鄂尔多斯盆地延长组成岩流体滞留效应与致密砂岩储层成因

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层主要是致密低渗透储层。平缓的构造背景、储层胶结物含量及类型的差异、包裹体均一温度、碳酸盐胶结物碳氧同位素分析及地层水特征均证明,鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩储层中成岩流体存在滞留效应。尽管碎屑矿物颗粒被烃源岩生烃过程中排出的有机酸溶蚀,但由于地层平缓、成岩流体难以迁移而滞留在原来的孔隙中,形成了大量自生胶结物沉淀。孔隙度演化计算表明,除成岩压实减孔作用是导致延长组砂岩储层致密的主要因素外,成岩流体滞留效应造成延长组砂岩储层中自生黏土矿物和碳酸盐等胶结物发育,由此导致的强胶结效应是储层致密、强含油非均质性的主要原因,且其减孔作用与成岩压实作用几乎相同。     

砂岩储集层中碳酸盐胶结物特征——以鄂尔多斯盆地中南部延长组为例

自生碳酸盐矿物是鄂尔多斯盆地中南部延长组砂岩储集层中最重要的胶结物,其主要类型有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石,在不同层位上分布类型有较大差别,总体含量随地层深度增加而递减。偏光显微镜及SEM研究表明,该区碳酸盐胶结物主要呈充填粒间孔隙、交代矿物以及泥微晶环边赋存。碳、氧同位素分析揭示各种类型自生碳酸盐胶结物具有多期次、长时间的沉淀过程,其沉淀温度范围也存在较大差异。该区碳酸盐胶结物的物质来源主要有海洋碳酸盐岩岩屑的后期溶解、蒙脱石的伊利石化、相邻泥岩的压释流体以及长石和暗色亚稳定矿物的溶解等。由于碳酸盐胶结物较大规模地堵塞了孔隙,在个别部位形成了分割储集层的致密钙质层,且缺乏后期溶解作用,使其成为延长组储集层致密超低渗的一个重要因素。图7表2参36     

番禺低隆起珠海组砂岩碳酸盐胶结特征及其对储层物性的影响

为了深化珠江口盆地番禺低隆起的油气地质特征认识,针对碎屑砂岩储层中碳酸盐胶结物发育特征、胶结机制及其对储层物性的影响等问题,采用孔渗分析、薄片鉴定、扫描电镜及X射线衍射等测试手段,对该区珠海组储层砂岩开展了系统的成岩作用研究。结果表明：该区发育同生成岩期、早成岩阶段A期及晚成岩阶段A₁期共3期碳酸盐胶结;同生成岩期发育基底式胶结的方解石及铁白云石,与该时期孔隙流体在弱碱性成岩环境中过饱和析出有关;早成岩阶段A期发育孔隙式胶结的方解石、铁白云石及菱铁矿,该期胶结物质来源包括生物化石骨架颗粒溶解、铝硅酸盐矿物水化作用及早期残余孔隙流体等;晚成岩阶段A₁期发育少量孔隙式胶结的方解石及铁白云石,该阶段末期成岩环境逐步转变为弱碱性-碱性,在较大埋深、较高温压条件下,强烈的水-岩反应释放出Ca²⁺,Fe²⁺及Mg²⁺等离子并进入孔隙流体,导致末期方解石及铁白云石过饱和析出;碳酸盐胶结是导致研究区储层物性变差的主要原因之一,早期方解石及铁白云石包裹碎屑颗粒,充填粒间孔隙,极大地破坏了储层物性,中期孔隙式胶结的方解石、铁白云石及菱铁矿进一步缩减了孔隙空间,晚期碳酸盐胶结见方解石及铁白云石充填粒间孔隙并交代碎屑颗粒,使砂岩进一步致密化。研究结果可为该区有利区带预测及勘探目标评价提供依据。     

川西坳陷须家河组砂岩中碳酸盐胶结物及形成机制

碳酸盐胶结物是川西坳陷须家河组储层砂岩中最重要的自生矿物，主要类型包括方解石、白云石、铁方解石和铁白云石等。研究结果表明，须四段砂岩中的方解石胶结物可能是在相对浅埋藏阶段沉淀的，物质来源与长石等硅铝酸盐的溶解有关。须二段白云石胶结物是在相对深埋藏的条件下沉淀的，它可能还与海相地层镁的迁移有关。早期的分散胶结作用对砂岩储层具有一定积极意义，但大多数碳酸盐胶结作用对储层的影响都是负面的。     

自生“加大”含铁白云石胶结物特征及对致密砂岩储层的影响——以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组4+5段为例

随着油气勘探的不断深入,致密砂岩储层越来越受到人们的关注,特别是关于致密化的成因及油气充注的时间。利用岩石学、岩石地球化学以及储层物性资料,综合分析鄂尔多斯盆地陇东地区延长组4+5段中含铁白云石胶结物产出特征、成因及其对储层质量的影响。研究表明：自生含铁白云石主要以白云岩岩屑的“次生加大边”形式出现,其形成与早成岩晚期碎屑白云岩的压溶和Fe质交代有关;少量含铁白云石交代长石颗粒。岩石粒度、黑云母碎屑含量、沉积微相控制含铁白云石胶结物的含量与分布,进而控制储层质量。在镇原和环县地区含铁白云石胶结物的含量高于华池和白豹地区;在水下分流河道中上部和河口坝中部,含铁白云石胶结物含量有增加的趋势。黑云母等碎屑的蚀变可能是最主要的Fe质来源。在水下分流河道底部砂体中,含铁白云石胶结物的含量一般小于3%,孔渗性整体较好;在水下分流河道顶部砂体中,这种胶结物的含量通常大于3%,储层质量一般较差。该研究成果将对相似地质条件下致密储层形成机理的分析提供一定的依据。     

柴北缘九龙山地区侏罗系致密砂岩储层成因分析

通过对柴北缘九龙山地区侏罗系致密砂岩储集层的普通薄片、铸体薄片、压汞曲线等化验资料分析研究,明确储集岩类型主要以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩和长石砂岩。孔隙类型主要以粒间溶孔为主,其次为残余粒间孔和粒内溶孔,平均孔隙度为9.07%,平均渗透率为1.71×10-3μm2,属于典型的低孔特低渗储集层。通过镜下鉴定和扫描电镜对致密砂岩储层的胶结物类型及自生黏土矿物进行了分析,主要有方解石、铁方解石、白云石和铁白云石4种碳酸盐胶结物类型,黏土矿物主要以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主。致密砂岩储层形成的主控因素—是储集岩粒度偏细,分选中等—差,磨圆以次棱角状为主、岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩、岩屑成分主要为抗压实能力较弱的塑性岩类;其次是由于侏罗系地层曾经经历过深埋藏,强烈的压实作用大大降低了储层的物性条件。但后期碳酸盐胶结物和易溶颗粒的溶蚀作用在一定程度上改善了储层的物性条件。     

东营凹陷超压顶封层及其附近砂岩中碳酸盐胶结物的成因

东营凹陷超压顶界面埋深2.200～2.800 m,在深部超压流体影响下,超压顶封层及其附近砂岩中碳酸盐矿化作用发育,碳酸盐含量一般在15%～40%。对53块砂岩样品共101个碳酸盐胶结物原位微区电子探针成分数据进行数理统计后发现,碳酸盐矿物主要可分为准同生白云石、方解石与铁白云石3种类型,综合X-衍射、阴极发光等判断其成岩序列为准同生白云石→方解石→铁白云石。根据碳酸盐胶结物成岩流体包裹体观测结果,超压顶封层及其附近砂岩中碳酸盐胶结物的沉淀伴随着超压流体环境,最小古压力系数为1.29～1.62,且沉淀温度明显高于背景温度值,指示与超压热流体侵入有关。结合前人研究成果认为,方解石、铁白云石胶结物的沉淀可能分别与东营组沉积末期、明化镇组沉积以来的超压流体活动有关;同时利用氧同位素地质温度计对上述认识进行了检验,其结果与实际观测值也较为吻合。方解石胶结物的沉淀温度90～120℃,其超压流体的δ¹⁸O_SMOW 值为零,方解石胶结物的δ¹⁸O_PDB 值为-16.86‰～-12.29‰;铁白云石胶结物的沉淀温度约110～135℃,其超压流体的δ¹⁸O_SMOW 值为0.25‰,铁白云石胶结物的δ¹⁸O_PDB 值介于−12.20‰～−10.20‰。晚成岩阶段碳酸盐胶结物的碳同位素值具有正漂移现象,δ¹³C_PDB 值介于−0.9‰～+3.58‰,说明其主要来源于沙四段湖相碳酸盐岩的溶解-再沉淀作用,有机酸的参与显得相对次要,或者是由于羧酸分子内碳同位素分馏作用的影响。     

正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙及高压压汞等分析测试手段,研究了鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素。研究表明,长8储层岩石类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,以碳酸盐胶结物为主,孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔;长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层;长8储层物性受沉积、成岩和孔隙结构等方面因素影响,长石颗粒含量高、碳酸盐胶结物含量高及孔隙结构较差是造成研究区长8储层低渗的主要原因。     

鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系长6层碳酸盐胶结物及形成机理

综合运用岩石学、矿物学和地球化学方法,将鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系长6储层中碳酸盐胶结物划分为三期,并对不同成岩阶段形成的碳酸盐胶结物特征及成因机理进行了探讨。长6储层中碳酸盐胶结物以铁方解石、铁白云石为主要类型。沉积阶段和早成岩阶段A期方解石胶结物的成因与铝硅酸盐矿物的水化作用有关。早成岩阶段B期和中成岩阶段A期形成的晚期碳酸盐胶结物的成因主要与酸性流体对长石等铝硅酸盐矿物的溶解和粘土矿物转化有关。     

川东北元坝地区须家河组钙质交代-胶结致密层分布与成因

方解石是须家河组砂岩中常见的成岩矿物之一,可在局部层段富集形成钙质交代-胶结致密层,对砂岩的物性有明显的破坏作用。基于岩心观察和薄片鉴定,对川东北元坝地区钙质交代-胶结致密砂岩的岩石学特征开展了分析,刻画了致密砂岩的分布规律;结合全岩X射线衍射、稳定碳氧同位素和微量元素等测试资料,分析了钙质交代-胶结致密砂岩的形成期和物质来源,阐明了钙质胶结物和交代物的形成机制。钙质交代-胶结致密层主要发育在元坝地区西部与须家河组三段（须三段）源岩层相邻的须家河组二段和须家河组四段的砂岩中,在东部须三段源岩层附近的砂岩中则较少;通常出现在厚层砂体的中部,厚度为1~2 m;长石含量或白云岩岩屑含量较高,杂基含量较低;经历的主要成岩作用包括压实作用、方解石的胶结作用和交代作用。方解石的胶结物和交代物主要形成于早成岩阶段B期,此时的地层温度为60~80℃,烃源岩处于有机酸生成的高峰期。由于元坝地区西部须三段烃源岩中含有较高的碳酸盐矿物组分,其排出的富有机酸流体可携带较多的Ca²⁺和HCO₃^-离子进入砂岩层,当砂岩富含长石和白云岩岩屑等碱性矿物时,富Ca²⁺的有机酸流体能被有效缓冲,形成有利于方解石胶结物和交代物沉淀的微环境,从而导致方解石大量沉淀。     

DIAGENETIC CONTROLS ON THE RESERVOIR QUALITY OF TIGHT OIL-BEARING SANDSTONES IN THE UPPER TRIASSIC YANCHANG FORMATION,ORDOS BASIN,NORTH-CENTRAL CHINA

Tight oil-bearing sandstones in the Chang 4+5, 6 and 7 Members of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin, north-central China, in general consist of fine-grained, moderately- to poorly-sorted lithic arkoses (average Q₅₃F₃₀R₁₇) deposited in a fluvial-dominated lacustrine-deltaic environment. Diagenetic modifications to the sandstones include compaction and cementation by calcite, dolomite, ankerite, quartz, chlorite, kaolinite and illite, as well as partial dissolution of feldspars and minor rock fragments. Porosity ranges up to ~7% of the rock volume and was reduced more by cementation than by compaction. Fractures (tectonic macrofractures and diagenetic microfractures) provide important oil migration pathways and enhance the sandstones' storage potential. The pore network is heterogeneous due to processes related to deposition and diagenesis, and there are considerable spatial variations in porosity and pore connectivity. The pore system includes both macropores and micropores, and pore network variations depend on the type and distribution of authigenic cements. An analysis of the diagenetic and porosity characteristics of core samples of the Yanchang Formation sandstones from wells in the Youfangzhuang oilfield resulted in the recognition of six petrofacies (A-F) whose characteristics allow reservoir quality to be predicted. Fluid performance analysis for selected sandstone samples using nuclear magnetic resonance combined with helium porosity and air permeability shows that high permeability and large pore throats together result in high movable fluid saturation potential, and that effective pore spaces and throats are beneficial for hydrocarbon storage and flow. Relatively higher porosity and permeability tend to occur in petrofacies B sandstones containing abundant pore-lining chlorite with lesser kaolinite and minor carbonate cements, and in petrofacies C sandstones with abundant pore-filling kaolinite cement but little chlorite and carbonate cements. These petrofacies represent the best reservoir-quality intervals. A reservoir quality prediction model is proposed combined with the petrofacies classification framework. This model will assist future development of tight sandstone reservoirs both in the Upper Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin and elsewhere.     

七里村油田长 6 油层组储层特征及孔隙演化

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料,以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长 6油层组储层为研究对象,系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。 结果表明：研究区长 6 油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主,矿物成分成熟度低,结构成熟度高;储层呈现出低孔、低渗-特低渗特征。 长 6 储层砂岩总体处于晚成岩 A 期,其经历了强烈的成岩作用改造,孔隙度与渗透率相关性较差。 影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。 机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大,可使粒间孔隙急剧减小,物性变差。 主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结,它们均使得物性进一步变差,而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构,加大了次生孔隙空间,是物性得以改善的根本原因。     

成岩相对低渗透储层砂岩岩石力学性质的控制——以鄂尔多斯盆地东部上古生界天然气储层为例

砂岩岩石力学性质对储层压裂设计具有重要影响,通过岩相学观察以及岩石力学试验,研究了鄂尔多斯盆地东部上古生界低渗透储层砂岩成岩相类型、岩石力学参数以及可压裂性,分析了影响岩石力学性质的岩相学因素。研究区上古生界低渗透储层砂岩可分出6种成岩相：蚀变杂基充填强压实致密成岩相、石英加大硅质胶结粒间孔成岩相、碳酸盐胶结交代致密成岩相、钙质溶蚀孔成岩相、杂基溶蚀孔成岩相和岩屑溶蚀孔成岩相。不同成岩相砂岩的抗压强度、弹性模量和泊松比均有所差异,脆性矿物含量、硅质胶结物含量以及压实重结晶程度越高的成岩相,则其抗压强度越大,反之则越小;孔隙度越大的成岩相,弹性模量越小;石英等脆性矿物含量越高、压实程度越弱、孔隙度越高的成岩相,则其泊松比越小,反之则越大。脆性系数较大的石英加大硅质胶结成岩相、钙质胶结溶蚀孔成岩相和杂基溶蚀孔成岩相可压裂性好,其他几类成岩相砂岩可压裂性相对较差。     

早期碳酸盐胶结作用对恩平凹陷珠江组砂岩孔隙演化模式的影响

珠江口盆地恩平凹陷的碎屑岩储层中存在早期碳酸盐胶结,为分析胶结作用对储层孔隙演化的影响,以便为储层预测提供依据,采用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞等分析方法,结合岩石物性研究和测井解释结果,分析了该区古近纪珠江组早期碳酸盐胶结砂岩的孔喉特征,发现基底式胶结的钙质砂岩,表现为“悬浮砂”结构,主要为低孔隙度、低渗透率储层;而孔隙式胶结的钙质砂岩,其渗透率一般超过100 mD,平均孔喉半径大于15 μm,为高孔隙度、高渗透率储层。在分析珠江组主要成岩作用类型的基础上,探讨了早期碳酸盐胶结作用对储层孔隙演化模式的影响,发现由于碳酸盐含量的不同,其影响具有双重性：①基底式胶结的钙质砂岩一般坚硬致密,难以被溶蚀改造,孔喉不发育;②孔隙式胶结利于原生孔隙保存和次生孔隙形成,其胶结的钙质砂岩在后期酸性流体溶蚀作用下可以产生特大溶孔,形成高孔、高渗储层。结论认为：该区早期碳酸盐胶结的海相砂岩,抗压实能力较强,在酸性流体作用下具备形成优质储层的潜能。     

东胜气田二叠系下石盒子组致密砂岩成岩作用及成储效应

针对鄂尔多斯盆地东胜气田砂岩的成岩作用及成储效应认识不清的问题,通过岩心观察与描述,根据薄片观察、阴极发光、扫描电镜、X-衍射及物性分析等资料,深入研究东胜气田下石盒子组储层的岩石学特征、孔渗特征、储集空间类型及成岩作用特征,确定储层成岩演化阶段和演化序列,系统探讨成岩作用的成储效应。研究结果表明:鄂尔多斯盆地东胜气田下石盒子组储层砂岩主要处于中成岩A期,部分进入中成岩B期;砂岩成分成熟度中等而结构成熟度较低,次生溶孔为其主要的储集空间,为典型的低孔低渗储层;研究区砂岩成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用,其中,机械压实作用、碳酸盐岩胶结和硅质胶结作用减小孔隙,是引起储层致密的重要原因,而溶蚀作用形成次生孔隙,有利于改善储层物性。研究梳理了东胜气田下石盒子组储层特征、成岩演化及成储关系,以期对研究区致密砂岩气的深入勘探提供一定的借鉴和指导。     

珠江口盆地深水区白云凹陷储层孔隙特征及影响因素

利用岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X射线衍射、扫描电镜和压汞分析等手段,对珠江口盆地深水区白云凹陷储层孔隙特征进行了分析,并结合储层的沉积环境、岩性特征和成岩演化过程对影响储层孔隙演化的因素进行了研究。该区储层孔隙类型主要为长石、硅质岩屑和早期碳酸盐胶结物溶蚀、溶解产生的粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙,在2 750~3 500m和3 800~4 600m深度发育有两个次生孔隙带。沉积相带的分异作用和成岩作用引起的孔喉变化是控制储层物性的主要因素。沉积相带的不同导致储层结构成熟度和成分成熟度的差异,甚至孔隙水的差异,进而导致储层的物性差异。压实作用和碳酸盐胶结作用使得原生孔隙急剧减小,但碳酸盐胶结物又增强了储层的抗压能力,为后期酸性流体溶蚀、溶解提供了空间和物质基础。     

鄂尔多斯盆地东缘雷家碛地区盒8段致密储层“甜点”预测

鄂尔多斯盆地东缘雷家碛地区盒8段广泛发育辫状河砂体,为典型的致密砂岩气储层。为解决因地震资料品质约束造成的气层预测困难问题,开展了实验室岩心分析测试等方面的研究。结果表明：①雷家碛地区盒8段以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,储集空间类型包括残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔等,面孔率低,孔喉分选差,孔隙结构复杂,为典型致密砂岩储层;②压实作用、压溶作用和胶结作用均为破坏性成岩作用,而溶蚀作用和构造破裂作用均有效改善了岩石的储集性;③各成岩作用对岩石的改造可引起岩石物理参数变化,依据在三维地震数据体中提取的"甜点"属性与叠前反演得到的泊松比属性,在平面上划分出建设性成岩作用所形成的有利区,可有效预测天然气富集区。根据上述方法部署的LX-41井,其钻探结果与预测结论较为一致。研究成果对类似区域的"甜点"预测具有一定的借鉴意义。     

致密油储层成岩相类型及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地姜家川地区长8储层为例

鄂尔多斯盆地姜家川地区长8油藏属于近源富集成藏,是特低孔、超低渗的典型致密油藏,分析储层成岩相类型并寻找受成岩相控制的优质储集体,可为有利储层预测和致密油藏高效开发提供依据。利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、阴极发光等手段,对目的层岩石学特征、成岩作用类型和成岩期次进行了研究,结合油田生产动态资料,分析了不同成岩相的特征、差异及其对产能的影响,预测了有利成岩相带分布。结果表明：长8储层主要为岩屑长石砂岩,压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙结构遭到严重破坏,铁方解石、铁白云石等含铁碳酸盐的胶结作用是导致储层致密的决定性因素,成岩阶段中的溶蚀作用有利于改善储层的孔渗性能;主要成岩阶段处于中成岩阶段A期的晚期,同时部分区域进入中成岩阶段B期的早期,主要发育绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、绿泥石膜和伊利石胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相、伊利石胶结形成的长石溶孔相、碳酸盐胶结相等4类成岩相,其中绿泥石膜胶结形成的残余粒间孔+长石溶孔相物性最好、产油量最高,该成岩相分布区储集层具有良好的储渗能力。研究结果可为该区有利勘探区预测提供参考。