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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

渤海海域渤中19⁃6构造及围区深层孔店组砂砾岩优质储层成因及孔隙演化

近年来,在渤中19-6构造太古界大型变质花岗岩潜山凝析气藏之上的深层(埋深大于3500 m)孔店组砂砾岩储层中首次发现了大量油气,但储层物性差异较大.为了查明深层砂砾岩优质储层的成因,利用铸体薄片、粒度、常规物性、包裹体等化验资料,结合埋藏史分析,对渤海海域渤中19-6构造及围区深层砂砾岩储层物性的差异进行了定量分析,明确了孔店组砂砾岩优质储层发育的主控因素.结果表明:(1)研究区深层孔店组发育扇三角洲砂砾岩储层,埋深分布在3500~4200 m,为深层致密储层,物性较差,以低孔低渗为主,成岩阶段处于中成岩A2-B期,溶蚀孔发育.(2)富钾长石、大气淡水淋滤、有机酸溶蚀、深部热流体、超压和裂缝的叠加是研究区孔店组砂砾岩优质储层发育的主要控制因素.(3)孔店组砂砾岩储层主要经历了大气淡水淋滤增孔‒早成岩期快速压实减孔‒中成岩A1期缓慢减孔以及有机酸、深部热流体大量溶蚀增孔、油气首次充注‒中成岩A2、B期缓慢胶结减孔、溶蚀缝形成和油气大规模充注.(4)但不同构造经历的成岩演化阶段和孔隙演化强度具有明显的差异性,渤中19-6构造孔店组砂砾岩储层经历了早成岩期→中成岩A1期→中成岩A2至B期,对应的孔隙度经历了32.6%→17.3%→12.6%→10.6%的演化过程,其遭受压实和胶结的总减孔量为22.0%,总的减孔率分别为67.6%;而渤中25-1构造砂砾岩储层主要经历了早成岩期→中成岩A1期→中成岩A2期,对应的孔隙度经历了32.8%→19.9%→14.2%→13.2%的演化过程,其遭受压实和胶结的总减孔量为19.6%,总的减孔率分别为59.7%.(5)与渤中19-6构造相比,渤中25-1构造孔店组砂砾岩储层压实作用相对较弱,超压作用更强,溶解作用强,是该构造孔隙度相对较好的主要因素,而粗粒、晚期强压实形成的粒内溶蚀孔‒缝是渤中19-6构造砂砾岩储层渗透率相对较高的主要因素.该研究可为深部砂砾岩勘探和评价中储层的预测提供帮助.

渤海海域黄河口凹陷北缘沙河街组优质储层差异及成因

黄河口凹陷北缘沙河街组优质储层成因研究比较薄弱,严重阻碍了该区进一步的勘探和评价。利用铸体薄片、物性、黏土矿物、包裹体、埋藏史等资料,对该区沙一+二段优质储层的成因进行了研究,并定量探讨了不同位置的储层孔隙度演化过程。研究表明:1)研究区沙一+二段发育以扇三角洲砂砾岩为主的储层,西部储层物性差,以特低孔特低渗为主,次生孔隙发育;东部储层物性好,以中孔中—低渗为主,局部具有低孔低渗的特点,原生孔隙发育。2)相近的埋深条件下,花岗岩和中酸性火山岩母岩是优质储层发育的主要母岩类型;扇三角洲前缘水下分流河道中、粗砂岩是优质储层发育的主要沉积相和岩石类型。差异压实作用和胶结作用是研究区不同位置储层物性差异的主要成岩因素,西部储层压实和胶结作用强烈,物性差,而构造裂缝发育区储层物性好;东部储层压实和胶结作用相对较弱,物性整体较好。3)研究区西部储层现今处于中成岩B期,东部刚进入中成岩A2期,成岩演化的趋势具有相似性,但成岩过程和强度具有明显的差异性,油气充注所处的成岩阶段相同,但充注的时期不同;不同位置的储层在各成岩阶段损失和增加孔隙的程度迥异,东部早期经历了长期浅埋藏,压实和胶结程度弱,孔隙损失少,而西部早期经历了快速埋藏,孔隙损失程度高。构造活动造成的差异压实作用和胶结作用是储层物性差异的成岩控制因素,西部早期短期快速埋藏导致的强压实和强胶结是储层致密化的根本原因,且西部储层具有“先致密减孔—再溶蚀增孔、油气充注—致密减孔、油气持续充注”的特点。

沙南凹陷东北缘东三段储层差异及其成因

沙南凹陷东北缘东三段砂砾岩储层差异及其控制因素研究薄弱,严重制约了该区下一步勘探评价的进程.利用岩心及铸体薄片、常规物性、粒度分析、扫描电镜等分析化验资料,对该区的储层质量差异及其控制因素进行了研究.认为沉积作用控制了同一构造单元储层物性的差异性,成岩作用控制了不同构造带储层物性的差异性,差异压实作用是各构造储层物性差异的决定性原因,而胶结作用是深部储层形成低孔低渗的最终原因,溶解作用是深部储层物性改善的主要原因.研究结果表明:1)研究区东三段发育扇三角洲砂砾岩储层,其物性具有明显的差异性,曹妃甸18-A构造储层孔隙度为22.3%,平均渗透率为423.2mD,物性好,具中孔中-高渗特点,原生孔隙为主;曹妃甸18-B构造储层孔隙度为8.4%,渗透率为5.6mD,物性差,呈特低孔特低-超低渗,次生孔隙为主.2)同一构造单元,分选好、杂基含量低的扇三角洲水下分流河道微相中、细砂岩储层物性好.曹妃甸18-A构造与曹妃甸18-B构造东三段储层经历了差异成岩作用,前者现今处于中成岩A2期,压实作用致使该储层孔隙度损失17.7%,胶结作用造成孔隙度损失3.8%,溶解作用使孔隙度增加5.7%;后者现今处于中成岩B期,压实作用导致孔隙度损失23.5%,胶结作用造成孔隙度损失5.4%,溶解作用使孔隙度增加4.5%.3)研究区东三段储层均经历了碱性—酸性—碱性的成岩流体演化过程,对应的成岩作用演化序列为压实作用/碳酸盐胶结→长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶蚀/石英次生加大/次生高岭石→石英次生加大溶蚀/伊利石/绿泥石/含铁碳酸盐矿物,成岩演化的差异性造成了研究区不同构造带储层物性演化的差异,且曹妃甸18-B构造具有边成藏边致密的特点.