致密砂岩储集层成岩相定量划分及其测井识别方法

为研究鄂尔多斯盆地长8油层组储集层的岩石学、成岩作用类型和强度等特征,本文对该储集层开展了普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜分析等工作。结果显示,在视压实率、视胶结率和视溶蚀率定量计算的基础上,根据成岩作用强度及其组合特征对成岩相分类命名,将储集层划分为强压实强胶结中等溶解、强压实强胶结弱溶解、中等压实中等胶结弱溶解和强压实弱胶结弱溶解4种不同的成岩相,并选取成岩综合系数作为不同成岩相的定量表征参数。选取声波时差、密度等对成岩相响应较灵敏的测井曲线,通过岩心薄片刻度测井的方法建立了视压实率、视胶结率和视溶蚀率的测井定量识别模型,并对池46等井的测井资料进行了处理,以验证模型的准确性。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长7砂岩储层成岩相特征研究

在大量样品测试数据与野外地质调查综合分析的基础上, 对长7储层岩石学特征、物性、孔隙结构、成岩作用、成岩阶段和成岩相等进行了研究。结果表明: 研究区长7储层处于中成岩A~B期。压实作用及碳酸盐、粘土(高岭石、伊利石、伊蒙混层)矿物胶结和硅质胶结作用是造成储层原生孔隙丧失的主要原因; 绿泥石胶结抑制孔隙充填, 长石溶蚀作用使孔隙间的连通性得到改善, 储层物性得到提高。根据成岩作用类型、强度及其对储层物性的影响划分出6种成岩相, 其中压实相、碳酸盐胶结相、粘土矿物胶结相、石英加大相、浊沸石充填相不利于储层的发育, 而长石溶蚀相、绿泥石膜胶结相对储层物性改善起了重要作用。     

甘泉—富县地区长7致密砂岩储层成岩相的定量识别及其对含油性的控制作用

以岩心分析、测井数据为基础,结合薄片鉴定、扫描电镜等分析手段对鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区长7致密砂岩储层的岩性、物性以及成岩相进行了研究。长7致密砂岩储层岩性主要以长石砂岩为主,孔隙度主要分布在3%~10%之间,渗透率主要分布在0.05~0.60 mD之间。依据成岩作用类型和强度及成岩矿物组合特征,并结合孔隙发育特征,将研究区内岩相划分为中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相、中压实不稳定组分溶蚀溶孔相、强压实弱溶蚀微孔相、强压实伊利石胶结致密相和强压实钙质胶结致密相5类。通过对成岩相较为灵敏的自然伽马和声波时差交汇建立成岩相识别标准,利用"优势相"法绘制研究区成岩相平面图。勘探成果显示,成岩相对致密油富集具有一定控制作用。     

鄂尔多斯盆地双山地区太原组致密砂岩成岩相分析

通过岩心观察和铸体薄片鉴定分析方法,分析鄂尔多斯盆地双山地区太原组孔隙组合特征,结合其成岩作用特征划分成岩相类型,在单井单砂层内展开单点分析,再对其平面展布趋势进行宏观对比分析,进而对比不同类型成岩相在横向上的变化趋势。研究表明:鄂尔多斯盆地双山地区太原组成岩—孔隙组合类型主要划分为3种类型:Ⅰ类硅质胶结+溶蚀孔隙相、Ⅱ类混合胶结+溶蚀孔隙相和Ⅲ类混合胶结致密相;岩性主要为岩屑石英砂岩,成岩作用表现为强烈的压实作用和胶结作用,Ⅰ类成岩相的分布范围较为局限,Ⅱ类成岩相集中在地区中部,相对较差的Ⅲ类主要分布在地区周边分流间湾和河漫滩。     

潍北油田储层的成岩作用及成岩相划分

潍北油田位于山东省潍坊市北部,主要含油层系为古始新统孔店组,储层埋藏深。岩石类型主要为长石砂岩、岩屑砂岩、岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩等近源沉积岩类。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和次生溶蚀作用,其中压实作用是使储层原生孔隙度迅速变差的主要因素。油田孔店组砂岩储层可以划分为两个成岩阶段,五个成岩亚期。不同的成岩亚期发育不同的成岩作用类型。在成岩作用研究的基础上,笔者引入成岩相和成岩综合系数概念。成岩综合系数可以定量表征各种成岩作用的综合效应。利用视压实率与视胶结率作交会图,结合成岩综合系数与孔隙度,可以将孔店组储层划分为六种成岩相,其中以弱压实中胶结的DRF1型储集性为最好,中压实强胶结的DRF4型储集性最差。潍北油田孔店组储层主要属中压实中胶结的DRF3型,其次是孔二中亚段发育的强压实中胶结的DRF5型与孔一下亚段发育的弱压实中胶结的DRF1型,局部出现其它三种类型的成岩相。     

鄂尔多斯盆地川口地区长81油层段成岩相划分

对鄂尔多斯盆地川口地区长8储层的储层特征和成岩相分析,研究储层成岩相对油气开发的主要影响;通过岩心观察对宏观储层特征和成岩相进行分析,扫描电镜和偏光显微镜对岩石微观储层特征和成岩相进行鉴定。结果认为川口地区长8油层段可划分4个主要成岩相：绿泥石胶结及残余孔隙相;高岭石胶结及溶蚀孔隙相;碳酸盐胶结相;压实致密相四个成岩相带;绿泥石胶结及残余孔隙相、高岭石胶结及溶蚀孔隙相为有利成岩相,储层物性相对较好,原油产量高;碳酸盐胶结相和压实致密相为不利成岩相,储层物性差,原油产量较低或无产量。     

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长4+5致密油层成岩作用及成岩相

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长4+5致密油层储量潜力巨大,但储层成岩作用研究较为薄弱,相对高孔高渗储层成因机理和分布规律不清,严重制约着该区长4+5的勘探开发进程。通过常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、电子探针、阴极发光、显微荧光、X-射线衍射、流体包裹体、高压压汞和常规物性等测试方法,对华庆地区的长4+5储层成岩作用、成岩相及物性特征进行了研究。研究结果表明:研究区长4+5主要处于中成岩阶段A期,铁方解石、石英及高岭石的胶结作用是造成储层低孔特低渗的根本原因;绿泥石膜胶结作用和早期油的充注有效保护了储层孔隙,抑制了机械压实作用和胶结作用;长石碎屑的溶蚀作用有利于相对高孔高渗储层的形成。主要划分出绿泥石膜胶结残余粒间孔相、机械压实相、绿泥石膜胶结—长石溶蚀相和碳酸盐胶结相4类成岩相,其中绿泥石膜胶结—长石溶蚀相为相对高孔高渗储层发育区,一般面孔率大于6.0%,孔隙度大于16.0%,渗透率大于1.30×10~(-3)μm~2,主要分布在半深湖线附近且位于主砂带的水下分流河道微相和滑塌浊积水道微相砂体中部。综合研究表明,沉积作用和成岩作用共同控制着相对高孔高渗储层的分布。     

鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长4+5致密油层成岩作用及成岩相

鄂尔多斯盆地镇北地区含凝灰质的延长组长4+5致密油层勘探潜力巨大,但因成岩作用研究薄弱,相对高孔高渗储层成因机理和分布规律认识不清,使该区勘探开发进程受到明显的制约。综合应用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、阴极发光、显微荧光、X射线衍射、流体包裹体、高压压汞和常规物性等方法,对镇北地区的长4+5储层成岩作用及成岩相带进行了研究。研究结果表明:研究区长4+5储层主要处于中成岩阶段A期,石英自生加大等硅质胶结作用和铁白云石等碳酸盐胶结作用是造成储层低孔特低渗的根本原因;绿泥石膜胶结作用和早期油的充注抑制了机械压实作用和胶结作用,保护了储层孔隙;长石碎屑的溶蚀作用扩大了储集空间。划分出机械压实相、碳酸盐胶结相、绿泥石膜胶结相和长石溶蚀相四类主要成岩相,其中长石溶蚀相常形成相对高孔高渗储层发育区,一般面孔率大于6.0%,孔隙度大于14.0%,渗透率大于1.30×10-3 μm2,主要分布在辫状河三角洲前缘亚相水下分流河道微相砂体中部。综合研究表明,沉积作用和成岩作用共同控制着相对高孔高渗储层的分布。     

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层成岩作用与有利成岩相带

综合运用物性分析、高压压汞、铸体薄片、电镜扫描技术对鄂尔多斯盆地合水地区长8储层的成岩作用及有利成岩相带进行了分析研究。结果表明：研究区长8储层物性较差,孔喉整体细小,岩性以细-中粒长石岩屑砂岩为主,碎屑成分复杂,成分成熟度低,结构成熟度低到中等。压实作用使储集层的原始孔隙空间损失,胶结作用不仅破坏了部分原生孔隙,而且使部分次生溶孔遭到破坏,溶解作用使储层物性得到了改善。依据成岩作用对物性的影响,划分出5种成岩相,优质储层与成岩相的关系密切,绿泥石胶结-长石溶蚀相物性、含油性最好,绿泥石胶结相次之,它们成为储层发育的有利成岩相带。     

鄂尔多斯盆地合水地区长6储层成岩作用与有利成岩相带

鄂尔多斯盆地合水地区长6储层主要为长石岩屑砂岩,平均孔隙度8.68%,平均渗透率0.15×10-3μm2,属于典型的低孔特低渗透储层。储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用的改造,目前处于晚成岩阶段A期。在成岩作用研究的基础上,通过大量的岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜等方法及测井曲线特征研究,进行了单井成岩相分析,进而编制成岩相平面分布图。将研究区辫状河三角洲前缘砂体划分出4个成岩相带:压实相、碳酸盐胶结相、绿泥石膜剩余孔相和绿泥石膜剩余孔—长石溶蚀相。其中,有利储层主要分布在主砂体的绿泥石膜剩余孔相和绿泥石膜剩余孔—长石溶蚀成岩相带上。根据试油资料,处于该有利相带的井一般日产油大于10t/d。     

白马南地区长81砂岩成岩作用及其对储层的影响

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射和包裹体测温分析,研究了鄂尔多斯盆地西峰油田白马南地区长81储层的成岩作用特征,认为该区长81储层处于晚成岩A期阶段,压实作用和胶结作用强烈地破坏了砂岩的原生孔隙结构,溶蚀作用和破裂作用则有效地改善了砂岩的孔隙结构。该区长81储层发育次生孔隙相、泥质杂基压实相、自生碳酸盐胶结相和自生绿泥石胶结相,储层成岩相发育状况决定了孔隙结构的发育特征。发育次生孔隙相的砂岩具有较好的孔隙结构;而云母与泥质杂基压实相和碳酸盐胶结相发育的砂岩具有很差的孔隙结构。     

四川盆地西部须家河组砂岩储层成岩作用及致密时间讨论

运用沉积及成藏理论对四川盆地西部地区须家河组砂岩的岩石类型、成岩作用及其成藏时间研究表明:砂岩储层的主要成岩作用有压实和压溶作用、胶结作用,溶蚀作用、破裂作用以及自生矿物的沉淀作用.压实作用是砂岩粒间孔隙减少的主要因素,然而,方解石的强烈胶结作用以及石英的次生加大作用是造成须家河组砂岩储层致密的关键因素.方解石胶结物和石英次生加大包裹体的温度测定表明方解石胶结物主要发育在100℃～140℃之间,石英次生加大主要发生在80℃～126℃之间,在此温度区间,有机质演化已到了成熟期,并在60℃～80℃之间就开始发生运移.因此,砂岩储层的致密时间晚于天然气的生成和运移时间,砂岩储层的致密时间应该在燕山构造活动期,大约在1.5×10~8 a左右.     

松辽盆地长岭凹陷中部上白垩统砂岩成岩作用及成岩相带

松辽盆地长岭凹陷中部上白垩统储层砂岩主要类型为岩屑长石砂岩,经历的成岩作用主要有以机械压实为主的压实作用,碳酸盐、粘土矿物、硅酸盐及硅质胶结为主的胶结作用,以长石、岩屑等不稳定组分溶解为主的溶蚀作用和局部发育的交代作用.研究区储层孔隙类型以粒间孔隙、粒内溶孔和铸模孔为主,其中粒间孔隙最为发育.储层砂岩成岩演化阶段处于早成岩B期—中成岩B期,主要为中成岩A期.结合沉积相和成岩作用特征,深入探讨了适合本区的成岩相的划分方案,划分的主要成岩相类型为压实成岩相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相、硅质胶结相和钠长石成岩相,成岩相决定储层的性能,不稳定组分溶蚀相和钠长石成岩相构成了本区的有利成岩相带.     

鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长8致密砂岩油藏成藏主控因素

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8油层组为近年来发现的勘探开发新层系,勘探实践证实其成藏条件优越,勘探潜力大。本文以盆地中南部志丹县吴堡地区为例,对该区长8油藏成藏条件及分布规律进行了研究,结果表明:长8油藏油源主要来自于上覆长73烃源岩、长8内部烃源岩和长9顶部烃源岩,具有良好的生储层组合配置;主成藏期运移动力主要为生烃增压等形成的异常高压,油气充注到长8致密储层后主要以近距离垂向和侧向运移为主;成岩作用加剧了储层非均质性,形成成岩遮挡型准连续型油气聚集。长8油藏平面及层位分布主要受控于有效烃源岩展布、储层质量和有效盖层的控制,多种地质因素共同形成现今长8油藏分布格局。     

应用测井响应评价致密油储层成岩相:以鄂尔多斯盆地合水地区长7储层为例

运用常规薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及X射线衍射等实验手段,对鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油储层成岩作用进行了研究,识别出成岩相类型,建立了测井响应成岩相划分标准,采用"优势相"法预测了成岩相平面展布。研究表明,该区长7致密油储层发育的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用及溶蚀作用。压实作用挤占原生孔隙,使储层物性整体变差,胶结作用对物性具有双重影响,溶蚀作用产生次生孔隙,有利于改善储层物性。研究区可划分出强溶蚀溶蚀孔相、弱胶结剩余粒间孔相、黏土矿物胶结晶间孔相、碳酸盐胶结相和强压实相5类成岩相,强溶蚀溶蚀孔相及弱胶结剩余粒间孔相多发育在浊积水道中部,且发育广泛,多发育优质储层;黏土矿物胶结晶间孔相、碳酸盐胶结相和强压实相多发育在浊积水道侧翼或浊积水道间,物性较差,多发育差储层或非储层。     

龙女寺东端须家河组致密砂岩成岩作用及储层形成机理

摘要：致密砂岩作为非常规油气的重要载体,对其致密化成因及储层形成机理研究具有重要意义。利用钻井岩心、薄片观察、阴极发光和流体包裹体等手段,对川中地区龙女寺东端须家河组致密砂岩的成岩作用及储层形成机理进行研究。结果表明：龙女寺东端须家河组遭受了机械压实-压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用和构造破裂作用,机械压实作用和胶结作用是导致砂岩致密化的主要因素,溶蚀作用和破裂作用是储层形成的主要因素;须家河组目前处于中成岩A-B期,经历的流体活动主要有同生成岩期地表水沉淀早期方解石胶结和绿泥石薄膜,早成岩B期压溶作用控制石英Ⅰ期次生加大形成与孔隙流体溶解黏土矿物、长石和易溶岩屑等,中成岩A期大量油气充注促进石英Ⅱ、Ⅲ期次生加大与少量方解石溶解,中成岩B期燕山/喜山运动促进储层形成;储层形成机理主要涵盖残余原生孔的保存和次生孔的形成,有利的沉积环境、溶蚀作用、异常高压和构造破裂作用共同控制储层形成,有利的沉积环境、溶蚀作用和异常高压主要是保护残余原生孔和形成次生孔,构造破裂作用产生大量微裂缝,提高储层渗流能力,并为形成溶蚀扩大孔提供条件。     

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.     

苏里格西部致密砂岩气藏储层成岩作用特征及孔隙度定量演化

为了探究鄂尔多斯盆地苏里格西部地区储层致密成因及孔隙演化规律,本文基于铸体薄片、电镜分析和高压压汞等室内测试,通过建立理论计算模型,对其苏48区储层的孔隙演化进行定性分析与量化表征。分析结果表明,区内盒8段储层岩性主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩,储层成岩阶段处于早成岩和中成岩阶段,部分达到晚成岩期,成岩作用顺序依次为:压实-硅质胶结-绿泥石胶结-黏土矿物胶结-溶蚀溶解-碳酸盐胶结;量化结果显示:压实作用和胶结作用是造成储层孔隙度下降的主要因素,其中压实作用使得原始孔隙度下降22%,胶结作用使其下降9.81%,溶蚀作用对储集空间有所改善,增加了3.88%的孔隙,最终形成了当今平均孔隙度为7.47%的致密砂岩储层。据理论计算与实测物性数据进行对比,计算结果与实测结果基本吻合,相对误差小于3%。根据成岩作用的作用强度,结合岩石特征分析,可将研究区盒8段储层成岩相划分出4种,即弱-中胶结强溶蚀相、中胶结中溶蚀相、中溶蚀强胶结相和强压实致密相。综合试气成果可知,弱-中胶结强溶蚀相区域气产量较为可观,可将弱-中胶结强溶蚀相区域作为天然气持续上产的主要研究区域。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明：① 华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;② 成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组砂岩成岩相及储层质量评价

本文借助于薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析和物性分析等研究手段,以鄂尔多斯盆地华庆地区长6油层组低渗透砂岩的形成机制为解剖对象,通过对砂岩埋藏前组成、化学成岩作用和物理成岩作用的相对重要性、自生矿物组成、孔隙构成、物性与孔隙结构等研究,明确了主要成岩作用对储层的影响。在此基础上,结合沉积相的研究,选择骨架颗粒构成、自生矿物组成、物性、孔隙构成以及粒间体积等有关的15个成岩相定量评价参数,对华庆地区长6油层组低渗透砂岩进行成岩相的定量评价。结果表明:①华庆地区长6油层组砂岩经历了较强的物理成岩作用和较弱的化学成岩作用,原生孔隙是主要储集空间,压实作用是孔隙度降低的最主要因素,其次为方解石的胶结作用;②成岩相定量评价表明,弱胶结、强压实成岩相以及强方解石胶结、中-强压实成岩相的储层质量均较差,受北部物源区控制的绿泥石胶结、弱-中等压实成岩相具有较好的储层质量,建议作为今后的优选勘探开发区。