塔中隆起北斜坡志留系储层特征及控制因素

在详尽的岩石学研究基础上,阐述了塔里木盆地塔中北斜坡志留系(主要是下砂岩段)储层的特征。志留系砂岩成分成熟度总体较低(岩屑砂岩为主),但在下砂岩段下亚段常夹数层高成熟度的石英砂岩;砂岩结构成熟度较高。储层成岩压实作用较强(粒间一般以线接触为主);以碳酸盐类及硅质和高岭石为主的胶结作用总体较强;溶蚀作用一般较弱,但局部层段以碳酸盐胶结物为主的溶蚀作用强烈,对储层性质影响较大。储层孔隙类型主要有残余原生粒间孔、颗粒(长石、岩屑)溶孔、碳酸盐(主要为方解石)胶结物溶孔和微孔隙。储层孔隙类型和组合在平面和纵向上存在一定变化,多数层段以粒间孔和微孔为主,局部层段碎屑颗粒间碳酸盐溶孔占较高的比例。进而总结了影响储层性质的主要因素为压实作用、成岩胶结作用和储层岩石学特征(碎屑组分和粒级等)。较为优质的储层基本为中-细粒以上石英砂岩(或成分接近石英砂岩)。

影响我国陆相碎屑岩储集层黏土矿物组合和分布的因素

我国陆相碎屑岩储集层长石、岩屑等化学活性组分十分丰富 ,黏土矿物含量高、组合类型多 ,成岩作用受地层温度和孔隙结构的影响 ,成岩作用和不同沉积相带水介质条件是控制黏土矿物组合和分布特征的主要因素。大地构造背景和盆地构造发育史是影响盆地内储集层黏土矿物组合和分布特征的宏观因素。对于经历多旋回构造运动的盆地 ,黏土矿物组合和分布的不同特征反映各旋回构造运动的性质 ;对于同一构造旋回中发育的盆地 ,黏土矿物组合和分布特征的不同则反映各演化阶段的构造特征。

塔里木盆地库车坳陷依奇克里克构造带侏罗系储层特征及成因

利用岩石薄片、物性等分析资料 ,对库车坳陷东部依奇克里克构造带低渗透储层特征及其成因进行了研究。依奇克里克构造带中下侏罗统储层岩石类型均为岩屑砂岩、含长石岩屑砂岩。岩石学总体特征为成分成熟度低 ,结构成熟度较高 ,岩石成分成熟度由北向南逐渐变好。储集空间类型在东西向也有所差异 ,东部吐格尔明地区主要为次生—原生孔隙型 ,西部依南地区主要为裂缝—次生孔隙型。储集性能平面上非均质性较强 ,以低孔、低渗、特低孔、特低渗储层为主 ,东部吐格尔明地区明显优于西部依南地区。影响本区储集性能的主要因素有压实作用、沉积环境、岩石学特征、溶蚀作用及构造作用 ,但最主要的影响因素是埋藏压实作用 ,构造挤压作用的叠加加强了本区西部储层压实作用 。

塔里木盆地库车坳陷下株罗统砂岩储层性质的控制因素

通过对4口钻井、4条地表剖面的地层沉积详细描述及相应的3000余块储层浅钻样品和近万个岩矿分析测试数据等翔实资料的分析认为,库车坳陷下侏罗统发育辫状三角洲沉积体系,三角洲平原的辫状分流河道和三角洲前缘的水下分流河道是主要的储集砂体。这套储层以吐孜洛克地区为界,东、西两区在成岩作用、储集性质和成因机制上均存在显著差异。经研究表明,砂岩粒径、地层埋藏史和构造侧向挤压是引起此差异的关键控制因素;时间域上主要表现为砂岩粒径对储集性质的影响,而空间域上储层特征的显著差异受控于地层埋藏史和构造侧向挤压。

库车坳陷下侏罗统沉积特征及砂体展布

库车坳陷位于塔里木盆地北部 ,北缘是南天山山前断裂带 ,南缘是塔北隆起 ,呈NEE向展布 ,东西长 2 5 0km ,南北宽 2 0— 6 0km ,面积约 2 1170km2 。下侏罗统自下而上发育阿合组、阳霞组。对吐格尔明、克孜勒努尔、库车河剖面及依南 2井岩芯观察发现 ,阿合组和阳霞组按其岩性特征均可以划分出 5个岩性段 ,各个岩性段在全区具有对比性。还可分出 4类和 17个亚类岩相。阿合组细砂岩以上的粗碎屑岩含量为 80 %以上 ;阳霞组细砂岩以上的碎屑岩含量为 5 0 %— 6 0 %。砂岩厚度占总地层厚度的 5 0 %— 6 0 %以上 ,是油气勘探的重要目的层系。以吐格尔明剖面为代表的依南 2井以东地区的阿合组和阳霞组岩矿特征基本相似 ,以克孜勒努尔地区为代表的依南 2井以西地区有较大差异 ,即阳霞组长石含量几乎为零。两区共同点是以岩屑砂岩为主 ,成分成熟度低 ,结构成熟度中等 ,岩屑含量较高。从岩性组合、沉积构造、微观岩石成分、结构和砂体形态等方面的综合分析认为 ,辫状三角洲沉积体系是该区阿合组和阳霞组的主要沉积体系。阿合组砂体纵向上以多个辫状三角洲平原上的辫状分流河道砂岩加积复合为主 ,横向上指状镶嵌叠置呈东西向展布。阳霞组第 3岩性段砂体纵向上以多个辫状三角洲前缘上的水下辫状分流河道砂岩加积复合?

柴达木盆地西南区古近系及新近系砂岩储层

根据40余口钻井的岩石学资料，较系统地描述了柴达木盆地西南区古近系及新近系的砂岩储层特征及其主要影响因素。(1)砂岩储层的岩石(矿)成分在时空上呈现规律性的变化。在研究区东南和西北两侧，砂岩成分成熟度和结构成熟度均比中部地区明显偏低；从古近系到新近系，砂岩的成分成熟度和结构成熟度均逐渐降低。砂岩储层岩石学的这种变化明显地影响到其储集性能，造成本区东南和西北两侧砂岩储层性能比中部地区差。(2)砂岩储层的孔隙类型以原生孔隙为主。前人多数认为本区古近系及新近系砂岩储层的孔隙类型以次生孔隙为主，尤其是下干柴沟组，主要发育次生孔隙。作者认为本区古近系及新近系砂岩储层以原生孔隙为主，其次为胶结物溶孔和碎屑颗粒溶孔，次生孔隙仅在有限程度上改善了砂岩的储集性能。(3)压实作用的差异性是影响储集性能的主要因素，其次为胶结作用。压实作用的大小受埋藏深度和岩性的影响，也与储层的埋藏方式有关。砂岩储层中的胶结物以方解石和硬石膏为主，也见少量方沸石。不同层段砂岩中的方解石胶结物含量为4.0％～16.0％，局部地区硬石膏胶结物含量可达11.5％～28.0％，成为影响储集性能的主要因素。

库车坳陷吐格尔明下侏罗统阿合组储层沉积非均质性

吐格尔明下侏罗统阿合组为典型的辫状三角洲沉积 ,可分成三角洲平原和三角洲前缘亚相 ,沉积微相主要有辫状河道、水下分流河道、心滩和河口坝 ,沉积方式主要为侧积、填积、垂积和前积。储层层间非均质性受控于沉积微相 ,不同沉积微相砂体具有明显不同的孔渗值。三角洲平原亚相的辫状河道砂体物性最好 ,水下分流河道砂体、心滩砂体次之 ,三角洲前缘亚相的河口坝砂体最差。储层层内非均质性与沉积方式密切相关 ,侧积和填积而成的辫状河道砂体和水下分流河道砂体 ,,其渗透率成正韵律分布 ,最高渗透率段在底部 ,但辫状河道砂体渗透率最高值明显大于水下分流河道砂体 ;由垂积而成的心滩砂体 ,其渗透率在纵向上形成无规则的分布 ;由前积而成的河口坝砂体 ,其渗透率成反韵律分布 ,最高渗透率段在顶部。

鄂尔多斯盆地奥陶系颗粒滩白云岩储层特征及主控因素

基于岩心观察、薄片鉴定、物性分析和地球化学分析,结合岩相古地理研究,认为鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下发育三套颗粒滩白云岩储层,分别为下奥陶统马家沟组马二段、马四段和马五_(7+9)亚段。马二段颗粒滩环台内洼地分布,马四段和马五_(7+9)亚段颗粒滩环台内洼地以及滩间次级洼地两侧的相对隆起带分布。白云岩储集空间类型主要为粒间孔、晶间(溶)孔、溶蚀孔洞和裂缝。三维CT分析表明,白云岩储层具有优良的储渗性能。颗粒滩白云岩主要为浅埋藏蒸发海水渗透回流交代成因。白云岩储层的发育主要受控于三个因素:层序格架控制的颗粒滩分布,表生岩溶作用,构造裂缝系统。

塔里木盆地志留系优质储层控制因素与勘探方向选择

塔里木盆地志留系分布面积约23.6×104km2,勘探前景广阔。储层性质受岩矿特征、成岩演化、压实等因素控制。储层分石英砂岩和岩屑砂岩两种,石英砂岩主要分布在塔中和塔北,其形成环境是滨岸、潮间带低潮坪、潮下带潮汐水道及和扇三角洲,岩屑砂岩主要分布在塔东等地区。塔中和塔北地区石英含量可以达到65%以上,其孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2,因此,石英砂岩的分布区即为优质储层的分布区。塔东等岩屑砂岩分布的地区储层控制因素为成岩压实、碳酸盐胶结物和粘土矿物成分含量,其压实减孔10%?26%、胶结减孔8%?24%;有效储层(孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2)的埋藏深度小于4500m,碳酸盐胶结物含量小于10%;因此,塔东等地区沉积前古隆起及陆相与海相环境的过渡带可能存在较好储层。石英砂岩分布区、古隆起及大陆斜坡上的沉积环境过渡带是塔里木盆地志留系重要的油气勘探区。

柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩油气藏及勘探潜力

柴达木盆地第三系藻灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E3)至上油砂山组(N2)均有分布。E3和N1的藻灰岩主要分布于英雄岭222凹陷以西(西南)地区,N2和N2的藻灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、12沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩储层的成因类型主要包括两类滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩。滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。滨湖亚相藻坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。柴达木盆地西部地区第三系是青海油田近期的重点勘探目标区,具有很大的油气勘探潜力。近几年发现的藻灰岩是其中一个值得重视的勘探目标,已知地区的藻灰岩储集性质较优。

中国北方含油气盆地中、新生界碎屑岩储层特征与评价

中国北方地区众多的含油气盆地类型使得各盆地中的沉积物充填、成岩演化和储层性质有较大的差异,并最终导致了成岩类型的多样性、成岩演化的多向性和成岩机制的复杂性。中、新生界碎屑岩储层的基本特征是①发育冲积扇—河流—(扇)三角洲—滨浅湖沉积体系,主要油气砂体为三角洲平原和前缘中的辫状分流河道、水下分流河道、河口坝以及滨—浅湖中的滩坝砂体,其次为扇三角洲、浊积扇或湖底扇和河流等砂体。②砂岩储层的成分成熟度较低,以岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩。从早到晚砂岩的成分成熟度趋于降低,与盆地构造演化的活动性逐渐增强是一致的。③砂岩以原生粒间孔隙为主,它的发育程度基本决定了储层性质的优劣;北方地区除了鄂尔多斯盆地三叠系延长统等少数地区发育溶蚀孔隙以致成为主要的储集空间外,大多数油气盆地从整体上讲,砂岩中原生孔隙的相对比例在50.0%以上,是砂岩储集空间的主要构成部分。砂岩孔隙类型的变化明显地表现出4个发育特点。④砂岩的成岩压实作用是储集性质的主要控制因素,各地区砂岩的压实减孔量占总减孔量的比例在50.0%?94.0%之间,基本上是胶结减孔量的2.0?10.0倍。因此,在北方含油气盆地中,研究砂岩的压实减孔规律对成岩作用和钻前储层性质的预测是十?

塔里木盆地第三系伊利石结晶度纵向变化的地质意义

塔里木盆地第三系处于早成岩阶段，泥岩中的伊利石结晶度至今仍保持着盆地周围造山带近变质物源的结构特征。伊利石的结晶度由下向上变好，纵向上变化的两个明显台阶正好与喜马拉雅造山运动抬升的第Ⅰ、Ⅱ幕时期相一致，反映了造山带不断抬升剥蚀的快速沉积特征。研究认为，快速抬升、剥蚀、堆积和低的成岩程度是近变质伊利石的结构特征能够保存的两个必要条件，也是决定泥岩粘土矿物组成特征的最主要因素。

塔里木盆地古生界砂岩热成熟度与有效储层的预测

根据砂岩热成熟度的概念,认为塔里木盆地古生界砂岩的孔隙度主要受控于与地热场、埋藏时间和盆地沉降方式有关的砂岩热成熟度。用热成熟度比用深度可更合理地解释砂岩孔隙度的发育特征及其成因。TTI值可综合反映热成熟程度,TTI值越大,砂岩的热成熟度越高,成岩强度越大,被保存的孔隙度越小。若已知盆地的地温梯度,可计算出预测储层的TTI值,并可用本文提出的砂岩热成熟度—孔隙度和热成熟度—深度的两个定量关系预测砂岩区域孔隙度值和有效储层的最大保存深度。应用此法预测塔里木盆地中—上志留统岩屑砂岩和下石炭统石英砂岩有效储层最大保存深度,效果良好。

地温场和埋藏史对碎屑岩储层成岩变化和孔隙演化的影响

在储层成分和结构相似的条件下,与地温场和埋藏史关系密切的热成熟度对储层成岩变化和孔隙演化的影响最大。建立了三种代表不同地温场和不同埋藏史条件下的碎屑岩储层成岩变化和孔隙演化模式:(1)高地温场、深埋期长;(2)中等地温场、深埋期长;(3)低地温场和短暂深埋期。这些模式分别代表了浙皖长广地区二叠系龙潭组石英砂岩和次岩屑长石砂岩、鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组长_6砂岩、以及塔里木盆地的轮南地区三叠系砂岩储层的成岩变化和孔隙演化特征。尤其是塔里木盆地的东河塘地区泥盆系东河砂岩和轮南地区三叠系,由于低地温场背景和深埋期短暂,成为迄今罕见的深埋优质储层。

柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组砂岩储层演化特征

近几年柴达木盆地石泉滩地区下侏罗统小煤沟组厚层砂岩储层中油气的发现使人们对其储层特征和成因机理引起重视。通过该区7口井的储层岩石学研究,认为小煤沟组砂岩储层主要为大气水淋滤溶蚀形成的次生孔隙储层,溶蚀作用的程度决定了储集性质的优劣。储层经历了早侏罗世的弱压实阶段、中侏罗世至白垩纪的大气水淋溶阶段、古近纪的强压实阶段和新近纪的抬升保持阶段。弱压实阶段的成岩压实量约5.5%-6.5%;大气水淋溶阶段形成发育的溶蚀孔隙,其增孔量在4.6%-16.5%,同时伴随蒙脱石矿物的形成;强压实阶段使砂岩的成岩压实量达到19.0%-21.5%,此外有少量方解石析出,该阶段是砂岩原生孔隙的主要消失时期;新近纪储层发生抬升,储层特征基本保持不变。中侏罗世至白垩纪的大气水淋滤溶蚀和古近纪的强烈压实是该区储层成岩演化的两个重要阶段,它决定了储层的成因类型及储集性质。

构造背景和构造运动对粘土矿物分布的影响

本文从构造地质角度研究盆地泥岩粘土矿物的分布和演化,认为构造背景和构造运动是控制盆地泥岩粘土矿物的根本因素,较合理地解释了中国东、西部含油气盆地泥岩粘土矿物组成特征的差别及西部第三系泥岩中普遍存在的一种特殊粘土矿物组合(泥岩的粘土矿物主要由伊利石和绿泥石组成,但成岩程度很差)。

柴达木盆地花土沟油区上干柴沟组-下油砂山组碳酸盐岩储层特征

柴达木盆地西部花土沟油区碳酸盐岩主要分布于上干柴沟组的上部和下油砂山组的底部 ,与砂岩、泥岩呈不等厚互层 ,单层厚度 0 .5～ 3m,累计厚度可达 10多米。其中藻纹层灰岩和藻叠层灰岩溶孔发育 ,分布范围广 ,厚度大 ,物性最好 ,是一种特殊的油气储层。藻纹层灰岩和藻叠层灰岩发育于相对稳定的滨浅湖环境 ,其发育规模和储层性质主要受沉积环境的稳定性、早期淋溶程度和晚期胶结充填强度的控制。

鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳岩溶储层孔隙充填特征

勘探实践表明,鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳蕴含了丰富的天然气资源,是重要的勘探领域,深入分析盆地东部奥陶系风化壳岩溶储层的孔隙充填特征,对储层平面分布预测及提高钻探成功率具有重要意义。早奥陶世,鄂尔多斯盆地处于稳定的碳酸盐台地沉积环境,马家沟期发育广泛的碳酸盐岩地层,其中马家沟组马五1亚段和马五2亚段发育典型的含硬石膏结核白云岩坪沉积,至中晚奥陶世,受构造抬升后遭受长达1.3亿年的风化溶蚀,形成风化壳膏模孔型岩溶储层。在岩心及薄片观察基础上,重点通过激光碳氧同位素、电子探针、阴极发光等微区多参数实验分析,研究表明奥陶系风化壳岩溶储层膏模孔中的充填物,包括渗流白云石粉砂、(含铁)方解石、(含铁)白云石、石英、萤石、黄铁矿、高岭石、硬石膏、残余泥质及有机质等12种,常见8种充填矿物组合类型。结合成岩演化分析,奥陶系风化壳岩溶储层膏模孔经历了早表生期、晚表生期、浅埋藏期和深埋藏期等4期充填。盆地东部膏模孔的充填程度明显高于盆地中部的靖边气田,充填程度主要受风化壳古岩溶地貌的控制,在盆地东部奥陶系风化壳二级古岩溶地貌中的平台、残丘、坡地及古沟槽两侧,膏模孔充填弱,储集空间大,储集性能更好。

鄂尔多斯盆地东部米探1井奥陶系马四段天然气勘探新发现及勘探方向

近期,鄂尔多斯盆地米探1井在奥陶系马家沟组四段(以下简称马四段)取得了天然气勘探新发现,展示了该盆地东部马四段具有良好的天然气勘探前景,然而,该区马四段天然气成藏条件研究十分薄弱,制约了该区下一步天然气的勘探部署。为此,基于米探1井马四段钻探新成果,综合野外露头、地震、测井、岩心、微观薄片、储层物性分析和地球化学分析等资料,系统研究了天然气成藏条件,建立了马四段天然气成藏模式,并预测了天然气勘探有利区带。研究结果表明:①鄂尔多斯盆地东部马四段天然气藏为自生自储油型气藏,烃源岩分布于桃利庙坳陷和米脂坳陷中的马三段—马一段海相地层;②该区马四段沿横山隆起、米脂坳陷中凸起带发育台内滩、台内丘相储层,其中台内滩相储层岩性为砂(砾)屑白云岩和粉—细晶白云岩,储集空间主要为粒间孔、晶间(溶)孔和微裂缝,平均孔隙度为4.95%,台内丘相储层岩性主要为微生物白云岩、斑状粉晶白云岩、斑状灰质粉晶白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间类型有晶间(溶)孔和微裂缝,平均孔隙度为2.47%;③断裂和微裂缝是马三段—马一段海相气源向马四段运移的通道;④马四段发育岩性圈闭和构造—岩性圈闭,其内部及上部地层中发育多套石灰岩和石膏盐岩盖层,为天然气聚集提供了有利的场所和遮挡条件。结论认为,鄂尔多斯盆地东部马四段天然气成藏条件良好,是未来天然气勘探的重点接替领域,其中榆林—靖边地区的台内滩和神木—米脂地区的台内丘为天然气勘探有利方向。

鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区奥陶系风化壳储层特征及主控因素研究

以岩心观察、薄片鉴定及测井资料解释为基础,结合孔隙充填物地球化学参数分析,对鄂尔多斯盆地宜川—黄龙地区奥陶系上组合风化壳储层特征及储层发育主控因素进行了研究。储层岩性主要为白云岩类及次生灰岩。储集空间以硬石膏结核溶模孔为主,溶蚀孔洞、晶间孔次之,裂缝对储层储渗性能具有一定的改善作用。储层具有低孔、低渗特征,孔隙度<2%的居多(占73.8%),渗透率<0.01×10^(-3)μm^2的最多(占86.6%)。储层发育主要受沉积相和成岩作用控制:处于相对高能环境的砂屑滩、(含)硬石膏结核白云岩坪是优质储层发育的有利相带;岩溶作用及白云石化作用是主要的建设性成岩作用,与之伴生的充填作用、压实作用及次生灰化作用是主要的破坏性成岩作用。