山东东营凹陷古近系碎屑岩储层特征及控制因素

通过对大量储层物性数据的分析和整理,结合薄片观察和扫描电镜分析结果,研究了不同构造背景、不同沉积类型及不同埋深的储层物性特征及其控制因素。东营凹陷近系碎屑岩储层类型多样,大多形成在冲积扇-河流、扇三角洲、近岸水下扇、深水浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝等多种沉积环境中。碎屑岩储层类型主要包括砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩及粉砂岩。其中中砂岩和细砂岩是最好的储层。但是不同地区、不同类型储层物性存在较大的差异。物性最好的储层为河道、（扇）三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体。在相同深度条件下,中央隆起带的物性最好,北部和南部次之。另外,本区随埋藏深度增加,碎屑岩储层物性逐渐变差（剔除次生孔隙的影响）。根据碎屑岩储层物性差异性分析和储层成岩演化研究结果,其储层物性主要受压实作用、碳酸盐溶蚀与胶结作用及沉积条件四大因素控制,其中压实作用、溶蚀作用及胶结作用是主要控制因素,而沉积条件对物性的影响主要表现在控制原生孔隙的发育程度,并进一步控制溶蚀、胶结等成岩作用。     

辽河滩海西部凹陷古近系碎屑岩储层成岩作用及其对储层物性的影响

辽河滩海西部凹陷古近系储层砂岩类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑砂岩及杂砂岩为主,为近源、多源沉积体系,砂岩成分成熟度及结构成熟度低。孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙及混合型孔隙。研究表明该区古近系储层成岩阶段处于早成岩B段至晚成岩A段,主要发育机械压实、胶结、溶解及交代等4种成岩作用。其中溶解作用为主要的建设性成岩作用,发育程度普遍较强。机械压实、胶结及交代等成岩作用为破坏性成岩作用,发育程度中等。储层物性随深度增加呈现有规律的变化,在1 400~2 600 m和2 800~3 400 m深度范围内,孔隙度和渗透率出现异常高值。成岩作用的强度和期次是影响储层孔隙发育的主控因素之一,该区的两个异常孔隙发育带是各种成岩作用综合的结果。其中第一异常孔隙发育带与有机质成熟有关,成岩环境为酸性;第二异常孔隙发育带则与碱性成岩作用有关,硅质组分的溶解对次生孔隙的形成及保存具有重大的贡献作用。     

沾化凹陷孤西地区中生界碎屑岩储层特征及主控因素

正为了查明孤西地区中生界碎屑岩储层特征,通过岩芯观察,薄片鉴定,扫描电镜分析,X-衍射分析等手段,并且结合盆地演化过程进一步分析了碎屑岩储层发育的主控因素。研究表明,孤西地区主要发育冲积扇相和扇三角洲相,演化过程中经历了压实、胶结以及溶蚀等成岩作用,     

柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层形成的主控因素分析

运用大量的岩矿分析测试资料系统地研究了柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层性质的控制因素,指出沉积环境、岩石学特征、埋藏成岩史、异常高流体压力和盐湖水介质环境是控制储层成岩演化和储集性质的主要因素。该区广泛发育的三角洲平原和前缘的分流河道及滨湖砂坪微相砂岩是优质储层发育的基本条件。储层碎屑组分中的塑性颗粒含量和粒径是储层性质的重要控制因素;成岩作用是储层性质的决定性因素,其中压实作用对储层性质的影响最大,胶结作用仅在局部地区成为重要的控制因素,溶蚀作用的影响是比较有限的。而储层的压实作用主要受储层岩性、成岩胶结强度、埋藏史和地层流体压力等4个因素的控制。岩性是通过储层中塑性岩屑含量随粒径的变化以及不同粒级的储层具有不同的抗压性等两方面表现出来的,成岩期胶结物的发育可以使储层的压实作用明显减弱,埋藏史可以造成储层性质的较大差异,而高压地层流体压力可以有效地抑制压实作用的进行。     

东营凹陷古近系储层碳酸盐胶结物分布特征及主控因素

碳酸盐胶结物是东营凹陷砂岩储层的主要胶结物。东营凹陷中的碳酸盐胶结物在纵向上随着埋藏深度的增加,含量具有逐渐增高的趋势,而且厚度较大的含碳酸盐胶结物砂层在层位上主要分布于沙三段,其次分布于沙一段和沙二段,在沙四段钙质砂岩层的分布仅出现于凹陷周边的少许地区。东营凹陷北部陡坡带、中部中央隆起带和南部斜坡带碳酸盐胶结物的含量存在较大的差异：北部陡坡带碳酸盐胶结物含量较南部斜坡带大,而且在相同埋藏深度条件下,北部和南部都比中部的碳酸盐含量要高;在断裂构造带,碳酸盐含量分布分散,含量范围跨度大,而在洼陷带分布深度一般比较集中,含量范围跨度小。碳酸盐胶结物砂岩层发育的有利相带为近岸水下扇、水下冲积扇、深水浊积扇等分选较差的沉积相;而且碳酸盐总体表现为在粒度粗的砂岩中含量较高。在相同埋深条件下,砂岩层的厚度越小,碳酸盐胶结作用越强。当砂岩层围岩为碳酸盐岩或厚的泥岩时,在砂岩层内部易形成高碳酸盐含量、胶结作用强烈的含碳酸盐胶结物。     

塔中地区碳酸盐岩与碎屑岩储层物性差异及主控因素

通过对塔里木盆地塔中地区55口探井的岩心观察及200多张铸体薄片的鉴定,分析了92口探井的孔渗、岩石压汞及测井解释成果,及其石炭系—志留系碎屑岩储层与奥陶系碳酸盐岩储层之间物性特征的差异,结合地质背景讨论了造成这些差异的主控因素。结果表明研究区碎屑岩储层总体为低孔低渗—中孔中渗,碳酸盐岩储层总体为低孔低渗—特低孔特低渗,两类储层的孔隙度、渗透率和孔喉半径三个物性特征参数之间的相关性完全不同。原始沉积作用是两类储层物性差异形成的基础,宏观上体现在储层沉积相带的不同,微观上体现在储层矿物组分、结构的差异;后期成岩作用,包括压实、溶蚀、胶结及构造裂缝改造是两类储层物性差异形成的关键,相对于碎屑岩储层物性参数大小的改变,碳酸盐岩储层物性受溶蚀、胶结、构造裂缝改造的影响较大,相对而言受压实作用的影响较小。两类储层物性差异主控因素的对比研究表明碎屑岩储层应侧重于优质沉积相带中原生孔隙油气勘探;碳酸盐岩储层应侧重于次生孔隙油气勘探。     

惠民凹陷古近系碎屑岩储层性质主控因素简析

惠民凹陷古近系砂岩储集层物性主要受压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用、沉积条件控制.根据铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜、物性和碳酸盐含量等数据,分析了该区储集层物性的控制因素,对各因素的影响大小和程度进行初步的定量评价.认为压实作用对孔隙度的影响主要表现在埋藏早期或碳酸盐胶结程度低的阶段,埋深每增加1000m孔隙度降低8%～9%;胶结作用对储集层性质影响与成岩演化阶段有关,成岩演化程度越高,胶结对物性的影响越大;溶蚀作用对储集层性质改善很大,产生的次生孔隙最大可达20%.溶蚀作用在宏观上受区域构造背景和生油洼陷平面位置控制,断层较发育和临近生油中心（临南洼陷）的南部斜坡带和中央隆起带溶蚀最发育.微观上溶蚀作用受岩石的粒度、分选及杂基含量控制,粒度越粗、分选越好、杂基越少的砂岩溶蚀作用越强.沉积条件对物性的影响主要表现在对原生孔隙的发育程度和对溶蚀、胶结等成岩作用的控制方面.     

白音查干凹陷桑合地区腾格尔组储层特征及主控因素分析

白音查干凹陷桑合地区腾格尔组碎屑岩储层岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,填隙物以钙质胶结物为主,孔隙式胶结。储集空间类型主要为原生孔隙,以点状、片状喉道为主,具有喉道半径差别大,分选差,孔隙连通性差等孔隙结构特征。沉积环境及成岩作用为该区储层发育的主控因素。扇三角洲平原和前缘过渡带为有利储层发育区。压实及胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层起破坏性作用;溶蚀作用则通过形成次生溶孔对储层起建设性作用。纵向上,发育两个储层物性异常带;平面上,扇三角洲平原与前缘相的过渡带为近物源、多物源、快速堆积模式,压实作用占主导地位,沉积相带与成岩相带共同作用形成平衡带。多种控制因素的综合效应,是该平衡带储层物性变好的主要原因。     

四川盆地石炭系黄龙组储层特征及主控因素分析

石炭系黄龙组为四川盆地天然气藏的主力产层,经过多年的勘探开发工作,目前已进入地层-岩性油气藏勘探阶段,因此加强对该区储层发育特征及分布预测研究显得尤为重要。文中以精细岩心观察和薄片鉴定为基础,结合扫描电镜、物性和孔隙结构等资料分析,对该区储层发育特征及主控因素进行分析,预测了该区有利储层分布区域。研究表明,四川盆地石炭系黄龙组主要发育局限台地潮上坪-潮间坪-潮下坪沉积,其中潮间-潮下坪中浅滩微相沉积发育;储层岩石类型主要为(残余)颗粒白云岩、粉-细晶白云岩和云质岩溶角砾岩,储集空间以晶间孔、晶间溶孔为主,粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝次之;储层孔隙度分布范围为0.03%~30.67%,平均值为2.59%,渗透率分布范围为0.001~290mD,平均值1.56mD,为低孔特低渗裂缝-孔隙型储层,孔渗相关性较好,孔喉组合以小孔-中、细喉为主。该区储层发育主要受岩性、沉积相、成岩作用及后期暴露岩溶作用等因素控制,其中浅滩相颗粒云岩和潮坪相晶粒云岩原始储层物性较好,控制了储层分布的范围及规模;后期白云化作用是储层形成的基础,具多期次、多成因的特点,其中以准同生期和早成岩期白云石化作用对优质储层形成最为有利;古岩溶作用扩大储层范围,其分带性及不同溶蚀带的岩溶流体水动力条件、岩性特征及古地貌环境对岩溶储层空间展布规律和发育规模具直接控制作用,是提高储层质量的关键。根据该区白云岩厚度分布图、云质岩溶角砾岩厚度分布图和储层孔隙度分布图,选择孔隙度大于3%的等值线作为约束边界,预测出研究区有利储层分布区域,其中Ⅰ类储层7个、Ⅱ类储层5个,上述研究成果对该区储层预测及天然气勘探具有重要指导意义。     

渤中凹陷古近系储层特征及其控制因素

渤中凹陷古近系是目前勘探和研究程度相对较低的层位。该地区大面积分布碎屑岩储集体,沉积体系多样化,岩石类型以长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,储集性能较好,孔隙度较高,储层物性主要受岩石类型、沉积相带、成岩作用,以及埋藏深度等多方面的因素控制。     

辽河油区外围龙湾筒凹陷碎屑岩储层特征研究

辽河油区龙湾筒凹陷的碎屑岩以砾岩、砂岩和泥岩为主,其储层的储集空间类型主要有粒间孔隙、粒内孔隙和裂缝。最有利的储集空间是粒间孔隙。储层物性的影响因素主要为泥质含量、颗粒分选性和成岩作用三个方面。成岩作用类型主要有机械压实作用、胶结作用、交代作用、溶解作用及矿物成分的转化和重结晶作用;其中交代作用和溶解作用是影响储层物性的主要地质作用。龙湾筒凹陷碎屑岩分布广泛,且具有形成中小型油藏的能力,是辽河油区外围盆地勘探的新领域。     

辽河西部凹陷复杂构造圈闭含油性主控因素及定量模式

为解决辽河西部凹陷复杂构造圈闭含油性主控因素及定量表征问题,对研究区103个复杂构造圈闭进行地质统计和R型主因子分析。研究结果表明,圈闭距离排烃中心的距离、所在地点的流体势、盖层厚度、砂体厚度、切割圈闭的断层个数等是制约复杂构造圈闭油充满度的主控因素。通过地质解剖分析表明,圈闭距离排烃中心越近、处于相对低势区且储盖厚度与断距满足三元耦合关系（储层中砂岩厚度<断距<盖层中泥岩厚度）时,该复杂构造圈闭油充满度就较大。依据相关性分析和多元回归分析建立了复杂构造圈闭油充满度与其主控因素的多元非线性定量预测模型。选取未参与模型建立的21个复杂构造圈闭进行预测。预测结果表明,80％以上的复杂构造圈闭油充满度理论值与实际值吻合。     

辽河西部凹陷曙北地区古近系沙四上亚段滩坝发育的控制因素

滩坝砂体研究是辽河西部凹陷曙北地区断陷湖盆勘探的新领域。文章分析了曙北滩坝砂体的主要控制因素是古地 貌、古水深、古物源和古风场等,即“风-源-盆”三端元系统,并提出了定量恢复四个控制因素的方法。结果表明,曙北 滩坝主要发育于微观古地貌水下低隆起部位;形成曙北滩坝有利水深大约7 m;滩坝物源来自于三角洲改造、古潜山剥蚀 和岸线基岩侵蚀;滩坝的形成受到南北季风影响,风力达8级。根据控制因素将曙北滩坝发育区分为沿岸带、潜山带、潜 山披覆带、北部斜坡带和深洼带五个带,其中潜山披覆带最有利于滩坝发育。     

惠民凹陷古近系砂岩储层物性控制因素评价

影响惠民凹陷古近系砂岩储集层物性主要因素有沉积条件、压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用。沉积条件对物性的影响主要表现在对原生孔隙的发育程度和对溶蚀、胶结等成岩作用的控制方面;压实作用对孔隙度的影响主要表现在埋藏早期或碳酸盐胶结程度低的阶段,埋深每增加1 000 ｍ,孔隙度降低约8%~9%;胶结作用对储集层性质影响与成岩演化阶段有关,成岩演化程度越高,胶结对物性的影响越大;溶蚀作用对储集层性质改善很大,产生的次生孔隙最大可达20%。溶蚀作用在宏观上受区域构造背景和生油洼陷平面位置控制,断层较发育和临近生油中心（临南洼陷）的南部斜坡带和中央隆起带溶蚀最发育;微观上受岩石的粒度、分选及杂基含量控制,粒度越粗、分选越好、杂基越少的砂岩溶蚀作用越强。     

南堡凹陷油气分布特征与主控因素分析

南堡凹陷已发现的油气储量分布具不均衡性。平面上,石油主要分布在南堡1号、2号和高尚堡构造带,天然气主要分布在南堡1、2、5号构造带。纵向上,油气主要分布在源上组合,源内和源下组合的油气储量相对较少。依据油气成藏要素的综合分析,确定了南堡凹陷油气分布主控因素：（1）烃源岩控制了油气的分布范围,已发现的80％以上的油气藏分布在距排烃中心15 km以内;（2）有利的沉积相带控制了沉积砂体,进而控制了油气的分布层位,目前已发现的油气储量主要分布在三角洲、河流沉积体系内;（3）断裂一方面控制了圈闭的类型和空间展布,进而控制油气藏的规模和位置,另一方面,断层作为油气纵向运移的通道,控制了油气纵向运移距离,已发现的油气藏90％以上分布在断裂带附近。综合而言,南堡凹陷油气分布受烃源岩、沉积相和断裂的多重控制。     

黄骅坳陷三马地区中深层储层孔隙发育及主控因素分析

本文根据储集岩样品的显微特征，分析了黄骅坳陷三马地区下第三系中一深部储层中孔隙的成因类型、微观特征及演化规律。研究表明，研究区储层孔隙演化具有明显的阶段性，可划分为原生孔隙、混合孔隙及次生孔隙3个发育带。中一深部储层中原生孔隙所占比例很小，以次生孔隙为主，随埋藏增大，次生孔隙所占比例相应增加。中深部储层中主要分布3个次生孔隙发育带，其深度分别为3200～3500m，3600～4000m，4200～4500m。次生孔隙类型主要为粒间溶孔和粒内溶孔，也可见到铸模孔和微裂缝。导致原始孔隙降低的主要原因为压实和胶结作用，次生孔隙形成机理主要包括长石、方解石的溶解作用和矿物的转化等。本文还讨论了储层岩相、岩性特征、地层水中有机酸浓度的改变、早期方解石的充填、烃类注入、异常高压及微裂缝等地质与地球化学因素对中深部储层成岩作用和次生孔隙形成与分布的控制作用。     

断陷湖盆储集砂体发育的主控因素——以辽河西部凹陷古近系为例

断陷湖盆是我国东部新生代发育的主要含油气湖盆,探讨这类盆地储集砂体发育主控因素,对油气储层预测具有重要的实践意义。运用沉积—构造地质学和地球物理理论与技术,对辽河断陷西部凹陷古近系砂体发育特征进行研究,结果表明:沉积环境、古地貌、基准面和湖平面变化是断陷湖盆储集砂体发育的主要控制因素。除了沉积环境,构造运动造就的古地貌影响最大。西部凹陷古近纪古地貌包括古隆起、古沟谷、古台地、古坡折和古断槽等单元类型,它们不同程度地控制着沉积体系的展布和砂体的发育。根据构造特征,古坡折分为断阶型、陡崖型和陡坡型,它们分别对应于冲积扇-扇三角洲-远岸浊积扇沉积体系、冲积扇-近岸浊积扇沉积体系、冲积扇-扇三角洲和冲积扇-近岸浊积扇沉积体系等的发育。