碳酸盐岩储集层特征毕业论文(碳酸盐岩储层的成岩作用特征)

1.碳酸盐岩储层的成岩作用特征

原生孔隙是在沉积作用过程中形成的，直接受沉积环境的控制，但在其沉积之后的埋藏成岩变化过程中，碳酸盐岩孔隙体系将会经历巨大的改造和变化，存在次生孔隙的发育和孔隙的破坏正反两个方面。

成岩作用对于碳酸盐岩储层的影响要较碎屑岩储层更加明显，意义更加深远。（一）碳酸盐岩成岩环境与成岩作用特征1.碳酸盐岩成岩环境 从碳酸盐岩孔隙流体性质分析，存在 3 类主要的成岩环境带，即大气淡水成岩环境带、海水成岩环境带和地层水成岩环境带。

其中，大气淡水成岩环境带和海水成岩环境带为地表或近地表环境，地层水成岩环境带以埋藏深处提供的卤水成岩作用为特征。在不同的成岩环境带具有不同的成岩作用特征。

（1）大气淡水成岩环境带 大气淡水成岩环境带以暴露于空气中为特征。大气淡水组成的孔隙流体对碳酸盐沉积物（岩）呈欠饱和状态，可溶解碳酸盐颗粒及基质，形成次生孔隙，同时溶解的碳酸盐物质可转移到它处沉淀，作为碳酸盐胶结物充填孔隙。

该环境可分为两种情况，一是沉积物形成之后较短时期内暴露地表而发生的与大气淡水作用相关的成岩作用，另一种是经过一定地质时期埋藏成岩作用的碳酸盐岩，由于地壳构造运动抬升重新暴露地表，形成表生期大气淡水成岩环境。（2）海水成岩环境带 海水成岩环境带以沉积物沉积之后尚未脱离原始海水介质条件下发生的各种成岩作用为特点。

可进一步划分为蒸发海水成岩环境和正常海水成岩环境。蒸发海水成岩环境所产生的超盐度海水（60%~80%）使刚刚沉积的碳酸盐沉积物与蒸发海水发生相互作用，可发生大规模的白云岩化作用，对改造碳酸盐岩原生孔隙起到显著的控制作用。

正常海水成岩环境胶结作用是其主要的成岩作用方式。（3）地层水成岩环境带 地层水成岩环境带的特征是随沉积物的埋深孔隙流体已无近地表水的参与，孔隙水是地层中的封存水，即可以是大气淡水与海水的混合液，或经过高温高压的岩石与地层水的相互作用形成的化学混合卤水。

在岩石和孔隙水的相互作用过程中，可以发生胶结作用、交代作用、溶解作用和重结晶作用，同时在高温高压条件下可发生压溶作用，特别是与有机质热降解产生的大量有机酸有关的局部欠饱和状态可以导致与溶解作用有关的次生孔隙。2.成岩作用特征 碳酸盐岩与碎屑岩的成岩作用特征有很大的差异，对孔隙的发育和演化影响的方式和程度也有差别。

首先表现在压实作用的不同，压实作用在碳酸盐岩成岩变化过程中的影响不明显，而对于碎屑岩起着重要作用；其次，碳酸盐岩的胶结作用在近地表或早期成岩阶段就已大规模发生，碎屑岩的胶结作用则是随埋深逐渐发生；第三，由于岩石学特征的差异，碳酸盐岩较碎屑岩更易发生各种类型的溶解作用、重结晶作用、白云岩化作用和各种后生变化。从而在孔隙类型、孔隙结构和孔隙演化等方面，碳酸盐岩有其自身特点。

（1）压实作用：包括机械压实作用和化学压实作用。其中机械压实作用主要对泥晶灰岩等低能沉积环境产物起较大的作用，而对各种颗粒岩和生物骨架岩由于在大幅度埋深以前的早期胶结作用使其固化，机械压实作用不明显。

随着埋深加大，温度和压力增加，碳酸盐颗粒接触处发生压溶作用（化学压实作用），从而在没有应力作用的颗粒表面沉淀，最终导致缝合线接触。（2）胶结作用：所谓胶结作用是指碳酸盐颗粒或矿物彼此粘结在一起，变成坚固岩石的作用。

碳酸盐沉积物的胶结作用常是通过晶体在孔隙空间中的生长、碳酸盐泥的压缩和质点间的压溶作用完成的。现代碳酸盐沉积物的孔隙度一般是 40%~70%，而大多数灰岩的孔隙度小于 5%，主要是通过胶结作用使孔隙变小，并压实、固结而形成坚硬的岩石。

碳酸盐沉积物的大规模胶结作用基本在近地表的渗流带和潜流带就已基本完成。碳酸盐岩胶结物主要为方解石，其次有白云石、硬石膏、天青石等。

（3）溶解作用：碳酸盐岩对于溶解作用尤为敏感，溶解作用可发生在成岩作用的各个阶段。一是早期成岩暴露受到富含 CO2 的大气水的淋滤发生溶解作用，使得鲕粒、藻球粒、藻屑、软体动物等溶解而形成铸模孔隙；二是在深埋地层水成岩环境下，有机质热降解产生的大量有机酸局部欠饱和状态可以导致部分（颗粒、胶结物等）碳酸盐矿物的溶解作用，形成各种溶蚀次生孔隙；三是表生成岩阶段地表水的溶解作用，特别是在古侵蚀面淡水渗流带的溶解作用可以对早先充填孔隙的盐类及碳酸盐矿物溶解起到很大作用，并可沿构造裂隙、节理缝溶蚀产生大量的溶孔、溶洞和溶缝。

溶解作用对于碳酸盐岩储层的形成和发育具有重要意义。（4）重结晶作用：重结晶作用是作用前后的矿物成分不变，而晶体大小、形状和方位发生了变化的作用。

一般情况是晶体增大（进变重结晶），特殊情况下也可使晶体缩小（退变重结晶）。进变重结晶指沉积物埋藏以后，由于温度压力的增大，各种结构组分（灰泥、胶结物及颗粒）结晶程度增高、晶粒增大的过程；退变重结晶指鲕粒、骨粒等的泥晶化作用，可以通过生物钻孔、颗粒和生物的压碎等泥晶化实现。

（5）白云岩化作用：白云岩化作用主要指灰泥或灰岩中的方解石、文石或高镁方解石被白云石。

2.碎屑岩和碳酸盐岩的储层特征有什么不同,影响因素是什么

碎屑岩和碳酸盐岩的储层特征有什么不同

压实作用和压溶作用是碎屑岩储层的孔隙度和渗透率衰减的主要因素。所谓压实作用就是通过岩石的脱水脱气，岩石孔隙度变小，变得致密。压实作用是通过颗粒的下沉，颗粒之间距离变小，沉积物体积收缩而进行的。压实作用主要发生在成岩作用的早期，3000m以上压实作用的效果和特征明显。从成岩作用现象上来讲，压实作用不仅可以造成泥岩和页岩岩屑等的假杂基化，火山岩岩屑等软颗粒的塑性变形，还可以造成石英和长石等刚性颗粒的破裂和粒间接触程度的提高。压实作用使砂岩储层的孔隙度迅速减小，但不同类型的砂岩，其孔隙度衰减的速率不同。如粘土杂基含量高的砂岩，其孔隙度衰减速率大，而纯净砂岩的孔隙度衰减速率小。

3.碳酸盐岩的分布与特征

2.1.1 中国西南岩溶地区碳酸盐岩分布特征中国西南岩溶地区指滇、黔、桂、湘、川、渝、粤、鄂等8省、区、市。

据李大通等（1985）的统计、归纳和分类，该区碳酸盐岩归属扬子区、江南区、华南区、巴颜喀拉-秦岭区和藏北-滇西区的滇西分区（图2-1）。以扬子区、江南区和华南区为主导。

图2-1 中国西南岩溶区碳酸盐岩分布分区示意图2.1.1.1 扬子区分布范围基本上与扬子准地台相当，扬子准地台固结于新元古代。扬子准地台的盖层中，自震旦系至三叠系均有不同程度的碳酸盐岩地层出露，大致可分出4个主要的碳酸盐岩沉积阶段：即元古宙末的晚震旦世、早古生代清虚洞期至红花园期、晚古生代中泥盆世至早二叠世和中生代初期的早中三叠世。

震旦系：震旦系上统陡山沱组及灯影组一般为白云岩，厚度变化大，西部康滇地轴东侧最厚，可达千米以上；江南古陆附近最薄，仅几十米，不纯碳酸盐岩比例也较大。寒武系：下寒武统上部开始沉积清虚洞组灰岩；中、上寒武统几乎全部为碳酸盐岩沉积，贵州、川南为白云岩，向东石灰岩所占比例增加，直至全为石灰岩。

寒武系碳酸盐岩厚度在湘、鄂西部和贵州达2000余米，四川一般在400~700m之间。西部的滇东及龙门山一带部分或全部缺失中、上寒武统，岩性中泥质灰岩和泥灰岩增加，厚度小于400m。

奥陶系：奥陶系沉积有桐梓组和红花园组灰岩，与上寒武统白云岩呈连续过渡。四川酉阳及贵州都匀以东地区，下统以灰岩为主，可夹碎屑岩，总厚200~500m。

志留系：贵州及滇东北地区夹几十米连续厚度的灰岩、泥质灰岩或泥灰岩。泥盆系：泥盆系在相当大的范围内缺失一部分或全部。

泥盆系中统上部和上统为碳酸盐岩沉积，岩性变化较大，上统以灰岩为主，中统白云岩占主导地位。黔西南地区中、上泥盆统中多碎屑岩夹层。

石炭系：分布范围与泥盆系很相似，贵州南部、西部和滇东部分地区，下统下部多为不纯的灰岩及碎屑岩夹层，或碎屑岩夹灰岩，下统上部及中统，在全区范围有连续的沉积，厚度300~800m。滇东建水及四川龙门山一带，石炭系全为灰岩。

二叠系：下二叠统岩性几乎全部都是灰岩及燧石结核灰岩（栖霞组和茅口组），四川大巴山及贵州紫云地区夹较多硅质岩与页岩，一般厚300~600m。三叠系：黔、川、渝，湘鄂西部下统沉积了嘉陵江组（永宁镇组）灰岩、白云岩；中统雷口坡组（关岭组或巴东组）以白云岩为主，法郎组下部以灰岩为主。

2.1.1.2 华南区华南区的碳酸盐岩沉积比较单一，主要沉积于泥盆系至二叠系，即加里东以后的地台发育阶段。碳酸盐岩几乎是无间断的连续沉积，连续厚度可达数千米，特别是桂中及以西地区。

岩性以纯灰岩为主体，局部夹不纯的碳酸盐岩及白云岩，个别层位以白云岩为主。泥盆系碳酸盐岩主要出露在桂中、桂东等地；石炭系—二叠系碳酸盐岩在本区的西北小区出露，而在东南小区零星分布；与上古生界的碳酸盐岩相比，华南区的三叠系碳酸盐岩无论分布范围、沉积厚度及稳定性都大为逊色。

下三叠统主要有湘南、粤北的大冶群灰岩，厚200~700m；中三叠统有湘南永兴地区的白云质灰岩；在桂中、桂西南（上林、天等、田东等地）中三叠统的马脚岭组、北泗组、板纳组常为碳酸盐岩沉积，与下统灰岩一起，厚度可达600~1300m。2.1.1.3 江南区在扬子准地台与华南加里东地槽毗邻的过渡地带。

其范围西起滇东南、桂西北，经黔东南、湘中。本区的碳酸盐岩沉积兼具两区碳酸盐岩的特征。

2.1.1.4 巴颜喀拉区-秦岭区秦岭（鄂北）地区，碳酸盐岩沉积主要为中泥盆统上部开始至上二叠统为止，连续沉积厚层的灰岩、燧石灰岩、白云岩及沥青质灰岩，厚度达2900~3900m。川西北（松潘）地区，碳酸盐岩主要有石炭系、二叠系和三叠系，岩性以灰岩为主。

常有变质的大理岩。2.1.1.5 藏北-滇西区滇西地区，自奥陶纪至石炭纪长期发育碳酸盐岩与碎屑岩交互成层。

奥陶系为扁豆状灰岩、燧石条带灰岩及泥灰岩；志留系以灰岩为主，次为泥灰岩；泥盆系至二叠系均为厚达数百米的灰岩夹泥灰岩。2.1.2 碳酸盐岩的化学组分与酸不溶物碳酸盐岩为可溶岩，其酸不溶物是其土壤发育的主要物质基础，土壤是岩溶生态系统中的重要组分，因此，碳酸盐岩的类型的不同、纯度的高低、酸不溶物含量的多少，对岩溶生态系统将产生重要的影响。

据张寿越等（1987）的研究，华南区碳酸盐岩的成分比较简单，酸不溶物含量普遍低于5%，酸不溶物含量较低的碳酸盐岩层位为上古生界的泥盆系至二叠系，而三叠系碳酸盐岩的酸不溶物含量相对较高（表2-1）。表2-1 华南区不同地质年代碳酸盐岩酸不溶物含量（%）扬子准地台碳酸盐岩的成分复杂，大部分是纯碳酸盐岩，不纯碳酸盐岩以下古生界为主，且多系不纯灰质白云岩及白云岩。

不同层位的碳酸盐岩化学成分有较大的差异，其中的CaO含量24.09%~55.38%,MgO含量0.18%~21.50%，酸不溶物的含量0.12%~28.18%。以震旦纪晚期及寒武纪中、晚期镁质含量最高，分布在滇东，黔中的泥盆系次之，三叠纪时镁含量又是一次峰值时期。

从黔中南124块不同地质年代的碳酸盐岩化学成分的分析结果看（图2-2），碳酸盐岩中CaO。

4.需要论文

摘要：根据多方资料查证，得到了中国油气田特征及其分布规律。

指出，中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中，大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中；陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩，生烃岩从早古生代到新生代都有，南中国海和东中国海的古近系和新近系，中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层，古近系，新近系，白垩系，侏罗系，三叠系，二叠系是中国的主要生油层；大中型气田的储集层主要为陆源层（中砂岩，细砂岩和砂砾岩），其成因类型为扇三角洲和三角洲体系，碳酸盐储集层主要为裂缝型、风化壳型；油气藏盖层主要为均质泥岩，油气成藏期较晚，绝大多数大中型油气田形成于新生代，在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富，大多数盆地的油气田处于开发的早中期，发现大中型油气田的可能性是很大地。

中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中。自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。

以下是我国主要的陆上石油产地。 大庆油田： 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。

油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。

1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。

胜利油田： 地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田： 主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。

已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田： 地处新疆克拉玛依市。

40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油603.1万吨，稠油188.9万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田： 地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。

在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。

华北油田： 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。

1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。

目前原油产量约400多万吨。 大港油田： 位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18628平方公里。

现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。

中原油田： 地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。

吉林油田： 地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田： 地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。

已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。 长庆油田： 勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。

油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨（含天然气探明储量2330.08亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。 江汉油田： 是我国中南地区重要的综合型石油基地。

油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。

江苏油田： 油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。

青海油田： 位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面。

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