鄂尔多斯盆地东南缘延长组石油充注对砂岩储层成岩演化的影响

综合运用岩石学、矿物学和地球化学方法,对石油充注鄂尔多斯盆地东南缘三叠系延长组砂岩储层后的成岩反应系 统进行了研究,揭示了石油充注对储层成岩环境的改变在一定程度上影响了本区储层成岩作用的演化。研究表明,该区延 长组长石砂岩储层在石油充注后有机酸和CO2大量出现,pH值降低,促进了岩石骨架颗粒长石的溶解,导致了次生孔隙的发 育,增强了储层的储集性能,但未能增加石英的溶解度;但是由于含油饱和度偏低,石油的充注使成岩环境的变化仅在很 小程度上抑制伊利石的生长,并没有完全阻止伊利石的生长,伊利石“搭桥”胶结孔隙,一定程度上降低了储层的储集性 能;同时石油的充注也使成岩早期形成的碳酸盐胶结物出现溶解,当成岩温度>100℃时,有机质热演化产生较高的CO2分 压,缓冲了pH值使含铁碳酸盐大量沉淀从而使储层致密化。石油充注对储层的这些影响对下一步的储层评价提供了重要依 据。     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组含油气流体活动期次与石油充注史

利用显微荧光与包裹体显微测温技术,并结合烃源岩生排烃史分析,探讨了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组含油气流体活动期次及石油充注历史。结果表明：陇东地区延长组烃源岩开始排烃的时期为早白垩世早期（约133 Ma）,主要存在两期含油气流体活动,第一期含油气流体活动发生在早白垩世主力源岩排烃期间（133~100 Ma）,第二期含油气流体活动发生在晚白垩世构造抬升期间（100~70 Ma）。早白垩世期间石油的充注表现为充注强弱程度不同的连续过程,晚白垩世以来生烃停止导致石油的充注与运移逐渐减弱并在晚白垩世末期基本停止。     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组致密砂岩储层敏感性评价

以鄂尔多斯盆地陕北地区延长组致密砂岩储层为研究对象,在岩石学、孔隙结构、储层物性特征研究的基础上,开展储层敏感性流动实验,以此评价该地区致密储层的敏感性及敏感机制。研究结果表明：陕北地区延长组致密砂岩储层敏感性主要表现为中等偏强速敏、中等偏弱水敏、无酸敏到弱酸敏、弱碱敏、强压敏;临界流速、临界矿化度、临界pH值3个特征临界值分别为1.0 mL/min、8 500 mg/L、8.5。敏感程度主要受矿物成分和孔隙结构的影响。研究区储层速敏的形成源于其孔隙填隙物——高岭石的存在;绿／蒙混层及伊/蒙混层矿物是引起水敏及盐敏的主要因素;铁白云石及含铁绿泥石等酸敏矿物的存在使部分岩样显弱酸敏;极其复杂的孔喉结构、极易受压变形的片状喉道以及岩样中云母、黏土等塑性矿物导致储层具强压敏性。     

鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩孔喉结构与油藏物性表征

基于高压压汞和核磁共振测试方法,结合分形理论对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩孔喉结构与油藏物性进行了表征。采用毛管束模型和润湿相模型计算了高压压汞孔喉分形维数,利用核磁共振测试T₂谱分别计算了大孔、中孔、小孔以及总孔隙的分形维数;对各分形维数与油藏物性之间的关系进行了对比分析。研究表明：基于高压压汞曲线计算岩心分形维数时,相比于润湿相模型,毛管束模型计算得到的分形维数与油藏物性之间具有更好的相关性,随着分形维数增加,平均半径减小,孔喉结构非均质性增强,油藏物性变差。核磁总孔隙分形维数与油藏物性相关性较差,大孔和中孔的分形维数与油藏物性具有较好的相关性,其中随着大孔和中孔分形维数增加,岩心渗透率降低,油藏物性变差;与小孔相比,大孔和中孔的分形维数与油藏物性的相关性更强,表明致密砂岩储层物性主要受大孔和中孔控制,分形维数可以有效表征致密砂岩小孔、中孔和大孔对油藏物性的影响。     

鄂尔多斯盆地中西部长9储层差异化成岩与烃类充注过程研究

储层非均质性极大地影响储层内流体的流动和分布,在油气运移成藏和提高采收率研究中广受关注。储层内发生的差异化成岩作用是层内非均质性的重要成因,与烃类充注事件的相互关系也是致密砂岩油气成藏机理研究的核心内容。本文以鄂尔多斯盆地中西部上三叠统延长组长9储层为例,研究储层内砂岩所表现出的差异化成岩作用及其影响下的流体活动过程。系统的显微观察发现,长9储层主要由机械压实致密型砂岩、钙质胶结致密型砂岩、含水砂岩和含油砂岩等四类岩石组成。利用显微岩相学、紫外荧光光谱、包裹体均一温度测试、盆地模拟等技术综合分析表明,机械压实致密型砂岩在早成岩期即在压实作用影响下强烈塑性变形致密化;钙质胶结致密型砂岩在早成岩期就发生强烈的碳酸盐胶结作用而致密化。这两类砂岩在成岩中后期基本不能为流体活动提供孔隙空间。含水砂岩和含油砂岩均经历了复杂的差异化成岩过程,含油砂岩内可以辨识出至少三期沥青,含水砂岩则未见沥青残留。以含油砂岩中沥青质所对应的烃类充注为标志,重建了长9储层的成岩序列,划分出三期流体流动过程,烃类充注与成岩作用交替进行。含水砂岩大致可划分出相似的成岩过程,但未发生烃类充注。     

鄂尔多斯盆地南部延长组重力流致密储层成岩作用及物性演化

成岩作用及物性演化的研究对致密砂岩储层和致密油开发具有重要意义.综合利用岩石铸体薄片鉴定、扫描电镜、X衍射分析、流体包裹体分析等测试手段,对研究区致密储层进行详细研究.研究表明:深水重力流砂体粒度细,孔喉组合以细孔-微喉型为主,物性差,是一套典型的特低渗透储层;目前正处于中成岩B期,其成岩演化序列为:机械压实作用/方解石胶结→凝灰物质水解蚀变/云母水化/伊利石胶结/绿泥石胶结/石英溶蚀→早期长石溶蚀/石英加大/碳酸盐灰泥重结晶/早期碳酸盐胶结物溶蚀→晚期长石溶蚀→铁方解石胶结,成岩环境主要经历了碱性→酸性→弱碱性的转换过程;距今约99~118 Ma的早白垩世,研究区储层发生了连续的2期油气充注;储层物性演化史表明早成岩期储层的成岩作用对储层物性影响大,使储层已经致密化,研究区具有先致密后成藏的特性.      

应用流体包裹体研究致密砂岩储层多期油气充注历史——以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组长8段砂岩为例

本文以鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区延长组长8段致密砂岩储层为例,利用流体包裹体岩相学、微束荧光光谱及显微测温等分析方法, 厘定油气充注期次和时间,同时结合储层成岩演化,探讨储层致密化与油气成藏过程。研究表明,储层孔隙沥青呈黄色和蓝白色荧光, 并以蓝白色为主;石油包裹体呈黄色、黄绿色及蓝白色荧光,并以后两者居多。与黄色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰为 80℃～90℃; 而与黄绿色和蓝白色荧光石油包裹体同期的盐水包裹体均一温度主峰分别为105℃～115℃和110℃～120℃。研究区储层主要经历了3期烃类充注：第一期发生在早白垩世早期（138～130Ma）,表现为少量的低熟油充注;第二期发生在早白垩世晚期（124～105Ma）,为关键成藏期,与大规模成熟油充注相关; 第三期发生在晚白垩世（85～73Ma）,古油藏发生调整,再次成藏。储层早成岩阶段以机械压实、薄膜状绿泥石、高岭石及微晶方解石胶结为主,在中高孔渗条件下发生了早期石油充注;随着继续压实,石英加大、孔隙填充绿泥石、高岭石及亮晶方解石胶结发育,储层逐渐致密化 晚期石油在低渗致密储层内的运聚成藏主要受早期烃类充注路径控制。     

特低渗透砂岩储层可动流体变化特征与差异性成因——以鄂尔多斯盆地延长组为例

特低渗透砂岩储层微观孔隙结构复杂,流体赋存状态不同于常规储层,利用核磁共振技术对鄂尔多斯盆地延长组3个层位样品的可动流体变化特征与差异性成因进行了分析。结果表明,样品T2谱分布主要表现出4种形态、T2截止值中等—偏高、可动流体参数变化幅度较大;沉积和成岩作用差异导致微观特征参数不同,造成各层位可动流体参数复杂变化;渗透率较小时,可动流体参数变化幅度大,当渗透率增大到一定程度后,可动流体参数数据点收敛,变化幅度减小;储层物性、孔隙(尤其是次生孔隙)发育连通程度、微裂缝的发育程度、粘土矿物的存在形式及其对孔隙的充填程度等微观孔隙结构特征变化是可动流体参数差异性产生的主要原因。可动流体参数本身就是储层诸多微观特征参数的综合反映,应在储层评价中予以考虑。     

库车前陆盆地大北地区砂岩储层致密化与油气充注的关系

库车前陆盆地大北地区盐下致密砂岩储层具有埋藏深度大、低孔和低渗的特征,以产气为主并伴生少量的轻质原油.在对大北地区盐下致密砂岩储层特征、油气成熟度、油气充注史研究基础之上,结合致密砂岩孔隙演化特征综合分析油气充注与储层致密化的时间关系.大北地区盐下致密砂岩储层孔隙空间主要以次生溶蚀孔为主,大部分孔隙空间都被沥青充填,由孔隙和沥青组成的空间网络具有较好的连通性,压实作用为储层致密化重要成因,碳酸盐胶结作用应该主要在库车组沉积之前使孔隙度降低.致密砂岩储层中发育沥青,油气地球化学特征以及流体包裹体分析结果均表明库车前陆盆地大北地区致密砂岩储层存在两期油和一期天然气充注.晚期原油充注发生在距今5~4 Ma,对应库车组沉积早期,天然气充注发生在距今3~2 Ma,对应地层抬升剥蚀时期.库车前陆盆地大北地区盐下砂岩储层在油充注时期埋藏深度较浅,具有较高的孔隙度,而天然气充注时期,砂岩储层已经遭受了强烈的压实作用达到了致密化程度.      

鄂尔多斯盆地镇泾油田致密砂岩长8储层特征及沉积相研究

利用扫描电镜、铸体薄片等多种方法,对鄂尔多斯盆地镇泾油田长8油层组低孔低渗的致密砂岩储层的储层特征和沉积相进行综合分析研究,发现该地区砂岩类型主要有细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,孔隙度和渗透率分别为3.9%%~11%和(0.04~0.55)×10-3μm2。研究区主要成岩作用包括压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用。通过对镇泾区块沉积储层形成的沉积相的研究,查明该区广泛发育三角洲相,进一步可划分为水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、水下分流间湾、河口坝等5种微相。上述研究为镇径油田长8段储层的研究和预测提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组致密砂岩成藏机制分析

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部,上三叠统延长组处于常压或负压状态,储层致密低渗,成岩与成藏的时间关系在致密砂岩油气成藏动力学机制分析中至关重要。将流体包裹体显微岩相学分析、自生伊利石同位素年代学分析、生烃演化数值模拟和显微镜下观测统计等多种方法结合,研究了延长组储层致密化与石油成藏的时间关系,分析了低动力背景下的致密砂岩成藏机制。结果表明:红河油田延长组储层成岩与石油成藏协同发生,大规模成藏早于关键致密化事件。延长组油藏是在低动力背景下早期充注、优势通道、压差驱动等多种机制共同作用的结果,表现出早期选择性充注、后期继承性充注和浸染式扩展的特点。不同类型砂岩的成藏动、阻力耦合演变关系决定了强非均质性储层的差异成藏富集。     

鄂尔多斯盆地西南部镇泾油田延长组致密砂岩储层裂缝测井识别

低孔低渗致密砂岩储层的测井评价和开发难度较大,裂缝发育情况对这类储层的产能影响十分重要。为了利用常规测井资料实现致密砂岩储层裂缝发育情况的评价,基于井径、电阻率、密度、声波等常规测井曲线计算出8个裂缝指示参数,然后利用这8个参数构建了一个裂缝综合识别参数。该裂缝综合识别参数对裂缝的识别正确率更高。将这一套方法应用于鄂尔多斯盆地西南部镇泾油田延长组致密砂岩储层裂缝识别,对于所有样本,裂缝综合指标法识别正确率为81.4%以上。本研究给出的方法对于利用常规测井资料评价致密砂岩储层的裂缝发育情况和有效性提供了一种途径,对致密砂岩储层的勘探开发有一定的帮助。     

致密砂岩层内强钙质胶结物成因机制及其意义——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组为例

通过岩心和薄片观察,利用荧光显微镜、阴极发光显微镜、同位素质谱仪、冷热台等设备,对鄂尔多斯盆地长7油层组强钙质胶结砂岩及其附近含油砂岩开展研究。结果表明：钙质胶结是致密砂岩储层含油非均质性的主要因素,胶结期次主要为一期;簇同位素揭示该期钙质胶结物的形成温度为18~42℃,对应地质时代为中晚三叠世—中侏罗世,为早成岩期产物,推测与盆地早期小规模构造运动相关;相邻的含油砂岩中油气包裹体伴生的同期盐水包裹体的均一化温度为90~120℃,结合盆地模拟揭示油气主要为一期充注,充注期为100~130 Ma,处于早白垩世;长7油层组不含油致密砂岩内钙质胶结物形成时间早于含油砂岩内石油的充注时间。     

Reservoir Characteristics of Tight Sandstone of Shanxi Formation in Linxing Area in the North of Ordos Basin

<正>1 Introduction The sandstone of Shanxi formation in Upper Paleozoic in the north of Ordos basin is very tight,thin,quick lateral changes and strong heterogeneity.It is a lithologic trap and subtle gas reservoir.It is very difficult to analyze gas enrichment factors and predict high yield zone(Hao et al.,2011;Zhao et al.,2012).The tight sandstone of Shanxi formation in Upper Paleozoic Permian in Linxing area in     

鄂尔多斯盆地延长矿区延长组流体包裹体特征

流体包裹体在划分油气运移充注期次、确定油气藏形成时间等方面均有重要的应用价值.笔者通过镜下观察流体包裹体的发育产状,划分其类型,描述其特征,并与成岩作用相结合来确定包裹体形成期次.通过对与烃类共生的盐水包裹体进行均一化温度测试,结合其他相关地质资料,认为延长矿区延长组流体包裹体的均一温度集中分布在105~125℃范围内,且包裹体均一温度有随埋深增加而增高趋势.对比研究区埋藏史、地热史分析得出,延长矿区至少存在一期主要的油气成藏期次,发生在距今100~110 Ma,即早白垩世晚期,为该区主要的油气成藏期.     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长6致密砂岩储层成因机理

鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层原油储量丰富,储层致密制约着油气的勘探开发潜力和评价精度.通过开展物性、粒度、铸体薄片、X衍射、扫描电镜、压汞等测试研究储层特征,以时间为主轴,综合成岩史、埋藏史、地热史、构造等因素,采用“成岩作用模拟”和“地质效应模拟”构建孔隙度演化模型及计算方法探讨致密储层成因机理.结果表明:储层经过较强的演化改造发育微-纳米孔喉系统,形成低孔特低孔-超低渗的致密砂岩储层.H53井长6段孔隙度演化史揭示了增孔和减孔因素对孔隙度及油气充注的影响;通过对比最大粒间孔面孔率、最大溶蚀面孔率、最大压实率、最大胶结率样品孔隙度演化路径和含油饱和度,查明了致密储层成因的差异及品质.      

鄂尔多斯盆地延长组长9小层致密砂岩含油性控制因素

综合分析鄂尔多斯盆地延长组长9小层典型的致密砂岩储集层物性、岩心照片及荧光照片等资料,研究长9小层致密砂岩含油性控制因素。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组长9小层致密砂岩含油性主要受物性、非均质性、岩性等因素的影响,具体表现为：(1)高塑性岩屑含量影响砂岩含油性,高塑性岩屑含量越高,砂岩物性越差,其含油性也越差;(2)碳酸盐胶结物含量越高,砂岩物性越差,其含油性也越差;(3)物性与其含油性正相关;(4)非均质性,其对含油性的影响巨大,容易造成纵横线油气运移的“隔断”,油气难以进入储集层成藏;(5)岩性,水下分流河道砂体岩性以灰白色含泥砾中砂岩或中-细砂岩为主,而水下分流河道间以深灰色泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩为主,水下分流河道砂在该层段含油性好;(6)裂隙,其对储层的运聚具有极大的改善作用。结合安定组沉积末期长9输导层顶面石油优势运移路径的模拟结果,优选出杏河地区向镰刀湾东方向、西河口-安塞-下坪、沿河口-冯庄北有利勘探区带。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究

通过对鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏的精细描述,指出微裂缝对提高储层渗流能力、提高超低渗透油藏开发效果具有十分重要的意义。研究表明,鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏微裂缝线密度为7.86条/cm,微裂缝开度为3.70μm,微裂缝间距为1.2723mm,微裂缝孔隙度为0.29%,微裂缝渗透率为332×10-3μm2。微裂缝孔隙度是基质孔隙度的2.74%,微裂缝渗透率是基质渗透率的12.15倍。微裂缝分布的差异性和不均一性是造成研究区超低渗透致密储层中有相对高渗透层的主要原因。微裂缝发育及展布状况是沉积微相带及基底断裂基础上成岩过程中多期古构造应力场与现今构造应力场共同作用的结果。在油气勘探中以寻找有利的沉积相—成岩相—微裂缝带为勘探目标,会加大勘探成功率。