潍北凹陷孔店组异常低压分布特征及成因机制

潍北凹陷孔店组异常低压主要分布在北部洼陷带孔二段地层中。应用流体包裹体方法和盆地模拟方法恢复了古压力,发现油气充注时(孔店组末期—沙河街组早期)古压力系数为1.12-1.66,表现为超压状态。潍北凹陷孔店组压力场演化经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个阶段,古压力演化可分为3种模式:北部洼陷带发育"超压—低压—弱超压"压力演化模式;瓦城断阶带和灶户断鼻带发育"超压—低压—低压"压力演化模式;南部斜坡带发育"常压—低压—常压"压力演化模式。分析认为,构造抬升作用和地温降低的共同作用是潍北凹陷发育低压的基础条件,地下流体供排不平衡和浓差作用促进异常低压发育。     

潍北凹陷地层压力演化特征及其对油气分布的影响

基于实测压力、流体包裹体数据,利用盆地模拟技术,对潍北凹陷的现今地层压力、成藏期古压力以及压力演化特征进行了分析。结果表明,潍北凹陷现今地层压力纵向上分为2段,2 300 m以上地层主要发育常压,2 300 m以下的地层出现大量的低压,低压主要分布于凹陷北部的孔二段地层中。研究区成藏期储层古压力多表现为弱超压,盆地模拟表明孔二段地层经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个演化阶段;基于后期保存条件的差异,划分为"常压—超压—弱超压"、"常压—超压—低压"、"常压—弱超压—常压"3种演化模式。由于成藏期时凹陷东南部剥蚀量最大,压力减少最快,成为油气运移指向的低势区,导致了油气多富集于潍北凹陷的东南部。     

潍北凹陷天然气充注实验分析

潍北凹陷北部洼陷带气藏存在较大勘探潜力,但其成藏特征、形成时期及影响因素尚不明确,制约了勘探进展。室内实验通过改变驱替压力,测定不同驱替过程岩心含气饱和度的变化,明确了含气饱和度影响因素,并总结潍北凹陷深层致密气藏成藏机理,其成藏特征表现为一个由高压到低压的发展过程,现今的致密气藏主要形成于沙河街构造运动之前。     

渤海湾盆地东营凹陷异常压力分布和演化特征及与油气成藏关系

运用数值模拟方法对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷新生界地层异常压力的分布和演化特征进行研究,结果表明,古近系沙河街组三段和四段地层中广泛发育异常压力,且以超压为主。自沙河街组沉积以来,超压系统开始发育;东营组沉积末期,超压系统逐渐增大。渐新世末喜山运动II幕时期,地层抬升剥蚀,发育负压系统;中新统馆陶组沉积时期,超压系统再次迅速增大;直至明化镇组—第四系沉积时期达到最大范围和最高值。现今凹陷2 200 m以上地层基本为常压,2 200 m以下开始出现明显压力异常。沙河街组高沉积速率导致的欠压实,引发了该时期超压系统的形成,而粘土矿物脱水和烃类大量生成造成了晚期超压系统的发育。结合油气成藏期次研究表明,东营组末期、馆陶组末期及明化镇组—第四系沉积时期,超压系统与凹陷的3期成藏期次具有很好的匹配关系,暗示生烃作用是超压的重要成因,超压又是油气运移的良好动力。     

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。     

惠民凹陷临南洼陷古近系沙河街组超压成因机制及分布预测

渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷古近系沙河街组油气勘探过程中钻遇不同规模的异常高压,超压成因的不确定性限制了压力预测的可靠性。利用临南洼陷丰富的钻杆测试（DST）压力数据、泥浆密度和测井资料,细致分析了渗透性砂岩流体压力发育特征和超压段泥岩测井响应,依据常压和超压段声波速度、密度测井数据建立判识超压成因的有效应力-测井响应图版,综合讨论了沙河街组超压的成因机制,并预测了异常高压的空间分布。研究发现,临南洼陷沙河街组砂岩储层超压主要发育在3 000 m以深的沙三段（Es³）和沙四段（Es⁴）,最高过剩压力分别为23.82 MPa和14.04 MPa;超压段泥岩测井响应表现为偏离正常压实趋势的异常高声波时差、低密度和高中子孔隙度,具有典型的欠压实特征。沙河街组储层超压最主要的成因是相邻泥岩机械压实不平衡作用形成超压的传递,表现为大多数的超压数据均符合加载曲线趋势,只有深洼陷区（埋深为4 000~4 300 m）的超压呈现出卸载特征,可能存在由于富有机质泥岩深埋达到较高成熟度（R_o为0.90%~1.05%）引起的生烃增压贡献。利用平衡深度法计算的流体压力与DST压力数据吻合度高,印证了沙河街组超压主要来自泥岩不均衡压实作用的认识,沙三段过剩压力呈现围绕着洼陷中心呈环状分布,向周围的斜坡区和隆起带逐渐减小为常压。研究成果可以为临南洼陷钻前压力评估提供有价值的指导和借鉴。     

渤海湾盆地潍北凹陷致密气成藏过程分析

潍北凹陷北部洼陷带具有形成致密气藏的良好地质条件,在孔二段形成自生自储自盖组合,埋深大于3 500 m均为致密气藏发育区。通过分析孔隙尺度下的天然气运移模式、模拟实验确定含气饱和度影响因素,建立了渗透率与最终含气饱和度相关关系,相关系数为0.904,实验结果表明充注时间较早,气藏形成期存在异常高压。流体包裹体均一温度表明深层致密气藏经历了2期充注,第一期发生在沙河街组沉积早期（52~50.5 Ma）,第二期发生在沙河街构造运动之前（43.5~36 Ma）,以第二期充注为主。沙河街构造运动造成盆地泻压,致密气藏被破坏。新近系的沉积使储层进一步致密化,有利于孔店组致密气的保存。因此,潍北凹陷深层孔店组致密气为残留气藏,仍有一定的勘探前景。     

辽河盆地大民屯凹陷流体动力场特征

辽河盆地大民屯凹陷的地下流体动力场特征表明该区古地温梯度大于今地温梯度,泥岩压实可划分为正常压实-常压型、单段欠压实-弱超压型和双段欠压实-强超压型3大类;现今剖面压力系统由浅部正常压力.中部弱超压和深部强超压3部分组成,断裂系统、不整合面和相互连通的孔隙系统及底辟构造组成了凹陷内流体纵、横向输导的复杂网络系统;古压力场演化经历超压原始积累和释放2大阶段,断层对压力的演化与分布起重要的控制作用;流体势在剖面上呈"双层"式结构,洼陷为供流区,斜坡带为主要泄流场所.     

沾化凹陷沙河街组异常高压分布及形成机制探讨

利用数值盆地模拟方法 ,应用部分井内实测的地层压力作为标定 ,模拟计算了沾化凹陷沙河街组地层压力及剩余压力的分布特征及演化过程。研究表明 :沾化凹陷的超压异常主要出现在沙三段下亚段和沙一段 ,主要分布于洼陷区及斜坡带 ,盆地边缘为常压。泥岩不平衡的压实作用、有机质生烃是该区异常高压形成的主要机制 ,断层的分布及其活动对异常高压也有重要的影响     

廊固凹陷异常高压与油气成藏的关系

油气藏的形成和分布与异常高压的关系非常密切。廊固凹陷异常高压主要发育在下第三系渐新统沙河街组沙三、沙四段，以沙三下段最为明显，压力系数逾1.7，平面上异常高压主要发育在凹陷中心，向凹陷边缘压力系数逐渐降低。快速沉积导致的欠压实作用、烃类的生成以及岩浆侵入导致的流体热增压效应是异常高压形成的重要原因。对该凹陷异常高压与油气成藏关系进行了研究，结果发现，异常高压对油气运聚有着重要的影响：一方面，异常高压是油气运聚的一种重要动力来源；另一方面，在一定地质背景下其也是控制油气分布的重要因素。油气藏多分布在超压层内或者邻近超压区，同时异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向凹陷边缘流动，最终形成油气藏围绕生油凹陷分布的格局。该区油气藏主要分布在廊东、柳泉-曹家务等异常高压发育区。     

渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷沙河街组现今超压分布特征及成因

临南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中的主要富烃洼陷,油气田主要分布在洼陷内及其南北两侧的断裂构造带,临南洼陷深部沙河街组超压较发育。利用钻井、钻杆测压（DST）、测井和地震资料,结合Eaton超压预测经验公式,对砂岩实测压力特征、超压测井响应、超压剖面和平面分布特征以及成因进行了研究。临南洼陷沙河街组砂岩DST实测超压深度约为3 005~4 355 m,剩余压力约为7.95~30.45 MPa,压力系数约为1.21~1.78;超压带内的泥岩和砂岩均表现为偏离正常趋势的高声波时差响应特征,并对应泥岩高电阻率异常;层位上沙四上亚段至沙三中、下亚段地层主要发育弱超压,局部出现中—强超压;剖面上深洼区超压带分布的深度范围约在3 000~4 500 m;平面上发育多个小的中—强超压区,超压区主要分布在深洼区和中央断裂带范围,超压顶界面深度约为2 500~3 700 m。临南洼陷古近系砂岩占比高是超压发育比较局限的主要控制因素。该凹陷超压砂岩储层主要为含油层,含烃流体充注为临南洼陷深层沙三、四段砂岩超压的主要原因;优质烃源岩埋深大,超压烃源岩镜质体反射率约为0.5%~1.5%,处于生油阶段且不具有低密度特征,表明生油作用是烃源岩增压的主要因素。     

冀中坳陷马西洼槽异常高压与油气成藏

冀中坳陷马西洼槽古近系沙河街组普遍发育异常高压带,异常高压主要发育在沙二段、沙三段,其中沙三上亚段最大压力系数达1.37,且异常压力系数由洼槽向洼缘逐渐降低。烃源岩生排烃是该区形成异常高压的主要原因。异常高压对马西洼槽油气成藏主要有3种作用:一是改善储层;二是增加盖层的封闭性;三是为油气运聚成藏提供动力。在此基础上建立了任东斜坡区高压—中孔岩性—构造油藏、洼槽区高压—中孔构造—岩性油藏及南马庄陡坡区常压—中高孔岩性或构造岩性复合油藏等3种成藏模式。     

东营凹陷古近系天然气成藏条件及其主控因素

东营凹陷古近系深层裂解气勘探呈现出良好的态势，但目前对其成藏条件及其主控因素认识不清，因而制约了该区深层天然气的进一步勘探。对研究区大量的地球化学生烃指标、天然气组成指标及地层压力指标等进行了综合分析研究，结果认为东营凹陷古近系深层拥有古近系渐新统沙河街组沙三下亚段、沙四段以及古近系古新统-始新统孔店组二段共计3套烃源岩层系，形成复合天然气生烃系统，深层裂解气形成于新近系上新统明化镇组中晚期，属于晚期成藏。由于沙四段中部大套膏盐岩的分割，古近系深层超压体系具有盐上、盐下两个次一级超压“封存箱”系统，相应形成盐上、盐下两套天然气成藏系统。各类扇体及次生孔隙是该区深层气主要的储集体及储集空间。该区沙三段中、下部沉积的深湖相灰色泥岩、油页岩，沙三段中上部的中厚层暗色泥岩夹钙质泥岩，以及沙四段中部的大套膏盐层构成了多套优质区域盖层，与弱的后期构造运动相互配置，形成良好的裂解气保存条件。古近系深层发育断层气藏、构造-岩性气藏、各类沉积扇体形成的岩性气藏，其中后者应为该区近期深层天然气勘探的主要目标。     

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。     

异常高压与油气充注的耦合性——以东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组为例

基于声波时差测井、有机地球化学测试及包裹体测试等资料,对东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组异常高压进行了研究。西湖凹陷花港、平湖组异常压力主要起始于花港组下段,并且异常高压段具有"阶梯式"增大的特征,横向上从平湖构造带至西次凹向中央反转构造带及从凹陷的边缘向凹陷的中部,高压顶界面在地质层位上有变老的趋势。由高压流体注入引起的传导型超压在区内目的层发育,并对应着良好的油气储层,说明了异常高压发育与油气充注空间上的一致性。利用盆模软件模拟出剩余地层压力的演化过程,认为中新世（15~7Ma）以及上新世至第四纪（3~0Ma）是剩余地层压力异常的2个关键时期。结合油气充注史研究认为,中-晚中新世和早上新世该区发生了2次油气充注,说明异常高压发育与油气充注时间上的一致性。因此,证明了西湖凹陷花港、平湖组异常高压与油气充注具有良好的时空耦合性。     

番禺低隆起PY30-1构造热流体活动证据及油气成藏

PY30-1构造是珠江口盆地番禺低隆起一个发育底辟体的重要含油气构造,为揭示其油气成藏规律,在确定该构造存在热流体活动的基础上,研究其油气来源和超压演化,并进一步分析油气成藏过程。镜质体反射率（Ro）、蒙脱石—伊利石矿物不正常转换和流体包裹体均一温度均指示PY30-1构造存在多期热流体活动,热流体活动的同时伴随烃类的运移。油源分析结果表明PY30-1构造中的油气主要来自白云凹陷恩平组煤系烃源岩,文昌组泥岩为次要烃源岩。地层压力演化史模拟结果表明：由于受珠琼运动二幕、南海运动和东沙运动的影响,白云凹陷存在3期压力释放过程,分别是在距今37～40 Ma、31～33 Ma和0～16 Ma,最后一期压力释放与油气充注期具有很好的一致性。研究认为PY30-1构造中的油气是东沙运动引起白云凹陷压力释放,使得烃类从烃源岩中排出沿底辟构造中的断裂垂向运移的结果。图7参23     

准噶尔盆地腹部超压层分布研究

准噶尔盆地腹部普遍发育深层（大于4000m）超压系统，很多钻井都钻遇超压。通过对超压段钻井、地质、测井、地震特征系统研究发现，超压段泥浆密度大幅增加，具有高声波时差、低电阻率以及地震低速的超压响应特征。利用Dix公式计算地震层速度和利用Fillippone公式计算地层压力，得到超压数据体。准噶尔盆地腹部超压在白垩系及其以下沉积地层中均有分布，超压层的深度范围不同。分1井西凹陷边缘以及昌吉凹陷西南有空层现象。超压顶面分布的层位由北往南、从东到西逐渐变浅，从三叠系顶部到白垩系底部。深部超压对油气分布和富集有着重要的控制作用，准噶尔盆地腹部超压层分布的研究将对本区油气勘探起积极的推动作用。