深盆气藏异常地层压力产生机制

运用典型深盆气成藏的活塞式原理讨论异常地层压力形式机制，认为：以气水活塞式排驱为特征的深盆气藏在其形成过程中表现为高异常压力；由于天然气的密度小于地层水密度，当天然气柱高度足够大时，深盆气藏内部将出现理论上的正常压力梯度的临界点，越过该点继续向下，深盆气藏压力梯度逐渐降低并出现低异常地层压力；从原始的生成状态到后期保存过程中的各阶段，深盆气藏的异常压力具有自变性特征。     

鄂尔多斯盆地下二叠统深盆气藏形成的地质条件

深盆气藏在很多方面不同于传统气藏,常具有饱和气体、异常压力、下倾部位无气水界面和低渗透储层等特征,鄂尔多斯盆地下二叠统气藏就是一个典型的直接型深盆气藏的实例。指出:该深盆气的主要赋存层位为山西组和下石盒子组,储层岩石为河流三角洲相砂砾岩和砂岩,砂体厚度大、分布广泛,岩性致密,储层渗透率普遍小于1×10-3μm2(但对于深盆气的储集,仍是十分有效的储层);上古生界煤系气源岩表现为广覆型分布、较高有机质丰度、倾气腐殖型有机质为主的特点,属于全天候式生气,目前虽然可能基本上不再继续供气,但其生成的巨大资源量在极为缓慢的散失速率下仍能形成特大型深盆气藏;深盆气藏主体分布区以常压和低压为主,天然气分布充分表现出深盆气藏特有的气水倒置特征;山西组、下石盒子组深盆气甜点属于地层性质,多出现在深盆气上倾边界附近的储层中。     

苏北盆地盐城凹陷深盆气藏

盐城凹陷是苏北-南黄海盆地中的一个陆上断陷.在地质历史时期,该断陷持续沉降,构造发育稳定,为深盆气藏形成提供了必要条件;凹陷内的阜宁组、泰州组等烃源岩具有良好的生烃能力,使得深盆气成藏的气源充足;泰州组二段砂岩储层为孔隙度小、渗透率低的致密储层,为深盆气藏的形成奠定了必要的基础.盐城凹陷天然气藏具有气水倒置趋势、低异常压力与静水柱压力交替出现、含气井段长且产气量低的特征.深盆气藏中的天然气以甲烷为主,气源主要来自腐殖型有机质的热裂解,深大断裂形成了该凹陷深盆气成藏的主要通道.经多条件叠合法分析,盐城凹陷深盆气藏发育的最有利区是南洋次凹及新洋次凹的南部.     

深盆气藏研究进展

深盆气藏是油气赋存规律的又一新认识，其在成藏机制、成因类型和分布规律上与常规油气藏类型不同。综述近年来有关文献，深盆气藏储层具有低孔隙度、低渗透率特征，赋存空间位于坳陷深处，分布规模大，且具有气水倒置、压力异常等特点，常规的勘探方法不适合用于深盆气藏。结合国内外勘探实践，提出了深盆气预测与评价建议。     

深盆气藏及松辽盆地勘探远景

深盆地藏是形成于特殊地质条件下的非常规气藏,目前成为油气田勘探的新热点,深盆气藏具有源岩巨厚、储层致密,气水界面在气藏之上以及含气压力异常等特点,成藏于有持续气源供给,构造向上倾方向砂岩物性变化的向斜轴部或背斜翼部,依据成藏模式可划分为3种类型。松辽盆地具有深盆气藏发育的地质条件,盆地深部地层可能有深盆气分布,深盆气“水封”圈闭的成藏模式对于油气勘探具的重要的指导意义。     

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“深盆气藏”是由一种“气水倒置”的特殊圈闭形成的非常规天然气聚集，构造平缓、储层致密和具有不间断供气的气源是其形成的主要条件。研究认为，库车坳陷依奇克里克构造带的依南2气藏为“深盆气藏”。依南2气藏产气层段为致密砂岩，发育于一向南倾的单斜背景之上，处于构造的下倾部位，存在生气量巨大的侏罗系—三叠系大套煤系地层。同时依南2气藏又具有气水倒置、含气饱和度高及异常高压的特点。依南2气藏在形成过程中，气源向致密砂岩充注时，运移的主要方式以扩散作用为主。具备了形成深盆气藏的地质条件。     

吐哈盆地台北凹陷深盆气成藏地质条件

深盆气藏是指在特殊地质条件下形成的、具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。台北凹陷继承性发育的构造背景具备了形成深盆气藏的构造条件,目前仍在生气的中-下侏罗统煤系源岩在第一生气高峰阶段生成的天然气构成了本区深盆气藏的主要气源。中、下侏罗统储集层物性以低孔低渗为主,西山窑组及其以下储集层的孔隙度通常小于10%,渗透率小于4x10^-3μum²。三套区域性盖层与局部盖层相匹配,在空间上构成了严密的顶封和底封条件。台北凹陷深盆气的最有利勘探区位于小草湖洼陷,源-藏伴生、气层负压异常、中-下侏罗统致密砂岩普遍含气、无统--气水界面、气水关系倒置等现象均表明该区发育深盆气藏。预测小草湖洼陷深盆气地质储量为5658×10⁸m³,勘探前景良好。     

深盆气藏形成机理实验模拟

深盆气是一种特殊的天然气藏类型,它最主要的特征就是气水倒置。通过模拟实验得出:实验室内完全可以模拟深盆气藏气水倒置的形成过程,且砂子粒度愈细,气体从砂柱中驱排出的水愈多。根据实验结果和实例分析得出深盆气藏形成必须具备3个条件:1源岩离储层近,2储层致密,3源岩生气能力强且在地质历史中有快速生气的过程;只有这3个条件相互匹配时,才能相成深盆气藏。     

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气水界面的预测为早期评价气藏规模提供了依据。地震及实钻资料表明，川东开江—梁平海槽东北侧较大范围内飞仙关组鲕滩储层连片分布,以裂缝—孔隙型为主的鲕滩储层内，其气水分布应符合物理学中“连通管”原理。文章应用实钻正常超压（压力系数1.0~1.25）水井资料建立的压力—海拔关系方程，并与已获气井的气柱方程联立求解，可预测在钻获一口气井情况下的气水界面；在钻获一口水井情况下，应首先判定是否属“正常超压”，若是，则可用超压等于地层条件下气水柱压力梯度差乘以气藏高度的原理，反求气藏高度，再配合精度较高的地震构造解释资料，就可推算出气水界面的海拔。     

南海常压与超压气水过渡带岩电特征与气藏结构

碎屑岩气藏的常压与超压气水过渡带的岩电特征不同,常压与超压气水过渡带也影响气藏结构.文中利用南海地区钻井岩电资料及勘探实践资料,通过分析了过渡带气水关系成因与岩电标志得出:常压气藏常规储层的测井电阻率曲线基本呈两段式,超压气藏气水过渡带测井电阻率曲线呈明显的三段式.气水过渡带岩电特征的差异体现了碎屑岩气藏结构模式:常规储层的常压气藏气水界面清楚,没有明显的过渡带,气层以气水界面为界;常规储层的超压气藏过渡带长,过渡带含气饱和度也较高,应该在段内取点作为气水界面;含致密砂岩透镜体的超压气藏受致密砂岩透镜体影响,气藏结构跟砂岩透镜体的顶面形状相关.该结论有别于以往以常规气藏气水界面作为超压气层底界的认识,可以更准确地判识气藏结构与评价气藏储量.     

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根据天然气的受力情况及气水界面的变化状态，将深盆气藏划分为3个演化阶段；生长阶段、稳定阶段、萎缩阶段。在其生长阶段，内部压力结构在垂向上表现为下述三种情况之一：（1）高压异常；（2）高压异常→正常压力；（3）高压异常→正常压力→低压异常。在其稳定阶段和萎缩阶段，内部压力结构表现为低压异常，尤其在萎缩阶段其低压特征表现得更为明显。由于气体运移和储层非均质性的影响，气藏内部压力随深度呈非线性变化，下部的压力梯度大于上部压力梯度，压力梯度线偏离均质气藏静态压力梯度线。     

深盆气预测与评价中的两个问题

笔者参加了２０００年７月在西安召开的“中国石油第二届兴盆气学术讨论会”,进一步认识到鄂尔多斯盆地深盆气（藏）的特征和形成条件,本文对深盆气预测及评价中的两个问题提出看法。     

沉积盆地异常低压的成因

将异常低压的形成机制归纳为4大类:1)构造抬升和地层剥蚀、孔隙水化学作用引起的孔隙体积增大;2)封闭层压力的释放、物性差异引起的非均匀流、渗析作用和轻烃扩散作用等流体排出造成的压力降低;3)饱和天然气藏的深埋;4)承压面低于地表。分析了每一类成因机制对形成异常低压的贡献大小。其中,构造抬升引起一定程度的孔隙回弹和温度降低,从而导致地层压力下降,是构造抬升强烈的沉积盆地中形成异常低压的主要原因。而在抬升幅度较小的地区,低压的形成则常与轻烃扩散和饱和天然气藏的深埋有关。孔隙水的化学作用和渗析作用受自身因素的制约,对异常低压贡献不大。除物性差异引起的非均匀流外,其它的低压形成机制都需要以好的封闭条件为前提,否则地层压力将衰减至常压。在中国西部盆地,因地形起伏较大,承压面低于地表,使得地层压力偏低,但并非真正意义上的低压,只是由于表达方式(起算深度是否等于地表)的原因而造成。      

论深层气与深盆气——以潍北凹陷为例

以潍北凹陷为代表的第三系断陷盆地深层具有较丰富的天然气藏，且显示出深盆气的部分成藏特征。深盆气成藏机理表现为典型的活塞式气水排驱成藏特征，是一种较稳定的成藏模式。潍北深层气在成藏机理上表现为深盆气模式，在张性断陷盆地的地质条件下又有其独特的成藏特点，是岩性和构造圈闭起主要的控制作用，并将成藏单元、压力系统复杂化的深盆气藏，构造岩性封堵和水封堵之间没有明显的界限。后期构造活动弱、储层与外部连通性差的部位有利于深层气成藏，有利的储集相带是深层气勘探的重点目标。     

四川盆地上三叠统深盆气藏研究

川西前陆盆地的盆地演化、盆地结构和相对稳定的斜坡构造有利于深盆气的形成和聚集.上三叠统为海陆过渡相和陆相湖盆沉积,以三角洲沉积为主的砂体十分发育,晚侏罗世中期至早白垩世末期储层开始致密化,早白垩世以后储层进入超致密阶段,但对于深盆气仍是十分有效的储层.砂体的上覆和下伏层均为暗色泥岩夹薄煤层的气源岩,因此对深盆气的聚集和富集成藏十分有利.煤系气源岩分布广、厚度大、生气潜力高、热演化程度高,从而为川西坳陷深盆气的形成提供了充足的气源.在早白垩世-晚白垩世中期,源岩进入生气高峰,为深盆气形成的重要时期,造成孔隙中流体体积急剧膨胀,引起川西区处于超压环境.喜山运动后盆地大范围仍处于水动力交替停滞带,上三叠统深盆气藏大面积具有整体封存条件.因此,上三叠统形成了一个几乎覆盖全盆地的特大型深盆气藏.通过对深盆气藏的主控地质因素的分析,可将川西坳陷划分为深盆气分布区、气水过渡带和上倾含水区(常规气藏分布区)等三个区带.从全盆地看,气水分布具有明显的倒置关系,深盆区内气水分布不受构造控制.     

深盆气成藏门限及其物理模拟实验

深盆气藏是特殊机理形成的一种储层致密的天然气藏。勘探实践和物理模拟实验表明 ,深盆气成藏过程中存在一个临界地质门限 ,这一门限可以用储气砂层的临界孔喉半径表达。只有在低于临界孔喉半径的致密砂层中 ,当深盆气分子膨胀力小于致密储层孔喉毛管力与上覆水静压力之和时 ,天然气才能在水封条件下形成深盆气藏。已发现的所有深盆气藏的孔隙度均小于 1 2 %和渗透率均小于 0 .987× 1 0 -3 μm2 。常温常压下的物理模拟实验证明 :单一微细玻璃管直径大于 0 .3cm时 ,水不能封气而形成“深盆气藏”;漏斗状玻璃管的水封气门限为 0 .1 0 2～ 0 .35 9cm,且随夹角增大而减小、随注气速率增加而增加 ;单一填砂粗玻璃管的封气门限取决于所装砂粒粒径的大小 ,粒径小于 0 .0 5～ 0 .1 mm的砂粒能够封气。实验条件下和实际地质条件下的门限值差异大 ,反映了温压条件和介质的润湿性等因素对深盆气成藏门限的影响 ;所以 ,不能将地表条件下的实验结果套用到实际地质条件中去。     

准噶尔盆地马桥凸起异常高压成因及油气成藏模式

准噶尔盆地马桥凸起下侏罗统三工河组上部流体压力封闭层呈等深（顶部深度为４．４７０～４．４８５ｋｍ）分布，其以上为正常流体压力系统，以下为异常高压流体系统（压力系数可达１．９～２．１）。压力封闭层的形成除与储集层物性因素有关之外，还与地层水运移过程中的矿化热液沉淀作用有关。晚白垩世以来，封闭层与其下伏的三工河组中、下部及八道湾组共同阻挡了深部地层水及油气进一步向上运移，成为马桥凸起区的区域性盖层，使二叠系烃源岩早期（晚三叠世末至侏罗纪）生成的石油与晚期（白垩纪以来）生成的油气相分隔，并阻止下侏罗统煤系烃源岩生成的天然气向中侏罗统运移。据此认为，在马桥凸起区，中侏罗统发现的石油是深部油气藏早期部分破坏而形成的次生油藏；下侏罗统异常高压油气藏为多源油气多期混合成藏，因储集层物性差，大规模成藏的可能性较小；深部石炭系、二叠系和三叠系的圈闭有良好的成藏条件，应有较好的油气勘探前景。图４参３（梁大新摘）     

流体动力场演化与地层流体低压成因

在松辽盆地北部东区的扶杨油层和在东南缘的十屋断陷中,发育了三个地层流体低压区,压力系数分别为0.93～1.0,0.65～0.96和0.96～0.55,都是松辽盆地主要的天然气聚集区。低压的成因机理是由于天然气的漏失减小的能量大于天然气和地下水运移补给增加的能量。在盆地北部东区的扶杨油层中,由于在天然气流动方向上储层厚度、孔渗都明显增加,流体补给增加的能量与流体散失减小的能量之间的差值在天然气的运移方向上增加,导致在天然气运移方向上压力系数减小。十屋断陷的地层压力剖面可以划分为明显的三个带,它们分别对应于三个水文地质分带,即自由交替带,交替阻滞带和交替停滞带。在自由交替带地下水供排平衡,保持正常的地层压力。在交替阻滞带和交替停滞带,由于天然气漏失损失的能量大于天然气、地下水下渗补给增加的能量,形成低压,且往下地下水的补给量迅速减小、消失,而天然气的漏失量随着埋深的增加而增加,从而使得天然气运移方向上压力系数增加。     

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。