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。     

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。     

东濮凹陷文留地区古近系超压成因分析

东濮凹陷是一个受区域性应力拉张作用所形成的盐湖断陷盆地，文留构造位于该凹陷中央隆起带，构造内普遍发育超压。运用地球物理和地球化学资料，从压实不均衡、生烃作用以及盐岩封闭等方面分析了该区的超压成因。研究结果表明，文留地区地层为正常压实状态，不存在明显或可识别的欠压实沉积过程，超压顶面与生烃门限相吻合，地层压力在巨厚的盐岩封闭层下完好保存，在深度剖面上表现为一种台阶式递进序列。生烃作用是文留地区超压发育的主要原因，盐岩封闭为超压的保存提供了良好条件，压实不均衡作用对文留地区古近系的超压贡献不明显。     

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     

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。     

东营凹陷烃源岩超压体系特征及勘探意义

东营凹陷下第三系烃源岩中普遍发育异常高压,根据对超压体系的地球化学行为分析后认为压实不均衡是形成沙三中异常高压的主要原因,生烃作用是形成沙四上超压的主要机制,而沙三下同时具备压实不均衡及生烃作用的双向增压效应断裂沟通的砂岩体及构造背斜等是有利的勘探目标,超压泥岩体周围的透镜状砂体是隐蔽油气藏的潜在目标     

东营凹陷西部沙四上亚段超压成因及增压模式

滩坝砂岩是东营凹陷西部沙四上亚段的重要沉积储层,超压对滩坝砂岩油气成藏具有明显的控制作用。利用测井参数对超压的响应特征建立了超压成因的判别方法并对超压成因进行了分析,认为东营凹陷沙四上亚段深湖相沉积物的快速沉积埋藏使得欠压实成为超压形成重要因素;沙四上亚段优质烃源岩的广泛发育及热演化使得生烃增压成为超压形成的另一个重要原因。建立了东营凹陷西部增压模式,将超压的演化分为正常压实阶段、欠压实及早期生烃增压阶段以及大量生、排烃增压三个阶段,在超压发育的不同阶段,欠压实与生烃增压先后成为最重要的因素。     

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。     

准噶尔盆地玛湖凹陷异常高压分布和形成机理

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系及其以下中—深部地层异常高压发育,为分析其形成机理,利用实测地层压力、声波时差和地震等资料,结合沉积和构造背景,借助单井压实曲线分析、单井地层压力预测和盆地模拟技术,研究了玛湖凹陷地层压力的分布特征、成因机理和保存条件。研究表明,玛湖凹陷不同地区超压顶面出现的层位不同,凹陷西北部侏罗系及以上地层多未出现超压,凹陷东南部和达巴松凸起地区侏罗系已经开始出现超压;异常高压的主要成因是快速沉积欠压实作用,生烃增压作用贡献小,凹陷边缘断裂带附近异常高压形成的主要因素是断裂活动引起的他源超高压;三叠纪至今剩余压力演化可以分为4个阶段:无剩余压力段、剩余压力缓慢增加段、剩余压力快速增加段和剩余压力缓慢递减段;玛湖凹陷独特的构造和沉积演化,具备了异常高压流体封存箱的顶板、底板和边板条件,异常高压得以保存至今。     

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。      

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。     

东营凹陷北带古近系中深层异常高孔带类型及特征

异常高孔带类型不同,其成因机制和油气勘探思路也不相同。根据异常高孔隙度储层中原生孔隙和次生孔隙的相对含量,将原生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为原生孔隙型异常高孔带,将次生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为次生孔隙型异常高孔带。东营凹陷北部陡坡带古近系异常流体超压和油气的大量充注等有效保存原生孔隙的地质因素普遍存在,但目前东营凹陷中深层异常高孔带仅被界定为次生孔隙型异常高孔带,其合理性值得商榷。通过对东营凹陷北部陡坡带沙河街组四段和三段中亚段碎屑岩储层的研究,北部陡坡带胜坨地区在2 800~3 300 m和3 300~3 700 m存在2个异常高孔带,其储集空间以原生孔隙为主,原生孔隙含量达到50% ~90%,属原生孔隙型异常高孔带;民丰地区在4 250~4 400 m和4 750~4 900 m存在2个异常高孔带,其储集空间以次生孔隙为主,次生孔隙含量达到60% ~90%,属次生孔隙型异常高孔带。     

烃源岩层中异常高压研究——以渤海湾盆地东营凹陷古近系为例

异常高压对油气成藏具有重要作用。渤海湾盆地东营凹陷古近系沙三、沙四段烃源岩普遍存在异常高压,泥岩的欠压实作用和生烃作用是异常高压产生的主要因素,异常高压的高值区与暗色泥岩厚度大的地区有较好的对应关系。现今异常高压主要分布在2700~3500 m的深度范围,随着深度的增加,异常高压范围增大。应用异常高压研究成藏作用时,要考虑异常高压的时代性。烃源岩中现今异常高压对油藏的保存具有积极的作用,是未来油源灶;古异常高压对排烃是有效的,油气的主要富集区位于大规模生烃后的古异常低压区。      

东营凹陷古近系超高压成因及其特征

东营凹陷古近系存在 3 类超高压地层。根据“综合压实曲线”和“压力正演模拟”,确定欠压实和生烃作用是泥岩超高压的成因。“接触传递”使与超高压泥岩呈接触关系的Ⅰ类砂岩产生超高压,Ⅱ类超高压砂岩则是“连通传递”的结果。沙三中亚段较深井段泥岩发育弱超高压,沙三下亚段压力增强到中超高压,沙四段发育强超高压。泥岩超高压平面上以沉积中心为超高压中心,向盆地边缘超高压强度减弱,呈“环状分布”;浅层砂岩（埋深小于 3 000 m）极少发育超高压,只分布在部分断裂带、不整合面附近,砂岩超高压强度大于泥岩;3 000 m 以下,泥岩超高压强度大于砂岩。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性影响因素

为探索渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性与页岩演化程度变化关系,分析了东营凹陷古近系页岩主要粘土矿物演化特征、页岩流体压力发育情况、页岩内烃类流体性质演化规律,以显微荧光方法对页岩的可动油进行了观测,并对页岩可动油率进行了模拟实验测定。研究表明：随页岩埋深增加,伊/蒙混层及蒙脱石含量逐步降低,至3 500 m深度时达到平衡点。埋深大于3 500 m粘土矿物水化膨胀性减弱,有利于页岩油储层的压裂和压裂后裂缝的保持。2 800 m以下,页岩普遍发育自源异常高压,为页岩油的产出提供了有利的天然能量。埋深大于3 000 m,由于进入生烃高峰,页岩内一般具有较高的含油饱和度。在埋深小于4 200 m页岩内以油相为主,至4 300 m进入凝析气相阶段。页岩油粘度随深度增加明显降低,在3 500 m左右降至较低数值。显微荧光观测和可动油模拟实验表明：埋深大于3 000 m页岩中均存在可动油,且随深度增加,可动油比例增大。综合粘土矿物演化特征、流体压力发育情况、页岩内流体性质和可动油实验结果,认为东营凹陷大于3 500 m的古近系页岩油具有较好的勘探前景。     

黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征

歧口凹陷是黄骅坳陷中一个主要的第三系富油气凹陷,沉积了厚逾万米的下第三系,上第三系 第四系,歧口凹陷深层的主体指3500米以深的沙一段,沙二段,沙三段和部分东营组。该套地层是目前歧口凹陷的主要生油层系和油气勘探的主要领域,油气资源潜力巨大。前人研究表明,歧口凹陷深层异常高压十分发育。异常高压与油气运移,聚集和油气分布有十分密切的关系,如马西油田的沙一下亚段压力系数高达1．5米,长芦油田沙三段压力系数为1．44－1．55。因此,异常压力的分布特征对于研究歧口凹陷油气运移和油气分布有重要意义,本文主要利用平衡深度法研究歧口凹陷深层的异常压力特征及其分布,有关异常 压力 对油气运移的影响已另文发表。     

渤海湾盆地渤中凹陷古近系地层超压成因及测井响应特征

通过渤海湾盆地渤中凹陷古近系的测压、测井数据建立全井段地层压力曲线,划分其垂向超压带,并根据垂直有效应力-速度交会图、烃源岩发育层段及镜质体反射率分析了超压成因和类型,完善了超压成因的识别方法.研究结果表明:①渤中凹陷古近系东二下段至沙三段均发育异常超压,超压成因主要为欠压实、有机质生烃、流体传导,随着地层年代变老,超...     

松辽盆地扶新隆起带南部青山口组超压特征及油气地质意义

扶新隆起带南部青山口组普遍发育超压,超压与源下油气成藏关系密切。根据录井、钻测井及室内分析测试等资料,结合沉积埋藏史及生烃史,对该区青山口组超压成因、分布及控制因素进行了研究。结果表明：青山口组超压主要分布在青一段、青二段,“层控”效应明显,超压层测井响应具高声波时差、低密度、低电阻率的特征;下斜坡区超压为欠压实作用与干酪根生烃作用综合作用的结果,属二元成因型超压,而上斜坡区超压则以欠压实作用为主导,属单一成因型超压;单井压力剖面呈钟形,自上而下,压力系数与剩余压力均呈递增性变化;纵向上,青二段压力系数为1.2～1.65,剩余压力为2.5～9MPa,表现为低-中超压,青一段压力系数为1.5～1.85,剩余压力为4.5～11MPa,表现为中-高超压,超压极值分布在青一段;平面上,自长岭凹陷至扶新隆起带方向,随着埋深变浅,超压强度减弱,下斜坡区超压明显高于上斜坡区,剩余压力高值中心主要集中在R48井、R39井及R26-1井等井区;青山口组超压分布呈现较强的非均质性,这种非均质性主要受沉积埋藏速率、暗色泥岩厚度及品质、超压层埋深和断层启闭性等因素控制。超压特征研究可为扶新隆起带南部扶余油层油气成藏认识、盖层封闭性能评价等提供依据。