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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
1
作者
刘濮毓
龚承林
+4 位作者
彭旸
黄晓波
王启明
李东伟
王海屹
《海相油气地质》
CSCD
北大核心
2024年第2期164-178,共15页
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...
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。
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关键词
湖底扇砂岩
成岩作用
储层控制因素
孔隙定量演化
渐新统
渤中凹陷南部
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题名
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
1
作者
刘濮毓
龚承林
彭旸
黄晓波
王启明
李东伟
王海屹
机构
油气资源与工程全国重点实验室
中国石油大学(北京)地球科学学院
中海石油(中国)有限公司天津分公司
出处
《海相油气地质》
CSCD
北大核心
2024年第2期164-178,共15页
基金
中海石油(中国)有限公司天津分公司重大科技专项“渤中凹陷深层古近系油气成藏条件及勘探突破方向”(编号:CCL2020TJX0NST1276)资助。
文摘
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。
关键词
湖底扇砂岩
成岩作用
储层控制因素
孔隙定量演化
渐新统
渤中凹陷南部
Keywords
sublacustrine fan sandstone
diagenesis
controlling factors of reservoir
quantitative pore evolution
Oligo⁃cene
southern Bozhong Sag
分类号
TE122.2 [石油与天然气工程—油气勘探]
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作者
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1
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
刘濮毓
龚承林
彭旸
黄晓波
王启明
李东伟
王海屹
《海相油气地质》
CSCD
北大核心
2024
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