准南前陆冲断带下组合泥岩盖层封盖能力

准噶尔盆地南缘前陆冲断带下组合白垩系和侏罗系泥岩盖层区域上分布稳定,排替压力高,且普遍发育流体异常高压,具备很强的封盖能力,但前陆冲断带晚期强烈构造挤压对盖层封盖能力的破坏不容忽视。泥岩三轴挤压物理模拟实验和数值模拟结果表明,深部厚层均质泥岩抗压强度高、封盖能力强;挤压作用下不同倾角泥岩层具有塑性、脆性和脆性—塑性周期性变化3种变形方式。结合准南前陆冲断带下组合泥岩层的地质条件和实例解剖,将准南前陆冲断带泥岩盖层划分为4个区域,不同区域泥岩盖层封盖能力动态演化控制了准南前陆冲断带油气成藏特征及油气分布规律。     

东营凹陷深层天然气泥质盖层地质特征及封盖性研究

东营凹陷沙三中、下亚段泥岩发育程度好且横向分布稳定,封气性能较强,是深层天然气的主要区域盖层.依据实测的样品数据,对泥岩盖层的突破压力及孔隙流体压力进行了详细研究,在全面分析深层泥岩盖层宏观发育特征及微观封闭机理的基础上,选取盖层累计厚度、泥岩单层厚度、泥地比、突破压力及异常孔隙流体压力为评价参数,采用模糊综合评价方法,对东营凹陷深层泥岩盖层的封盖性进行了评价.结果表明,封盖能力中等-好的泥岩盖层主要分布于利津-民丰洼陷、牛庄洼陷及中央背斜带.     

渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式

对比研究渤海海域及周边陆地油区主要气田特征,发现渤海海域天然气成藏的主控因素有两点：存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;富气凹陷的古近系发育高压异常厚层泥岩封盖层。渤海海域主要有5种天然气成藏模式：①封盖层下A型,即新生、新储、新盖型;②封盖层下B型,即新生、古储、古盖型;③封盖层内型,指在高压异常泥岩内部形成的气藏;④封盖层上A型,指天然气沿输导层与断裂垂向运移进入浅层,聚集在局部盖层发育区,形成的小规模天然气藏;⑤封盖层上B型,即由浅层稠油油田原油生物降解形成的较“干”的天然气聚集于油田之上的地层而形成的气藏。其中,封盖层下型形成的气藏充满系数（程度）最高,储量规模最大。就地区而言辽中凹陷北洼和渤中凹陷为相对富气凹陷,天然气勘探潜力较大,可成为天然气藏再勘探的重点区域。图6表2参14     

松辽盆地英台地区泥岩异常高压和泥岩裂缝的成因及对油气运移赋存的意义

本文论述了英台地区源近流短、沉积速度大所导致的压实与排水不平衡;随地热梯度的增高,蒙脱石脱水转化提高维持压实与排水不平衡所需的排水速度和水热增压引起泥岩中颗粒、孔隙水体积膨胀提高孔隙流体压力等作用,是控制本区泥岩异常高压带形成和分布的三种成因机理。泥岩异常高压、构造变动和泥岩同生收缩,是致使泥岩裂缝发育的原因和控制裂缝展布的基本因素。泥岩异常高压带的形成,不仅使泥岩与邻近的储层、输导层孔隙流体间产生过剩的流体压力差,而且还导致泥岩裂隙发育地段的形成。一方面为石油初次运移提供了必要源动力,另一方面也为石油赋存提供空间,故此对泥岩裂缝油气藏的形成起着重要作用。     

准噶尔盆地异常高压特征、成因及勘探意义

准噶尔盆地腹部侏罗系、二叠系和南缘第三系普遍存在着异常高压 ,腹部主要为顶封滞排型高压系统 ,其主要特征是 :超压带顶部存在明显的封隔层 ,岩性主要是厚层钙质、硅质和铁质泥岩 ;同一压力系统的封隔层在平面上分布稳定 ,具相同的埋深 ,即封隔层穿层、穿时、穿岩性分布。腹部异常高压的形成主要与成岩作用和烃类生成作用有关。受温度的控制 ,在高压段内黏土矿物转化明显 ,它通过释放Si、Ca、Fe、Mg等离子形成致密封隔层。南缘地区主要发育滞排型异常高压 ,其分布受层位控制 ,饱含流体的厚层泥岩快速沉积是高压形成的主要原因 ,构造挤压作用加剧了不平衡压实 ,使泥岩本身形成了良好的“压力封闭”。异常高压对有机质的成熟、深部液态烃的保存、促进油气的运聚、抑制成岩作用、产生微裂缝并提高储集层的储集性能、增强对烃类的封盖能力等均有重要的控制作用。高压与油气藏的分布有 3种形式 ,即油气在封闭层之上的储集层中成藏、油气在高压段内的砂层中成藏和油气在紧邻压力封闭层之下的砂岩中成藏。     

沾化凹陷裂缝性泥质岩油藏研究

济阳坳陷沾化凹陷在古近纪为北东向断陷湖盆，多期次发育了多方向、多物源、多类型的近源短轴快速沉积，沙四上亚段、沙三段、沙一段的泥岩为主要烃源岩。该凹陷沙三下亚段裂缝性泥质岩为富有机质的暗色泥岩和富钙质泥岩的互层，发育在深湖－半深湖相泥岩上倾尖灭的斜坡处，现今埋深2600－3000m，在多期构造运动和成岩作用下，形成了成烃演化微裂缝网络、黏土矿物轩民化收缩裂缝网络、顺层或切层裂缝网络、溶蚀缝洞网络和构造裂缝网络，在流体封存箱和流体异常高压成藏机制作用下形成裂缝性泥质岩油藏，石油富集在构造转折带、弧形断裂外侧、断裂交汇部位等应力集中和释放区。     

库车坳陷依南构造带侏罗系异常高压成因探讨

依南构造侏罗系埋深大于3000m,处于异常高压体系下,下侏罗统发育天然气气藏。侏罗系纵向上储盖组合发育,具有良好的封闭性,横向上边界断层亦具有良好的封闭性。据泥岩声波时差测井资料和泥岩实测孔隙度分析,地层为正常压实,对异常高压的形成无明显影响。气态烃的生成使地层孔隙流体体积增大,长石伊利石化使地层固体体积增大,构造抬升使地层维持原始地层压力,因此,控制依南构造带侏罗系异常高压形成的主要因素为构造抬升作用、气态烃的生成作用及长石伊利石化作用。     

库车坳陷下第三系膏泥岩盖层及其对天然气的封盖作用

油气钻探结果表明，库车坳陷下第三系膏泥岩盖层发育，厚度为100～1000m，覆盖了库车坳陷大部分地区，是库车坳陷天然气聚集与保存的区域性盖层。微观封闭能力研究表明下第三系膏泥岩盖层不仅具有较其它各含油气盆地泥岩盖层更高的毛细管封闭能力，而且还具有较高的异常孔隙流体压力封闭能力，可对游离相和水溶相天然气形成较强的封闭作用，力学实验结果表明下第三系膏泥岩盖层具有较强的流变性，不仅可以塑性流动，保持其横向封闭的连续性，而且可以使断裂静止后迅速形成封闭，综合分析可以得到下第三系是一套高质量的天然气封盖层。     

东营凹陷古近系沙三段异常高压及成藏响应

通过对东营凹陷古近系异常高压分布和砂岩透镜体成藏响应特征分析后认为:岩性油气藏发育的沙三段主要处于下部异常高压体系中;平面上,该高压体系的分布基本上与生油洼陷一致――北部陡坡带压力系数较高,南部缓坡带压力系数相对较低,这与欠压实发育带分布规律具有很好的一致性,也就证实了欠压实和泥岩成熟生烃作用是导致东营凹陷沙三段普遍超压的重要因素;包围在异常高压泥岩中的透镜体处于低势区,在泥岩和砂岩流体压力差异作用下,泥岩破裂,发生幕式排烃作用;砂体在烃类充注之后,也形成与烃源岩平面分布规律相似的较高的流体压力。     

库车坳陷依南构造带侏罗系异常高压成因探讨

依南构造侏罗系埋深大于3000m，处于异常高压体系下，下侏罗统发育天然气气藏。侏罗系纵向上储盖组合发育，具有良好的封闭性，横向上边界断层亦具有良好的封闭性。据泥岩声波时差测井资料和泥岩实测孔隙度分析，地层为正常压实，对异常高压的形成无明显影响。气态烃的生成使地层孔隙流体体积增大，长石伊利石化使地层固体体积增大，构造抬升使地层维持原始地层压力，因此，控制依南构造带侏罗系异常高压形成的主要因素为构造抬升作用、气态烃的生成作用及长石伊利石化作用。     

鄂尔多斯盆地延长组长7和长8油层组流体过剩压力特征与油气运移研究

为了揭示鄂尔多斯盆地中生界延长组岩性油藏的成藏动力特征及油气运移规律,利用测井声波资料计算延长组各油层组的过剩压力值,分析延长组泥岩压实特征与流体过剩压力的分布特征,并以长8油藏为例探讨长7油层组和长8油层组之间的油气运移聚集规律。结果表明:延长组下部广泛发育稳定的欠压实带,长7油层组过剩压力值普遍较高,主要分布在8～14MPa之间,最高可达到18MPa;长8油层组过剩压力相对较低,只在局部地区达10MPa以上。泥岩厚度和性质是影响过剩压力分布的重要原因,高泥岩厚度分布区与过剩压力的高值区相吻合。长7油层组与长8油层组之间存在着较大的过剩压力差,该过剩压力差是油气纵向运移的主要驱动力;在横向上过剩压力低值区为油气运聚成藏的有利区。     

盖层、压力封盖和异常压力系统研究

通过对四川盆地川西坳陷中生界非常规致密砂岩气藏的研究,认为物性盖层的遮盖能力不仅取决于其孔隙,还取决于其缝隙及其孔隙水的压力。对辽河西部凹陷第三系油气藏的研究发现,欠压实超压封盖是一种非常有效的封盖,并将盖层分为微孔型、微缝型和欠压实超压型3种类型,提出应用饱和度与对应毛细管压力的比值,即主峰饱压比,作为区分微孔型和微缝型盖层的参数。盖层的孔隙水异常压力常常是由泥岩欠压实形成的,与通常的泥岩遮盖机理并不相同,欠压实泥岩盖层在埋藏浅—中等的地层中具有重要作用,对于浅层气更加重要。微孔型盖岩的发育可以导致封存箱的形成,在埋藏中等—深的地层中最为重要,也是最常见的具封存和遮挡作用的盖岩类型。异常压力系统是具有一定体积的地质体,根据其成因可分为封闭型(封存箱)、滞排型(与欠压实有关的超压带)、顶封滞排型和入侵型4种类型。根据异常压力和压力遮盖封闭研究,勘探的优先目标是一大(体积大)、一高(压力系数高)、一低(压力梯度低)的封存箱或封存包,或者是欠压实滞排超压带压力遮盖闭合区主遮盖面的紧下方,可概括为异常压力系统封存或遮盖聚集油气,也简称为超压封盖油气的理论认识。      

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。     

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     

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。     

渤海湾盆地渤中凹陷太古界潜山气藏BZ19-6的气源条件与成藏模式

传统上认为渤海湾盆地是受湖相泥岩生油母质烃源岩控制的富油型盆地,新构造断裂发育等因素不利于天然气聚集和保存。在认识渤海海域渤中凹陷发育的构造成因、演化与沉积充填特征基础上,开展了烃源岩热演化及生气产率热模拟研究,重新认识了富油型盆地在快速生烃的背景下,初次裂解气发育阶段的油气藏在深埋过程中也具备形成大型天然气藏的生烃强度。区域性分布的巨厚古近系超压泥岩,不仅防止了天然气的散失,也为天然气运移充注提供了超压动力。流体包裹体研究显示渤中凹陷普遍经历了早期油藏、晚期气藏的成藏过程。BZ19-6潜山构造由于多源高强度生气、靠近烃源的快速强充注、厚层泥岩超压封盖,形成大型高丰度凝析气藏。BZ19-6凝析气田的成藏认识和成功发现,突破了富油型盆地难以寻找大气田的认识,拓展了天然气勘探领域,对深埋古老变质岩潜山和活动断裂带天然气勘探具有重要的理论价值。      

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。      

深部油气成藏机理概论

随着油气勘探向纵深发展,深层成为油气勘探的重点目标和热门区域深部油气成藏机理在生、储、盖、运、保等方面与浅部有很大差别,深层大多发育超压,超压系统内的烃源岩演化会受到抑制。另一方面,深部流体促进烃源岩成熟;超压可以缓;中压实作用和抑制胶结作用,从而保存和改善储层;深部的储盖能量配置在很大程度上影响成藏;深部流体的排放形式多为幕式排烃的瞬态流体,这意味着油气可以在晚期快速成藏;深部流体具有高热量、强溶解能力、高能量的特点,可以促进原本不可能成熟的烃源岩生烃,强化那些已经成熟的烃源岩,强的溶解能力不断溶解围岩及砂体的胶结物,在储层中产生裂缝和溶洞,从而改善储层通过分析深部油气成藏的各个要素,系统总结了深部油气成藏的生烃、储层、排烃方式、盖层的特点。     

莺歌海盆地东方区块地层超压对成岩作用的影响

莺歌海盆地东方区块莺歌海组下部和黄流组发育地层超压体系,超压顶界面深度从盆地中心向边缘逐渐变深。在综合前人研究基础上,笔者应用热解分析、生物标志化合物研究及岩石显微镜和扫描电镜等技术,并与邻区的常压环境下的相关特征进行对比,深入分析了地层超压对成岩作用的影响。结果表明：①超压对反映有机质热演化特征的指标（镜质体反射率、热解峰温、生产指数等）未产生可识别的影响,但对黏土矿物转化和烃类结构演化这类产物浓度变化速率高、体积膨胀效应强的反应有明显的抑制作用;②超压可降低砂岩的机械压实速率,使孔隙度得以有效保存;③超压可以通过抑制黏土矿物的转化来减少胶结物生成的物质来源,同时通过增大碳酸盐在流体介质中的溶解度抑制碳酸盐胶结物的生成;④研究区储层普遍高含CO₂,在超压环境下CO₂在流体中溶解度增大,会大量生成H⁺,促进溶蚀作用的产生;⑤超压环境促进了烃源岩生烃作用生成的酸性流体的排出,增强了相邻砂岩储层的溶蚀作用,有利于次生孔隙生成,从而发育了异常高孔带。     

CONDENSATES IN THE PY30‐I STRUCTURE,PANYU UPLIFT,PEARL RIVER MOUTH BASIN,SOUTH CHINA SEA: EVIDENCE FOR HYDROTHERMAL ACTIVITY ASSOCIATED WITH PETROLEUM MIGRATION AND ACCUMULATION

Condensates are present in the PY30–1 structure in the Panyu Uplift, Pearl River Mouth Basin. Biomarkers and compound‐specific stable carbon isotope ratios of three condensate and two source rock samples indicate that the condensates were generated by lacustrine mudstones and coals in the Oligocene Enping Formation with a minor contribution from mudstones in the Eocene Wenchang Formation. Elevated vitrinite reflectance values, high smectite‐illite transformation ratios, and elevated fluid inclusion homogenization temperatures (about 100®C higher than normal borehole temperatures) point to the influence of hydrothermal fluids at the PY30–1 structure. Hydrocarbon migration was found to have occurred at the same time as hydrothermal activity. Modelling of formation pressure evolution in the Wenchang and Enping Formation source rocks in the Baiyun Depression, adjacent to the south of the Panyu Uplift, suggest that there were three episodes of overpressure release at approximately 40–37 Ma, 33–31 Ma and 16–10 Ma. Overpressure release was probably induced by uplift and erosion during the Zhuqiong, Nanhai and Dongsha phases of tectonic deformation, respectively. The third episode of overpressure release coincided with the main phase of hydrocarbon migration. The accumulation of condensates at the PY30–1 structure probably followed hydrocarbon expulsion from source rocks as a result of overpressure release in the adjacent Baiyun Depression. Vertical migration into overlying reservoir rocks occurred through faults associated with a fluid diapir which is present at the core of the PY30‐I structure. The faults are pathways along which petroleum can migrate up to shallow reservoirs.