致密砂岩储层埋藏-成岩-油气充注演化过程与孔隙演化定量分析——以鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段天然气储层为例

目前国内对致密砂岩的成岩-孔隙演化过程、埋藏-热演化史、油气充注史基本停留在相对独立和单一的静态研究阶段,因此,对于砂岩的岩石学组分及其差异性成岩演化过程导致的储层致密化过程与油气充注时序关系的研究依然十分薄弱。通过各类薄片显微镜下研究与定量统计,结合扫描电镜、阴极发光、包裹体均一温度与激光拉曼探针成分等多种分析测试手段,开展了鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段不同类型致密砂岩的埋藏-成岩-油气充注-孔隙动态演化历史的精细研究,在此基础上讨论了各砂岩致密化过程与油气充注在时序关系上的差异性。研究结果显示,钙质胶结砂岩和高塑性岩屑砂岩的成岩-油气充注演化过程相对简单,前者经历中成岩阶段A期碳酸盐胶结作用后基本成为致密储层,时序关系为先充注后致密;而后者经历早成岩阶段压实作用后一部分成为致密储层,时序关系为先致密后充注;石英砂岩和岩屑石英砂岩经历了较为复杂的成岩-油气充注演化过程,时序关系为边充注边致密。     

苏里格气田Z30区块下石盒子组8段储层成岩演化与成岩相

通过镜下、成岩流体包裹体以及酸、碱性流体介质中各种成岩反应热力学特征的分析,结合有机质演化史、埋藏史,对苏里格气田Z30区块二叠系下石盒子组8段(简称盒8段)储层的成岩演化和成岩相进行了划分。结果表明,盒8段储层经历了同生成岩-早成岩A早期的弱酸性溶蚀阶段、早成岩A晚期-早成岩B期的酸性溶蚀阶段、中成岩A期-中成岩B早期的酸性溶解阶段以及中成岩B晚期-地层抬升过程中成岩后生的碱性交代和胶结4个成岩演化阶段,最终形成5种成岩相类型,即净砂岩不稳定组分溶蚀-绿泥石薄膜相、净砂岩不稳定组分溶蚀-高岭石及硅质胶结相、净砂岩高岭石及硅质胶结-不稳定组分溶蚀相、净砂岩不稳定组分溶蚀-碳酸盐致密胶结相以及杂砂岩杂基充填致密压实相。其中,酸性溶解阶段是形成储层主要储集空间的关键性阶段,并使净砂岩不稳定组分溶蚀-绿泥石薄膜相、净砂岩不稳定组分溶蚀-高岭石及硅质胶结相和净砂岩高岭石及硅质胶结-不稳定组分溶蚀相成为建设性成岩相。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组储层成岩作用、致密历史、油水分布特征的分析,并结合充注动力与阻力的计算,探讨了储层早期致密化影响下的致密油充注特征。结果表明,延长组长6-长8段储层孔隙演化经过4个阶段,在中成岩阶段A₁期基本达到致密,而此时油气大规模充注尚未开始。储层早期致密化形成的高充注阻力导致浮力难以成为驱替致密油运移的有效动力。同时,结合该区具有紧邻源岩的致密砂岩普遍含油、"甜点"富油且流体分异性差的特征,认为广泛发育的长7段烃源岩与长6和长8段储层间的剩余压力差是致密油充注的主要动力,且是导致致密砂岩含油而甜点富油的重要因素。      

砂岩储层致密化及其与油气充注成藏的耦合关系——以鄂尔多斯盆地延安气田上古生界为例

针对鄂尔多斯盆地延安气田上古生界致密砂岩储层,文中采用薄片鉴定、扫描电镜分析及流体包裹体测试等方法,开展储层特征、天然气成藏期次等研究,恢复孔隙度演化过程,讨论了各类砂岩储层致密化与油气充注成藏的耦合关系。研究表明：在早成岩阶段,凝灰质石英砂岩、高塑性岩屑砂岩及钙质胶结砂岩已演变为特低孔岩石,平均孔隙度为8%,不发生烃类充注,之后持续保持致密状态。石英砂岩、低脆性石英砂岩经历了早成岩机械压实、溶蚀及高岭石胶结作用,在第1期烃类充注时,平均孔隙度为23%,随后在石英压溶和胶结作用下孔隙度继续减小;在第2期大量烃类充注时,平均孔隙度为18%,随着烃类不断充注,储层越来越致密。因此,石英砂岩和低脆性石英砂岩储层在早期成藏阶段孔渗条件较好,且至成藏晚期储层致密化过程中仍发生广泛的油气充注,其致密化过程与油气充注成藏的耦合关系为“边成藏边致密化”。     

四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层成岩—成藏耦合关系

储层致密期与天然气充注期的关系是致密砂岩气成藏机理及富集规律研究中尚未得到很好解决的关键问题。主要基于对四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩成岩演化史、天然气充注历史和致密砂岩储层有机_无机水岩相互作用序列的分析,总结了四川盆地元坝_通南巴地区须家河组致密砂岩储层致密化机理,厘定了储层致密期与天然气成藏期的关系。指出早期强的压实作用使储层物性大幅降低及其导致的半封闭_封闭成岩流体系统是致密储层形成的主要原因。后期半封闭_封闭成岩流体系统中,流体流通不畅,溶蚀作用产物迁移受阻,以就地沉淀形成胶结物为主,堵塞溶蚀孔隙和剩余原生孔隙,溶蚀作用越强胶结物含量也越高,从而使储层进一步致密化。须家河组烃源岩生排烃史和储层流体包裹体特征研究表明,天然气的充注发生在中侏罗世_早白垩世,以早白垩世为主。综合储层致密史、天然气充注史和有机_无机水岩相互作用序列分析认为天然气充注时储层已经致密,具有储层先致密天然气后成藏的特征。     

珠江口盆地惠南半地堑恩平组烃类充注特征与砂岩致密化成因分析

珠江口盆地惠州凹陷惠南半地堑A构造A1井古近系恩平组砂岩见油气显示,但地层测试结果为干层,砂岩具有低孔低渗特征。通过生物标志化合物绝对定量分析、岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射、流体包裹体、储层定量荧光分析、成岩演化模拟等手段,对A1井恩平组砂岩中烃类充注史和储层成岩作用过程与致密化成因进行了综合分析。生物标志化合物组合特征指示A1井恩平组储层中以自生自储烃为主,有少量文昌组烃源岩生成的烃类贡献;流体包裹体和颗粒荧光定量分析指示2.5～0 Ma是油气主充注期,以晚期充注为主。石英胶结是导致A1井区恩平组砂岩致密化的主要原因,埋藏成岩期为富K+流体环境,高岭石和钾长石向伊利石转化,形成石英胶结和伊利石,破坏了砂岩的孔渗性;恩平组砂岩储层具有典型的先致密后烃类充注的特征,石英和伊利石均为水湿性矿物,烃类充注对胶结物的形成抑制作用不大。本文研究结果可为珠江口盆地古近系深层油气成藏研究提供参考。     

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。     

鄂尔多斯盆地西南地区油气富集与储层演化史

针对鄂尔多斯盆地西南地区三叠系延长组致密油富集成藏特征与储层致密演化之间的关系,充分分析包裹体宿主矿物成岩序列和均一温度,认为石英加大边中包裹体形成于早白垩世中晚期生排烃高峰期,含铁碳酸盐中包裹体为早白垩世晚期充注产物。基于该认识,结合现今储层孔隙发育特征、毛管压力特征,探讨成藏期储层古物性、孔喉毛细管力、地层过剩压力等分布特征,分析各成藏期物性、孔喉压力与油藏关系,结果表明:烃类主要充注在孔渗相对优良的储层中,但2次充注期物性控制因素略有差异,早白垩世中—晚期储层尚未致密,早白垩世晚期含铁碳酸盐胶结物发育,储层致密,物性变差,含铁碳酸盐是储层致密主因;分析异常压力特征,认为长7油层组优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压,为低渗透储层油气大规模运移的主要动力。     

延安气田下二叠统山西组流体包裹体特征及其地质意义

近年来,鄂尔多斯盆地东南部上古生界天然气勘探取得了重大突破。为了明晰该区上古生界天然气的成藏过程,以区内延安气田上古生界气藏主力产层——下二叠统山西组为例,通过对储层流体包裹体颜色、形态、成分、均一温度等特征的分析,结合埋藏史、热史模拟,确定了包裹体形成期次,厘定了烃类充注的地质年代,分析了油气充注与成岩演化的耦合关系。研究结果表明:①延安气田山西组储层流体包裹体主要赋存于自生石英、碳酸盐胶结物及石英颗粒愈合缝中,有CO_2、烃类和盐水3种类型的包裹体。②烃类包裹体的形成主要有两期,其中第一期主要发育在石英次生加大边和石英颗粒愈合缝中,均一温度介于90～110℃,气态烃组分以富CO_2和CH_4为主;第二期主要发育在石英加大边、碳酸盐胶结物及石英颗粒愈合缝中,均一温度介于130～160℃,气态烃组分以富CH_4为主。③山西组存在着两期烃类充注,其中第一期发生在晚三叠世—早、中侏罗世,该时期有机质开始生排烃并充注,长石和岩屑溶蚀形成次生孔隙,化学压溶作用开始发生并形成少量石英加大边;中、晚侏罗世,烃源岩进入成熟阶段,开始大量生排烃并开始第二期烃类充注,化学压溶作用加强,石英胶结大量发育;至早白垩世,烃源岩热演化达到高—过成熟阶段,大量生气,石英胶结继续发育,铁白云石发生沉淀;早白垩世末至今,烃源岩生烃作用逐渐停止。     

鄂尔多斯盆地中部延长组长7段致密储层成因及控制因素

鄂尔多斯盆地铁边城地区长7段储层总体上经历了压实、2期油气充注及其引发的2期成岩响应.砂岩厚度不同,油气充注与致密化过程也不同.研究表明:薄层砂体(0.5～2.6 m)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早期方解石胶结;厚层砂体(大于2.6 rn)的致密化过程为压实—Ⅰ期油气充注—压实—Ⅰ期方解石胶结—Ⅱ期油气充注—Ⅱ期方解石胶结,储层致密机理为压实和早晚2期方解石胶结.富软碎屑砂岩仅受压实作用就可致密.除压实作用外,油气充注控制了储层的成岩过程.油气充注时,酸性流体溶蚀改造储层;成藏后,油水分异导致水层中的方解石沉淀填充孔隙而变致密,油层中水岩反应被抑制而残留孔隙.油气充注为方解石胶结提供了碳源,且与沉积差异一起控制了方解石胶结层的分布.沉积作用、压实作用、胶结作用及油气充注是长7段储层致密化的控制因素.     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组超低渗透储层致密史与油藏成藏史

针对鄂尔多斯盆地湖盆中部三叠系延长组超低渗透岩性油藏形成机理,在包裹体宿主矿物成岩序列和均一温度分析基础上,明确了钠长石中的烃类包裹体形成于晚侏罗世早期的早期充注过程中,石英加大边中包裹体形成于早白垩世生排烃高峰期,含铁碳酸盐中的烃类包裹体形成于早白垩世末抬升降温过程中的早期阶段,为晚期充注的产物。同时结合现今储层孔隙发育特征,探讨生排烃高峰期储层古孔隙度和古渗透率,提出生排烃高峰期延长组超低渗透储层尚未形成,含铁碳酸盐胶结是造成储层致密的决定性因素。     

致密油运聚动力研究——以渤海湾盆地东濮凹陷Wg4井沙三中致密油为例

以东濮凹陷中央隆起带北部的文、卫、濮结合部Wg4井沙三中亚段致密油为例,开展流体包裹体古温压分析,结合盆地模拟技术,动态展现其致密油的运聚动力——烃源岩生烃增压作用。沙三中亚段致密储层于东营期构造抬升时,烃类发生幕式充注,烃包裹体Ⅰ,Ⅱ先后被捕获。致密油充注时期为古近纪末期（约19.5～17.5 Ma）;基于烃包裹体捕获压力、深度可知致密油充注为超压充注,超压系数分别为1.54,1.26。通过生物标志化合物谱图及参数对比追溯的下伏烃源岩,在古近纪末期达到成熟阶段,保留有大量生烃所形成的高压。烃类超压充注与邻近下伏烃源岩生烃增压史具有良好的匹配性,有力地证实了致密油的运聚动力主要为烃源岩生烃增压作用,这对于致密油层段优选具有积极的意义,需聚焦优质烃源岩的发育规模、生烃史以及近源型油气聚集。     

渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

截至目前,我国发现并成功开采的致密砂岩气藏主要分布于中西部地区,气源岩有机质类型为偏腐殖型;而天然气成因类型为油型气的致密砂岩气藏则较为少见,尚缺乏系统的研究。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田古近系始新统沙河街组三段(以下简称沙三段)气藏为例,应用地质、地球化学、测井等资料,对沙三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景进行了系统研究,并在依据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等成藏要素对天然气成藏阶段进行划分的基础上,根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系分析其成藏过程。研究结果表明:(1)沙三段气藏成因类型为油型气的致密砂岩气,具备有机质丰度及成熟度较高的优质烃源岩、累计厚度较大且分布范围较广的储集层、与烃源岩互层的良好的源储配置关系、充足的成藏动力及良好的封盖保存条件等有利的成藏条件;(2)沙三中—下亚段储集层致密,浮力作用下天然气很难发生有效充注,欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是天然气充注的主要动力;(3)沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注,致密砂岩气整体具有"先致密、后成藏"的特征,其成藏过程可分为4个演化阶段。     

松辽盆地南部大情字井油田青二段低渗透储层成因

低渗透储层是地层岩性油气藏最重要的特征之一,明确其成因是大情字井油田青二段油藏制定合理开发方案的依据之一.从沉积环境和成岩作用两方面对低渗透储层的形成进行了分析:大情字井油田青二段储层岩性为三角洲前缘沉积的粉细砂岩和粉砂岩,沉积物粒度细和泥质含量高是形成低渗透储层的基础;储层整体上处于中成岩A期阶段,碳酸盐胶结物的多期...     

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系盒1段储层特征及成岩圈闭

为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系盒1段致密碎屑岩储层特征及成岩圈闭的发育机制,开展了储层含气性分析、铸体薄片鉴定和碳氧同位素分析,并通过对岩石成岩微观特征分析和定量统计,明确了研究区二叠系盒1段气层段和干层段的岩石学特征和成岩-孔隙演化的差异性,阐释了成岩圈闭发育机制。结果表明:(1)大牛地气田二叠系盒1段干层段比含气段的石英颗粒体积分数低15%左右,填隙物以方解石胶结物和假杂基为主。干层段主要分布于沿主河道方向的2个沉积中心之间的过渡地带、横向河道边部以及较为孤立的透镜体砂岩中。(2)研究区成岩圈闭封堵层按照成因差异可划分为钙质胶结交代型和压实压溶硅质胶结型,前者方解石胶结特征显著,在成藏期前(中晚侏罗世—白垩世)达到致密程度;后者颗粒间紧密接触,假杂基化特征显著,表现为"边成藏边致密",储层致密化和油气充注同时发生。(3)研究区2类圈闭的形成得益于2方面,一是具有良好的储层致密化-成藏耦合关系,二是中成岩A1期的大规模方解石胶结和高塑性岩屑含量导致的持续减孔效应。该研究成果对具有类似地质条件的成岩圈闭勘探具有借鉴作用。     

碱性环境成岩作用及对储集层孔隙的影响——以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩为例

根据大量岩石薄片观察、扫描电镜和X衍射分析,详细研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段致密砂岩的岩石学特征、成岩作用及孔隙成因等,探讨长7致密砂岩碱性环境成岩作用及发育的各种伴生孔隙,并分析孔隙的演化过程及与其油气成藏的关系。长7段致密砂岩广泛发育碱性环境成岩作用,包括硅质的溶解及被交代、碳酸盐矿物胶结交代、钠长石化作用及大量伊利石、绿泥石沉淀。碱性环境下发育了多种伴生孔隙,如石英溶孔、黏土矿物晶间微孔、云母层间孔和钠长石化伴生孔隙。埋藏过程中,碱性环境成岩作用出现于早成岩B阶段和中成岩A2阶段,其中早成岩B期是主要碱性环境伴生孔隙发育阶段,大量黏土晶间微孔的出现严重损害了储集层的渗透能力,同时也导致后期酸性溶蚀强度降低,因此推测在大量烃类充注之前,长7段砂岩已经严重致密化,为典型的先致密后成藏。图7表2参34     

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。     

鄂尔多斯盆地三叠系长8储集层致密与成藏耦合关系——来自地球化学和流体包裹体的证据

采用物理压碎、酸液处理与分步抽提相结合的方法,对储集层样品中不同赋存状态的烃类进行分离;再利用气相色谱-质谱联用仪进行组分分析,并结合包裹体均一温度、荧光光谱分析,研究了各类烃之间的关系及充注期次。结果表明,鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8含油砂岩中存在4种不同赋存状态的烃类,即游离烃、封闭烃、碳酸盐胶结物包裹体烃以及长石与石英包裹体烃。其中,游离烃的含量在抽提物中占绝对优势,平均为93.4%。包裹体烃荧光光谱λ_(max)、QF_(535)和Q——(650/500)等参数对比分析表明,长石、石英、碳酸盐胶结物包裹体烃成熟度依次增大,其中长石和石英中包裹体烃的荧光光谱各项参数数值相近,而与碳酸盐包裹体烃差异较大。C_(29)ββ/(αα+ββ)与C_(29)20S/(20S+20R)值和甲基菲比值对比分析表明,长石与石英包裹体烃、碳酸盐胶结物包裹体烃、封闭烃、游离烃的热演化程度呈现依次增高的趋势,且游离烃与封闭烃的热演化程度相近。成岩序列、热演化程度分析等综合研究认为长8油藏是一个连续成藏过程,该过程包括3期主要充注,其中晚期充注代表了主成藏期,储集层具有先致密后成藏的特征。     

东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙演化与油气充注关系

采用岩石薄片鉴定、扫描电镜、电子探针、流体包裹体分析等测试技术,在储层基本特征分析基础之上,结合埋藏史、热演化史,利用孔隙恢复定量计算方法,对东海盆地西湖凹陷中央反转构造带中北部渐新统花港组致密砂岩储层的孔隙演化进行系统恢复,并探讨了孔隙演化与油气充注关系。研究表明,花港组储层孔隙演化主要经历了早成岩B期末的14.28%,中成岩A期末的10.35%,中成岩B期的8.75%。伴随储层成岩-孔隙演化,花港组储层先后接受了3期油气充注。第一、二期（19~17 Ma和17~9 Ma）油气充注发生于储层尚未致密的中成岩A期末以前,尽管其成藏意义不大,但充注带入的有机酸性流体却对储层物性改善起到了关键性作用,为后续油气充注提供了有利条件。第三期（7~0 Ma）大规模油气充注发生于储层逐渐致密化的中成岩A期末-中成岩B期,主要充注对象为埋深较浅且尚未完全致密化的花港组H3小层。因此,H3小层是现今花港组在总体致密化背景下相对最为有利的油气勘探目标。