渤中凹陷南部东二下段湖底扇储层控制因素及孔隙定量演化

渤中凹陷南部渐新统东二下段处于深水湖盆沉积环境,优质湖相烃源岩和大规模湖底扇广泛发育,是岩性油气藏勘探的有利区。基于录测井数据、岩石粒度、显微薄片、扫描电镜、流体包裹体等资料,开展渤中凹陷南部东二下段湖底扇储层特征与储层主控因素研究,建立孔隙定量演化模型。研究结果表明:东二下段湖底扇储层岩性以中—细粒岩屑石英长石砂岩为主,孔隙以溶蚀孔为主;湖底扇朵叶复合体内部的朵叶核部、分支水道等有利沉积相带是优质储层形成的基础;持续的压实作用和早晚两期胶结作用是导致孔隙不断损失的主因;有机酸溶蚀和异常高压保孔促溶是改善储层质量的关键。在埋藏过程中储层孔隙演化经历了早成岩A期快速压实减孔、早成岩B期快速压实-胶结减孔、中成岩A1期缓慢压实减孔-有机酸溶蚀增孔和中成岩A2期缓慢压实-胶结作用减孔等4个阶段,其中压实减孔总量为13.64%,早期胶结减孔量为8.24%,溶蚀增孔量为9.55%,尤其是发生在中成岩A1期末油气开始充注成藏之后的晚期胶结减孔量为7.12%,造成储层孔隙度显著降低。

鄂尔多斯盆地临兴地区下石盒子组不同粒级砂岩成岩演化及孔隙定量研究

利用鄂尔多斯盆地临兴地区下石盒子组铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体分析,地球化学等资料,通过统计与计算等方法,对研究区下石盒子组不同粒级砂岩的岩石学特征,成岩演化序列以及埋藏过程中孔隙的定量演化进行研究。结果表明:1岩石学组成中,粗砂岩刚性颗粒含量高,塑性颗粒则多集中在细砂岩中;粗砂岩中硅质胶结、碳酸盐胶结含量较高,中、细砂岩以高岭石胶结为主。2成岩演化阶段中,粗砂岩经历的成岩作用较为完全,而细砂岩在早成岩B期就已经基本致密化,中砂岩则为二者的过渡型。3二叠世—中晚三叠世为准同生—早成岩B阶段,成岩作用以压实为主,其对细砂岩孔隙度影响最大;晚三叠世—中侏罗世为中成岩A阶段,成岩作用以溶蚀和胶结为主,粗砂岩溶蚀作用较强,孔隙度较高,细砂岩基本不发育溶蚀和胶结作用;中侏罗世之后,成岩阶段达到了中成岩B,以亚铁碳酸盐胶结为主,粗砂岩受到胶结作用较强,降低了一定孔隙度,但物性依然较好,粗、中、细砂岩最终孔隙度分别为11.07%、6.08%及2.60%。综上所述,粗砂岩由于压实作用较弱,溶蚀作用较强,可以形成良好的储集空间,中砂岩主要受控于压实和胶结作用的双重影响,形成次一级的储集空间,而细砂岩以压实破坏为主,物性相对最差。

鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长8_1储层成岩作用与孔隙定量化研究

根据大量岩石铸体薄片观察、扫描电镜、X衍射以及常规物性等分析资料,详细研究了鄂尔多斯盆地泾川地区延长组长81段储层成岩作用及其对孔隙演化的控制作用。研究区储集砂体主要由岩屑长石砂岩组成,含长石砂岩、长石岩屑砂岩;储层以发育粒间孔和粒内溶孔为主;经历了复杂的成岩作用,主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用以及破裂作用等;现今成岩阶段处于中成岩A期-B期的早期。成岩序列为压实作用→石英的次生加大、铁质、方解石、绿泥石薄膜式胶结等→长石和岩屑溶蚀→高岭石以及晚期孔隙充填式绿泥石、伊利石、含铁碳酸盐。对不同成岩作用在储集砂岩的孔隙生成和损失方面的定量评价研究表明,压实作用使孔隙度减小最多,平均为22.70%,早期胶结损失的平均孔隙度为6.07%,长石及岩屑颗粒的溶蚀作用增加的平均孔隙度为1.035%;晚期胶结损失的平均孔隙度为9.18%。正是上述多种成岩作用的改造,最终形成了研究区现今储层独特的孔隙特征,该研究对油气勘探具有更强的实用性与指导性。

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

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 500m。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。

致密砂岩储层埋藏-成岩-油气充注演化过程与孔隙演化定量分析——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例

目前国内对致密砂岩的成岩-孔隙演化过程、埋藏-热演化史、油气充注史基本停留在相对独立和单一的静态研究阶段,因此,对于砂岩的岩石学组分及其差异性成岩演化过程导致的储层致密化过程与油气充注时序关系的研究依然十分薄弱。通过各类薄片显微镜下研究与定量统计,结合扫描电镜、阴极发光、包裹体均一温度与激光拉曼探针成分等多种分析测试手段,开展了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段不同类型致密砂岩的埋藏-成岩-油气充注-孔隙动态演化历史的精细研究,在此基础上讨论了各砂岩致密化过程与油气充注在时序关系上的差异性。研究结果显示,钙质胶结砂岩和高塑性岩屑砂岩的成岩-油气充注演化过程相对简单,前者经历中成岩阶段A期碳酸盐胶结作用后基本成为致密储层,时序关系为先充注后致密;而后者经历早成岩阶段压实作用后一部分成为致密储层,时序关系为先致密后充注;石英砂岩和岩屑石英砂岩经历了较为复杂的成岩-油气充注演化过程,时序关系为边充注边致密。

川北元坝地区大安寨段页岩微观孔隙空间定量表征

为了分析元坝地区大安寨段湖相页岩的天然气赋存特点,通过扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等实验方法,研究了该区大安寨段页岩的孔隙类型与孔径分布,并探讨了页岩的孔隙结构对页岩气赋存状态的影响。结果表明:页岩中发育无机质孔隙(76.92%)、有机质孔隙(9.17%)与微裂缝(13.91%),其中无机质孔隙主要为蒙脱石伊利石化过程中形成的黏土矿物孔隙,有机质孔隙欠发育的原因与有机质类型以Ⅲ型为主且总有机碳含量低有关;页岩的全孔径分布中,微孔、中孔与宏孔分别贡献6.76%、76.92%与16.30%的孔体积。可见,元坝地区大安寨段页岩以无机孔为主,主要发育中-宏孔,与储层高温高压共同控制了该区页岩气的赋存方式以游离气为主。

鄂尔多斯盆地马岭地区长8_1储层成岩作用及孔隙度定量演化

鄂尔多斯盆地马岭地区为三角洲前缘沉积,长8_1油层属于低渗透、特低渗透、超低渗透致密砂岩油藏。综合铸体薄片、扫描电镜、物性等试验资料,深化认识马岭地区长8_1成岩作用特征;利用沉积环境、粘土矿物、古地温、R_o、流体包裹体温度等实验结论开展成岩阶段及成岩序列的研究;在成岩作用阶段中,压实和胶结-交代作用降低了部分孔隙度,溶蚀作用产出的次生孔隙是致密储层的高渗通道,在定性认识的同时设立储层孔隙度定量演化计算,实现了孔隙度演化的定量认识,且定量计算与气测孔隙度误差为3. 2%;通过研究4类样品表明,研究区长8_1属于强烈压实型成岩作用,不同成岩阶段孔隙的差异性直接导致了储层物性的好坏。

莱州湾凹陷北洼沙河街组三段砂岩储层孔隙定量演化模式

莱州湾凹陷位于渤海湾盆地南部,是一个"小而肥"的富烃凹陷,其储层成岩作用的研究程度较低。铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和阴极发光等多种技术手段的分析结果显示,莱州湾凹陷沙河街组三段中—深层储层的岩性主要为中粒—细粒岩屑长石砂岩,其成分成熟度和结构成熟度为中等偏好,属于中孔、中—低渗储层类型,储集性能良好,成岩作用处于中成岩阶段A1期。地层埋藏史、热演化史、烃源岩生烃史和成岩演化史的综合分析指示,储层孔隙空间的演化主要经历了机械压实减孔、早期胶结减孔、酸性溶蚀增孔和晚期胶结减孔4个阶段,其孔隙度的变化量分别为7.73%、4.61%、5.99%和2.54%,由此可建立储层孔隙定量演化的综合模式。受长期浅埋环境和成岩演化阶段影响,莱州湾凹陷沙河街组三段在古成藏期的储层孔隙度约为25%,油气充注情况良好。现今的孔隙类型仍以原生粒间孔为主,油气保存情况较好,勘探潜力较大。这一认识可为研究区的进一步勘探开发提供理论支持。

苏里格气田东南部盒8段储层成岩作用研究及其孔隙演化模式定量分析

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射、粒度分析及物性等资料,分析了苏东南地区主要的成岩作用类型及其对储层物性的影响。定量分析了各类成岩作用对储层孔隙的贡献率,结果发现胶结物晶间孔对该区储层孔隙贡献程度不可忽视,晶间孔对储集空间的贡献率平均为36.31%。随后对孔隙模式演化进行了定量分析,采用对不分选状况下未固结砂实测的初始孔隙度关系式恢复砂岩原始孔隙度,通过压实后粒间剩余孔隙度的恢复、压实后损失孔隙度的恢复、胶结作用引起的砂岩孔隙度降低和溶蚀作用引起孔隙度的增加幅度计算公式,实现了各成岩阶段孔隙度的定量分析。定量计算结果与实验室室内物性测试分析结果基本吻合,误差为2.5%,检验了研究方法的合理性,表明研究结果具有一定的可靠性。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明:胡尖山地区长61储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长61致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。

西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩孔隙演化

西湖凹陷中南部花港组下段储层具有丰富的致密气资源,是该区油气勘探开发的热点。基于岩石薄片、扫描电镜、物性测试和X衍射等资料,对西湖凹陷中南部花港组下段储层特征、成岩作用及孔隙演化等进行了研究。结果表明,储层孔隙度主要在7%∼10%,渗透率主要在0.10∼0.50 mD,裂缝不发育,属于致密储层。储层先后经历了早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期,目前处于中成岩B期,压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强。孔隙定量演化结果显示,压实作用使储层孔隙度降低了29.67%,是储层原生孔不发育的主要原因;溶蚀作用使储层孔隙度增加了15.14%,是深部储层发育的关键因素;胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%,是储层孔隙结构变差的重要原因。综合孔隙演化结果和油气充注时间关系,该区花港组下段储层属于“先致密后成藏”的致密储层。

多元线性回归法在DX北带砂砾岩储层孔隙度定量预测中的应用

从三个方面讨论了多元线性回归法在砂砾岩储层孔隙度定量预测中的应用:①在分析测井解释孔隙度基础上,开展地震地质层位解释,进而提取多种地震属性,进行属性优选;②通过对地震属性的相关性及物理意义的分析,确定强度总和、负振幅总和、零点相位数是最优地震属性组合;③通过对地震属性参数与储层孔隙度离散数据的趋势性分析,识别和去除奇异值的影响,提高数据间的相关性,进一步提高储层孔隙度预测精度,从而达到定量预测储层孔隙度的目的。预测结果符合地质规律,预测精度较高,验证了该方法的有效性和可行性。

中深层致密砂岩储集层成岩特征与孔隙演化定量研究:以沧东凹陷南皮斜坡孔店组二段为例

渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组孔二段埋深普遍大于3000 m,埋藏史较长、致密化严重,而成岩特征和孔隙演化问题是该区进行油气勘探与开发的关键。本研究基于沉积岩石学、储集层地质学以及基本的岩石矿物学理论和相关分析测试的基本资料,对渤海湾盆地沧东凹陷南皮斜坡孔二段储集层特征和成岩作用进行了系统研究,明确了成岩作用的类型及特征;结合成岩矿物流体包裹体均一温度及地温埋藏史,建立了针对研究区中深层储集层成岩演化的序列;建立了定量模型,利用“回剥法”在充分考虑沉积及不同成岩作用对孔隙演化影响的基础上,分析了各个成岩阶段的孔隙演化特征和孔隙演化过程。结果表明:研究区孔二段储集层目前处于中成岩阶段A2-B期,储集层先后经历了压实作用、早期胶结作用、溶蚀作用及晚期胶结作用,其中压实作用是主要的储集层减孔因素并贯穿成岩过程始终。

鄂尔多斯盆地东南部长6油层组致密砂岩成岩作用及其孔隙度定量恢复

鄂尔多斯盆地佛古塬区延长组长6油层组致密油储量丰富,但储层致密、非均质性强,从而导致油气勘探程度低。在岩心观察和薄片分析的基础上,综合运用扫描电镜、阴极发光及X射线衍射等方法,对研究区长6油层组的岩石学特征和成岩作用进行研究,并进一步对其孔隙度进行定量恢复。结果表明:研究区长6油层组岩性以灰白色长石细砂岩为主,储集空间以溶蚀次生孔和残余粒间孔为主,属于特低孔、超低渗的致密砂岩储层。成岩演化阶段为中成岩阶段A期,主要经历了压实、胶结、溶蚀和交代等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育具有不同影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密化的主要因素,孔隙度平均降低22.76%,减孔率达58.40%;胶结作用使储层孔隙度平均降低13.57%,减孔率达34.93%,其中晚期胶结作用是储层致密化的关键因素;溶蚀和交代作用产生了大量次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为12.39%。该研究成果可为同类油田的进一步勘探开发提供一定借鉴。

基于微电阻率成像测井的致密碳酸盐岩孔隙空间参数定量表征技术及其应用

孔隙空间参数测井定量表征是致密碳酸盐岩储层有效性评价的核心难点。基于致密碳酸盐岩地层特征,通过岩心分析孔隙度、分析渗透率,结合铸体薄片数据、压汞孔喉分布资料刻度电成像测井资料,探索建立一套致密碳酸盐岩孔径分布谱的转换方法,并基于此建立了微孔、细孔、中孔、粗孔、洞5种孔隙组分孔隙度及地层渗透率计算方法,实现了致密碳酸盐岩孔隙空间参数定量表征评价。该技术在鄂尔多斯盆地50多口气探井的致密碳酸盐岩储层中得到良好应用,有助于认识储层、判断储层的有效性,能够快速、精准优选试气射孔井段,可助力新领域、新层系勘探获得重大发现和突破。

川东北元坝地区须家河组三段钙屑砂岩孔隙类型及地质意义

钙屑砂岩在成因上属于陆源碎屑岩中的一类砂岩,其成分的特殊性决定了埋藏过程中成岩作用、储集空间以及油气产能上的特殊性。结合岩心、普通岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射数据、压汞数据和物性数据等资料,对川东北元坝西须家河组三段钙屑砂岩的孔隙类型、孔隙定量演化和孔隙有效性等方面进行了系统性分析。结果表明,钙屑砂岩原生孔隙很少,次生孔隙类型主要包括3类:晶间微孔隙、溶蚀型孔隙与裂缝型孔隙。各类孔隙的成因存在差异,晶间微孔主要与钙屑、钙质胶结物的重结晶作用有关,还有一些钙屑晶间微孔来源于母岩的白云岩化。裂缝的成因有两个,贴粒缝是由于钙屑与胶结物重结晶不同步,构造裂缝是由于须三段沉积时期强烈构造运动形成的;研究区钙屑砂岩溶孔发育有限,不能整体改善储层质量,仅形成局部“甜点”;晶间微孔普遍发育,是钙屑砂岩孔隙的主要贡献者,且大部分微孔都是有效孔隙,加上微裂缝的沟通,是天然气的主要储集空间。高钙屑高钙质胶结物含量的地区(如高能的分流河道),由于强烈重结晶提供大量晶间微孔,加上裂缝的沟通,成为须三段的优质储层区,可作为勘探开发的重点。

多旋回叠合盆地低渗透储层成岩作用与孔隙演化

多旋回叠合盆地为油气勘探的热点地区,其储层致密且多为隐蔽性的岩性油气藏,尤其成岩作用与孔隙演化较为复杂,备受地质学家关注。本次研究依据陕北地区探井取心物性分析、薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及铸体薄片等资料,系统分析研究区延长组长8油层组储层特征、成岩作用、孔隙定量演化。结果表明区内长8油层组砂岩为分选中-好、次棱角状为主的细粒长石砂岩或细粒岩屑长石砂岩,孔隙度平均值为8.5%。渗透率平均值为0.42×10^-3μm^2,为特低孔-超低渗储层,长8储层原始孔隙度平均值为38.03%,压实后的孔隙度平均为21.58%,胶结作用下砂岩孔隙度平均接近6.89%,后期溶蚀作用增加孔隙度在2.04%~6.56%,平均孔隙度接近10.77%,孔隙演化的定量计算与岩心的物性分析结果较为一致,同时本区长8储层致密时期主要发生在早期的压实和胶结作用,而后期的溶蚀作用极大的改善了储层的物性。

南堡凹陷深层储层成岩作用与孔隙演化——以3号构造带古近系沙一段为例

基于储层沉积学、岩石学理论基础及铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、孔渗等分析资料,对渤海湾盆地南堡凹陷3号构造带沙河街组一段(沙一段)储层特征与成岩作用进行详细系统地研究,明确了各成岩作用强度,重建了研究区深层储层成岩演化序列,并定量分析了各成岩作用对于储层孔隙度的影响。结果表明:沙一段储层沉积相带为辫状河三角洲前缘,目前处于中成岩阶段A2期,平均孔隙度为12.4%,平均渗透率为92.3×10^(-3)μm^(2),先后经历了压实、早期胶结、溶蚀以及晚期胶结作用,其中压实作用是最主要的减孔作用,压实造成孔隙度损失约17%,溶解作用一定程度上改善了储层物性,溶蚀增加孔隙度约7.6%。预测了深层储层孔隙演化路径和储层质量,并最终建立孔隙度演化模式,为后续勘探开发提供了借鉴。

纤维地聚物改性粉质黏土无侧限抗压强度试验研究

通过对杭州市某隧道工程开挖产生的废弃粉质黏土添加不同改良剂后开展无侧限抗压强度(unconfined compression strength,UCS)试验,研究了不同矿渣掺量、矿渣-粉煤灰比例、聚丙烯纤维掺量条件下改良土样的抗压强度特性,并对抗压强度形成的机理进行了分析;同时,基于扫描电镜(scanning electron microscope,SEM)试验对表征土体孔隙特征的有关指标展开了定量分析。结果表明:在矿渣掺量为12%时UCS最大,为6738.04 kPa,较素土强度提高80.69倍;粉煤灰的掺入可提高试样后期强度,在K8F2(矿渣/粉煤灰比例80%∶20%)试样中最优;聚丙烯纤维的掺入能有效地改善材料的脆断性能,最优纤维掺量为0.4%。试样孔隙的定向频率在80°~100°区间内分布的概率最大,掺入粉煤灰后定向性较为均匀;孔隙率随着矿渣掺量的增加、地质聚合物中矿渣含量的增多均逐渐减小,在试样K12(矿渣掺量12%)和K8F2中出现最小值;而随着纤维掺量的增加,呈现先降低后升高的趋势,当纤维掺量为0.4%时其值最小,为6.204%;孔隙平均直径主要分布在0~1μm,矿渣掺量增多则小孔隙增多,大孔隙减少;孔隙丰度主要分布在0.4~0.6,孔隙形状主要为椭圆。

鄂尔多斯盆地陕北地区长10_1低孔低渗储层孔隙演化及其定量模式

孔隙演化是储层评价和油气成藏研究的重点和难点,低渗透储层中成岩作用是控制孔隙演化的主要原因。通过钻井岩心、薄片鉴定、扫描电镜等资料,系统研究了鄂尔多斯盆地陕北地区长10_1储层的基本特征、成岩作用及其与物性的响应关系,建立成岩演化序列;结合埋藏史、地热史以及生烃充注史,定性和定量分析了长10_1储层孔隙演化模式,恢复了油气成藏关键时期的古孔隙度。研究表明:陕北地区长10_1储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔隙度平均为10.21%,渗透率平均为2.88×10^(-3)μm^2,属于典型的低孔低渗储层,储集空间以粒间孔和次生溶蚀孔为主。成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,综合判断储层处于中成岩A期。砂岩原始孔隙度平均值为35.71%,经历4个典型的演化阶段:强压实减孔阶段(-19.42%)、早期胶结减孔阶段(-6.46%)、溶蚀作用增孔阶段(+3.38%)和晚期胶结减孔阶段(-2.84%)。压实减孔率为54.38%,胶结减孔率为26.04%,溶蚀增孔率为9.46%,表明早期强压实作用是储层低孔低渗的主要原因,胶结作用则进一步强化低孔低渗特征。