库车坳陷迪那2气田异常高压成因机制及其与油气成藏的关系

通过对间接估算和地层测试获取的地层压力分布特征的研究,结合实际地质资料和前人最新研究成果,分析了库车坳陷迪那2气田异常高压的成因机制,并估算了主要超压机制对现今超压的贡献,探讨了异常高压形成过程及其与天然气藏形成的关系。结果表明,不均衡压实、构造应力和超压传递作用为迪那2气田异常高压的主要形成机制,其中断裂的垂向开启和褶皱形成引起的超压传递作用是最主要原因。迪那2气藏的形成与气藏内异常高压的形成具有同步性,康村期的早期油气充注时,储层基本为正常压力系统;库车沉积期快速的沉积作用产生了压实不均衡作用,形成了约5~10 MPa的过剩压力;库车组剥蚀期到第四纪,在强烈的构造挤压作用下,断裂幕式开启形成的垂向超压传递作用、褶皱形成引起的侧向超压传递作用和水平的构造应力作用,极大地增大了储层中异常压力的幅度,形成了约40~50 MPa的过剩压力,该时期为迪那2气田超高压及气藏形成的主要时期。     

西湖凹陷西斜坡W构造异常高压特征及对油气成藏的影响

根据钻井、测井及分析化验资料对西湖凹陷西斜坡W构造的超压特征进行了分析,明确了超压封存箱的分布以及超压的成因,并通过超压封存箱内烃源岩热演化、储层成岩特征以及油气运聚特征的研究,总结了超压对油气成藏的影响。研究表明W构造超压封存箱主要分布在平下段,厚度为200～550 m,泥岩超压在全区广泛分布,储层超压仅分布在中块和南块,压力系数最高1.5。通过测井曲线综合分析、声波速度-密度交会图两种方法,结合地质背景确定W构造泥岩异常高压的成因主要为欠压实,也有生烃增压的贡献。储层超压主要是传递增压,有来自三潭深凹的远源超压传递。超压对油气成藏的影响主要表现为:超压抑制烃源岩干酪根热降解,拓宽生油窗;超压抑制储层压实,促进胶结作用及溶蚀作用;超压提供运移动力,超压封存箱内可以形成大型岩性油气藏。     

试析歧北凹陷异常压力在深层油气藏成藏过程中的控制作用

歧北凹陷深层普遍存在异常压力 ,压力系数为 1.2～ 1.6,纵向上分布有 4套幅度不等的高幅泥岩欠压实带 (超压带 )形成压力封隔层 ,即Ed Es上1、Es中1、Es2 、Es3等 4套泥岩超压层。凹陷沉降初期产生异常高压的主要原因是盆地的快速沉降与巨厚泥岩沉积相配置 ;东营组沉积末期至明化镇组沉积时期 ,沙一中段地层异常压力则主要与烃类生成、黏土矿物转化有关。该凹陷深层油气资源丰富 ,油气藏均具有高压封闭特点。异常压力在深层油气藏的形成过程中起着极其重要的作用 :①异常压力改善了深部砂体的储集性能 ;②上覆超压异常带对下伏油气具有良好的封闭保存作用 ;③异常压力为油气运聚提供了动力。在歧北凹陷寻找超压油藏 ,纵向上应注重沙一下段和沙三段 ,平面上应注重斜坡带和深凹部位     

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。     

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。     

朝阳沟阶地—长春岭背斜带异常压力的形成与分布

为搞清朝阳沟阶地—长春岭背斜带压力系统形成与分布的主控因素,采用实测地层压力与测井资料计算流体压力相结合的方法研究地层压力特征,并且对上覆载荷迁移及地层温度变化引起的压力变化量进行了计算。研究认为:白垩纪之后的构造活动使泉头组上覆载荷遭受剥蚀,引起局部地层的温度变化,导致常规压力系统变化,形成异常压力系统;青一段泥岩超压全区分布稳定,嫩一段泥岩超压主要分布在三肇凹陷南部;扶杨油层储层平面上可以划分为三肇南部的超压—常压、朝阳沟阶地的常压—负压、长春岭背斜的负压等3个压力系统;朝阳沟阶地与三肇南部的泉三、四段储层出现了2种异常压力系统的现象,主要为成藏以后的构造运动导致油气发生下挤上排所致。     

川东地区飞仙关组地层压力分布特征

本文利用现有钻探资料，对川东地区飞仙关组地层压力分布、形成机理、控制因素与油气富集的关系进行了探索，并寻找有利的勘探目标区块。由于沉积相导致储层类型的不同以及构造特征上的差异，钻井上发现飞仙关组地层压力在平面上分布极其不均匀，而且相差悬殊，压力系数分布从1．0～2．0不等。按压力系数的高低，将川东地区飞仙关组划分为四个分区：A．开江-梁平海槽北侧常压及超压区；B．沙罐坪-高峰场异常高压区；C．川东腹地铁山-福成寨-双家坝-龙门常压及超压区；D．川东南部新市-大池干异常高压区。四个分区与区域沉积相有良好的对应关系。造成飞仙关组地层压力分布相差悬殊的主控因素是储层发育状况。一般情况下，沉积相条件良好、储层较发育的区域主要表现为常压或超压状态。文中指出，常压或超压区内与构造相匹配的飞仙关组鲕滩储层圈闭是天然气富集的有利区。     

郯庐断裂增压带超压特征、成因及其定量评价——以渤海海域辽东湾锦州27段为例

郯庐断裂渤海海域锦州27段走滑压扭增压带JZ27-A井区沙三段储层内发育异常高压,压力系数平均值达1.5。其主要特征为:超压顶部有厚层泥岩封隔层、超压发育段颗粒碎裂作用强、发育范围及层位受增压带范围以及走滑压扭强烈发育期影响(仅在JZ27-A井区沙三段储层内发育)。其形成机制为:在东三末期到东二早期的郯庐断裂强烈右旋走滑作用下,在走滑压扭增压带JZ27-A井区形成应力强烈集中区,从而形成水平构造挤压应力,同时由于上覆厚层泥岩的存在,应力得不到有效释放而产生超压。依据地层压力平衡,对走滑应力所产生的超压贡献进行了定量估算。计算结果表明,走滑应力对超压的贡献达到了30%~35%,早于大量生排烃期,极大地阻碍了油气充注。     

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     

辽中北部东营组地层压力预测及超压成因分析

准确预测现今异常地层压力,并探索与把握异常压力的成因及其发育特征具有重要的理论意义与实践价值。以声波时差资料为基础,结合其他测井、地质、地化及测试资料,利用平衡深度法、Bowers法、Eaton法计算辽中凹陷北部JZ21-1及JZ16-4构造古近系东营组的地层压力,并综合分析地层压力的分布特征,该构造带超压起始于东营组二段下部,最大的超压发育在东三段,压力系数分布范围为1.20~1.74。利用速度-垂直有效应力交汇图法确定了研究区形成异常高压的主要原因为泥页岩不均衡压实作用,次要原因为流体传导作用。     

葵花岛构造异常地层压力成因机制

葵花岛构造沙河街组异常高压形成于东营组沉积末期。断层处于封闭状态是异常高压产生的首要条件,天然气持续不断的聚集是形成异常超压的主要因素,沉积物快速堆积、粘土矿物脱水和高温增压对形成异常高压都有一定的影响。      

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。     

四川盆地西北部上三叠统须三段储层超致密与气藏超压成因

关于四川盆地西北部地区上三叠统须家河组储层致密、气藏超压的相关研究较多,但是对于致密储层的形成机理、异常超高压的展布特征与形成机制、热演化作用对大规模致密气聚集的影响等研究则尚不够系统和深入。为此,利用近期获得的大量钻井资料,研究该区须家河组三段(以下简称须三段)储层特征及主控因素,结合烃源岩热演化和成岩作用演化分析储层致密的原因;在分析气藏流体温度压力特征的基础上,结合构造运动分析气藏超压的形成机制;最后在归纳总结大型超压气藏特征的基础上,分析大规模超压天然气聚集机制。研究结果表明:①须三段极致密储层是强成岩压实与沉积物提供大量碳酸盐岩碎屑导致的强钙质胶结的共同结果 ;②须三段储层经历了深埋下的高热演化,储层最致密的地区既是热演化程度最高的地区,也是致密气的主要发育区,超高压致密气的形成受强成岩作用以及白垩纪末期高热演化的影响明显;③剑阁地区须三段砂/砾岩成岩压实使孔隙度下降了20%,安县构造运动使龙门山隆升为须家河组沉积提供的大量碳酸盐岩物源是碳酸盐胶结导致储层致密化的重要原因,使孔隙度损失了10%～20%;④该区坳陷带气藏异常高压的形成并非构造挤压造成的,而是因断裂不发育、生烃增压与构造反转导致泄压不畅所致,形成极致密储层超高压发育区;⑤龙门山、米仓山断裂带前缘断裂发育导致压力释放,为常压区,储层物性也好于坳陷带。结论认为,该区大规模超高压致密气藏的形成机制复杂、影响因素多样,紧密的源储组合关系、白垩纪末期的高热演化生烃增压、喜马拉雅期构造反转与地层隆升剥蚀、圈闭围岩极好的封闭能力所引起的极致密储层泄压不畅等原因,造就了该区异常超高压天然气的大规模聚集。     

车镇凹陷地层压力结构体系

车镇凹陷普遍存在异常高压,凹陷内不同次级洼陷压力结构存在较大的差异.利用钻井泥浆、测井和试油等资料,分析了车镇凹陷不同洼陷的地层压力结构特征.在单井垂向上,地层压力系统可划分为上部静水压力系统、中部异常高压系统和底部常压系统.在二维剖面上,根据压力的分布可划分为外环常压系统、中环异常高压系统和内环超压系统.结合点面体地层压力结构研究发现,在车镇凹陷套尔河洼陷沙四段上亚段-沙三段中下亚段形成独立的超压封存箱型压力结构体系,顶部由沙三段中下亚段的洪泛面形成封盖,侧向由岩性及岩性相变形成封隔.车镇凹陷地层压力结构主要受控于沉积环境、烃源岩分布范围以及构造断裂活动.在洼陷之间存在沟通深层超压断裂体系则容易形成低幅他源压力结构体系.     

冀中坳陷马西洼槽异常高压与油气成藏

冀中坳陷马西洼槽古近系沙河街组普遍发育异常高压带,异常高压主要发育在沙二段、沙三段,其中沙三上亚段最大压力系数达1.37,且异常压力系数由洼槽向洼缘逐渐降低。烃源岩生排烃是该区形成异常高压的主要原因。异常高压对马西洼槽油气成藏主要有3种作用:一是改善储层;二是增加盖层的封闭性;三是为油气运聚成藏提供动力。在此基础上建立了任东斜坡区高压—中孔岩性—构造油藏、洼槽区高压—中孔构造—岩性油藏及南马庄陡坡区常压—中高孔岩性或构造岩性复合油藏等3种成藏模式。     

廊固凹陷异常高压与油气成藏的关系

油气藏的形成和分布与异常高压的关系非常密切。廊固凹陷异常高压主要发育在下第三系渐新统沙河街组沙三、沙四段，以沙三下段最为明显，压力系数逾1.7，平面上异常高压主要发育在凹陷中心，向凹陷边缘压力系数逐渐降低。快速沉积导致的欠压实作用、烃类的生成以及岩浆侵入导致的流体热增压效应是异常高压形成的重要原因。对该凹陷异常高压与油气成藏关系进行了研究，结果发现，异常高压对油气运聚有着重要的影响：一方面，异常高压是油气运聚的一种重要动力来源；另一方面，在一定地质背景下其也是控制油气分布的重要因素。油气藏多分布在超压层内或者邻近超压区，同时异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向凹陷边缘流动，最终形成油气藏围绕生油凹陷分布的格局。该区油气藏主要分布在廊东、柳泉-曹家务等异常高压发育区。     

琼东南盆地异常地层压力与深部储集层物性

以琼东南盆地的实际资料为基础,分析了琼东南盆地异常地层压力分布及其成因机制,查明了琼东南盆地深部储层异常物性分布特征和异常地层压力对深部储层物性的影响并提出了深部储层的预测方法.认为琼东南盆地体现了晚期超压的特点,次生孔隙发育段与异常超压发育段对应,异常压力通过烃类的次生孔隙生成和原生孔隙保护、欠压实的孔隙保护以及阻止胶结物的形成3种方式对深部储层孔隙保存和发育产生影响.最后验证了Gluyas和Cade提出的有效埋藏深度是计算和预测超压条件下储集层孔隙度与深度关系的方法,认为该方法对琼东南盆地深部超压条件下储集层孔隙度的预测是-种行之有效的方法.     

辽西低凸起及辽中凹陷压力场特征与油气分布关系

辽西低凸起及辽中凹陷古近系广泛发育超压,异常高压主要分布在东营组二段下部至沙河街组一段和沙河街组三段。主力烃源岩生成的油气,在超压的强动力驱动下,沿断层、砂体、不整合面等输导体系侧向传递到辽西低凸起及凹陷两侧斜坡带等有利圈闭中聚集成藏。天然气藏主要分布于异常高压带的内部,油藏主要分布于异常高压带内部或异常高压带边缘(常压带或过渡压力带),少数岩性油气藏或封闭条件优越的凝析气藏位于超压区内,若油气藏上覆有压力和泥岩的双重封堵,则油气聚集量明显加大。     

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.     

八角场地区香四段气藏的成因与意义

四川盆地中部八角场地区香四段气藏得以成藏的关键是有利储层的发育和压力封闭。在低A／S条件下发育的砂体,有较高的孔隙度和渗透率,是优质的储层,而在较高A／S条件下发育的砂体,其物性较差,是不利的储层;八角场地区香四段气藏位于上三叠统异常压力封闭系统内,香四气藏内部异常高的地层压力主要是构造挤压和烃类生成作用形成的,在这种超压备件下的水溶相天然气的脱溶作用是成藏的重要因素。