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鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系

康昱 陈刚 张卫刚 黄军平 夏晓雨 霍建伟

康昱, 陈刚, 张卫刚, 黄军平, 夏晓雨, 霍建伟. 鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系[J]. 地质科技通报, 2021, 40(2): 64-75. doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.2021.0207
引用本文: 康昱, 陈刚, 张卫刚, 黄军平, 夏晓雨, 霍建伟. 鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系[J]. 地质科技通报, 2021, 40(2): 64-75. doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.2021.0207
Kang Yu, Chen Gang, Zhang Weigang, Huang Junping, Xia Xiaoyu, Huo Jianwei. Diagenetic densification of Chang 8 sandstone reservoirs and its relationship with hydrocarbon accumulation in Tiebiancheng area, Jiyuan Oilfield, Ordos Basin[J]. Bulletin of Geological Science and Technology, 2021, 40(2): 64-75. doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.2021.0207
Citation: Kang Yu, Chen Gang, Zhang Weigang, Huang Junping, Xia Xiaoyu, Huo Jianwei. Diagenetic densification of Chang 8 sandstone reservoirs and its relationship with hydrocarbon accumulation in Tiebiancheng area, Jiyuan Oilfield, Ordos Basin[J]. Bulletin of Geological Science and Technology, 2021, 40(2): 64-75. doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.2021.0207

鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系

doi: 10.19509/j.cnki.dzkq.2021.0207
基金项目: 

国家自然科学重点基金项目 41630312

国家基础科学人才培养创新基金项目 XDCX2018-08

详细信息
    作者简介:

    康昱(1992—),男,现正攻读矿产普查与勘探专业博士学位,主要从事盆地构造分析和储层地质学研究工作。E-mail: 1274601440@qq.com

    通讯作者:

    陈刚(1965—),男,教授,博士生导师,主要从事含油气盆地地质学研究。E-mail: chengang@nwu.edu.cn

  • 中图分类号: P618.130.2+1

Diagenetic densification of Chang 8 sandstone reservoirs and its relationship with hydrocarbon accumulation in Tiebiancheng area, Jiyuan Oilfield, Ordos Basin

  • 摘要: 通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和流体包裹体等多种测试分析,系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬油区东南部铁边城区块延长组长8油层组致密砂岩储层的岩石物性、成岩作用和致密化过程及其与油气充注成藏的时序关系。结果表明,研究区长8储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低,储集性能较差,平均孔隙度为7.34%、平均渗透率为0.11×10-3 μm2,属于较为典型的(特)低孔-超低渗致密储层,成岩作用类型以压实、胶结和溶蚀作用为主,成岩演化阶段主体已进入中成岩A期;储层成岩-致密化过程先后经历了早成岩A-B期压实+胶结减孔、中成岩A1期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A2期胶结减孔3个主要阶段。早白垩世末(100 Ma)最大埋深之前的压实和胶结作用是储层致密化的根本原因,造成孔隙度分别降低了21.14%和14.0%,溶蚀增加的孔隙度仅为1.76%;早白垩世中期2个主要幕次(123 Ma和105 Ma)的大规模烃类充注-成藏事件开始发生时,储层孔隙度已在晚期胶结作用影响下降至7.82%,成为典型的(特)低孔-超低渗致密砂岩储层,因而具有“先致密、后成藏”的特征。

     

  • 图 1  研究区长8储层沉积背景和砂体展布特征(图例中数值砂体厚度)

    a.盆地构造分区及姬塬油区位置;b.姬塬油区长8储层沉积环境及砂体展布特征;c.研究区长8储层砂体展布特征

    Figure 1.  Sedimentary background and the sandy body distribution characteristics of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 2  研究区长8储层砂岩类型及成分分类(a.砂岩分类;b.砂岩成分;c.胶结物类型)

    1.石英砂岩;2.长石质石英砂岩;3.岩屑质石英砂岩;4.长石岩屑质石英砂岩;5.长石砂岩;6.岩屑质长石砂岩;7.长石质岩屑砂岩;8.岩屑砂岩

    Figure 2.  Sandstone components and types of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 3  铸体薄片和扫描电镜观察下储层的孔隙类型

    a.J51井,2 367.4 m,粒间孔,铸体薄片;b. J51井,2 366 m,粒间孔,扫描电镜;c. J43井,2 265.27 m,粒间孔-长石溶孔,铸体薄片;d. J95井,2 358.5 m,粒间孔-长石铸模孔,铸体薄片;e. J209井,2 344.72 m,粒间孔-微裂隙,铸体薄片;f. Y263井,2 306.7 m,绿泥石晶间孔,铸体薄片

    Figure 3.  Main pore types observed by casting thin sections (polished thin section) and SEM

    图 4  研究区长8储层孔隙结构与物性特征

    Figure 4.  Characteristics of pore structure (a) and physical properties (b) of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 5  研究区长8储层成岩作用的微观镜下特征

    a.J209井,2 344.72 m,碎屑颗粒紧密接触,云母弯曲变形;b.J209井,2 343.6 m,粒间孔内充填方解石,阴极发光下呈亮黄色;c.Y263井,2 306.7 m,粒间孔或次生溶孔内充填铁方解石;d.J51井,2 367.4 m,铁方解石胶结物,阴极发光下呈橘红色;e.Y273井,2 329.3 m,碎屑颗粒表面附着的叶片状绿泥石;f.Y263井,2 304.7 m,自生石英晶体表面附着的叶片状绿泥石;g.J209井,2 344.7 m,伊利石薄膜,正交偏光下呈高级干涉色;h.J209井,2 343.6 m,碎屑颗粒表面的鳞片状、丝缕状伊利石;i.J51井,2 362.5 m,碎屑颗粒表面的蜂窝状或卷片状伊/蒙混层;j.J109井,2 213.35 m,呈书页状集合体充填于粒间孔内的高岭石胶结物,部分表面被丝缕状伊利石附着;k.J95井,2 358.5 m,石英次生加大边;l.J51井,2 366 m,自生石英晶体;m.J43井,2 265.27 m,长石溶蚀形成的粒内溶孔;n.J209井,2 347.46 m,长石溶蚀形成的铸模孔,内部可见自生石英晶体;o.J51井,2 363.9 m,晚期铁方解石交代长石颗粒

    Figure 5.  Micro-features of diagenesis of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 6  研究区长8储层砂岩的流体包裹体镜下特征

    a.J209井,2 343.8 m,石英颗粒内部及早期次生加大边内侧的深褐色烃类包裹体;b.J51井,2 366.2 m,沿切穿石英次生加大边的微裂隙中呈条带状分布的浅褐色-灰色液态烃包裹体;c.J209井,2 342.25 m,串珠状分布在长石溶蚀解理缝中的灰色烃类包裹体;d.J51井,2 364 m,分布在晚期碳酸盐胶结物中的灰色液态烃类包裹体

    Figure 6.  Characteristics of fluid inclusions under microscope of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 7  研究区长8储层埋藏-热演化史、成岩-孔隙演化史及与烃类充注事件的关系

    a.J119井埋藏-热演化史和油气充注事件;b.流体包裹体均一温度分布特征;c.成岩演化阶段;d.孔隙演化史

    Figure 7.  Comprehensive analysis diagram of the tightening process of Chang 8 reservoirs in the study area

    图 8  长8和长7原油与长8储层包裹体烃的甾烷质量色谱对比特征

    Figure 8.  Mass chromatographic feature of crude oil of Chang 7 and Chang 8 comparising with that of the Chang 8 reservoirs inclusion hydrocarbon

    表  1  研究区长8储层孔隙度演化模拟计算公式

    Table  1.   Calculation formula of porosity evolution simulation of Chang 8 reservoirs in the study area

    孔隙度演化参数 计算公式[39-42] 符号注解
    分选系数 $ {S_0} = \sqrt {{D_{25}}/{D_{75}}} $ φce.现今胶结物体积分数;
    φori.粒间面孔率;
    φmatr.杂基原生微孔面孔率;
    φave.样品实测孔隙度;
    φpor.总孔隙面孔率;
    φdiss.溶蚀孔面孔率;
    φi-e.自生晶间孔面孔率;
    φfiss.成岩缝面孔率;
    D25.粒度累积频率曲线上25%处的粒径大小;
    D75.粒度累积频率曲线上75%处的粒径大小
    初始孔隙度 φ1=20.91+(22.9/S0)
    压实后剩余孔隙度 φ2=φce+(φori+φmatrφave/φpor
    压实过程损失孔隙度 L1=φ1-φ2
    压实过程孔隙度损失率 F1=L1/φ1×100%
    压实-胶结-交代后剩余孔隙度 φ3=φ2-φce
    胶结-交代过程损失孔隙度 L2=φce
    胶结-交代过程孔隙度损失率 F2=L2/φ1×100%
    溶蚀作用产生的孔隙度 φ4=φdiss/φpor·φave
    自生晶间孔产生的孔隙度 φ5=φi-e/φpor·φave
    微破裂作用产生的孔隙度 φ6=φfiss/φpor·φave
    成岩作用产生的孔隙度 φ7=φ4+φ5+φ6
    次生孔隙度增加率 F3=φ7×100%/φ1
    微孔率 Fmicr=(φave-φpor)×100%/φave
    计算现今孔隙度 φn=φ3+φ7
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  • 收稿日期:  2020-06-08

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