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1.
《地质科技情报》2021,40(2)
通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和流体包裹体等多种测试分析,系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬油区东南部铁边城区块延长组长8油层组致密砂岩储层的岩石物性、成岩作用和致密化过程及其与油气充注成藏的时序关系。结果表明,研究区长8储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低,储集性能较差,平均孔隙度为7.34%、平均渗透率为0.11×10~(-3)μm~2,属于较为典型的(特)低孔-超低渗致密储层,成岩作用类型以压实、胶结和溶蚀作用为主,成岩演化阶段主体已进入中成岩A期;储层成岩-致密化过程先后经历了早成岩A-B期压实+胶结减孔、中成岩A_1期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A_2期胶结减孔3个主要阶段。早白垩世末(100 Ma)最大埋深之前的压实和胶结作用是储层致密化的根本原因,造成孔隙度分别降低了21.14%和14.0%,溶蚀增加的孔隙度仅为1.76%;早白垩世中期2个主要幕次(123 Ma和105 Ma)的大规模烃类充注-成藏事件开始发生时,储层孔隙度已在晚期胶结作用影响下降至7.82%,成为典型的(特)低孔-超低渗致密砂岩储层,因而具有"先致密、后成藏"的特征。 相似文献
2.
利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组致密储集层特征进行了研究,重点分析了储集层成岩作用特征和储集层致密化成因机制及过程。研究区长8油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,经历了压实—压溶、胶结、交代、溶蚀及构造破裂等成岩作用,整体处于中成岩A期晚期。典型成岩序列依次为机械压实、绿泥石黏土膜、早期(泥晶)方解石胶结、石英次生加大、长石、岩屑溶蚀、自生高岭石胶结、自生石英胶结、中期(含)铁方解石胶结。综合研究认为:(1)近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境提供了储集层致密化的物质基础,不同沉积微相储集层物性差别较大,分流河道最好,分流间湾最差;(2)长8油层组原始孔隙度为41.35%,压实作用损孔率为50.67%,造成储集层孔隙度急剧降低,胶结作用损孔率为37.48%,导致孔隙度进一步减小,溶蚀作用仅增加了3.26%的孔隙度,难以有效改善储集层质量;(3)上述沉积与成岩因素共同导致储集层致密,致密化过程可分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段共4个阶段;(4)油气大量充注期储集层孔隙度远低于10%,长8油层组先致密后成藏。 相似文献
3.
沾化凹陷古近系沙河街组沙三段深湖-半深湖暗色泥岩中发育大量的砂岩透镜体。通过密集采样,利用铸体薄片、X衍射、扫描电镜、荧光和阴极发光等分析方法研究了埋深3 199～3 201 m的典型砂岩透镜体表面和内部的各类成岩作用特征及其变化,发现透镜体砂岩内部强烈溶蚀,自砂体表面向砂体内部,碳酸盐胶结和石英、长石次生加大逐渐减弱。砂体表面的晚期碳酸盐胶结物形成致密胶结带,降低了砂岩物性,但这并不影响砂岩透镜体成藏。通过成藏时间与成岩次序研究,认为透镜体表面的晚期胶结发生在成藏之后,内部溶蚀发生在成藏之前。透镜体内部发育的次生孔隙表明早期溶蚀强烈,这为排烃高峰期的油气成藏提供了足够的储集空间,并减小了油气充注的毛细管阻力;后期砂体表面的晚期碳酸盐胶结物降低储层表面物性,导致毛细管阻力变大,抑制了油气充注,但成为透镜体油气藏的有利保存条件。因此,并非所有的透镜体表面致密胶结带都对透镜体成藏起到阻碍作用。 相似文献
4.
在对大量薄片和岩心观察分析基础上,结合扫描电镜和全岩分析、 X衍射粘土分析、 包裹体测温等手段,对查干凹陷碎屑岩储层的成岩作用和孔隙演化进行了研究。结果表明: 研究区碎屑岩储层主要为低成分成熟度、 低结构成熟度的长石岩屑砂岩,成岩作用呈现“强压实、 强胶结、 弱交代、 弱溶蚀“的“两强两弱”特征;成岩阶段主要处于中成岩A期,局部达中成岩B期至晚成岩期。两期胶结主要发生在苏二早期和乌兰苏海时期,中浅层（<2 500 m）较低孔隙度主要由于强压实和早期致密胶结所致;较高孔隙度是由于原生孔隙保存较好,长石及碳酸盐胶结物的溶蚀作用导致孔隙度增大。深层碎屑岩储层（>2 500 m）较低孔隙度除压实作用外,碳酸盐致密胶结是主因;较高孔隙度则为早期酸性溶蚀叠加晚期碱性溶蚀产生次生孔隙为主。晚期碱性溶蚀发生在油气充注之后,为无效溶孔。 相似文献
5.
准噶尔盆地腹部地区深埋储层物性特征及影响因素 总被引：1，自引：0，他引：1
准噶尔盆地腹部地区的储层埋深一般大于4 300 m,部分地区深度可达6 000 m左右,孔隙度和渗透率的大小变化范围也较大,弄清物性的主控因素有利于深埋储层的预测,为勘探提供依据.本文在前人研究和分析化验资料的基础上研究了该区深埋储层的物性,由于岩石类型多为岩屑砂岩,岩石成分含较多的塑性岩屑,因此强烈的压实作用极大的降低了准噶尔盆地腹部地区深埋储层的孔隙度,晚期的含铁碳酸盐岩胶结物使岩石更加致密.早期的碳酸盐岩胶结物因后期的有机酸和大气淡水的溶解作用产生了较多的次生溶蚀孔隙,晚期生烃导致的超压及早期油气充注对储层成岩过程中的成岩作用具有抑制作用,在一定程度上改善了深部储层物性,为深部油气的聚集提供了有利空间. 相似文献
6.
《古地理学报》2017,(5)
利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组致密储集层特征进行了研究,重点分析了储集层成岩作用特征和储集层致密化成因机制及过程。研究区长8油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,经历了压实—压溶、胶结、交代、溶蚀及构造破裂等成岩作用,整体处于中成岩A期晚期。典型成岩序列依次为机械压实、绿泥石黏土膜、早期(泥晶)方解石胶结、石英次生加大、长石、岩屑溶蚀、自生高岭石胶结、自生石英胶结、中期(含)铁方解石胶结。综合研究认为:(1)近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境提供了储集层致密化的物质基础,不同沉积微相储集层物性差别较大,分流河道最好,分流间湾最差;(2)长8油层组原始孔隙度为41.35%,压实作用损孔率为50.67%,造成储集层孔隙度急剧降低,胶结作用损孔率为37.48%,导致孔隙度进一步减小,溶蚀作用仅增加了3.26%的孔隙度,难以有效改善储集层质量;(3)上述沉积与成岩因素共同导致储集层致密,致密化过程可分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段共4个阶段;(4)油气大量充注期储集层孔隙度远低于10%,长8油层组先致密后成藏。 相似文献
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准噶尔盆地腹部侏罗系砂岩埋藏深(>5800m),深部是否发育相对优质储层是制约深层勘探的科学问题.采用镜下观察、测井、试验测试等手段研究了准噶尔盆地深层砂岩的成岩机制和优质储层的发育机理.研究结果表明:(1)准噶尔盆地深层侏罗系砂岩为晚期超压,砂岩粒度细,以粉砂岩和细砂岩为主,岩屑含量高达69%,成分成熟度低,颗粒包壳对砂岩的孔隙度保存有利,但会堵塞喉道,降低渗透率,而且早期充注的油气中的有机酸会溶蚀砂岩地层中的长石和岩屑等矿物,造成高岭石和石英沉淀,对储层的发育与保存不大有利;(2)盆地腹部深层侏罗系西山窑组顶部砂岩中存在一个次生孔隙发育带,孔隙度和渗透率增大,孔隙度从7%增大至11%,渗透率从0.5md增加至2.5md.这个次生孔隙发育带位于侏罗系与白垩系之间的不整合面(埋深5 850m)之下的半风化砂岩中,主要是表生期大气淡水的淋滤作用和深埋后溶蚀作用形成. 相似文献
8.
合川地区须二段砂岩储层成岩作用及其对储层的影响 总被引：1，自引：0，他引：1
依据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等实验分析手段,对合川地区须家河组二段砂岩储层的岩石学特征、成岩作用及孔隙演化进行了研究。结果表明,该区须二段砂岩储层主要由长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩组成。主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,成岩演化阶段已达到中成岩B期。早成岩A期—B期,压实作用强烈,原生孔隙迅速减少;中成岩A期,压实作用及硅质胶结作用是原生孔隙继续降低,有机质热演化过程中产生的有机酸及无机酸,使长石及富长石的岩屑颗粒发生强烈溶蚀,形成大量次生孔隙;中成岩B期,含铁方解石及铁白云石交代充填,使储层致密。压实作用及胶结作用是原生孔隙遭受破坏的主要成岩作用类型,而溶蚀作用是形成次生孔隙的主要成岩作用类型。受成岩作用及成岩演化阶段的控制,研究区须二段储集空间类型多样,粒内溶孔、粒间溶孔及残余粒间孔发育,特别是长石及富长石岩屑颗粒的溶蚀,使须二段储层出现孔隙度、渗透率异常发育带。 相似文献
9.
综合运用铸体薄片、扫描电镜、包裹体测温和拉曼分析等资料和方法,从地层埋藏历史、地温、压力、储层成岩特征、储层流体差异和物性演化等方面对大牛地气田上古生界致密砂岩储层成岩-成藏过程进行细致解剖。研究表明:大牛地气田上古生界储层埋藏成岩过程可划分为强机械压实阶段、复杂成岩演化阶段、储层定型阶段和抬升-弱改造阶段。四者对应的典型特征分别为储层强烈减孔（压实率约22.2%～97.5%）;发生两期油气充注（距今约200 Ma和180 Ma）,同时成岩演化类型多样,深刻影响储层物性;发生第三期油气充注（距今约150 Ma）,并且多数储层达到致密化程度（孔隙度小于10%）;构造大幅度抬升,张裂缝弱发育。油气充注早于储层致密化,微裂缝的发育可能为储层渗透率提升的关键。 相似文献
10.
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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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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使用，胶结作用和次生溶蚀作用，其中压作用是使储层原生孔隙度迅速变差的主要原因。油田孔店组砂岩储层可以划分为两个成岩阶段，五个成岩亚洲。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。 相似文献
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综合利用岩心、薄片、扫描电镜以及测井资料,对准噶尔盆地中央坳陷莫索湾地区侏罗系三工河组一段致密砂岩气储集层特征及致密化成因进行研究。结果表明: (1)三工河组一段储集层平均埋深超过4500 m,具低—特低孔、低—特低渗特征,属于典型深层致密砂岩气储集层;(2)沉积类型为浅水三角洲—湖泊相沉积,三角洲前缘水下分流河道砂岩为主要储集层;(3)岩石类型以细砂岩、粉—细砂岩为主,主要为低成分成熟度的岩屑砂岩,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的“两高一低”特征;(4)储集层孔隙类型以混合孔为主,孔隙-孔喉组合类型以中细孔-细喉型为主,孔喉分选性、连通性和渗流能力相对较差,微观孔隙结构总体较差;物质成分、压实作用及胶结物充填是3个导致储集层致密化的因素,从而形成三工河组一段深层致密砂岩气储集层。 相似文献
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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。 相似文献
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综合利用岩心、铸体薄片、扫描电镜等多种资料,对鄂尔多斯盆地正宁地区三叠系延长组长9油层组储集层的岩石类型、成岩作用类型、成岩相分布特征及主控因素进行了系统研究。延长组长9油层组储集层的岩石类型为细—中粒岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩,成岩作用类型主要为压实作用,同时还有绿泥石、方解石、铁方解石及硅质胶结作用,方解石交代作用和少量的溶蚀作用,储集层目前处于中成岩A期。根据层理频率和塑性颗粒含量将岩石划分为高频层理富片状塑性颗粒粉—细砂岩岩石相和低频层理富刚性矿物细—中砂岩岩石相,前者分布于水下分流河道边部,发育压实致密成岩相;后者形成于水下分流河道主河道和河口坝。根据砂体结构可划分为厚层单砂体和厚层多砂体。厚层单砂体为单期形成的河道或河口坝砂体,上部以方解石充填胶结成岩相为特征,下部以绿泥石衬边胶结成岩相为特征;厚层多砂体为多期砂体冲刷叠置形成,发育方解石绿泥石充填胶结成岩相。塑性颗粒含量对压实作用强度影响最大,叠加碳酸盐胶结致使储集层质量变差,而早期绿泥石环边胶结抑制压实作用,是有利储集层发育的重要条件。综合评价表明,延长组长9油层组有利储集层发育于绿泥石衬边胶结相,其次为绿泥石和方解石充填胶结相,最差储集层为方解石充填胶结相和压实致密相。 相似文献
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神府解家堡区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带,上古生界自下而上发育本1段、太2段、山2段和千5段等多套致密砂岩储集层.储层岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,自下而上储层石英含量呈递减、岩屑和长石含量呈递增趋势.储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝为主,储层最大孔隙半径总体偏小,孔隙中值半径较小,排驱压力中等,储层孔隙以小孔—微孔为主.本溪组海相障壁—潮坪沉积、太原组浅水三角洲沉积、山西组三角洲沉积和石千峰组陆相辫状河沉积演化序列下,岩石成分成熟度和结构成熟度自下而上降低,储层空间展布呈层多而薄、砂—泥—煤岩交互特征.成岩作用类型以压实、胶结、溶蚀作用为主,局部发育高岭石化和微裂缝.以沉积相带、岩石类型和成岩作用类型作为3个控制端元,以孔隙度和渗透率为标准,上古生界致密砂岩储层可划分为4个大类和10个亚类,优势相和强溶蚀、弱胶结作用下的Ⅰ类储层孔隙度大于8%,渗透率大于0.5 mD,是最优质储层. 相似文献
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查干凹陷下白垩统碎屑岩储层成岩演化与油气成藏 总被引：3，自引：1，他引：3
查干凹陷轻质低硫成熟原油的发现显示出查干凹陷良好的油气勘探前景。低成分成熟度和低结构成熟度、高岩屑含量和高填隙物含量、多填隙组分和多胶结类型是查干凹陷下白垩统碎屑岩储层的岩石学特征,碳酸盐胶结物的选择性溶蚀、火山岩呈似层状存在于地层中对下伏碎屑岩压实作用的减缓是查干凹陷特低孔特低渗储层能够形成较为发育的次生溶蚀孔隙并成为有效储层的原因,受岩性控制、有利构造环境是查干凹陷油气成藏的特点,寻找储层形成的有利沉积相带和易于成岩作用改造、发育次生溶蚀孔隙而且物性相对较好的砂体,是查干凹陷油气勘探实现突破的根本。 相似文献
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In order to determine the genesis and the factors that control the low-porosity and low- permeability sandstone reservoirs in the eastern Sulige Gas Field in the Ordos Basin, systematic studies on the sedimentary facies and diagenesis were conducted by means of analysis of cores, thin sections, fluid inclusions, X-ray diffraction, cathode luminescence and scanning electron microscope. It was found that the sand bodies of the major gas reservoirs in the Shan1 section （P1S1） and the He8 section （P2H8） were formed during the Permian as sedimentary facies such as braided-channel bars, braided-river channels and point bars of a meandering river. Four types of diagenetic facies developed subsequently： in order from the best to the poorest properties these are type A （weak compaction, early calcite cement-chlorite film facies）, type B （moderate compaction, quartz overgrowth-feldspar corrosion-kaolinite filling facies）, type C （strong compaction, late calcite cement-quartz corrosion facies） and type D （matrix filling and strong compaction facies）. This diagenesis is undoubtedly the main reason for the poor reservoir properties of sandstone reservoirs, but the sedimentary facies are the underlying factors that greatly affect the diagenesis and thus the reservoir performance. Favorable diagenetic facies developed mainly in relatively small lithofacies such as braided-river channels, channel bars and point bars. The vertical distribution of the physical properties and the diagenetic facies of the reservoirs are related to the stratigraphic succession. Most of the sandstones between mudstones and thin beds of sandstone are unfavorable diagenetic facies. Analyses indicate that siliceous cementation can hardly be stopped by hydrocarbon filling. Authigenic chlorite could hardly protect the primary porosity. It not only occupies pore space, but also blocks pathways through sandstone reservoirs, so that it has significant influence on the permeability. Authigenic chlorite cannot be used as a marker for a 相似文献