渤海湾盆地南堡凹陷南部深层沙一段优质碎屑岩储层特征及成因机制

利用岩芯、薄片、扫描电镜和分析化验等资料,对南堡凹陷南部深层古近系沙一段(沙河街组一段)优质碎屑岩储层特征进行了分析并揭示其成因机制。研究表明:(1)南堡凹陷南部沙一段优质碎屑岩储层属于低孔中渗储层,发育原生孔隙、次生孔隙和微裂缝;(2)沙一段沉积期处于强水动力沉积环境,辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体普遍发育,岩性主要为中粗砂岩、含砾砂岩和砂砾岩等粗岩性,岩石类型主要为岩屑长石砂岩,石英、岩浆岩岩屑等刚性组分含量高,储层在强压实作用下仍保留了局部原生残余粒间孔,部分刚性组分强压条件下形成微裂缝;(3)沙一段与东三段为区域不整合接触,大气水的酸性流体在成岩初期以及烃源岩成熟之后产生的有机酸在成岩后期通过油源断裂和不整合面进入储层,造成长石、易溶碎屑等组分溶蚀形成次生孔隙,溶蚀作用不仅增加孔隙空间,而且扩大喉道宽度。结论认为:粗岩性和高刚性颗粒含量为原生孔隙的保存提供了物质基础;油源断层、不整合面为酸性流体的进入提供路径,促进了次生孔隙发育。

含油气盆地深层—超深层碎屑岩油气勘探现状与优质储层成因研究进展

含油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的"三新"领域之一,整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点。勘探实践和研究表明,含油气盆地深层—超深层(深度为4~8 km)碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层;在深层—超深层碎屑岩优质储层中,古生界储层以次生孔隙型为主、原生孔隙型为辅,中生界侏罗系—白垩系储层以原生孔隙型为主、次生孔隙型为辅,新生界储层原生孔隙型和次生孔隙型均可大量发育,且中生界勘探突破深度整体深于古生界和新生界。浅层—深层多成因溶解成孔作用控制了深层—超深层储层中次生孔隙的发育,构造作用控制了裂缝的发育,早期胶结作用(绿泥石包壳、碳酸盐胶结壳)、浅层流体超压、烃类早期充注和低时间—温度指数(TTI)型埋藏史—热演化史控制了不同地质背景下储层中孔、缝向深层—超深层的有效保存。深层—超深层优质油气储层的发育是有利的沉积作用、埋藏史—热演化史、流体压力史、成岩史—孔隙演化史—油气充注史等相互耦合的结果,其发育存在:(1)中—浅层流体超压、中—浅层油气充注主控的原生孔隙主导型,(2)浅层绿泥石包壳主控、中—浅/深层油气充注的原生孔隙主导型,(3)早期长期浅埋—晚期快速深埋超压主控、中—深层油气充注的原生孔隙主导型,(4)地表淋滤成孔、中—浅层油气充注主控的次生孔隙型,(5)多成因溶解主控—晚期烃类充注的次生孔隙型5种典型模式。缺少大规模断裂系统沟通时,埋藏溶解作用增孔量有限,多种类型的"浅成-深保"是深层—超深层优质油气储层发育的关键。碎屑岩油气储层孔隙的保存极限决定了深层—超深层油气勘探下限,深层—超深层油气储层中"烃-水-岩"有机-无机相互作用持续影响储层质量和油气质量演化,高温高压条件下有机-无机相互作用机理及其约束的储层孔隙保存极限深度是下一步研究重点。

中国深层优质碎屑岩储层特征与形成机理分析

系统研究中国不同地区不同盆地类型不同时代深层优质碎屑岩储层表明:中国深层优质碎屑岩储层分布于3000~6000m深度,时代跨越古生代、中生代到新生代,形成于三角洲(包括辫状河三角洲、扇三角洲和正常三角洲)以及河流、滨浅湖、深-半深湖重力流水道和浊积扇以及部分滨岸环境,古生界滨岸环境形成的储层岩石类型主要为石英砂岩,中新生界三角洲、河流、滨浅湖及重力流环境形成的储层岩石类型主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩.孔隙度大多超过10%,渗透率一般大于10×10?3μm2.深层优质碎屑岩储层的形成主要与深部的溶蚀作用、埋藏方式、异常高压、早期烃类注入、热循环对流、膏盐效应、砂泥岩互层状况等因素有关.其中深部溶蚀作用、早期长期浅埋晚期短期快速深埋、异常高压以及烃类的早期充注是形成中国深层优质碎屑岩储层的主要因素.深层优质碎屑岩储层的形成受其所处盆地的大地构造背景和古地温、沉积条件、溶蚀作用、埋藏方式、异常高压、早期烃类注入等多种因素控制.其中大地构造背景和古地温从宏观上控制了储层的演化,沉积条件是形成优质储层的前提和基础,溶蚀作用是形成优质储层的直接原因,埋藏方式、异常高压、早期烃类注入、砂泥岩互层状况等是形成优质储层的次要因...