含油气盆地异常低压成因研究现状

从不同地质因素入手，分析了含油气盆地异常低压的形成机理，认为各种机理在形成异常低压时的作用范围和程度明显不同：由地壳垂向抬升作用引起的地层抬升和上覆地层的剥蚀及其导致的地层温度降低是低压形成的重要区域因素，尤其是在垂向构造活动较为频繁的盆地；轻烃扩散对油气藏内压力的降低具有一定作用；流体密度差产生的低压与区域性地层倾斜有关，是深盆气藏压力降低的原因之一；低水位承压面主要在浅部流体压力系统起作用，对深部流体压力系统的作用微弱；渗吸、储层物性差异与地层水化学作用对实际异常低压的形成意义不大；地下流体采出出现于油气藏开采之后的阶段，不是原始地层异常低压的原因。指出在对不同含油气盆地的异常低压进行解释时，应具体问题具体分析。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的控制因素

基于气田低压分布特征研究,从构造演化、沉积特征、地层流体性质等方面深入剖析鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的主控因素。苏里格气田气藏压力主要为低压且受埋深影响较大,气藏顶底板发育多层欠压实泥岩,具有很好的物性和压力封闭条件,地层水特征亦反映气藏封闭条件好。苏里格气田地层压力经历了晚三叠世—早侏罗世正常压力状态、中侏罗世—晚侏罗世压力整体上升、早白垩世压力持续增大并达到最高及早白垩世晚期以来气藏压力逐渐降低的演化过程,最终形成低压。早白垩世晚期以来的构造抬升剥蚀作用导致苏里格气田储集层孔隙反弹增大和孔隙流体降温收缩,从而使得气藏压力降低,分别降低了0.673 MPa和原始地层压力的23.08%。苏里格气藏低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种因素作用的结果。图4参25     

柴西北地区油泉子油田浅层油藏异常低压形成机制

柴西北地区油泉子油田浅层油藏具有明显的异常低压特征,基于其压力分布特征,从地层流体性质、封闭机制、沉积特征、构造演化等方面深入剖析异常低压形成的主控因素,查明浅层低压油藏封闭条件和形成机制及其压力演化与成藏耦合关系。结果表明,油泉子油田浅层Ca Cl2型地层水、高矿化度、低变质系数、轻质低粘度原油物性共同反映出研究区浅层油藏具有良好的封闭条件,湖盆咸化沉积的塑性较高的含膏质泥岩以及物性渐变带、沥青封堵作用为浅层低压系统垂向和侧向封闭提供重要保障。运用EASY%Ro法和地层对比法对研究区喜马拉雅运动晚期构造抬升剥蚀厚度恢复结果表明,其剥蚀厚度达2 700 m,剥蚀作用导致储层孔隙反弹增大和流体降温收缩,从而使得油藏压力降低,经计算其压力分别降低了14.1和7.4 MPa。油泉子油田浅层油藏异常低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种地质因素综合作用的结果。     

东营凹陷民丰地区裂解气藏超压释放机理

民丰地区裂解气藏形成于超压环境,但后期泄压过程使现今气藏基本处于静水压力状况,对气藏超压释放机理进行深入研究有助于油气运聚及分布的研究.研究认为,研究区超压释放机理主要包括饱和天然气藏深埋、轻烃扩散作用、热流值降低、地质体较致密时的沉积深埋、渗析作用.其中,饱和天然气藏的深埋和轻烃扩散是导致研究区裂解气藏超压释放的关键因素.     

构造抬升剥蚀与异常压力形成

根据物理化学原理,建立了完全封闭条件下构造抬升剥蚀后地层流体压力的定量计算公式。公式显示,在完全封闭条件下构造抬升后的地层压力取决于抬升前的地层压力、地层流体的压缩系数、地层流体的膨胀系数、岩石孔隙体积的压缩系数、抬升前后地层温度的变化和剥蚀厚度。根据流体的压缩系数和膨胀系数及岩石孔隙体积压缩系数的特点,经分析认为对于水层砂岩岩体,构造抬升剥蚀趋向于形成异常低压;对于气层,构造抬升剥蚀趋向于形成异常高压。     

鄂尔多斯盆地上古生界异常低压分布特征及形成过程

鄂尔多斯盆地上古生界多见异常低压、低压,高压少见。平面上,苏里格庙地区地层呈异常低压、低压,米脂区地层呈高压和常压,其他地区地层以常压和低压为主;垂向上,水层压力基本沿静水压力趋势线分布,而气水层和气层压力均偏离静水压力趋势线,气层压力偏离程度大于气水层,且压力系数随深度的增加而减少。包裹体测试数据和盆地埋藏-剥蚀资料都表明,鄂尔多斯盆地上古生界异常低压气藏的形成大体分两个阶段:晚侏罗世-早白垩世末的充气增压阶段;早白垩世末至今散失降温降压阶段。气藏压力的降低主要与盆地抬升降温、天然气散失和气水密度差等因素有关。     

异常低压背景下储集层成岩特征——以渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系为例

应用大量压力、物性、试油测试数据,分析渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系低压和异常低压对储集层成岩作用和物性的影响。当地层压力为低压或异常低压时,孔隙流体压力较小,上覆静岩压力主要由砂岩骨架颗粒承担,有时甚至出现"过压实"现象,导致储集层致密,促进机械压实作用;地层剩余压力与碳酸盐胶结物含量之间呈负相关关系,具有低压或异常低压的致密砂岩碳酸盐胶结物含量比处于静水压力—弱超压条件下的砂岩更高;低压区和异常低压区的砂体孔隙流体中含有较多的Si4+,有利于硅质胶结作用的进行;处于低压或异常低压背景下的储集层,当溶蚀作用发生时,其原始物性已经相对较差,不利于溶蚀流体的注入和溶解物质的排出,溶蚀作用相对较弱。因此,发育低压或异常低压的储集层物性较差。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界现今地层压力分布特征及成因

现今地层压力分布是地史过程中盆地构造演化、沉积环境、烃源岩有机质热演化等多种地质因素在孔隙流体中综合作用的最终结果。抽水实验和试井获得的地层压力资料显示,鄂尔多斯盆地白垩系、三叠系均具有低压特征。盆地东部上古生界正常压力、异常低压和异常高压并存,正常压力类型比例达56.76%,异常低压类型比例为30.63%,高压最少;下石盒子组、山西组、太原组和本溪组随地层深度增加,压力系数总体呈现降低趋势。以子洲气田为例,采用压力梯度曲线法,将山2段划分为多个压力系统,单个压力系统之间互相分隔、互不连通。流体包裹体实验表明,早白垩世末期地层压力为超压,地层压力系数为1.14~1.66。现今盆地东部正常压力是盆地压力演化过程中的最后一幕。地层抬升剥蚀和构造热事件消退引起地层温度下降,从而导致压力下降了8.6~11.1 MPa,占整个压力降幅的32%~40%;天然气散失引起压力降低占整个压力降幅的20%~30%。盆地东部压力系数较高的主要原因是,东部现今地层埋藏深度浅;而沟壑纵横的地形和天然气富集程度的差异,导致了气田内压力系数各异。     

苏里格气田下二叠统盒8段异常低压成因及其分布特征

苏里格气田下二叠统下石盒子组8段（盒8段）异常低压明显,但对其成因未达成共识。为此,统计分析了该区盒8段53口井的实测地层压力,发现产水层、产气层以及气水同产层的地层压力系数在垂向上均无明显变化规律,而在平面上呈南北向的条带状分布,形成多个异常低压系统。应用Fick气体扩散定律和盆地模拟技术,结合区域沉积、构造演化和天然气组成特征分析认为,盒8段河道砂体分布的局限性为异常地层压力的形成提供了必要封闭条件,天然气扩散作用虽然存在,但是扩散损失影响相对较小。盒8段异常低压的形成主要与晚白垩世以来的构造抬升、地层剥蚀以及构造热事件的消失有关。     

构造抬升是异常高压的成因吗?

国内诸多文献认为构造抬升是异常高压的成因,这种看法忽略了抬升过程中流体温度降低和孔隙体积反弹对流体压力的影响。计算表明,这两个因素不能全部忽略。构造抬升倾向于形成异常低压而不是形成异常高压。由于抬升过程中负载和温度的降低使得不均衡压实作用等因素趋于停止,构造挤压往往是抬升区超压最主要的成因。在晚近期发生过构造抬升的地区,利用地震法预测异常压力分布需要谨慎。构造抬升使得某些盆地(例如鄂尔多斯盆地)含气层系古超压消失,主要原因在于抬升引起的流体状态的变化,而不只是烃源岩的供气量小于天然气的散失量。      

银根—额济纳旗盆地改造动力与油气成藏

银根—额济纳旗盆地地应力、重力和热力3种动力对盆地具有改造作用并影响油气成藏。地应力改造作用在盆地主要表现为抬升、挤压、伸展和走滑4种改造方式。其中抬升作用延缓了剥蚀区油气成藏的进程,使烃源岩热演化停滞于剥蚀前的热演化状态,这种改造对早生早排古油气藏的保存有利;挤压改造作用产生褶皱与断裂甚至构造反转等现象,为油气成藏储备了大量各种类型圈闭条件的同时,也为油气运移提供了动力和通道,有利于油气成藏;伸展作用在盆地表现为早白垩世断陷以不同叠合(叠置)形式叠置在侏罗纪断陷之上,这种改造有利于提高侏罗系烃源岩的热演化程度,使源岩有机质向烃类转化并运聚成藏,同时,张性贯通断裂可使原有古油气藏保存条件部分改变或破坏,形成次生油气藏;大型走滑作用可形成一系列张扭性与压扭性构造样式,在走滑伸展沉降带内形成走滑拉分盆地,并对前期盆地产生走滑分割改造,对油气成藏的影响主要表现为提供成藏环境及条件和改造破坏正反作用两个方面。重力改造作用以深埋及压实为具体表现形式,为盆地成烃、成藏提供了地温场、地压场和保存条件,深埋作用的快速发生还为盆地形成流体压力封存箱提供了条件,异常超压及其流体压力封存箱的存在有利于保存原生孔隙、发育次生孔隙并形成压力封闭成藏条件,这对油气生成、运移和聚集成藏有积极作用。热力改造作用在盆地主要表现为多期岩浆侵入和喷发活动对沉积盖层的改造,为油气成烃、成藏提供了有利条件。      

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力系统及其形成机理

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力现象普遍发育,但对于凹陷中不同构造带异常压力的刻画与成因机制的探讨却较为薄弱。利用357口井1 354个钻杆测试数据（DST）和重复地层压力测试数据（RFT）,测井曲线资料等,详细刻画了不同构造带的压力结构特征。研究表明：南堡凹陷地层压力系统纵向上可划分为3个带,浅部常压带（<1 800 m）、中部过渡带（1 800~2 400 m）和深部异常高压带（>2 400 m）。沙三段发育大规模异常高压,压力系数最高达1.9,超压带顶界面深度约为2 400 m;老爷庙构造带中、浅层发育低幅度超压带,压力系数约为1.2;滩海地区东一段和东二段局部发育异常低压。利用数值模拟技术和垂直有效应力-声波时差判别图版等方法,并结合烃源岩生排烃过程综合分析等,深入探讨了南堡凹陷不同异常压力系统的形成机理,研究认为：①深部沙三段的大规模超压主要来源于东营时期的泥岩不均衡压实作用,生烃作用也有一定贡献,但相对前者贡献较小;②明化镇时期,生烃作用是最主要的增压机制,而欠压实作用贡献则相对有限;③中浅层低幅超压带来源于深部超压的“传导”,开启的断裂带为其传递通道;④东营末期的区域抬升剥蚀作用引起岩石骨架孔隙回弹和流体收缩,是形成本区异常低压的主要原因。     

辽东湾北区油气藏特征、主控因素与成藏模式

辽东湾北区已发现3个油气田和十几个含油气构造,主要分布在辽西低凸起及其两侧,油气藏以构造油气藏为主,主要产油层系为古近系沙河街组和前第三系潜山,储层类型多样,油藏多为常压,油气藏以气为主且主要为凝析气,多为超压,油气成藏较晚(主要在12.2~2.6Ma);油气成藏的主控因素是储层和超压,油气藏横向分布主要受储层控制,油气藏纵向分布主要受超压控制;辽东湾北区油气成藏具"凹中隆"型复式成藏特征,"潜山 披覆块状超压油气藏"和"潜山 披覆常压油气藏"是区内主要成藏模式。     

鄂尔多斯盆地伊-陕斜坡山西组2段包裹体古流体压力分布及演化

对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上古生界太原组—山西组砂岩储层中流体包裹体样品进行了分析，将该储层中油气成藏划分为6个期次。结合埋藏史分析，确定了6期油气成藏发生的时间。运用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法，获得了6期油气成藏时的古压力数据。对山2段6期次古压力时空分布及演化规律分析表明，区域构造和热史演化是古压力的主要控制因素，可将古压力演化划分为气藏形成初期的常压—成藏高峰期超压—成藏期后萎缩形成低压3个阶段。     

港深78井裂缝发育影响因素、成因及其在油气勘探中的意义

港深78井在油层厚度薄、油层埋藏深度大、物性差的情况下，日产600余t，创造了大港油田下第三系深层高产的新纪录。通过单井、构造、地应力、孔隙压力、负荷压力等的研究，油气高产和裂缝密切相关，地层的单层厚度、岩性、泥质含量、距主断层远近等项因素影响裂缝的发育程度。裂缝成因分构造成因和超压成因，构造成因裂缝形成早，多被充填闭合，超压成因裂缝形成晚，现今仍保持开启状态，有助于油气的高产。这一实例研究表明在沉积相带较差、砂岩厚度较薄、储层物性较差但异常高压发育的地区也可以形成富集高产油气田。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

松辽盆地扶杨油层成藏动力探讨

系统研究了松辽盆地扶杨油层的成藏动力。扶杨油层具有幕式成藏的特点,油气初次运移的动力并非青一段异常高压,而是断裂的幕式活动及地震泵作用。油柱高度与超压并不具有相关性,扶杨油层幕式成藏几乎总是与区域性的构造运动和断裂活动相伴随。毛管压力和浮力作用对油气二次运移产生了巨大的影响,扶杨油层具有常规油气藏和深盆油气藏共存的特点。浮力和区域构造演化的有机匹配．使向环凹陷周边斜坡、鼻状构造、背斜等部位的油柱高度明显增加,且储量丰度明显升高;长春岭低超压区也可以成藏,这些均为浮力及油气侧向运移的结果。三肇、齐家一古龙、长岭等凹陷的轴部是深盆油气藏勘探的重点,古隆起及其斜坡部位和物性较好而超压较低的东北、东南隆起带是下一步的勘探方向。尤其重要的是,杨大城子油层的勘探主要应放在环凹陷周边斜坡、鼻状构造、背斜等部位。而非超压最大的凹陷轴部。     

异常压力与油气藏的同生关系——以库车坳陷为例

以库车坳陷克拉2气田为例，研究挤压背景异常压力与油气成藏的关系。大规模抬升早期阶段是天然气注入的主要时期，同时也是气藏压力急剧增加的时期。克拉2气藏的成藏模式总体为深大断裂沟通储集层和烃源岩层，在深部超压的驱动下油气运移至储集层成藏。储集层在成藏早期不是强超压，并且不完全封闭，可以存在流体排出过程。随着天然气替换构造圈闭中的地层水和成岩作用逐渐进行，储集层封闭性加强，气藏压力不断升高，最后形成超压气藏，气藏强超压形成于距今2Ma以来。异常高压与气藏的形成均是构造作用和保存条件演化的结果，二者本身不具备因果关系。气源断层与盖层完整的匹配是控制天然气成藏的关键因素。图4参16     

全球含油气盆地深层与中浅层油气藏压力分布特征

基于全球52 928个油气藏压力特征统计,从盆地类型、储集岩性、储层物性、油气藏温度、油气相态等5个方面出发,对深层和中浅层油气藏压力特征进行对比分析.研究结果表明,在盆地中浅层,油气藏总体以常压为主,前陆盆地、碳酸盐岩储层、致密储层、高温环境、凝析气中更易形成超压油气藏;在盆地深层,油气藏总体以超压为主,被动陆缘盆地、碎屑岩储层、非致密储层、高温环境、油气混相中更易形成超压油气藏.不同压力特征油气藏随埋深呈现一定规律性:①负压和常压油气藏分别分布在深度2 500 m和3 500 m以上地层中,超压油气藏主要分布在深度4 500 m以下地层中;②常压油气藏在冷盆、温盆、热盆开始大量出现的深度分别为2 400 m、1 600 m和1 200 m,呈变浅趋势;超压油气藏在冷盆、温盆、热盆开始大量出现的深度分别为4 400 m、3 600 m和2 800 m,同样呈变浅趋势;③负压油气藏有利发育区主要位于盆地浅层,常压油气藏有利发育区主要位于盆地中层,超压油气藏有利发育区主要位于盆地深层;④冷盆超压油气藏发育范围较宽,热盆超压油气藏发育范围较窄,温盆介于两者之间.