克拉2气田异常高压特征及成因

克拉2气田异常高压的主要特征是：异常高压储层的顶部存在下第三系巨厚的盐岩、膏泥岩盖层,封闭性能良好;含气面积大,储量高;断层对气藏的形成和保存起关键作用。本研究区异常高压形成的主控因素是构造抬升和水平构造挤压应力。喜山晚期构造运动导致地层大幅抬升,遭受剥蚀而垂向、侧向上良好的封闭性使得孔隙流体压力得以保存;侧向挤压应力又加剧了异常高压的程度。     

川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为：新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

超压的形成机理及其对生烃的影响

分析异常高压形成机理,认为异常高压形成机理主要与沉积作用、构造作用、烃类生成、流体热膨胀、矿物成岩作用有关,其中以沉积压实作用增压和生烃增压两种机理最为重要,具普遍性.异常高压不仅影响烃类相态和生烃产物,且对烃源岩的成熟度有抑制作用,阻碍有机质的成熟.地层压力超过一定门限时会对成烃产生明显的抑制作用.     

泥岩化学压实作用的超压响应与孔隙压力预测

为探索泥岩化学压实作用的增压机制及其超压响应特征,结合国内外相关研究,对泥岩化学压实作用与超压发育关系、化学压实阶段超压响应特征以及孔隙压力预测方法进行了系统总结,分析了东营凹陷泥岩化学压实作用在孔隙压力预测中的意义.认为泥岩化学压实作用以黏土矿物转化为主导机制,通过改变泥岩的微观结构及岩石物理属性,化学压实作用影响了超压的发育及其测井响应,建立不同压实阶段正常压实趋势线是有效判识超压成因机制、准确预测孔隙压力的基础.研究结果表明:1)泥岩压实过程可以划分为机械压实阶段(70℃)、过渡阶段(70～100℃)以及化学压实阶段(100℃),黏土矿物转化(尤其是蒙脱石向伊利石转化)控制了泥岩的化学压实行为;2)泥岩化学压实的增压效应主要包括3个方面:形成垂直于最大有效应力方向排列的黏土颗粒组构,促进泥岩压实、导致自生胶结物沉淀降低泥岩渗透率,增强体系封闭性、使得泥岩发生骨架弱化作用,引起有效应力转移;3)在有效应力-孔隙度/密度和声波时差/电阻率-密度交会图中,化学压实导致的超压表现出非弹性卸载特征,即随着有效应力减小,呈现出孔隙度降低,而声波时差和密度同时增大的测井响应;4)适用于化学压实阶段的孔隙压力预测方法包括伊利石压实曲线法、纵横波速度比法、偏移-修正法、Dutta压实模型法以及两步测井预测法等;5)东营凹陷泥岩黏土矿物快速转化深度与超压顶深(2 000～2 800 m)大致相同,超压发育及测井响应与化学压实密切相关,基于化学压实正常趋势线预测的深部(3 000 m)孔隙压力与实测压力更接近.     

异常高压气藏动态预测模型及应用

针对异常高压气藏具有压降图异常和定容封闭的特征,基于体积平衡原理,导出了异常高压气藏的压降方程,并结合气井的二项式渗流方程和气体的井筒流动方程,建立了异常高压气藏动态预测基本模型,在模型中考虑了储气层的压实和岩石颗粒的弹性膨胀作用,以及地层束缚水的弹性膨胀作用.应用该模型对实际异常高压气藏进行生产动态预测的结果表明,所建立和提出的模型可靠,预测方法正确,能较好地预测异常高压气藏稳产期和产量递减期的生产动态.     

柴达木盆地第四系生物气藏泥岩盖层封闭机理

柴达木盆地第四系生物气藏泥岩盖层处于成岩阶段早期,具有成岩性差、高孔隙度、大孔径、低突破压力的特点,造成生物气藏整体处于弱封闭状态,而大规模气田区的存在,必定有其独特的封闭机理.分析认为:第四系储盖层孔隙结构差异,为阻止或减缓生物气散失提供了最基本条件;地层饱含高矿化度地层水、滞留水充塞泥岩孔隙,加大了天然气的渗透难度;盖层同时为源岩层,可形成烃浓度封闭,阻止天然气垂向运移;盖层厚度对其封闭能力起着极为重要的补偿作用.     

辽河滩海东部地区深层地层压力预测及成因分析

对Fillipone法进行改进,利用地震资料,准确建立三维速度场再结合钻井、测井、测试等资料,建立压力系数三维数据体,可以对区内主要目的层段异常高压带的平面及空间分布进行预测,还可以对区内的异常高压的形成机制、异常高压与油气藏的关系进行分析、研究,为有效生产提供依据。     

泥岩地层产水与地层异常压力原因分析

泥岩是碎屑岩的一种,有孔隙度,也有渗透率,但因孔隙开度较小,其渗透能力极差.泥岩可以疏导地层水,只是疏导能力差而已.一些油井投产初期产出的微量水来自于储集层上下两侧的泥岩地层,而非原油溶解的地层水.异常地层压力是由突发地质事件所致,是一种暂时的压力状态,泥岩还没有足够的时间将其平衡.     

陕甘宁中生代地层异常压力对次生孔隙形成的作用

陕甘宁盆地三叠系延长统是国内外典型的低渗特低渗油田，储集层主要为三角洲砂体，压实作用和胶结作用强烈，储层非均质性非常严重，因此预测次生孔隙发育带是寻找油气聚集带的关键，通过对陕甘宁盆地陇东地区处长统次徨孔隙形成的主控因素分析，认为陕甘宁盆地延长统次生孔隙的形成除了受沉积有利相带控制外，还与地层异常压力的作用密切相关。研究认为 东地区异常压力的形成机理主要由于成岩过程中粘土矿物脱水作用。粘土矿在量脱     

泌阳凹陷地温场控制因素与地温异常形成机制

通过对泌阳凹陷地温资料的分析、计算,研究了地温场的控制因素与地温异常形成机制.结果表明,地温场受地质构造控制,地温异常带的展布方向反映区域构造的基本轮廓.地层岩性影响着地温场的分布,砂岩导热率大,地温梯度小;泥岩导热率小,地温梯度大.水动力作用是形成地温异常的重要因素,强交替区往往出现地温负异常,排泄区或断裂带往往形成地温正异常.地温异常是由烃类放热、圈闭聚热和油气藏内异常高压形成,地温场异常区与油气田分布区相一致.     

永北地区砂砾岩体成岩作用及次生孔隙成因

通过对岩芯、岩石薄片的观察,运用扫描电镜、X衍射等分析方法,对永北地区沙三、四段砂砾岩储层进行了成岩作用研究,揭示了成岩作用对永北地区砂砾岩体储层物性的影响.认为胶结作用是储层物性变差的主要因素,胶结损孔率平均值高达43.95%;压实作用一方面导致储层原生孔隙减小,储层物性变差,另一方面强烈压实产生的大量粒内压裂缝,对砂砾岩储层物性具有一定的优化作用,但以损失原生孔隙为主,压实损孔率平均值为25.29%;溶蚀作用形成的次生孔隙为该储层主要的储集空间.有机质热演化、淋滤作用和异常高压所导致的溶蚀作用是该区次生孔隙形成的主要原因.     

缝洞型碳酸盐岩地层孔隙压力测井预测方法研究（29）

针对缝洞型碳酸盐岩非均质性强、异常压力成因机制复杂的特点,分别建立等效深度法、Eaton法及有效应力法的地层孔隙压力测井预测模型,对比分析各方法的适用性.分析表明,改进的有效应力法综合考虑了孔隙度、泥质含量和密度等因素,可避免单因素导致的精度低和误差大的问题,且无需建立正常压实趋势线,能够满足缝洞型碳酸盐岩地层孔隙压力的预测需求.     

缝洞型碳酸盐岩地层孔隙压力测井预测方法研究

针对缝洞型碳酸盐岩非均质性强、异常压力成因机制复杂的特点,分别建立等效深度法、Eaton法及有效应力法的地层孔隙压力测井预测模型,对比分析各方法的适用性。分析表明,改进的有效应力法综合考虑了孔隙度、泥质含量和密度等因素,可避免单因素导致的精度低和误差大的问题,且无需建立正常压实趋势线,能够满足缝洞型碳酸盐岩地层孔隙压力的预测需求。     

异常高压气藏偏差因子计算方法优选

随着油气勘探步伐的加快,越来越多的异常高压气藏被开发。其偏差因子精度的高低直接影响气藏储量计算的准确性和动态分析结果的可靠性。在异常高压气藏,考察给定对比温度和压力下的气体偏差因子值,对四种计算模型结果和Standing-katz通用偏差因子图值进行误差对比分析。结果表明,H-Y偏差因子计算模型更适合于异常高压气藏的偏差因子计算。     

异常高压气藏开发上的错误认识

针对气井的常规系统分析存在"用二项式等方法预测流入动态而不考虑气藏渗流特征"问题,提出了采用不稳态气藏渗流与井筒流动的耦合机制进行动态分析,充分考虑气藏的渗流特性、供给范围及开采过程中的地层压力递减情况.通过常规生产动态资料,确定气井的控制储量、地层参数,预测不同开采方式和不同时间情况下的气井产能和压力变化,评价可采储量及增压效果,从而优化气井的工作制度.异常高压气藏与正常压力气藏没有本质的区别,只是压力稍高而已.所有气藏的生产指示曲线都会向下弯曲,并非只有异常高压气藏才向下弯曲.异常高压气藏的生产指示曲线是一条光滑的曲线,而非折线形式.异常高压气藏的岩石压缩系数并非很高,而是与常规气藏一样,取很低的数值.异常高压气藏的岩石压缩系数与气藏埋藏深度无关,而与孔隙度和骨架硬度有关.     

歧南斜坡深层成岩演化与次生孔隙形成机制

为在歧口凹陷歧南斜坡深层砂岩中寻找优质储层,综合运用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性等资料,对研究区储层成岩孔隙演化与次生孔隙的形成机制进行了研究,认为区内孔隙演化与成岩演化具有耦合关系,次生孔隙的形成机制包括优势沉积相带、溶蚀作用和异常高压.结果表明:深层砂岩储层为(特)低孔-特低渗型,成岩演化处于中成岩A1~A2亚期.机械压实、方解石胶结和石英加大是降低孔隙度的主要成岩作用,溶蚀作用是形成次生孔隙的建设性成岩作用,产生的次生孔隙可达10%.孔隙度高值区,有机质生烃高峰和蒙脱石含量低值区在同一深度出现.受成岩演化控制,埋深3 500~3 900m和4 400~4 700m发育2个次生孔隙发育带(孔隙度12%),其平面上主要分布在三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝和异常高压叠置区.根据岩性、物性和压力系数等参数将区内储层分为4类,Ⅰ~Ⅱ类储层是研究区的优质储层,也是今后增储上产的主要储层.     

基于小尺度网格层析速度反演的孔隙压力预测方法

深度域层速度场参数是孔隙压力预测方法中最为重要的参数之一,但由于层析成像建模方法受地震资料品质的依赖程度较高,针对复杂构造地层或薄层目标地层,常规层析成像方法的模型建立精度难以得到保障,进而影响孔隙压力预测的精度。针对上述问题,本文提出一种基于小尺度网格层析成像的速度场建立方法,该方法对泥岩欠压实地层目标域构造进行网格剖分,通过解析共偏移距域道集的剩余曲率为自变量的三维矩阵方程以得到每个剖分网格点的剩余速度校正量,进而利用剩余速度校正量进行模型更新迭代,以提高速度场及孔隙压力预测的精度。剩余速度场的分辨率及精度由网格步长大小决定,减小网格步长间距能够提高剩余速度场模型建立的精度及分辨率,但会大幅降低建模效率。运用该方法对泥岩欠压实地层广泛发育的渤海A油田进行了方法测试,由实际资料测试结果分析可知,与常规方法相比,利用小尺度网格层析速度反演方法建立的速度场,能够大幅提高速度场建模的分辨率及精度,进而提高孔隙压力预测的精度,该方法有望在实际生产当中得到广泛的应用。     

泥岩化学压实作用研究进展

埋藏过程中,泥岩化学压实作用在岩石孔隙演化、微观结构及异常压力形成中起着非常重要的作用,但目前对于泥岩化学压实作用研究还十分薄弱。系统总结了泥岩化学压实作用机理、化学压实作用导致的泥岩结构变化、化学压实作用地球物理响应及判识等方面的最新研究进展,并讨论了泥岩化学压实作用研究中的几个关键问题。结果表明:化学压实作用受化学动力学控制,温度、时间及矿物成分是最主要的影响因素,蒙脱石向伊利石转化是泥岩中最普遍和最重要的化学压实作用;化学压实作用过程中,黏土矿物层间水转化为自由水导致的体积膨胀可能并不明显,但是蒙脱石向伊利石转化可能引起骨架弱化、有效应力转移效应,伴随黏土成岩过程的硅质胶结和结构变化将显著降低泥岩渗透率,并可能明显改变泥岩压实系数;蒙脱石向伊利石转化导致泥岩有效应力-孔隙度关系变化,使得压实曲线从蒙脱石曲线向伊利石曲线转换,测井响应上表现为声波时差减小和密度增大的趋势。目前,泥岩化学压实作用研究中仍需进一步深入的问题主要包括化学压实作用与黏土矿物结构、有机质对泥岩压实作用的影响、化学压实作用与泥岩流变学特征、化学欠压实与化学压实不平衡以及化学成岩泥岩超压预测方法等。     

川东北飞仙关组异常压力演化与油气成藏

根据实测的下三叠统飞仙关组地层压力资料所展示的地层压力分布与气藏的特征关系,分析了不同类型储层气藏压力成因机制、演化及与油气成藏关系.正常压力系统,多处于台地边缘礁滩相,储层岩性以云岩为主,储集类型多为孔隙型,气藏一般甲烷含量低、硫化氢含量高;异常高压或超高压系统,多处于海槽区或台内云岩欠发育区,储层岩性以灰岩为主,气藏甲烷含量高、不含或含极少量的硫化氢,主要为裂缝型气藏;孔隙型气藏和裂缝型气藏具有明显不同的成压演化机制:以孔隙型储层为主的气藏经历了印支末期-燕山早期古油藏常压阶段,燕山中-晚期液态烃类热裂解成气的超压气藏阶段,TSR反应及其作用和喜马拉雅期的构造抬升使孔隙型储层降压为正常压力系统并最终定型为常压气藏阶段;以裂缝型储层为主气藏经历了燕山中-晚期高压天然气充注和燕山晚期构造挤压作用下古高压气藏阶段,喜马拉雅晚期强烈构造挤压超高压气藏定型阶段.     

川西拗陷压实规律研究

利用川西拗陷各井声波测井资料分别制作了泥岩、砂岩的压实曲线,统计了部分井压力系数与层位的关系,通过这些资料的综合分析,总结出了川西拗陷的压实规律.研究认为,川西拗陷在纵向上存在四个压实阶段,即快速压实阶段、正常压实阶段、过渡阶段、欠压实阶段;川西拗陷从北向南,各压实层段顶界深度有逐渐增大趋势;上三叠统的砂岩与泥岩存在类似的异常高压现象;不同压实阶段,油气分布特征不同,但气藏主要存在于过渡带和欠压实带.