渤海湾盆地南堡凹陷古近系低渗透砂岩储层微观特征与优质储层形成机理.pdfVIP

硕士学位论文

()

渤海湾盆地南堡凹陷古近系低渗透砂岩储层微观特征与优质

储层形成机理

MicroscopiccharacteristicsandformationmechanismofPaleogene

low-permeabilitysandstonereservoirinNanpusag,BohaiBayBasin

2023年6月

中文摘要

渤海湾盆地南堡凹陷古近系低渗透砂岩储层微观特征与优质

储层形成机理

渤海湾盆地南堡凹陷古近系东三段和沙一段埋深普遍大于3000m，砂岩储层

总体为中低孔低渗型，储层微观非均质性强，不同层系和不同含油构造之间储层-

X

差异性大。本文利用岩石常规薄片、铸体薄片与扫描电镜分析，结合衍射、常

规孔渗与压汞测试以及CT扫描等资料对南堡凹陷深层砂岩储层岩石学特征、成岩

作用、微观孔隙结构以及储集物性等方面开展了综合研究。对比分析了不同含油构

造、不同层系的储层共性与差异性，分析了深层砂岩储层致密化的影响因素与优质

储层形成机理，建立了储层不同控制因素的多元回归模型，定量评价各类参数对储

层的控制作用，进而总结了中深层砂岩优质储层的控制因素与分布规律。

南堡凹陷深层砂岩储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩与岩屑长石砂岩，碎屑

颗粒以细砂-中砂粒级为主，分选中等、次棱-次圆状、点-线接触，孔隙式胶结为主。

储集空间包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔以及剩余粒间孔等6种类型。东三段与沙

一段储层整体上处于中成岩A1-A2时期，压实作用和晚期碳酸盐岩胶结作用是导

致储层致密化的主要原因。

CT

进一步结合常规压汞和扫描开展了储层微观孔隙结构量化表征，将南堡凹

陷深层砂岩储层划分为4类，其中Ⅰ类与Ⅱ类储层为优质储层。Ⅰ类储层孔隙度普遍

-32

大于15%，渗透率超过50×10μm，岩性主要为粗粒长石岩屑砂岩，储集空间以

粒间溶蚀孔为主，其平均孔隙半径与平均喉道半径分别大于30μm以及15μm，属

-34Ⅱ

于中大孔中喉型，主要分布在号构造沙一段以及号构造东三段。类储层主

要发育在1号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段，粒度以中砂为主，溶蚀程度

较Ⅰ类储层略低，平均孔隙半径介于20-30μm，平均喉道半径介于10-15μm，属于

I

吉林大学硕士学位论文

中孔-中喉型。Ⅲ类储层填隙物中粘土矿物及晚期碳酸盐胶结物居多，储集空间以

粒内溶蚀为主，平均孔隙半径介于5-15μm，喉道半径介于5-10μm，属于小孔-细

喉型，孔喉连通性较差，主要发育于1号构造和4号构造沙一段。Ⅳ类储层以粉

-32

砂岩为主，填隙物泥质含量较高，孔隙度均小于5%，渗透率低于1×10μm，在2

15

号构造东三段及号构造与号构造沙一段均有分布。

根据多元线性回归方程相关性系数计算结果，分析认为南堡凹陷东三段砂岩

储层减孔机制受绿泥石、伊利石、伊蒙混层、方解石以及颗粒分选系数控制程度

依次降低，而沙一段则受绿泥石、颗粒分选、伊利石、方解石的控制程度依次降

低。东三段和沙一段砂岩储层中高岭石含量指示长石和岩屑溶蚀程度，对一砂岩

储层起到增孔机制。沙一段伊蒙混层由于特殊的