东营凹陷西部沙河街组三段上部泥岩中白云岩夹层成因研究

本文以东营凹陷西部沙河街组三段上部泥岩中白云岩夹层为研究对象，通过泥岩及白云岩夹层在岩石学和地球化学等方面对比研究后认为区内白云岩形成于半深湖环境，是湖盆演化过程中特定阶段由于水深条件、古气候条件、水介质条件等均有利于白云石排除动力学和热力学的障碍而从水介质中沉淀形成的原生白云岩。     

渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙特征

通过场发射环境扫描电镜、低温氮气吸脱附实验、高分辨率背散射电子图像定量分析等技术方法,对渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层的微观孔隙类型、结构特征及孔隙分布进行了系统研究。结果表明:沙河街组页岩油储层微观孔隙类型多样,包括粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和晶内孔5类孔隙。有利储集空间为孔径在100~3000nm的孔隙,以粒间孔、粒内孔和溶蚀孔为主。泥岩类和灰岩类孔隙形态包括细颈瓶状(墨水瓶状)和平行板状;白云岩类孔隙形态为平行板状,连通性最好。白云岩类定量面孔率最大且孔隙发育最好,其次为泥岩类,灰岩类较差。影响微观孔隙特征的主要因素包括矿物成分及含量、有机质生排烃和热液作用,其中黏土矿物和泥级颗粒有利于储层微孔发育,方解石的胶结作用和重结晶作用不利于孔隙发育。生排烃产生的有机酸和热液作用增进了次生孔隙的形成。     

东营凹陷沙河街组砂岩储层高岭石类型、特征及其成因

高岭石是东营凹陷沙河街组砂岩储层中常见的黏土矿物,对储层物性具有重要的影响,但目前对其特征及成因的研究较少。本文利用薄片分析、阴极发光、扫描电镜、X射线能谱等多种技术手段,结合东营凹陷构造演化、流体活动历史与成岩序列研究了东营凹陷高岭石的类型、特征及其成因。研究结果表明:东营凹陷沙河街组砂岩储层主要发育两类高岭石,第一类高岭石晶形发育良好,单偏光下呈鳞片-蠕虫状,扫描电镜下单晶呈假六方片状,晶体排列紧密,集合体呈蠕虫状或书页状,成分纯;第二类高岭石晶形发育不及第一期,单偏光下呈鳞片状,扫描电镜下可见晶层卷曲,晶体排列疏松,集合体呈手风琴状,其成分中除了Al、Si、O还含有少量Fe、Ca元素。高岭石主要为自生高岭石,是长石在有机质演化过程中产生的酸性流体作用下发生溶蚀作用的产物。但是,两类高岭石具有不同的形成时期、成因和形成环境,其中,第一类高岭石主要形成于东营末期,是沙四段上部烃源岩生烃和油气成藏时生成的有机酸溶蚀长石的产物;而第二类高岭石形成于馆陶期末和明化镇组大规模油气充注时期,此时,处于晚成岩A期,大量的蒙脱石向伊利石转化,酸性流体中含有较多的Fe2+、Ca2+等。     

东营凹陷沙河街组储层高岭石分布特征及其影响因素

高岭石广泛分布于东营凹陷沙河街组的砂岩中,对储层物性具有重要影响,但其分布特征及其控制因素目前研究得比较少。利用铸体薄片鉴定、X衍射分析、阴极发光、扫描电镜等多种测试手段研究了东营凹陷沙河街组自生高岭石的发育和分布特征及其影响因素。研究结果表明：东营凹陷沙河街组的高岭石主要在1200～3600 m的深度范围内分布,其中沙二段和沙三段的高岭石相对含量较高;从沙一段至沙三段,中央隆起带高岭石的平均含量均高于北部陡坡带和南部缓坡带。沙河街组砂岩储层高岭石的分布明显受有机质热演化的影响。不同的温度（埋藏深度）控制着粘土矿物的形成和转化,从而影响着沙河街组不同层段高岭石的含量及其在平面和剖面的分布。超压对高岭石的分布具有重要的影响,由于超压作用,导致超压顶界面高岭石大量发育。中央隆起带构造活动比较强,有利于酸性流体从深部向浅部充注,并且流体动力比较强,导致沙一段至沙三段中央隆起带的高岭石含量较高。断层和不整合面复合输导体系可使大量酸性流体进入浅部储层,促使浅部砂岩储层高岭石大量发育。岩性和沉积微相通过改变高岭石形成和分布的流体化学和流体动力条件,从而对高岭石分布具有重要的影响。     

东营凹陷沙河街组碳酸盐胶结物成因机制

正碳酸盐矿物是砂岩储层中主要的成岩产物之一。碳酸盐胶结物较为活跃,其溶蚀及沉淀广泛发育于砂岩储层内。碳酸盐的溶蚀及沉淀是砂岩储层改造的重要成因之一。明确碳酸盐胶结物的成因机制对预测深部储层具有重要的意义。本次研究,采用铸体薄片及扫描电镜观察,明确碳酸盐胶结物的产状。对不同产状碳酸盐胶结物的分布、     

东营凹陷南坡沙河街组四段砂岩地球化学特征

基于东营凹陷南坡沙河街组四段砂岩的某些常量元素和微量元素(包括稀土元素)含量的变化规律,研究了该地区砂岩的地球化学特征。本地区沙河街组四段砂岩类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,部分砂岩为岩屑砂岩和长石砂岩。A-CN-K三角图解反映了砂岩的母岩中斜长石含量要高于钾长石含量,主要在花岗闪长岩和花岗岩(含相应的片麻岩)之间变化。砂岩在风化过程中受到了钾的交代作用。化学风化作用指标(CIW)和化学蚀变作用指标(CIA)反映了该地区砂岩受到了强烈的风化作用,尤以纯梁地区为强。化学组份变化指标(ICV)反映了有些砂岩中含有第一次旋回沉积物。微量元素比值(La/Yb)N、(La/Lu)N等也反映了该地区砂岩来源于花岗闪长岩和花岗岩的混合物。     

东营凹陷碎屑岩储层长石溶蚀、Al迁移富集特征

成岩作用过程中骨架颗粒长石的溶蚀淋滤是碎屑岩储层形成次生孔隙的重要作用。长石在溶蚀反应中Al元素的活动性最低,只有在流体动力较强的条件下Al才发生迁移作用,长石溶蚀反应中高岭石的形成与分布受控于Al的迁移富集能力。因此研究成岩元素Al在流体中迁移富集特征对于储层评价具有重要意义。运用铸体薄片、扫描电镜以及粉晶衍射等分析测试技术,对东营凹陷碎屑岩储层的成岩特征进行了研究,结果在镜下可见研究区长石溶蚀以及Al的迁移富集特征明显。通过斜长石溶蚀形成高岭石的化学反应方程式,对比反应前后斜长石含量的变化,对河140井2 9213~2 9258 m深度段的砂岩进行了理论高岭石含量的计算。这种理论计算结果和实际形成高岭石含量曲线的差异,说明相对开放体系里长石溶蚀产物Al发生了微观的迁移富集作用。通过研究牛庄凹陷砂岩夹层中高岭石的含量分布特征,发现在砂泥岩界面靠近砂体一侧出现高岭石的富集,说明长石溶蚀产物Al在一定的流体动力条件下发生了迁移富集。研究区储层中长石溶解后形成高岭石,且其分布基本上受流体活动活跃的砂/泥岩界面位置和岩石物性控制。以钠长石和钾长石溶蚀形成高岭石和石英为例,对成岩反应前后岩石的体积变化进行了理论计算,结果表明如果长石溶解产物Al没有发生较大尺度的迁移,那么长石溶蚀后几乎相等体积的次生矿物将会沉淀充填孔隙。对于碎屑岩储层,次生孔隙发育的岩相学特征只能说明砂岩骨架颗粒发生了溶蚀作用、引起了孔隙重新分布、增加了砂体的非均质性,不足以说明砂岩孔隙度是否会真正提高。同时高岭石含量不能作为有效次生孔隙发育的标志,只有在Al发生迁移净输出之后,才能真正提高储集层的物性。     

东营凹陷沙三段下部纹层泥岩中的碳酸盐矿物

沙三段下部纹层泥岩由富有机质纹层泥岩和钙质块状纹层泥岩组成。富有机质纹层泥岩由富有机质纹层、富粘土矿物纹层一方解石层组成。钙质块状纹层岩由细粒方解石纹层、富粘土矿物纹层组成。富有机质纹层通常含有机质、粘土矿物、石英、长石和黄铁矿。富粘土矿物纹层由粘土矿物、铁白云石、细粒方石、石英、长石和黄铁矿组成。     

东营凹陷沙河街组层序地层及地层格架研究

本文依据层序地层学的基本原理，从沉积层序、生物地层、测井曲线和地震层序分析入手，对东营凹陷沙河街组进行层序地层划分，划出二个层序，并确立其地层格架。     

山东省东营凹陷古近系沙河街组碎屑岩储层定量评价及油气意义

采用＂主因素＂定量评价方法对东营凹陷古近系沙河街组碎屑岩储层质量进行了评价。首先选取储集性能参数（孔隙度、渗透率）、颗粒分选性、泥质含量、粒径、埋藏压实程度、溶蚀作用及胶结作用强度等参数作为储层质量评价参数,按灰色关联分析法计算其他子因素相对于母因素—孔隙度的权重系数,然后,采用极大值标准化法计算各评价参数的单项分数,求取储层质量综合评价因子Q,在缺乏孔、渗资料的情况下,利用其他参数的权重系数,求得储层质量综合评价因子Q1。根据Q和Q1划分评价标准,并进行储层分类评价,结果与利用中国石油天然气集团总公司碎屑岩储层分类标准进行评价的结果基本一致。用此方法对沙河街组碎屑岩储层进行分类评价,把评价结果与试油结果进行比较,发现其符合率较高。这说明该定量评价方法用于储层综合评价具有可行性,根据Q或Q1的大小,可以快速直观地判定或预测某一地区某一层段的储层质量。     

成岩作用对泥页岩储集性能的影响: 以东营凹陷古近系沙四上亚段为例*

陆相页岩油储集层孔隙结构特征及储集能力受泥页岩在埋藏过程中经历的复杂成岩改造影响,纵向上表现出显著的差异性,但相关研究仍不够深入。以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组沙四上亚段典型陆相富有机质泥页岩为研究对象,基于岩心观察描述、岩石薄片鉴定、扫描电镜等多尺度观察手段,结合X射线衍射分析、同位素地球化学分析、物性分析及能谱分析等测试资料,开展泥页岩成岩作用特征及其控储差异研究。研究结果表明: (1)研究区可识别出7种成岩作用类型,其中,建设性成岩作用以方解石重结晶、黏土矿物转化及白云石化作用为主; 沙四上亚段整体处于中成岩A阶段。(2)方解石重结晶、黏土矿物转化及白云石化作用在垂向上表现出显著的差异性演化特征,重结晶成因的亮晶方解石主要发育于纯上3小层与纯上2小层,黏土矿物转化所形成的晶间中—高孔区主要发育于纯上2小层; 研究区主要发育2种类型的白云石,其中,泥晶白云石主要发育于纯上3小层,微晶铁白云石主要发育于纯上1、2小层。(3)方解石重结晶和黏土矿物转化的协同使得纯上2小层产生了大量微孔,同时适量的铁白云石可作为骨架矿物支撑孔隙,有利于中深层孔隙的保存,是该小层成为优质储集层的关键。     

成岩作用对泥页岩储集性能的影响: 以东营凹陷古近系沙四上亚段为例*

陆相页岩油储集层孔隙结构特征及储集能力受泥页岩在埋藏过程中经历的复杂成岩改造影响,纵向上表现出显著的差异性,但相关研究仍不够深入。以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组沙四上亚段典型陆相富有机质泥页岩为研究对象,基于岩心观察描述、岩石薄片鉴定、扫描电镜等多尺度观察手段,结合X射线衍射分析、同位素地球化学分析、物性分析及能谱分析等测试资料,开展泥页岩成岩作用特征及其控储差异研究。研究结果表明: (1)研究区可识别出7种成岩作用类型,其中,建设性成岩作用以方解石重结晶、黏土矿物转化及白云石化作用为主; 沙四上亚段整体处于中成岩A阶段。(2)方解石重结晶、黏土矿物转化及白云石化作用在垂向上表现出显著的差异性演化特征,重结晶成因的亮晶方解石主要发育于纯上3小层与纯上2小层,黏土矿物转化所形成的晶间中—高孔区主要发育于纯上2小层; 研究区主要发育2种类型的白云石,其中,泥晶白云石主要发育于纯上3小层,微晶铁白云石主要发育于纯上1、2小层。(3)方解石重结晶和黏土矿物转化的协同使得纯上2小层产生了大量微孔,同时适量的铁白云石可作为骨架矿物支撑孔隙,有利于中深层孔隙的保存,是该小层成为优质储集层的关键。     

东营凹陷博兴油田沙四段滩坝砂岩储层特征研究

东营凹陷南斜坡发育滩坝、水下扇和重力流水道等多类型的储集体,为一个多油层、多油气藏类型的复式油气聚集带。沙四段储集层为滨浅湖相滩坝砂体,油藏类型以岩性和构造岩性油气藏为主。博兴油田沙四段滩坝砂岩储层以长石粗粉砂岩、岩屑粉砂岩为主,砂体中发育有剩余粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔等储集空间类型,孔隙结构以低渗小孔喉为主,为中低孔隙度、低渗透率的储层。沉积微相和成岩作用是控制本区滩坝砂体储层物性的主要因素。     

东营凹陷古近系沙河街组碎屑岩储集层非均质性与油气意义

从宏观和微观两方面分析了东营凹陷古近系沙河街组碎屑岩储集层的非均质性特征。沙河街组碎屑岩储集砂体类型多样,通过统计分析宏观物性参数,不同成因类型储集砂体的渗透率和孔隙度分布差别较大,其中河流相、（扇）三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体储集质量最好;不同沉积微相的孔隙度基本上均呈正态分布,其中三角洲河口坝砂体及水下分流河道砂体孔隙度峰值较高。非均质参数表明,（扇）三角洲前缘水下分流河道非均质程度最强。通过对各种微观非均质性参数的综合研究,将储集层孔隙结构分为5种类型,其中大孔较粗喉及大孔中细喉为好的储集层,常见于（扇）三角洲水下分流河道砂体下部和河口砂坝主体的中细砂岩中。非均质性研究的结果与油田试油结果对比吻合较好,表明该项研究对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

东营凹陷古近系砂岩成岩作用与孔隙演化

东营凹陷是重要的油气富集区，在古近系地层发育湖相水下扇沉积、滨浅湖沉积和三角洲沉积等砂岩。砂岩的成岩作用及孔隙演化对储层的储集性能有重要影响。在对大量薄片和岩心进行分析的基础上，运用扫描电镜和X衍射粘土分析等手段，对东营凹陷砂岩储层的成岩作用和孔隙演化进行了研究。研究结果表明，该区压实作用、胶结作用使砂岩孔隙度降低，不稳定矿物的溶蚀作用和碳酸盐胶结物的溶解作用导致孔隙度增大。根据有机质的演化及粘土矿物的变化序列，在不同的构造单元，砂岩成岩作用和孔隙演化随埋深具有明显的规律性，可划分出原生孔隙带、原生次生孔隙带和次生孔隙带3个孔隙演化带，存在着较有利的次生孔隙发育带。     

济阳坳陷青东凹陷新近系沙河街组沉积体系研究

新近系沙河街组是青东凹陷区块油气勘探的主要目的层位,但目前并没有研究者对其中有利沉积相带及沉积体系有过系统的研究,这极大制约了进一步的油气勘探开发。本文以沉积学、地层学理论为指导,依据岩芯、录井、测井及地震等资料,运用沉积学、古生物学、地球化学以及地球物理学的沉积相标志,在青东凹陷区块新近系沙河街组地层内划分出三角洲体系和湖泊体系两类沉积体系,并进一步划分出了扇三角洲、三角洲、滩坝、近岸水下扇、湖底扇、湖泊等6个沉积相及相对应的亚相和微相,为青东凹陷地区有利储层的预测以及进一步的油气开发提供了重要依据。     

Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation,Zhanhua Sag

To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil.     

济阳坳陷古近系沙河街组页岩有机质热演化特征

钻探显示渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街地层具有良好的页岩油资源潜力,成熟页岩厚度超过1 000 m,其有机质热演化特征备受关注。通过对研究区5口页岩油钻井岩石热解地化参数详细统计和对烃源岩原始有机碳、可转换碳、页岩含油量以及生烃潜力等页岩有机质特征的分析,探讨了页岩镜质体反射率动力学应用范畴。沙河街组（沙三段下亚段和沙四段上亚段）页岩最大热解温度（Tmax）为423～450 ℃,有机质成熟度（Ro）为0.45%～0.94%,平均为0.73%,Ⅱ型烃源岩原始有机碳（TOCo）含量为0.92%～5.67%,平均为4.23%,可转换碳（Cc）比例为51%～63%,平均为59%,页岩含油量(S1)为（10～75）×104 t/km2,平均为39.67×104 t/km2,生烃潜力(S2)为（20～465）×104 t/km2,平均为293×104 t/km2,热解产量指数(PI)为0.03～0.47。综合研究认为,济阳坳陷沙河街组优质烃源岩主要集中在东营凹陷和沾化凹陷,有机质成熟度对页岩油的生成和聚集至关重要,当Ro为0.70%～0.74%时,油气开始大量生成,并且开始排烃。     

东营凹陷滨南—利津地区古近系沙四上亚段物源分析与沉积特征

通过碎屑颗粒类型与含量、特征元素比值分布模式等方法,对东营凹陷滨南—利津地区沙四上亚段砂体物源进行系统分析。沙四上亚段沉积时期,该地区存在两大物源体系:来自陈家庄凸起的利津物源体系和来自滨县凸起的滨南物源体系。滨南物源体系碎屑沉积物以石英含量高、变质岩岩屑含量高的砂岩为主,且碎屑颗粒粒度细;利津物源体系以石英含量低、沉积岩岩屑含量高的砾岩、含砾砂岩、砂岩为主,碎屑颗粒粒度粗。由于物源母岩性质的差异及古地貌特征和构造演化特征不同,两个物源体系发育不同的砂体类型,具有不同的沉积特征。滨南物源体系主要发育扇三角洲、辫状河三角洲和滨浅湖滩坝等砂体,利津物源体系主要发育近岸水下扇、浊积扇等砂体。