东营凹陷超压系统的幕式排烃

东营凹陷烃源岩具有沉积速度快、连续沉积厚及高热流、高地温、高有机质含量的特征;同时,主力烃源岩段(沙河街组三段、四段)发育大套的泥岩,烃源岩主要以砂岩嵌入式、泥包砂及纯泥岩形式存在。这些条件导致在成熟的烃源岩段超压系统十分发育,同时也使得幕式排烃成为东营凹陷烃源岩一个重要的排烃方式。东营凹陷超压体系幕式排烃分为"构造幕"和"压力幕"两种方式。"构造幕"的机制是外部构造活动的破坏,其排烃方式主要是沿着断裂面及构造裂缝运移;"压力幕"的机制是超压体系内部"剩余"能量的积累和释放,其排烃方式主要是沿着压裂形成的微裂缝排放。在发生幕式排烃作用的超压体系内,排烃效率、烃指数分别较上下层段明显增大和减小。幕式排烃具有的高能量、快运移的特征,使得其在油气勘探中具有重要的意义。     

原生岩性油藏形成机理新解

为了揭示原生岩性油藏的形成机理，对原生岩性油藏相邻烃源岩的岩心地球化学及地层异常压力进行了分析，认为原生岩性油藏的形成包括烃源岩的排烃和砂岩储集体的聚烃2个相对独立但又彼此联系、相互协调的过程。超压区内烃源岩的排烃方式主要有微裂缝排烃、差异突破压力排烃和断层排烃3种类型，它们具有不同的动力学特征和排烃机制。聚烃过程包含烃类的充注和砂体中水的排出2个能量传递过程，且有各自独立的流动途径和压力系统。只有当排烃过程与聚烃过程协调一致时，原生岩性油藏才能形成。     

断陷盆地烃源岩压实排烃的非均一性分析--以东营凹陷为例

东营凹陷古近系烃源岩压实排烃有着较强的非均一性,有机质的非均质性分布为其提供了物质基础,压实的非均一性为其创造了动力条件。排烃的非均一性在形式上具微观和宏观两个层次结构,其微观上表现为不同岩性组合的烃源岩以及单层烃源岩内部排烃的明显不同,宏观上表现为不同地区不同层段烃源岩的压实程度以及排烃特征的显著差异。厚层烃源岩内部"滞排"现象及超压体系中间歇性的"幕式排烃"是烃源岩排烃非均一性向两极发展的极端状态。在进行盆地模拟、资源评价时,应充分考虑排烃的非均一性。     

济阳坳陷古近系烃源岩结构及排烃的非均一性

济阳坳陷古近系湖相纹层状泥页岩中的有机碳分布非均一性强烈,烃源岩结构有大段纯泥岩式、砂岩嵌入式、指状式、泥岩嵌入式、泥包砂式、砂包泥式和砂泥交互式等,其压实状态、压力分布状态及排烃特征互不相同。烃源岩压实不均衡导致排烃的非均一性,厚层烃源岩中的滞排现象和超压体系的幕式排烃特征是非均一性的两种极端体现。烃源岩排烃的非均一性为分阶段进行排烃模拟提供了新思路。图3表1参22     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7 段烃源岩排烃机制及成藏意义

通过鄂尔多斯盆地陇东地区延长组泥岩综合压实曲线对比,明确研究区长7段烃源岩普遍存在欠压实现象,利用等效深度法计算了泥岩最大埋深时期的过剩压力,结果表明,欠压实产生的过剩压力是长7段烃源岩排烃的重要动力。由此,根据过剩压力的纵向分布特征划分了3种排烃方式,并叠合烃源岩的分布、源储压力差得出长7段烃源岩向其上下地层有利的排烃范围。结果表明,当源储压力差不小于储层的毛管压力时,排烃才可能发生;有利的排烃区受优质烃源岩分布、排烃方式和动力条件的综合控制;长7段烃源岩向下伏地层排烃的条件优于向上覆地层,是现今油藏选择在长8段大规模分布的主要原因;长6段小规模的油藏基本分布在长7段烃源岩向上有利排烃范围之内。     

渤海湾盆地东营凹陷梁家楼油田成藏机理探讨

有效烃源岩、输导体系、成藏时间及期次是成藏机理的主要研究内容,综合运用油源对比、断裂-砂体研究、油藏充注史分析结果,认为梁家楼油田下第三系沙三中+下亚段及沙四上亚段有效烃源岩主要通过同生断层与沙三上亚段储层连通,断层是输导体系的主要组成部分,断层活动产生的地震泵效应与地层流体异常高压是运移主要动力,3期断层活动史与3期油藏充注史具有良好的对应关系,成藏机理可归纳为幕式断层活动控制油气幕式运移与充注。      

考虑烃源岩非均质性的排烃模型

烃源岩组构参数中的源岩厚度对排烃效率的影响较大,利用烃源岩连续厚度和最大有效排烃厚度的相对关系可将源岩分为完全排烃和不完全排烃两种类型。异常压力的发育程度和空间分布特征决定了幕式排烃的空间分布。结合异常压力与烃源岩组构的分布情况将有效烃源岩排烃地质模型划分为:完全排烃模型、不完全排烃模型和幕式排烃模型。将烃源岩非均质性的概念引入到生、排烃数值模拟过程中,利用韵律层的概念,推导出这3种排烃地质模型的数学模型。经牛38井一段烃源岩的计算检验,结果表明新模型提高了计算精度。     

油气初次运移的模拟模型

提出了一种新的烃源岩排烃史模拟方法,把排烃过程划分为压实排烃和微裂缝排烃两个阶段,并分别建立了压实排烃模型、微裂缝排烃模型和扩散排烃模型.在压实排烃模型中,压实作用是油气初次运移的主要动力,除考虑烃源岩孔隙体积的压缩外,还考虑了烃源岩内由于粘土脱水、油气生成以及流体热膨胀造成的孔隙流体体积增大对压实排烃量的影响;在微裂缝排烃模型中,烃源岩内的异常高压是排烃的主要动力,造成异常高压的主要因素：压实作用、粘土脱水作用、油气生成以及扎隙流体的热膨胀等.这两个模型的特点是引入了热力学中的状态方程和流体相平衡准则,用以确定孔隙流体相态及饱和度的变化,并由此计算排烃量.利用这一方法可分别模拟出烃源岩的排油史和排气史.     

博兴洼陷下第三系沙四上亚段和沙三段岩性油藏形成机制

博兴洼陷下第三系岩性油藏的形成具有“复式排烃、排聚耦合和四元控藏”的总体特征,而其独特的烃源岩结构和地层压力系统决定了沙四上亚段和沙三段烃源岩在排烃方式、排烃机制以及岩性油藏成藏特点上的不同。沙四上亚段烃源岩有机质富集,地层压力较高,多为微裂缝排烃;其排烃效率高、范围大,油气顺层侧向运移至洼陷南斜坡鼻状构造的储层发育带聚集成藏。而沙三段烃源岩有机质较分散,地层压力低,多为差异突破压力排烃;其排烃效率低、范围小,只有在有效排烃体内的储集体才可能聚集成藏。断层排烃可以提高其排烃效率和成藏有效性,沙三段岩性油藏主要分布在洼陷中心附近。     

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。     

岩性油藏三元成因模式及初步应用

济阳坳陷岩性油藏系统研究和统计发现,岩性油藏成藏主要受油源、储集物性和砂体成因类型等因素的控制。随埋深增加,岩性油藏的形成具有阶段性,在埋深适当的第二阶段成藏条件最好。岩性圈闭油气成藏可以用三元成因进行解释,围岩生排烃条件由差到好、砂体自身条件由差到好、砂体的沉积环境从不利到有利。当三方面均满足一定的条件时,圈闭具有成藏的条件。通过对车镇凹陷沙河街组三段下层序Ⅰ油源条件、沉积体系和沉积相及储集物性分析,应用三元成因模式对岩性圈闭和岩性油藏的分布进行了初步预测:车西洼陷和郭局子洼陷中心的浊积扇体,车271井区和大355井区是岩性圈闭和岩性油藏发育的有利地区。     

苏丹穆格莱德盆地苏夫焉凹陷含油气系统特征

苏丹穆格莱德(Muglad)盆地位于中非巨型走滑断裂带的东端部,是一个大型中生代含油气裂谷盆地。苏夫焉(Sufyan)凹陷位于该盆地北区块的最北侧,下白垩统阿布加布拉(Abu Gabra)组是烃源岩、Abu Gabra组的三角洲砂体和本蒂组(Bentiu)组的河道砂岩是主要储集层;上白垩统达尔富尔(Darfur)群为区域盖层;油气圈闭类型主要为断背斜、断鼻和断块等。苏夫焉凹陷含油气系统纵向上划分为二个亚系统,第一套沉积旋回Abu Gabra组自生自储自盖亚系统及第一套和第二套沉积旋回组成的下生上储盖亚系统,即Abu Gabra组生油岩、Bentiu组河道厚砂岩储层和Darfur群泥岩盖层组合,它们都是本区有利的勘探组合。该凹陷中部构造带是油气有利聚集区带,有些良好的勘探前景。      

准噶尔盆地腹部超压控制烃、储演化与油气充注过程

准噶尔盆地中生界地层普遍发育异常高压,且与油气分布关系复杂.为了明确异常高压形成演化过程与烃源岩成烃演化、储层成岩演化的关系及其在成藏期油气充注过程中的作用,综合利用钻井、测井和录井资料,充分采用地球物理与地球化学测试成果,建立地层压力、生物标志物、储层物性分布之间的相关性,明确异常高压对成烃、储层成岩演化以及油气充注过程的影响.结果表明：在超压作用影响下,烃类演化保持较长的时限,对于盆地腹部有效烃源岩的长期演化具有积极的促进作用;同时,储层砂岩的孔渗条件也直接或间接地受控于异常高压演化,是现今深部储层砂岩保持较好的孔渗条件的重要成因之一;成藏关键期,油气充注过程在超压或强超压驱替作用下,油气的横向和垂向运移具幕式排放特征.     

地应力对排烃的影响方式及作用模型

本文在对不同排烃阶段排烃机理分析的基础上,结合盆地构造力学,研究分析了地应力对排烃的影响方式,建立了地应力作用下的微裂缝排烃的理论模型,指出地应力对排烃的作用主要表现为两个方面:形成排烃的通道(微裂缝)和作为油气初次运移的动力(改变烃源岩的孔隙流体压力)。研究结果表明,地应力分量中对排烃起决定作用的是最大差应力;在应力作用下,排烃方向为微裂缝的延伸方向,即平行于最大主压应力方向;不同类型盆地中地应力对排烃的影响方式和影响程度是不一致的,其中挤压盆地影响较大,伸展盆地影响相对最小;盆地构造活动期最有利于排烃。      

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。     

东营凹陷沙河街组烃源岩结构对排烃成藏的控制作用

东营凹陷主力烃源岩沙四段上亚段及沙三段下亚段具有多种岩性结构形式,为考察不同岩性结构的烃源岩排烃作用及成藏特征,对其地质地球化学特征进行了研究。通过对钻井取心物理特征的观察及不同结构烃源岩地质地球化学特征的比较,认为沙四段上亚段及沙三段下亚段下部主要发育纹层状泥页岩,油气以远距离侧向运移为主;沙三段下亚段上部及沙三段中亚段主要发育块状泥岩,油气以垂向运移为主,存在透镜体充注式排烃、顶部泥岩向下伏砂岩排烃及底部泥岩向上覆砂岩排烃三种方式。东营凹陷不同结构的烃源岩的排烃方武造成了油气分布的差异,沙四型原油分布于凹陷外围,沙三型原油分布于凹陷内围,混合型原油分布于中间地带。     

排烃机理及厚度探讨

为研究排烃,苏北盆地建立了4条地球化学剖面。根据剖面源岩在排出路线上未反映出烃浓度的梯度变化,以及各处源岩仍保持原有地球化学特征等说明微孔道排烃的假说不成立。研究表明,层段之间存在异常压力释放及排烃的不均衡,这种不均衡与层段之间的生烃能力差异有密切关系。根据泥岩中观察到的大量微裂隙和层段间的排烃差异,提出烃类排出是一个从压力积聚到压力释放的幕式涌流过程,通过生烃达到地层增压、形成层面破裂和纵向微裂隙,然后排出。微裂隙排烃具有"优势生烃者先排烃、段与段之间差异为主、无厚度限制"三大特点。