东营凹陷超压结构及控制因素

东营凹陷超压现象非常普遍,压力结构复杂,在不同深度、不同层系、不同构造带超压结构具有明显差异性。通过对东营凹陷实测地层压力、泥岩测井声波时差响应特征、地震速度谱超压特征的研究,详细地剖析了东营凹陷超压结构的差异性及其控制因素。东营凹陷超压结构明显具有分带性特点,纵向上超压主要发育在2200~4500m范围内,超压的主体主要发育在沙三段—沙四段;平面上超压主要发育在利津、牛庄、博兴、民丰4个洼陷,其中利津洼陷超压幅度最大,民丰洼陷、牛庄洼陷次之,博兴洼陷最弱。超压结构差异性与构造格局、烃源岩发育演化程度以及断裂活动密切相关,凸洼相间的构造格局控制了压力场空间变化,烃源岩分布及热演化程度控制了超压的分布和幅度,长期、继承性大断层控制了超压体系的边界。     

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。      

东营凹陷古近系烃源岩超压特征及分布规律

统计分析1307口探井实测压力系数和83l口探井使用的钻井液密度数据，发现东营凹陷古近系沙三段、沙四段普遍存在异常超压，超压(压力系数1．1-1．5)主要出现在2100-3500m深度，强超压(压力系数大于1．5)主要出现在2800-3500m深度。东营凹陷沙三段、沙四段主力烃源岩超压平面分布具有北高南低、东高西低的总体特点，超压主要分布在洼陷带、断裂构造带和中央背斜带上。烃源岩压力系数等值线北部陡坡带比较密集，南部缓坡带相对稀疏。生油洼陷中心附近异常高压带的分布与生油洼陷基本一致，洼陷深陷区压力系数很大，向周围斜坡和构造高部位呈辐射状逐渐减小至正常，压力分布带与洼陷、边缘斜坡和构造较高部位的欠压实与压实带发育、分布规律的一致性很好。图3表l参9     

临南洼陷压力场特征及其与油气分布的关系

为揭示临南洼陷超压对油气运聚的影响,并明确其对油气富集的控制作用,在建立基于地质块体追踪的静态压力场的基础上,恢复古压力场的动态演化过程,分析超压与油气运聚的关系.结果 表明:临南洼陷从隆起带—斜坡带—洼陷带压力场呈现常压—弱超压—超压的变化规律.其中沙三段超压幅度较大,沙四段上亚段次之.超压演化经历了早期低幅增压(沙...     

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.     

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。     

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。     

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     

潍北凹陷孔店组异常低压分布特征及成因机制

潍北凹陷孔店组异常低压主要分布在北部洼陷带孔二段地层中。应用流体包裹体方法和盆地模拟方法恢复了古压力,发现油气充注时(孔店组末期—沙河街组早期)古压力系数为1.12-1.66,表现为超压状态。潍北凹陷孔店组压力场演化经历了"压力积累—压力释放—压力分异"3个阶段,古压力演化可分为3种模式:北部洼陷带发育"超压—低压—弱超压"压力演化模式;瓦城断阶带和灶户断鼻带发育"超压—低压—低压"压力演化模式;南部斜坡带发育"常压—低压—常压"压力演化模式。分析认为,构造抬升作用和地温降低的共同作用是潍北凹陷发育低压的基础条件,地下流体供排不平衡和浓差作用促进异常低压发育。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.