致密砂岩气藏储层成岩流体演化与致密成因机理_以四川盆地上三叠统须家河组为例

中国科学 D 辑:地球科学 2009年 第39卷 第3期: 327 ~ 339 https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html, https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,

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《中国科学》杂志社

SCIENCE IN CHINA PRESS

致密砂岩气藏储层成岩流体演化与致密成因机理

—以四川盆地上三叠统须家河组为例

朱如凯①

*, 邹才能①

, 张鼐①

, 王雪松①

, 程荣②

, 刘柳红①

, 周川闽①

, 宋丽红①

① 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083;

② 中国石油西南油气田分公司蜀南气矿, 泸州 646001 * E-mail: zrk@https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,

收稿日期: 2008-02-03; 接受日期: 2008-06-07

国家重点基础研究发展计划(编号: 2007CB209502)、大型油气田及煤层气开发科技重大专项(编号: 2008ZX05001)和中国石油天然气股份有限公司“十一五”重大科技攻关项目(编号: 07-01A-01)资助

摘要 四川盆地上三叠统须家河组储层在岩石学上表现为低成分成熟度、低胶结物含量和结构成熟度中等的“两低一中”特征, 总体储层物性较差, 属低孔低渗和特低孔特低渗储层, 局部发育有少量中孔低渗储层. 根据各成岩矿物共生组合关系, 可以确定成岩矿物由早到晚形成的相对顺序: 早期方解石(泥晶菱铁矿)→石英Ⅰ期加大→绿泥石薄膜→长石、岩屑溶解→绿泥石孔隙衬边→石英Ⅱ期加大(加大、剩余粒间孔、粒间溶孔充填石英)→溶蚀作用→石英Ⅲ期加大(粒间溶孔、粒内溶孔中充填石英)→连晶(含铁)方解石→白云石→铁(方解石)白云石→后期溶蚀作用→石英、方解石脉形成. 机械压实作用是使本区岩石固结成岩最主要的因素, 石英Ⅱ, Ⅲ期加大作用是使本层砂岩致密化的另一个重要原因. 长期封闭条件下成岩流体只对长石和部分岩屑进行溶解, 而粒间的胶结物如石英、碳酸盐则未发生溶解, 使已致密化的须家河组砂岩孔隙度改变不大, 这是须家河组砂岩最终保持致密化的又一个原因. 有机质大规模生烃发生在第Ⅱ期石英加大后, 烃类选择性进入相对有利的储层中形成致密砂岩烃类气藏.

关键词

成岩流体致密储层四川盆地须家河组包裹体

致密砂岩气藏是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(0.1×10?3 μm 2)、

含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气藏[1]. 致密砂岩气藏几乎存在于所有的含油气区, 气储量巨大. 据估算, 目前世界上现今技术可开采的致密砂岩气储量为(10.5~24)×1012 m 3, 居非常规天然气之首[2]. 我国致密砂岩气藏分布领域广泛, 类型多样, 在四川、鄂尔多斯、吐哈、松辽、准噶尔南部、塔里木西南、楚雄和东海等盆地和地区皆有分布[3]. 致密砂岩气藏成藏复杂, 勘探难度大, 其中储层致密化成因机理及储层致密时间与烃源岩热演化生排烃高峰期的配置关系是最为关键的问题.

大多数研究者已认识到, 储层质量在空间和时

间上的变化受众多因素控制; 沉积盆地的性质和沉积环境控制了沉积物的组成、岩石的结构和原生孔 隙[4]. 储层成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程, 受构造演化、沉积作用、矿物、盆地热流性质、流体运移及成岩环境中物理化学条件等多种因素控制, 最关键的是矿物与孔隙流体之间的相互作用条件、方式及随之发生的迁移方向、途经与沉淀位置等. 流体流动是影响成岩作用的关键因素[5~13], 主要表现在两个方面: 一是基于水/岩反应的古流体恢复, 二是盆地成岩定量化研究. 20世纪90年代流体热的兴起, 使人们认识到流体在世界上许多大型和超大型矿床的成矿作用中发挥了巨大的作用. 近年来, 随着油气储层成岩作用与油气成藏研究的不断深入, 人们也在

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不断探索盆地流体类型、流体动力学与成岩演化及油气成藏的关系, 认为活动热流体具有重要的石油地质意义[14~16]. 对于古流体与成岩作用的关系探讨, 以前人们更多的是以地层水分析资料为基础, 但现存的油田水已经过后期的各种改造, 并不能代表古水体的特性. 而流体包裹体测温和成分分析及自生矿物的微量元素分析和同位素分析可以判断沉积成岩和成藏作用发生时的流体特征和古地温梯度, 恢复成岩环境、判断成藏和成岩作用发生的时间和流动速率,从而得出沉积盆构造运动演化、成岩作用和油气运移的时序, 确定流体流动模型

[17~28]

.

四川盆地上三叠统须家河组油气勘探开始于20世纪40年代, 至今已发现了中坝、平落坝、八角场和广安等气田, 还钻遇柘坝场、老关庙、安岳-通贤、潼南等一批重要含气构造, 显示出良好的勘探前景和潜力

[29~31]

. 须家河组产层埋深在2000~5200 m 之间,

成岩作用强, 储层非常致密, 总体为低孔、低渗或特低孔、特低渗储层. 该套储层为什么致密, 什么时间致密, 是先致密后成藏还是先成藏后致密, 这些是制

约油气成藏研究与勘探部署急待解决的问题. 本文根据四川盆地上三叠统须家河组不同层段、不同地区碎屑岩包裹体古温度的测定、阴离子浓度的测试, 阐明阴离子浓度变化趋势和古流体演化规律, 进而探讨流体演化与储层致密化成因机理及与储集性的关系, 对于我国油气储层评价研究和勘探开发致密砂岩气藏具有重要的理论与现实意义.

1 地质背景

四川盆地是一个菱形构造兼地貌盆地, 以龙门山断裂为西界, 七曜山断裂为东界, 城口断裂为北界, 峨眉-瓦山断裂为南界, 面积约180000 km 2. 盆地向西依次为龙门山逆冲推覆带和松潘-甘孜褶皱带, 北邻秦岭构造带的米仓山-大巴山逆冲推覆带. 盆内被划分为川西坳陷带、川东北坳陷带、渝东-川东南坳陷带和川中隆起带4个二级构造单元, 具有以川中古隆起为中心, 被坳陷带半包围的“三坳围一隆”的构造格局, 此构造格局始终控制着四川盆地晚三叠世须家河组沉积期至早白垩世的古地理面貌相带展布格局和油气成藏规律[29,31,32](图1).

须家河组自下而上

图1 四川盆地构造位置图

F 1, 龙门山断裂带; F 2, 彭灌断裂带; F 3, 城口断裂带; F 4, 巫溪-铁溪断裂带; F 5, 七跃山断裂带; F 6, 华莹山断裂带; F 7, 小江断裂带;

F 8, 普雄断裂带

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划分为须一段至须六段(T 3x 1~T 3x 6)6个岩性段; 岩性为黄灰色砾岩、含砾砂岩、砂岩、粉砂岩和泥岩夹煤层, 在垂向剖面上, 砂岩与泥岩常组成以砂岩为主的不等厚韵律层, 厚数百米至近千米

[33,34]

. 须家河组除

须一段局部发育海陆交互相沉积外, 其余各段均属于陆相沉积, 从盆缘近物源区至盆地沉降-沉积中心区沉积相依次为冲积扇相、扇三角洲相、河流相、河流三角洲相以及湖泊相(图2).

2 样品分布与实验方法

样品均采自钻井岩心, 分别为盆地西部的中46井、柘2井、龙9井、角42井、平落3井、邛西1井、平1井, 川中-川南的岳2井、合川1井、充深2井、鲜渡1井、营21井、广安1, 101, 102, 106, 109, 5, 13, 14, 15, 16, 18井(图3), 层位主要为须家河组二、 四、六段. 样品采集完成后, 首先对样品进行铸体制片, 应用Leize 显微镜进行样品的微观组成特征分析, 确定岩样中各组成成分的含量, 观察成岩自生矿物的生成顺序和孔隙结构特征; 结合扫描电子显微镜、阴极发光分析、X 衍射分析、碳酸盐胶结物碳、氧同位素分析, 进一步明确成岩演化序列. 在此基础上, 选取典型样品进行包裹体均一温度测定和包裹体成分的分析, 实验所用拉曼仪为法国JY 公司产的JY-1000显微激光拉曼光谱仪, 激光514.532 nm, 束斑1~5 μm, 测试时间30 s.

3 须家河组储层岩石学特征

须家河组储层在岩石学上表现为低成分成熟度、低胶结物含量和结构成熟度中等的“两低一中”特征. 成分成熟度指数一般在0.32~2.45之间, 最高可达6.14. 石英含量一般在24%~70%之间, 最高可达86%; 长石含量一般在0.5%~18%之间; 岩屑含量一般在12%~65%之间, 最高可达75.5%, 岩屑成分主要为火山岩岩屑和变质石英岩岩屑, 有少量沉积岩岩屑、低级变质岩岩屑. 储层分选性较好至中等, 颗粒支撑, 磨圆度为次圆. 泥杂基含量低一般小于2%; 胶结物含量一般为5%~6%, 最高可达15%; 成分主要为绿泥石、硅质、(含铁)方解石、(铁)白云石、泥晶菱铁

矿, 对储层物性影响较大的为绿泥石、硅质、方解石. 4 须家河组储层成岩作用与成岩演化序列

成岩作用是控制储层质量的重要因素, 根据显微镜下储层岩石成岩特征观察、扫描电子显微镜、阴极发光分析等分析, 四川盆地须家河组在漫长的地质历史过程中经历了机械压实和压溶作用、胶结作用、溶解作用等一系列的成岩反应, 形成了现今储层非均质性强的特点.

机械压实和压溶作用为本区最重要的成岩事件之一, 它是使本区岩石固结成岩最主要的因素, 在早成岩期机械压实作用强度最大, 造成沉积物由未接触到点接触、再到线接触, 使岩石由疏松到固结, 损失大量的粒间孔隙. 在中成岩期, 随埋深的增加, 机械压实作用进一步增强, 将在中成岩作用A 期产生的次生孔隙进一步压实. 此时岩石颗粒呈线-凹凸接触, 偶见缝合线接触, 可见塑性岩屑、斜长石聚片双晶弯曲折断、石英颗粒间的微缝合线接触. 胶结作用总体上不强, 填隙物总量在5%~6%左右, 最高可达15%; 胶结物成分主要有硅质、绿泥石、菱铁矿、方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石, 局部有少量高岭石, 其中硅质、绿泥石和方解石分布较为常见, 对储层物性影响较大.

溶解作用是本区主要的建设性成岩作用, 溶解的对象通常是长石和火山岩岩屑等. 目前储层中孔隙类型以粒内溶孔为主, 有少量的粒间溶孔、泥质微孔, 局部可见粒间孔.

根据成岩矿物共生组合关系, 可以初步确定成岩矿物由早到晚形成的相对顺序为: 早期方解石(泥晶菱铁矿)→石英Ⅰ期加大→绿泥石薄膜→长石、岩屑溶解→绿泥石孔隙衬边→石英Ⅱ期加大(加大、剩余粒间孔、粒间溶孔充填石英)→溶蚀作用→石英Ⅲ期加大(粒间溶孔、粒内溶孔中充填石英)→连晶(含铁)方解石→白云石→铁(方解石)白云石→后期溶蚀作用→石英、方解石脉形成.

5 须家河组成岩流体组成特征与演化

5.1 灰质砂岩基底式胶结物方解石特征及指示 意义

在四川盆地不同区带须家河组中常发育一些灰

质砂岩夹层, 具如下显微特征: (1) 薄片中碎屑颗粒

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图2 四川盆地须家河组不同岩性段北西-南东方向对比图

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图3 四川盆地重点井位分布图

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呈点或悬浮状分布(图4(a), (b)), 方解石连晶胶结物呈基底式充填原生孔隙, 除见有少量泥质充填物外, 未见石英加大等胶结物, 显示方解石的胶结物发生在主要的压实作用以前; (2) 长石基本没有溶解或偶有溶解, 未见方解石充填长石溶孔现象, 说明方解石胶结作用发生在长石溶解之前; (3) 方解石胶结物含量多少与粒度和岩屑成分关系较大, 据全区7口井47个灰质砂岩样品统计, 灰质含量在15%~35%之间, 平均为23.17%, 含量高的样品大多集中在粉细砂岩中及碳酸岩屑含量高的中、粗砂岩和砾岩中; (4) 方解石胶结物中流体包裹体少, 以单相液体包裹体为主, 拉曼测试结果表明, 成矿流体以碳酸盐型为主, 未见有机组分, 说明当时本区未到有机质成熟阶段; (5) 方解石胶结物未见被溶蚀现象.

上述特征表明, 方解石基底式碳酸盐岩胶结物应是未经压实作用的准同生至早成岩阶段早期的产物, 具有很大的负胶结物孔隙度. 早成岩阶段方解石的沉淀作用主要与(铝)硅酸盐矿物的水化作用有关. 在薄片中观察到的长石表面的绢云母化、各种暗色矿物的退色现象均与水化作有关. 水化作用的结果是使成岩作用早期的孔隙流体pH 由中性或中偏碱性向碱性转变, 并提供各种金属离子, 如Fe 2+, K +, Na +, Ca 2+和Mg 2+等. 除早期连生方解石的物质来源与之有关以外, 水化作用也为同生-早成岩阶段菱铁矿的形成提供了物质来源.

5.2 绿泥石包壳(薄膜)成因推测

须家河组储层绿泥石胶结物含量一般在1%~3%之间, 虽只在部分样品中出现, 但它对须家河组储层却有着重大意义. 镜下观察具如下特点: (1) 绿泥石呈纤维状垂直颗粒生长或呈薄膜状分布于两期硅质胶结物之间, 形成颗粒包壳, 这种包壳通常是定向和近于等厚的(图5(a)~(c)); (2) 通常绿泥石薄膜厚约3~5 μm, 颗粒之间呈点接触处无绿泥石薄膜, 线接触处有不发育的绿泥石薄膜, 说明绿泥石形成于早成岩的压实作用之后; (3) 绿泥石薄膜发育的样品, 杂基、软性岩屑含量少; (4) 无早期大量方解石胶结, 大量的早期方解石胶结使粒间孔隙完全堵塞, 绿泥石失去沉淀的空间; (5) 石英颗粒含量过多或过少都不

易形成绿泥石包壳, 石英颗粒含量过多意味着绿泥石胶结物失去了物质来源, 此时石英加大现象强烈, 石英砂岩类一般不出现绿泥石胶结物; 石英颗粒含量过少, 则岩石受压实作用影响大, 粒间孔隙不易保存; (6) 以火成岩屑(>17%)为主的砂岩易形成绿泥石包壳, 火成岩屑蚀变为绿泥石胶结物提供了物质来源, 同时火成岩屑抗压强度大, 粒间孔隙受压实作用影响较小.

根据以上特点综合判断, 绿泥石环边形成的时候, 机械压实作用已使沉积颗粒进入接触(主要为点接触与线接触)阶段, 并已调整到它们目前的相对位置, 绿泥石环边形成后, 岩石孔隙体积因压实作用的减少是有限的; 绿泥石环边沉淀时间应在大多数长石溶解之前, 常见长石被溶解甚至全部溶蚀形成铸模孔, 但绿泥石膜仍然保留, 因此, 环边绿泥石不仅保护了原生粒间孔隙, 同时也保护了由溶解作用形成的次生孔隙; 绿泥石包膜通过对自生石英成核数量的抑制作用来阻止自生石英胶结物在碎屑石英表面加大生长. 但是, 在一些富绿泥石的砂岩中, 仍存在一定量的石英胶结物, 说明石英的胶结作用没有被完全阻止. 已有的研究认为, 绿泥石生长一直持续到晚成岩早期甚至更晚阶段, 一旦绿泥石环边形成, 在一些地方会出现绿泥石在原有绿泥石表面继续生长的现象[35,36]. 绿泥石薄膜必须达到一定的厚度才能对石英加大起抑制作用, 因此, 绿泥石薄膜不发育的地方石英加大通常为Ⅲ级, 甚至Ⅳ级.

绿泥石形成条件之一是富铁的离子含量较高, 薄片观察本区绿泥石包壳发育的砂岩中富含火山岩屑, 说明火山岩屑的蚀变可提供其形成所需的阳离子, 铁离子与岩石中的原有泥质发生反应可转化为绿泥石, 方程式如下:

4Fe 2++2Mg 2++3Al 2Si 2O 5(OH)4+9H 2O= 富铁火山岩屑 泥质

Fe 4Mg 4Al 6Si 6O 20(OH)16+14H +

绿泥石

绿泥石形成条件之二是有一定的门槛温度(90~120℃). 本区绿泥石形成于Ⅰ期石英加大边生长之后和长石溶解之前(图5(b)), 从其产状来看, 形成时间较早, 应形成于早成岩B 期-中成岩A 期.

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图4

(a) 广安101井, 2223.69 m, T 3x 4, 单偏染色×50; (b) 充深2井, 2227.65 m, 正交×50

图5

(a) 广安101井, 2061.21 m, T 3x 6, 单偏×100; (b) 广安1井, 1928.00 m, T 3x 4, 单偏×100; (c) 广安101, 2081.2 m, T 3x 6, SEM×1260

5.3 石英胶结物流体包裹体特征及形成环境

须家河组砂岩中石英加大现象极为普遍, 加大边厚度通常为0.05~0.3 mm, 且见到两次加大和两次自生石英发育现象, 第Ⅱ期和第Ⅲ期石英次生加大普遍, 表明硅质沉淀具有阶段性. 第Ⅰ期石英加大边不甚发育, 仅在少数石英颗粒发育窄的加大边或自形晶面(图6(a)), 并被绿泥石包壳包裹, 可见其在绿泥石包壳形成前就已形成, 根据包裹体温度测定, 温度区间为60.3~79.4℃, 平均温度为73.9℃; 第Ⅱ期加

大边普见, 发育自形晶面, 有时见石英小晶体(图6(b)), 包裹体均一温度区间为79.9~110.9℃, 平均温度为92.9℃; 第Ⅲ期自生石英多呈镶嵌状和缝合接触, 自形晶面基本消失, 包裹体均一温度区间为83.3~147.5℃, 平均为100.4℃; 第Ⅱ, Ⅲ期石英加大边发育在绿泥石包壳形成之后; 第Ⅳ期石英主要以脉体形式出现, 包裹体均一温度为125.9℃(表1).

通过对石英胶结物内流体包裹体拉曼测试(表2), 发现各地区各期次内流体包裹体的无机组分特征相

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334 表1 四川盆地须家河组岩心样品包裹体均一温度测定结果表

井号井深/m 层位赋存矿物类型均一温度

/℃

井号井深/m层位赋存矿物类型

均一温度

/℃

广安18 2143.86 须六第Ⅲ期石英原生103.6 龙93482 须二方解石胶结物原生105.8 广安16 2358.86 须六第Ⅰ期石英原生79.4 龙93543.2须二第Ⅱ期石英原生102.5 广安102 1979 须六第Ⅰ期石英原生76.5 龙93543.2须二第Ⅲ期石英原生120.8 充深2 2228.88 须四第Ⅱ期石英原生80 龙93486 须二第Ⅱ期石英原生94 充深2 2230.7 须四第Ⅰ期石英原生74.9 龙93486 须二第Ⅲ期石英原生108.8 邛西1 4176.04 须二第Ⅲ期石英原生83.3 柘24172 须二白云石胶结物原生92.9 邛西1 4178 须二第Ⅲ期石英次生93.7 柘24172 须二白云石胶结物原生84.9 邛西1 4178 须二第Ⅲ期石英原生100.9 柘24172 须二白云石胶结物原生93.3 邛西1 4178 须二第Ⅲ期石英原生102.3 柘24172 须二方解石胶结物原生86.6 邛西1 4178 须二第Ⅰ期石英原生78.9 柘24172 须二方解石胶结物原生86.6 邛西1 4201.95 须二第Ⅱ期石英原生79.9 柘24172 须二方解石胶结物原生92.4 邛西1 4202 须二第Ⅱ期石英原生89 柘24192.1须二第Ⅰ期石英原生76.4 邛西1 4206.81 须二第Ⅱ期石英原生92.7 柘24365 须二第Ⅰ期石英原生75.6 邛西1 4233 须二第Ⅱ期石英原生94.7 柘24401.2须二第Ⅱ期石英原生83.4 邛西1 4233 须二第Ⅱ期石英原生81.9 柘24406.9须二第Ⅱ期石英原生84.3 邛西1 4247.07 须二第Ⅱ期石英原生100.4 柘24451.9须二第Ⅱ期石英原生87.9 邛西1 4276 须二晚期裂缝次生81.2 柘24451.9须二第Ⅰ期石英原生77.8 邛西2 3795.91 须二石英脉原生125.9 合川11928.67须五方解石脉原生112.9 岳2 1808.7 须六第Ⅲ期石英原生89.9 合川11929.26须五方解石脉原生120.7 岳2 1808.7 须六第Ⅱ期石英原生108.3 合川11929.26须五方解石脉原生121.8 岳2 1815.37 须六方解石胶结物原生105.6 合川11929.26须五方解石脉原生135.8 岳2 2111.88 须四第Ⅰ期石英原生60.3 合川12158.37须二第Ⅰ期石英原生75.1 岳2 2111.88 须四第Ⅱ期石英原生89.3 合川12158.37须二第Ⅱ期石英原生83.8 岳2 2111.88 须四第Ⅱ期石英原生83.7 合川12158.37须二第Ⅱ期石英原生97.2 岳2 2111.88 须四第Ⅱ期石英原生88.1 合川12156.01须二第Ⅱ期石英原生80.6 岳2 2111.88 须四第Ⅱ期石英原生95.5 合川12156.01须二第Ⅱ期石英原生95.6 岳2 2190.72 须四第Ⅱ期石英原生89.9 合川12156.01须二第Ⅱ期石英原生101.7 岳2 2190.72 须四第Ⅱ期石英原生105.6 合川12151.97须二方解石胶结物原生100.7 岳2 2190.72 须四第Ⅱ期石英原生110.9 合川12123.16须二第Ⅰ期石英原生62.5 岳2 2190.72 须四第Ⅰ期石英原生80.6 角423453.56须二第Ⅱ期石英原生97.1 龙9 3452 须二第Ⅰ期石英原生74 角423453.56须二第Ⅱ期石英原生105.4 龙9 3474.2 须二第Ⅱ期石英原生96.2 角423455.71须二第Ⅰ期石英原生68.9 龙9 3482 须二白云石胶结物原生81.5 角423479.82须二第Ⅱ期石英原生95.1

近, 只是盐度变化较大, 可见整个硅质胶结过程中成岩流体无机组分变化不大, 预示着本区在硅质胶结过程中成岩流体的来源单一. 第Ⅰ期石英加大边中包裹体内无有机组分, 但后两期石英胶结物流体包裹体内普遍见有机组分, 可见第Ⅰ期石英加大边形成时本区还没有进入烃成熟分解阶段, 即没有发生烃组分的运移. 第Ⅱ期石英加大时有机质已成熟, 开始排烃, 烃类气体随流体注入储层中, 并且第Ⅲ期包裹体中烃类气体含量明显高于第Ⅱ期包裹体, 说明石英第Ⅲ期加大发育时有机质已进入生排烃高峰阶段, 油气大规模运移进入储层中, 形成烃类气藏.

四川盆地须家河组碎屑岩中绿泥石环边形成之前, 须家河组储层成岩作用以压实作用为主, 故第Ⅰ期石英加大边应属于早成岩阶段B期的成岩压实作用阶段产物, 由原岩中的石英压溶而成. 第Ⅱ期和第Ⅲ期硅质胶结物中流体包裹体中普遍见有机组分, 说明形成时成岩流体内已含有机组分. 须家河组内近源泥岩层的烃演化使有机组分进入砂岩储集层中, 富含有机酸的成岩流体使长石溶解, 形成的铝硅酸盐以复杂的有机络合物形式发生迁移, 从而大大提高了长石的溶解能力, 同时长石被溶解析出的过量硅质以石英胶结物形式沉淀下来:

2KAlSi3O8+2CH3COOH+9H2O=Al2Si2O5(OH)4

长石乙酸高岭石

+2K++SiO2+2CH3COO?

石英有机质

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表2 须家河组储层砂岩不同期石英加大边内流体包裹体拉曼分析

井号 井深/m 层位 期次 SO 42?

/% NO 3?

/%HCO 3?

/%CO 32?

/%CO 2/%SO 2/%C 3H 8/% CH 4/% C 2H 6/%盐度/%

邛西1 4247.07 须二 Ⅰ 0.10 0.65 0.75 0.27 2.17 3.94充深2 2230.70 Ⅰ 0.33 0.40 1.07 1.80岳2 2111.88 须四 Ⅰ 0.96 0.65 0.68 0.21 2.50广安102 1979.00 须六

Ⅰ 0.21 0.80 0.87

0.73 2.61邛西1 4178.56 Ⅱ 6.56 2.93 2.54 0.36 1.91 14.3 邛西1 4201.95 Ⅱ 0.54 0.88 0.27 0.35 0.69 2.73邛西1 4233.69 Ⅱ 1.68 1.68龙9 3543.20 须二 Ⅱ 0.41 0.43 0.28 0.28 0.77 2.18充深2 2228.88 Ⅱ 0.00 0.29 0.16

0.18

0.63岳2 2111.88 须四 Ⅱ 0.49 0.71 2.30 4.56 8.06广安16 2358.86 Ⅱ 0.13 0.16 0.40 0.74 0.99 2.42广安18 2143.86 Ⅱ 0.26 0.93 3.75 1.02 5.97岳2 1808.70 须六 Ⅱ 0.29 0.46 0.26 2.12 0.11 3.25邛西1 4176.04 须二 Ⅲ 0.00 2.93 0.79

2.26 0.00 2.01 5.91 1

3.90邛西1 4178.56 须二 Ⅲ 0.00 0.65 0.64 0.00 1.29 1.45 3.54 7.57龙9 347

4.20 须二 Ⅲ 0.23 0.14 0.61 0.89 0.31 0.00 8.48 10.66广安18

2143.86

须六 Ⅲ

0.60

0.32

1.66

8.22

10.80

图6

(a) 充深2井, 2231 m, 第Ⅰ期石英加大边, 单偏×50; (b) 邛西1井, 4201 m, 第Ⅱ期加大, 正交×100

故第Ⅱ期和第Ⅲ期石英胶结物中硅离子一部分来源于长石的溶解作用, 形成于早成岩B 期到中成岩A 期, 另一部分来源于石英颗粒的压溶作用.

5.4 晚期碳酸盐胶结物和脉体流体包裹体特征及形成条件

除早期方解石胶结物外, 储层中还有少量的铁方解石、白云石等碳酸盐胶结物. 铁方解石胶结物常呈斑块状充填于粒间孔隙和溶蚀孔隙, 一般含量小于2%, 常交代已溶蚀的长石残余和硅质. 白云石通常为菱形晶粒状, 常在大量的方解石胶结物中以个别的自形晶出现, 这种产状反映了白云石可能是镁离子的出溶作用产物, 而不是外部来源, 应为中成岩B 期产物. 铁白云石呈星点状分布, 交代后期硅质胶

结物和长石(图7), 说明形成于中成岩B 期, 交代作用形成时间和方解石胶结物形成时间一致.

铁方解石胶结物和白云石胶结物内包裹体均一温度为81.5~105.8℃, 平均93.03℃, 盐度较高为

图7 西13-1井(2450.87 m)铁白云石交代长石(正交×100)

朱如凯等: 致密砂岩气藏储层成岩流体演化与致密成因机理

336

9.4%~18.07%, 同时富含有机组分(表3), 可见此时成岩流体为高盐度含有机酸的流体. 由拉曼分析结果来看, 碳酸盐胶结物内流体包裹体的无机组分与石英加大边内流体包裹体组分没有太大差别, 可见此时须家河组储层砂岩还是一个封闭体系, 没有外来流体的混入, 只是随着成岩作用加深, 储层砂岩内流体因长石和岩屑的不断溶解, 使成岩流体内盐度增高、和有机组分增加. 白云石和一些含铁较高的碳酸盐矿物主要沉淀于相对晚期的成岩阶段, 其含量相对较低(平均不到1%), 具有较好的菱形晶体, 并经常占据长石溶解空间, 其物质来源主要与长石(尤其是斜长石)的溶解和黏土矿物的转化有关. 另外须家河组裂缝内常见有方解石、石英或石英与方解石充填或半充填, 其形成温度高达120℃; 脉体内流体包裹体中含有CO 和H 2S(表3), 二者在前面的成岩胶结物包裹体中未见, 说明脉体形成时, 流体中可能有外来水的混入. 另外, 脉体中盐水包裹体的有机组分含量高, 且脉体内含有大量气烃包裹体, 这与喜马拉雅期须家河组已到生烃高成熟阶段、大量有机组份进入储层有关.

6 须家河组储层孔隙演化与致密成因机理探讨

根据200余口井、20条野外剖面共计36000多个样品的物性资料分析, 须家河组储层平均孔隙度为4.77%, 最小0.1%, 最大18.27%, 储层平均渗透率为0.19×10?3 μm 2, 最小低于0.001×10?3 μm 2, 最大可达50×10?3 μm 2以上(有裂缝发育时). 总体上储层物性较差, 属低孔、低渗和特低孔、特低渗储层, 局部

发育有少量中孔低渗储层. 储层孔隙度、渗透率之间相关性较差, 相关系数R 2仅为0.27, 表明渗透率大小不仅与总孔隙多少有关, 更主要受孔隙结构、裂缝发育状况控制. 下文根据前述自生矿物成岩关系、流体包裹体均一温度及成分分析, 结合本区构造演化史、油气生成史, 在须家河组储层成岩孔隙演化过程分析的基础上, 探讨须家河组储层致密成因.

根据对四川盆地不同区带钻井岩心样品的镜质体反射率测定, 镜质体反射率值在0.71%~1.62%之间. 黏土矿物X-衍射分析结果表明, 黏土矿物有伊利石、绿泥石、伊蒙混层、高岭石, 其中伊利石相对含量为17%~85%, 平均58.2%; 绿泥石相对含量为0~73%, 平均24.5%; 伊蒙混层相对含量为2%~65%, 平均14%, 蒙皂石层在伊蒙混层中所占比例大多小于15%; 高岭石相对含量为1%~51%, 平均7.5%, 主要分布于川西地区. 扫锚电子显微镜分析伊利石多为丝发状, 绿泥石多为叶片状. 据此, 根据中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T5477-2003), 综合判断四川盆地须家河组碎屑岩储层目前处于中成岩A-B 期. 在地质历史时期, 须家河组经受了4个成岩阶段变化:准同生期与早成岩A 期、早成岩B 期、中成岩A 期、中成岩B 期, 沉积作用、成岩作用和构造作用以及烃类充注等多种因素综合控制了其储集性能.

6.1 准同生期与早成岩A 期储层孔隙演化

四川盆地须家河组为一套成分成熟度较低而结构成熟度较高的陆源碎屑岩, 储层砂岩中颗粒多为次棱至次圆, 分选性以中等为主; 人工混合人工填积湿砂实验表明[37], 原始孔隙度与粒度无关, 但随分选

表3 须家河组储层砂岩碳酸盐胶结物及脉体流体包裹体拉曼分析

井号 井深/m 层位

赋存矿物

SO 42?

/% NO 3?

/%HCO 3?

/%CO 32?

/%CO 2/%SO 2/%C 3H 8/%CH 4/% C 2H 6/% SO 42?

/%盐度/%

邛西1 4201.95 2.20 3.11 5.31 邛西1 4233.69 2.78

2.33 2.34 1.81 9.25 龙9 3482.00 0.59 1.250.92 0.56 1.02 0.40 4.74 平落3 3659.30 4.50

3.99 3.12 5.85

4.95 3.87 26.27 柘2 4172.00 须二 方解石胶结物 2.24 1.25 2.11 3.18 0.36

9.13

岳2 2058.19 须四

1.07 1.59 3.350.92 1.07

8.00 岳2 1815.37 须六

方解石胶结物

2.90 4.33

3.58 2.45 1.69

4.53 19.47 龙9 3482.00 须二 白云石胶结物 0.66 0.95 0.97 0.94 3.52 合川1 1928.67 0.30

0.520.39 0.170.25 0.32 1.95 合川1 1929.26 须五 方解石脉

0.53 0.58 1.32 0.590.000.730.170.25 0.25 2.10

6.51

邛西2 3795.91 须二

石英脉 0.67 1.12

1.87

0.93

0.67

1.22

13.04 19.52

中国科学 D 辑: 地球科学 2009年 第39卷 第3期

337

性变差而减小, 据此推测须家河组原始孔隙度为34%左右. 碎屑组分是储集层物性好坏的物质基础, 统计结果表明研究区内当石英含量低于35%时, 储层物性较差(如广安102井须六段); 当石英含量超过75%左右时, 硅质胶结物含量明显增加一倍以上, 储层物性同样较差(如广安12井须六段); 当长石含量低于1%时, 储层物性较差(如广安102井须六段); 岩屑尤其是塑性岩屑(浅变质岩岩屑、泥岩岩屑、云母片)抗压强度最小, 粒度越细塑性岩屑相对含量越高, 对储层物性影响越大.

早成岩A 期大致相当于从刚埋藏到埋深约1000 m 的范围, 温度一般小于50℃. 主要的成岩作用包括压实作用、早期碳酸盐和绿泥石-水云母衬边的胶结作用. 在一些pH 相对较高的环境中, 发生早期的方解石胶结作用, 特别是在界面附近粉细砂岩中, 由于粒间孔隙小, 孔隙水交换能力弱, 易造成碳酸盐过饱和, 并可能形成了一些高负胶结物孔隙度的连生方解石胶结物, 构成部分钙质层, 这类钙质层具有较好的成层性. 随着埋深加大, 上覆载荷增加, 孔隙水排出, 压实作用使孔隙度迅速降低, 压实作用是该阶段孔隙度降低最主要的成岩因素; 一般粗砂岩和中粗砂岩相对抗压实作用强, 原生孔隙较多; 中细砂岩、细砂岩与粉砂岩则在成岩早期被强烈压实, 大部分原生孔隙被破坏, 储层物性变得很差. 大致在压实作用使碎屑颗粒间的关系基本固定后, 绿泥石-水云母黏土衬边开始形成, 薄片中可见绿泥石-水云母黏土衬边主要分布在物性较好的粗碎屑岩相中. 到该成岩阶段末期, 四川盆地须家河组储层砂岩的孔隙度大致降至11%~20%之间, 缺乏孔隙衬边绿泥石砂岩的孔隙度降至11%~16%之间, 发育孔隙衬边绿泥石砂岩的孔隙度降至17%~20%之间.

6.2 早成岩B 期储层孔隙演化

此阶段大致相当于1000~2000 m 的埋深范围, 镜质体反射率为0.35%~0.5%. 随着埋深加大, 砂岩不断被压实, 砂岩中的颗粒基本呈点-线或线接触, 石英颗粒压溶作用开始, 形成第Ⅰ期石英加大边, 早期的硅质胶结物以马牙状、自形晶加大或加大边窄且连续的形式分布于石英颗粒边缘, 形成于绿泥石薄膜之前, 含量较少, 约0.5%~1%左右. 此阶段原生孔隙

度大大降低, 在绿泥石-水云母黏土衬边不发育的砂岩中, 由于强烈的压实压溶作用, 储层物性变得更差,大部分细砂岩和粉砂岩已变为致密储层; 而绿泥石-水云母黏土衬边发育的中粗砂岩还保留了部分原生余孔, 成为后期酸性水的溶蚀作用通道. 到该成岩阶段末期, 须家河组储层砂岩的孔隙度大致降至7%~16%之间, 缺乏孔隙衬边绿泥石砂岩的孔隙度降至7%~8%之间, 发育孔隙衬边绿泥石的砂岩仍然具有约12%~16%的孔隙度. 同时, 有机质逐渐成熟, 随着孔隙介质pH 的降低, 砂岩中长石等易溶组分开始溶解.

6.3 中成岩A 期储层孔隙演化

此阶段大致相当于埋深2000~3500 m 范围, 镜质体反射率约为0.5%~1.3%. 由于埋深加大, 温度增高, 有机质脱羧作用形成的富含有机酸的酸性水进入储层, 溶蚀长石、火山岩屑颗粒形成次生溶孔, 酸性水的溶蚀作用是这个时期最主要的成岩作用. 随着长石不断地被溶解和石英压溶作用(尤其是对石英含量高的砂岩层)的继续发生, 成岩流体中SiO 2成分过饱和, 形成了较发育的第Ⅱ期石英加大边(多不均匀分布在石英颗粒周边)和第Ⅲ期石英胶结物(多分布在粒间孔隙中), 使原本致密的砂岩孔隙度更小了. 据对深埋砂岩储层中石英胶结作用和孔隙损失的动力学模拟认为, 当大量石英加大作用开始后, 粒间孔隙损失不再取决于压实作用, 而是取决于石英加大的量, 因此, 须家河组较强的石英加大作用是使本层砂岩致密化的一个重要原因.

对于已成致密砂岩的储层来说, 次生溶孔的发育程度决定了储层质量. 溶蚀作用强弱主要与酸性水的来源和运移通道密切相关, 运移通道包括不整合面、层序界面与断裂裂缝带. 溶蚀作用主要针对不稳定组分发生, 如长石、岩屑等常发生粒内溶蚀, 而碳酸盐胶结物溶蚀和粒间溶孔较为少见. 原生残余粒间孔隙越发育, 成岩期越有利于酸性孔隙水的活动, 长石和岩屑的次生溶解亦相对发育, 两者组成复合孔隙的几率较高. 川西地区长期处在封闭条件下, 埋深也相对较大, 成岩流体无机组分上没有变化, 只对长石和部分岩屑溶解, 而对粒间的胶结物如石英碳酸盐不发生溶解, 故使致密化的须家河组砂岩孔

朱如凯等: 致密砂岩气藏储层成岩流体演化与致密成因机理

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隙度改变不大, 这是须家河组砂岩保持致密化的一个主要原因. 川中-川南地区古埋深相对较浅, 在原始有利沉积相带基础上叠加了积极的溶蚀作用, 使储层质量得以改善. 该阶段也是形成成岩圈闭的主要阶段, 有机质演化进入生烃高峰期, 油气已开始发生大规模运移, 这可以从该阶段石英Ⅱ, Ⅲ期胶结物包裹体中有机组分含量明显增高得到验证.

6.4 中成岩B 期储层孔隙演化

此阶段埋深大于3500 m, 镜质体反射率约为1.3%~2.0%, 有机质演化进入凝析油和生气阶段. 孔隙流体中很少含有机酸, 孔隙水呈弱碱性、碱性, 成岩流体处于过饱和状态, 这时长石已不再被溶解, (含铁)方解石、(含铁)白云石沉积并交代长石, 储层的孔隙度和渗透率逐渐降低, 储层的储集性能变差. 须家河组储层砂岩的最终孔隙度大致在3%~12%之间, 缺

乏绿泥石孔隙衬边的砂岩孔隙度通常在7%以下, 发

育绿泥石孔隙衬边的砂岩孔隙度通常在8%以上, 部

分在10%以上.

7 结论

综上所述, 机械压实作用是使四川盆地须家河组砂岩固结成岩致密的最主要因素; 石英Ⅱ, Ⅲ期加大作用是使砂岩致密化的另一个重要原因. 另外, 研究区长期处于封闭条件下, 成岩流体无机组分没有发生变化, 故长期以来只对长石和部分岩屑进行溶解, 而对粒间的胶结物如石英、碳酸盐未发生溶解, 对致密化的须家河组砂岩孔隙度改变不大, 这是须家河组砂岩储层最终保持致密化的又一个原因. 有机质大规模生烃发生在第Ⅱ期石英加大后, 烃类选择性进入相对有利的储层中形成致密砂岩烃类气藏.

致谢 感谢评审专家的建设性意见.

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四川盆地须家河组高分辨率层序_岩相古地理...

第35卷　第6期 成都理工大学学报(自然科学版) Vol.35No.6 　2008年12月 JOURNAL OF CHEN G DU UNIV ERSITY OF TECHNOLO GY (Science &Technology Edition ) Dec.2008　 [文章编号]167129727(2008)0620630209 四川盆地须家河组高分辨率层序2岩相古地理特征 [收稿日期]2008207220 [基金项目]中国石油天然气总公司攻关项目(06201A 202201) [作者简介]柯光明(1979-),男,博士,研究方向:层序地层学与储层沉积学,E 2mail :kegm1979@https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html, 。 柯光明1,2　郑荣才2　高红灿2　戴朝成2　翟文亮2 (1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,成都610081; 2.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,成都610059)) [摘要]岩相古地理研究是重建地质历史中海陆分布、构造背景、盆地发育和沉积演化的重要 途径和手段,高分辨率层序地层学理论在岩相古地理研究中的应用则有效地提高了岩相古地理图的精度。按照高分辨率层序地层学理论,将四川盆地晚三叠世须家河组划分为2个超长期、4个长期、14个中期及数十个短期基准面旋回层序。在此基础上,分别以长期的上升和下降半旋回为单元,分析了须家河组不同时期的岩相古地理特征及演化,认为:(1)四川盆地须家河期沉积主要由从周边山系向盆内和从川中隆起向盆地中心逐渐推进的,以发育(冲积扇)辫状河-辫状河三角洲-浅湖沉积为主的沉积体系组成,致使四川盆地浅湖区域为向南西倾斜的“∩”形,浅湖内零星发育有小型浅湖砂坝沉积;(2)沉积相带的展布格局严格受构造控制,以盆地边缘最为特征;(3)晚三叠世须家河期,以龙门山构造带逆冲推覆活动为主,米仓山-大巴山活动相对较弱。 [关键词]长期旋回;层序;岩相古地理;须家河组;四川盆地[分类号]TE121.3 [文献标识码]A 岩相古地理研究是重建地质历史中海陆分 布、构造背景、盆地发育和沉积演化的重要途径和手段。其宗旨是通过重塑盆地在大区域或全球古地理中的具体位置、恢复盆地沉积和构造演化及其与成烃成藏过程的关系,从而达到评价油气资源、了解油气分布规律和预测油气远景之目的[1]～[5]。为了能够更好地指导油气勘探,就需要编制精度更高的岩相古地理图,而高分辨率层序地层学理论在其中的应用则为编制高精度的岩相古地理图提供了可能。本文以已有的研究成果为基础[6]～[21],以高分辨率层序地层学理论和技术方法为指导思想[22]～[24],选择四川盆地须家河组长期基准面旋回的上升和下降相域分别为编图单元进行岩相古地理研究,这种新的编图方法减少了由传统编图方法(如压缩编图、优势相编图和岩性比例编图等)所造成的模糊失真现象,有效提高 了岩相古地理图的等时性、成因连续性和实用性以及有利区块或有利相带预测与天然气富集成藏条件的评价水平。 1　地质概况 四川盆地上三叠统须家河组地层非常发育,有丰富的煤和油气资源。从目前所了解的地层发育情况,四川盆地须家河组可明显地划分为两种构造背景下的沉积类型(图12A ):(1)前陆盆地前渊强烈坳陷沉降充填型,须家河组沉积厚度大,一般在2.0～3.2km 内变化(局部厚度>3.2km ),主要为厚层块状砂岩、中至厚层状粉砂岩与薄层状泥岩的互层组合,局部夹有巨厚的块状砾岩层。一般被划分为须二-须六段,但大部分地区缺失须六段(图12B )。分布于龙门山推覆体东侧的广元、江油、绵阳、德阳、什邡、彭州、崇州、大邑、芦山

烃类充注对储层成岩作用影响

烃类充注对储层成岩作用影响 油气等有机烃类在储层中的聚集改变了成岩作用环境，从而控制着矿物的交代、转化及自生矿物的形成等成岩作用过程。所以充分认识有机油气注入与储层中矿物形成、转化之间的关系，深入探讨成岩作用机理，不仅可以为储层有利次生孔隙带的预测提供理论依据，而且可以确定油气充注方式、期次和时间，对研究油气藏的形成过程、总结油气藏的形成模式和分布规律具有重要的理论意义和应用价值。 其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长石等颗粒的溶解有密切关系。近年来，随油气勘探发展，储层成岩作用在理论研究、具体实践中均获得了长远进展。在成岩作用的现代概念（Walther，1983）提出至今约一百年的历史中，成岩作用的研究经历了几个发展阶段，并取得了许多重大的进展。20 世纪40-50 年代以前，沉积学主要研究沉积作用的过程，大多数沉积地质学家的观点是沉积矿床为沉积作用或至多在同生期沉积就形成了（孙永传等，1996）。但是从20 世纪中期开始，人们对成岩（后生）作用的研究给予了很大的关注，成矿作用的阶段性的认识则从根本上改变了沉积岩石学的许多传统观念，并孕育了成岩作用研究的新时代。从上世纪70 年代中期开始至90 年代，成岩作用的研究进入了一个崭新的阶段，其中与石油地质学家的参与有着重要的关系。后期，由于诸多因素，促使石油地质学家们及沉积学家对储层成岩作用的研究愈加重视，其显著特征是对成岩反应中无机和有机过程相互作用及其系统演化的探索，并重新评价油气地质演化过程和有利储层形成及其演化历史（Hower等，1976），，成岩作用的研究由此进入了一个快速发展的阶段，相当一部分学者称之为现代成岩作用研究阶段。在该阶段盆地油气活动的研究为成岩作用或者成烃-成岩作用的深入研究提供了契机（Bredehoeft等，1990；），我国学者对诸多含油气盆地储层成岩作用也开展了不懈的研究和探索，为深入揭示中国陆相含油气盆地的成岩作用规律研究奠定了基础，成岩作用的研究亦被列入沉积学和储层地质学重要研究方向。盆地油气活动在成岩作用或成烃-成岩作用中的深入研究对于认识小尺度内成岩特征与大尺度盆地演化，揭示成岩作用的时空规律具有重要的意义（李忠等，2006）。目前，大多数研究者已认识到，储层的成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程，受到构造演化、沉积作用、矿物、盆地热流性质、油气运移及成岩环境中的物理化学条件等多种因素控制，最关键的是在油气充注过程中，矿物与孔隙油气之间的相互作用条件、方式及随之发生的迁移方向、途经与沉淀位置等，油气流动是影响成岩作用的关键因素（张枝焕等，2000；）。 综合前人的研究，油气充注对成岩作用的影响可以概括为三个方面：（1）抑制胶结作用的进行，主要是抑制石英、伊利石和碳酸盐矿物的胶结；（2）油气中所包含的有机酸溶蚀可溶矿物，形成溶蚀孔隙，增加了储集空间；（3）油气形成产生的超压能缓冲压实作用，有利于原生孔隙的保存。 1油气充注对胶结作用的抑制 石油生成、运移后在储层中产生聚集，油气的注入孔隙水化学组成发生改变，造成孔隙水的无机离子的浓度减小，且直接由碳酸盐胶结作用、间接使pH值发生变化、油气部分代替地层水从而阻止了矿物的离子间质量传递，使矿物的交代和转化、自生矿物的形成受到抑

致密砂岩气藏综述

致密砂岩气藏概述 1 致密砂岩油气藏简介 (2) 1.1 致密砂岩油气藏的概念 (2) 1.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价 (4) 1.3 致密气藏基本特征 (10) 2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例 (12) 2.1 世界致密气藏的分布特征 (12) 2.2 国外典型致密气藏分析 (13) 3 致密砂岩气藏的成藏条件 (21) 3.1 致密砂岩气藏形成的区域地质条件 (21) 3.2 致密气藏形成的烃源岩条件 (23) 3.3 致密气藏形成的储层条件 (23) 3.4 致密气藏形成的封盖条件 (24) 3.5 致密气藏形成的圈闭条件 (25) 4. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式 (25) 4.1 主要机理 (25) 4.2 主要成藏模式 (27)

致密砂岩气藏概述 1 致密砂岩油气藏简介 1.1 致密砂岩油气藏的概念 致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。 前苏联将储层渗透率小于（50～100）×10-3μm2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为10×10-3μm2。Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为1×10-3μm2～10×10-3μm2。我国唐曾熊（1994）在其《油气藏分类及描述》中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10～100）×10-3μm2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于10×10-3μm2的称为特低渗透油藏，把渗透率小于100×10-3μm2的称为低渗透油藏。我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在1×10-3μm2～10×10-3μm2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于1×10-3μm2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如1×10-3μm2～10×10-3μm2)的油、气层所构成的油气藏。国家储量委员会颁布的碎屑岩和非碎屑岩储层物性分级标准中将孔隙度10％～15％，渗透率5×10-3μm2～50×10-3μm2的储层定为低孔低渗储层，而将孔隙度小于10％，渗透率小于5×10-3μm2的储层定为特低孔特低渗储层。 对于低渗透油气藏的研究，致密砂岩气藏更受到国外学者的关注，相继提出诸多低渗低孔条件下的致密砂岩气藏的新概念，例如深盆气藏(deep basin gas)（Masters,1979）、盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations)和连续气藏(continuous gas accumulation)(Schmoker,1996)等。深盆气藏的概念最早由在美国新墨西哥州和科罗拉多州的San Juan盆地和加拿大Alberta盆地深部天然气藏的研究基础上提出的，他认为深盆气藏系指在特殊地质条件下形成的，具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。深盆气藏主要集中分布在盆地中心或盆地构造的深部位，故称之为深盆气藏。其后，Masters（1983）讨论了加拿大Alberta

四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布

４８石油勘探与开发?油气勘探Ｖ０１．３６Ｎｏ．１ 图ｌ四川盆地须家河组须二段沉积相分布图 图２四川盆地须家河组须四段沉积相分布图

２００９年２月朱如凯等：四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布４９ 图３四川盆地须家河组须六段沉积相分布图 布格局主要受龙门山构造带逆冲推覆作用控制，由各类扇体侧向叠置组成的扇裙具有平行龙门山构造带呈南西一北东向展布的特点；在四川盆地北部和东北部，主要受米仓山一大巴山构造带逆冲推覆作用控制，具有自西向东随着米仓山一大巴山构造带的走向由近东西逐渐折向北西一南东向的变化，以冲积扇和三角洲为主体的扇裙展布格局也具有同方向变化的特点。 ③晚三叠世须家河组沉积期，以龙门山构造带逆冲推覆活动为主，米仓山一大巴山活动相对较弱。川西坳陷沉积作用主要受龙门山构造带逆冲推覆控制，而ＪｉＪ东北坳陷主要受龙门山逆冲推覆作用远端效应控制，四川Ｉ盆地自西向东由于构造活动渐趋减弱而导致川西坳陷与川东北坳陷的沉降充填以及充填方式有较大的差异。与川东北坳陷相比，ＪＩｌ西坳陷沉积厚度明显增大，两者之间存在巨大反差。 ４须家河组储集层特征 须家河组储集层为一套成分成熟度较低而结构成熟度较高的陆源碎屑岩。成分成熟度较低表现在石英含量较低，而长石、岩屑含量较高，成分成熟度指数石英／（长石＋岩屑）一般在１．５～４．０，少数可达６．０～７．０。大多数砂岩分选中等一较好，其中川Ｉ中地区砂岩分选性较好，川西地区砂岩分选性中等偏差。碎屑颗粒磨圆以次圆状为主，其次为次棱角状，圆状颗粒少见。胶结类型以孔隙式、接触式胶结为主。储集层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，次为岩屑石英砂岩，再次为长石石英砂岩，少量纯石英砂岩。须家河组主要储集层段须二段、须四段、须六段岩性特征在区域上存在较大变化，发育孔隙型、裂缝一孔隙型与孔隙一裂缝型３大类储集层。根据２００余口井、２０条野外剖面共计３６０００多个样品的物性分析资料，须家河组储集层平均孔隙度为４．７７％，最小０．１０％，最大１８．２７％；储集层平均渗透率为０．１９×１０～“ｍ２，最小低于０．００１Ｎ１０～弘ｍ２，最大可达５０×１０～弘ｍ２以上（有裂缝发育时）。总体上储集层物性较差，属低孔低渗和特低孔特低渗储集层，局部发育有少量中孔低渗储集层（见图４）。储集层孔隙度、渗透率之间相关性较差，相关系数Ｒ２仅为０．２７，表明渗透率大小不仅与总孔隙多少有关，更主要受孔隙结构、裂缝发育状况控制。纵向上从老到新储集层物性有逐渐变差的趋势。须二段储集层物性较好，储集层平均孔隙度为４．８２％，渗透率主要分布在０．０１Ｘ１０＿３～０．１０Ｘ １０～“ｍ２；须四段储集层平均

川西南地区上三叠统须家河组沉积相特征

3本文为中国石油天然气股份有限公司科技攻关项目(编号:06010122)的部分成果。 作者简介:李熙喆,1963年生,高级工程师;主要从事石油地质综合研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市44号信箱天然气开发所。电话:(010)69213156。E 2mail :lxz69@https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html, 川西南地区上三叠统须家河组沉积相特征 3 李熙喆1　张满郎1　谢武仁1　李晓革2　盛日正2 (1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院　2.中国地质大学?北京) 李熙喆等.川西南地区上三叠统须家河组沉积相特征.天然气工业,2008,28(2):54257. 摘　要　层序地层划分对比及有利沉积相带研究,对川西南地区油气勘探开发具有重要意义。为此,通过岩心、地震及测井等资料的综合研究,认为该地区上三叠统须家河组地层可划分为4个三级层序、12个体系域,发育海湾、湖泊、辫状河三角洲和正常三角洲这4种沉积相类型及20余种沉积微相,有利储集砂体为三角洲(水下)分流河道及河口坝砂体。沉积砂体分布既有继承性,又有分异性,并随不同时期主物源的变化而发生迁移,砂体发育情况主要受构造、物源供给、古地貌等因素的控制。 主题词　四川盆地　西南　晚三叠世　层序地层　体系域　三角洲　沉积相　控制因素 一、地层沉积与层序格架 川西南地区位于川西前陆盆地南段,龙门山断 裂—彭灌断裂以东,龙泉山断裂以西,峨眉—瓦山断裂以北,成都市—温江以南,面积16885km 2。川西南地区上三叠统具有天然气资源丰富、储层厚、圈闭类型多样等特征,已经发现平落坝、大兴西、白马庙等气田,勘探潜力大[1]。 川西南地区晚三叠世为周缘前陆盆地沉积阶段,主要为海陆交互相地层沉积特征[225]。上三叠统地层厚度巨大,为盆地的沉积中心地区,地层厚度超过4000m ,主要发育湖泊、沼泽及河流、三角洲相的煤系沉积。在钻、测井及地震资料综合分析的基础上,研究区可以识别出5个层序界面,包括4个不整合面和一个沉积转化面,将川西前陆上三叠统须家河组沉积地层划分4个三级层序(图1)。其中层序Ⅰ大致相当于须一段(小塘子组),部分包含须二段下部地层;层序Ⅱ相当于部分须二段和须三段;层序Ⅲ大致相当于须四段和须五段下部;层序Ⅳ相当于须五段上部及须六段。每个层序发育低位、湖侵和高位体系域。低位体系域一般为砂砾岩、中砂岩组成的三角洲沉积;湖侵体系域一般为泥岩或砂岩组成的湖泊—三角洲沉积,高位体系域主要为砂泥薄互层、煤层组成的三角洲沉积。最大湖泛面一般发育黑色泥岩、煤层或碳质泥岩 。 图1　须家河组层序地层综合柱状图 二、沉积相类型 1.沉积相类型 通过野外露头剖面观察、岩心描述建立典型沉积相序列,结合地震相及测井沉积相研究,川西南须家河组发育海湾、辫状河三角洲、湖泊、正常三角洲等多种沉积相类型和20多种沉积微相类型(表1)。有利的天然气储集砂体为三角洲(水下)分流河道及河口坝砂体,其次为滨浅湖滩坝和远砂坝砂体。 ? 45?地质与勘探 天　然　气　工　业 2008年2月

成岩作用对储层物性的利弊影响分析

Advances in Geosciences地球科学前沿, 2019, 9(4), 289-300 Published Online April 2019 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/journal/ag https://https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/10.12677/ag.2019.94032 Advantages and Disadvantages Effects of Diagenesis on Reservoir Physical Properties Song Hu1, Xiaoxiao Lu2,Danfeng Zhang3, Jing Cheng4 1Petroleum Exploration and Production Research Institute, SNOPEC, Beijing 2Daqing Branch of China Petroleum Logging Co. LTD., Songyuan Jilin 3Greatwall Drilling Company, CNPC, Beijing 4International Logging Company of Greatwall Drilling Company, CNPC, Beijing Received: Apr. 7th, 2019; accepted: Apr. 22nd, 2019; published: Apr. 29th, 2019 Abstract Compared with the traditional theory, the diagenesis types cannot be divided into two categories completely. In fact, both the diagenesis itself and its combination have two sides. In this paper, the diagenesis of the W oil field is taken as an example, and the main diagenesis types are summarized by the methods of observing cores, identifing common and casting thin sections, and detecting scanning electron microscope. And the dialectic influence of diagenesis on the physical properties of reservoirs is discussed in the light of the theory of dialectics. The results show that the main di-agenetic types, such as compaction, cementation, dissolution, recrystallization, their own or their combination, have a common duality, complexity and interrelated influence on the physical prop-erties. They are characterized by interdependence and mutual transformation of reservoir im-provement and destruction. In line with the advantages and disadvantages to find the principle of high-quality reservoirs, it is conducive to the ultimate improvement of reservoir physical proper-ties if the compaction, cementation and metasomatism are relatively developed in the early stage of diagenesis as well as the dissolution is more developed in the later stage of diagenesis. Keywords Diagenetic Type, Diagenetic Evolution, Physical Property, Materialist Dialectics, Two Sides 成岩作用对储层物性的利弊影响分析 胡松1，路肖肖2，张丹锋3，成婧4 1中国石化石油勘探开发研究院，北京 2中国石油测井有限公司大庆分公司，吉林松原 3中国石油集团长城钻探公司，北京 4中国石油长城钻探工程公司国际测井公司，北京

碎屑岩成岩作用和储层岩石学研究新进展

碎屑岩成岩作用和储层岩石学研究新进展 储层研究贯穿于油气勘探开发的始终，其在石油地质研究中所占比重也随着油气勘探开发阶段的向前推移而不断增大。 本文重点介绍沉积物（岩）的成岩作用和储层岩石学研究新进展。 一、砂质沉积物（岩）的成岩作用 （一）砂质沉积物（岩）的形成演化包括五个阶段：风化剥蚀—搬运—沉积—成岩—变质。 （二）成岩作用在沉积物（岩）的形成演化旋回中占有特别重要的地位 1、不同程度地改造了沉积物的成分和结构，甚至可以把它变得面目全非。 2、碎屑岩中有很多自生矿物形成于成岩阶段而非沉积产物，特别是自生粘土矿物。 3、砂体的很多结构也形成于成岩期而非沉积期形成。因而在恢复砂体沉积环境、再建古地理时必须了解其成岩变化，否则就会导致得出错误的结论。 4、成岩作用对砂质沉积物（岩）的孔隙性和渗透性有很大影响。要全面评价储层，必须把沉积相研究和成岩作用研究紧密结合起来。 5、砂岩孔隙类型的确定关系到储层评价预测和寻找优质储层的方向。而孔隙成因的确定有赖于成岩作用的深入研究。 6、成岩致密带和成岩隔层的研究可为新区合理部署探井和划分开发层系提供重要依据。 7、成岩史和孔隙演化史的研究是油气成藏的重要组成部分。 8、成岩圈闭的发现为勘探非构造隐蔽油藏指出了新领域。 9、生油岩成岩作用和粘土矿物成岩演化的研究已作为判别生油岩成熟度的重要标志。有机质热演化的研究成果是现代晚期生油理论和油气初次运移理论的重要支柱。 10、油层保护和改造与储层的成岩粘土矿物、自生矿物、岩石成岩后结构构造有密切关系。 11、原来当作岩浆热液成因的砂岩中的金属矿，实际上是成岩期在地下水作用下，沉积物中分散物质发生溶解、沉淀、富集形成的，提出了“成岩矿产”的概念和沉积期分异作用的理论，受到了广泛重视。 12、随着成岩作用研究的不断深化，使我们有可能模拟预测地下孔隙性砂体的性质和展布，提高油气勘探成功率，国内外已有不少成功的例子。 综上，成岩作用关系到油气生成、运移、聚集成藏等一系列石油地质问题，也关系到不少金属矿床的形成，具有重要的理论意义和实际意义，发展迅速，国内外都十分重视。 （三）成岩作用研究的历史、现状和发展趋势 成岩作用这一概念自贡别尔（V on Gumbel，C.W.1886）提出已有100多年的历史。在本世纪四十年代以前，主要是对碎屑岩的研究，特别是对其中的一些矿物如石英、长石、锆石等的自生作用进行观察。自四十年代及五十年代发现了中东及加拿大的碳酸盐岩大油田后，碳酸盐岩石学、沉积学及成岩作用方面的研究在六十年代和七十年代蓬勃发展。就在碳酸盐岩研究工作方兴未艾之时，在七十年代后期和八十年代初，人们的注意力又开始转移到碎屑岩的研究上来。

一、项目名称复杂致密砂岩气藏开发地质理论及关键技术

一、项目名称：复杂致密砂岩气藏开发地质理论及关键技术 二、推荐单位：中国石油大学（北京） 三、项目简介 进入21世纪以后，石油工业充满着挑战、机遇和竞争。受世界油价和经济因素的影响，石油科技在近20年来发生了革命性变化。与油气田评价和开发相关的技术也在向多元化和专业化方向发展，而在这种发展过程中，致密砂岩气开发地质理论及关键技术得到日益关注与重视。我国天然气资源虽然十分丰富，但是，相当一部分赋存于低渗-特低渗致密储层中。“十五”期间，虽然我国在鄂尔多斯盆地、四川盆地的天然气勘探、生产初见成效。但如何扩大生产规模、实现产能接替与稳产，高效评价、开发、建设大气田仍是一项十分艰巨的任务，也是世界级难题。为此，建立致密砂岩气开发地质理论、确立开发模式、研制制约评价开发的关键技术，意义特别重大。本成果强调“产、学、研、企”一体化,以鄂尔多斯盆地北部大牛地气田、川西中江地区为靶区, 形成一套适合复杂致密气藏开发地质理论、开发模式及关键技术，弄清致密砂岩气开发机理,达到迅速扩大致密砂岩气田探明储量和有效开发的目的, 改善我国能源结构。该成果主要包括致密砂岩气藏地球物理识别方法研究及评价、致密砂岩气藏开发理论与开发模式研究、复杂致密河道砂岩气藏精细描述技术研究、已开发致密砂岩气藏精细描述及预测。 本成果取得如下四项创新性成果： 1. 研究中，我们把精准的数理计算方法带到天然气评价领域，在“无序”的强噪声环境中，找出“有序”的弱能量信号。在数学与油气评价之间搭起了一座桥梁，实现了油气评价中“从无序中探寻有序”的重大突破。首次提出弱信号提取法则，开创了致密砂岩储层评价技术的先河，也对信号处理理论应用开辟了新的探索途径。在各向异性去噪、小波子体分频、频变能量融合表征等关键技术基础上，河道外形、内幕刻画取得重要突破。清晰刻画出地下3000米以上曲流河道平面展布特征、河道物源方向、河道内幕结构与现代沉积完全可以对比解释。首次实现了中江气田沙溪庙11套砂组、18层砂体、113条

四川盆地上三叠统须家河组层序格架下的岩相古地理演化

Advances in Geosciences 地球科学前沿, 2017, 7(1), 77-89 Published Online February 2017 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/journal/ag https://https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/10.12677/ag.2017.71009 文章引用: 李英娇，邵龙义. 四川盆地上三叠统须家河组层序格架下的岩相古地理演化[J]. 地球科学前沿, 2017, 7(1): Paleogeographic Evolution of the Upper Triassic Xujiahe Formation within a Sequence Framework in the Sichuan Basin Yingjiao Li 1,2, Longyi Shao 2 1 Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 2 College of Geoscience and Surveying Engineering, China University of Mining and Technology (Beijing), Beijing Received: Feb. 6th , 2017; accepted: Feb. 25th , 2017; published: Feb. 28th , 2017 Abstract The Xujiahe formation is a succession of continental, coal-bearing strata that is deposited in al-luvial fan, braided and meandering rivers, overbank or shallow lacustrine and deltaic environ-ments. Within the Xujiahe formation, five sequence boundaries are proposed based on cores and outcrops including tectonic unconformities and basinal facies-tract dislocations associated with fluvial rejuvenation and incision. Sequence boundaries define third-order sequences (SQ1, 2, 3 and 4) that correspond to Member 1, Members 2 and 3, Members 4 and 5, and Member 6 and 7. paleogeographic units include alluvial fan, fluvial, delta plain and front, and shallow lacustrine. Shallow lacustrine widely developed during SQ1, and small sand bars deposited in the central and northern basin. Alluvial fans developed in front of the fold-and-thrust belt in western basin in SQ2 and SQ3, while fluvial and deltaic units well developed in the basin, and the lacustrine area shifted to the west. Tectonic uplift occurred in SQ4, and the strata were eroded in the northwestern basin. A number of deltaic lobes developed in the basin, lake area shank and present as a belt parallel to the west margin of the basin. Coal accumulation centers mainly developed in the regions along the boundary of delta plain and delta front. Keywords Xujiahe Formation, Sequence Stratigraphy, Lithofacies Paleogeography, Sichuan Basin 四川盆地上三叠统须家河组层序格架下的岩相古地理演化 李英娇1,2，邵龙义2 1重庆地质矿产研究院，重庆

川西前陆盆地上三叠统须家河组地层的划分对比及沉积演化

2007年4月JOU RNAL O F STRA T IGRA PH Y 第31卷　第2期 青年论坛 川西前陆盆地上三叠统须家河组地层的划分对比及沉积演化 刘金华1)　张世奇1)　孙耀庭2)　魏垂高1) 1)中国石油大学(华东)资源与信息学院　山东东营　257061;　2)胜利油田地质科学院　山东东营　257061 摘　要:为了解决川西前陆盆地上三叠统须家河组地层的划分和对比问题,从岩石地层和层序地层两个方面进行了研究,利用地震、古生物、录井以及野外露头等资料对上三叠统的地层划分和对比方案进行了重新厘定,提出了不同地区的须家河组和香溪群的地层对比和划分方案,并且在层序地层学研究基础上提出了“早期海相构造层序”和“晚期陆相构造层序”。具体介绍和解释了川西“对冲式”前陆盆地地层沉积演化模式的特点和形成原因。关键词:川西地区,四川,前陆盆地,层序地层,三叠系 中图法分类号:P 534.51 文献标识码:A 文章编号:025324959(2007)022******* ①中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院外协项目资助。文稿接受日期:2006210220;修改稿收到日期:2007201215。 第一作者简介:1981年9月生,男,中国石油大学(华东)在读博士研究生,专业为矿产普查与勘探。E 2m ail :liujinhuasd @https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html, 川西地区位于龙门山和米仓山—大巴山山脉的前缘地带,地理上位于四川盆地西部和中部地区,地域范围西起龙门山推覆带,北至米仓山—大巴山推覆带,东至巴中、营山一线,南抵自贡、乐山等地,面积约80000km 2(图1)。印支运动以来,在秦岭、松潘—甘孜造山带与四川盆地之间,发育了北东向的龙门山和北西向的米仓山—大巴山两个巨型推覆构造带,构成造山带—盆缘推覆山系—盆地的组合格 局(范小林等,2002) 。在这一复杂的组合格局中,本研究区上三叠统的沉积层序最完整、地层发育良好,主要由上三叠统须家河组(T 3x )煤系地层组成,植物化石丰富,不仅为研究中、新生代陆相地层的理想地区,而且赋存有丰富的石油和天然气资源,已经发现和投入勘探开发的中、小型油田和大、中型气田十余个,具有巨大的勘探开发潜力(刘景彦、林畅松,2000)。 图1　川西前陆盆地构造分区及井位分布图 F ig .1　T ecton ic divisi on s of the W est Sichuan Fo reland Basin and the locati on of w ells

试论成岩作用与油气成藏的关系

《成岩作用与储层评价》文献综述试论成岩作用与油气成藏的关系 专业______地质学_______ 班级__ 资信研10-4班___ 姓名______蔡晓唱_______ 学号_____S1*******_____

试论成岩作用与油气成藏的关系 20世纪80年代以来，油气运移、成岩作用、盆地分析研究相互渗透，并取得了长足的进展。将成岩作用、油气的成藏史等纳入到盆地发展演化历史中统一考虑，是当前研究的一个趋势所在[1]。本文从烃类流体充注与储层成岩作用的关系、用储层油气包裹体岩相学确定油气成藏期次、示烃成岩矿物与油气成藏的关系、利用成岩过程中自生石英数量的变化确定油气藏形成时间、岩性油气藏中成岩作用对油气聚集的控制作用五个方面简要论述了储层成岩作用与油气生成、运移和成藏的关系。 1 烃类流体充注与储层成岩作用的关系 由有机质转化来的有机流体是整个地壳流体活动的一部分，对成岩演化有着至关重要的影响，也是盆地发展演化的一个重要侧面。有机质转化形成的有机酸引起了地质界的广泛关注，主要是因为它可以溶解矿物，形成次生孔隙[2]。有机酸主要由干酪根含氧基团的热催化断落、烃类与矿物氧化剂之间的氧化还原反应、原油微生物降解和热化学硫酸盐还原作用转化而来，但就其生成时间而言，尚未有定论。泌阳凹陷碎屑岩储层在碱性-强碱性原始地层水中发现石英溶解型次生孔隙，不但丰富了次生孔 为石英自生加大提供了新的解释。塔中隙的成因理论，而且石英溶解所产生的SiO 2 地区志留系烃类侵位后因淡水注入而使烃类被氧化，所产生的有机酸促进了钾长石等矿物的溶解，导致了次生孔隙的发育。 除有机质转化产生有机酸外，油气的产生对成岩作用有着重要意义。油气运移成藏的成岩记录是从岩石学和地球化学方法反演成藏过程的基础，国际上对储层中烃类流体充注与成岩作用关系给予高度重视。九十年代以来学者们开始关注“烃类流体侵位与储层成岩作用”领域的研究，这主要基于两方面原因，一是早期烃类流体侵位有利于优质储层形成，二是储层成岩纪录有助于重构油气成藏过程[3]。1999年和2000年AAPG年会曾将“成岩作用作为烃类流体运聚记录”作为分会讨论的主题，要使叠合盆地成藏年代学分析理论和分析方法取得进展，一个重要的基础是必须深入分析其中烃类流体充注与储层成岩作用关系，建立起烃类流体运聚-储层成岩作用-烃类流体包裹体-自生矿物形成关系的解释定量模式，为成岩矿物及其包裹的流体化石作为烃类流体运聚的记录提供理论基础。 烃类流体注入储层，一方面，储层胶结物及其中流体包裹体记录了成藏条件（温度、压力、流体成分和相态)，另一方面，随着含油气饱和度增加，孔隙水流体与矿物之间的反应受抑制（如储层中石英次生加大等）或中止（自生伊利石、钾长石的钠

四川盆地东部须家河组物源分析探讨

四川盆地东部须家河组物源分析探讨 四川盆地上三叠统须家河组作为四川盆地主要产气层位之一，盆地东部须家河组物质来源却存在争议。文章总结近年来关于须家河组物质来源的研究，并探讨分析盆地东部须家河组物源情况，为下一步的矿产资源勘探开发提供依据。 标签：四川盆地；须家河组；物源分析 前言 四川盆地上三叠统须家河组作为四川盆地主要产气层位之一，历来对其构造演化、物源沉积的研究颇多，然而对于盆地须家河组物源的研究因关注者较少而处在争议。正确认识四川盆地东部须家河组的物质来源，有利于重建晚三叠世四川盆地沉积环境，为进一步的矿产资源勘探开发提供科学依据。 1 研究现状 较多的学者关注于四川盆地川西须家河组的物质来源，林良彪等[1]以四川盆地西部须家河组砂岩组分为基础，对研究区内须家河组砂岩薄片进行统计、分析，结果表明须二段发育有大量的岩浆岩岩屑，须三、须四段低石英、长石，高岩屑，且龙门山前缘北、中、南三段砂岩组分特征相异，Dickinson三角投点表明须二段砂岩开始落于过渡再旋回和岩屑再旋回分区，须三、须四段更加明显。结合川西凹陷地质背景、沉积相演化，表明龙门山逆冲推覆带于须二时期开始逆冲推覆；须三时期龙门山进一步强烈隆升，并成为研究区的主要物源；须四时期，龙门山古陆完全隆升，致使川西凹陷真正开始陆相沉积演化阶段。诸多学者在对川西须家河组物源进行详细的研究之后，得到了类似的结论。刘焕等[2]利用阴极发光及X衍射等技术手段，详细研究了川西凹陷中段须家河组砂岩的组分及结构特征，认为研究区域须二时期物源主要来自于龙门山北段，须四时期及之后物源主要来自隆升的龙门山古陆。郝强等[3]的研究佐证了川西凹陷须家河组须二段具多物源特征，他通过对川西凹陷北、中、南段的须家河组砂岩的碎屑组分、石英阴极发光、重矿物及稀土元素等特征的分析，认为川西凹陷须二段不同的构造单元具不同的物源性质，而古龙门山的差异性隆升是造成北、中、南段物源性质相异的主控因素。陈斌等[4]运用多种物源分析方法对龙门山前陆盆地须家河组下部地层（卡尼末期-瑞替期初）的物源及构造背景进行综合分析，结果认为龙门山前缘须家河组下部具前陆盆地的双物源特征，物源主要来自于松潘甘孜褶皱带，少量来自于扬子板块西缘。 近年来，随着勘探开发向着全盆转移，盆地其他区域的须家河组物质来源的研究也越来越多，且应用的技术手段也愈加现今。戴朝成等[5]在对四川盆地进行次级构造单元划分的基础上，进行了砂岩碎屑组分、岩屑类型、重矿物特征及微量元素等分析，认为盆地的碎屑物源主要来自于再旋回造山带，部分来源于造山之前的混合区，其中川西凹陷物源主要受控于龙门山逆冲推覆带，川东北主要来自于米仓山-大巴山逆冲推覆带，川东南受雪峰古陆控制，川中地区则受到盆

成岩作用研究方法

储层成岩作用的研究方法2008-05-08 14:17储层成岩作用的研究方法 一、总体思路 首先，对成岩作用的产物进行研究，包括系统地对储层岩心进行详细观察（宏观和薄片两方面）和分析测试，特别注意储层孔隙在时间和空间上的变化，以此获得较准确的岩性资料、各种成岩现象和孔隙变化的特征，推测可能经历的成岩作用过程。其次，根据孔隙流体温度和压力等成岩参数，从物理化学和热化学等角度探讨成岩反应的机理。最后，结合盆地的地层、构造、沉积等资料、建立储层成岩模式，寻找出孔隙的演化规律。 二、常用研究方法 储层成岩作用研究需要应用各种手段进行综合性分析。除了岩石学中详细论述过的常规研究方法外，还涉及许多先进的测试技术。常用的研究方法和手段可分为岩石矿物学方法和非岩石学方法两类，现分别简述如下： ·岩石矿物学方法 在对露头或岩心进行详细观察的基础上，用仪器作进一步分析测试。主要目的是获得岩性参数和温度参数，观察发生过的各种成岩现象。除了常规的偏光显微镜法外，还涉及以下技术。 （1）孔隙铸体研究对岩石结构、孔隙结构进行观察 （2）阴极发光显微镜观察它是研究矿物成分、胶结世代、岩石结构和构造的主要手段，特别是对于一般显微镜难以解决的钙质及硅质胶结现象和某些重结晶现象等有较大的作用。 （3）扫描电镜观察由于放大倍数高，分辨率高，可以观察到普通显微镜观察不到的东西，如粘土矿物、微孔隙等。扫描电镜对矿物鉴定的基本根据是形貌和晶形，对于晶貌相似的矿物，效果较差。现在普遍把扫描电镜配上能谱仪，这就把形貌分析和成分分析结合在一起。 （4）X－射线衍射分析它能进行粘土矿物的定性定量分析，计算混层比，自生矿物的鉴定和全岩定量分析等。 （5）电子探针分析其特点是灵敏度高，不破坏样品，分析元素范围大。主要对岩石和矿物进行化学成分分析。 （6）气液包裹体显微镜分析主要获得古地温和古盐度参数。 ·非岩石学方法

四川盆地须家河组沉积格局及概念模式

Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(4), 17-22 Published Online August 2018 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/journal/jogt https://https://www.wendangku.net/doc/5b7432996.html,/10.12677/jogt.2018.404088 The Sedimentary Pattern and Conceptual Mode of Xujiahe Formation in Sichuan Basin Xin Liu, Pengxin Ye Puguang Branch, Zhongyuan Oilfield Company, SINOPEC, Dazhou Sichuan Received: Mar. 7th, 2018; accepted: Jun. 17th, 2018; published: Aug. 15th, 2018 Abstract The reservoirs in the Late Triassic Xujiahe Formation in Sichuan Basin belonged to lake-delta se-diments. Due to the uplift and denudation of the surrounding mountains, the deposition around the basin remained incomplete or missing; therefore it caused great differences on the under-standing of sedimentary pattern of the Late Triassic Xujiahe Formation in Sichuan Basin. Based on the previous studies, by comprehensive analysis on the “full sand” basin (e.g. Poyang Lake) and analog of the same type of basins, a new conceptual model of “offshore wide and shallow open lake basin” was establish for the Late Triassic Xujiahe Period in Sichuan Basin. It is of great significance for further determination of the types of sedimentary microfacies and its relationship with reser-voirs, and for predicting the distribution of favorable reservoir facies belts in the main areas. It provides a geological basis for further exploration and development of the Xujiahe Formation in the Puguang Gas Field. Keywords Sichuan Basin, Xujiahe Formation, Sedimentary Pattern, Offshore Wide and Shallow Open Lake Basin