致密砂岩储层致密化与成藏史耦合关系研究--以鄂尔多斯南部镇原-泾川地区延长组长8油层组为例

鄂尔多斯盆地南部镇原-泾川地区（简称镇泾地区）上三叠统延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层。通过铸体薄片分析、阴极发光薄片分析、荧光薄片分析、扫描电镜分析、X射线衍射分析、流体包裹体测试等多种分析测试方法对长8油层组储层开展了储层特征、成岩作用、油气充注时间与期次等研究,对孔隙度演化进行定量化分析,并基于成岩-成藏耦合关系的研究恢复了储层孔隙度的演化过程。研究表明,镇泾地区延长组长8油层组储层为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度与结构成熟度均较低,粒间充填钙质胶结物、硅质胶结物、自生黏土矿物等;储集空间以粒间溶孔、剩余原生粒间孔为主;储层处于中成岩阶段B期,发育了较强的压实作用、胶结作用,溶解作用相对较弱;储层致密化的主因为压实作用和胶结作用,分别造成减孔22.2%和14.6%,溶解作用增孔5.1%,交代作用增孔约0.6%。成藏早-中期储层未致密化,成藏晚期储层进入致密化阶段,总体储层致密化史-成藏史耦合关系为“先成藏,后致密”过程。     

四川盆地川中地区中下侏罗统砂岩储层异常致密成因机理

四川盆地川中地区中下侏罗统砂岩储层现今埋藏深度一般在1 500～3 000 m,但砂岩致密化程度异常偏高,其平均孔隙度小于5%,平均渗透率小于1×10-3μm2,为典型的超低孔、超低渗储层。岩石显微镜下成岩作用特征及压实与胶结作用的减孔强度统计结果显示,强压实作用（包括压溶作用）是导致砂岩储层异常致密的主要原因。利用砂...     

阜新盆地沙海组三段浅层致密砂岩储层特征及成岩作用

针对阜新盆地浅层致密砂岩气成藏条件,在对8口井砂岩储层测试数据的分析基础上,研究了沙海组三段砂岩储层物性和沉积－成岩特征.认为阜新盆地沙海组三段砂岩储层为浅层致密砂岩储层,埋深<1500 m,孔隙度<10%,渗透率<1×10-3μm2;成岩作用控制沙海组三段砂岩的物性特征,沙海组三段砂岩主要经历压实作用、碳酸盐胶结作用和碳酸盐溶解作用,成岩阶段主要处于晚成岩A期.从而指出沙海组三段浅层致密砂岩储层适合储集来自周围气源岩生成的天然气,是盆地浅层致密砂岩气的有利勘探层位.     

东海盆地西湖凹陷花港组储层致密化成因

为了探索海上深层低渗致密储层致密化成因,降低勘探、开发的成本和风险,通过岩心、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、粒度分析、核磁共振、高压压汞、恒速压汞、孔渗测试和元素分析等多种分析化验手段,精确表征了花港组的岩石学特征、储集性能及孔隙结构特征,并在此基础上分析了西湖凹陷花港组储层致密化的成因.研究结果表明:压实作用对储层致密化起主导作用,其中埋藏深度是控制压实强弱的关键,沉积作用是影响压实强弱的重要因素;胶结作用是储层致密化的重要影响因素,其中碳酸盐胶结是储层不均匀致密化的主要原因,伊利石、伊蒙混层和孔隙充填式绿泥石降低了孔隙度,孔隙衬里绿泥石具有保孔作用;不同物源致密化程度差异明显,其他条件相同时,东物源比北物源储层更加致密.研究区花港组目前处于中成岩B期,压实减孔主要发生在同生早成岩期,溶蚀作用增孔和黏土矿物胶结作用减孔主要发生在中成岩A期,中成岩B期对储层致密化影响较小.     

鄂尔多斯盆地高桥地区盒8段砂岩储层致密成因

运用常规薄片、铸体薄片、扫描电镜及恒速压汞等实验手段,对鄂尔多斯盆地高桥地区盒8段储层特征进行研究,并以孔隙演化过程为线索分析了储层致密成因。研究结果表明:盒8段储层主要为岩屑石英砂岩、石英砂岩与岩屑砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较高,储层物性差;砂岩分选性好,初始孔隙度整体较高,平均可达34.7%;受岩石组分、埋深及煤系烃源岩酸性流体的影响,压实作用强烈,破坏了大约20.4%的原生孔隙度,胶结作用破坏了其余13.9%的原生孔隙度,原生孔隙几乎被破坏殆尽;早期溶蚀产生的孔隙被压实作用破坏,而晚期溶蚀作用较弱,仅增加了大约3.4%的次生孔隙度,难以大幅度改善储层物性。因此,成岩期原生孔隙被破坏殆尽及次生孔隙形成较少共同导致该区储层致密。     

四川广安地区侏罗系凉高山组储层特征研究

广安地区碎屑岩油气藏是目前勘探开发的热点。通过岩心观察、薄片鉴定、X衍射分析、扫描电镜分析等手段,得出了区内凉高山组砂岩属于灰质胶结超低孔低渗极致密储层;区内成岩阶段划分为同生期、早成岩A—B期、中成岩A—B期;强烈持久的成岩作用导致储层致密化,其中强烈的机械压实作用减少砂岩的孔隙,碳酸盐矿物的胶结作用使孔隙度和渗透率显著减少。     

川东地区侏罗系凉高山组致密砂岩储层特征及控制因素

侏罗系凉高山组作为四川盆地致密油气重点勘探目标,有利储层优选是实现其高效勘探的核心与关键,但目前仍受困于储层特征认识不清、致密成因解析不足等问题。运用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、包裹体测温等技术手段,以川东地区凉高山组致密砂岩为研究对象,在全面总结储层特征的基础上,建立成岩演化序列并解析砂岩致密化成因。研究结果表明：凉高山组主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩;孔隙度分布在0.35%～7.71%之间,渗透率分布在0.000 01×10^-3μm²～0.078 60×10^-3μm²之间,为典型致密储层。砂岩整体压实胶结致密,仅发育少量原生孔隙和次生孔缝,储集空间以次生孔缝为主,发育两种类型孔喉结构。压实作用对原始孔隙度的平均减孔量为21.73%,是储层致密化的主导基础;胶结作用对原始孔隙度的平均减孔量为9.14%,其中,晚期方解石胶结通过占据孔隙空间大幅度降低储集性能,是储层致密化的重要因素;自生黏土矿物通过堵塞孔隙喉道、增强喉道迂回度等方式降低渗流性能,进一步加强了储层的致密程度;早期绿泥石胶结是研究区...     

珠江口盆地惠州凹陷文昌组砂岩孔隙定量演化模式--以HZ-A地区辫状河三角洲储层为例

珠江口盆地惠州凹陷HZ-A地区文昌组沉积一套重要的辫状河三角洲相的砂岩储层,现今埋深超过3 500 m.基于岩石薄片、阴极发光、X衍射、扫描电镜及储层物性等资料,对HZ-A地区文昌组砂岩储层特征、成岩作用和孔隙度演化进行了详细研究,采用孔隙度参数演化的定量分析方法,建立了储层孔隙度定量演化模式.研究表明,文昌组储层岩石类型以岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟低;储集层目前正处于中成岩A2阶段,先后经历了压实、早期胶结、溶蚀作用和晚期胶结作用.强烈的机械压实及晚期胶结作用对物性破坏性最大,酸性溶蚀是改善储层物性的唯一成岩因素.储层初始孔隙度约35.1%,持续性的埋藏压实导致原生孔隙减少15.4%,早期胶结减少孔隙3.4%,之后酸性流体进入发生溶蚀增孔7.2%,晚期胶结作用损失孔隙度11.5%,其中以黏土胶结和碳酸盐胶结为主,结果形成低孔低渗储层.     

致密砂岩储层成岩压实作用定量评价及主控因素——以珠江口盆地文昌区珠海组三段为例

为定量评价致密砂岩储层成岩压实作用,以珠江口盆地文昌区珠海组三段为例开展了研究。通过薄片鉴定、阴极发光、电子探针和扫描电镜分析等方法,分析了砂岩储层矿物成分、孔隙类型及储层物性特征,计算了目的层粒间孔面孔率与压实率,对压实作用进行定量评价,确定了区域压实作用强度。研究结果表明珠海组三段总体为强—较强压实,孔隙度与渗透率均较低,主要体现为6号断裂带和断裂间压实较强,南断裂为强压实。压实率与孔隙度、渗透率呈负相关关系,压实作用是导致目的层砂岩储层具有低渗特征的主要原因。本研究建立了珠江口盆地文昌区珠海组三段致密砂岩储层成岩压实作用定量评价的方法。结合前期研究,本文对成岩压实作用程度的评价为该地区油气勘探提供了量化数据。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段砂岩储层致密成因模式

利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、能谱分析、包裹体测温及拉曼光谱分析等分析方法,对鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段储层的致密化模式进行研究。结果表明,(1)储层的致密化过程主要为前期压实和Ⅰ期硅质胶结→Ⅱ期硅质胶结和绿泥石包膜→Ⅰ期溶蚀(天然气充注)→后期压实和Ⅲ期硅质胶结(储层致密化)→Ⅱ期溶蚀和Ⅳ期硅质胶结→绿泥石胶结和交代→碳酸盐胶结和交代。(2)储层的致密化模式有三种类型,中粗粒岩屑砂岩为强机械压实致密化模式,中粗粒岩屑石英砂岩为强硅质胶结、较强机械压实致密化模式,细粒(长石)岩屑砂岩为强压实、较强硅质胶结致密化模式。(3)机械压实作用和硅质胶结作用是储层致密化的主要原因;致密化后封闭条件下成岩流体的Ⅱ期溶蚀作用较弱,也是储层现今保持致密化的重要原因。(4)两类中粗粒砂岩在天然气主要充注时期之后达到致密,有机酸的注入导致溶蚀孔隙相对较发育,细粒(长石)岩屑砂岩在有机酸充注之前已经致密,溶蚀作用较弱。(5)储层致密化过程的差异,导致了中粗粒砂岩孔隙度、渗透率的大小以及渗透率—孔隙度的相关程度明显高于细粒砂岩。     

压实过程中埋深和时间对碎屑岩孔隙度演化的共同影响

在相同埋深条件下,由于经历时间不同,地层压实程度将会存在差别。从粘弹塑性体应力-应变模型（Bingham 模型）推导出均速埋藏条件下地层孔隙度是埋深和经历时间的双元函数。该函数充分表明,在压实作用阶段,埋藏时间和埋深两个因素对地层孔隙度演化的影响都是非常重要的。为了充分证实这一结论,作者首先分析3个代表性沉积盆地地层孔隙度与埋深和埋藏时间的关系,阐明了除了埋深因素的作用,埋藏时间明显影响到了地层孔隙度的改变。另外,利用沉积物实验室压实物理模拟实验结果与实际盆地地层压实特征的差异性,进一步证明了压实过程中承压时间对压实程度起着重要的作用。任一深度地层孔隙度与埋深的表面关系不能掩盖地层孔隙度受埋藏过程控制的实质,即地层孔隙度受埋藏时间和深度的双重影响。     

沉积盆地碎屑岩地层孔隙度演化模型分析——以鄂尔多斯盆地延长组为例

碎屑岩地层孔隙度演化特征的研究已经从定性分析向定量化方向发展,掌握了地层孔隙度在地史过程中的演化规律有助于深化油气成藏机理的认识。本文分别以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组8段砂岩和姬塬地区延长组7段泥岩为研究对象,以现今孔隙度特征为切入点,以地史时间为主线,分别建立了适用于砂岩孔隙度和泥岩孔隙度演化的数学模型。砂岩孔隙度演化模型是总体减孔效应和局部增孔效应数学模型的叠加,前者主要受机械压实和化学压实作用的影响,而后者以溶蚀作用为主。泥岩孔隙度是正常压实趋势下孔隙度演化模型与欠压实段孔隙度增量模型的叠加。     

Diagenesis of the Triassic Yanchang Formation Tight Sandstone Reservoir in the Xifeng–Ansai Area of Ordos Basin and its Porosity Evolution

This work aims to reveal the evolution of the porosity in the Triassic Yanchang Formation tight sandstone reservoir of the Xifeng–Ansai area of Ordos Basin. Based on destructive diagenesis(compaction and cementation) and constructive diagenesis(dissolution) of sandstone reservoirs, this study analyzed the diagenesis characteristics of the tight sandstone reservoirs in this area, and discussed the relationship between sandstone diagenesis and porosity evolution in combination with present porosity profile characteristics of sandstone reservoir. The effect simulation principle was employed for the mathematical derivation and simulation of the evolution of porosity in the Yanchang Formation tight sandstone reservoirs. The result shows that compaction always occurs in tight sandstone reservoirs in the Yanchang Formation, and cementation occurs when the burial depth increases to a certain value and remains ever since. Dissolution occurs only at a certain stage of the evolution with window features. In the corresponding present porosity profile, diagenesis is characterized by segmentation. From the shallow to the deep, compaction, compaction, cementation and dissolution, compaction and cementation occur successively. Therefore, the evolution of sandstone porosity can be divided into normal compaction section, acidification and incremental porosity section, and normal compaction section after dissolution. The results show that the evolution of sandstone porosity can be decomposed into porosity reduction model and porosity increase model. The superposition of the two models at the same depth in the three stages or in the same geological time can constitute the evolution simulation of the total porosity in sandstone reservoirs. By simulating the evolution of sandstone reservoir porosity of the eighth member in Xifeng area and the sixth member in Ansai area, it shows that they are similar in the evolution process and trend. The difference is caused by the regional uplift or subsidence and burial depth.     

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。     

埋藏(机械)压实-侧向挤压地质过程下深层储层孔隙演化与预测模型

早期长期浅埋、后期快速深埋以及晚期强烈的侧向挤压作用是西部前陆盆地共性地质演化过程,受此地质演化过程影响,明确深层储层孔隙、孔径、喉径等参数的演化特征并进行定量评价,对油气勘探具有重要意义。开展成岩物理模拟实验,并与实际地质分析相结合,定量评价与预测了库车坳陷克拉苏构造带白垩系深层储层的孔隙类型与演化特征。研究结果认为,研究区深层储层的孔隙类型、含量变化及演化规律可划分为4个阶段,其中第3个演化阶段即深层储层快速埋藏后的早期阶段是孔隙度和渗透率提高的重要阶段,是此类地质过程下深层有利储层形成的关键时期。构造侧向挤压与成岩压碎破裂造缝、次生溶蚀两种改造机制,改善了深层储层的储集性、提高了渗透性,进而建立了深层储层孔隙预测模型。定量揭示出库车坳陷克拉苏构造带在埋深7 000~8 000 m甚至更深层段,储层孔径、喉径增大并保持,仍发育有效储层。     

鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长81储层成岩作用特征及其对储集物性的影响

鄂尔多斯盆地镇泾区块上三叠统延长组长81储层具有成分成熟度低,结构成熟度中等到好的特点,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主.长81砂岩属于特低孔特低渗储层,以次生溶蚀粒间孔为主要储集空间.目前储层正处于中成岩阶段A期,主要发育压实、胶结、溶解和交代4种成岩作用类型.机械压实作用是造成长81储层埋深小于2000 m砂岩...     

准噶尔盆地中央坳陷莫索湾地区侏罗系三工河组深层致密砂岩气储集层特征及成因*

综合利用岩心、薄片、扫描电镜以及测井资料,对准噶尔盆地中央坳陷莫索湾地区侏罗系三工河组一段致密砂岩气储集层特征及致密化成因进行研究。结果表明: (1)三工河组一段储集层平均埋深超过4500 m,具低—特低孔、低—特低渗特征,属于典型深层致密砂岩气储集层;(2)沉积类型为浅水三角洲—湖泊相沉积,三角洲前缘水下分流河道砂岩为主要储集层;(3)岩石类型以细砂岩、粉—细砂岩为主,主要为低成分成熟度的岩屑砂岩,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的“两高一低”特征;(4)储集层孔隙类型以混合孔为主,孔隙-孔喉组合类型以中细孔-细喉型为主,孔喉分选性、连通性和渗流能力相对较差,微观孔隙结构总体较差;物质成分、压实作用及胶结物充填是3个导致储集层致密化的因素,从而形成三工河组一段深层致密砂岩气储集层。     

早期碳酸盐胶结作用对砂岩孔隙演化的影响——以塔里木盆地满加尔凹陷志留系砂岩为例

塔里木盆地满加尔凹陷志留系砂岩为无障壁的潮坪、滨岸及辫状河三角洲沉积的岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩,对满北和满东、满南地区志留系砂岩成岩作用序次尤其是碳酸盐胶结的时间、方式和特征、物性的对比研究认为:砂岩中碳酸盐胶结的时间早晚对砂岩孔隙演化具有重要影响,满北地区志留系砂岩发育有大量早期泥晶碳酸盐胶结,显微镜下研究表明这种胶结作用发生在岩石受到充分压实之前,呈基底式胶结,岩石颗粒呈点接触或漂浮状分布于早期碳酸盐胶结物之中,这种胶结作用抑制了岩石后期的压实作用。尽管目前其埋藏达5 000～6 500 m,但其经历的压实作用并不强烈,粒间发育大量早期的碳酸盐胶结物,后来这些胶结物被溶蚀,形成了大量次生孔隙。而在满东和满南地区的志留系砂岩,碳酸盐胶结发生在岩石经过充分压实之后,晚期的碳酸盐胶结物仅分布于岩石经充分压实后的粒间孔隙中,含量较前者低,后期可供溶蚀的碳酸盐比前者少,因而溶蚀形成的次生孔隙有限。因此,尽管满东满南地区志留系埋藏比满北浅（3 700～5 000 m）,碳酸盐胶结物含量也低,也发育晚期碳酸盐胶结物的溶蚀,但岩石的压实作用比满北强,物性比满北低差。这主要与碳酸盐胶结的早晚有关,早期碳酸盐胶结对孔隙演化具有明显控制作用,有利于岩石孔隙的保存,为后来的溶蚀形成次生孔隙提供了条件。     

Classification and Diagenetic Characteristics of the Cretaceous Sandstones in the Southern Bredasdorp Basin,Offshore South Africa

A systematic petrographic and geochemical studies of 92 representative sandstone samples from exploration wells E-AH1, E-AJ1, E-BA1, E-BB1 and E-D3 in the southern part of the Bredasdorp Basin was undertaken to classify the sandstones as well as unravel the main diagenetic processes and their time relations. Petrographic study shows that the sandstones are largely subarkosic arenite and arkosic litharenite, which have underwent series of diagenetic processes as a result burial, rifting and subsequent uplift. The main diagenetic processes that have affected the reservoir properties of the sandstones are cementation by authigenic clay, carbonate and silica, growth of authigenic glauconite, dissolution of minerals and load compaction. The major diagenetic processes reducing the porosity are calcite cementation in the subarkosic arenite, and compaction and quartz cementation in arkosic litharenite. On the other hand, the formation of secondary porosity due to the partial to complete dissolution of early calcite cement, feldspars and minor grain fracturing has improved the reservoir property of the sandstone to some extent. The clay minerals in the sandstones commonly acts as pore choking cement, which reduces porosity. In general, there is no particular diagenetic process that exclusively controls the type or form of porosity evolution in the sandstones.