渤南洼陷超压形成及演化历史分析

超压的形成及演化过程在油气成藏过程中具有重要作用。在古孔隙度函数建模的基础上,通过地层古厚度、古埋深恢复,利用"改进的Fillippone公式"对古地层压力进行了计算。通过模拟结果分析,渤南洼陷的超压在东营期末开始发育,在馆陶—明化镇时期发育达到最大,渤南洼陷超压为晚期成因。     

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。     

渤南洼陷超压发育特征及形成机理分析

渤南洼陷地层压力表现为明显的超压特征。地层压力纵向上可分为上部正常压实段、中部超压段、下部混合压实段，对应着不同的埋藏深度。异常压力在平面上有由北向南逐渐增强的趋势，北部陡坡带发育微弱超压，洼陷带发育较强超压，而缓坡带发育最强超压。研究表明，渤南洼陷的超压发育与不均衡压实、粘土矿物转化及烃类生成有关，是控制该区超压形成与演化的主要因素。     

平面压降梯度计算原则及其应用

超压作为油气运移的动力条件，其变化速率与油气运移方式存在一定的关系。为定量判识超压盆地中油气运移方式，建立了应用地层压降梯度分析的计算思路与方法，并以渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷为例进行了应用和探讨。以实测压力与单井预测压力为基础，对油气主要运移层系进行了压力分布特征分析，结合超压成因机制分区、沉积相变以及断层发育特征，分别对压力均匀降低区、沉积相变非均匀降低区和断层分割非均匀降低区采用不同的压降梯度计算思路进行计算。渤南洼陷深洼带的压降梯度最高，其次为断阶带、陡坡带以及缓坡带，且垂向连通的断层附近压降梯度较高，定量地解释了在超压控制下油气运移方式的变化特征，从而有效判识油气优势富集的位置。      

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。      

渤南洼陷超压发育特征及其形成机理

渤南洼陷、地层压力表现为明显的超压特征。纵向上，沙三段以上及沙四上段以下发育正常压力，沙三段与沙四上段之间发育超压。平面上异常压力有由北向南逐渐增强的趋势，北部陡坡带发育微弱超压，洼陷带较强，而缓坡带超压发育最强。分析表明，泥岩欠压实、生烃作用和粘土矿物转化等是渤南洼陷超压形成的主要原因。     

渤海湾盆地渤南洼陷沙河街组三段剩余压力梯度与油气分布关系

为了量化表征超压对油气运聚和分布的关系,综合利用录井、测井和分析测试等资料,在渤海湾盆地渤南洼陷地层流体压力预测的基础上,计算了沙河街组三段（沙三段）剩余压力梯度,并分析了剩余压力梯度变化规律及其对油气分布的影响。研究发现,渤南洼陷沙三段富含油气且超压普遍发育,深洼带剩余压力较大,剩余压力梯度最高,其次为陡坡带和断阶带,缓坡带剩余压力较小,梯度最低。受超压中心分布的影响,各地区油气运移动力条件及其油气富集空间存在较大差异：超压中心区油气运移动力较强,高剩余压力梯度主要分布于断层附近,油气多富集在渤深4断层附近;近超压中心区砂体侧向输导阻力不同,高剩余压力梯度主要出现在非均质性较强的地层中,剩余压力梯度较低的地区是油气运聚的指向区;而远离超压中心的地区剩余压力较小,油气运移浮力作用明显占主导,剩余压力梯度与油气分布关系不明显。     

利用泥岩声波时差预测地层压力方法优选

含油气盆地深层油气资源丰富,超压发育带往往是深层油气勘探的有利目标,但目前对深层地层压力预测方法的选择还存在误区。针对以上问题,利用平衡深度法、Eaton法和Zhang法对东濮凹陷柳屯洼陷濮深18-8井进行单井地层压力预测。研究结果表明：3种方法计算的地层压力与实测深层地层压力数值相差不大,但平衡深度法计算的地层压力显示3000m以下地层均发育超压;而Eaton法和Zhang法计算结果显示3000m以下共发育3套超压层系,与地层声波时差演化规律相一致。造成3种预测方法结果差异主要因素为选取模型和数据处理方法不同。该研究可准确预测深层地层压力,对该区下一步深层油气藏勘探具有一定的指导意义。     

博兴洼陷地层孔隙压力测井评价研究

针对低孔隙度低渗透率储层非均质性强、孔隙结构复杂、岩性多样、油水关系复杂等特点,在异常地层压力成因机制认识的基础上,利用Eaton法计算地层孔隙压力。基于Eaton模型的地层孔隙压力评价方法在博兴洼陷低孔隙度低渗透率砂泥岩地层具有较好的适应性,预测结果精度高,能够满足实际工程需要。研究区Eaton幂指数C并非恒定常数,而是随深度呈指数关系增大。     

孤北洼陷砂岩超压带分布特征及主控因素

孤北洼陷油气资源丰富,超压带发育。实测地层压力显示,孤北洼陷砂岩超压带主要分布深度为2 800~3 800 m。由于砂岩和泥岩声波时差均与超压有很好的响应关系,且变化幅度和变化趋势一致,故采用Eaton法预测砂岩超压带分布范围,结合实测地层压力进一步分析砂岩超压带分布特征及主控因素。分析结果表明:纵向上,孤北洼陷发育沙一段—东营组底部和沙四段—沙三段2个超压带,其中,沙四段—沙三段为主要超压带;平面上,超压带集中分布于东、西2个次洼,自洼陷中心向凸起及边界断层超压幅度逐渐变小。超压带分布主要受断裂作用、泥岩厚度和含量及烃源岩生油作用等因素控制。     

柴达木盆地大风山凸起地层压力预测及成因分析

地层超压预测对油气成藏的研究具有重要意义。通过测井曲线组合、声波速度-垂向有效应力交会图、声波速度-密度交会图和超压综合分析等方法,对柴达木盆地大风山凸起各层位的超压成因进行了分析,并对压力预测方法进行了改进。研究结果表明：(1)柴达木盆地大风山凸起下油砂山组地层超压成因为不均衡压实和构造挤压作用;上干柴沟组和下干柴沟组上段超压成因为不均衡压实、构造挤压和超压传递。(2)用单一方法如平衡深度法或伊顿法均无法有效预测研究区的地层压力,基于不同超压成因机制的差异,对下油砂山组地层压力采用平衡深度法计算,对上干柴沟组和下干柴沟组上段则使用伊顿法计算,结果更准确。研究区压力计算结果与实测地层压力的误差小于7.00%,平均误差为4.30%。(3)超压的预测可为油藏描述、储量估算、安全钻井作业提供数据支持。超压是油气运移的动力,可以指示油气运移的方向,估算油气运移距离,对油气成藏的研究具有重要指导意义。     

莺歌海盆地斜坡带全井段孔隙压力预测方法

为探索多源多机制孔隙压力预测方法,精准预测莺歌海盆地斜坡带全井段的孔隙压力,综合考虑区域沉积构造演化过程、测井数据的响应特征,明确了各层段异常高压成因;针对常规高压机制地层,优选了不同层段的孔隙压力预测模型;对复杂成因地层开展了孔隙压力精确预测新方法的研究。研究表明,莺一段—莺二段上部层段异常高压成因为 “欠压实作用”,可使用Eaton法预测孔隙压力;莺二段下部层段异常高压成因为 “欠压实作用为主、流体膨胀为辅”,可利用Bowers加载法预测孔隙压力;黄一段异常高压成因为 “流体膨胀为主、欠压实作用为辅”,可使用Bowers卸载法预测孔隙压力;黄二段异常高压成因复杂,为“超压传递+流体膨胀为主、欠压实作用为辅”的组合模式,针对此特殊成因,提出了多变量孔隙压力预测新模型。将预测结果与实测孔隙压力数据进行了对比,全井段预测精度达97%,能满足工程需求。研究结果可为莺歌海盆地斜坡带钻井设计和施工提供依据和指导。     

生烃超压随钻预监测方法

长期以来,对异常高压预监测的研究集中在欠压实成因上,认为烃类生成成因的异常高压是难以预监测,甚至是不可预监测的。为实现生烃超压的预监测,对生烃地层和欠压实地层的测录井参数响应特征进行了对比,并对烃类生成所产生的异常高压随井深的变化规律进行了研究,结果表明:生烃地层在中子密度、声波时差、地层可钻性指数等方面的响应特征跟欠压实地层是一致的,且其生成的异常高压随井深增加也呈规律性变化;地层可钻性指数等方法所预监测的地层压力并不仅仅是欠压实成因的,也包括生烃增压的贡献。在此基础上,提出了二者贡献的区分方法及将地层可钻性指数与烃类体积响应参数结合在一起的综合性指数和BP神经网络2种超压预监测方法。该研究打破了生烃超压不可预监测的观点,有助于提高对异常高压的地质认识和随钻预监测水平。     

沉积盆地主要超压成因机制识别模式及贡献

沉积盆地中超压形成往往受到多种因素的控制,使得对每种超压机制的识别及其评价较为困难。将超压的形成机制总结为4类:不均衡压实、流体膨胀、超压传递和侧向构造应力。建立了4类主要超压形成机制的综合识别模式:不均衡压实和侧向构造应力增压地层中孔隙度表现为明显的高异常,而流体膨胀、超压传递增压地层中孔隙度无明显异常;4种类型增压机制在声波速度与垂向有效应力、密度与声波速度的变化关系曲线上表现出明显差异,不均衡压实增压地层中声波速度与垂向有效应力的变化应遵循正常压实作用的指数变化关系,而流体膨胀、超压传递、侧向构造应力增压地层明显偏离正常压实趋势线;不均衡压实、侧向构造应力增压地层中声波速度与密度的变化遵循正常压实趋势线,而流体膨胀、超压传递增压地层则偏离正常压实趋势线。依据垂向有效应力的减小量等于流体膨胀、超压传递、侧向构造应力中一种或多种共同作用产生的流体增压量的假定,结合实际地质条件分析,确定并评价相应增压机制地层中产生的流体增压量及其对地层超压的贡献率。尽管该假设下的评价结果会低估该机制的增压作用,但仍可为沉积盆地中复杂地区的超压识别和评价提供较好的方法。     

西湖凹陷中部西斜坡地区超压成因机制

沉积盆地超压成因研究已取得了重要进展,关于超压主要成因的认识也发生了重要变化,以往一些被普遍认为属于典型不均衡压实成因的超压已被部分或完全否定,生烃作用作为超压成因的普遍性得到愈来愈多的证实。西湖凹陷多个构造带的不同层位均发育超压,目前认为超压的形成仍然离不开不均衡压实（欠压实作用）的贡献。根据异常压力形成的基本地质条件和异常压力产生的地质、地球物理效应两方面因素,利用测井曲线组合分析法、鲍尔斯法（加载-卸载曲线法）、声波速度-密度交会图法、孔隙度对比法、压力计算反推法以及综合分析法系统解剖分析了西湖凹陷中部西斜坡地区平湖组不同岩性异常压力成因。研究结果表明：西湖凹陷中部西斜坡泥岩中烃源岩超压主要为自源生烃增压,非烃源岩超压为邻源压力传导成因。储层中至少存在常压-超压型和常压-超压-常压型两种压力结构类型,异常压力自南向北顶界面逐渐变深,主要为油气在生烃增压驱动下向储层运移过程中的压力传导所致。     

挤压构造地层压力预测模型研究

搞好地层压力预测,能够为钻井参数选择和井身结构设计提供准确的基础数据.针对目前某研究地区MR油田所在地层中存在逆掩推覆构造和挤压构造,已钻入地层中普遍存在异常高压,而其地震层速度和测井声波时差资料都无异常表现,采用常规的地层压力预测方法对该区块进行地层压力预测时会产生很大的误差.分析其原因,主要是挤压构造作用使该地区产生高压.引入相对挤压构造应力和构造压力因子对现有的地层压力预测模型进行了修正,建立了挤压构造条件下的地层压力预测模型.现场应用试验表明,修正的地层压力预测模型大大提高了挤压构造地区的地层压力预测精度.     

四川盆地涪陵地区页岩储层压力预测及高压形成机制分析

地层压力是反映页岩气保存条件的重要指标之一,是影响页岩气产能的重要因素。涪陵页岩气田构造特征复杂,地层压力变化大,如何准确预测地层压力对页岩气勘探开发尤为重要。在对现有地层压力预测方法系统分析的基础上,将Eaton法作为涪陵页岩气田地层压力预测的首选方法,并结合涪陵地区地质特征,通过"纵向分段、平面分区、多井联合"的方式对正常压实趋势线的建立过程进行质控,以提高单井孔隙压力预测的精度,通过广义线性反演为核心的高精度地震层速度处理技术提高三维孔隙压力预测精度。此外,基于声波速度-密度交会图以及有机质演化特征、构造地质特征,对涪陵地区页岩层段的高压成因机制进行探索性研究,认为涪陵地区志留系页岩层段的压力异常是由欠压实、生烃作用和构造挤压3种机制共同作用的结果。      

川东北YB地区陆相地层超压特征及压力预测

川东北YB地区存在多套压力系统,上三叠统—侏罗系陆相地层普遍发育超压及强超压。根据钻杆测试和测井资料,分析了YB地区现今压力特征和3口典型井泥岩超压段的测井响应特征,结果表明,YB地区陆相地层上三叠统—侏罗系压力系数分布在1.3～2.2之间,该区普遍发育超压至强超压,超压的顶界面约在3600～4 000m左右;超压段泥岩测井响应特征显示,声波时差和泥岩密度变化相对较小,泥岩电阻率变化较大,这可能与超压段古埋深与现今埋深差别较大、地层含气饱和度较高有关。采用Eaton公式利用泥岩声波时差换算出的地层压力与实测结果接近。研究认为,利用实测压力校正泥岩声波测井的压力预测模型,有可能取得更好的预测效果。      

G构造深部地层井壁稳定研究

在东海西湖凹陷G构造勘探开发作业过程中,花港组以下深部地层多次发生由井壁失稳引发的起下钻遇阻、井壁掉块等井下复杂情况。该文选取伊顿法计算了地层孔隙压力纵向剖面,发现异常压力主要集中在花港组以下深部地层。并根据莫尔库伦准则进行井壁稳定钻后分析,该构造地区井壁失稳的主要原因是钻井液密度低于地层坍塌压力导致的力学失稳,以及由钻井液泥浆性能引起的泥岩水化。为确保后续钻井作业安全,建议在G构造相关区块开展钻前压力预测研究,并优选油基钻井液以避免泥岩水化。     

碳酸盐岩超压岩石物理模拟实验及超压预测理论模型

碳酸盐岩地层超压预测目前仍然是超压研究的难点问题，常用的碎屑岩地层超压预测方法是建立在Terzaghi有效应力理论基础上的、经验性的、且需要有明确响应超压的测井和地震参数（主要是纵波速度）。这些经验性的方法不适用于岩性致密且物性极不均一的碳酸盐岩地层的超压预测。通过碳酸盐岩样品超压岩石物理模拟实验剖析岩石弹性性质与孔隙流体压力和有效应力的关系，基于含流体岩石多孔介质弹性理论和广义胡克定律，从分析碳酸盐岩地层应力-应变-孔隙压力本构关系着手，建立表征孔隙压力与岩石弹性参数定量关系的超压预测理论模型（超压预测量化模型）。利用实测碳酸盐岩样品矿物组分含量并结合Voigt-Reuss-Hill模型计算岩石基质弹性模量，利用Wood模型和Patchy模型计算孔隙流体弹性模量，然后再利用碳酸盐岩样品岩石物理模拟实验得到的实际有效应力与岩石骨架弹性模量相关关系，根据Biot有效应力定律，计算得到岩石样品的等效骨架弹性模量。利用上述获得的碳酸盐岩样品各弹性参数，通过超压预测量化模型计算碳酸盐岩超压，并与碳酸盐岩样品岩石物理模拟实验加载的孔隙流体压力进行对比，验证了超压预测量化模型的合理性，提出了基于实测资料的模型校正方法。该超压预测理论模型所需的岩石弹性参数也可通过研究测井和地震资料计算获得，并可利用地震资料实现碳酸盐岩地层的超压钻前预测。