致密砂砾岩储层孔隙结构对比及差异机制研究

致密储层孔隙结构研究对于致密油气的勘探和开发具有重要意义，也是当前致密储层研究的热点。本文以准噶尔盆地三叠系百口泉组致密砾岩和鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩为研究对象，重点开展二维大面积背散射扫描电镜成像技术（Maps）、高压压汞、微米CT和聚焦离子束扫描电镜技术（FIB- SEM）等分析测试，采用定性和定量相结合的方法对致密砾岩和致密砂岩孔隙结构特征进行表征和对比，并进一步揭示了两者的成因机制差异。研究结果表明：百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩储层物性好，前者孔隙度和渗透率平均为9. 29%和1. 65×10-3 μm2，后者孔隙度和渗透率平均为8. 85%和0. 39×10-3 μm2；百口泉组致密砾岩较延长组致密砂岩孔喉尺寸偏大、孔隙连通性较差及孔隙结构更为复杂，前者孔喉半径主要分布在0~200 nm和2~10 μm范围内，平均连通率60. 63%，平均孔喉配位数3. 0446，后者孔喉半径主要分布于0~4 μm范围内，平均连通率73. 60%，平均孔喉配位数2. 7832；差异化沉积作用和成岩作用是导致百口泉组致密砾岩和延长组致密砂岩孔隙结构特征差异的根本原因。     

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.     

致密砂岩储层物性测试合理平衡时间探讨

正致密砂岩是指低孔低渗(岩石孔隙度小于或等于10%,基质覆压渗透率小于或等于0.1 mD)(1m D=1×10~(-3)μm~2)的砂岩。致密砂岩储层与常规储层相比,其沉积背景和沉积环境、成岩演化、孔隙类型、孔喉结构、孔隙连通性、储集性等方面均有较大差异,从而造成低孔低渗、小孔喉,渗流阻力大,流体进入比较缓慢。所以储层物性测试结果往往误差会比较大(2010,蔡希源;2009,谷江锐)。     

深层致密砂岩储层特征及物性控制因素

基于川东北元坝西地区10口钻井的须二下亚段砂岩物性测试数据,结合铸体薄片、氩离子抛光扫描电镜和压汞测试等手段,分析了致密砂岩储层的特征及物性控制因素。研究表明元坝西须二下亚段砂岩为低孔中低渗储层,孔隙度为0.99%~10.53%,渗透率为（0.003 6~1.41）×10-3 μm2,孔渗关系表现为“分层”特征,根据孔渗关系可划分出低孔中渗储层,低孔低渗储层和特低孔低渗储层3种类型储层。不同类型储层的砂岩物性受沉积条件和成岩作用共同控制,沉积条件决定了砂岩岩石学特征,进而对成岩作用产生重要影响;成岩作用的非均质性最终决定了储层物性的差异。不同类型储层砂岩在垂向上表现出强烈的成岩非均质性,发育岩屑溶蚀段（绿泥石膜胶结段）—硅质胶结段—方解石胶结段的成岩组合序列。优质储层主要分布在发育强烈溶蚀作用河道砂体中部的中粒（长石）岩屑砂岩中。此项研究结果能更好地进行深层致密砂岩甜点预测,指导四川盆地深层致密砂岩气的勘探。     

恒速压汞测试在致密砂岩储层微观孔喉特征研究中的应用——以鄂尔多斯盆地西峰地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气资源丰富,搞清鄂尔多斯盆地上古生界储层致密砂岩储层微观孔喉特征对勘探开发有着重要指导意义。选取了盒8段和山1段致密砂岩储层岩心样品进行恒速压汞测试,计算出喉道半径和孔隙半径,进而分析储层微观孔喉体系特征。研究表明:西峰地区盒8段和山1段致密砂岩储层喉道半径分布0.1~4.0μm之间,主峰介于0.5~1.2之间;同时孔隙半径分布于80~360μm之间,而峰值介于100~160μm之间;主要含气层段砂岩储层整体较为致密,孔隙与喉道半径分布差异较大,孔喉的巨大差异造成储层显示低渗透-超低渗透的复杂致密结果。     

大牛地气田大18井上古生界致密砂岩储层物性及其成岩主控因素

以大牛地气田大18井上古生界致密砂岩储层为研究对象,利用微观镜下研究手段和储层物性数据等资料,研究了大18井上古生界储层的岩石学特征、孔隙及物性演化特征、致密化成因及优质储层主控因素。分析结果表明:大18井上古生界储层孔隙以次生孔隙为主,包括石英颗粒溶解所形成的粒间溶孔和粒内溶孔、晶间孔,偶见铸模孔和超大孔;储层平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.34×10-3 μm2,属于低孔低渗储层;压实作用是本区储层致密化的大背景,硅质、钙质及黏土矿物胶结充填孔隙、堵塞孔喉是致密化的主要原因;溶解作用是大18井优质储层形成的主控因素,特别是石英溶解最为发育,而绿泥石环边胶结作用通过增强岩石的抗压实强度、抑制石英次生加大保护原生孔隙,但不能增加储层物性。     

中国致密砂岩储层流体可动性及其影响因素

致密砂岩储层流体可动性对油气开发、预测和评价具有重要意义。查阅国内近十年相关成果，对致密储层流体可动性的相关参数、测试方法、分布特征及其影响因素进行了分析。发现致密砂岩储层的弛豫时间T₂谱截止值为0.540~41.600 ms，可动流体孔隙度为0.12%~14.35%，可动流体饱和度为2.16%~90.30%，Ⅲ—Ⅳ类储层是致密砂岩储层的主要类型，致密储层可动流体的孔喉半径下限为0.013~0.110 μm，高压压汞、核磁共振、恒速压汞识别的孔喉半径下限分别为0.037 5、0.070 0~0.200 0、0.120 0 μm，水膜厚度为0.05~1.00 μm。统计分析显示，核磁共振、恒速压汞测得致密储层可动流体饱和度偏低；水膜厚度是影响致密砂岩储层流体渗流的主要因素；低煤阶煤层可动流体饱和度最高，致密砂岩储层次之，页岩储层最低；致密砂岩储层约是页岩储层、低煤阶煤层可动流体孔隙度的10倍；砂岩储层可动流体赋存于孔隙和喉道中，受孔隙和喉道共同控制；致密砂岩具有喉道分布集中，有效孔隙发育差，孔隙大部分为喉道半径小于1.000 μm的微细孔；喉道半径越集中、孔喉半径比越小、有效喉道半径越大，越有利于储层流体的渗流；砂岩渗透率（<2×10^-3 μm²）越低，可动流体参数衰减越快；渗透率（>2×10^-3 μm²）越高，可动流体参数升高越缓慢；喉道半径是控制致密砂岩储层流体可动性的主要因素。     

鄂尔多斯盆地杨旗区延长组长6储层特征研究

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等资料,对鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组砂岩的岩石学特征、成岩作用类型等进行了深入研究。研究表明,鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组储集层岩石类型为细粒长石砂岩,其次中粒及中—细粒,细—中粒长石砂岩。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,其中以小孔和微孔为主,渗透率小于5×10-3μm2,为特低渗储层和接近致密储层。研究区较强的压实作用、胶结作用是形成低孔低渗的主要因素,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。     

鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理

长北气田山西组二段主要为三角洲平原分支河道沉积的石英砂岩和岩屑砂岩,其埋藏深度中等（2 700～2 950 m）,但物性较差（孔隙度和渗透率平均分别为5.2%,0.7×10-3μm2）,属于低孔低渗的致密储层。造成低孔低渗的主要原因是：该套砂岩形成于三角洲平原含煤酸性环境,砂岩中原始孔隙水介质呈酸性,碳酸钙处于不饱和状...     

南堡凹陷南部不同构造带东二段储层孔隙结构差异及其对储层质量的影响

为阐明碎屑岩储层孔隙结构差异性及其对储层质量的影响,以南堡凹陷南部4号和2号构造带东二段碎屑岩储层为例,采用常规物性、铸体薄片、扫描电镜、压汞、粒度分析、X衍射等手段,在储层基本特征研究的基础上,对储层孔隙结构差异及其对储层质量的影响进行了研究。结果表明,4号构造带东二段以岩屑质长石砂岩为主,碎屑含量平均为Q40.6F30.1R29.3,平均成分成熟度0.69,2号构造带东二段则主要以长石质岩屑砂岩为主,碎屑含量平均为Q32.9F26.8R40.2,平均成分成熟度为0.49;4号构造带东二段主要以低渗砂岩储层为主,而2号构造带则以致密储层(渗透率小于1 m D)为主;4号构造带东二段砂岩储集空间主要以原生剩余粒间孔为主,且孔喉间的连通性相对较好,2号构造带砂岩储集空间则以粒间溶孔等次生孔隙为主,孔喉间的连通性较差;4号构造带东二段孔喉大小分布主要呈现单峰式,进汞增量主要集中在大于1μm的喉道半径范围,2号构造带东二段储层的孔喉分布也主要为单峰式,但进汞增量主要集中在小于1μm的喉道半径范围。整体上,造成南堡凹陷4号与2号构造带东二段储层差异的原因主要是微观孔隙结构的差异,而微观孔隙结构存在差异的原因是两个构造带东二段储层的沉积和成岩作用后期改造的不同。     

北黄海盆地下白垩统致密砂岩储层特征及成因

北黄海盆地是我国近海勘探及研究程度均较低的中新生代叠合断陷盆地,下白垩统砂岩储层是主要的勘探目的层段,储层致密是制约该区油气勘探的“瓶颈”之一.通过岩心观察、薄片分析、扫描电镜观测、压汞分析、物性统计等研究,对北黄海盆地东部坳陷下白垩统的储层特征进行了研究,从沉积、成岩、埋藏史等方面对其致密化成因进行了探讨.结果表明,下白垩统储层以扇三角洲沉积为主,物性总体较差,属于特低孔特低渗的致密砂岩储层,储集空间主要有粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝等次生孔隙,属孔隙—裂缝双孔介质储层,孔隙结构复杂.该储层特征主要受沉积相带、成岩作用及埋藏史等因素控制,储层砂体以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,成分及结构成熟度中等,原始储层物性差,高含量的塑性岩屑不利于原生孔隙的保存,沉积物粒度决定微裂缝的发育程度.成岩作用起主导作用,受早期深埋—中期抬升剥蚀—晚期再次深埋的这一特定埋藏过程影响,早期强烈压实,后期石英自生加大、方解石胶结、自生矿物晶出等胶结作用导致储层整体致密.长石的溶蚀和粘土化促进了次生孔隙的形成,但烃类充注时间晚、酸性流体活动弱,溶蚀作用受到抑制.后期构造作用产生的微裂隙则是改善储层物性的另一重要作用.      

Fluid overpressure as a control on sandstone reservoir quality in a mechanical compaction dominated setting: Magnolia Field,Gulf of Mexico

The reservoir quality (porosity and permeability) of deeply buried hydrocarbon reservoir sandstones in sedimentary basins is significantly affected by burial diagenesis. Many deep reservoirs develop anomalous fluid overpressures during burial. Previous studies on the effect of fluid overpressure on reservoir quality in these deep reservoirs have been inconclusive because of the difficulty in constraining the individual contributions of various porosity preserving factors that are simultaneously active in these reservoirs. Owing to its rapid burial and low burial temperatures, the Neogene gravity‐flow sandstone reservoirs from the Magnolia Field, Gulf of Mexico, offers a unique opportunity to investigate in isolation the effect of fluid overpressure on reservoir quality. Examination of petrography, pore pressure and routine core analysis datasets showed a positive correlation between high fluid overpressure and enhanced reservoir quality. This study confirms that fluid overpressure preserves reservoir quality in deeply buried sandstone reservoirs in compaction dominated, high sedimentation basin settings.     

鄂尔多斯盆地彭滩-杨井地区长2储层的成岩作用

彭滩-杨井地区长2主力层砂岩岩石学、成岩作用、孔隙类型研究表明:该区长2储层岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分和结构成熟度均较低,主要经历的成岩作用有压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用。根据砂岩成岩作用特征,结合其埋藏深度、岩石古地温、有机质成熟度等分析资料及岩石结构、孔隙类型特征,长2主力层主要处于晚成岩A期成岩阶段。     

前前陆盆地层系砂岩成岩环境特征及其孔隙演化——以鄂尔多斯盆地西缘二叠系为例

鄂尔多斯西缘二叠系为前前陆盆地层系，砂岩成岩作用仍受前陆盆地构造的影响，不同构造分区砂岩储层的成岩环境存在一定的差别。研究发现，西缘逆冲带砂体经历了浅埋藏弱压实和溶蚀作用，储集物性最优；斜坡带砂岩储层不仅残留少量粒间孔隙，而且溶蚀作用形成的次生孔隙对储集空间的改善十分明显；压实压溶作用和胶结充填作用严重损害前渊带砂岩原生孔隙，但后期的凝灰质溶蚀蚀变作用对储层性能有一定的改善，仍不失为天然气的有效储层。     

川西须家河组超致密砂岩成岩作用与相对优质储层形成机制

川西须家河组砂岩是我国重要的天然气储层和产层,同时也是我国埋藏深度最大和最为致密的碎屑岩储层之一,在其超致密背景下发育有对天然气聚集有利的相对优质储层.须家河组砂岩埋藏后经历了复杂的成岩作用,相对优质储层中次生孔隙与原生孔隙并存.本文基于对川西须家河组超致密砂岩的岩石学、矿物学、地球化学和其它储层特征研究,总结了川西深埋藏条件下须家河组砂岩的成岩作用特征及其相对优质储层的形成机制.     

东海陆架盆地丽水西凹古新统砂岩储层成岩作用及成岩演化

东海陆架盆地丽水西凹古新统发育多种类型储层,通过4口典型井的岩心薄片鉴定、物性测试、碳氧同位素测试等手段,对丽水西凹古新统砂岩储层成岩作用、成岩演化和孔隙演化进行了研究。结果表明：（1）丽水西凹古新统砂岩储层以浅海-三角洲相中细粒岩屑砂岩为主,成分成熟度与结构成熟度较低,矿物组成以岩屑为主,石英、长石次之;（2）砂岩经历了机械压实、碳酸盐岩与黏土矿物胶结、长石溶蚀等成岩作用,灵峰组下段砂岩储层碳酸盐胶结物形成于淡水成岩环境,明月峰组及灵峰组上段砂岩储层碳酸盐胶结物形成于混合水成岩环境,恢复的成岩温度介于76~141℃之间;（3）古新统明月峰组下段及灵峰组上段砂岩处于早成岩B期,灵峰组下段及月桂峰组砂岩处于中成岩A期;（4）砂岩储层经历了压实减孔（－18.3%）、早期胶结减孔（－3.9%）、溶蚀增孔（＋4.8%）、晚期胶结减孔（－6.7%）的孔隙演化过程,各套砂岩储层经历了差异化的成岩演化过程,分别发育以机械压实作用、碳酸盐岩与黏土矿物胶结作用、不稳定碎屑溶蚀作用为主要特征的成岩演化类型。明月峰组下段及灵峰组上段砂岩发育优质储层,灵峰组下段和月桂峰组砂岩以更具勘探难度的非常规致密砂岩储层为主,研究成果对深入认识丽水西凹古新统砂岩储层,指导油气勘探具有重要意义。

     

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.     

Diagenetic paths in the margin of a Triassic Basin: NW zone of the Iberian Chain, Spain

Buntsandstein deposits generated in a slowly subsiding basin on the western margin of the Iberian Chain are represented by a stratigraphic succession of fluvial deposits less than 100 m thick (conglomerates, sandstones, and shales). Diagenetic processes in sandstones can be grouped as eodiagenetic, mesodiagenetic, and telodiagenetic. Eodiagenesis can be associated with Muschelkalk, Keuper, and probably early Jurassic times. Mesodiagenesis is probably related to Jurassic times. Diagenetic chemical reactions suggest a maximum burial less than 1.5 km and low temperatures (<120°C). Patterns of porosity reduction by compaction and cementation suggest four diagenetic stages: (1) Loss of primary porosity by early mechanical compaction; (2) early cementation (K-feldspar and dolomite); (3) dissolution of cements; and (4) framework collapse by re-compaction. These stages are manifested by the presence of two types of sandstone. Type I sandstones present high intergranular volume (mean, 30%). Type II sandstones are characterized by high compactional porosity loss and exhibit low values of intergranular volume (mean, 16.9%). Type II sandstones are associated with the dissolution of cement and later re-compaction of type I sandstones. An intermediate telodiagenetic phase is deduced and related to the sharp unconformity between Lower Cretaceous sediments and the underlying sediments. This suggests that a mechanically unstable framework collapsed during the Cretaceous, generating type II sandstones. The analyzed diagenetic paths have a wide applicability on similar marginal areas of rift basins.     

鄂尔多斯盆地临兴地区下石盒子组不同粒级砂岩成岩演化及孔隙定量研究

利用鄂尔多斯盆地临兴地区下石盒子组铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体分析,地球化学等资料,通过统计与计算等方法,对研究区下石盒子组不同粒级砂岩的岩石学特征,成岩演化序列以及埋藏过程中孔隙的定量演化进行研究。结果表明:①岩石学组成中,粗砂岩刚性颗粒含量高,塑性颗粒则多集中在细砂岩中;粗砂岩中硅质胶结、碳酸盐胶结含量较高,中、细砂岩以高岭石胶结为主。②成岩演化阶段中,粗砂岩经历的成岩作用较为完全,而细砂岩在早成岩B期就已经基本致密化,中砂岩则为二者的过渡型。③二叠世-中晚三叠世为准同生-早成岩B阶段,成岩作用以压实为主,其对细砂岩孔隙度影响最大;晚三叠世-中侏罗世为中成岩A阶段,成岩作用以溶蚀和胶结为主,粗砂岩溶蚀作用较强,孔隙度较高,细砂岩基本不发育溶蚀和胶结作用;中侏罗世之后,成岩阶段达到了中成岩B,以亚铁碳酸盐胶结为主,粗砂岩受到胶结作用较强,降低了一定孔隙度,但物性依然较好,粗、中、细砂岩最终孔隙度分别为11.07%、6.08%及2.60%。综上所述,粗砂岩由于压实作用较弱,溶蚀作用较强,可以形成良好的储集空间,中砂岩主要受控于压实和胶结作用的双重影响,形成次一级的储集空间,而细砂岩以压实破坏为主,物性相对最差。     

砂岩储层中原生孔隙的破坏与保存机制研究进展

埋藏条件下原生孔隙的破坏与保存机制是含油气盆地砂岩储层质量研究的一个核心领域,其在油气地质学研究中的意义不言而喻。与次生孔隙的形成与保存机制相比,影响原生孔隙破坏与保存的因素有着其特殊的复杂性和多样性。在总结国内外研究进展的基础上,试图深入理解不同成岩机制在砂岩储层原生孔隙破坏与保存中的意义和作用,包括破坏机制（如机械压实、胶结作用等）和保存机制（如地层超压、颗粒包膜、盐体侵位和烃类占位等）。目前难以实现砂岩储层质量钻前准确预测的一个困难在于无法明确原生孔隙演化的动力和过程,将来成岩作用、流体作用、沉积过程和盆地演化的更紧密结合可能是解决砂岩储层原生孔隙破坏与保存机制研究中最有希望的发展方向之一。