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、     

塔中上奥陶统方解石胶结物类型及其形成环境

通过对塔中地区上奥陶统数百块碳酸盐岩薄片和抛光面中各种方解石胶结物特征和成因的观察,并结合微量元素和碳、氧同位素分析,共识别出11种胶结物类型。详细描述了各胶结物的特征,并确定了胶结物的分布和形成次序。在此基础上对该区碳酸盐岩方解石胶结物形成环境进行了分析,共划分出海底成岩环境、大气水成岩环境和埋藏成岩环境。从而为该区孔隙演化史的建立和有利勘探目标预测提供了有力的依据。     

碎屑岩储层碳酸盐胶结物成因研究进展

在对国内外相关文献充分调研的基础上,对碎屑岩储层碳酸盐胶结物的基本特征、物质来源、成因机制进行系统梳理和论述,总结了不同机制下碳酸盐胶结物的分布规律,并强调了几个需要注意的问题。碳酸盐胶结物具有多类型、多期次和多种分布形式的特征,其物质来源可分为内源和外源2种类型。碳酸盐胶结物可以由砂泥岩协同成岩作用、蒸发作用、生物碎屑溶解再沉淀作用、沉积速率控制作用、热对流作用、深部热流体作用等机制形成。在陆相碎屑岩储层中,砂泥岩协同成岩作用是形成碳酸盐胶结的最重要机制;但在海陆过渡相—海相地层中,除了砂泥岩协同成岩作用外,生物碎屑溶解再沉淀作用、沉积速率控制作用也是重要的碳酸盐胶结物形成机制。不同成因机制下形成的碳酸盐胶结物的矿物类型及特征、控制因素和分布规律存在差异。碳酸盐胶结物成因分析应注意利用δ13C值判断物质来源的不确定性;应重视层序地层和沉积环境在海陆过渡相—海相地层中对碳酸盐胶结的作用;应注意相同的矿物类型(如"铁白云石")或相似的分布特征(如"顶钙")成因的多解性。     

内蒙古东胜地区砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素特征和成因模型

砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素组成对研究成矿机制具有重要的理论和实践意义。前人在成矿流体来源定性判断方面做了大量的研究工作,但缺乏对成矿混合流体的组分特征及相关参数的定量认识。根据内蒙古东胜地区东南部皂火壕和西北部纳岭沟铀矿床赋矿地层直罗组方解石胶结物C、O同位素组成特征,建立了渗出热卤水和渗入地层水两种不同流体混合生成方解石胶结物C、O同位素组成定量成因模型,并研究了两种流体来源、溶解碳的浓度比、流体比例以及热液温度等综合因素。除少数样品方解石胶结物为地层沉积时形成外,大部分方解石胶结物是热卤水与地层水两种流体混合作用的结果,古生界有机酸脱羧作用导致热卤水中富含CO2。东胜地区砂岩型铀矿成矿流体地层水与热卤水比例为0.5~0.9,地层水所占的比例较大;热卤水与地层水溶解碳浓度比主要范围为1.5~5.0,部分大于10.0,热卤水中溶解碳浓度较高,是富含CO2的流体。混合流体温度分为两个主要范围55~80℃、90~140℃,结合古盐度和盐度指数反演,表明成矿流体为有机与无机混合成因的低温热液流体。用砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素组成,可定量模拟两种流体溶解碳浓度比、流体比例和方解石形成时温度等流体成矿条件,解释碳酸盐胶结物成因,以便从成矿流体角度更好地理解成矿作用过程。     

内蒙古东胜地区砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素特征和成因模型

砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素组成对研究成矿机制具有重要的理论和实践意义。前人在成矿流体来源定性判断方面做了大量的研究工作,但缺乏对成矿混合流体的组分特征及相关参数的定量认识。根据内蒙古东胜地区东南部皂火壕和西北部纳岭沟铀矿床赋矿地层直罗组方解石胶结物C、O同位素组成特征,建立了渗出热卤水和渗入地层水两种不同流体混合生成方解石胶结物C、O同位素组成定量成因模型,并研究了两种流体来源、溶解碳的浓度比、流体比例以及热液温度等综合因素。除少数样品方解石胶结物为地层沉积时形成外,大部分方解石胶结物是热卤水与地层水两种流体混合作用的结果,古生界有机酸脱羧作用导致热卤水中富含CO_2。东胜地区砂岩型铀矿成矿流体地层水与热卤水比例为0.5～0.9,地层水所占的比例较大;热卤水与地层水溶解碳浓度比主要范围为1.5～5.0,部分大于10.0,热卤水中溶解碳浓度较高,是富含CO_2的流体。混合流体温度分为两个主要范围55～80℃、90～140℃,结合古盐度和盐度指数反演,表明成矿流体为有机与无机混合成因的低温热液流体。用砂岩型铀矿赋矿地层方解石胶结物C、O同位素组成,可定量模拟两种流体溶解碳浓度比、流体比例和方解石形成时温度等流体成矿条件,解释碳酸盐胶结物成因,以便从成矿流体角度更好地理解成矿作用过程。     

碳酸盐岩中方解石胶结物的阴极发光环带与微量元素构成的关系——以塔河油田奥陶系碳酸盐岩为例

对塔河油田奥陶系碳酸盐岩中方解石胶结物的阴极发光性和微量元素构成研究发现,一些与大气水成岩环境有关的方解石胶结物显示出亮、暗相间阴极发光环带,微量元素含量与阴极发光环带之间具有良好的对应关系,亮带具有较高的Mn、Fe含量,暗带则具有较高的Sr、Na含量,显示方解石胶结过程中大气水作用强度的变化。这些碳酸盐矿物的阴极发光环带受元素构成变化控制,并反映成岩流体中元素含量的变化和/或结晶速率的变化,这在一定程度上与大气水环境相对开放的成岩条件有关。相对晚期的环带发光较亮,并具有较高的Mn和较低的Sr、Na含量,显示与加里东—海西期构造运动有关的古岩溶过程中大气水作用逐渐加强的总体成岩趋势。     

砂岩中石英胶结物的成因及其研究意义

次生加大石英胶结物是砂岩中最的胶结物之一。石英胶结物的时空分布表现在越年轻的地层石英胶结物的含量越少,随埋深增加石英胶结物的含量增加,而且盆地类型也是控制石英胶结物含量的一个不可忽视的因素。石英胶结物的硅质来源有很多种说法,但是区域上可能以某一种或某几种来源为主。影响石英胶结物沉淀的主要因素有温度流体的ｐＨ值等;而关于孔隙流动与硅质搬运和沉淀有三促假说,即：浅部地下水循环说、压实驱动流体高度集中说     

鄂尔多斯盆地东南缘上三叠统延长组砂岩方解石胶结物成因

运用岩石学、矿物学和地球化学方法,对鄂尔多斯盆地东南缘上三叠统延长组砂岩中普遍存在的方解石胶结物的成因进行了系统研究。结果表明:鄂尔多斯盆地东南缘延长组砂岩中的方解石胶结物以微晶基质及连生结构的产状存在于砂岩中,且方解石胶结物的碳、氧同位素值相对较轻,δ13 CPDB值为2.50‰～-9.83‰,为正低或负低值,δ13OPDB值为-10.58‰～-27.24‰,属于负高值;有很少一部分是早成岩阶段与甲烷生成有关的方解石胶结,其余大部分是中成岩阶段微咸水向半咸水的封闭-半封闭环境下有机质脱羧基作用形成的方解石胶结;在此基础上计算出因碳酸盐胶结作用消除的原始孔隙达17.29%,使本区砂岩物性变差。     

莺歌海盆地乐东区储层碳酸盐胶结物成因机理及与流体活动的关系

乐东A区中新统黄流组是南海北部莺歌海盆地高温超高压天然气勘探的主力层系,发育重力流水道-海底扇沉积的细、中、粗粒砂岩,中、低、特低渗物性特征,多期次、多类型碳酸盐胶结。研究碳酸盐胶结物类型、期次、成因机理及其与流体活动的关系,对于储层评价预测有重要意义。研究结果表明,碳酸盐胶结物表现为早、中、晚三期方解石与早、晚两期白云石,由早期到晚期,方解石及白云石的δ¹³C、δ¹⁸O值负偏增大,MnO、BaO、SrO等含量增高,早—中期方解石的形成与生物碎屑、碳酸盐矿物溶解再沉淀有关;晚期铁方解石、(铁)白云石的形成与深部热流体、无机CO₂、有机酸脱羧有关。方解石的溶解-沉淀受地层压力及CO₂含量共同控制,地层压力与天然气组分中CO₂含量相对较高,溶解作用较强,(铁)白云石发育;反之则溶解作用较弱,(铁)方解石发育。     

塔河油田奥陶系岩溶油藏溶洞储集体成因及演化

古岩溶作用形成的溶洞、溶孔、裂缝构成了塔河油田奥陶系缝洞型油藏的重要储集体,控制油气分布。塔河油田奥陶系古岩溶发育主要经历了加里东期和海西早期岩溶作用的改造,通过对塔河油田岩溶作用演化及发育期次的研究,认为O3s尖灭线以北为海西早期岩溶及加里东期岩溶共同作用的结果,以南区域主要为加里东期岩溶发育区。利用岩心、钻井、录井、测井、地震等资料相结合的方法,将塔河油田溶洞储集体从成因上划分为侵蚀型溶洞、异地沉积物充填型、原地沉积物充填型、塌陷型溶洞4种类型。结合塔河油田岩溶储层发育特征,建立了塔河油田奥陶系岩溶洞穴型储层的纵向分布模式和平面分布模式。     

塔河油田奥陶系岩溶洞穴发育特征及其与油气的关系

溶蚀孔、洞是塔河油田奥陶系油气的主要储集场所。为深入了解奥陶系的油气分布,研究了该区奥陶系岩溶洞穴的发育特征,介绍岩溶洞穴在钻井录井、岩心、测井、地震等资料上的识别标志,并识别了本区14口井的岩溶洞穴;恢复了本区海西早期的岩溶古地貌。研究发现：岩溶斜坡靠近岩溶高地和岩溶谷地一侧是岩溶洞穴发育且保存最好的所在地,岩溶洞穴主要分布在“双峰灰岩”顶面下40~80 m、110~130 m、150~190 m、230~260 m的深度范围内,多数井在岩溶洞穴发育段表现出了极好的油气生产能力。     

塔河油田二区奥陶系优势储集体特征及控制因素

塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油藏储集体类型由缝洞型、高能微孔隙型、压溶孔缝型组成。通过岩心薄片观察并结合地震、测井、录井和试油等资料,查明了受次生溶蚀作用控制的岩溶缝洞型、受高能沉积相带控制的微孔隙型和受压溶作用及白云化作用控制的压溶孔缝型储层的特征和分布,并且识别出溶蚀孔洞、溶蚀缝、构造缝、粒内孔、粒间孔、铸模孔、晶间孔、晶内孔、缝合线和微裂缝10种储集空间。实际上,上述储集体主要为高能沉积相带形成的颗粒灰岩演化而成,这些颗粒灰岩经过埋藏压实和胶结等作用形成了以次生微孔隙为主的微孔隙型储集体,经过压溶和白云岩化作用形成了受成岩演化控制的压溶孔缝型储集体,在塔北奥陶系岩溶期形成了岩溶缝洞型储集体。塔河油田二区南部受沉积相展布和成岩作用影响,颗粒灰岩和云斑状灰岩发育;北部古隆起风化剥蚀作用较强,发育大型溶洞储层;东部斜坡带古河流发育,溶蚀缝洞储层多沿古河道分布;西部受深大断裂控制,溶蚀孔洞沿断裂垂向发育。     

塔河油田碳酸盐岩油藏致密段划分及意义

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏目前储量动用程度低、开发效果变差的特点,以纵向岩溶分带、油井分段开采特征为基础,首次提出缝洞型油藏致密段定义,利用岩心、测井、单井纵向岩溶带分布特征和开发动态特征及地震波阻抗反演等,建立缝洞型油藏高阻致密段划分标准.采用点、线、面相结合技术流程,研究塔河油田6、7区不同致密段分布.该方法已应用到塔河油田开发中,效果较好,成为“十二五”缝洞型油藏精细描述和提高储量动用主要方法之一.     

塔河油田奥陶系海西早期、加里东中期岩溶对比研究

塔河油田为我国第一个、第一大古生界海相大油田,奥陶系是最主要的层位,产量占塔河油田总产量的75%以上,海西早期、加里东中期岩溶作用对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的形成和分布具有重要的控制作用。通过岩溶的平面分布、缝洞充填物类型、古生物、锶同位素、碳、氧同位素、稀土元素、包裹体、荧光等可以区分海西早期岩溶和加里东中期岩溶;海西早期岩溶古地貌起伏较大,对储层具有明显的控制作用,加里东中期岩溶古地貌总体起伏较小,对储层的控制作用不明显。海西早期岩溶主要受构造、不整合面、古地貌和岩性的控制,其中构造是最重要的因素;加里东中期岩溶主要受构造、加里东中期Ⅰ、Ⅱ幕不整合面、岩性的控制,具有明显的断控和层控特征,最后对海西早期、加里东中期岩溶有利储层分布区进行了预测。     

塔河油田奥陶系油藏开发动态与地层水化学特征响应

塔河油田是塔里木盆地第一个超亿吨级的大型油田,其主力油藏为奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏.近年来,油田地层水的问题日益突出,严重影响了油田的开发和生产.阿克库勒凸起北部地质历史时期曾经发育间断性的大气水下渗-向心流,凸起南部斜坡区受到泥岩压实排水和粘土矿物脱水形成的离心流的影响,地层水受到一定程度的淡化.塔河油田主体部位处于越流泄水区,地层水具有明显的高矿化度和高K Na 、Cl-浓度,有利于油气聚集成藏.塔河油田奥陶系地层水动力场形成演化与油气运移、聚集密切相关.海西晚期、喜马拉雅期离心流强度大,是油气藏主要成藏期.早、晚海西运动、印支运动期间抬升剥蚀,遭受强烈的大气水下渗淋滤、生物降解,是油气藏主要破坏期.根据地层水赋存状态,区分出洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水、储层下部层间水3种不同类型.研究油井产出水矿化度、Cl-、K Na 浓度动态变化规律,总结出平稳型、起伏型、上升型和下降型4种动态类型.通过综合分析油井开发动态及油水产出特征,正确把握其变化过程,可以判断油井产水来源,从而为油田的稳油控水提供指导性建议.     

塔里木盆地塔河油田奥陶系古风化壳储集体形成演化

塔河油田奥陶系古风化壳储集体是阿克库勒鼻状凸起长期抬升暴露并经过长达118 Ma风化剥蚀而成。塔河地区的抬升是与周边天山、塔里木地块的多期古构造运动密切相关,该区曾经历加里东中晚期、海西期运动等8次(幕)运动。地壳的不断抬升变化,使塔河地区经过多种溶蚀作用,包括地表径流溶蚀作用、渗流溶蚀作用、潜流溶蚀作用、海岸带的混合水溶蚀和局部深处热水的溶蚀作用,从而形成多期叠加的混沌网络溶洞系统。溶洞发育程度受控于基岩颗粒灰岩的溶蚀程度、古构造运动的抬升作用、各种方式的溶蚀作用以及受溶蚀时期长短等。     

塔河油田中下奥陶统岩溶缝洞方解石碳、氧、锶同位素地球化学特征

为了探讨塔河油田中下奥陶统古岩溶产物的地球化学特征以及评价不同期次古岩溶作用的影响区域, 系统分析了中下奥陶统岩溶缝洞方解石的碳、氧、锶同位素.不同产状的方解石碳、氧同位素具有明显的大气水岩溶特征, 早期岩溶产物以富集13C和低87Sr/86Sr比值为特征, 而海西早期岩溶产物以δ13C分布较宽和高87Sr/86Sr比值为特征, 两者的δ18O值分布均较宽.桑塔木组覆盖区比北部地区富集13C, 来自围岩的13C比重加大, 另一个原因是早期岩溶产物的δ13C值较高; 桑塔木组覆盖区岩溶产物具有高87Sr/86Sr比值特征, 说明有壳源锶的注入, 主要是受海西早期岩溶作用的影响, 并且高87Sr/86Sr比值特征比北部地区低, 其原因是来源于围岩的重溶锶比重加大.δ13C和87Sr/86Sr在区域上的变化, 结合区域地质背景, 表明海西早期岩溶对北部地区和桑塔木组覆盖区均有重要的影响, 是塔河油田中下奥陶统碳酸盐岩的主岩溶期, 也是其储层的主要形成时期.      

塔河油田奥陶系岩溶塌陷体结构识别及成因分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩古溶洞塌陷是一种特殊的岩溶型储集体,塌陷作用导致早期洞穴的坍塌、围岩多类型的角砾岩化以及孔隙结构在一定范围上的改造等.通过钻井、岩心、常规测井、FMI成像测井等技术手段来识别和再现了塌陷体裂纹角砾岩、镶嵌角砾岩、混杂角砾岩和溶洞及其沉积充填物等独特的响应特征.展示了岩溶塌陷体及其上覆地层地震同相轴...     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶储集体类型及划分方法研究

塔河油田奥陶系油藏储集体类型的多样性和复杂性,给常规测井定量解释带来了很大困难。此类油藏储集体类型的划分和识别对油田开发极为重要。根据6口关键井的电成像测井(FMI)和岩心样品特征,将塔河碳酸盐岩储集体划分为未充填洞穴型、垮塌充填洞穴型、机械充填洞穴型和裂缝型4类。依据其中5口井的常规测井响应和4类储集体划分结果,选用GR、RD、RS、K3(深浅侧向电阻率倒数差的绝对值)、AC、DEN和CNL共7种测井信息作为神经网络的输入学习样本,经学习训练建立了储层划分的神经网络模型。通过检验井对比,说明基于神经网络模型,通过常规测井的多参数约束,可以判断岩溶型储集体类型。经本次研究,初步形成了储集体半定量评价标准。