尼日尔Termit盆地上白垩统储层岩石学特征及控制因素分析

本文对尼日尔Termit盆地17口井218个井壁取芯样品开展普通薄片、阴极发光、X衍射、扫描电镜及重矿物分析,研究上白垩统储层的岩石学特征,并探讨其控制因素。实验分析结果表明,Termit盆地上白垩统储层的岩石类型主要为石英砂岩,成分成熟度高,以石英为主,含量达86%以上,钾长石、方解石及斜长石等含少量,占比约5%,这种岩石类型对原生孔隙的保存比较有利;填隙物主要为粘土杂基,含量为7%左右,矿物成分以高岭石为主,利于对晶间孔的保留;岩石中发育硅质、方解石和铁质等胶结类型,胶结物的含量占比较小,对储层的破坏作用不大;重矿物类型为磁铁矿、赤铁矿、锆石、磷灰石,推测物源区的母岩类型主要为花岗岩;以细粒结构和少量的不等粒结构为主,分选中等-差,磨圆度一般为次棱角-次圆状,磨圆差。与国内石英砂岩沉积于高能的滨浅海环境不同,研究区石英砂岩成分成熟度高,但分选程度和磨圆度较低,一方面反映了物源区母岩富含石英,同时也反映了这种石英砂岩沉积于近源的河流-三角洲环境。影响研究区上白垩统储层物性的主要因素是岩石类型及成岩作用,由于储层的岩石类型为石英砂岩,压实作用对储层的破坏作用较一般岩石类型偏小。砂岩埋深小于2500m时,主要发育原生孔隙,面孔率大于15%。溶蚀作用对本区储层产生一定的影响,最常见的为长石的溶蚀,溶蚀作用形成粒内溶孔和粒间溶孔,还会扩大原生孔隙形成混合孔,改善了砂岩的储集性能。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组深水砂岩与致密油的关系*

鄂尔多斯盆地湖盆中部地区三叠系延长组长6油层组中下部和长7油层组中上部大面积发育深水砂岩, 这种砂岩具有厚度大、平行于湖盆长轴方向连续分布的特征。根据沉积结构、构造及接触关系, 将深水砂岩划分为砂质碎屑流成因的砂岩、浊流成因的砂岩、滑塌成因的砂岩及三角洲前缘成因的砂岩等4种沉积类型。在储集层矿物学、岩石学特征研究的基础上, 提出深水砂岩的沉积特征(如粒度细、云母和绿泥石等塑性颗粒含量高、陆源碳酸盐岩岩屑与伊利石杂基发育等)是造成储集层抗压实能力较差、胶结强烈、储集层致密的关键因素;在有利成藏条件分析中提出深水砂岩致密储集层处于油源中心、与烃源岩互层共生是形成大面积非常规致密油资源的重要控制因素。     

一个典型的寒武系油藏:塔里木盆地塔中62井油藏成因分析

塔里木盆地志留系沥青砂岩广泛发育,主要原因是来源于寒武系的原油在进入志留系储层后区域性的抬升剥蚀使油藏遭到严重破坏,但到目前为止,究竟是寒武系烃源岩还是中上奥陶统烃源岩或是两者都对现今的志留系沥青砂岩中的有机质有贡献还不清楚.对塔中62井原油的化学组成和油源的分析表明,其甾萜类组成具有寒武系烃源岩的组成特征,反映该油藏原油主要来源于寒武系.另一方面,塔中62井砂岩透镜体被泥岩圈闭,油藏具有较好的保存条件,且后期中上奥陶统生成的烃类难以充注进入油藏.塔中62井志留系油藏破坏作用较弱、保存较好,是塔里木盆地在志留系发现的第一例来源于寒武系的油藏.     

Integrated petrographic,mineralogical, and geochemical study of the upper Kaimur Group of rocks,Son Valley,India: Implications for provenance,source area weathering and tectonic setting

The upper Kaimur Group (UKG) of the Vindhyan Supergroup in central India, primarily consists of three rock types-Dhandraul sandstone, Scarp sandstone and Bijaigarh shale. The present study aims to reconstruct the parent rock assemblages, their tectonic provenance, mineralogy, weathering intensity, hydraulic sorting and depositional tectonic setting. Samples from the UKG rocks representing the Dhandraul sandstone, Scarp sandstone and Bijaigarh shale were studied using a combination of petrographic, mineralogical, and geochemical techniques. Texturally, medium to coarse grained UKG sandstones are mature and moderate to well sorted. Deficiency of feldspars in these sandstones indicates that the rocks are extensively recycled from distant sources. Their average modal composition for Scarp (avg. Qt₉₉ F₀.₂L_0.8) and Dhandraul (avg. Qt₉₉ F_0.1L_0.8) sandstones, classifies them as quartz arenite to sub-litharenite types, which is consistent with geochemical study. Major element concentrations revealed that sandstones have high SiO₂, K₂O < Na₂O, and low Fe₂O₃, which are supported by the modal data. On the other hand, sandstone samples are enriched in most trace elements such as Ce, Sr, V, Sc and Zr and depleted in U and Th. The CIA values (43.17–76.48) of the UKG rocks indicate low to moderate weathering, either of the original source or during transport before deposition, which may have related to low-relief and humid climatic conditions in the source area. Further, petrographic and geochemical interpretations indicate that they are derived from craton interior to quartzose recycled sedimentary rocks and deposited in a passive continental margin. Therefore, granitic and low grade metamorphic rocks of Mahakoshal Group and Chotanagpur granite-gneiss, situated on the southern and south-eastern side of the Vindhyan basin are suggested as possible provenance for the UKG rocks.     

陆相坳陷盆地烃源岩内致密砂岩储层含油性主控因素--以松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷高台子油层为例

松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷青山口组高台子油层是典型的烃源岩内致密砂岩油。通过对储层宏观、微观含油性分析及含油性主控因素的深入研究,表明高台子油层储层含油性主要受沉积微相、成岩作用及烃源岩质量的综合控制,表现为有利沉积微相控制储层含油富集程度,河口坝、远砂坝微相砂体内大喉道发育,物性好,为致密油运移提供优势通道,同时储集空间相对发育,为致密油提供更广泛的聚集场所,油气最富集,沉积微相是控制高台子油层“甜点区”发育的关键地质条件。成岩作用控制石油差异分布,机械压实和胶结作用导致储层在油气大规模运聚之前普遍进入致密化,局部胶结作用弱的砂岩及溶蚀作用强烈的砂岩,大孔隙及大喉道发育,后期石油充注储层发生差异聚集,砂岩呈现不同的含油级别。烃源岩质量控制储层含油的普遍程度,好-最好烃源岩区油源充足、充注动力强,且就近运聚,虽然砂体薄,物性差,但砂体含油更普遍,含油物性下限低,差-中等烃源岩区砂体厚度大,物性总体较好,但受烃源岩质量及沉积、成岩作用综合控制,砂体含油普遍性差,主要以砂体中部物性好的层段含油为主,干砂层增多。甜点区主要分布在成熟烃源岩内部,纵向多套含油层系错叠形成甜点区连片分布,中北部含油砂体累计厚度大,物性好,向南部变差,计算甜点区资源1.5×108 t,勘探前景良好。     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密油特征及控制因素

鄂尔多斯盆地在新安边地区首次探明了致密油储量超亿吨级的新安边大油田。为了弄清致密油富集规律, 在前人对沉积相、烃源岩、储层特征及致密化原因研究的基础上, 利用铸体薄片、高压压汞、扫描电镜、岩芯物性、微米CT等分析手段, 通过对烃源岩特征、储集砂体规模及其连通性、储层物性和源储接触关系等因素的研究, 明确了新安边地区致密油的主要特征以及大面积展布的主要控制因素。延长组长7₂储集砂体发育, 储层渗透率差, 储集空间以微米级孔隙为主, 微米孔隙及纳米喉道构成了由多个独立连通孔喉体构成的复杂孔喉网络, 相对较好的孔喉连通性为石油在微观储集空间内流动提供了保障。原油性质好, 具有低密度、低黏度、低凝固点、不含硫、可流动性强的特点。致密储层紧邻优质烃源岩, 厚层烃源岩与较厚砂层共生形成了近源聚集的有利配置关系, 生烃增压为石油运聚提供了充足动力, 连片叠置发育的砂体和裂缝是油气运移的主要通道, 原油充注程度高, 多因素叠合形成了大面积展布的致密油区。     

多级循环荷载下饱和岩石的弹塑性响应

根据流体饱和的大理岩和砂岩的多级循环荷载试验,利用内时理论模型,分析了流体饱和岩石的弹塑性响应。在多级循环荷载过程中,岩石的应力-应变关系呈现尖叶状的滞后回线,滞后回线随着循环次数的增加向应变增大的方向移动,并不断地产生弹塑性应变。分析表明,多级循环荷载过程中,塑性应变相对于弹性应变而言是比较小的,而且随着循环数的增加,产生的塑性应变占整个应变总量的比例越来越小。黏弹性和微塑性分量分别通过时间和振幅因素影响了岩石的刚度,在中等应变范围内微塑性分量的存在使得饱和大理岩和砂岩的滞后模量随着应变振幅的增加而减小,而且孔隙流体的类型对岩石的滞后模量有影响。石油饱和岩石的滞后模量比水饱和岩石的滞后模量要大,这可能与孔隙流体的黏滞性有很大的关系。     

塔里木盆地西北地区震旦系苏盖特布拉克组潮坪相碎屑岩成岩作用与成岩演化研究

塔里木盆地西北地区苏盖特布拉克组发育一套潮坪相沉积,是该层系油气勘探的主要目标。基于什艾日克剖面、奇格布拉克剖面、肖尔布拉克剖面的地质测量,采用薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜、流体包裹体测温及黏土矿物X衍射等分析手段开展海相碎屑岩成岩作用和成岩演化研究,为塔里木盆地苏盖特布拉克组进一步开展油气勘探部署和甜点储层预测提供地质依据。结果表明：（1）研究区苏盖特布拉克组发育潮坪沉积环境的砂体,砂岩类型以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主,偶见长石岩屑砂岩,成分成熟度和结构成熟度中等;（2）苏盖特布拉克组砂岩经历了压实（溶）作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用等成岩作用,压实作用是造成储层致密的直接原因,钙质胶结和硅质胶结是储层致密化的根本因素;（3）苏盖特布拉克组砂岩的成岩演化阶段已达到中成岩B期,成岩演化序列为：压实作用/自生黏土矿物（绿泥石）环边—第一期长石、岩屑溶蚀作用—第一期硅质胶结—第一期泥微晶方解石胶结/压溶作用/黏土矿物的伊利化—第二次硅质胶结/第二期铁方解石胶结—钙质胶结物溶蚀。据此建立的成岩演化模式为塔里木盆地超深层致密砂岩中甜点储层预测提供可靠的地质依据。     

秦岭北麓晚二叠世平顶山段辫状河—辫状三角洲沉积体系及其构造涵义

秦岭北麓晚二叠世石千峰组下部的平顶山砂岩段不整合覆于早、中二叠世含煤地层之上,是一套板状交错层理十分发育并以粗碎屑长石砂岩和长石石英砂岩为主的地层,以辫状河道与辫状三角洲充填沉积占优势。平顶山砂岩段呈自南向北并向东、西两侧变薄的朵状体。平顶山砂岩以含大量的新鲜的钾长石和古水流方向自南指向北和北西为特征,明显区别于下伏含煤地层中的砂岩。石千峰组砂岩与下伏煤系砂岩的厚度、古水流方向和岩石矿物成分的截然变化,表明华北石炭、二叠纪克拉通盆地南部的陆表海至晚二叠世已经完全退出华北,盆地南缘出现了新的物源隆起区,古沉积斜坡由原来的向南倾斜转变为向北倾斜。这意味着秦岭—大别构造带与华北板块南缘在此时期已经开始发生了碰撞并隆起成山。平顶山砂岩为硅质胶结,孔渗条件很差,储集油气的希望不大。     

中国华南陡山沱组烃源岩的形成机制与分布预测

震旦系(埃迪卡拉系)陡山沱组是成冰系(南华系)极端冰期事件结束后首次沉积的泥岩和碳酸盐岩地层,大规模的海侵活动导致在全球广泛发育富有机质黑色页岩,可能是未来深层油气和页岩气勘探的重要烃源岩层.中国华南陡山沱组烃源岩分布广泛,由于受古构造格局、沉积相带等因素影响,烃源岩非均质性强、平面上分布差异大.本文在前人研究基础上,结合3个剖面的有机地球化学、古生物学和沉积地球化学等分析,对比华南10个典型剖面,分别对陡二段和陡四段烃源岩的沉积环境开展分析对比,认为陡二段烃源岩形成于海侵背景下的贫氧环境,陡四段烃源岩形成于海退背景下的缺氧滞留环境;多细胞藻类和疑源类是主要有机质母源.不同相带对比研究表明,台地相烃源岩主要发育在陡四段(TOC平均值为3.61％),斜坡相烃源岩在陡二段(TOC均值为2.20％)和陡四段均发育(TOC平均值为3.66％).烃源岩质量和厚度明显受控于沉积环境和古裂陷地质结构等.结合露头和钻井资料,对华南陡山沱组烃源岩分布及厚度开展预测和编图,提出了优质烃源岩分布的有利区域,为深层油气勘探和页岩气富集区预测提供了依据.     

Provenance of the late Paleocene sandstones of the Jaisalmer Basin,Western India

Provenance of the late Paleocene sandstone of the Jaisalmer basin has been determined by petrographic and heavy minerals analysis supported by paleocurrent study. Petrography of the quartzose-arenite sandstone reveals an abundance of sub-angular to sub-rounded monocrystalline non-undulatory quartz and some amount of feldspar and rock fragments. The rock fragments are dominated by argillites (slate, phyllite) and limestone. The heavy minerals suite of these sandstones comprises of angular to sub-angular grains of magnetite, zircon, tourmaline, kyanite and staurolite. The paleocurrent analysis indicates bipolar paleocurrent pattern with the dominance of NW flow suggesting that the provenance was in the SE direction of the depositional basin. Q-F-L and Qm-F-Lt diagrams suggest for a provenance at the margin of the craton interior and transitional continental. It is envisaged that the basic igneous rocks of the Deccan basalt, low- to medium-grade metamorphic rocks of the Aravalli belt and Jurassic limestones present in the vicinity are the source rocks for the late Paleocene sandstones of the Jaisalmer basin.     

Effects of Overpressured Fluid Flow on Petroleum Accumulationin the Yinggehai Basin

The Yinggehai Basin is a strongly overpressured Cenozoic basin developed in the northern continental shelf of the South China Sea. The flow of overpressured fluids in this basin has given rise to strong effects on petroleum accumulation. (1) The overpressured fluid flow has enhanced the maturation of shallow-buried source rocks, which has caused the source rocks that would have remained immature under the conduction background to be mature for hydrocarbon generation. As a result, the overpressured fluid flow has increased the volume and interval of mature source rocks. (2) The overpressured fluid flow has strong extraction effects on the immature or low-mature source rocks in the shallow parts. This has increased, to some extent, the expulsion efficiency of the source rocks. More importantly, the extraction effects have strongly limited the effectiveness of biomarker parameters from oil and condensate in reflecting the source and maturity of the oil and gas. (3) The flow has caused the sandstones in the     

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩油藏成藏机理与成藏模式

低渗透油藏在国内外分布十分广泛,逐渐成为未来石油勘探开发的重要接替领域。与常规油藏不同,低渗透砂岩油藏具有以下特征：(1)含油饱和度低,与储层物性关系复杂;(2)油水关系复杂,无明显的油水界面;(3)大面积广泛分布,受构造高低控制不明显;(4)距离源岩越远,石油富集程度越差。陇东地区延长组低渗透砂岩油藏的成藏机理研究表明：低渗透砂岩储层排替压力较大,浮力很难驱动石油发生明显的运移,石油在优质烃源岩生烃作用产生的剩余压力驱动下,向上、向下连续充注进入邻近砂体,近源聚集,形成原生油藏;裂缝发育条件下,已聚集石油可在浮力驱动下沿裂缝进行垂向、侧向运移调整,远源成藏,形成次生油藏。综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征,建立了陇东地区延长组油藏的成藏模式：早期低熟油小规模充注模式、中期成熟油大规模充注成藏模式、晚期构造抬升调整成藏模式。其主要控制因素为源储大面积广泛接触奠定了低渗透砂岩储层石油富集的基础,优质烃源岩生排烃范围控制了原生油藏分布范围,裂缝发育特征控制了次生油藏分布部位。     

南祁连盆地上三叠统阿塔寺组碎屑岩地球化学特征及其源岩

南祁连盆地在晚三叠世时期处于陆相沉积,上三叠统阿塔寺组碎屑岩十分发育。盆地三叠系砂岩的岩性及岩相特征与二叠系非常相似,但是源岩构造背景、物质组成及物质来源与二叠系有所差异。根据地球化学主量元素、微量元素分析结果,上三叠统阿塔寺组源岩构造背景活动性较强,以活动性较强的大陆岛弧及活动大陆边缘为主,源岩物质组成以长英质火成岩为主。结合区域地质构造背景判断,南祁连盆地上三叠统阿塔寺组沉积物源区以北物源为主,以南物源为辅,中祁连的前震旦系及下古生界变质结晶岩系及花岗岩为其主要物源。     

准噶尔盆地四棵树凹陷烃源岩地球化学特征及其对车排子凸起油气聚集的贡献

准噶尔盆地西南缘四棵树凹陷主要分布侏罗系、白垩系和古近系3套潜在烃源岩,其中侏罗系八道湾组烃源岩有机质丰度较高,有机质类型以Ⅲ型为主,部分为Ⅱ2型,生烃潜力较高;三工河组烃源岩有机质丰度、类型明显偏差,生烃潜力较低;西山窑组泥岩有机质丰度较高,但由于受西山窑组沉积末期构造抬升导致地层剥蚀的影响,烃源岩厚度较小,总体上生烃条件较差;白垩系烃源岩在四棵树凹陷最大厚度可达300 m,处于低熟阶段,生烃潜力较小;古近系烃源岩有机质丰度较高、类型好,但成熟度偏低,生烃条件较差。侏罗系八道湾组烃源岩处于主要生油阶段;白垩系烃源岩已达到生烃门限,处于低熟—中等成熟阶段;古近系烃源岩成熟度偏低,目前仍处于未熟到低熟阶段。油源对比表明,四棵树凹陷北部斜坡及车排子凸起带原油主要来源于四棵树凹陷及沙湾凹陷侏罗系烃源灶,后期受到白垩系低熟油源灶的侵染,古近系烃源岩的油源贡献有限。     

松辽盆地西部斜坡带五颗树地区青三段油气成藏特征

松辽盆地西部斜坡带五颗树地区青三段以辫状河三角洲前缘沉积为主。砂体主要是水下分流河道和河口坝的细砂岩,分布广、沉积厚,砂地比值高,具有较高的孔隙度和渗透率;研究区油气主要来自于东侧大安-古龙坳陷的青山口组烃源岩,烃源岩以I型干酪根为主;发育于青三段之上的嫩江组暗色泥岩分布广、有机质含量高,为有效的区域性盖层;研究区西北部和东南部各发育一条东南倾向的断层,由于其封堵性差,对油气藏起破坏作用。通过对油气成藏要素的研究发现,该地区青三段具有良好的勘探前景,斜坡背景下低幅度背斜成藏模式是该地区主要的油气成藏模式。     

南羌塘盆地江鱼玛洛地区中侏罗统雀莫错组砂岩地球化学及源区环境

南羌塘盆地江鱼玛洛地区发育中侏罗统雀莫错组,通过岩石地球化学分析,对砂岩源区环境进行恢复. 化学风化作用指标(CIW)、化学蚀变作用指标(CIA)和A-CN-K图解反映砂岩的碎屑成分遭受过较强烈的风化. 化学组分指标(ICV)和Th/Sc-Zr/Sc图解指示主要为第一沉积旋回产物,伴有少量沉积再循环物质. 岩石元素Al₂O₃/TiO₂、Th/Sc、Cr/Zr比值和La/Th-Hf源岩判别图解反映砂岩的碎屑主要来源于上地壳长英质源区,并混入少量基性铁镁质岩石. 砂岩的微量元素特征及SiO₂-K₂O/Na₂O、La-Th-Sc、Co-Th-Zr/10、Sc-Th-Zr/10判别图解均表明该砂岩形成于大陆边缘裂陷构造背景.     

鄂尔多斯盆地上古生界低压异常研究中应注意的几个问题

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、压力成因的研究,结合上古生界不同岩性的组合关系分析,认为上古生界非烃源岩与烃源岩、砂岩和泥岩的地层压力成因有明显区别。非烃源岩系统泥岩的异常高压主要由“非均衡压实”作用产生;而生气作用是烃源岩增压的关键因素,同时也是上古生界天然气运移、成藏的主要动力源;砂岩与泥岩弹塑性有明显差别,构造抬升剥蚀成为砂岩降压的主要机理,而对泥岩影响有限,石千峰-上石盒子组非烃源岩目前仍具明显非均衡压实特征,多处于高压异常,而储层表现为低—正常压力,目前上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力系统。上古生界压力的形成与演化历史表明,对于上古生界用流体势的高低来研究互不连通砂体之间的区域运移可能并不适宜。利用Berg临界烃类柱高度的公式计算,上古生界储层能引起天然气运移需要的最小连续气柱高度在22.07 m～67.36 m,远大于砂岩的单层厚度(5 m～15 m)。从天然气的生产能力、天然气聚集、成藏角度分析,山2段毛管中值压力平均值小于6.21MPa、砂岩厚度大于4 m以上的优质储层,才具有聚集、成藏和产出天然气能力,而排驱压力大、孔隙结构差、厚度小的砂岩,由于成藏动力小于成藏阻力,难于形成具规模的气层。     

济阳坳陷下古生界碳酸盐岩烃源岩评价

应用生油生气量计算模型、岩石吸附油气量计算模型、油溶水溶气量计算模型、扩散气量计算模型计算了济阳坳陷(车镇、沾化和东营)下古生界碳酸盐岩的生烃量和残留耗散烃量,进而根据物质平衡原理计算出排烃量,根据排烃量的大小对目标层进行了烃源岩评价。结果表明,车镇、沾化和东营凹陷下古生界碳酸盐岩均为非油源岩、非气源岩。结合车25井、孤古2井和草古101井有机质成烃剖面,认为造成研究区烃源条件差的原因是有机质丰度过低。     

琼东南盆地西区梅山组海底扇岩相-地球化学特征及源区意义

南海北部琼东南盆地西区乐东-陵水凹陷梅山组海底扇是当前天然气勘探重点领域,通过研究其岩石类型、轻/重矿物与地球化学特征,判断沉积源区性质,为储层评价及预测提供地质基础.结果表明:岩性以细砂岩为主,发育粉、中-粗砂岩,岩石类型为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩,重矿物组合表现为磁铁矿+锆石+电气石+白钛矿;由于发育高铁镁质矿物及粘土矿物,泥岩较砂岩SiO₂含量明显低,Fe₂O₃、MgO、CaO、K₂O含量与稀土总量偏高.说明源区富石英、贫钾长石且含有大量粘土矿物,主要为石英质沉积源区,局部为中性火成岩源区,且经历了低-中等程度的风化作用,是再循环沉积而成.