深层砂岩次生孔隙的成因及其与异常超压泄漏的关系——以黄骅坳陷板桥凹陷板中地区滨Ⅳ油组为例

黄骅坳陷板桥凹陷老第三系埋藏深度超过3500 m的砂岩体普遍处于超压系统中,异常超压的形成与油气的初次运移直接相关,与断层相关的异常超压泄漏是形成次生孔隙的一个重要因素.次生孔隙是因颗粒或胶结物的溶解而形成的,异常超压并不是形成有效次生孔隙的直接原因;但由于超压在断层处的泄漏,导致砂岩体中的溶解物质得以搬运出储层,从而形成次生孔隙并伴随着孔隙度的净增加.板中地区深层异常超压的形成和泄漏是一个动态的平衡过程,次生孔隙形成后随着油气的介入而得以保存下来.     

西湖凹陷斜坡带深层异常高孔隙储层特征及成因

通过铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X线衍射、压汞和岩心实测孔隙度等资料,研究西湖凹陷斜坡带深层异常高孔隙储层特征及其成因,系统分析异常超压对斜坡带深层异常高孔隙发育带的影响。研究结果表明:西湖凹陷斜坡带深层砂岩储层纵向上3 600~4 300 m及4 600 m地层异常高孔隙发育,孔隙度最大值为24.9%,对应储集层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩粒度以中—细粒为主,颗粒分选好,颗粒间多为点—线接触,对应孔隙类型包括残余原生粒间孔隙、次生孔隙、铸模孔以及少量裂缝,孔喉组合类型以大孔—粗喉、中孔—中喉型组合为主。研究区异常超压广泛存在,异常超压抑制上覆地层的机械压实作用,保存部分原生孔隙,同时减少了由于胶结作用而损失的孔隙;此外,在一定的封闭系统内异常超压的存在增加了胶结物溶蚀时间和强度,产生大量次生孔隙。     

东濮凹陷超压异常与次生孔隙

目的探讨东濮凹陷深层超压异常的形成原因和对储层的影响。方法利用实际资料，发现异常高压纵、横向分布特点，从宏观和微观两方面对其成因和对储层的作用进行分析。结果超压异常的形成与不均衡压实、孔隙流体增加、孔隙体积减小有关；超压异常控制成岩作用环境及孔隙的纵向演化，主要表现在高次生孔隙的发育和孔隙的分带性；次生孔隙的发育主要受微裂缝形成、生烃酸性环境溶蚀作用、热液循环溶蚀作用、热液交代作用和原生孔隙保存作用的影响。结论在异常超压控制下，东濮凹陷深层形成了次生孔隙发育带为主、次生孔隙递减带和致密带为辅的次生孔隙分布格局，次生孔隙带的广泛发育对扩大东濮凹陷深层勘探领域具有重要意义。     

文东油田砂岩次生孔隙的成因

本文参阅国内外有关次生孔隙的研究报告,结合本油田实际,阐述了文东地区沙三中7～9砂层组砂岩中次生孔隙的形成主要依赖于颗粒的溶解。砂岩中酸性介质的成因有两种,即有机成因和无机成因。论文还论述了颗粒溶解对砂岩成分的影响,并对其成分恢复进行了尝试性研究。     

东营凹陷南坡沙四上亚段滩坝砂岩有效储层成因

通过岩心观察、薄片鉴定、物性测试等技术方法,对东营凹陷南坡古近系沙河街组沙四上亚段滩坝砂岩储层特征、储层物性控制因素及有效储层成因进行研究。结果表明:储层主要为中、低孔储层;成岩作用类型多样,储集空间以原生孔隙为主,发育部分混合孔隙和次生孔隙;有利沉积条件是储层良好物性发育的基础,不同成岩作用类型及强度促使储层储集性能发生变化,油气充注、地层超压利于储层物性保存,其共同作用控制储层储集空间类型、分布组合及演化特征;有效储层其储集空间分布组合特征在纵向上具有分段性,1.0～2.0km储层受成岩作用影响小,常压原生孔隙的良好保存形成以原生孔隙为主的有效储层,2.0～3.1km储层溶蚀作用增加储集空间,地层超压、油气充注保存储集空间形成原生孔隙、混合孔隙、次生孔隙组合发育的有效储层,3.1～3.6km储层油气充注、地层超压继承性发育,保存原有储集空间形成以原生孔隙为主、发育部分次生孔隙的有效储层。     

陕甘宁中生代地层异常压力对次生孔隙形成的作用

陕甘宁盆地三叠系延长统是国内外典型的低渗特低渗油田 ,储集层主要为三角洲砂体 ,压实作用和胶结作用强烈 ,储层非均质性非常严重 ,因此预测次生孔隙发育带是寻找油气聚集带的关键 .通过对陕甘宁盆地陇东地区延长统次生孔隙形成的主控因素分析 ,认为陕甘宁盆地延长统次生孔隙的形成除了受沉积有利相带控制外 ,还与地层异常压力的作用密切相关 .研究认为陇东地区异常压力的形成机理主要由于成岩过程中粘土矿物脱水作用 .粘土矿物大量脱水时间正好与有机质脱羧期相一致 ,从而在异常压力作用下将生油岩中的大量有机酸及 CO2 带到与之相邻的储集层中 ,并沿着有利储集相带运移 ,在酸性水经过的地方形成大量的次生孔隙 ,为后期油气运聚提供有利通道及宿住空间 ,从现今的勘探结果来看 ,通过研究地层异常压力纵横向分布特征 ,并结合有利相带研究预测次生孔隙育良带是行之有效的方法 .     

基于热力学与动力学方法预测碎屑岩的次生孔隙发育带

松辽盆地北部下白垩系泉四段为富钾长石碎屑岩,油气主要聚集在以钾长石溶蚀孔为主的次生孔隙发育带中。为了预测其次生孔隙发育带的分布,从次生孔隙的形成机制出发,应用盆地模拟技术,恢复泉四段埋藏史、热史和有机质热演化史等。以成岩环境和流体性质为基础,应用次生孔隙形成时期的古地温和古压力,结合地层水中K+和H+质量浓度,计算钾长石溶蚀反应的Gibbs自由能增量(ΔG)和反应速率(v),讨论钾长石溶解—沉淀状态以及次生孔隙发育程度。研究结果表明:泉四段的次生孔隙主要形成于嫩江期和明水期,且现今大部分区域仍发生溶蚀作用。钾长石自发反应(ΔG0 k J/mol)且溶解速率快的砂体易发育次生孔隙。松辽盆地北部泉四段储层的次生孔隙发育带主要位于中央坳陷区的西北和东南部,处于ΔG-38 k J/mol的砂体发育区。然而,位于中央坳陷的中部和南部,发育中成岩阶段A2亚期及-38≤ΔG0 k J/mol的砂体,钾长石溶蚀反应速率低,次生孔隙发育较好。     

济阳拗陷砂岩次生孔隙的基本特征及控制因素

针对济阳拗陷下第三系砂岩次生孔隙具有储集岩体类型多、分布层位广和次生孔隙种类丰富的特点 ,利用铸体薄片及地球化学方法 ,分析了次生孔隙发育的基本条件。结果表明 ,控制砂岩次生孔隙发育的主要因素包括 :1处于不同沉积相带的砂岩体 ,次生孔隙发育程度不同 ;2成岩作用强度不同 ,次生孔隙发育程度不同 ;3断裂作用起到输送酸性介质通道的特殊作用 ,并使次生孔隙的形成得到改善 ;4高地温能加快有机质的成熟 ,从而有利于次生孔隙在较浅的深度形成。认为砂岩中的各类易溶物质以及成熟烃源岩中含有丰富的有机质 ,为次生孔隙的形成提供了基本的物质条件。     

吐哈盆地三叠系储层特征与成岩作用的关系

依据吐哈盆地三叠系砂岩储集岩系的岩石物性、岩石薄片、X－衍射和扫描电镜等测试分析资料，研究并描述了三叠系砂岩的储层物性特征、次生孔隙类型及其与成岩作用的关系。综合分析认为：吐哈盆地三叠系储层主要为中上三叠统长石质岩屑砂岩，孔隙类型以次生孔隙为主，储层物性相对较差，总体属于中孔－低渗或低孔－低渗性储层；成岩演化过程中形成的裂隙－溶蚀型次生孔隙构成吐哈盆地三叠系相对有利的主要油气储集空间类型，且主要分布于盆地西部的托克逊凹陷。     

台北凹陷侏罗系储层次生孔隙特征及形成机理

通过台北陷侏罗系储层岩石学特征、孔隙发育特征的分析，得出其原生孔不发育，次生孔隙是主要孔隙类型和油气聚集的主要空间，进而分析了次生孔隙的微观、宏观识别标志以及空间分布特征。通过孔隙水中有机酸和碳酸含量与来源的分析，探讨了次生孔隙的形成机理，认为有机酸对骨架颗粒长石和岩屑的溶解是形成次生孔隙的根本原因。该研究对台北凹陷及至整个盆地株罗系的油气勘探和开发具有重要的现实意义。     

超压盆地中碎屑岩储集层的矿物岩石学特征

在超压沉积盆地中，储层的矿物岩石学特征不同于具正常压力梯度的沉积盆地，这些特征可能包括：(1)深埋地层中岩石的高孔隙度(尤其是原生孔隙的保存)；(2)晚期胶结物(如含铁碳酸盐)的发育，且分布于具高负胶结物孔隙度的岩石中；(3)因有效压力较低而造成的生物微细结构的保存，以及一些含水矿物在深埋地层中的存在等。这些特征在一定程度上可作为判别过剩地层压力存在的依据。     

元坝气藏须家河组三段储层特征与主控因素

针对元坝气藏须家河组三段致密砂岩储层,开展了岩性、物性、储集空间类型及主控因素的研究,对物性实验 数据的分析及薄片观察结果表明,元坝地区须三段的储层岩性以粗中粒钙屑砂岩为主,含部分中细粒的岩屑石 英砂岩;钙屑砂岩的储集空间以次生溶孔为主,且以粒内溶孔为主,同时有部分微裂缝。该段储层物性表现为孔隙度 较高,渗透率较低,为裂缝孔隙型储层。元坝地区须三段钙屑砂岩储层发育程度受控于沉积作用,水下分流河道是 该套砂岩储层发育的主要微相,溶蚀作用及构造破裂作用是控制该套储层形成的主要地质因素。研究成果对元坝地 区须三段的勘探开发具有一定的指导意义。     

川东南小河坝组砂岩成岩作用及其演化

本文通过普通薄片鉴定、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射以及阴极发光等多种实验测试手段对川东南地区小河坝组砂岩成岩作用以及成岩演化进行详细研究。研究结果表明:研究区小河坝砂岩主要为泥质石英粉砂岩、泥质长石石英粉砂岩、钙质粉砂岩,具有高石英、低岩屑的特点。成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用,成岩作用处于晚成岩B期。原生残余粒间孔是小河坝砂岩的主要孔隙类型。压实作用是造成原生孔隙减少的主要因素之一,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙度,而胶结作用,尤其是钙质胶结造成次生孔隙进一步减少。     

鄂西渝东地区志留系小河坝组砂岩储层特征及成岩相研究

通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X-射线衍射以及流体包裹体等多种分析测试方法,对鄂西渝东地区小河坝组砂岩储层发育特征及成岩相进行了详细的研究。研究结果表明:研究区小河坝组砂岩类型主要为长石质石英砂岩,其成分成熟度和结构成熟度均为中等;储层物性较差,为典型的低孔渗致密砂岩储层,孔隙类型以粒间溶孔为主;成岩作用是控制该区储层物性的关键因素,其中压实和硅质胶结作用主要为破坏性成岩作用,碳酸盐胶结交代作用和溶蚀作用则为建设性成岩作用,其形成的次生孔隙极大的改善了储层物性;有机质反射率、古地温以及流体包裹体等资料显示,研究区总体处于中成岩B-晚成岩期;根据成岩作用对物性的影响以及成岩相综合分析,将本区小河坝组砂岩划分为强压实成岩相、黏土矿物胶结成岩相、石英次生加大成岩相、碳酸盐胶结交代成岩相等4种单因素成岩相,其中压实—黏土矿物胶结—碳酸盐交代胶结组合成岩相为本区小河坝砂岩储层最有利的储层相带。     

顺托果勒柯坪塔格组储层成岩作用与孔隙演化

针对柯坪塔格组致密砂岩储层成岩作用过程复杂、孔隙演化规律尚待明确等问题,在储层特征研究基础上, 系统研究了储层成岩作用类型、成岩阶段划分及成岩序列,恢复其孔隙演化过程。结果表明：顺托果勒区块柯坪塔格 组储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及长石岩屑砂岩为主,物性较差。储层发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作 用、油气充注及构造破裂作用,成岩阶段处于中成岩A 期,局部达到中成岩B 期。多种成岩作用共同控制着储层的孔 隙演化过程,压实作用对孔隙演化的影响最大,平均减孔21.82%;其次为胶结作用,使孔隙度降低约8.18%,其中钙质 胶结减孔6.06%,硅质胶结减孔1.80%,黏土矿物胶结影响不明显;沥青充填也导致储层损失了2.53% 的孔隙度;溶蚀 作用使孔隙度增加了3.91%。     

陇东油区长8含油砂岩成岩过程中的孔隙度演化

 利用铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、物性等资料,分析陇东油区长8 含油砂岩成岩作用和孔隙度演化过程。研究表明,含油砂岩处于中成岩阶段A 期,经历的强压实、胶结及弱溶解作用是其致密化的控制性因素,其中压实孔隙损失率为38.9%,胶结孔隙损失率为38.0%,而溶蚀孔隙度仅为3.9%。孔隙度演化分析表明,含油砂岩的初始孔隙度为37.3%,早成岩阶段的压实和胶结作用后剩余原生粒间孔隙度为17.9%;中成岩阶段的第1 期油气充注时孔隙度仍高达17.0%,第2 期油气充注时孔隙度仅为12.5%,说明含油砂岩在两期油气充注之间的成岩过程中成为致密砂岩储层。     

塔河地区西南缘东河砂岩的成岩作用与孔隙演化

分布于塔河地区西南缘东河砂岩的储层物性明显比塔里木盆地其他地区的东河砂岩的储层物性差。通过对岩心、岩石薄片的观察，结合电镜扫描、阴极发光等分析方法，对研究区东河砂岩储层的成岩变化作用及其对孔隙形成与演化的关系进行研究。研究结果表明：对孔隙形成与演化起主要控制作用的成岩作用是埋藏压实、石英的次生加大、碳酸盐的胶结及溶蚀溶解；埋藏压实使原始孔隙减少10％～15％，石英的次生加大则可使孔隙减少2％～5％，多期次的大量碳酸盐胶结物也使储层的物性变差及非均质性变强；溶蚀溶解作用可使储层孔隙增加5％～8％；导致区内东河砂岩储集物性较差的主要因素除了受沉积环境的影响之外，还受邻近碳酸盐岩剥蚀区大量的碳酸盐物质的注入和胶结的影响。     

红山油田白垩系清水河组储层特征及有利区带展望

红山油田白垩系清水河组为冲积扇入湖形成的扇三角洲沉积,从底到顶为一套完整的正旋回沉积,下部主要发育有砂砾岩、含砾砂岩、砂岩沉积,上部为厚层泥岩、泥质砂岩夹薄层砂岩沉积。薄片鉴定资料表明,储集体岩石类型主要为岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩,其中以方解石、含铁白云石和菱铁矿胶结为主、杂基以泥质和蠕虫状高岭石为主。物性资料表明目标层段总体为中孔、中渗储层。清水河组储层以原生孔隙为主,次生孔隙为辅;原生孔隙中以原生粒间孔隙为主,而次生孔隙主要为溶蚀孔、晶间孔隙以及构造裂缝。从研究区沉积相带来看,K1q14至K1q11时期,水体逐步上升,砂体的展布范围逐步减小。综合以上的研究认识以及通过试油试采的验证,明确了该区有利砂体主要集中在K1q14和K1q13两个时期,这一研究成果将为下一步的开发部署提供重要的理论基础。     

压实作用对砂岩储层物性的影响

通过压实模拟试验对压实过程进行物理模拟,来探讨压实作用过程中砂体储层物性的变化规律.实验以中砂级长石碎屑颗粒为介质,采用自行设计和组装的压实模拟装置,对砂体的孔隙度和渗透率等储层物性所发生的变化进行分析和研究.模拟实验研究表明,在压实过程中,长石砂体孔隙度和渗透率的变化具有明显的分段性:在压实过程的初期出现了一个陡变带,随后出现了一个缓变带;实验数据分析表明,在压实过程中,孔隙度和承载压力之间存在良好的线性关系,孔隙度和渗透率之间存在良好的半对数关系,渗透率和承载压力之间存在良好的指数关系.这些关系的存在不因砂体成分的变化而改变.