海相低勘探程度地区油气资源评价的难点是资料少、地质认识程度低、主要参数获取难度大,影响评价结果可信性。以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例,系统评价德令哈坳陷石炭系生储盖条件,油气资源评价选用盆地模拟法与类比法相结合方法,关键参数的确定采用了地球物理、地球化学与石油地质学等多种方法,利用油气运移聚集模拟和不同运聚单元资源量计算结果划分有利勘探区带,充分发挥不同方法的特点。评价结果表明:柴达木盆地德令哈坳陷上石炭统发育有泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩等4类烃源岩,下石炭统发育泥岩和泥灰岩等2类烃源岩;上石炭统烃源岩有机质丰度较高,克鲁克组多数泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩TOC含量分别为大于1.0%、6.0%~10.0%、大于60%、大于0.3%,有机质类型主要为Ⅱ和Ⅲ型,少量的Ⅰ型,成熟度均已达到成熟,具有较好的生烃潜力;石炭系发育碎屑岩储层和碳酸盐岩储层,并发育有多套盖层,生储盖组合类型有自生自储自盖式、下生上储上盖式和上生下储上盖式,石油地质条件总体较好;石炭系主要生烃时期为石炭纪晚期—三叠纪中期,生烃高峰时期为二叠纪中期—三叠纪中期;德令哈坳陷石炭系的油气资源量达到3.83×108 t(油当量),石油资源量为1.63×108 t,天然气资源量为2 760.21×108 m3,油气主要分布于欧南凹陷和欧龙布鲁克凸起两个构造单元。
以琼东南盆地古近系陵水组为例,针对海相断陷盆地钻井资料少、地震资料复杂、断裂体系发育、地层破碎、有利勘探目标预测难度大等问题。在Vail经典的层序地层学理论指导下,基于浅水区钻井资料和深水区地震资料,井震资料紧密结合建立研究区目的层三维等时地层格架,将目的层划分为层序Ⅰ、层序Ⅱ、层序Ⅲ和层序Ⅳ4个三级层序。岩石类型、沉积构造、自生矿物和生物化石4方面证据表明,研究区目的层为海相沉积。在等时地层格架内,通过沉积学分析、断裂体系解释和不整合面刻画等工作,对每一种地质成因输导体开展单要素分析。从成因角度将研究区目的层输导体系划分为储集体、断裂和不整合面3种主要类型,并对不同类型输导体系在空间上的发育特征进行精细刻画。低位体系域的斜坡扇、盆底扇,海侵体系域的扇三角洲、滩坝和滨岸砂,高位体系域的扇三角洲和辫状河三角洲等是储集体输导体系的主要对应沉积相类型。北东向展布的控凹大断裂可以成为油气运移输导的有利通道。根据成因和输导效果将不整合划分为平行不整合、超覆不整合、削蚀不整合和超覆-削蚀不整合共4大类。层序界面上广泛发育的不整合面可以成为油气运移输导的有利通道,在油气运移输导过程中承担重要的角色。分析不同输导体系在空间上的组合特征,将研究区目的层输导体系模式总结为断层+不整合面(储集体)“T”型输导、断层+不整合面(储集体)梳状型输导、断层+储集体网格型输导、断层+不整合面阶梯型输导、裂隙型输导(裂缝+层理面+孔隙)5种类型,指出不同输导体系模式在盆地内分布的位置和分布规律,并建立了油气疏导体系模型。结合盆地温度场、压力场、流体势等石油地质特征及烃源岩、盖层等成藏要素分析,预测有利的油气勘探区带。区域上有利的勘探区带主要包括崖南凹陷北缘、松西凹陷、松南凹陷北缘、北礁凹陷周缘、陵水南斜坡、长昌凹陷北缘和南缘。4个层序中,层序Ⅰ最有利,层序Ⅲ和层序Ⅳ次之,层序Ⅱ最差。
涠西南凹陷是我国南海北部湾盆地重要的油气聚集地,浊积砂体是其重要的储量贡献地质体,显示了巨大的油气勘探潜力。随着勘探开发力度的不断推进,在砂、泥岩地震特征叠置严重的背景下,常规的地球物理技术手段难以识别真正的浊积储层。为此,基于浊积砂体强振幅反射形成的地质背景,剖析了非储层形成异常强振幅的两个主要成因:砂、泥岩薄互层组合容易形成强振幅反射;甜点储层与围岩响应差异小,低速泥岩强振幅响应干扰严重。因此提出了应用能量半衰时属性识别浊积储层的新技术:(1)确定研究区的等时地层反射界面,建立精细的等时地层格架,将五级层序地层作为一套等效体研究,并基于砂岩、泥岩密度比较稳定确立了异常体内部的振幅微变化主要体现在速度结构的变化上,即速度结构变化是识别真假储层的关键;(2)建立了砂岩、泥岩互层的楔状模型,论证了不同岩性组合对应不同的速度结构,介绍了不同速度结构引起能量半衰时属性值变化的情况,有效描述了砂泥薄互层内的速度结构变化;(3)基于研究区速度的精细分析,按照“同一岩性,同一物性”“同一岩性,不同物性”“不同岩性,不同物性”3种组合情况正演模拟,解读异常体振幅微变化的信息,由此判断引发阻抗变化的主因,综合预测异常体可能的岩性组合,极大地降低了岩性预测的多解性。结论认为:该技术运用于实例勘探中,岩性预测结果与钻井揭示相吻合,有力支撑了涠西南凹陷的勘探生产实践。
四川盆地陆相页岩气勘探前景良好,目前已在川东北地区下侏罗统获得良好页岩气显示和工业气流。与海相页岩相比,陆相页岩具有相变快、岩相组合类型多(夹层发育)、有机质丰度低和源储配置关系复杂等特点。运用“源储耦合”研究思路,利用宏观-微观结合的储层表征技术对下侏罗统自流井组大安寨段页岩的烃源特征、储集特征及其耦合关系开展了分析与评价。结果表明:(1)岩相组合特征。大安寨段为一套以暗色页岩与介壳灰岩不等厚互层为主的浅湖-半深湖沉积,主要发育4种岩相与3种厚度组合,主要包括高碳黏土质页岩夹薄层(<1 m)介壳灰岩、中碳黏土质/含粉砂质页岩夹薄-中层(<3 m)介壳灰岩、低-中碳粉砂质页岩夹中-厚层介壳灰岩及少量粉细砂岩;其中页岩为源岩和主要储层,介壳灰岩为次要储层和隔夹层,致密砂岩物性较差,主要为隔夹层。(2)烃源与储集特征。川东北地区页岩厚度介于30~40 m,TOC含量普遍介于1.0%~2.0%;有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主;页岩储集空间包括有机孔、无机孔与宏-微观裂缝,页岩中黏土矿物粒缘孔和晶间孔最为发育,有机孔次之,微裂缝发育程度与连通性较好;介壳灰岩夹层以粒间孔、粒内孔、微裂缝为主要储集空间。(3)揭示了大安寨段页岩层系的源储耦合机理。宏观上,TOC含量和孔隙度均随灰质含量的增加而降低,页岩的源储耦合条件优于夹层,以黏土质页岩为最优;微观上,页岩内部存在有机质与有机孔的源储一体耦合、原始有机质与无机孔和微裂缝之间为纳米至微米级距离的迁移耦合,页岩与夹层间为毫米至厘米级距离的迁移耦合,夹层内部则有赖于相邻页岩中有机质与夹层中无机孔和微裂缝的厘米至米级距离的运移耦合。(4)分别针对页岩层和夹层源储耦合特征建立了相应的源储耦合评价参数,对研究区2口典型钻井开展评价并优选了水平井靶窗。
针对四川盆地五峰组—龙马溪组过成熟海相页岩,开展普通薄片观察、SEM成像、X-衍射全岩组分和黏土矿物分析、TOC含量测定、N2-CO2联合吸附实验和RG测定。结果表明,海相页岩发育有机孔、无机孔和微裂缝。有机孔多呈气孔状或海绵孔状,大、小混杂;无机孔多呈三角状、棱角状或长方形状;微裂缝多呈条带状,能有效沟通有机孔和无机孔。过成熟海相中,有机孔数量个数>97%,无机孔和微裂缝数量<3%。孔隙以孔径<10 nm的微孔和介孔为主,孔隙数量和体积占比均大于80%,孔径>10 nm的孔隙数量和体积不足20%。在大于10 nm的介孔和宏孔中,有机孔数量超过97%,面孔率超过50%,无机孔和微裂缝数量不足3%,面孔率低于50%。介孔孔径以5~400 nm为主,孔径<20 nm的数量占比>70%。有机孔面孔率随着孔径增大而增大,孔径为100~400 nm的孔隙面孔率占比普遍超过50%。无机孔主要为石英晶间孔和碳酸盐溶蚀孔及少量长石溶蚀孔,孔径为100~400 nm的孔隙面孔率贡献最大,多数页岩均接近100%。随着TOC含量增高,有机孔孔径减小,其面孔率则先增大后减小,TOC为5.5%时常出现拐点。龙马溪和龙一段页岩孔隙由下至上,面孔率逐渐降低。平面上,龙一11小层不同地区面孔率大小及孔隙组成也存在差异,泸州地区面孔率最大,渝西地区最低。渝西地区无机孔含量最高,长宁地区无机孔含量最低。石英晶间孔隙度与石英含量呈正相关,溶蚀孔隙度与碳酸盐矿物含量呈正相关,这可能与石英抗压实能力强、碳酸盐矿物易于溶蚀有关。
安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是迄今为止我国已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏。该气藏发育于川中古隆起东端,已探明含气面积805 km2,提交探明天然气地质储量4 403.8×108 m3,其高效开发对保障川渝地区的天然气供应具有重要战略意义。龙王庙组储层发育表现出较强的非均质性,不同部位气井产能差异较大。深入开展储层宏观、微观特征研究,评价储层空间分布的非均质性,对气藏开发部署具有重要的支撑作用。基于岩心、成像测井、铸体薄片、CT扫描、核磁共振、压汞等分析手段,对安岳气田下寒武统龙王庙组开展了系统的层序地层划分对比、岩溶模式研究、储层特征及其主控因素研究。研究结果表明,龙王庙组可识别出溶蚀孔洞、溶蚀孔隙、基质孔隙3种储集空间类型,主要为砂屑白云岩溶蚀孔洞型储层,中小溶洞发育,具有中低孔、中-高渗特征。龙王庙组全直径样品分析储层孔隙度为2.00%~18.48%,平均4.81%,渗透率为0.01~78.5 mD,平均渗透率3.91 mD。由于缝、洞发育,不同尺度样品测试的储层渗透率差异明显,测井解释渗透率一般为0.1~10 mD,略大于岩心测试渗透率,试井解释渗透率分布于3.24~925 mD,是岩心测试渗透率的1~2个数量级。龙王庙组可划分为4期向上变浅的沉积旋回,纵向上发育4期向上变粗的颗粒滩,平面上呈“两滩一沟”的分布格局,第二、三期颗粒滩分布规模最大。龙王庙组经历了准同生期、表生期、埋藏期岩溶作用,准同生期颗粒滩频繁的短暂暴露并遭受大气淡水的淋漓改造,形成早期的微孔及针状溶孔。加里东期风化壳岩溶是龙王庙组溶蚀孔洞型储层形成的关键,广阔的岩溶斜坡区顺层溶蚀孔洞发育。溶蚀孔洞型储层叠置连片,并与高角度构造裂缝配置良好,形成整体连通的裂缝-孔洞型视均质储层。优质储层主要发育于磨溪11—磨溪8和磨溪10—磨溪12—磨溪9井区,储层厚度为40~50 m。
微生物碳酸盐岩是中国震旦—寒武纪古老地层的重要组成部分,勘探已经证实微生物碳酸盐岩可以形成储层,明确这类储层成因并进行有效预测对于古老碳酸盐岩勘探有重要意义。然而针对塔里木盆地寒武系微生物碳酸盐岩储层成因,尚未形成统一的认识,不同学者提出了诸如同生-准同生期溶蚀、埋藏/热液溶蚀或多种流体综合作用等成因解释。本次研究选择塔里木盆地西北缘什艾日克和肖尔布拉克剖面寒武系肖尔布拉克组为重点研究对象,通过露头和薄片观察、阴极发光和碳氧同位素分析等手段,研究了早成岩期大气淡水溶蚀作用对微生物碳酸盐岩储层形成的影响。结果表明:(1)研究区寒武系肖尔布拉克组识别出4种微生物碳酸盐岩岩石类型,分别是叠层石白云岩、凝块石白云岩、泡沫绵层白云岩和与蓝细菌相关的(含砾)颗粒白云岩;微生物碳酸盐岩建造具有复杂的孔隙系统,常见的孔隙类型包括晶间孔、溶孔、不同尺度的溶洞以及裂缝等,但是溶蚀孔洞是最主要的孔隙类型。(2)同生-准同生期大气淡水溶蚀是孔隙形成的主要原因,有三方面证据。一是微生物碳酸盐岩建造顶部发育小型溶蚀坑。二是新月形胶结物和胶结不整合现象表明经历了短期暴露。新月形胶结物通常被看作是渗流带成岩作用的产物。胶结物不整合是指在颗粒与埋藏期形成的粒状胶结物之间部分缺失了纤状等厚环边胶结物,这些缺失的纤状胶结物可能是准同生期被大气淡水溶解了。三是胶结物具有斑状中等亮度阴极发光特征,明显有别于表生岩溶与埋藏环境胶结物的阴极发光特征;此外大气淡水是导致微生物丘顶部样品氧同位素值较原岩负漂的原因。(3)储层具有非均质性,分布受微生物丘沉积结构和相对海平面变化控制。微生物丘可以分为丘基、丘核和丘盖三部分。其中丘基主要由凝块石白云岩组成,丘核以泡沫绵层白云岩为主,丘盖主体是含砾颗粒白云岩。储层物性丘核最好,其孔隙度平均为5.47%;丘盖次之,为4.27%;丘基较差,为2.01%。微生物建造岩石组成差异是造成储层非均质性的主要原因。
二连盆地多个凹陷的下白垩统均发育一套湖相白云岩。它不仅是一个重要的地层对比标志层,还是一套有效的储集层。这套储层孔隙结构复杂,非均质性强。寻找优质储层是油气勘探的关键。研究以二连额仁淖尔凹陷的下白垩统湖相云质岩为研究对象,研究了云质岩储层的储层特征和成因。本次研究采用岩心观察、岩石学、扫描电镜(SEM)、X射线衍射、稳定碳氧同位素地球化学等多种方法,进而了解储层的岩石学、成岩特征及其对储层物性的影响。为了深入分析云质岩的储层特征,将云质岩分为三种类型:云质粉砂岩、云质沉凝灰岩和云质泥岩。云质粉砂岩常与云质/钙质泥岩相邻。白云石的主要特征是微晶结构、填充粒间孔隙或取代基质或方解石胶结物。云质粉砂岩物性较好,平均孔隙度为10.2%,渗透率为1.03 mD,属于低-超低孔特低渗储层。除了白云石化外,方解石胶结作用是降低储层孔隙度和渗透率的主要因素。有机酸的溶蚀作用主要发生在凝灰质矿物中,常见于与云质沉凝灰岩相邻的云质粉砂岩,形成粒内和粒间溶孔。云质沉凝灰岩常与泥岩、粉砂岩互层,主要发育前扇三角洲亚相。白云石以微晶为主,方解石以细晶粗晶为主。它们以团块的形式分布在凝灰质基质中。云质沉凝灰岩的平均孔隙度和渗透率分别为9.85%和0.34 mD,属于特低孔特低渗储层。储层孔隙度和渗透率降低的主要因素与火山物质有关。火山物质的蚀变作用释放出大量的离子进入地层水,不仅加强了早期碳酸盐胶结作用,而且导致了黏土矿物充填孔隙。另外,溶蚀作用是改善储层物性的主要因素,主要溶蚀云质沉凝灰岩中的碳酸盐团块,形成粒内和粒间溶孔。白云石化作用在云质泥岩中较弱,白云石沿纹层以泥晶形式出现。云质泥岩物性差,平均孔隙度为2.5%,渗透率为0.01 mD,储层物性差主要是原始物性差造成的。此外,成岩晚期的强碳酸盐胶结作用导致云质泥岩形成致密储层。该类岩石主要依靠微裂缝来改善储层物性,在断裂带附近的云质泥岩易发育微裂缝,微裂缝富集程度随离主断层距离的增大而减小。
渤南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷重要的油气富集区,其中渤南洼陷北带发育的深层砂砾岩致密油藏是沙河街组沙四上亚段油气增产的关键,其储层成因机理研究是该区实现未开发储量动用的基础。通过对钻井、铸体薄片、扫描电镜、储层物性、压汞、核磁共振等相关资料分析,认为致密储层分布于2类扇三角洲沉积物中,受沉积体系差异影响。早期形成的扇三角洲规模较大,沉积物延伸距离长,机械分异作用强,颗粒粗细分明,孔渗具有良好的正相关对应关系;后期形成的扇三角洲规模较小,沉积物近源、快速堆积,机械分异作用弱,颗粒混杂堆积,孔渗对应关系不明显。刚性、易溶的岩屑能够有效提高砂砾岩储层物性,其在原始沉积物中的含量不能过低。储层岩性以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度均较低;孔隙类型以次生孔隙和原生孔隙为主,喉道类型以片状和弯片状为主,孔隙连通性差;孔隙结构包括5类,储层非均质性强。压实作用和胶结作用是破坏渤南洼陷北带沙四上亚段砂砾岩储层物性的重要因素,胶结作用多类型、多期次、强破坏,其中伊利石胶结的强弱对储层性能影响显著。溶蚀作用、破裂作用和超压作用有助于储层物性的改善,但建设性成岩作用总体影响有限。综合分析渤南洼陷北带沙四段致密储层形成机制,认为石英、长石和岩屑相对含量近似,伊利石相对含量更低的粗砂岩储层为研究区有利储层。孔喉大小和孔喉比与孔隙度和渗透率一样,是评价致密储层的关键参数,孔隙度、渗透率越高,孔喉半径越大,孔喉比越小,则储层物性越好。
金湖凹陷戴南组储层总体为一套中低孔-中低渗碎屑储层,次生孔隙是本区最有效、最重要的孔隙类型,而搞清次生孔隙的分布规律及其成因成为下一步有利储层预测的关键。文中综合利用岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性参数等资料,对戴南组储层的岩石类型、物性特征、孔隙类型及次生孔隙分布规律进行了综合分析,并从溶蚀作用的发育条件入手探讨了次生孔隙的成因,以期为下一步有利储层预测和勘探开发提供科学依据。研究认为,金湖凹陷戴南组碎屑岩储层主要发育于三角洲、扇三角洲和滨浅湖,受沉积相带控制,储层类型复杂,以不等粒砂岩、含砾不等粒砂岩、细砂岩及粉砂岩为主,不同地区岩性存在差异。根据岩性三角图,砂岩类型以长石岩屑质石英砂岩为主。砂岩成分成熟度中等偏低,结构成熟度中等。戴南组砂岩孔隙度峰值分布在12.0%~14.0%,渗透率峰值分布在1~10 mD。不同沉积环境和地区储层物性也存在一定差异。三角洲前缘亚相的储层物性最好,平均孔隙度约19.4%,平均渗透率约134.2 mD,岩性以细砂岩为主,主要分布于研究区西部和中部。扇三角洲物性次之,平均孔隙度约12.5%,平均渗透率约6.2 mD,岩性以含砾不等粒砂岩为主,位于桐城断裂带东南部便1井附近。滨浅湖亚相的储层物性最差,岩性以粉砂岩为主,平均孔隙度约8.3%,平均渗透率约2.3 mD。戴南组储层孔隙分为原生孔隙和次生孔隙两大类,以次生粒间溶蚀孔隙为主。溶蚀孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔。粒间溶孔多由粒间碳酸盐胶结物如方解石、白云石、铁方解石等溶蚀后形成,粒内溶孔主要是长石及碳酸盐岩屑被选择性溶解而形成,可见白云石晶粒溶解留下的铸模孔。戴南组储层中的原生孔隙相对较少,主要以石英次生加大后的残余粒间孔的形式存在,发育于埋藏较浅的井如新庄1井、关1-1井。戴南组储层孔隙经历了由原生到次生的演化过程。总体上,在浅于约1 100 m,储层主要处于早成岩A阶段,以原生孔隙为主。在1 100~1 500 m,储层处于早成岩B阶段,形成混合孔隙段。超过1 500 m,储层进入中成岩A阶段,原生孔隙消失殆尽,基本上以次生孔隙为主。戴南组储层存在3个次生孔隙发育带:第一次生孔隙发育带在1 200~1 600 m,分布于埋藏相对较浅-中等的井区;第二次生孔隙发育带分布在1 800~2 800 m;第三次生孔隙发育带在2 900~3 000 m左右。第一、二次生孔隙发育带次生孔隙的绝对值较大,说明溶蚀作用较强。戴南组储层次生孔隙发育与方解石、白云石胶结物的溶蚀及长石碎屑和碳酸盐岩岩屑的溶蚀有关。烃源岩成熟排烃是次生孔隙发育的主控因素;碳酸盐胶结物发育提供了次生孔隙发育的物质基础;长石的溶蚀对次生孔隙发育有一定的贡献;次生孔隙的形成与黏土矿物的相互转化有一定的关系;断裂活动进一步促使了次生孔隙的发育。