粘土矿物成岩作用对油气储集性和产能的影响——以苏北盆地台兴油田阜三段储层为例

该文基于12口井的粘土矿物X-衍射、岩心铸体的测试数据及电镜扫描微观图象观察,对台兴油田阜三段4个油组储层的粘土矿物类型及分布特征进行了研究,阐述了粘土矿物类型与储层面孔率及孔喉结构的关系,分析了粘土矿物转化与孔隙演化的规律、粘土矿物产状对储集性的影响,同时对开发中粘土矿物成分对油层和产能的影响进行了分析。研究结果表明高岭石含量与孔隙度成正相关关系,绿泥石、伊利石的含量与孔隙度成负相关关系,尤其是绿泥石对孔隙度的负面影响较大,次生孔隙发育带基本相当于粘土矿物第一迅速转化带,其埋深为2350～2750m。最后对本区有利于次生孔隙发育的层位进行了预测。      

准噶尔盆地莫索湾—莫北地区八道湾组深部致密储层发育特征及演化模式

准噶尔盆地莫索湾—莫北地区八道湾组油气藏储层埋深大于4 000m,属典型深部致密储层。利用岩石物性、铸体薄片和扫描电镜等数据和资料,对八道湾组深部储层基本发育特征及演化模式进行了研究。八道湾组储层普遍发育粒内溶孔和粒间溶孔为主的溶蚀型次生孔隙,有效改善和提高了储层质量;储层垂向上以4 100m和4 500m为界,从浅至深划分为原生孔隙带、混合孔隙带和次生孔隙带,八道湾组储层为混合孔隙带和次生孔隙带;储层孔隙经历了由原生孔隙到混合孔隙再到次生孔隙的演化过程,八道湾组深部储层以发育次生孔隙带为主要特征。     

东营凹陷下第三系碎屑岩储层孔隙演化与次生孔隙成因

通过对铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性、碳酸盐含量等大量资料研究,认为东营凹陷下第三系储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程。在浅于1650m的深度,以原生孔隙为主;在1650～1900m的深度,溶蚀作用相对较弱,形成了溶蚀与原生孔隙并存的混合孔隙段;超过1900m深度以后,溶蚀和胶结作用占主导地位,以次生孔隙为主。在不同地区、不同深度次生孔隙的发育程度不同:北部陡坡带的次生孔隙主要发育于1650～2450m,特别是在2100m次生孔隙的发育程度最高;中央隆起带次生孔隙均从1600m深度以下比较发育,而在1850～2500m深度段最为发育;在南部缓坡带,次生孔隙总体上主要发育于1900～2600m深度段。因此,由北向南次生孔隙发育的深度有增大趋势,但发育程度则明显减弱。次生孔隙的形成主要与碳酸盐、长石的溶蚀以及粘土矿物的脱水作用密切相关,是无机成岩作用和有机热成熟演化产生的CO₂和有机酸溶蚀可溶组分的结果。东营凹陷碎屑岩次生孔隙的分布具有以下规律:在纵向上受控于烃源岩的成熟时间,平面上则受酸性水源区平面位置的控制;次生孔隙的发育程度与砂体所处的沉积相带密切相关,即水下沉积砂体的次生孔隙要比水上沉积砂体的发育;位于断裂带附近砂层中的次生孔隙比较发育。     

东营凹陷古近系碎屑岩储层次生孔隙发育规律

东营凹陷古近系碎屑岩储层的孔隙经历了由原生到次生的演化过程,主要储集空间为次生孔隙,不同深度范围分别发育不同的孔隙组合类型。平面上,次生孔隙发育的深度由北向南有增大趋势,但发育程度明显减弱。碳酸盐矿物溶蚀作用、长石矿物溶蚀作用、粘土矿物脱水作用是东营凹陷古近系碎屑岩储层次生孔隙的主要成因,储层物性主要受沉积条件及压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用控制,各因素之间存在一定制约关系。     

渤中凹陷古近系沙河街组相对高孔渗储层成因分析——以QHD35-2-1井为例

渤中凹陷古近系沙河街组砂岩具有粒度细(粉砂)、成岩演化程度高、埋藏深(大于3 000m)、物性差的特征,是否发育相对高孔渗储层是制约该地区深层油气勘探的关键问题。根据渤中凹陷QHD35-2-1井的测井、取心及测试资料,研究了深层砂岩的成岩机制和高孔渗储层的成因,结果表明:渤中凹陷深层古近系沙河街组砂岩处于中成岩期—晚成岩期,砂岩粒度细,咸水低温钙质沉淀胶结,这些因素对深部储层孔渗的发育与保存不利;高温及高异常压力的存在,使得粉砂岩储层中矿物成分大量溶蚀,形成了受异常压力保护的原生粒间孔隙,以及长石、碳酸盐岩胶结物与岩屑等溶蚀形成的次生孔隙,从而构成了深埋条件下的相对高孔渗储层。     

东濮凹陷古近系深层次生孔隙垂向分布特征及成因

从岩石铸体薄片、扫描电镜观察和碳酸盐含量、镜质体反射率、黏土矿物分析及物性数据发现，长石、碳酸盐和硫酸盐等酸性组分的溶蚀是东濮凹陷古近系储集层次生孔隙形成的主导因素，且随埋深增大，碳酸盐溶蚀程度减小，长石溶蚀程度增加。次生孔隙有粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔、铸模孔以及裂缝（隙）等。垂向上从上至下，对应深度2375～2675m、2975～3350m、3675～4200m和4500m以下依次发育4个次生孔隙带，其主要形成机理有：有机质热演化过程中产生的酸性流体的溶解作用；异常高压环境中的热循环对流、幕式排烃以及异常高压导致的生油窗扩展作用；不整合面和断裂带附近的淋滤作用等。图7表2参15     

江陵凹陷深层储层次生孔隙非均质性成因

在江陵凹陷埋深超过3 000m的晚白垩纪地层发现了次生孔隙发育的砂岩储层油气藏,次生孔隙以粒间填隙物溶孔为主,但次生孔隙的发育程度存在严重的非均质性,控制了有效油气藏的形成.储层在成岩过程中受地层水pH值变化的影响,经历1~3个世代的胶结或溶蚀作用,其中在晚成岩期油气生成和运移过程中形成的酸性成岩环境对早成岩期生成的碳酸盐岩胶结物和储层中的长石矿物溶蚀,因而产生了大量的次生溶孔,但随后在溶孔中沉淀了不等量的硬石膏,导致了次生孔隙的非均质性.硬石膏胶结物的含量与储层岩石中长石矿物成分的含量密切相关,石英砂岩内硬石膏胶结物含量低,长石砂岩的硬石膏胶结物含量高.造成这种现象的主要原因是储层中长石矿物的溶解为硬石膏在孔隙中的沉淀提供了物质来源.     

东濮凹陷沙河街组碎屑岩成岩作用与有机质演化的关系

东濮凹陷下第三系沙河街组储层在纵向上有三个高碳酸盐含量带和4个次生孔隙发育带。有机质演化产生的CO₂和有机酸造成浅部储层长石骨架颗粒和碳酸盐胶结物的溶解,产生第一个次生孔隙带；中、深部长石的溶蚀作用形成第2、第3个次生孔隙发育带；深部碳酸盐胶结物的溶蚀构成第4个次生孔隙发育带。     

盐湖环境成岩作用特征及其对高孔隙带形成的影响

渤海湾盆地东濮凹陷黄河以北地区古近系沙河街组沉积于典型的成水盐湖环境，发育巨厚的盐岩层，碳酸盐胶结强烈，硫酸盐矿物呈层状或块状分布，黏土矿物中以伊利石含量最高，边溶蚀边交代作用显著。其成岩作用具有明显的盐湖盆地特点，使沙河街组纵向发育次生高孔隙带，约2500m深度的第一次生孔隙发育带一般孔隙度大于20％，2850～3700m的第二次生孔隙发育带孔隙度约为14％。图3表2参7     

沾化凹陷下第三系砂岩次生孔隙纵向分布规律

根据铸体薄片、扫描电镜、碳酸盐含量、镜质体反射率、粘土矿物以及储层物性等数据,研究了沾化凹陷下第三系砂岩次生孔隙的纵向分布规律。在小于1900m的深度,砂岩的孔隙主要为压实和胶结之后的原生粒间孔隙;在埋深达1900m以后开始出现少量次生孔隙,在1900～2200m深度范围形成原生孔隙与次生孔隙并存的混合孔隙带;大量的次生孔隙出现在2200～3500m的深度段。200多口井15000余个砂岩的孔隙度和渗透率在纵向上的变化关系也间接证实了这一点。次生孔隙主要为长石溶蚀成因,碳酸盐胶结物溶蚀是次要的,这是由有机酸对长石和碳酸盐胶结物的化学反应自由能所决定的。有机酸溶蚀长石的化学反应自由能(-154.49～-17.92kJ/mol)低于溶蚀碳酸盐(46.89kJ/mol)。在2200～3500m深度,沾化凹陷烃源岩成熟产生大量有机酸和泥岩中的粘土矿物迅速脱水是产生溶蚀作用形成次生孔隙的直接原因。     

渤南油田三区沙三段4砂组成岩作用与储集层孔隙关系研究

中国石油化工集团公司胜利油田有限公司渤南油田位于济阳坳陷沾化凹陷的渤南洼陷,是胜利油区地质储量最大的深层低渗透油田,主要开发层系沙三段4砂组为浊积成因砂岩,埋藏深度为3200～3400m.以渤南油田三区沙三段4砂组为例,分析成岩作用对该砂组储集层储渗结构的改造作用.降低孔隙度的成岩作用主要为压实作用、胶结作用以及交代作用,其中,物理压实主要发生在2500m以上深度;溶解作用产生次生孔隙,增大孔隙,并主要发生在长石颗粒和碳酸盐胶结物中;成岩黏土矿物对储渗结构起损害作用.进行渤南油田成岩作用与储集层特征演化关系的研究,搞清低渗透储集层储渗结构,对于指导开发方案调整、提高采收率具有重要意义.参2(王孝陵摘)     

长石溶解-沉淀的热力学和动力学特征及其对储层物性的影响——以渤海湾盆地渤南洼陷沙三段为例

长石溶解及其次生孔隙的形成对砂岩储层质量具有重要影响。为了研究渤海湾盆地渤南洼陷有利孔隙发育带,利用长石溶解-沉淀的热力学和动力学计算,结合薄片分析、孔隙度和渗透率资料,开展了对沙三段长石次生孔隙发育的研究。结果显示,现今的地层水多有利于长石沉淀,部分区域发生长石溶解。结合孔隙度平面分布图和镜下薄片分析可知：孔隙度发育较好的区域主要是钾长石发生溶解,钙长石ΔG < -15 kJ/mol溶解速率较快和钠长石ΔG < 15 kJ/mol沉淀速率较慢的区域。此外,粘土矿物（高岭石等）在长石溶解形成的次生孔隙中的沉淀,降低了储层的渗透率;且在埋深超过3 000 m的区域,地层水中的SiO₂（aq）沉淀速率的显著加快降低了储层孔隙度。综上：埋藏环境中,长石的溶解对于次生孔隙的贡献十分重要,但是如果其副产物未发生迁移则对次生孔隙的贡献较小,并且较高的粘土矿物含量会降低储层的渗透率。本文对于利用热力学和动力学模型预测储层发育提供了新的方法。     

大牛地气田致密砂岩气层的异常高孔隙带特征与成因

利用岩石薄片分析、扫描电镜分析及粘土矿物的X衍射资料，分析了鄂尔多斯盆地塔巴庙区块大牛地气田上古生界盒3段致密砂岩储层中异常高孔隙带的特征和成因。分析表明，异常高孔隙带具有高渗和低渗两种类型。其中，异常高孔渗带（孔隙度大于8％，渗透率大于0.5×10^－3μm²）的岩性主要为粗粒的岩屑石英砂岩和粗粒石英砂岩，杂基含量一般低于10％，孔隙多为残余粒间孔隙，中孔、中-粗喉的孔喉结构，绿泥石粘土包壳和古异常流体压力的发育是原生粒间孔隙被保护的主要原因；而异常高孔隙带（孔隙度大于8％，渗透率小于0.5×10^－3μm²）的岩性为粗-中-细粒岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，杂基含量较高，孔隙多为各类溶蚀孔隙和交代溶蚀孔隙，孔隙主要为细孔，喉道主要为细-微喉，各类次生溶蚀孔隙的发育是形成异常高孔隙带的主要成因。     

南华北盆地谭庄凹陷下白垩统成岩相分布及优质储层预测

利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性等分析化验资料,对影响南华北盆地谭庄凹陷下白垩统储层物性的压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用强度进行了定量计算,得出了不同井和不同层段的视压实率、视胶结率和视溶蚀孔隙度,厘定了成岩强度划分标准。将下白垩统储层划分为5种成岩相类型,其中Ⅰ和Ⅱ类成岩相为较好的储集相带,Ⅲ类为中等储集相带,Ⅳ和Ⅴ类为差的储集相带。通过成岩相分布预测,结合沉积体系及次生孔隙发育分布规律,认为谭庄凹陷南部扇三角洲的北部区域、北部三角洲的南部区域处于中等-较强压实强胶结中等溶蚀成岩相带,为各层段的有利储集相带。     

珠江口盆地陆丰凹陷深层砂岩储层特征及主控因素

珠江口盆地陆丰凹陷深层碎屑岩储层埋深普遍大于3 000 m,储层质量较差且非均质性强,制约油气高效勘探。综合运用岩心、薄片鉴定、物性测试、压汞测试以及测录井等分析手段,对陆丰凹陷古近系文昌组和恩平组深埋碎屑岩开展了储层岩石学特征、成岩作用及优质储层主控因素研究。研究表明,古近系文昌组岩石类型为岩屑质石英砂岩,储层孔隙主要由原生孔和次生孔构成,表现为一套特低-低孔隙度（平均孔隙度为9.42%）、超低-低渗透率（平均渗透率为8.38 mD）储层特征;恩平组储层主要由长石岩屑质石英砂岩构成,储层总体属于低-中孔隙度（平均孔隙度14.66%）、低-中渗透率储层（平均渗透率为198.43 mD）,以原生孔为主。在3 600~4 400 m深度段,发育一套高孔隙度的优质储层带,主体为原生孔,可见大量次生溶蚀孔隙,孔隙度可达20%,渗透率可达263.74 mD。这套优质储层形成条件包括：①先天条件好,长距离搬运的辫状河三角洲前缘中厚层砂体,具备岩性较粗、石英含量高、杂基含量低和结构成熟度高的特征,保留了较多的原生孔隙;②与生烃液态窗埋深对应良好,有机酸易对储层中长石和岩屑产生强烈溶蚀,明显改善了储层物性;③油气充注发生在长石和岩屑溶蚀之后、晚期碳酸盐胶结物大量形成之前,是优质储层得以保存的又一重要条件。总体而言,沉积条件、溶蚀作用和油气充注时间三者的良好匹配是深层优质储层形成的根本原因。这些认识对于珠江口盆地深层油气勘探以及相似地质背景的优质储层预测具有一定的启示作用。     

火山碎屑岩储层异常高孔隙成因——以南贝尔凹陷东次凹北洼槽为例

南贝尔凹陷东次凹北洼槽铜钵庙组-南屯组发育火山碎屑岩储层,在纵向上存在5个异常高孔隙带,其深度分布范围分别为1450~1500 m、1560 ~1775 m、1840~2030 m、2110~2230 m、2330~2520 m。针对上述5个异常高孔隙带,应用普通薄片、铸体薄片、铸体图像分析、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对其成因进行研究。研究结果表明：异常高孔隙的形成主要与凝灰质成分的溶蚀溶解作用有关,凝灰质成分易于发生溶蚀是形成异常高孔隙的根本原因;有机质热演化过程中产生的有机酸是溶蚀溶解作用得以进行的主要营力;有利的沉积相带空间配置关系是控制异常高孔隙带空间分布的主要因素;高岭石向绿泥石转化产生的无机酸对于异常高孔隙的形成有一定贡献。     

渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷沙四下亚段红层有利储层成因机制

渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷沙四下亚段红层经历了较长时期的沉积和成岩改造作用,原生孔隙保留机制、次生孔隙演化规律不清,制约着勘探进展。运用岩心观察、铸体薄片鉴定及扫描电镜分析等技术手段,在储层特征分析基础上,开展了红层有利储层受控因素分析,总结了有利储层成因机制,预测了有利储层分布。该区沙四下亚段红层沉积存在冲积扇-辫状河-辫状河三角洲-湖泊和扇三角洲-湖泊2大沉积体系;砂岩类型以岩屑长石砂岩为主,储集空间由残留原生孔隙、次生溶蚀孔隙及裂缝构成,储层物性较差,属于特低孔特低渗储层。储层在机械压实作用以及碱、酸流体的交替影响下,储集空间经历了原生孔隙保留、次生孔隙形成及储层致密化3个阶段;埋深与有利相带决定原生孔隙保存程度,有机酸、上覆地层异常高压与断裂展布决定次生孔隙发育程度。原生孔隙发育的有利储层类型为3 000 m以浅的冲积扇扇端储集体,分布于南部盆缘,呈裙带状展布;次生孔隙发育的有利储层类型为沙四上亚段压力系数大于1.2且沙四下亚段断裂体系发育的辫状河和辫状河三角洲储集体,分布在洼陷带,呈带状、叠合连片状展布。      

渤南洼陷膏盐层发育与深层储层次生孔隙发育的关系

从膏岩层的发育、分布特征研究入手,分析膏盐层对深部地层温度、压力的影响,研究了渤南洼陷膏 盐层分布发育与深层次生孔隙发育层段的关系,同时利用测井资料对研究区深层孔隙进行了预测,认为渤 南洼陷在5 000-6 000 m的深度段内的孔隙度仍可保留在4.34％-6.44％之间,这为深层油气的储集提 供了很好的空间。     

根据储层成岩特征差异性判断浅层油气藏油气充注时间——以哈萨克斯坦A油田为例

传统地质分析、储层流体包裹体和伊利石测年等方法对于浅层油气藏油气充注时间的确定,都存在着明显的不足。基于烃类-水-矿物之间的相互作用,提出了根据储层成岩特征差异性判断浅层油气藏油气充注时间的新方法,并以哈萨克斯坦A油田为例,应用该方法确定了M-Ⅱ油层的油气充注时间。分析认为,部分成岩矿物含量的差异性可以表征油气大量充注时间的早晚。通过分析部分成岩矿物含量的差异性,结合成岩演化序列及埋藏热演化史,可以确定油气大量充注的时间。在成藏因素分析的基础上,结合成岩矿物相对含量的变化趋势,还可以追踪油气充注方向或判断油气充注过程。     

深层碎屑岩储层次生高孔带发育特征及成因——以吐哈盆地台北凹陷下侏罗统为例

对于吐哈盆地下侏罗统深层碎屑岩有利储层的分布规律认识不清，严重制约了该盆地油气的规模勘探与开发。为了厘清该盆地台北凹陷下侏罗统深层碎屑岩有利储层的分布规律，应用岩石实测物性、测井解释物性、铸体薄片、扫描电镜等资料，在分析储层基本特征、原生孔隙演化等的基础上，研究了下侏罗统深层高孔带发育特征，并探讨了高孔带成因。研究结果表明：①下侏罗统储层岩性主要为成分、结构成熟度中等的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，储层埋深与正常最大原生孔隙度呈现出较好的对数函数关系；②在下侏罗统储层整体低孔、低渗的背景下，发育正常演化高孔隙度储层和次生高孔隙度储层两类有利储层，上述两类储层在平面上主要分布于火焰山、葡北及鄯善弧形构造带；③次生高孔隙度储层孔隙度介于10%～15%，渗透率介于1.0～10.0 mD，储层中原生孔隙含量占60.5%～90.0%，平均含量可达81.5%；④次生高孔隙度储层在埋深4 000～4 300 m与4 450～4 550 m发育2个次生高孔带；⑤辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝中高石英质碎屑含量、相对弱压实弱胶结的粗砂岩和砂砾岩为深层次生高孔带的形成提供了物质基础，有机酸溶蚀增孔是深层次生高孔带发育的成因机制。结论认为，4 000 m以深次生高孔隙度储层和正常演化高孔隙度储层是吐哈盆地台北凹陷深层油气勘探的新领域。