塔东地区寒武系—下奥陶统成岩作用特征及对优质储层形成的影响

通过对塔东地区寒武系-下奥陶统7口井岩心观察及薄片分析鉴定,发现寒武系-下奥陶统成岩演化过程复杂,各种成岩作用发育.对储层形成有建设性作用的有白云石化、溶蚀、破裂作用; 具破坏性的成岩作用有黄铁矿化、硅化、压实和充填作用等.以白云石岩石学特征为基础,结合构造背景,认为研究区广泛发育的白云岩为构造热液白云石化成因,断裂系统为热液白云石化提供了热源流体.随着成岩作用演化的加深,岩层演化的总趋势是越来越致密,最终使孔隙度偏低,储层性能较差;但经过热液白云石化成岩演化过程比未经过此过程的岩石具有较高的孔隙度,更有利于储层的发育.     

东濮凹陷卫城地区沙三段储层特征及成岩作用研究

通过岩心描述、铸体薄片鉴定及实测物性分析,对卫城地区的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、成岩作用类型及成岩阶段划分进行了研究,结果表明:该区储层主要为中孔低渗储层,以长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主,孔隙类型主要为溶蚀孔隙,原生孔隙较少,平均孔隙度为15.7%,平均渗透率为42.05×10-3μm2.经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等,黏土矿物主要为伊利石,局部成岩裂缝发育.储层成岩阶段主要处于中成岩A期,有机质处于低成熟-成熟阶段.     

伊拉克米桑油田碳酸盐岩储层成岩作用

为研究伊拉克米桑油田Mishrif组碳酸盐岩储层发育特征、成岩作用及储层主控因素,通过分析岩心、岩石薄片、铸体薄片和实验分析资料,进行了岩性特征、储集空间类型、沉积相特征和物性特征等储层特征研究,成岩作用以及储层主控因素研究。研究结果表明储集空间类型主要为溶蚀孔(洞),储层物性为中孔-中低渗;Mishrif组经过多种成岩作用:压实作用、溶蚀作用、充填作用、胶结作用、白云石化作用、重结晶作用、生物泥晶化作用;储层主控因素:沉积环境控制粒间孔、生物骨架孔等原生孔隙的发育。早期的胶结作用导致储层致密而溶蚀作用改善了储集性能;构造运动形成的裂缝既可形成溶蚀孔,又可成为油气储渗的空间和通道。     

黔东下寒武统变马冲组致密砂岩成岩作用及储层评价

黔东下寒武统变马冲组砂岩,孔隙度>5％的约占80％,为低孔隙砂岩。由于砂岩物性的不均一性,在致密砂岩中也有可作储层的样品,成岩作用以压实作用、胶结作用、溶蚀作用控制砂岩的储集性能。加之构造作用,对改造低孔渗砂岩的物性起决定作用,导致储集体的存在。笔者认为今后应在湾河背斜上找构造气藏;在黄平附近找岩性气藏。     

塔北地区下奥陶统碳酸盐岩成岩作用及孔隙演化

在岩石学研究的基础上，应用阴极发光、稳定同位素、矿物包裹体及电子探针等综合技术，对塔里木盆地北部地区下奥陶统碳酸盐岩成岩作用、成岩序列、成岩环境及孔隙演化史进行了系统详细研究。下奥陶统碳酸盐岩经历了复杂的成岩后生变化，具有类型多、期次多的特点，其中对形成储层有效储集空间具有重要意义的成岩作用包括表生期岩溶作用、埋藏溶蚀作用和白云石化作用。     

湘东南拗陷上古生界碳酸盐岩储层成岩作用

湘东南拗陷是中国南方古生代～新生代叠合盆地之一,古生代～中生代地层普遍裸露,该拗陷油气勘探程度较低。在野外剖面观测、室内薄片鉴定等工作的基础上,分析了湘东南拗陷上古生界碳酸盐岩储层成岩作用类型,包括：泥晶化作用、胶结作用、压溶作用、白云石化作用、重结晶作用、裂缝化作用、溶蚀作用等,以及经历的海底－大陆（淡水和混合水）－浅埋藏－深埋藏－表生等成岩环境。对储层孔隙发育起建设性的成岩作用主要有裂缝化作用、压溶作用、溶蚀作用和白云石化作用。裂缝化作用及压溶作用在一定程度上可改善储层的储集性能。白云石化作用形成的白云石晶间孔为重要的孔隙类型,并成为工区最为有利的勘探目的层。     

塔东热液地质作用机制及对储层的改造意义

塔东地区断裂发育,早期发育的断裂与晚期断裂之间存在相互改造、叠加、复合的过程,深大断裂沟通多套地层,断裂活动期形成的挤压破碎带和断裂裂缝带作为岩浆热液上升通道,为热液溶蚀作用改造储层提供了有利条件,因此,识别出热液期次对塔东白云岩储层成因机制具有重要意义。通过对钻井岩芯、岩屑及岩石薄片、铸体薄片观察鉴定分析,在区内下古生界碳酸盐岩中识别和发现了钠长石化作用和自生羽毛状伊利石沉淀,也是塔里木盆地内的首次发现,并通过对包裹体均一温度,碳氧同位素等地化特征研究,揭示其成岩流体源于岩浆热液,丰富了区内热液作用的矿物学标志,进一步识别出区内存在3期热液作用,通过对3期热液作用的机制及其储渗空间意义的研究,总结出第I期热液作用对于储层形成意义不大,第Ⅱ期热液作用主要发育在局限的沉积环境,第Ⅲ期热液溶蚀形成溶蚀缝孔洞,与天然气运移聚集匹配良好,构成了区内天然气聚集成藏的主要储渗空间。     

碳酸盐岩成岩作用研究

文章主要介绍一下碳酸盐岩的成岩作用类型、成岩环境、成岩序列,以及孔隙发育史。碳酸盐岩的成岩作用主要有泥晶化作用、溶蚀作用、白云石化作用、胶结作用、压实-压溶作用、破裂作用,重结晶作用等;碳酸盐岩的成岩环境,可分为大气淡水成岩环境、海水成岩环境、混合水成岩环境,埋藏成岩环境以及表生成岩环境五种。     

浅析东濮凹陷浅层砂岩储层的成岩特征

浅层油气藏具有低勘探成本投入、高开发收益回报优势,东濮浅层探明石油地质储量仅为3.9%,具有较大的勘探潜力。应用扫描电镜和铸体薄片技术,对东濮凹陷浅层储层进行了研究。首先通过对原始资料的综合整理分析,确定出本区的成岩演化阶段;然后通过具体观察成岩现象,总结出本区主要的成岩作用类型;在此基础上,阐述了研究区砂岩各阶段的成岩特点,探讨了成岩作用对砂岩储层孔隙结构的影响。     

中扬子区晚石炭世碳酸盐岩的成岩作用

中扬子区晚石炭世碳酸盐岩的成岩作用主要为白云石化作用、压实一压溶作用、溶解作用，次为重结晶作用、胶结作用，局部有去云化、硅化、去硅化、黄铁矿化、膏化和去膏化．岩溶作用不同程度叠加在各类成岩作用之上，它们可通过成岩组分和组构鉴别；根据成岩组构、氧碳同位素、微量元素含量和成岩组分的阴极发光特征将碳酸盐岩的成岩环境分为海水、大气淡水、混合水和埋藏等成岩环境．各种成岩环境及成岩作用在碳酸盐岩的成岩历史演化过程中相互叠加，构成复杂的成岩作用序列和成岩环境组合．     

济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层形成机理和发育特征

位于渤海湾盆地内的济阳坳陷是中国油气最为富集的地区之一.古生界碳酸盐岩是济阳坳陷今后油气增储上产的主要领域.通过对济阳坳陷下古生界碳酸盐岩的锰、锶等微量元素及氧、碳、锶等同位素的测试与分析研究,认为岩溶作用和白云石化作用是济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层形成最为重要的成因机理.与不整合面有关的海相碳酸盐岩岩溶储层主要由强烈的大气淡水改造作用而形成.各种洞或脉中的碳酸盐矿物的87Sr/86Sr比值显著高于基质碳酸盐的87Sr/86Sr 比值,而δ13C 和δ18O值则显著低于基质的δ13C和δ18O值.大气淡水作用深度主要在不整合面之下150 m 的深度范围.对油气储集有价值的奥陶系冶里-亮甲山组储集层与埋藏成岩过程的白云石化作用,尤其是粒屑的优先白云石化造成的体积收缩作用有关.作者总结提出了济阳坳陷下古生界碳酸盐岩岩溶的发育模式,及古地貌、古水系和岩溶作用的关系,并深入研究了济阳坳陷下古生界碳酸盐岩储层的发育特征与分布规律.     

吐哈盆地胜北-红连地区喀拉扎组砂组储层特征及成岩作用研究

通过岩心观察、普通薄片、扫描电镜、X-衍射、压汞曲线等资料的分析,研究吐哈盆地台北凹陷胜北—红连地区上侏罗统喀拉扎组砂组的储层特征及成岩作用。研究表明,岩石类型主要是岩屑砂岩,成分成熟度较低。储集空间类型主要有五大类:剩余原生粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和裂缝,以片状和湾片状喉道为主,红连地区的孔隙结构好于胜北地区。孔隙度和渗透率的相关性较好,发育孔隙型储层。物性特征在不同地区差别较大,非均质性较强。通过对砂岩成分、成岩作用负胶结物投点图的研究,认为研究区压实作用和胶结作用对储集性能有显著的破坏作用,黏土矿物的转化和沉淀次之。溶蚀作用和发育的裂缝对于储集空间有明显的改善作用,为建设性成岩作用。     

四川盆地东南部小河坝组优质储层的形成机制

探讨四川盆地东南部下志留统小河坝组砂岩形成优质储层的控制因素及形成机制.以野外剖面测量为基础,通过孔渗分析、薄片鉴定、阴极发光及扫描电镜等手段,结合前人的研究成果,对小河坝组海相碎屑岩的储层形成机制进行分析.认为沉积微相控制了储层形成的先决条件,水下分流河道和远砂坝主要沉积了一套粉砂岩,具有形成储层的先天条件;而分流间湾主要沉积了一套泥岩或粉砂质泥岩,不能形成储层.生烃中心对小河坝组储层具有重要的控制作用,砂岩中沥青的含量与生烃中心的距离具有明显的负相关性.岩性在纵向上的叠置关系也是影响储层形成的重要因素,具有砂泥互层的地层结构,因砂岩不易压实和胶结,可形成相对较好的储层;而厚层的砂岩因压实和胶结作用严重,反而难以形成好的储层.     

Main controlling factors for hydrocarbon reservoir formation and petroleum distribution in Cratonic Area of Tarim Basin

The Cratonic Area of the Tarim Basin is lo-cated in the central part of the basin, developing primarilywith Cambrian marine source rocks and secondly Middle toUpper Ordovician marine and Carboniferous-Permiantransitional facies source rocks. The source rocks werematured in the changeable period and space, formingmultiple hydrocarbon generating centers during the periods.The Cratonic Area experienced multiple tectonic orogenies,forming several palaeouplifts. The matching conditionbetween effective hydrocarbon generating centers and thepalaeouplifts in various periods is the main control factor forthe formation and distribution of hydrocarbon reservoirs.The palaeouplifts have experienced multiple hydrocar-bon-filling phases, several periods of modifications and evenbreakdown. The palaeouplifts and the adjacent slopesaround the effective hydrocarbon generating center composethe most favorable places for hydrocarbon accumulation.The hydrocarbon phase is related with the evolution of thehydrocarbon generating center. In the Tarim Basin'sCratonic Area, reservoirs were mostly formed during lateHercynian. The originally formed hydrocarbon reservoirswhich are adjacent to source kitchens and in the goodpreservation condition are the most favorable prospectingtargets. Hydrocarbon is richly accumulated under theregional caprock, surrounding the faulted trends, and overand below the unconformity surfaces. Reservoirs in theCarboniferous sandstone, Ordovician karstic weatheredcrust and carbonate rock inside the buried hill compose themain intervals for hydrocarbon accumulation. Carboni-ferous and Silurian sandstone pinchout reservoirs andcarbonate lithologic reservoirs with rich fractures and poresare the main targets for further prospecting.     

Hydrocarbon accumulation in deep fluid modified carbonate rock in the Tarim Basin

The activities of deep fluid are regionalized in the Tarim Basin. By analyzing the REE in core samples and crude oil, carbon isotope of carbon dioxide and inclusion temperature measurement in the west of the Tazhong Uplift in the western Tarim Basin, all the evidence confirms the existence of deep fluid. The deep fluid below the basin floor moved up into the basin through discordogenic fault and volcanicity to cause corrosion and metasomatosis of carbonate rock by exchange of matter and energy. The pore structure and permeability of the carbonate reservoirs were improved, making the carbonate reservoirs an excellent type of deeply buried modification. The fluorite ore belts discovered along the large fault and the volcanic area in the west of the Tazhong Uplift are the outcome of deep fluid action. Such cap bonate reservoirs are the main type of reservoirs in the Tazhong 45 oilfield. The carbonate reservoirs in well YM 7 are improved obviously by thermal fluid dolomitization. The origin and territory of deep fluid are associated with the discordogenic fault and volcanicity in the basin. The discordogenic fault and volcanic area may be the pointer of looking for the deep fluid modified reservoirs. The primary chap acteristics of hydrocarbon accumulation in deep fluid reconstructed carbonate rock are summarized as accumulation near the large fault and volcano passage, late-period hydrocarbon accumulation after volcanic activity, and subtle trap reservoirs controlled by lithology.     

珠江口盆地东沙隆起珠江组碳酸盐岩储层特征及主控因素

通过观察珠江口盆地东沙隆起珠江组钻井岩心、岩石薄片及铸体薄片,结合该区碳酸盐岩层序划分方案,探讨层序界面控制下的岩性、岩相发育特征,以及孔隙发育特征。结果表明,高位体系域发育生物礁灰岩及生屑滩灰岩储层,发育原生孔隙、次生孔隙等孔隙类型。在海侵体系域主要发育潟湖相、台坪相致密灰岩,偶夹台缘滩、台内滩等灰岩储层,后期往往受到成岩埋藏作用的改造发育溶蚀孔洞和裂缝。该区碳酸盐岩的主控因素主要是在高位体系域Ⅳ级海退半旋回暴露条件下形成的次生孔隙、受礁滩相带控制的原生孔隙及其他溶蚀作用控制的次生孔隙。     

碳酸盐岩溶孔溶洞型储层双侧向测井响应数值模拟

碳酸盐岩溶孔溶洞型储层的测井识别、有效性评价和流体性质判别等非常困难,其主要原因之一是双侧向电阻率测井的响应特征复杂。为了深入研究碳酸盐岩溶孔溶洞型储层不同储集空间特征与双侧向电阻率测井响应之间的关系,根据双侧向电阻率测井恒流式工作原理,基于有限元数值模拟技术,建立了双侧向电阻率仪器模型和碳酸盐岩地层模型,并分别对不同尺寸的溶孔型储层、圆形溶洞型和椭圆溶洞型碳酸盐岩储层的双侧向电阻率进行了模拟。结果表明：(1)有限元方法可实现双侧向测井的连续测量模拟,使用全局常微分方程可满足监督电极间的电位平衡;(2)深侧向电极系系数为0.693 m、浅侧向电极系系数为1.222 m;(3)溶孔型储层、圆球状溶洞储层、椭圆球状溶洞储层段深浅双侧向电阻率在围岩电阻率的基础上大幅度下降,但电阻率值下降程度、电阻率形态、深浅双侧向差异特征等受储层类型、溶洞尺寸的影响而差异较大。     

四川盆地深层微生物碳酸盐岩储层特征及其油气勘探前景

微生物碳酸盐岩是油气勘探储层的新类型。四川盆地微生物碳酸盐岩储层主要发育在上震旦统灯影组和中三叠统雷口坡组。灯影组微生物碳酸盐岩储层主要发育在灯二段和灯四段。灯影组微生物碳酸盐岩遍布全盆,岩石结构具有全盆地相似性,灯二段以凝块石和葡萄石为主,灯四段以纹层石和叠层石为主。灯二段储集空间主要为喀斯特孔洞、葡萄-花边状孔洞、微生物体腔孔、微生物格架间孔和凝块间溶孔,灯四段则以窗格孔和喀斯特孔洞为主。灯影组微生物碳酸盐岩优质储层形成的主控因素是微生物席、白云石化和风化壳喀斯特作用。雷口坡组微生物碳酸盐岩主要分布在川西地区的雷四段,主要为叠层石和凝块石,储集空间主要为微生物窗格孔和格架孔。雷口坡组微生物碳酸盐岩优质储层形成的主控因素是微生物礁滩（微生物席）、白云石化和埋藏溶蚀作用。目前,在灯影组和雷四段微生物碳酸盐岩储层均已发现大型气田,并具有非常广阔的勘探前景。四川盆地西部中北段是深层－超深层海相领域油气勘探的最有利地区之一。     

塔里木盆地寒武纪早期地质背景及对烃源岩发育的控制

塔里木盆地寒武系油气勘探的突破很大程度上取决于烃源岩的发育和分布状况.基于古气候、生物发展的分析,认为早寒武世具有发育烃源岩的条件.寒武系沉积古地形分析显示,塔里木盆地寒武系基底存在古隆起,从台地中心到深海盆地,仍发育泻湖,这些为烃源岩的发育提供了物质条件和古地理条件,古隆起提供了泥质来源,深海盆地和闭塞海湾提供了烃源...     

玛湖凹陷东斜坡区下乌尔禾组砂砾岩储层孔隙形成机理及优势储层成因分析

以宏观沉积特征描述为基础,利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、压汞和物性资料,对玛东斜坡区下乌尔禾组砂砾岩储层孔隙类型及成因进行研究;发现主要发育三种孔隙类型,剩余粒间孔、粒间浊沸石溶孔和泥质杂基收缩孔。剩余粒间孔因颗粒的支撑而形成,与黏土膜对孔隙的保护作用有关;泥质杂基收缩孔因伊/蒙混层矿物向伊利石转化而形成;粒间浊沸石溶孔受源于二叠系风城组烃源岩的有机酸溶蚀而形成。玛东2井区处于扇三角洲内前缘,以辫状河道砂砾岩沉积为主,主要发育剩余粒间孔和浊沸石溶孔,且以剩余粒间孔为主;夏盐2井区地处扇三角洲外前缘,以水下分流河道砂砾岩和河口坝砂岩沉积为主,主要发育浊沸石溶孔。扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩,可以提供碱性的高孔渗的开放性环境,有利于浊沸石的早期形成和后期溶蚀,是有利的储层孔隙发育区。