关键成藏期碎屑岩储层古孔隙度恢复方法

油气的成藏过程是地质历史时期的事件,恢复储层在地质历史时期,尤其是在关键成藏期的孔隙度可以帮助定量恢复成藏期的地质条件,更好地认识油气成藏的过程。笔者以将今论古的地质思想为指导,创建了关键成藏期储层孔隙度的恢复方法。以东营凹陷沙河街组四段上亚段(简称沙四上亚段)储层为例,在对其成岩作用类型和成岩阶段划分的基础上,分别对处于不同成岩阶段的一定深度下的储层孔隙度影响因素进行分析,提出了孔隙度综合影响因子的新概念;建立了在孔隙度综合影响因子约束下的孔隙度演化曲线;最后利用此孔隙度演化曲线,对东营凹陷草11—王59剖面上的沙四上亚段储层在几个关键成藏期的古孔隙度进行了恢复。结果表明,用该方法进行的古孔隙度恢复取得了较好的效果。

基于孔隙成因的泥页岩总孔隙度恢复方法研究-以渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段为例

泥页岩中具有多种类型孔隙,为页岩油气富集提供了重要的储渗空间。恢复泥页岩孔隙演化史,是页岩油气资源评价与区带优选的关键,同时也是开展烃源岩排烃过程研究的重要基础。泥页岩中压实作用减孔、生烃作用增孔以及构造作用造缝是泥页岩孔隙形成的重要机制。基于这3种成孔机制,采用泥岩压实模型计算不同深度泥页岩孔隙度减少量,结合泥页岩的镜质体反射率、有机碳含量以及物性等实测数据,建立了地史演化过程中泥页岩有机质孔与有机碳变化量(ΔC)的数学模型;在拟合不同成因孔隙类型演化趋势模型的基础上,综合构造、岩相、成岩以及应力场特征,建立基于孔隙成因的多类型泥页岩孔隙恢复方法。应用该方法恢复了渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段3种成因类型孔隙的演化趋势,并预测了不同成因类型孔隙的空间展布,进而确定了其泥页岩总孔隙度的分布。预测结果与实钻资料较吻合,可靠性较好。

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。

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。

沉积盆地碎屑岩地层孔隙度演化模型分析——以鄂尔多斯盆地延长组为例

碎屑岩地层孔隙度演化特征的研究已经从定性分析向定量化方向发展,掌握了地层孔隙度在地史过程中的演化规律有助于深化油气成藏机理的认识。本文分别以鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组8段砂岩和姬塬地区延长组7段泥岩为研究对象,以现今孔隙度特征为切入点,以地史时间为主线,分别建立了适用于砂岩孔隙度和泥岩孔隙度演化的数学模型。砂岩孔隙度演化模型是总体减孔效应和局部增孔效应数学模型的叠加,前者主要受机械压实和化学压实作用的影响,而后者以溶蚀作用为主。泥岩孔隙度是正常压实趋势下孔隙度演化模型与欠压实段孔隙度增量模型的叠加。

松辽盆地长岭断陷东岭地区营城组输导层孔隙演化与油气充注关系

油气的成藏过程是地质历史时期的事件,恢复储层在关键成藏期的孔隙度可以帮助定量恢复成藏期的地质条件,更好地认识油气成藏的过程。综合利用薄片鉴定、扫描电镜观察、流体包裹体分析、压汞与岩石物性测试等多种技术方法,建立了长岭断陷东岭地区的成岩演化序列,并以"输导层成岩作用演化序列—油气成藏期"时间耦合关系为条件,利用储层孔隙反演回剥的方法恢复了各油气成藏期砂体输导层物性特征,最后结合研究区沉积相展布特征,明确了油气优势运移通道的空间展布范围。研究认为,东岭地区营城组砂体输导层成岩阶段以中成岩A1期为主,砂体输导层具有压实作用主控、油气充注酸性溶蚀作用改善、胶结作用致密化的特点;沙河子组烃源岩两期生烃,伴随两次油气充注,油气进入营城组砂体后,受营城组砂体输导层输导性能影响显著,油气主要沿物性较好且连通性较高的北西向砂体中运移,最终在东部鼻状隆起带中富集。

基于正演与反演结合的孔隙度演化恢复方法——以川东北地区须家河组为例

孔隙度定量恢复是储层定量研究的核心问题之一,传统的半定量—定量恢复方法未考虑化学成岩作用与岩石表观体积变化,且应用条件苛刻、恢复结果精度低。在岩石组构、成岩演化序列分析和准确恢复原始孔隙度的基础上,综合考虑了岩石表观体积变化对孔隙演化的影响,以川东北地区须家河组储层为例,建立了压实主导型和胶结主导型成岩-孔隙度演化模式。基于粒间体积不变原理推导了压实主导型和胶结主导型储层的孔隙度变化量计算公式,并利用埋藏史-热史模拟结果获取古埋深、古地温等参数,建立单一成岩作用定量模型。综合原始孔隙度、成岩作用时间和温度范围,将地质历史时期孔隙演化视为多个单一增孔或减孔作用的叠加,构建了基于正演与反演结合的孔隙度定量恢复新方法(FIM法)。相较于改进的Scherer模型、机械-化学压实模型和反演回剥法,FIM法恢复孔隙度结果可信且适用范围更广。受早成岩阶段强烈的机械压实作用影响,川东北地区须家河组(长石)岩屑砂岩储层于晚侏罗世早期致密化,天然气藏具有"边致密边成藏"的特征;强烈的碳酸盐胶结使含石英砂屑灰岩储层于中侏罗世致密化,天然气藏具有"先致密后成藏"的特征。

西湖凹陷古近系花港组砂岩储层致密化与油气充注关系

东海盆地西湖凹陷致密砂岩气资源丰富,近年来古近系花港组成为勘探热点层位,但储层的致密化及与油气充注关系不明制约着花港组致密砂岩气的有效勘探和经济开发。在花港组储层特征的基础上,划分及厘定储层成岩作用类型与演化序列,恢复并揭示储层致密化过程及与油气充注的匹配关系。研究表明,西湖凹陷花港组储层砂岩主要经历压实、胶结和溶蚀3种成岩作用,压实作用是导致花港组储层孔隙损失和致密化的根本原因;并经历同生阶段、早成岩阶段(A、B期)和中成岩阶段(A、B期)共3阶段5期次的成岩演化过程;在中成岩阶段A 2期时成岩环境开始由酸性向碱性发生转变,并伴随着晚期碳酸盐、硅质等胶结作用发育以及机械压实作用持续增强,储层逐渐趋于致密化;结合与油气主成藏期(7~0 Ma)的耦合关系将研究区花港组储层划分为3种类型:成藏未致密型储层、成藏同步致密型储层、成藏已致密型储层。研究梳理了西湖凹陷花港组储层特征、成岩演化序列、储层致密化及与油气充注的耦合关系,为下一步研究区致密砂岩气的勘探提供理论支持。

鄂尔多斯盆地延长组长6致密油成藏机理分析

根据野外露头、岩心观察、实验模拟、分析测试等资料,结合模拟软件,对长6致密油成藏过程与成藏模式进行分析。结果显示,长6致密油成藏动力为长7烃源岩生烃产生的过剩压力,主要成藏期为距今160 Ma和120~100 Ma,两期成藏阶段烃源岩生烃增压都大于10 MPa,储层充注孔喉下限分别为18、16 nm。恢复了长6不同沉积微相储层的孔隙度演化历史,原始孔隙度水下分流河道为39.59%、水下分流间湾为40.17%、浊积扇为37.70%,在距今180 Ma左右变为致密储层,早于致密油成藏时间,属于先致密后成藏。岩心和野外露头观察发现长6致密油具有团块状石油局部富集、沿层理层状石油富集、沿裂缝线状富集和裂缝交叉处块状石油富集等4种富集模式。室内实验模拟显示,无裂缝参与时,致密油呈整体弥散型运移;有裂缝时裂缝控制了致密油的富集。近源超压强充注、裂缝垂向沟通与侧向短距离运移调整共同形成大面积整体含油、局部甜点富集的致密油藏。