩作用进入晚成岩A亚期,原始孔隙保存差,次生孔隙的大量出现改善了该储层储集性能。通过普通薄片、铸体薄片、偏光显微镜、岩心分析测试、压汞分析、扫描电镜、阴极发光等方法对该区的姚一段储层砂岩的储集空间类型、物性特征及影响因素进行了研究,认为储层孔隙类型以溶蚀扩大粒间孔和溶蚀粒内孔为主,孔隙结构主要为ⅡA、ⅡB级,孔隙度主要为10%～15%,渗透率主要为（0.01～1）×10^-3μm²,属于中孔低渗储层,储层物性主要受沉积微相类型、岩石粒度、溶解作用影响,粘土矿物的类型和充填形式对储层的渗透率影响较大。     

海拉尔盆地贝西斜坡北部地区储层特征及影响因素分析

通过测井曲线的标准化处理及信息提取、岩心及录井岩屑观察、铸体薄片、物性分析、扫描电镜、压汞分析等技术手段,研究了海拉尔盆地贝西斜坡北部地区南屯组储层的主要岩性特征、物性特征、储集空间类型和影响因素.研究结果表明.海拉尔盆地南屯组以内陆湖相碎屑岩为主,主要包括角砾岩、砾岩、砂砾岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质砂岩及泥岩等.南一段储层孔隙度平均值为6.15%,渗透率平均值为0.31 × 10-3μm2,为低孔特低渗型孔隙特征;南二段储层孔隙度平均值为12.18%,渗透率平均值为2.79× 10-3μm2,属于中孔低渗型孔隙特征.储集空间类型以粒间孔隙为主,发育一定的次生孔隙.喉道分为4种类型(Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类).扇三角洲前缘分支水道砂体、扇三角洲平原辫状河道砂体和滨浅湖砂坝微相砂体为该区有利的储层砂体类型.储层性质主要受沉积相和成岩作用影响.     

松辽盆地北部徐家围子断陷沙河子组致密气储层成岩作用与成岩相特征

致密储层成因及有利储层分布预测是制约当前徐家围子断陷沙河子组致密气勘探的关键因素。本次研究综合运用沙河子组普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X衍射及物性测试等多种资料，系统分析徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩成岩作用特征。结果表明：研究区沙河子组可划分为强压实泥质杂基充填成岩相、中压实长石岩屑溶蚀成岩相、中压实石英次生加大成岩相、中压实绿泥石环边胶结成岩相和弱压实碳酸盐胶结成岩相等5种成岩相；由沉积作用形成的碎屑矿物组分、结构差异是各成岩相成岩演化的物质基础，决定了其初始孔隙度的差异；强压实和黏土杂基充填是造成砂砾岩储层物性损失的主要原因，长石岩屑溶蚀和绿泥石环边胶结有利于物性保持和改善。不同成岩相中成岩作用类型和强度各不相同导致不同成岩相间宏观物性和微观孔隙结构差异，其中中压实长石岩屑溶蚀成岩相和中压实绿泥石环边胶结成岩相是沙河子组储层最有利的成岩相带。     

塔里木北部地区三叠系储层溶蚀作用机理

塔里木北部地区三叠系储层在成岩演化过程中曾经历两期溶蚀作用，深埋成岩环境的晚期溶蚀较早期近地表－浅埋成岩环境溶蚀要剧烈得多，溶蚀作用的最大特点是铝硅酸盐矿物较碳酸盐矿物剧烈。溶蚀作用发生的机理是由于三叠系储层处于８０～１２０℃热窗、成岩流体富含低分子量羧酸、碱度由低分子量羧酸控制，铝硅酸盐和碳酸盐矿物均处于去稳定状态。溶蚀作用的发育程度受控于储层砂体的沉积和岩石学特征以及早期成岩发育程度。     

鄂尔多斯盆地北部下奥陶统储层物性特征研究

文章通过常规物性分析和特殊岩心分析，对鄂尔多斯盆地北部下奥陶统马家沟组地层的储集物性进行了研究，指出了储集物性在纵向上的变化规律，并从岩心测试的角度提出了天然气在该套储层中作有效运移的最低孔隙度和获取工业气流所必需的孔隙度下限值。     

靖边地区延9储层特征研究

基于对靖边地区延长储层特征研究较少,通过铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、X-射线衍射、压汞等多种分析测试手段,对延9储层特征进行了系统地研究。结果表明,靖边地区延9砂岩主要为岩屑长石砂岩,其次为长石砂岩,矿物成熟度和结构成熟度中-高。储层物性较好,属于中孔-中渗常规储层。延9油层组砂岩储层孔隙类型以残余粒间孔和溶蚀孔隙最为发育,占孔隙类型的48.2%,晶间孔和裂隙孔在部分样品中也有发育。