断陷湖盆超压分布特征及其与油气成藏的关系

渤海湾盆地沾化凹陷古近系的超压在渤南洼陷和五号桩洼陷的沙三段中—下亚段大套泥岩和沙四段灰色膏盐岩段中分布,但在不同层位超压分布略有差别;常压—低压系统发育于上部层段,剖面上形成二元结构.从埋深上看,2 500 m以上地层基本为常压或低压,2 500 m以下地层开始出现较明显的压力异常.沾化凹陷超压系统对应主力烃源岩系沙三中、下亚段及沙四上亚段,生烃作用是超压的重要成因,但超压对生烃的抑制作用不明显.超压体系构成了准封闭的超压封存箱型自源油气成藏动力学系统,同时也通过幕式排放为浅层的新近系及古近系的沙三段上亚段—东营组常压开放性它源油气成藏动力学系统提供油源及成藏动力.断裂是超压体系泻压的重要渠道,也是油气幕式排放的主要途径,与断裂沟通的砂岩体及背斜构造是有利的勘探目标,超压泥岩体周围的透镜状砂体是潜在的目标.     

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     

利津洼陷古近系烃源岩异常高压计算方法与分布特征

东营凹陷利津洼陷古近系沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段烃源岩中广泛发育异常高压.对其异常高压的成因进行分析,利用综合解释法建立了研究区80口已钻井的地层孔隙压力系数剖面;明确了沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段的地层孔隙压力系数等值线分布,分析了利津洼陷烃源岩地层异常高压的分布特征.研究结果表明,综合解释法在计算由欠压实和生烃膨胀等多种成因共同作用形成的利津洼陷古近系烃源岩异常高压时的精度较高;研究区古近系烃源岩异常高压分布与洼陷形态一致,呈东北—西南向展布,在洼陷深陷区以高压和超高压为主,至洼陷边缘构造高部位逐渐呈辐射状降低至正常压力;洼陷中心的异常高压是烃源岩向洼陷边缘排烃的主要动力.     

断陷盆地压力系统及其成藏特征 ——以沾化凹陷孤南洼陷古近系为例

受构造演化与沉积过程的控制,断陷盆地在纵向上会发育不同的压力系统,不同压力系统的成藏条件、成藏模式及油气分布规律等方面都存在差异。为了明确该类盆地的压力分布与油气成藏特征,对沾化凹陷孤南洼陷进行剖析。根据实测及测井计算数据可知,孤南洼陷埋深3 000 m之上(Es2及其以上地层)古近系的压力系数主要为1.0~1.2,为常压系统;3 000 m之下(Es3以下地层)压力系数大于1.2,为高压系统。根据地层压力及油气分布,将研究区古近系划分为源外常压和源内高压2个油气成藏体系,前者位于烃源岩之上,以断块等构造圈闭为主,其油气成藏模式为源外断裂输导成藏,即沙三段中、下亚段油气沿断层垂向运移至沙二段及其以上地层,或直接在断块、滚动背斜等圈闭中成藏,或改为横向运移在合适圈闭中成藏,油气主要分布在油源断裂附近;后者位于烃源岩之内,以岩性、构造-岩性圈闭为主,油气成藏模式是源内高压充注成藏,即沙三段中、下亚段烃源岩生成的油气,在异常高压的驱动下直接向紧邻的砂岩体、构造-岩性圈闭侧向运移成藏,油气在高压区岩性体内聚集成藏,油藏分布受压力及岩性体的控制。     

渤海湾盆地济阳坳陷异常高压特征分析

压力的形成和演化受控于地质条件,渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷与沾化凹陷在凹陷形成演化与异常高压纵向分布特征、主体分布层位和形成机制等4个方面具有相似性,其压力形成和演化也应具有相似特征.渤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷中的一个典型异常高压洼陷,压力场演化定量研究分析表明,渤南洼陷超压形成时代较晚,异常高压主体层段(沙四上段和沙三段)的超压在东营期末开始形成.综合分析认为整个济阳坳陷异常高压具有晚期形成的特征.      

济阳坳陷超压结构差异性及其控制因素

济阳坳陷作为我国东部渤海湾盆地内重要的富烃坳陷之一,内部具有复杂多样的压力环境。通过对济阳坳陷内各凹陷的实测地层压力统计、泥岩超压测井响应以及超压剖面发育特征的研究,将东营凹陷、车镇凹陷、沾化凹陷和惠民凹陷的超压系统划分为3种：单-强超压系统、复合超压系统与单-弱超压系统。单-强超压系统分布在东营凹陷与车镇凹陷,纵向上发育沙河街组三段-四段一个超压系统,超压幅度大,压力系数可达1.8以上。复合超压系统分布在沾化凹陷,纵向上发育沙一段、沙三段和沙四段3个超压带,且相互独立。单-弱超压系统分布在惠民凹陷,发育沙三段一个超压系统,超压的幅度相对较弱,压力系数不超过1.4。超压结构的差异性与烃源岩发育层系、热演化程度、压力封闭层分布以及断裂活动密切相关。烃源岩分布与演化控制了超压的形成和分布,压力封闭层控制着超压顶底界面,深大断裂控制了超压系统内外横向边界。     

车镇凹陷套尔河洼陷古地层压力演化与油气幕式成藏

济阳坳陷车镇凹陷套尔河洼陷普遍发育异常高压,且异常高压的演化与油气生成、运移、聚集具有内在的联系。通过古地层压力恢复确定地史时期地层压力的演化规律,对比有机质热演化阶段的划分,能有效地确定地层压力演化不同阶段与油气生成、运移和聚集的阶段性,最终确定地层流体在不同压力演化阶段的流动样式。车镇凹陷地层压力演化存在两期超压积累-释放过程,早期超压积累过程形成的微裂缝是烃类初次运移的主要通道;晚期超压积累过程形成的次生孔隙和微裂缝是烃类大量运移的二次运移通道和集聚空间。     

东营凹陷压力系统特征分析

在分析超压和低压形成机制的基础上，采用声波时差和地震速度的方法计算地层压力，研究了东营凹陷压力系统及其分布特征，分析认为凹陷内主要以利津洼陷和牛庄洼陷为中心构成两个超高压－高压系统，环利津洼陷和牛庄洼陷的断裂带为泄压区；在民丰洼陷和博兴洼陷只有小范围的超压区。压力系统的环带状分布受断裂和边缘粗碎屑沉积体分布的控制。在洼陷内部，断裂对压力系统起着明显的分隔作用。     

辽河盆地陈家洼陷沙三段下亚段有利储层预测

陈家洼陷是辽河盆地西部凹陷内的一个生油洼陷,洼陷内沙三段下亚段发育有多套浊积砂体和厚层泥岩,具有自身发育地层岩性圈闭的条件。利用地震属性分析、地震分频处理和模型约束波阻抗反演等技术,对沙三段下亚段的砂体沉积规律和分布特征进行了分析和描述,预测了砂体分布的优势区。在此基础上,结合钻井、测井和岩心资料,对沙三段下亚段4~(th)SQ2和4~(th)SQ3层序顶界面的有利砂体进行了预测。结合沉积相划分结果,对沙三段下亚段地层岩性圈闭的形成模式进行了分析,预测了有利圈闭的分布区域。     

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。