白云凹陷中深层超压发育特征及油气勘探新启示北大核心CSCD

南海北部陆缘白云凹陷深水区油气勘探逐步揭示超压发育,超压对中深层油气成藏影响的研究受到重视。基于最新钻井、地震和地质资料,分析了白云凹陷超压发育特征、形成控制因素及其对中深层油气成藏的影响。研究认为,超压主要发育于白云主洼珠海组及以下中深层地层中,超压分布呈现东北高、西南低特征;生烃增压和砂岩致密封闭是白云凹陷中深层超压产生的主要原因,构造演化与沉积中心控制超压平面分布;白云凹陷中深层超压提供了油气运移动力,促进断裂、底辟等油气运移通道的形成,并控制形成了白云凹陷深水区"双层"油气成藏系统;指出下组合地层超覆领域、古潜山领域以及高温超压"甜点"储层区是白云凹陷规模油气勘探的有利方向。     

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。     

再论白云深水区油气勘探前景

对于海上新勘探区,特别是需要高投入的深水区,资源潜力和成藏规律的认识决定了勘探的信心和投入的规模。位于陆坡深水区的珠江口盆地白云凹陷是南海北部陆缘新生代最大的沉积凹陷。白云主洼为具有张扭背景由2组相对雁列展布的阶状断裂构造带控制的大型宽地堑,发育大型三角洲—中深湖相沉积体系。钻探揭示了凹陷北部恩平组的大型三角洲相带和东南部文昌组淡水湖相藻类富集的泥岩沉积。北部和东部已发现天然气的母质类型主要为腐殖-腐泥混合型(Ⅱ型)。白云凹陷具备成为大型油气勘探区的烃源潜力。珠海组、珠江组—韩江组两大陆架坡折带和三级层序变化控制的陆架边缘三角洲及陆坡深水重力流砂岩是白云深水区的理想储层。在埋深较浅的南部,文昌组—恩平组也能成为有效勘探层位。白云凹陷是一个高温超压的深水凹陷,多种现象表明存在与生烃等有关的超压和流体底辟,以及与断裂活动有关的压力释放过程,晚期断裂和(或)底辟带与长期古鼻隆高带是白云凹陷已发现油气藏油气输运和汇聚的主控因素。高温超压凹陷应有特殊的成藏规律,油气主要受压力场驱动从高势区向低势区流动和富集,超压场顶面压力过渡带及其关联的输运聚体系控制了主要的成藏带。确定温压场,以及超压带顶面、低势区和低势层的位置,是白云深水区发现大油气田的关键。     

大民屯凹陷压力场演化及其成藏意义

利用Basin-2盆地模拟软件模拟了辽河坳陷大民屯凹陷5条横向地质剖面的压力演化史,并探讨了其超压形成机制及油气成藏意义。模拟结果显示:①大民屯凹陷超压较明显,超压主要出现在沙三段及沙四段,超压演化总体上遵循“无超压-陡增-平缓上升-最高值-下降-最低值”这一规律;②大民屯凹陷超压的演化分为两个阶段:沙三段和沙一、二段沉积期(距今43.0～36.9Ma)为超压积累阶段,东营沉积期及其以后(36.9Ma至现今)为超压释放阶段。综合研究结果表明:①不均衡压实和生烃作用是大民屯凹陷超压发育的主要机制,断层对超压的积累与释放起着重要的控制作用;②大民屯凹陷的超压对油气成藏起着积极的作用,提供了油气运移的动力和通道,提高了高分子量组分特别是“蜡”的排出效率,同时也是泥岩刺穿构造的诱发因素,并可成为下伏油气藏的优质盖层条件。     

白云深水区油气成藏动力条件研究

特殊的凹陷结构、沉积充填及其演化历史使得南海北部白云深水区具备了成为大型油气区的成盆—成烃—成藏条件。裂陷阶段发育了文昌—恩平组烃源岩(成盆期)、裂后沉降阶段生成大量油气(成烃期)、新构造运动阶段油气大规模聚散(成藏定型期)是白云深水区的石油地质特征。现今为正常压力系统,但地层压力数值模拟结果表明白云凹陷曾经有过异常超压和泄压释放旋回;凹陷内存在大型晚期底辟构造和晚期断裂;白云北坡天然气成藏明显受到晚期断裂控制。综合认为,晚期断裂和底辟带控制了白云深水区的油气运移和成藏。     

准噶尔盆地腹部超压层分布与油气成藏

准噶尔盆地腹部普遍发育深层超压系统,超压段具有高声波时差、低电阻率以及低地震速度的响应特征。盆地腹部不同地区超压层分布的深度范围不同,其中盆1井西凹陷为4000～7000m,东道海子北凹陷和昌吉凹陷东部为5000～9000m,昌吉凹陷中部和西部为6000～10000m。超压大多顺层分布,只是在各凹陷边缘以及凹陷内部的局部地区有穿层上拱现象。超压顶面分布的层位由北向南、从东到西逐渐变浅,即从三叠系顶部过渡到白垩系底部。准噶尔盆地腹部的超压为成岩压实后由晚期生气作用和封闭层围限共同作用形成的,油气主要分布在超压顶面附近。深层超压是油气运移的驱动力,超压层分布与深部次生孔隙发育带的形成密切相关,与超压配置的输导体系和储集空间对油气成藏有着重要的控制作用。     

珠江口盆地深水区白云凹陷高热流背景油气类型与成藏时期综合分析

白云凹陷位于南海北部珠江口盆地深水区地壳强烈薄化带,快速沉降和高地温背景使得油气生成运聚非常复杂。应用油气地球化学、流体包裹体系统分析和2D盆地模拟相结合的方法,研究了白云凹陷目前已发现油气类型、充注幕次、成藏期次和古压力演化,结果表明:白云凹陷存在5类原油和2类天然气,油气充注具有"油早气晚"的特征。白云凹陷珠江组和珠海组储层油包裹体主要分为3类:成熟油包裹体(黄色荧光)、较高成熟油包裹体(黄绿色荧光)、高成熟油包裹体(蓝白色荧光,与天然气充注关系较为密切)。白云凹陷早期存在油气充注,后期普遍经历气洗作用而使古油藏遭受破坏。应用古压力-埋藏深度投点法确定至少存在2期充注:第1期为13.1～7.3Ma,主要为成熟油充注;第2期为5.5～0Ma,主要为高成熟油和天然气充注。压力演化模拟表明,较明显的生烃增压主要开始于白云运动时期,主要经历3期泄压:第1期成藏意义不大,第2期对早期油运移有重要意义,第3期对油气晚期成藏意义重大。本文成果对白云凹陷油气富集规律研究及下一步油气勘探有重要指导作用。     

陆相断陷盆地超压系统下的油气运聚——以车镇凹陷车西地区为例

为进一步探讨陆相断陷盆地超压系统与油气运聚的关系,以车镇凹陷车西地区为例,在明确超压系统分布特征的基础上,对超压系统在影响排烃模式、提供运移动力和决定油气聚集等方面的重要作用进行了研究。结果表明,车西地区的超压系统可划分为弱、中、强超压3层结构,其围绕生烃中心呈环带状分布。研究区超压系统下存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种模式,超压是油气初次运移和油气倒灌的主要动力,超压系统的平面分布和纵向配置控制了超压盆地的油气优势运移方向及聚集规模。根据研究成果,建立了陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式,超压系统内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。     

源岩、超压和断裂匹配预测滨北地区扶杨油层有利区

在滨北地区扶杨油层青一段源岩发育及排油强度、青一段源岩超压发育及其分布和T2断裂发育及分布特征研究的基础上,对源岩、超压和断裂空间配置关系及扶杨油层成藏与分布的控制作用进行了研究,得到青一段源岩、超压和T2断裂空间匹配关系控制着滨北地区扶杨油层油藏的形成与分布.青一段源岩和超压空间匹配关系控制着滨北地区扶杨油层油气运聚成藏的区域,青一段源岩超压与T2断裂空间匹配关系控制着滨北地区扶杨油层油气运移聚集部位和层位.在此基础上,预测黑鱼泡凹陷南部、安达地区北部、齐家凹陷北部和明水阶地西南部是滨北地区扶杨油层油气勘探的有利地区,扶余油层是主要的油气勘探层位.     

南海北部深水区白云凹陷钻前地层压力地震预测方法

针对南海北部深水区钻井数量少、钻遇层位浅和高质量地层速度难以获取三大突出问题,从地层压力计算模型改进和地层速度提取两个关键环节入手,首先改进趋势地层压力计算模型,提出压缩因子概念,提高地层压力计算精度;然后利用速度谱资料获取低频速度,并通过有色反演提取地震相对速度,将低频速度与相对速度合成为高质量的地震绝对速度,最终形成一套适用于南海北部深水区白云凹陷的高精度地层压力钻前地震预测方法。应用新计算模型和地震绝对速度对白云凹陷进行地层压力钻前地震预测,经实测资料验证,新方法预测精度较高,预测结果表明白云凹陷珠海组和珠江组以静水压力为主,古近系发育超压,超压体系可为深层油气向上运移提供强劲动力。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷双吉构造带井井子沟组勘探突破及意义

2020—2022年,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷双吉构造带多口井在二叠系井井子沟组获得高产工业油流,表明吉木萨尔凹陷二叠系具有良好的常规油气勘探潜力。为深入研究吉木萨尔凹陷及其周缘二叠系常规油气的地质特征及勘探潜力,综合岩心、录井、测井和有机地球化学等分析测试资料,对双吉构造带井井子沟组油气成藏条件进行了系统研究。双吉构造带是受SN向和EW向两组断裂控制形成的断鼻型正向构造,规模储集体发育,砂体展布受古地貌控制,具有"沟槽控砂"特征,具备形成大型构造-岩性油气藏的储层条件。井井子沟组发育"新生古储"型成藏组合,芦草沟组烃源岩生成的油气在生烃超压驱动下,在井井子沟组砂岩储层中聚集成藏,具有"生烃增压驱动、断裂垂向运移、岩性富集高产"的成藏模式。双吉构造带井井子沟组油气勘探突破证实优质烃源岩的下伏储层具备规模成藏的潜力,构造带北部及南部靠近主走滑断裂带,油气运聚成藏条件优越,是拓展吉木萨尔凹陷二叠系常规油气勘探的重点领域。     

济阳坳陷古近系超高压成因探讨

分析了济阳坳陷古近系压力场分布特征,并用地化分析数据和地层压力及油气显示等相关资料分析了地层超压与含油气性的关系:济阳坳陷地层超压可分为"自源超压"和"它源超压"2种类型。烃源岩残留烃演化与地层自源超压演化具有较好的对应关系;几乎所有的超压储集层均具有一定的油气显示;深洼陷带油气藏剩余压力与油气充注程度总体上具有正相关关系。研究表明,济阳坳陷地层超压主要是来自于烃源岩的高压含烃流体注入储集层后形成异常高压。根据渗流理论分析、运移模拟实验和地层原油黏度变化特点,分析了液态烃生成的间接增压作用。     

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。     

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。     

塔里木盆地巴什托构造异常高压特征及成因

异常高压油气藏是塔里木盆地台盆区重要的勘探目标,其中巴什托构造于泥盆系东河塘组、石炭系巴楚组、小海子组和下二叠统南闸组发现了异常高压油气藏。利用钻井测井与试油气资料,根据X-射线衍射黏土矿物含量、突破压力与比表面积等实验分析结果,探讨巴什托构造异常高压特征与成因。研究表明,石炭系-二叠系处于晚成岩作用阶段,黏土矿物大量脱水、天然气充注和存在欠压实带是形成巴什托构造异常高压的主要原因。高矿化度封闭型地层水、高突破压力的Ⅰ类和Ⅱ类泥岩和膏盐岩盖层是保持巴什托构造异常高压的重要条件。     

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。     

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。     

深水少井区中深层岩性地层圈闭评价方法——以珠江口盆地白云凹陷恩平组白云11目标评价为例

白云凹陷是珠江口盆地已证实的富生烃凹陷,主力生烃层系恩平组的勘探前景亟待深入研究。受持续的构造沉降影响,白云凹陷恩平组构造圈闭匮乏,但构造、沉积条件均有利于岩性地层圈闭发育与油气藏的形成。在详细分析恩平组地质条件基础上,搜索落实潜在的岩性地层目标21个,并优选白云11目标进行精细评价。结果表明,白云11目标为三级层序低位期的低位扇沉积,砂体发育,圈闭落实,储层物性良好,成藏条件优越,含气异常特征明显,为白云凹陷中深层有利的自生自储型勘探目标。恩平组自生自储型岩性地层油气藏是白云凹陷油气勘探新领域,而中深层少井条件下的岩性地层圈闭评价方法则为深水区该类油气藏的勘探评价提供了技术支持。     

川东南涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩气藏中的超压作用

中国南方海相上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组高产页岩气藏普遍发育超压,为分析超压对于页岩气藏的作用,选取川东南涪陵页岩气田典型钻井进行了系统解剖研究。超压是页岩气藏良好保存条件的直接表征,其中,有机质热演化生烃增压是造成该地区异常高压的主要因素;涪陵焦石坝主体龙马溪组页岩气高产层段地层均发育超压,页岩储层孔隙度高、含气量高。超压对页岩气藏的影响：一方面,超压能减缓作用在岩石骨架上的有效应力,使页岩储层保存相对较高的孔隙度,超压可形成页岩超压微裂缝,提高页岩储集层的渗流能力,同时超压意味着地层能量高,游离气含量高,页岩气藏含气性更好;另一方面,超压降低了作用在页岩储层的有效应力,同时超压微裂缝的发育有利于页岩压裂改造。     

珠江口盆地白云凹陷珠海组南部物源及其油气勘探意义

珠海组是珠江口盆地白云凹陷重要的油气储层与区域性疏导层,对其物源的认识是研究优质油气储层发育与有效疏导砂体分布的重要基础。基于大量的三维地震数据和钻井资料分析,提出珠海组沉积期白云凹陷发育北部古珠江(主)、南部隆起(次)、东沙隆起(贡献有限)3个物源区。利用详细的地震相分析、钻井岩心岩石组构分析、泥岩黏土矿物分析及碎屑锆石U-Pb年代学分析,重点对关注度较低的南部隆起物源开展研究。结果表明,白云凹陷西南部云开低凸起上普遍发育由南向北的叠瓦状前积地震相及向北东、东方向延伸的下切河道,指示了由南向北及由西向东的碎屑沉积物的搬运过程;云开低凸起及周缘钻井中的珠海组具有较粗的岩石粒度、泥岩中较高的高岭石含量、碎屑锆石以中生代岩浆锆石为主的特征,这与凹陷北部古珠江物源控制下的细-极细岩石粒度、泥岩中较高的伊利石黏土矿物含量、碎屑锆石以前寒武纪-古生代变质锆石为主的特征截然不同。综合分析认为,南部隆起物源为云开低凸起珠海组提供了充足的沉积碎屑物质,并推进至白云主洼,该物源的发育对云开低凸起的油气运移及成藏具有重要的意义。