富长石粗碎屑砂岩孔隙演化定量分析——以渤海湾盆地辽东凸起北段沙河街组二段为例

发布时间：2021-01-08 00:37

　　孔隙演化与油气充注的耦合关系是油气成藏的重要影响因素,储层孔隙度演化定量分析的准确性是关键。通过富长石粗碎屑砂岩储层的显微组构、自生矿物、成岩序列及热演化史分析,确定孔隙度演化定量计算参数,建立储层孔隙演化模式。研究表明,渤海湾盆地辽东凸起北段沙河街组二段砂岩储层中长石的水岩反应过程及产物,是影响孔隙度的关键因素,储层的分选系数、胶结物质量分数、残余原生粒间孔面孔率、总面孔率和溶蚀孔面孔率分析是影响定量计算准确度的重要参数;计算结果表明,压实作用对储层破坏最强,孔隙度平均减小了15%,压实作用主体减孔时间为距今38～23.3 Ma,胶结作用次之,孔隙度平均减小了10.4%,胶结作用几乎贯穿整个成岩时期,溶蚀作用平均增加了9.8%孔隙度,溶蚀作用持续时间为距今19～2 Ma;伴随着油气的充注,储层物性逐渐变好,油气充注结束,储层物性变差。 

【文章来源】：石油与天然气地质. 2020,41(04)北大核心

【文章页数】：10 页

【部分图文】：

辽东凸起北段JZ23-X井埋藏史

通过研究区壁心薄片鉴定统计,沙二段砂岩储层岩石类型主要为长石岩屑粗砂岩和含砾粗砂岩。石英含量为22%～28%,平均25.1%,长石含量为20%～42%,平均29.7%,岩屑含量较高,为33%～55%,平均为45.1%。岩屑成分以石英岩岩屑和酸性喷出岩岩屑等刚性颗粒为主,碎屑颗粒磨圆度中等,主要以次棱-次圆为主,分选性较差,颗粒以短线-线接触为主,可见凹凸-线接触。填隙物含量介于2%～5%,平均为3.6%,主要以碳酸盐胶结物,硅质胶结及粘土矿物胶结为主。岩石成分成熟度与结构成熟度均较低,属于近源粗碎屑沉积。2.2 孔隙结构及物性特征

沙二段储层孔隙发育差,分布不均,原生孔隙消失殆尽。孔隙类型主要以颗粒溶蚀孔(图3d,e)、溶蚀粒间孔为主,少量胶结物溶蚀孔。孔隙形状不规则,大小多介于0.15～0.6 mm,最小0.05 mm,最大可见0.65 mm。对9块壁心样品进行物性分析表明:孔隙度为6.1%～16.6%,平均12.4%;渗透率(0.01～0.56)×10-3 μm2,平均为0.30×10-3 μm2,其中3块样品没有渗透性。测井孔隙度为9.1%～11.3%,测井渗透率为(0.52～2.75)×10-3 μm2,平均1.1×10-3 μm2,总体渗透性很差,属低孔特低渗储层。3 主要成岩作用特征

【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：2963555