本文關(guān)鍵詞： 成巖作用 孔隙度恢復(fù) 成藏期次 致密砂巖　出處：《西安石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：鄂爾多斯盆地延長組砂巖儲層致密與成藏時間先后認(rèn)識存在3種觀點:(1)先成藏后致密;(2)先致密后成藏;(3)邊致密邊成藏。本文通過鑄體薄片、常規(guī)薄片、場發(fā)射掃描電鏡、流體包裹體測溫、包裹體激光拉曼分析,包裹體熒光光譜分析等分析化驗手段,對研究區(qū)長6-長9油層組致密砂巖成巖作用類型、成巖演化及成藏史進(jìn)行分析,在此基礎(chǔ)上定量計算壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用對儲層孔隙演化的影響,恢復(fù)了儲層致密化的歷史過程,進(jìn)而確定研究區(qū)長6-長9油層組致密砂巖致密-成藏的先后關(guān)系。研究表明:(1)研究區(qū)長6-長9油層組致密砂巖發(fā)生壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等成巖作用,演化到中成巖A。成巖序列為:壓實作用-綠泥石膜-泥晶方解石-硅質(zhì)-亮晶方解石-伊利石-顆粒溶蝕-油氣充注。(2)儲層原始孔隙度約35.4%;壓實減孔率介于49.80%-61.64%,壓實剩余孔隙度介于13.52%-17.85%,壓實后儲層尚未致密。膠結(jié)減孔率介于26.87%-31.65%,說明強烈的壓實作用是儲層致密的主因,膠結(jié)作用使儲層進(jìn)入致密狀態(tài);溶蝕增孔率介于6.86%-10.78%,溶蝕作用改善了儲層物性,但未能改變儲層致密的性質(zhì)。(3)研究區(qū)長6-長9油層組致密砂巖油藏充注是一個漫長且連續(xù)的過程,主成藏期為130~110Ma(早白堊世末)。(4)中侏羅世-晚侏羅世,長9、長8、長7、長6儲層先后達(dá)到致密(φ=12%);早白堊世大量油氣充注成藏,此時孔隙度降至12%以下,反映主要成藏期各套儲層均已經(jīng)致密,為先致密后成藏。
[Abstract]:The formation of sandstone reservoir in Yanchang formation, Ordos Basin, has been recognized in terms of three viewpoints: 1: 1) first, then 2) first, then 3)) the formation of sandstone reservoir at the same time (3) through casting thin slice, conventional thin section, field emission scanning electron microscope, this paper discusses the formation of sandstone reservoir in Yanchang formation, Ordos Basin. By means of temperature measurement of fluid inclusions, laser Raman analysis of inclusions and fluorescence spectrum analysis of inclusions, the diagenesis types, diagenetic evolution and accumulation history of tight sandstone in Chang6Chang9 oil formation in the study area were analyzed. On this basis, the influence of compaction, cementation and dissolution on pore evolution of reservoir is calculated quantitatively, and the historical process of reservoir densification is restored. The relationship between dense sandstone densification and reservoir formation in Chang6Chang9 reservoir formation is determined. The results show that the compaction, cementation and dissolution of tight sandstone in Chang6Chang9 reservoir formation in the study area occur, such as diagenesis, cementation and dissolution, etc. The diagenetic sequence is as follows: compaction-chlorite film-mudstone calcite-siliceous calcite-Illite-Illite-dissolution-oil and gas filling. The residual porosity is between 13.52 and 17.85, and the reservoir is not compact after compaction. The cementation porosity is between 26.87 and 31.65, which indicates that the strong compaction is the main cause of tight reservoir. Cementation causes the reservoir to enter a dense state, the dissolution increases porosity between 6.86 and 10.78, and the dissolution improves the physical properties of the reservoir, but fails to change the tight nature of the reservoir.) it is a long and continuous process for the tight sandstone reservoir of Chang 6- Chang 9 reservoir in the study area to be filled. The main reservoir forming period was 130U 110Ma (late early Cretaceous), middle Jurassic-Late Jurassic, Chang 9, Chang 8, Chang 7, Chang 6 reservoirs reached density successively (蠁 ~ (12)), and early Cretaceous a large amount of oil and gas was filled and formed, and the porosity decreased to below 12%. It reflects that all sets of reservoirs in the main reservoir forming period are already dense, which is the first dense reservoir and then the later reservoir formation.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號】：P618.13

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本文編號：1503297