沙四段近源陡坡扇三角洲沉积特征及成储控制因素——以莱州湾凹陷KL油田为例

针对KL油田沙四段扇三角洲巨厚砂砾沉积体优势储层认识不清的问题,利用丰富的井壁取心、薄片、扫描电镜等资料,系统研究莱州湾凹陷南斜坡KL油田沙四段扇三角洲沉积特征,并对形成储层控制因素及储集空间类型进行了探讨。结果表明:沙四段为暖温带干旱背景下的退积型扇三角洲沉积,发育平原和前缘亚相,岩性自下向上发育棕褐色砂砾岩、凝灰质含砾砂岩、杂色含砾砂岩、灰色粗砂岩,局部夹薄层凝灰岩;岩石成分主要为石英、长石以及火山岩碎屑,填隙物以泥质、凝灰质为主,可见白云石。同时发现沉积作用和成岩作用共同控制该套沉积体有效储层形成,扇三角洲前缘沉积的含砾砂岩和粗砂岩分选较好,粒间孔发育,成岩期溶蚀作用改善储集空间效果明显,孔隙类型主要为粒间孔,其次是溶蚀孔;扇三角洲平原沉积的砂砾岩分选极差,粒间孔不发育,溶蚀作用效果差,又受压实作用、胶结交代作用等影响,储集空间变差。指出了南斜坡带沉积体优势储层的分布规律,认为扇三角洲前缘沉积的杂色含砾砂岩为有效储层的主体,是今后勘探评价的重点。     

渤海PL油田花岗岩潜山储层发育特征及控制因素

PL油田为渤海最大潜山油田,发育孔缝型花岗岩储层,储层特征、分布规律及其控制因素复杂。综合岩矿和测井资料,分析了花岗岩储层的岩性特征、储集空间类型及物性特征。据孔缝发育程度和风化强弱,将花岗岩潜山纵向上分为极强风化带、强风化带、次风化带和弱风化带。对比研究多种地震属性与实钻储层发现,最大波谷振幅属性与储层之间具有良好的线性相关关系,据此预测了储层的平面展布。在此基础上,对岩性、构造应力、古地貌等因素对于该油田潜山储层发育的控制作用进行了机理分析。该研究为后期开发寻找优质储层奠定了基础,对同类型潜山油藏的勘探开发具有指导意义。     

东海某凹陷平北区基底岩浆岩优质储层发育模式

综合利用岩心、薄片、压汞数据、测井曲线及储层物性等资料,对平北地区基底岩浆岩储层特征及优质储层发育条件等进行研究。结果表明,储层以花岗岩储层物性最好,其储集空间以构造缝、溶蚀缝和溶蚀孔为主,其中,构造缝占比61%,在作为良好的储集空间的同时,也为原生孔隙的连通起到至关重要的作用。本区花岗岩储层发育具Ⅰ型模式,即,整体呈漏斗形,上部地区因裂缝、溶蚀孔洞被充填而形成致密区,储层物性差;中部大气淡水淋滤和构造应力作用下,裂缝发育,具备优异的储集空间和孔喉条件,为优质储层发育区;下部大气淡水淋滤作用弱,构造应力影响小,裂缝不发育,储层物性最差。研究认为优质基底岩浆岩储层位于基底中上部,大气淡水淋滤作用强,构造应力强,断层、断裂较为发育的地区。     

北黄海盆地东部坳陷不同物源影响下储层的成岩演化

以北黄海盆地东部坳陷中生界碎屑岩储层为研究对象，运用岩石薄片光学显微鉴定、阴极发光和扫描电镜等技术方法和手段分析成岩特征，探讨不同物源-沉积体系控制下储层的成岩演化。研究认为，东部坳陷中生界储层主要处于中成岩阶段A期，发育的主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用、凝灰质脱玻化作用、交代作用、蚀变作用和溶蚀-溶解作用，其中，东部地区压实作用强度要高于西南和北部地区，北部地区碳酸盐胶结物的含量明显高于其他地区，东部地区以凝灰质胶结为特征并发生凝灰质脱玻化作用，西南部以黏土矿质胶结为特征并发生明显的黏土矿物转化现象，西南和北部地区的溶蚀/溶解作用的发育程度要好于东部地区。综合分析认为，研究区不同物源沉积区储层具有差异的成岩特征，表现为不同的储层序列，从而影响储层的成岩演化。     

南海北部湾盆地迈陈凹陷中南部古近系储层特征与控制因素——以区域探井Y井为例

北部湾盆地迈陈凹陷中南部Y井井壁取心分析、岩屑样品的薄片鉴定结果及地球物理测井综合评价表明,其钻遇的不同层位层段的储层类型主要以含泥质较高的砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主,少量砾岩,多属于近—中物源快速沉积充填、储集物性偏差的储集层类型,且成岩程度偏低(处在早成岩A或B期或中成岩A期),总体上属于岩性较细、泥质含量偏高、孔渗参数偏低的中孔中渗和低孔低渗及低孔特低渗型砂岩储层类型。其中,钻遇的渐新统涠洲组砂岩储层总体上偏细且泥质含量较高,砂岩有效孔隙度和渗透率偏低,属于储集物性较差储层;始新统流沙港组二段砂岩属于差—较好储层,储层孔隙类型以粒间孔为主,其次为粒间溶孔,还发育有少量或微量长石溶孔和粒内溶孔,具有一定的孔渗性;古新统长流组砂岩孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,发育少量长石溶孔及粒内溶孔,储层致密储集物性偏差。总之,本区储层发育主要受控于碎屑物物源供给远近与沉积相及成岩作用,但总体上储层成岩程度较低,加之溶蚀作用及胶结作用普遍,故严重影响了储层储集物性。     

渤海海域A油田沙二段低渗储层特征及控制因素

渐新统沙河街组二段为渤海海域A油田的主力低渗产油层,弄清储层的物性特征及其控制因素对该区有利区带的优选及后期调整方案的制定具有重要指导意义。利用6口取心井的岩矿分析、薄片鉴定、扫描电镜、粒度、常规物性等分析化验资料,在厘清沙二段储层特征的基础上,从沉积、成岩、构造3个方面对沙二段低渗储层物性的控制因素进行了系统研究。研究区沙二段储层以岩屑长石砂岩为主,具有中等成分成熟度、中等胶结物含量的特征,储集空间以混合孔隙为主,储层为中孔—低渗储集性能。原始沉积条件中储层粒径、分选、泥质含量等控制了沙二段储层物性的好坏;成岩作用中压实和碳酸盐胶结是沙二段储层低渗的主要原因,有机酸溶蚀对储层物性有一定的改善作用;构造活动对沙二段储层物性的改善作用较弱。该研究成果为该区沙二段相对高渗区块的优选及调整井的部署提供了依据。     

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层特征及影响因素

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩为主,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低,反映了近物源和多物源的特征。通过对研究区的岩心化验分析资料、薄片和扫描电镜资料的分析,认为深县凹陷东营组储集空间类型主要包括原生孔隙和次生孔隙两类,其中以原生的粒间孔隙为主。研究区岩性孔渗资料的统计结果表明,储层的物性较好,基本为中高孔中渗型储层,根据深县凹陷储层评价标准,可以将深县凹陷储层分为4类,东营组储层主要是Ⅰ类和Ⅱ类储层。深县凹陷东营组主要为辫状河流相沉积,其沉积作用直接决定着储集砂体的类型、展布范围以及后期成岩改造作用。而储层储集性能主要受原始沉积作用及后期成岩作用共同控制,控制储层孔隙演化的成岩作用主要为机械压实作用和胶结作用。     

渤海海域中部地区中生界火山岩储层特征及主控因素

以海域最新钻探成果为基础,基于岩心、薄片及物性分析等资料,明确了渤海海域中部地区中生界火山岩储层特征,并探讨了优质储层形成的主控因素。结果表明:研究区火山岩储层储集空间包括原生气孔、溶蚀孔以及裂缝,其中溶蚀孔与构造裂缝是主要的储集空间类型;优势岩相、断裂活动以及风化作用共同控制了优质储层的形成,其中近火山口爆发相带储集物性最好,大型断裂持续活动形成的裂缝是优质储层形成的关键,而长期的风化淋滤使储层得到进一步改善。优选断裂带附近火山口相带进行钻探可有效减低火山岩勘探风险。     

西湖凹陷西部斜坡带储层成岩作用及孔隙演化

以大量岩心观察为基础,结合室内电镜扫描和物性特征分析,对西部斜坡带储层成岩序列与孔隙演化进行了研究,认为储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主,属中孔中渗一低孔低渗型储层。成岩作用及孔隙演化对储层物性有重要影响,该区主要经历了压实、胶结、溶解以及交代等多种成岩作用,其中压实作用和交代作用对储层起破坏作用,溶解作用对储层改善起建设性作用。成岩阶段可划分为早成岩A期、B期和晚成岩A1期、A2期及B期,目前储层处于晚成岩A2期,原生孔隙大部分被破坏,次生孔隙发育,并在2900～3200m和3600。4000m处形成两个次生孔隙发育带。     

沾化凹陷页岩油储层特征及控制因素

为确定沾化凹陷古近系沙河街组三段下亚段(沙三下亚段)页岩油储层特征及控制因素,开展了岩心、薄片、扫描电镜、X-射线衍射、物性、有机碳含量、岩石热解等分析测试工作。根据岩石矿物成分和显微沉积构造,可将研究区湖相泥页岩分为7类岩石类型。储集空间包括裂缝和孔隙2种类型,其中,裂缝主要有4类,即构造裂缝、异常压力缝、矿物收缩裂缝和层间微裂缝,前二者在岩心上清晰可见,后二者宽度为微米级别;孔隙主要有3类,即重结晶晶间孔、有机质演化孔和溶蚀孔隙,为纳米到微米级别。研究区页岩油储层发育的控制因素主要有4项:岩石矿物成分和显微沉积构造、有机质含量及赋存方式、成岩作用以及构造作用,在对各控制因素详细分析的基础上,选取方解石含量、纹层状构造、TOC、Ro、孔隙度及综合破裂率6项参数做为页岩油储层评价的关键参数,将沾化凹陷页岩油储层分为优质储层、有利储层和不利储层3类。     

苏北盐城天然气储层成岩作用研究

盐城凹陷天然气储层为成分成熟度很低的砂砾岩、砾状砂岩、砂岩和少量粉砂岩,砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和少量岩屑长石砂岩。成岩矿物主要类型有粘土矿物、石英、钠长石、碳酸盐、硬石膏和石膏等。储层以次生孔隙发育为特点,以粒间孔隙和骨架颗粒溶孔最为发育,溶解作用发育程度与泥质岩在成岩过程中粘土矿物和有机质的演化关系极其密切。盐城天然气进入储层发生在始新世———新近纪,主要成藏期发生在4.5~10Ma。天然气储层成岩演化阶段处于晚成岩A亚期。储层性质明显地受到沉积相和成岩作用的影响。沉积物粒度较粗、厚度较大的河道砂的储集物性明显优于各种粒度较细、厚度较薄的席状砂体。     

陡坡带砂砾岩体储集特征研究——以车镇凹陷北带为例

箕状断陷盆地陡坡带发育有大规模的砂砾岩体,紧邻生油洼陷,是油气运移的主要指向,蕴藏着巨大的勘探潜力。由于砂砾岩体多属于近源快速堆积的产物,成岩作用强烈,储集物性普遍偏差,多数探井因此而失利,因此,分析砂砾岩体储层的成因机理,寻找有利的储集相带,对勘探有着至关重要的影响。本文以车镇凹陷北带砂砾岩体为例,通过分析化验与地质分析相结合的方法,表明次生孔隙与裂缝是主要储集空间类型,主要受到有机酸的溶蚀作用与异常高压的影响;通过对沉积作用的分析,明确了各类扇体的有利储集相带,指出了下一步的勘探方向。     

渤海海域歧南断阶带侏罗系优质储层影响因素

歧南断阶带侏罗系储层内部结构复杂,具有强储层非均质性,储层发育特征及影响因素一直制约着该区勘探。通过对岩石类型、储层物性特征、储集空间类型及孔隙结构的分析证实,研究区侏罗系为一套富含火山碎屑物质的近源沉积,发育多套煤层;储层物性以中孔低渗为主,发育低渗背景下的优质储层,孔隙结构分析表明不同孔隙结构储层在孔隙度方面相差不大,渗透率相差较大;储集空间以溶蚀形成的次生孔为主,多为长石及火山物质溶蚀;有利的沉积因素,多期次多类型的溶蚀作用是本区形成优质储层的主要因素,研究区煤系地层的存在有效地增加了有机酸浓度,在促进溶蚀作用进行的同时,减少了碳酸盐矿物的胶结;此外储层中大量发育的火山碎屑物质在酸性流体下易于溶蚀,增强了储集物性,但其也降低了岩石抗压能力,对储层物性的影响具有双面性。     

南黄海盆地海相储层成岩作用与储层发育特征

南黄海盆地与下扬子陆域具有较为一致的沉积构造演化史,全区具有良好的油气成藏条件,油气资源潜力大,特别是中—古生界海相地层有可能是下一步油气勘探的突破新区。以南黄海盆地为主体的下扬子地区海相储层类型包括砂岩储层、碳酸盐岩储层和泥页岩储层三大类。基于岩性特征、成岩作用、储集空间和物性条件等分析,认为砂岩储层有利的储集体主要为裂缝—次生孔隙型,碳酸盐岩储层中未被胶结物充填或者部分充填的孔、缝、洞可作为有利储集体,泥页岩储层中的有利储集空间为高有机质丰度层段中的无机孔隙、有机孔隙和裂缝较发育带。     

叠前地震反演在清水地区砂砾岩优质储层预测中的应用

辽河坳陷清水地区沙一段广泛发育了扇三角洲砂砾岩沉积,与同期沉积的暗色泥岩形成了良好的生储盖组合,是寻找岩性油气藏的有利地区。沙一段主要储层为含砾砂岩、细砂岩,受含灰质成分影响,含灰泥岩、含灰粉砂岩等非储层与储层的波阻抗相互重叠,利用常规叠后波阻抗反演无法准确预测优质储层。基于岩石物理分析,指出λρ和μρ为识别优质储层的敏感弹性参数。在叠前道集优化处理和横波预测的基础上,通过叠前地震反演得到λρ和μρ,对扇三角洲砂砾岩优质储层的分布特征进行了预测,为清水地区砂砾岩岩性油气藏勘探提供了依据。     

复杂储层凝析气藏储量评价

M20凝析气田是一个非常复杂的异常高压凝析气田,储集层是由沙河街组一段生物碎屑白云岩、沙河街组二段白云质砂砾岩,以及中生界火山岩和元古界混合花岗岩叠置而成的块状储集体。气藏储集空间共5大类12小类,形成3类主要储集岩,分别为沙河街组孔隙型、中生界孔隙+微裂缝型和元古界裂缝+孔隙型储层。储量计算中,基于储层分布特征、储集类型和油、气分布状况,制定了三项储量计算单元划分原则;进而,确定了储量计算关键参数:根据中生界储层与不整合面的关系,确定出储层孔隙度和净毛比的变化趋势;采用中子-密度交会法和阿尔奇公式分别计算沙河街、中生界和元古界基质储层部分的孔隙度和含油、含气饱和度;采用裂缝状态判别经验公式、电成像测井、面比率法和裂缝含水饱和度经验公式等方法分别计算裂缝的孔隙度和含油、含气饱和度。沙河街和中生界地层只计算储层孔隙中的地质储量,元古界地层则按孔隙和裂缝分别计算地质储量。     

渤海莱州湾凹陷KL油田沙河街组混积背景下的沉积特征与沉积演化

渤海湾盆地莱州湾凹陷KL油田地区古近系沙河街组发育了陆源碎屑岩和碳酸盐岩的混合沉积构造,国内外学者在莱州湾凹陷地区已做了一些岩相古地理方面研究工作,但KL油田地区的混合沉积研究至今未涉及.由于KL油田地区钻遇沙河街组沙三下亚段的井较少(迄今全地区钻遇沙三下亚段井9口),本文充分利用有限的钻井资料,结合岩心资料、分析化验资料、单井沉积相解剖以及地震相分析,对渤海湾盆地莱州湾凹陷KL油田地区碳酸盐岩台地混合沉积特征以及沉积演化模式进行了较为深入的探讨.研究表明,KL油田古近系沙河街组主要以扇三角洲沉积体系为主,混积岩主要发育在沙河街组沙三下亚段,而沙三下亚段发育三种不同的沉积环境:KL-1井区发育辫状河三角洲,中部KL-4井区发育滨浅湖混积滩坝,东部KL-9井区在Ⅰ油组处于潍北凸起物源供给区,发育了扇三角洲.沙三下亚段沉积时期,沉积物在碳酸盐岩台地上进行混合沉积,狭义上表现为混积岩,主要类型包括:泥质灰岩、含泥灰岩、灰质粉砂岩;广义上表现为混积层系,主要类型包括:含陆源碎屑一碳酸盐混积岩、含碳酸盐一陆源碎屑混积岩、碳酸质一陆源碎屑混积岩.     

基于构造演化分析的古近系储层预测:以辽西凸起中段沙河街组为例

辽西凸起中段古近系沙河街组缺乏规模性圈闭,储层横向变化快、预测难度大,滚动勘探一直难有较大突破.针对构造、储层问题,采用基于构造演化分析的古近系储层预测方法,综合运用裂变径迹构造反演和空间平衡剖面技术,开展构造演化精细分析,改变传统地层沉积模式,提出辽西凸起高部位发育沙河街组地层的新认识,指导构造解释调整,新增沙河街组...     

辽西凸起南段沙河街组双向物源沉积模式及油气勘探意义

古近系储层发育程度一直是制约辽西凸起南段勘探突破的关键因素。运用钻井地质、磷灰石裂变径迹分析、三维地震等基础资料,针对辽西凸起南段沙河街组储层发育问题,开展精细古热史-构造演化分析、古地貌半定量刻画,对目标区沙河街组储层进行预测,结果表明：辽西凸起南段主要经历了新生代早期构造抬升、古近纪沙河街组沉积期构造沉降、东营组沉积期构造反转和新近纪构造定型4个演化时期;断裂体系可划分为长期活动型、早断早衰型、晚断晚衰型3种断裂类型;辽西凹陷具有“盆满砂溢”的先天供源条件,构造演化的分段性特征又造成辽西凸起南段形成了特殊的“链状岛湾”沉积地貌,既可以为围区提供物源,形成近源沉积体,又可以形成较大的可容纳空间,汇聚来自于辽西凹陷满溢的砂体,在辽西凸起上形成了双向供源沉积模式。以上认识推动了旅大4-3油田的油气勘探评价,且对凸起围区的油气勘探具有较好的借鉴意义。     

辽河盆地西部凹陷未熟油的成藏条件

钻探结果表明,在辽河盆地西部凹陷北部及中南部沙河街组四段、三段中浅层储层中均见到了一定数量的未熟原油,探明储量也很可观.从原油生成、运移聚集成藏特征等几个方面进行了较为详细地分析.认为未熟油在成藏的整个过程中,主要受到源岩沉积环境、运移通道及构造活动所控制,是特定条件下的产物,其成藏规模受未熟源岩的排烃数量以及储集岩体物性条件所制约,与成熟油藏比较,既有相似之处又有一定的差异性.随着油区勘探程度的提高和研究的不断深入,岩性构造型未熟油藏才逐步被人们所认识.因此,开展此项研究无疑对拓宽油气勘探领域具有一定的指导意义.