本文關(guān)鍵詞： 致密儲(chǔ)層 成巖作用 成巖環(huán)境 致密化機(jī)理 合川地區(qū) 須二段　出處：《西南石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：四川盆地中部合川地區(qū)須二段發(fā)育典型的低孔滲致密砂巖儲(chǔ)層,論文依據(jù)沉積巖石學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)、油氣地化等理論,結(jié)合巖心實(shí)物觀察、鏡下巖石薄片鑒定、壓汞、掃描電鏡、電子探針、流體包裹體、X衍射、陰極發(fā)光等實(shí)驗(yàn)技術(shù),對(duì)合川須二段儲(chǔ)集層基本的巖石學(xué)特征、成巖作用特征、儲(chǔ)層成巖演化等進(jìn)行了深入的研究,并初步探討了該區(qū)儲(chǔ)層的致密化機(jī)理。通過(guò)研究后認(rèn)為合川地區(qū)須二段主要為濱淺湖亞相灘壩砂體,砂巖成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度均較高,雜基含量較低(一般小于5%),顆粒分選好、次圓-圓狀為主。巖屑類型多樣,包括變質(zhì)巖屑、沉積巖屑和巖漿巖屑,但主要以變質(zhì)巖屑為主,反映了研究區(qū)須二段受多物源體系影響,主要巖石類型為細(xì)-中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和細(xì)-中長(zhǎng)石巖屑砂巖。儲(chǔ)層孔隙度分布在0%～14%,平均5.98%,主要集中在4%～6%區(qū)間內(nèi),滲透率主要集中在O.O1mD～0.1mD,為典型的低孔、超低滲—致密儲(chǔ)層�？紫额愋鸵詺堄嘣ｉg孔為主,伴隨著發(fā)育長(zhǎng)石、巖屑等粒內(nèi)溶孔。儲(chǔ)層砂巖經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用,現(xiàn)處于中成巖B亞期。據(jù)薄片觀察、微量元素測(cè)定以及研究區(qū)孔隙演化史等研究表明,儲(chǔ)層孔隙度在晚侏羅世末降低至10%以下,已基本致密化,后期溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙性有一定的改善,但受第二期硅質(zhì)膠結(jié)作用及晚期鐵方解石膠結(jié)作用等影響,儲(chǔ)層孔隙性再次變差,自生伊利石等膠結(jié)物更是嚴(yán)重阻塞孔隙喉道,大量降低儲(chǔ)層滲透率,使得研究區(qū)須二段最終演化為現(xiàn)今的低孔、超低滲—致密儲(chǔ)層。分析認(rèn)為沉積作用從宏觀上控制著研究區(qū)碎屑顆粒的成分、粒度、含量以及儲(chǔ)層的空間展布等,是影響儲(chǔ)層物性的基礎(chǔ)因素,而成巖作用是儲(chǔ)層致密的最終原因:壓實(shí)、硅質(zhì)膠結(jié)及局部的鈣質(zhì)膠結(jié)作用大量減孔,自生伊利石等黏土礦物嚴(yán)重阻塞孔隙喉道,最終導(dǎo)致儲(chǔ)層致密化。
[Abstract]:Typical tight sandstone reservoirs with low porosity and permeability are developed in the second member of Xujie area in the central part of Sichuan Basin. According to the theories of sedimentary petrology, petroleum geology, reservoir geology, oil and gas geochemistry, and combined with the observation of rock core, the thin sections of rock are identified under microscope. Mercury injection, scanning electron microscope, electron probe, fluid inclusion X-ray diffraction, cathodoluminescence and other experimental techniques have been used to study the basic petrological characteristics, diagenesis characteristics and diagenetic evolution of the reservoir in the second member of Hechuan formation. The mechanism of reservoir densification in this area is preliminarily discussed. It is considered that the second member of Xuzhou formation in Hechuan area is mainly a shore-shallow lacustrine subfacies beach bar sand body, and the composition maturity and structure maturity of sandstone are both relatively high. The content of complex base is relatively low (generally less than 5%), the particles are sorted well, the subround and round shape is dominant. There are various types of cuttings, including metamorphic, sedimentary and magmatic, but mainly metamorphic. The results show that the Xuer member in the study area is affected by multi-source system, and the main rock types are fine to medium grain lithic feldspar sandstone and fine to medium feldspathic sandstone. The porosity of reservoir is distributed in 0 ~ 14 and average 5.98, mainly in the range of 4% or 6%. The permeability is mainly concentrated in O.O1mD0. 1mD, which is a typical low porosity, ultra-low permeability tight reservoir. The pore type is mainly residual primary intergranular pore, accompanied by the development of feldspar, lithic and other intragranular dissolved pores. The sandstone has experienced complex diagenesis. According to thin slice observation, trace element determination and pore evolution history of the study area, the porosity of the reservoir decreased to below 10% at the end of the late Jurassic, and the reservoir has been basically densified. The late dissolution improved the reservoir porosity to some extent, but affected by the second stage siliceous cementation and the late iron calcite cementation, the reservoir porosity became worse again, and the authigenic Illite cemented material seriously blocked the pore throat. The reservoir permeability is greatly reduced, which makes the second stage of the study area finally evolve into the present low-porosity, ultra-low-permeability and dense reservoir. It is considered that the sedimentary process controls the composition and particle size of the clastic particles in the study area macroscopically. Content and spatial distribution of reservoir are the basic factors affecting reservoir physical properties, and diagenesis is the ultimate cause of reservoir density: compaction, siliceous cementation and local calcareous cementation reduce pore mass, Authigenic Illite and other clay minerals seriously block pore throat, resulting in reservoir densification.
【學(xué)位授予單位】：西南石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：P618.13

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本文編號(hào)：1540792