琼东南盆地超压特征及超压体与油气分布的关系

琼东南盆地最大特点是具高温超压的沉积盆地。盆地平均地温梯度在 4℃ /1 0 0m以上 ,不同地带地温梯度存在明显差异。影响地温场的因素主要有火山活动、莫霍面埋深、断层活动和岩石性质。琼东南盆地独特的温压场在很大程度上决定了区内油气的演化与分布。目前超压问题已成为海洋油气勘探的热点话题 ,文章旨在通过对琼东南盆地“三场”特征的描述来说明琼东南盆地超压体的存在及其与油气分布的关系 ,用以指导下步油气勘探领域     

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琼东南盆地经过多年的勘探与研究，已发现丰富的油气资源，且在勘探上取得了较大突破。但由于该区地质条件极其复杂，海洋油气勘探程度很低，勘探成本高，石油地质研究水平也比较低。在崖13－1大气田发现后，对琼东南地区的油气资源潜力有了新的认识，分析认为区内有巨大的油气资源前景，但油气运移方向和路程均不清楚，勘探重点的选取问题一直得不到解决。地层流体受两大流体系统的控制——压实流和重力流，利用流体势分析系统研究地下流体势及压力分布可克服井资料不系统的局限性，有效地进行油气资源的预测评价。用地下流体力场和势分析的方法可以统一处理和定量解释油气的运移和聚集规律，明确预测油气运移的主通道，确定有利的油气勘探靶区，显著提高钻探成功率。综合研究剖面、平面流体势及压力特征，结合其他有关地质资料，找出最有利的勘探目的层位。该方法在琼东南盆地松东地区的应用，取得了良好的效果。     

琼东南盆地温压场特征及其与油气运聚的关系

琼东南盆地具有高温、高压特征。盆地平均地温梯度在 4℃ /10 0 m以上 ,不同地带地温梯度存在明显差异 ,下第三系地温梯度明显低于上第三系。影响地温场的因素主要有火山活动、莫霍面埋深、断层活动和岩石性质。上、下第三系在构造背景、沉积环境等方面存在很大的差异 ,相应地划分为上、下两个超压系统。下超压系统主要由烃类的大量生成和裂解引起 ,强超压区分布在 2号断裂带以南 ;上超压系统主要由欠压实作用引起 ,强超压区分布较局限。上、下超压系统的形成时间一致 ,均在中新世以后。琼东南盆地独特的温压场在很大程度上决定了区内油气的演化与分布。超压环境中存在 3种成藏模式。下第三系勘探有 3个最有利区带和两个有利区带 ,上第三系勘探应重视盆地西北部的正常压力带、压力过渡带及东部浅层流体破裂较发育地带     

琼东南盆地温压场特征及其与油气运聚的关系

琼东南盆地具有高温、高压特征。盆地平均地温梯度在4℃／100m以上,不同地带地温梯度存在明显差异,下第三系地温梯度明显低于上第三系,影响地温场的因素主要有火山活动,莫霍面埋深,断层活动和岩石性质,上、下第三系在构造背景,沉积环境等方面存在很大的差异,相应地划分为上、下两个超压系统,下超压系统主要由烃类的大量生成和裂解引起,强超压区分布在2号断裂带以南、上超压系统主要由欠压实作用引起,超超压区分布较局限,上、下超压系统的形成时间一致,均在中新世以后,琼东南盆地独特的温压场在很大程度上决定了区内油气的演化与分布。超压环境中存在3种成藏模式,下第三系勘探有3个最利区带和两个有利区带,上第三系勘探应重视盆地西北部的正常压力带,压力过渡带及东部浅层流体破裂较为发育地带。     

南海莺琼盆地地层压力预测技术现状及展望

莺琼盆地是世界海上三大含油气超压盆地之一。盆地内超压分布十分广泛，超压成因复杂多样，目前钻遇最高压力系数达2.36。钻井实践表明，地层压力异常严重影响了作业安全和时效，是长期制约盆地内高温高压及深水领域天然气勘探开发进程的关键因素。该文通过详细回顾地层压力预测技术发展脉络，系统梳理了中海油莺琼盆地地层压力预测技术面临的挑战，总结了制约地层压力预测技术精度的关键因素。在此基础上，面向未来勘探及钻井作业安全需求，指明了后续盆地内地层压力预测技术发展趋势及重点攻关方向，为海上低勘探地区的压力预测研究提供了重要参考。     

琼东南盆地超压研究进展及形成机制

基于国内外相关文献的调研和剖析,综合前人的研究成果,总结了琼东南盆地超压的分布特点及深水区压力预测等方面的研究进展。结合现有的钻井、实测压力、地质、地球物理及地球化学等资料,分析了琼东南盆地的超压成因及其形成机制。分析表明:新构造期(5.3Ma)以来,琼东南盆地表现为快速的沉积沉降,特别是西部晚期的巨幅沉降,沉积地层很厚,且泥岩发育,这种独特的快速沉积沉降是该盆地超压形成的重要地质条件。低渗透性沉积层在快速沉积沉降过程中受到上覆岩层欠压实作用而产生超压,其实质是孔隙流体供与排不平衡,是该盆地超压形成的主要机制。同时,水热增压及新生流体等的辅助作用,会使压力进一步升高,使超压进一步加剧。研究成果对琼东南盆地的勘探与开发具有理论指导和现实意义。     

南海北部莺歌海盆地与琼东南盆地油气成藏条件比较研究

莺歌海盆地与琼东南盆地位于南海北部大陆边缘西部，两盆地虽仅以①号断层相隔，但其油气成藏特征差异明显：莺歌海盆地以中新统三亚一梅山组和上新统底部莺歌海组海相泥岩为主要烃源岩，而琼东南盆地主要烃源岩为渐新统崖城一陵水组近海含煤岩系；泥底辟活动产生的大量垂向断层、裂缝是莺歌海盆地油气垂向运移的主要通道，而琼东南盆地西区则以侧向输导为主，东区兼有垂向和侧向输导特征；莺歌海盆地中新世晚期泥底辟背斜、披覆背斜、断块等构造圈闭及地层岩性圈闭是油气聚集的主要圈闭类型，琼东南盆地则以古近纪构造圈闭为主、新近纪地层岩性圈闭为辅。认为莺歌海盆地下含气系统具有巨大资源潜力，是未来油气勘探的主要靶区；琼东南盆地的主要勘探领域应放在古近系和能与古近系连通的新近纪岩性一构造复合圈闭上，深水区则是该盆地非常重要的油气勘探新领域。     

琼东南盆地异常地层压力与深部储集层物性

以琼东南盆地的实际资料为基础,分析了琼东南盆地异常地层压力分布及其成因机制,查明了琼东南盆地深部储层异常物性分布特征和异常地层压力对深部储层物性的影响并提出了深部储层的预测方法.认为琼东南盆地体现了晚期超压的特点,次生孔隙发育段与异常超压发育段对应,异常压力通过烃类的次生孔隙生成和原生孔隙保护、欠压实的孔隙保护以及阻止胶结物的形成3种方式对深部储层孔隙保存和发育产生影响.最后验证了Gluyas和Cade提出的有效埋藏深度是计算和预测超压条件下储集层孔隙度与深度关系的方法,认为该方法对琼东南盆地深部超压条件下储集层孔隙度的预测是-种行之有效的方法.     

渤海湾盆地含油气凹陷压力场特征及与油气富集关系

含油气盆地不同类型凹陷地层压力场具有明显差异,压力场与油气富集关系密切。以渤海湾盆地含油气凹陷实测地层压力资料为基础,探讨了含油气凹陷压力场类型及分布特征,以及超压与生烃作用、压力场与油气富集等关系。研究表明,渤海湾盆地含油气凹陷新生界纵向压力场大致可归为3类,即常压型、单超压型、双超压型;不同类型压力场凹陷的分布具有分区性:常压型多分布于盆地外围凹陷,单超压型在盆地广泛分布,双超压型主要分布于环渤海地区。生烃作用对凹陷超压的形成具有重要影响,超压层系与主力生烃层系相对应,凹陷充填演化历史及主力生烃层系的差异可能是形成3类凹陷压力场的主要原因。凹陷生烃层系超压与油气富集关系密切:平面上油气围绕超压中心分布,超压程度影响油气二次运移距离;纵向上油气富集层系受凹陷压力场类型控制,常压型凹陷油气主要富集于生烃层系及紧邻层系,单超压型凹陷油气富集于生烃层系及上下多套层系,而在双超压型凹陷,新近系油气富集程度较高;生烃层系超压程度影响凹陷油气富集程度,富油凹陷均为超压幅度较大的凹陷。     

琼东南盆地异常压力分布与形成机理探讨

基于测井资料和地震层速度预测盆地地层压力,结合实测压力和泥浆数据,从琼东南盆地测井资料和地震资料入手,综合前人的研究成果,分析了琼东南盆地地层压力分布特点,总结了琼东南盆地异常地层压力分布规律,认为此盆地单井压力类型可以划分为常压、微超压、超压;超压出现的层位,层速度剖面上出现速度反转现象,在凹陷中心易形成强超压体;上渐新统陵水组压力平面上发育陵水凹陷、松南宝岛凹陷、乐东凹陷等强超压凹陷,具有从北向南、从西向东超压逐渐增强、超压范围增大的特点。在此基础上,分析了琼东南盆地的超压成因机理,认为该盆地上高达110m/Ma的沉降速率造成的不均衡压实是该盆地上超压层形成的主要成因;高达105m/Ma的沉降速率、较高的地温梯度引起的生烃作用以及断层活动性减弱、封堵性增强共同控制着下超压层的形成。     

莺-琼盆地成藏条件比较性评价有关问题——与陈斯忠先生商榷

根据对莺 琼盆地成气地质条件的分析认为 :①莺歌海盆地烃源以裂后拗陷期的中新统烃源岩为主 ,晚期泥底辟活动对气藏的破坏作用不严重 ;②钻探证实琼东南盆地Ⅱ号断裂带是烃源断裂 ,能否形成富集高产的富烃气藏 ,主要取决于主运聚输导系统与储盖组合良好的圈闭的有效配置 ;③琼东南盆地上第三系中新统海相泥岩具备一定的生烃能力 ;④琼东南盆地主要成藏组合类型是渐新统自生自储成藏组合的下组合系统和中新统下生上储、自生自储成藏组合的上组合系统 ;⑤莺歌海盆地泥底辟带东方和乐东区 2口深探井的钻探成果证实 ,异常高温高压 (压力系数大于2 0 )地层系统中仍然存在具高突破压力、封盖能力强的泥岩封盖层 ;⑥莺歌海盆地烃源岩时代新、生排烃时间晚 ,有利于天然气运聚动平衡成藏 ,资源量及勘探潜力大 ,应排在中国近海 5个含气盆地 (凹陷 )之首     

西昆仑山前南缘构造带超压与油气成藏关系

西昆仑山前构造复杂,不同构造单元的流体场特征及其与油气成藏的关系尚未揭示。梳理构造、超压与油气三者之间的关系,为前陆盆地超压和油气成藏研究提供样例,并为西昆仑山前的油气勘探与开发部署提供依据。根据实测地层压力和钻井液数据,明确了西昆仑山前南缘地区异常高压的分布特征;通过测井曲线组合和加载—卸载曲线法结合地质情况分析,明确了超压的主要形成机制;基于构造演化史和油气成藏过程,探讨了超压与油气成藏之间的关系。结果表明山前深部地层存在强超压,在柯克亚构造带浅层存在弱超压。构造挤压作用是研究区超压的最主要成因,其次为沿断裂的垂向超压传递作用。油气充注导致的超压传递是浅层是否发育超压的决定性因素,浅层油气藏常常伴随着弱超压发育。构造挤压为油气运移提供了动力和运移通道,引起的抬升剥蚀和断层活动控制着区域盖层的保存条件,在凹陷内部由于埋深迅速加大促进了烃源岩快速成熟。     

长岭断陷龙凤山地区下白垩统地层压力特征及其对油气成藏的影响

长岭断陷龙凤山地区下白垩统油气资源丰富,油气分布受异常压力控制明显,研究地层压力特征及其对油气成藏的影响具有重要意义。利用实测地层压力和测井资料,对龙凤山地区下白垩统地层压力特征进行分析,探讨沙河子组超压成因;利用包裹体均一温度-盐度法并结合盆地模拟技术,恢复地层古压力演化过程,以明确地层压力演化对油气成藏的影响。结果表明:研究区下白垩统自下而上地层压力结构为常压－超压－常压,沙河子组为生烃增压成因的超压;北部洼陷带为研究区超压中心,地层压力向四周过渡为常压;地层压力演化经历了早期生烃增压、压力初次释放、晚期生烃增压、压力再次释放、压力缓慢累积等演化阶段;沙河子组烃源岩生烃过程中产生的超压为油气运移的主要动力,油气沿着剩余地层压力下降的方向运移,主要富集于东南缓坡带中。研究结果对长岭断陷龙凤山地区勘探开发的深入具有一定的指导意义。     

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莺－琼盆地位于海南岛以南,是一个年轻的高温超压新生代沉积盆地,它由彼此相邻的莺歌海、琼东南盆地组成。存在异常高温有水层、气层、泥拱常及一号断裂带东南部,寺温多数大于４．０℃／１００ｍ。该盆地异常高压的产生主要是由于晚期快速沉降、压实与排液不均衡、新生流体作用、水热增压作用、压力没破裂带或渗透性地层传递等因素所造成。通过分析盆地温压场特征,认为异常温压对生储盖层和天然气运聚有明显的影响;高地温梯度使     

柴西南古近系和新近系异常压力与油气成藏

通过对部分探井测试压力的分析和异常压力特征的研究,发现柴达木盆地西部南区压力类型多样,在一定深度存在异常高压.各构造单元在异常高压初始层位、初始深度、剖面特征等方面又有不同特点.依据异常压力成藏机制对柴西南油气成藏阶段进行了划分,并分析了异常压力对油气藏类型和油气藏分布的控制作用.研究认为,超压带泥岩裂缝、岩性油气藏将是今后的重要勘探领域.     

含油气盆地超压背景下油气成藏条件述评

勘探实践表明,含油气盆地超压体系与油气藏关系密切,对油气成藏的各个要素及过程有着显著影响.超压抑制和延迟了油气的生成,保存和改善了储层的储集性能;增强了对烃类的封盖作用,扩大了液态窗的范围;不仅提供流体运移的现实动力,而且开辟了流体运移的自拓通道.随着理论研究和油气勘探工作的深入,超压研究涉及到含油气系统中的各个要素和...