酒东坳陷营尔凹陷下白垩统储层孔隙特征及其影响因素研究

酒东坳陷营尔凹陷油气储层以低孔、低渗和特低孔、特低渗为特征,储层物性差严重制约着该区油气的勘探和开发。本文通过岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X衍射、扫描电镜和压汞分析等手段对该区孔隙特征及影响因素进行了研究,结果表明,该区储层孔隙类型主要以长石、硅质岩屑、石英和碳酸盐胶结物的粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙为主,纵向上在下沟组下段和赤金堡组顶发育有两个次生孔隙带。近物源快速堆积的沉积环境导致储层分选磨和圆差,矿物成分成熟度低,这是储层物性较差的根本原因。从成岩作用角度看,压实作用是导致储层物性变差的主要因素;粘土矿物和碳酸盐胶结物充填了大部分孔隙。胶结作用一方面充填于孔隙中使储层物性变差,另一方面又为后期溶蚀溶解奠定了物质基础。有机质热演化以及粘土矿物在成岩转化过程中释放的酸性水溶蚀及溶解作用产生大量次生孔隙,这是深部储层得以改善的主要原因。

酒西盆地油气形成与勘探方向新认识(二)──烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大，下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为４０００ｍ（相应的镜质体反射率为 ０ ６５％），埋深 ４０００— ４４００ｍ为低成熟阶段，埋深 ４４００一５２００ｍ为成熟生油高峰阶段，因此中沟组烃源岩未成熟，下沟组上部烃源岩低成熟，下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段，赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油－湿气阶段，目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为３０００ｍ，只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示，下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅，主要的生油期是晚第三纪以来，目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期，地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似，原油碳同位素和生物标志物特征等表明，下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质，赤金堡组是主要烃源岩，而下沟组是相对次要的烃源岩。图５（陈建平搞）

松南地区登娄库组砂岩成岩作用与孔隙演化

松辽盆地南部下白垩统登娄库组发育一套湖相水下扇沉积、滨浅湖沉积和三角洲沉积，该组的砂岩厚度占地层总厚度的４３．３３％，是该区深部油气的主要储层。砂岩的成岩作用主要包括粘土边的形成、压实（压溶）、胶结、溶蚀－充填及交代作用等。成岩作用极大地影响了储层的储集性能，其中压实作用、胶结作用导致孔隙度降低，而不稳定的矿物颗粒溶蚀和碳酸盐类胶结物的溶解导致孔隙度增大。研究表明，该区登娄库组的胶结作用发生在９０Ｍａ以后，而主要进油时期发生在９２Ｍａ以前。由于油气的进入阻止了成岩作用的进一步进行，因此可以推断，登娄库组某些层段仍有大量孔隙得以保存。

湖北宜昌早奥陶世生物礁储层特征及控制因素

湖北宜昌早奥陶世生物礁储层孔隙发育，类型多样，主要有骨架孔、生物体腔孔、溶蚀孔和微孔隙等８种类型。物性分析表明，礁体储层物性较差，以低孔低渗为特点，导致这种储集物性的原因一方面与礁体沉积特征有关，另一方面与胶结作用、压实作用等破坏性成岩作用的改造有关。探讨了礁体储层成因与构造埋藏史、有机质演化史和孔隙演化史的关系及成藏机理。

松辽裂陷盆地伸展构造演化与油气

松辽裂陷盆地指松辽地区晚侏罗世至早白垩世期间发育的盆地，因地壳伸展而产生。伸展构造以与中国大陆板块相邻的板块对中国大陆板块不均衡作用为背景，以动力变质和半地堑构造为特征，经历了前伸展裂陷、伸展裂陷和伸展裂陷定型３个演化阶段；裂陷盆地沉积了大量烃源岩，伸展运动中形成大量断块、潜山等圈闭，提供烃源岩演化的热动力，有较好的油气勘探前景。

湖北南漳地区嘉陵江组碳酸盐岩储层成岩作用

湖北南漳地区下三叠统嘉陵江组为一套碳酸盐岩沉积，可分为台地边缘浅滩相、开阔台地相、局限台地相和蒸发台地相等４种不同的相带。该区碳酸盐岩成岩历史复杂，成岩作用类型多样，其中以白云石化、胶结作用、破裂作用和溶解作用最为重要。该区内不同相带的沉积物所经历的成岩环境存在着明显的差别，因而其孔隙演化历史也各不同。其中以局限台地相云坪亚相的碳酸盐岩储集物性最好，其次为蒸发台地相，而台地边缘浅滩相的碳酸盐岩储集物性较差。

白音查干凹陷油气聚集模式与勘探方向分析

分析了白音查干凹陷的演化史和双层结构特征；阐述了环油源区分布的构造圈闭的形成机制；探讨了继承性发育的南部断超带和后期形成的北部断阶带的油气控制因素，建立了油气聚集模式。在油气评价的基础上明确了勘探方向和目标。