塔里木盆地东河塘组砂岩储层发育的影响因素

东河塘组为塔里木盆地重要的勘探层位之一。东河塘组是在海侵的背景下沉积的一套滨岸砂体,岩性特征表现为石英砂岩、岩屑石英砂岩和长石石英砂岩,储集空间类型主要为粒间孔隙,次生孔隙仅占次要部分。通过对东河砂岩储层的受控因素分析,认为东河砂岩储层的发育主要受控因素为沉积环境。

粘土膜对砂岩储集性能的影响——以塔里木盆地群6井区泥盆系东河塘组下段为例

通过对岩石的铸体薄片、扫描电镜、压汞及物性等资料分析认为：塔里木盆地群6井区泥盆系东河塘组下段砂岩中粘土矿物薄膜的成因可分为原生式和自生式。其中以自生式为主。粘士矿物薄膜的形成期往往在成岩早期（或同生成岩期），粘土膜的发育与而孔率基本成正相关关系，与储层孔隙结构成负相关关系。东河塘组下段粘土膜发育的储层（泥质含量0．5％～3％）孔隙度一般为7％～17．6％，平均为11．53％。渗透率一般为（0．1～10）×10^-2μm^2，平均为4．15×10^-3μm^2；明显高于东河塘组上段粘土膜不发育储层物性，其孔隙度平均为5．23％，渗透率平均为2．88×10^-3μm^2。粘土膜与储层沉积相带、储层温压系统及早期油气注入较为密切，一般在临滨相带的下临滨-中临滨微相中较为常见，而在泥质淘洗相对干净的上临滨，前滨微相中难以保存，成岩早期油气的注入及异常高压封存体系（群6井区压力系数为1．59）的存在对粘土膜的保存完好起到决定性作用。

巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究

根据沉积学和储层地质学原理和研究方法,利用岩石薄片和扫描电镜等测试分析资料,在储层岩石学和成岩作用特征研究的基础上,开展了巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究。研究认为,东河塘组储层发育6种成岩作用,以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主,成岩阶段为中成岩A-B期。根据视压实率、视胶结率、视溶蚀率及溶蚀量4个参数值和沥青充填情况,将东河塘组储层划分为中等压实中等胶结强溶蚀相(Ⅰ)、中等压实中等胶结中等溶蚀相(Ⅱ)和中等压实中等胶结弱溶蚀相(Ⅲ)等7种成岩相类型,其中Ⅰ—Ⅲ相为有利成岩相。利用测井资料,采用k最邻近分类算法对研究区17口井进行成岩相测井连续自动识别,得出东河塘组上砂岩段储层成岩相以Ⅵ相为主,有利成岩相主要分布在伽2—玉2—巴5井区和群6—BK8—BT4—KT1井区,下砂岩段储层成岩相以Ⅱ相为主,有利成岩相主要分布在伽2—群6—BK8—巴2—康1井区,比上砂岩段更发育。有利成岩相的研究,可为优质储层预测提供地质依据。

塔里木盆地东河塘组层序地层学研究

以塔里木盆地东河塘组为研究对象,通过大量野外剖面观测、钻井岩心观察,研究了东河塘组层序划分和特征,共划分4个(SQ1、SQ2、SQ3、SQ4)3级层序,论述了不同层序在不同地区层序内体系域的构成特征;研究了层序对比,得出各层序在不同地层分区发育程度不同。为了能更好地揭示东河塘组层序的发育、展布规律,分别建立了东西和南北向的层序地层格架模型。

塔里木盆地群苦恰克地区泥盆系东河塘组下段储层特征及控制因素

从储层的微观特征入手,通过对岩石的铸体薄片、扫描电镜、物性等资料分析，结合区域地质特征研究认为：群苦恰克地区东河塘组下段为一套临滨-前滨相砂岩，以细粒石英砂岩、极细．细粒岩屑石英砂岩为主，结构成熟度及成分成熟度高，储集空间组合以残余原生粒间孔＋粒内溶蚀孔为主．储层孔隙度一般为4％-14％,平均7．92％，渗透率一般小于0．110^3-1．0×10^-3 μm^2，平均为2．41×10^-3 μm^2，总体属于Ⅳ-Ⅲ类储层，但在局部井区（群6、群4）存在相对优质的Ⅱ类储层．成岩压实、胶结作用是储层物性的主控因素，压实减孔一般19％-25％，平均达22．3％．胶结减孔量达3％-6％，致密胶结段可达9％-13％．相对优质储层的发育是多种地质因素共同影响作用的结果，其中刚性石英碎屑颗粒（70％-94％）的抗压实作用是基础．早期烃类流体注入及中弱程度的胶结作用是重要因素，粘土矿物薄膜的发育是关键．

塔里木盆地巴麦地区东河塘组储集层特征与成岩作用

通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及测井等分析手段,对巴麦地区东河塘组上砂岩段和下砂岩段的沉积特征、岩石学特征、成岩作用进行了详细分析。东河塘组沉积环境为滨岸相,具有较高的成分成熟度和结构成熟度,且上砂岩段的成分成熟度和结构成熟度都要高于下砂岩段。储集空间类型主要为溶蚀孔隙,其分布主要受粒度和粒间胶结物的影响,粒度较粗和钙质胶结的砂岩段溶蚀孔隙发育。主要的成岩作用为压实、胶结、胶结物溶蚀、石英颗粒碱性溶蚀、交代、重结晶以及构造破裂。根据成岩阶段划分标准,东河塘组处在中成岩阶段的B期。

塔里木盆地群6井泥盆系东河塘组下段砂岩储层特征及非均质性影响因素

群6井泥盆系东河塘组下段砂岩主要为极细砂质细粒、细粒岩屑石英砂岩,砂岩成熟度较高,总体为一套低孔低渗储层。储层厚度大,但非均质性强。根据岩心和镜下对纹层的目估,砂岩中致密和较致密的纹层密度最多达100个/m以上。影响储层非均质性的因素除了压实作用、溶蚀作用之外,储层微沉积构造发育、白云石(铁白云石)胶结及重质沥青充填都使储层非均质性增强、渗透率降低,油气的流动性变差。东河塘组下段砂岩从上至下沥青在孔隙中的分布明显减少,非均质层也明显减少,中下部较均匀的块状砂岩是有利储层。

储层性能层间差异的成岩因素——以塔里木盆地群苦恰克构造带泥盆系东河塘组砂岩为例

基于塔里木盆地群苦恰克构造带内泥盆系东河塘组的上、下两段砂岩储层物性表现出强烈的层间差异性特征(下段砂岩储集物性明显优于上段砂岩的储集物的物性),而这种差异性并非由前期沉积水动力因素所导致,而是由后期储层内成岩改造的差异所引发,对样品进行详细的显微观测和矿物成分研究。研究结果表明:发育于埋藏成岩期石英胶结效应的层间差异造就了上述储集物性的层间差异性;下段砂岩内由于伊利石矿物以包膜的形式包裹于石英颗粒表面,抑制了石英胶结,使得原生孔隙较好地保存;而上段砂岩内强烈的石英胶结使得原生孔隙消失;其岩石物理性质呈现出刚性特征,作为东河塘组上下两段砂岩成岩改造差异的连带效应,在同等外部构造应变环境下,上段砂岩内的裂隙产出现象更加频繁。

塔里木盆地塔河地区泥盆系东河塘组储层特征及其含油气性

塔里木盆地塔河地区泥盆系东河塘组砂体总体上呈近南北向展布,北西厚南东薄。储层的岩石类型以石英砂岩为主,次为岩屑石英砂岩和少量的长石岩屑砂岩。储集空间以原生粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙等次生孔隙为主,其他类型孔隙较少。该区东河砂岩储层经历了比较普遍的成岩作用,主要发育压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用类型。受成岩作用影响和沉积作用控制,储层砂岩为中低孔、中低渗储层,平均孔隙度为11.25%,平均渗透率23.99×10-3μm2,孔渗正相关性好。根据储层物性及评价标准,该区储层可划分为3类,并对其进行了分类评价。通过研究认为,储层的沉积环境、岩性及物性对其含油气性具有控制作用。

塔里木盆地巴麦地区泥盆系东河塘组砂岩储层致密化及成岩相

运用碎屑岩储层和沉积研究方法,对塔里木盆地巴麦地区泥盆系东河塘组储层特征、成岩作用、致密化机理及成岩相进行分析。东河塘组储层为特低孔、特低渗储层,主要孔隙为溶蚀孔隙。通过恢复原始孔隙度,确定出主要成岩作用对于孔隙的损益量,分析出储层的致密化原因主要为压实作用,仅在少量钻井为胶结作用。储层共有6种成岩相,分别为强压实强胶结弱溶蚀相、强压实中胶结弱溶蚀相、强压实中等胶结中溶蚀相、弱压实强胶结弱溶蚀相、中压实强胶结强溶蚀相和中压实强胶结弱溶蚀相。归纳总结6种成岩相储层的测井特征,并与非取心段储层进行相似度分析,共划分了8口井23个砂岩段的成岩相。下砂岩段优势成岩相分布在巴开8井区,上砂岩段优势成岩相分布在巴探2井区。

巴楚地区与塔中地区东河塘组储层储集性能差异分析

利用岩石薄片、阴极发光及物性等资料对塔里木盆地东河塘组储层特征进行了研究,并分析了巴楚地区与塔中地区储集性能差异的控制因素。塔中地区储集性能好于巴楚地区,发育中孔、中渗储层,而巴楚地区储层较致密。造成该差异性的原因主要是受到了沉积作用和成岩作用的共同影响。巴楚地区发育水动力较弱、泥质含量较高的临滨亚相,而塔中地区发育水动力较强、泥质含量较低的前滨亚相;与塔中地区相比,巴楚地区石英含量较低,岩屑含量较高,储层物性较差;巴楚地区的碳酸盐胶结作用强于塔中地区,且溶蚀作用较弱,储层孔隙度和渗透率均较低,而塔中地区早期的碳酸盐胶结物被大量溶蚀并形成了粒间溶孔,且构造活动强烈,裂缝发育,储层孔隙度和渗透率均较高,物性较好。

塔里木盆地晚泥盆世东河塘组河口湾相遗迹化石

河口湾具有特定的环境条件和沉积组成 ,其遗迹化石具有半咸水沉积的遗迹群落特征。描述和分析塔里木盆地塔中 4井区上泥盆统东河塘组河口湾沉积中的遗迹化石和生物扰动构造后 ,发现 3类遗迹组构 ,其中Ophiomorpha遗迹组构发育在纯净砂岩中 ,与河口湾潮汐砂坝有关 ;Skolithos遗迹组构发育在薄层砂岩中 ,与河口湾砂坪有关 ;Palaeophycus遗迹组构发育在泥岩中 ,与河口湾泥坪、砂泥坪有关。

储层成岩产物对于油气运移的指示意义——以塔里木盆地群苦恰克构造带东河塘组为例

泥盆系东河塘组下段砂岩储层是塔里木盆地群苦恰克构造带内重要的勘探层系,有关储层内油气充注方向与富集规律的研究目前仍未有统一认识。研究层段内碳酸盐胶结物(主要为白云石和铁白云石胶结物)分布较为广泛,其中作为早成岩阶段产物的白云石胶结物的含量在平面上呈现出自东向西依次增加的趋势;而铁白云石胶结物则以交代先期形成白云石胶结物的形式产出于中成岩阶段,略滞后于储层内的油气充注,其胶结程度在平面上呈现出自东向西依次减弱的分布规律。铁白云石胶结物作为反映储层内较强还原环境的指示性矿物,其在储层内的分布规律也承担着判明油气运移方向或富集规律的"责任",而其上述分布规律为研究区储层内油气自东向西充注提供了全新的判定依据。

塔河地区西南部古生界东河塘组油气运移痕迹研究

通过塔河地区西南部古生界东河塘组岩心油显示及含油薄片分析,以及首次应用红外光谱石油基团成份测定技术,对该地区东河塘组油气运移痕迹做了一次系统的研究。结果表明:东河塘组油气具有同源性;轻质油成份南北有所差异,重油或沥青与轻质油分属不同期的产物;北部井多分布重质油和沥青,向南减少,轻质油增加,北部和中北部井多出现水驱特征。在运移痕迹研究的基础上,结合地质背景及前人的研究成果,分析了石油的运移路径,为建立正确的油气运聚模式提供依据。红外光谱法对研究运移痕迹很有效,应该成为今后油气运移研究技术方法之一。

塔里木盆地北部东河塘组孢子化石

描述了塔里木盆地北部草２井东河塘组５９９０－６０２２ｍ井段的孢子化石１１属１３新种、１新联合：Ｒａｉｓｔｒｉｃｋｉａｒｅｔｉｆｏｒｍｉｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｒ．ｐｌａｔｙｒａｐｈｉａｓｐ．ｎｏｖ．，Ｄｉｂｏｌｉｓｐｏｒｉｔｅｓｂｕｌｂｉｆｏｒｍｉｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｈｙｓｔｒｉｃｏｓｐｏｒｉｔｅｓｔｒｉａｎｇｕｌｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｆｏｖｅｏｓｐｏｒｉｔｅｓｄｉｓｔｉｎｃｔｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｓｔｅｎｏｚｏｎｏｔｒｉｌｅｔｅｓｒｏｂｕｓｔｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｃｙｍｂｏｓｐｏｒｉｔｅｓｔａｒｉｍｅｎｓｅｓｐ．ｎｏｖ．，Ｃ．ｂｅｌｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｇｒａｎｄｉｓｐｏｒａｕｎｉｆｏｒｍｉｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｓｐｅｌａｅｏｔｒｉｌｅｔｅｓｒａｄｉａｔｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｖａｌａｔｉｓｐｏｒｉｔｅｓｅｌｅｇａｎｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ｖ．ｓｏｌｉｄｕｓｓｐ．ｎｏｖ．，Ａｎｃｙｒｏｓｐｏｒａｂａｃｕｌａｔａｓｐ．ｎｏｖ．和Ｄｉｃｔｙｏｔｒｉｌｅｔｅｓｃａｎｃｅｌｏｔｈｙｒｉｓ（Ｗａｌｔｚ）ｃｏｍｂ．ｎｏｖ．。

论东河塘组的时代

东河塘组在塔里木盆地分布广泛，长期以来被视为早石炭世早期的沉积。近年来，开展了对巴楚小海子露头剖面和塔里木盆地沙漠覆盖区钻井剖面的深入研究，积累了大量资料。根据露头和井下东河塘组及其上覆、下伏地层层序的辨别和所含古生物化石的鉴定，认为东河塘组的地质时代应属于晚泥盆世，大致可与塔西南的奇自拉夫组进行对比。

新疆巴楚地区的“Icriodus de formatus”(牙形刺)与巴楚组和东河塘组的时代

新疆巴楚小海子剖面发现的牙形刺被有关作者鉴定为Icriodus deformatus Han,并将弗拉斯阶法门阶界线置于巴楚组中段底部,认为东河塘组的时代为弗拉斯期或更老。但巴楚小海子剖面的牙形刺不是Icriodus deformatus,泥盆系-石炭系的界线应划在巴楚组中段下部之内,东河塘组的时代很可能是法门期的。

塔中地区东河塘组沉积微相分析

通过对塔中地区东河塘组的沉积背景及地层岩性特征分析,认为该层总体上是湖泊相退积型三角洲亚相-滨岸亚相沉积。退积型三角洲亚相可划分为分支河道微相、河口砂坝微相和前缘席状砂微相三类沉积微相;滨岸亚相主要发育前滨微相和临滨微相。

巴楚地区泥盆系东河塘组储集特征及控制因素

根据岩心观察、镜下薄片鉴定、分析化验和测井解释等结果,分析巴楚地区泥盆系东河塘组储层岩石学、储集空间和物性特征.结果表明:东河塘组为高成分成熟度和高结构成熟度的石英砂岩,孔隙空间以溶蚀粒间孔为主要类型,储层物性以低孔低渗为特征;优质储层受沉积相带和成岩改造的双重控制,滨岸砂坝次生溶蚀孔隙发育,储层物性最好,含油气级别最高,储层反演预测显示在BK8井及其西北部地区是滨岸砂坝的主要发育区.

塔里木盆地巴楚—麦盖提地区泥盆系东河塘组储层孔隙结构特征及其影响因素

通过对钻井岩心的镜下观察并结合压汞分析测试研究表明,塔里木盆地巴楚—麦盖提地区泥盆系东河塘组储层砂体孔隙类型以原生孔隙为主,其次为次生孔隙;其中原生孔隙以剩余粒间孔隙为主,次生孔隙以溶蚀孔隙为主。孔隙喉道细,孔渗条件差,属于特低孔超低渗、超低孔超低渗储层。孔隙结构可分为3类,以第Ⅲ种类型为主(75%)。储层孔隙结构特征受成岩作用及沉积作用的影响,其中成岩作用是主要的影响因素。