准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”储集特征及成因机理

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂，非均质性强，“甜点体”形成规律是制约地质理论研究和勘探开发的一个关键难题。通过岩心观察、薄片鉴定和含油性分析，针对“甜点体”地质特征进行了表征，分析了影响产能的地质因素，确定了可动油孔隙的形成机理。吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”的岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩，孔隙度为5.75%～11.9%，渗透率为（0.02～1.26）×10-3 μm2，其中岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大，“甜点体”的储集空间为溶蚀粒间（内）孔、裂缝；页岩油产能的大小受控于可动油孔隙的分布以及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量，可动油孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的，层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。储层成岩过程中储集空间耦合生排烃作用最终形成“甜点体”，其形成的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。该发现可对同成因类型页岩油的勘探和开发提供指导。      

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地质特征与勘探实践

吉木萨尔凹陷形成于海西运动晚期,燕山运动期改造作用较强,定型于喜马拉雅运动期,现今为西断东超的箕状凹陷。中二叠统芦草沟组全凹陷分布,以咸化浅湖—深湖相沉积为主,是一套优质的烃源岩,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型的混合型,目前处于成熟阶段。与其他地区致密油对比,芦草沟组致密油“甜点”具有单层薄、纵向上跨度大的特点,有两段“甜点”发育相对集中段。“甜点”储层以白云质粉细砂岩为主,覆压孔隙度平均10.8%,覆压渗透率为0.001~0.6 mD,以微细溶蚀孔为主。     

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层特征及含油性

在岩心观察和薄片鉴定的基础上,结合扫描电镜、物性与地球化学分析等资料,对吉木萨尔凹陷芦草沟组储层特征、控制因素及储层含油性进行了研究。分析认为芦草沟组形成于咸化湖盆的沉积环境,发育一套湖相暗色泥、粉细砂及碳酸盐的细粒混杂沉积,岩性主要为由粉细砂、泥及碳酸盐组成的混积岩,且粉细砂、泥及碳酸盐具呈薄层状富集的特征。储集空间类型以粒间溶孔与晶间微孔为主、剩余粒间孔次之、裂缝少量,影响芦草沟组页岩油储层发育的控制因素包括沉积相、岩性、有机碳含量和成岩作用等。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性对含油性有明显的控制作用,白云质岩中油膜发育;储层的润湿性以中性为主,部分达到亲油,场发射扫描电镜发现了“大孔亲油、含油,小孔亲水、含水”的储层微观润湿性特征,表明吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有良好的含油性,这为本地区页岩油的勘探与开发奠定了良好的基础。     

玛东地区下乌尔禾组储集层成岩作用与成岩相

基于大量岩心、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等资料分析认为,玛东地区中二叠统下乌尔禾组储集层的成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等,其中压实作用和胶结作用使该区储集层物性变差,而溶蚀作用,尤其是长石和浊沸石的溶蚀,使储集层物性得到改善。综合分析成岩作用类型和演化序列,认为研究区下乌尔禾组储集层的成岩演化主体处于中成岩阶段A期,部分埋藏较深的储集岩处于中成岩阶段B期或晚成岩阶段A期。根据成岩作用、胶结物含量及孔隙类型,将下乌尔禾组储集层划分为贫泥中粗砂—细砾岩弱压实成岩相、少量方沸石—浊沸石胶结中粗砂—砾岩溶蚀成岩相、含泥砂砾岩钙质胶结成岩相、方沸石—浊沸石胶结砂砾岩弱溶蚀成岩相、白云质砂砾岩硅质—钠长石胶结成岩相和富泥砂砾岩片沸石胶结成岩相。其中最有利的成岩相是贫泥中粗砂—细砾岩弱压实成岩相,其次是少量方沸石—浊沸石胶结中粗砂—砾岩溶蚀成岩相,而富泥砂砾岩片沸石胶结成岩相物性最差,是最为不利的成岩相。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育典型的陆相咸化湖盆页岩油，综合利用地震、岩心、测井等资料，对油藏特征及形成主控因素进行了研究。芦草沟组大面积含油，以游离态和吸附态2种状态在多层“甜点”层的微—纳米孔喉、层理缝中聚集，被页岩隔层分隔，存在上、下2个“甜点”富集层段。页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低，原油密度逐渐增大。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质，沉积微相控制了页岩油的分布层位，页岩的岩性与物性控制了页岩油的富集甜点，生烃增压是页岩油成藏的主要动力。      

影响准噶尔盆地碎屑岩储层储集性的主要因素

准噶尔盆地自石炭纪以来经历了海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期等多次构造运动 ,多次的抬升剥蚀和再沉降过程 ;从石炭系至第三系均有油气储层发育 ,储层岩性有碎屑岩、火山碎屑岩、火山岩。石炭系及下二叠统主要发育一套陆相、海陆交替相、泻湖相及火山岩相地层 ,为正常碎屑岩、火山岩—火山碎屑岩储层 ,其中 ,碎屑岩储层成岩阶段多为晚成岩C段 ,孔隙类型主要为裂缝 +次生孔 ,影响储层储集性的主要因素为构造运动、岩性 ;中二叠统以上地层主要为一套沉积作用形成的陆相碎屑岩地层 ,为正常碎屑岩储层 ,储层孔隙类型主要为原生孔和次生孔 ,影响因素主要为埋藏深度、沉积作用、粘土矿物脱水、烃源岩演化及构造运动 ,不同成岩阶段 ,其储层的孔隙类型及主要影响因素不同。另外 ,沉积时的古气候条件及风化淋滤作用也是影响储层储集性的重要因素之一     

风城地区风城组储层及潜在敏感性特征

通过对风城地区风城组储集层的岩性及敏感性特征分析 ,认为该套储集层主要为一套静水沉积的含凝灰质、含有机质的泥岩、云质泥岩及泥质云岩。岩石致密 ,主要储集孔隙类型以裂缝为主 ,尤其是微裂缝较发育 ,晶间孔及次生溶孔次之。在成岩演化过程中 ,具不同程度的云化、硅化及硅硼钠石化 ,局部较强 ,云质主要为铁白云石。主要潜在敏感性矿物为含量较高的伊 蒙混层矿物和散布在岩石中的粉、细晶含铁白云石 ,主要潜在敏感性为水敏和酸敏。     

准噶尔盆地二叠系咸化湖相云质岩致密油形成条件与勘探潜力

综合露头、岩心、地球化学分析等资料,分析准噶尔盆地二叠系致密油特征,评价其勘探潜力。准噶尔盆地早中二叠世处于残留海封闭后的咸化湖盆沉积环境,发育一套深湖相暗色泥岩与云质岩混杂沉积,且泥质优质烃源岩与云质岩互层发育,烃源岩处于成熟阶段,云质岩储集层致密,具有源储紧邻、近源成藏特征,具备形成致密油的良好条件。湖盆中心区与斜坡带是云质岩致密油藏主要分布区,局部发育溶蚀孔发育型与裂缝-孔隙型两类"甜点",致密油富集受有效烃源岩与云质岩分布控制,具有纵向上整体含油、平面上大面积连续分布特征。准噶尔盆地二叠系存在玛湖凹陷二叠系风城组、吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、沙帐—石树沟凹陷二叠系平地泉组及博格达山前芦草沟组4个云质岩致密油规模分布区,目前多口井已钻获工业油气流,资源潜力大,为下步有利勘探区。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层特征及控制因素

玛湖凹陷页岩油是准噶尔盆地近年来的重要勘探领域,通过岩心观察、岩石薄片、X—射线衍射、扫描电镜观测和物性、地球化学资料的统计分析,对二叠系风城组储层特征及控制因素进行了研究。分析认为二叠系风城组形成于持续沉降的咸化湖盆,主要发育扇三角洲和湖泊两种沉积相;岩石类型构成复杂,主要为陆源碎屑岩、白云岩与云质岩、富有机质泥页岩、蒸发岩、火山岩5种类型,岩石中矿物成分种类多,垂向上变化较大,可见硅硼钠石、碳酸钠钙石、苏打石等不常见碱性矿物。储层储集空间类型主要为溶蚀孔、粒间孔、晶间孔和裂缝,其中溶蚀孔和裂缝为有利储集空间,具有裂缝—孔隙型双重介质结构,属于微孔细喉、低孔低—特低渗透储层。影响风城组页岩油储层发育的控制因素主要包括沉积环境与沉积相、岩石类型、有机碳含量及赋存方式、碱性矿物含量、成岩作用及裂缝等,其中沉积环境与沉积相制约储层发育规模和早期孔隙的发育;粉细砂岩、泥质粉砂岩及白云岩储集性能相对较好;有机碳含量与储层物性呈正相关关系;碱性矿物含量越高,储层孔隙度越高;白云岩化作用与溶蚀作用决定次生孔隙的形成;构造活动下发育大量裂缝,其作为储集空间及渗滤通道,使得溶孔在裂缝周边发育,对改善储层孔渗条件和储集性能具有积极建设性的作用。     

准噶尔盆地异常压力特征及其对深层-超深层致密储层的影响

准噶尔盆地深层-超深层领域近年来连续获得发现和突破,储层为非常规致密储层且发育异常高压。为明确异常高压发育特征及其对储层质量的影响,利用已钻重点井完井系统试油测压数据进行统计分析,确定盆地深层-超深层压力分布特征和类型,结合成岩作用类型,明确其对致密储层质量的影响。结果表明：(1)深层-超深层广泛发育异常高压,剩余压力大,压力系数高,垂向和平面分布范围广;(2)可划分为一般、中等、强和超强等4个异常高压区,西部和东部区块主要位于一般和中等异常高压区,中部区块主要位于一般和强异常高压区,南部区块从一般到超强异常高压区均有分布;(3)压力系数垂向演化可分为渐变、突变和多变等3种类型,具有不同成因。异常高压对深层-超深层致密储层影响主要体现在：(1)通过增强孔隙流体承压能力,减弱岩石骨架颗粒压力,抑制压实作用,使储层保留大量原生粒间孔隙;(2)通过抑制胶结物的生成和析出,减弱胶结作用,使胶结物体积分数随埋深增加持续下降;(3)通过抑制有机质演化,延长生、排烃期,延长和扩大有机酸作用的时间和范围,增强溶蚀作用,形成次生孔隙;(4)通过促进孔隙流体压力积聚,当孔隙流体压力超过上覆地层压力的60%...