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鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区上古生界山32段储层砂岩成岩作用 总被引：2，自引：0，他引：2
鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区上古生界山 32段砂岩储层以石英砂岩为主,其次为岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩.目前储层正处于晚成岩阶段B期,成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,机械压实作用、压溶作用和自生黏土矿物的胶结作用是低孔低渗储层形成的主要原因,成岩晚期的溶蚀作用大大改善了砂岩储层的储集空间.根据成岩作用的特点,将研究区山 32段划分出5个成岩相:压实压溶相、弱压实-硅质胶结相、弱压实-自生黏土矿物胶结相、弱压实-碳酸盐胶结相、弱压实-溶蚀相.压实压溶相储层物性最差;弱压实-硅质胶结相、弱压实-自生黏土矿物胶结相和弱压实-碳酸盐胶结相储层的孔隙度、渗透率总体也很低;弱压实-溶蚀相储层的储集空间最发育、连通性最好,孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主. 相似文献
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鄂尔多斯盆地马岭地区长81储层在沉积、埋藏、成岩等地质作用的综合影响下,形成了典型的低孔-特低孔、特低渗-超低渗致密砂岩储层;该致密砂岩储层的成岩阶段部分进入中成岩阶段B期的早期,大部分属于中成岩阶段A期的中晚期。按照成岩演化特征或地质综合效应建立了适用于马岭地区长81致密砂岩储层的孔隙度演化模拟方程,同时分析了各成岩作用之间的独立性和关联性。对4类典型样品的分析表明,样品主要属于压实型成岩改造类型,孔隙度演化模拟结果显示鄂尔多斯盆地马岭油田长81致密砂岩储层样品压实损失的孔隙度平均为23.47%,受胶结物含量和流体性质影响,早期胶结损失的孔隙度较中晚期胶结损失的孔隙度低,早期胶结损失的孔隙度为3.21%,中晚期胶结损失的孔隙度为7.79%,溶蚀作用产生的孔隙度为5.53%。这表明差异性的成岩演化过程是导致砂岩孔隙结构、储集性能、物性存在差异的主要原因。 相似文献
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珠江口盆地惠州凹陷文昌组砂岩孔隙定量演化模式--以HZ-A地区辫状河三角洲储层为例 总被引：3，自引：1，他引：2
珠江口盆地惠州凹陷HZ-A地区文昌组沉积一套重要的辫状河三角洲相的砂岩储层,现今埋深超过3 500 m.基于岩石薄片、阴极发光、X衍射、扫描电镜及储层物性等资料,对HZ-A地区文昌组砂岩储层特征、成岩作用和孔隙度演化进行了详细研究,采用孔隙度参数演化的定量分析方法,建立了储层孔隙度定量演化模式.研究表明,文昌组储层岩石类型以岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟低;储集层目前正处于中成岩A2阶段,先后经历了压实、早期胶结、溶蚀作用和晚期胶结作用.强烈的机械压实及晚期胶结作用对物性破坏性最大,酸性溶蚀是改善储层物性的唯一成岩因素.储层初始孔隙度约35.1%,持续性的埋藏压实导致原生孔隙减少15.4%,早期胶结减少孔隙3.4%,之后酸性流体进入发生溶蚀增孔7.2%,晚期胶结作用损失孔隙度11.5%,其中以黏土胶结和碳酸盐胶结为主,结果形成低孔低渗储层. 相似文献
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《矿物岩石》2016,(2)
通过22口井共计600.02m的岩心观察、125块普通薄片和16块铸体薄片的鉴定,153块普通薄片和235块铸体薄片的鉴定报告,12个扫描电镜观察,结合阴极发光、X射线衍射、荧光等手段,分析姬塬油田西部长8段储层岩性、物性特征,针对该地区成岩作用类型、成岩阶段、成岩演化序列、成岩环境的研究发现:岩石主要类型为长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,结构成熟度中等,成分成熟度差—中等。储层经历了压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用,整体处于中成岩A期。典型成岩序列为压实作用-泥晶方解石胶结-石英加大、长石加大-绿泥石膜-长石、岩屑溶蚀、高岭石生成(油浸)-自生石英、自生长石-铁方解石胶结-长石、岩屑、铁方解石溶蚀。成岩过程中碱性和酸性环境交替出现。储集空间以原生粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙为主,其中水下分流河道物性最好,孔隙度8%~18%,渗透率0.3×10~(-3)~14×10~(-3);分流间湾物性最差,孔隙度小于6%,渗透率小于0.1×10~(-3)。研究区原始沉积物具有初始孔隙度40.28%~41.55%。压实作用平均减少孔隙度30.53%,对储层影响最大;胶结、交代作用使孔隙度进一步平均降低了4.85%;后期的溶蚀作用新增平均孔隙度3.04%,对储层物性有一定改善作用,局部地区是储层物性改善的主要因素。 相似文献
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鄂尔多斯盆地富县地区延长组沉积特征及物性分析 总被引：5，自引：3，他引：2
从沉积相、成岩作用角度研究了三叠系延长组储层的物性特征和主控因素, 认为延长组主要发育有水下分流河道、河口坝、席状砂及分流间湾等沉积微相, 三角洲前缘水下分流河道是最佳储层, 平均孔隙度10.85% , 平均渗透率0.613 ×10-3μm2。储层所经历的成岩作用中, 压实作用对砂岩物性的影响较大, 水下分流河道砂体压实后, 其原始孔隙度损失13.6%; 胶结作用对储层物性有一定的破坏性, 但早期胶结物可使剩余原生粒间孔隙得以保存, 其中的易溶组分又为次生粒间孔隙的形成奠定了物质基础; 溶蚀作用可大大改善储层的物性; 构造微裂缝仅在局部起沟通喉道的作用。整体属于低孔、低渗型储层, 并以粒间溶孔和粒内溶孔为主要孔隙类型。沉积相在宏观上控制了砂体的类型、规模、原始物性条件及空间分布, 成岩作用在微观上影响了储层孔隙演化与储层物性的变化, 而构造裂缝可以在局部改善储层的物性。 相似文献
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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. 相似文献
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鄂尔多斯盆地南部上古生界低孔低渗砂岩储层成岩作用特征研究 总被引：16，自引：0，他引：16
对鄂尔多斯盆地南部山西组二段—下石盒子组八段储层砂岩的岩石学特征、孔隙类型与物性特征、胶结物种类及成岩作用特点的详细研究表明:山西组二段—下石盒子组八段砂岩的主要孔隙类型大部分是与胶结物和泥质杂基有关的微孔隙,也是造成研究区砂岩储层低孔低渗的内在原因之一。砂岩主要的成岩作用包括机械压实作用、胶结作用、溶蚀溶解作用。压实作用是成岩早期导致砂岩储层质量变差的主要原因之一;胶结作用包括硅质胶结、钙质胶结和粘土矿物胶结,硅质胶结对储层物性的贡献大于其他胶结类型,方解石是造成储层物性降低的主要胶结物;煤系地层埋藏后提供的酸性孔隙流体造成早期长石和方解石的溶蚀溶解,形成次生孔隙,对早期储层物性起到了一定的改善作用,但由于后期强烈的方解石胶结作用而消失殆尽。 相似文献
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《西北地质》2014,(3)
通过对华庆地区长6段岩心铸体薄片及物性资料分析,研究了其岩石学特征、孔隙类型、微观孔隙结构特征、孔渗特征及成岩作用。认为研究区长6储层发育三角洲前缘及深水浊积扇沉积,三角洲前缘水下分流河道和上扇主沟道是储层分布的主要相带,主要发育细粒岩屑长石砂岩及长石砂岩、长石岩屑砂岩;粒间孔及长石溶孔是主要储集空间。孔喉分布表现为小孔微细喉,非均质性强;孔隙度平均为9.5%,渗透率平均为0.38×10-3μm2,为一套低孔低渗-特低渗储层。研究区砂岩埋藏后经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用。强烈的压实作用、胶结作用是使孔隙大量消失、物性变差的主要原因;而溶蚀作用,特别是长石、岩屑及浊沸石溶孔在很大程度上改善了储层的储集性能。 相似文献
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基于薄片鉴定分析、扫描电镜、物性分析、X射线衍射分析、碳酸盐碳氧同位素分析等实验手段, 研究文昌A凹陷珠海组低渗砂岩储层岩石学特征和成岩作用特征, 通过定量化分析, 评价压实、胶结、溶蚀作用对储层孔隙演化的影响, 实现成岩相预测及储层分类评价.结果表明:（1）研究区珠三南断裂带以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主, 中、粗砂岩含量高; 6号断裂带以长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主, 细砂岩含量高.储集空间以次生溶孔为主, 物性变化大, 纵向及平面均表现出明显的分带性.（2）机械压实造成珠海组原生粒间孔隙大量丧失; 含铁碳酸盐、自生伊利石、硅质胶结等使粒间孔进一步减少, 早期绿泥石则能抑制石英次生加大; 溶蚀作用使深部储层物性得以改善, 研究区珠海组发育两个次生溶蚀带.成岩相预测结果表明, 发育厚层粗粒级砂岩的水下分流河道是研究区的有利储集相带.（3）通过孔隙演化定量分析, 认为成岩作用对粗粒砂岩和细-中粒砂岩的孔隙度演化的影响具有差异性. 相似文献
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冷湖地区侏罗系地层油源丰富,储层致密化程度高,为查明低孔低渗储层成因机制,剖析储层发育控制因素,利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、全岩X衍射矿物分析、物性分析、核磁共振分析等多种分析测试手段,对研究区侏罗系储层的岩石学特征、孔隙类型、物性与成岩作用特征进行研究。结果显示：(1)研究区侏罗系储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,孔隙类型以次生溶孔为主,原生孔隙残留少,微孔隙占比高,孔隙度平均为9.96%,渗透率平均为2.26×10-3μm2,属于特低孔、超低渗致密储层。(2)储层成岩作用类型以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主,成岩演化主要处于中成岩A期,成岩序列可概括为：机械压实改造-少量早期方解石胶结-长石、岩屑轻微溶蚀-石英I期加大-有机酸流体侵入、长石岩屑强烈溶蚀-黏土矿物广泛出现-石英Ⅱ期加大-长石、岩屑、黏土矿物伊利石化-少量含铁碳酸盐胶结。(3)多种成岩作用综合制约着致密砂岩储层的发展进程。煤系地层富含水生、陆生动植物遗体,沉积后至成岩早期有机质分解产生腐殖酸并形成酸性环境,早期碳酸盐胶结物不甚发育,碎屑颗粒间欠缺方解石胶结物支撑,压实... 相似文献
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靖边气田北部中奥陶统马家沟组五_4~1储层沉积微相组合与储层非均质性控制因素 总被引：1，自引：0，他引：1
中奥陶统马家沟组上部马五41储层是鄂尔多斯盆地靖边气田主力产气段,根据该层段的岩石学特征和沉积构造等,可划分为3个亚相以及9个微相组合。该储层的储集性能具有强烈的非均质性,微观上表现为低孔低渗,以微细喉、细喉为主;纵向上表现为反韵律、随机韵律、均质韵律3种韵律模式,平面上表现为平均岩心孔隙度、渗透率分布的非均一性。沉积微相及微相组合差异性是控制岩石孔隙发育的基础,成岩作用决定了孔隙发育的程度,古岩溶地貌类型对储层分布有着明显制约作用,最终导致该区储集性能在纵横向上的非均质性。 相似文献
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通过岩心、铸体薄片、扫描电镜、物性分析和孔隙图像分析等资料,对高邮凹陷永安地区戴南组一段砂岩储层特征进行了系统分析,从沉积和成岩两方面对储层物性主控因素进行了研究。研究结果表明:岩石类型为长石岩屑砂岩,成分成熟度较低,粒度偏细,分选中等偏差; 储层物性以低孔低渗为主中孔中渗为辅,孔隙类型有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔,平均孔径为37.53 μm,喉道主要为可变端面的收缩部分,其次为片状和弯片状喉道,平均喉道半径为10.25 μm,孔喉配位数主要为3,分选性好。沉积作用是高邮凹陷永安地区戴南组一段砂岩储层物性主控因素之一,水动力强分选程度高的沉积环境形成的砂岩粒度大分选好,储层物性好; 不同的成岩作用类型对储层物性具有不同的控制作用,压实和胶结作用导致储层孔隙空间变小,物性变差,而溶蚀作用形成次生孔隙空间,储层物性得到改善,在2 500～2 700 m和2 850～2 950 m处形成了明显的次生孔隙发育带。 相似文献
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鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区长8油层组致密储层评价 总被引：2，自引：0，他引：2
综合鄂尔多斯盆地西南部镇泾地区延长组长8油层组的岩心、薄片、孔渗及压汞测试等资料,在长8储层结构、储层质量发育控制因素研究基础上,对长8低渗致密砂岩储层进行了分类评价。结果表明,长8砂岩储层发育低孔-特低渗储集物性,储层孔隙结构具有细-微孔喉、排驱压力大、分选差的特征,主要可分为3种类型,其中发育Ⅰ型曲线储层孔渗性最好。沉积作用形成的物质基础决定了储层原始孔渗性能,其中分流河道及水下分流河道具最优孔渗性能;成岩作用中,压实作用是储层储集性能破坏的主要因素;溶蚀作用起建设性改善作用。选取孔隙度、渗透率、孔隙排驱压力、中值压力和中值孔喉半径等主要储层参数进行聚类分析,将长8储层划分为3种类型:Ⅰ类为最好储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为相对最差储层。其中,Ⅰ类储层主要分布于分流河道分叉叠置及水下分流河道汇聚叠合部位,储层品质最好,为最有利勘探目标。 相似文献
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滨岸砂坝是南亚地区S区块主要的油气储层类型和勘探目标,一般认为滨岸砂坝储层具有“连通性好、高孔高渗”的特点,然而随着油气田评价开发的深入,发现该类型砂岩内部储层物性变化快、非均质性强,油气分布复杂。利用岩心、测井、地震和生产测试资料,开展滨岸砂坝储层精细描述,阐明砂坝储层内部差异性。结果表明:1）滨岸砂坝体处于相对高能的海岸沉积环境,长期受到波浪的淘洗改造作用,构成有利的岩性储层发育区带。2）滨岸砂坝细分为坝中、坝缘、坝间及泥岩隔层四种微相类型,沉积微相控制储集性能变化。坝中微相为纯砂岩,厚度大、地震相表现为低频强振幅反射,岩性以中—细砂岩为主,原生孔隙和次生孔隙均发育,储集性能最佳。坝缘微相处于砂坝侧翼,岩性变细,部分孔隙被充填,储层物性中等。坝间微相处于不同叠置砂坝之间,以微孔隙为主,储集性能较差。浅海或者局限海湾相泥岩隔层穿插于砂坝内部,加剧了储层的非均质性。3）砂坝储集性能的变化导致油气分布复杂。滨岸砂坝内部因不同微相类型岩性相互叠置,表现为砂坝内井间砂体厚度变化块、横向不连通且物性变化快,砂坝油藏被切割成若干相对独立的油藏。 相似文献
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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。 相似文献
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LIU Xin WANG Feng LIU Baojun TIAN Jingchun SHANG Ting MA Jiong ZHANG Zhongyi ZHANG Xiaolei 《《地质学报》英文版》2020,94(2):467-484
The sedimentary, paleogeomorphological and reservoir characteristics of the Jurassic Yan’an Formation in the southwestern Ordos Basin, northwestern China, were studied by means of casting thin sections, scanning electron microscopy, inclusion analysis and identification of low-amplitude structures. A model for reservoir formation is established, and the controlling effects of sedimentary facies, paleotopography, low-amplitude structures and formation water on oil reservoirs are revealed. There are significant differences in the sedimentary characteristics, structural morphology and paleowater characteristics between the reservoirs above the Yan 10 Member and those in the Yan 9 to Yan 7 Members. The Yan 10 Member contains fluvial sediments, whereas the Yan 9 to Yan 7 members contain delta-plain anastomosing-river deposits. The distribution of high-permeability reservoir is controlled by pre-Jurassic paleogeomorphology and sedimentary facies. Some of these facies exhibit high porosity and high permeability in a lowpermeability background. The main hydrocarbon accumulation period was the late Early Cretaceous, filling was continuous, and the charging strength altered from weak to strong and then from strong to weak. The Yan 10 reservoir is mainly controlled by the paleogeomorphology: hydrocarbons migrated upward at a high speed through the unconformity surface, and accumulated in the favorable traps formed by paleogeomorphic structural units, such as gentle slopes or channel island. Furthermore, groundwater alternation in these areas was relatively stagnant, providing good reservoir preservation conditions. The reservoirs in the Yan 9 and higher members are controlled by the sedimentary facies, lowamplitude structure and paleowater characteristics. Hydrocarbons migrated through the three-dimensional delivery system, influenced by favorable sedimentary facies and high-salinity groundwater, then accumulated in the favorable low-amplitude structural traps that formed during the hydrocarbon production period. 相似文献
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LI Bo WANG Xingzhi LIU Hongqi WANG Yongjun TIAN Jie HUO Fei GAO Zhaolong 《《地质学报》英文版》2020,94(2):305-321
Cast thin section observation, scanning electron microscopy(SEM), high-pressure mercury injection(HPMI), and nuclear magnetic resonance(NMR) were used to examine the microstructure of tight carbonate reservoirs in the Lower Jurassic Da’anzhai Member, the central Sichuan Basin. The pore space in the Da’anzhai Member is classified into 2 types and 17 subtypes, with nano-scale pore throats of ‘O’, ‘S’, ‘Z’, and ‘I’ shapes. Poorly sorted pore throats vary greatly in diameter;thus, it is difficult for fluid flow to pass through these pore throats. There are three classes of pore throats in carbonate reservoirs, i.e. isolated pores, pores coexisting with fractures, and large pores and fractures. Isolated pores may provide some pore space, but the permeability is low. Pores and fractures coexisting in the reservoir may have a great impact on porosity and permeability;they are the major pore space in the reservoir. Large pores and fractures have a great impact on reservoir properties, but they only account for a limited proportion of total pore space. The microstructure of Da’anzhai reservoirs, which dominates fluid mobility, is dependent on sedimentary environment, diagenesis, and tectonic process. Pore structure is related to sedimentary environment. The occurrence of microfractures, which may improve reservoir properties, is dependent on tectonic process. Diageneses are of utmost importance to pore evolution, cementation and growth of minerals have played an important role in destroying reservoir microstructure. 相似文献
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为解决准噶尔盆地腹部沙窝地、莫西庄和征沙村三地区下侏罗统三工河组砂岩储层物性—含油性差异大及控制因素不清的问题,本文通过岩芯描述、铸体薄片和扫描电镜分析,依据物性数据及压汞资料,对研究区三工河组储集空间特征、孔渗特征及孔喉结构特征进行了详细的研究,通过隔夹层分析、岩屑成分及含量分析、成岩特征研究等方法探讨了制约研究区三工河组储层物性—含油性关系的主控因素,研究表明沙窝地和莫西庄小区三工河组储层埋深相对较浅,主要以中粗孔喉和较细孔喉的原生（残留）孔隙为主;征沙村小区埋藏较深,以细孔喉和微孔喉的次生孔隙及裂缝发育为特色。在此基础上探讨了三工河组储层物性的控制因素,研究认为埋藏深度为影响储层发育的主要因素;沉积微相和砂体成因类型为控制储层发育的基础;低地温梯度延迟了压实效应等,有效保存了原生孔隙;塑性岩屑含量、储层的隔层和夹层因素,即储层的非均质性在某种程度上影响砂体的储集性。 相似文献
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滨里海盆地东缘石炭系碳酸盐岩储层主要成岩作用及控制因素分析 总被引：2，自引：0，他引：2
滨里海盆地是世界上特大型含油气盆地之一,盆地东缘石炭系碳酸盐岩储层是良好的油气储层。通过对肯基亚克油田和扎纳若尔中区块油田石炭系碳酸盐岩储层的主要成岩作用和储层控制因素的分析,指出混合白云岩化作用是研究区最主要的、也是最普遍的白云岩成因类型,其形成的白云岩是最有利的储层。白云岩化作用与沉积环境密切相关,白云岩的分布对沉积微相展布具有一定的指示意义。由于沉积环境和相带不同,孔隙水的流动性存在一定的差异,因而成岩作用在不同的相带对孔隙的发育与演化的影响也表现出一定的差异。沉积作用是控制储层的决定因素,平面上的成岩作用差异与沉积微相相关;距石炭系顶部不整合面愈近,则后期有利的成岩作用和构造作用对储层的改造更为彻底。滨里海盆地东缘石炭系顶部碳酸盐岩储层是最具潜力的油气储层,有望进一步发现更多的油气储量。 相似文献