川东南林滩场地区五峰组-龙马溪组页岩气藏压力演化及其地质意义

川东南林滩场地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具备较好的勘探开发条件,查明该层系古流体压力演化对揭示页岩气成藏及逸散过程具有重要意义。以林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩构造裂缝和流体超压裂缝脉体为研究对象,综合阴极发光观察、包裹体显微测温、激光拉曼分析及盆地模拟等技术手段查明该地区的古流体压力演化过程及其控制作用。研究表明:(1)林滩场地区经历了常压、微超压—常压、超压、泄压4个阶段,其中超压主要来源于生烃作用,泄压主要由页岩气逸散导致,且使气藏泄压54%。(2)五峰组—龙马溪组黑色页岩层系底部的裂缝存在两期脉体充填。第一期形成于沉降埋深阶段,时间在131~118 Ma,形成温度介于178~205℃,甲烷包裹体捕获压力为105.6~119.8 MPa;第二期形成于构造抬升阶段,时间在25~18 Ma,形成温度介于150~175℃,甲烷包裹体具有相对较低的盐度,其捕获压力介于80.8~92.1 MPa,较低的压力系数(1.37~1.49)指示气藏已发生大量逸散。(3)晚期构造运动,特别是喜马拉雅晚期的快速抬升是造成气藏逸散和泄压的根本原因。有机孔的圆度减弱、孔径减小表明储层物性变差。由于气藏形成和保存时间长,林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩仍具备较好的勘探潜力。该研究有助于深化林滩场常压页岩气藏富集规律的认识,可为该地区页岩气勘探有利区的优选提供一定的理论支撑。

鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密储层含气系统压力演化

鄂尔多斯盆地东缘上古生界多层系致密气发育,准确认识气藏压力演化过程对深化致密气成藏认识和实现气井高产稳产具有指导意义。综合应用钻测井资料和岩心流体包裹体测试,结合盆地埋藏史和热演化史模拟,揭示了鄂尔多斯盆地东缘上古生界含气系统压力演化。结果显示,研究区自下而上发育欠压、略微欠压和常压系统。均一温度和盐度总体上连续分布,反映了油气连续充注过程。太原组、山西组和下石盒子组均一温度和盐度正相关,反映近源生烃后快速充注;上石盒子组和石千峰组均一温度和盐度负相关,受流体远距离运移充注和紫金山构造热事件作用下的气藏再平衡影响。研究区在白垩纪中期大量生烃,形成了异常高压,储层压力在34.89~38.26 MPa。后期地层抬升造成储层压力降低,其中地层降温贡献了50.31%~57.85%;天然气膨胀引起的气体运移贡献了28.25%~41.95%,且以上部地层降低为主;孔隙反弹贡献了0.37%~0.79%。相关成果系统揭示了上古生界致密气藏压力系统演化及现今气藏压力成因,对于认识鄂尔多斯盆地和类似盆地致密气富集成藏规律具有借鉴意义。

莺歌海盆地地层压力演化特征及其与天然气运聚成藏的关系

钻井资料显示莺歌海盆地现今存在超压,纵向上由浅至深可划分为常压带、过渡带和超压带。利用测井声波时差和地震速度资料,按等效深度法计算了莺歌海盆地大量排气期(1.9 Ma)和现今超压值,并恢复了单井超压的演化。结果表明,地层超压平面上是以乐东区为中心向北向东递减的,临高隆起带和莺东斜坡带大部分为常压,单井上超压演化是逐渐增大的。这一结果与不同地区地质历史上沉降中心和沉积环境密切相关。莺歌海盆地超压的存在使天然气在剩余压力的作用下垂向运移。天然气藏均分布在乐东和东方地区黄流组项底压差大、莺歌海组盖层超压封闭能力强的地区。靠近底辟区、且同时满足上述2个条件的储层更有利于天然气成藏。

库车坳陷克拉2气田异常流体压力演化史

根据克拉2气田现今实测地层压力分析了异常高压发育的特征,并通过流体包裹体测试求取包裹体形成时期的古压力。计算结果表明:下白垩统和古近系库姆格列木群砂岩储层在距今8～6Ma(康村组沉积期末)时,古压力系数大致为1.09～1.18,发育过剩压力为4.6～9.6MPa的异常高压。在此基础上,以古、今压力数据为约束条件,利用数值模拟技术定量恢复出下白垩统与侏罗系异常流体压力的演化历史。研究发现:下白垩统储层流体压力经历了沉积型异常流体压力形成发展(白垩纪-库车组沉积期末)和沉积型异常流体压力萎缩—构造挤压型异常流体压力孕育(库车组沉积期末至今)两个阶段。康村组沉积早期沉积型超压开始出现,库车组沉积期末达到顶峰,过剩压力达40～50MPa;此后,在沉积型超压萎缩—构造挤压型超压孕育过程的耦合下,过剩压力曾降至25～30MPa,更新世起超压略有升高。侏罗系流体压力演化较为简单,吉迪克组沉积期开始出现超压,至库车组沉积期末达到高峰,此后异常高压逐渐萎缩。在克拉2气田的主要成藏时期(距今3～1Ma),烃源岩较储层具有更高的异常压力,源—储压力差为10～30MPa。

四川盆地蓬莱地区震旦系灯影组气藏压力演化与成藏过程

近期,四川盆地川中古隆起北斜坡蓬莱地区震旦系灯影组天然气勘探取得重大发现,明确该地区油气成藏过程与流体压力演化对于正确认识该区气藏的形成和分布规律具有重要意义。为此,通过灯影组二段(以下简称灯二段)岩心与薄片观察、流体包裹体测温、激光拉曼光谱分析、PVT模拟等测试手段,明确了该地区灯影组成岩演化序列,重建了气藏压力演化历史与成藏演化过程。研究结果表明:①蓬莱地区灯二段经历了泥晶白云石→早期隐晶质石英→纤状白云石→纹层白云石→细晶白云石→早期沥青→中粗晶白云石→鞍状白云石→原油裂解+硫酸盐热化学还原作用+沥青→铅锌矿化作用→晚期石英→萤石→构造裂缝共13个成岩—成藏演化序列;②蓬莱地区灯二段经历了多期成藏演化过程,其中志留纪末期形成的第一期古油藏在海西早期发生破坏,三叠纪中—晚期是第二次原油规模成藏期,侏罗纪—早白垩世古油藏裂解形成古气藏,晚白垩世—现今是古气藏调整改造与保存期;③震旦系气藏经历了常压→弱超压→强超压→极强超压→强超压→弱超压→常压的演化过程,震旦系古超压是深埋高温与热液作用并叠加硫酸盐热化学还原作用使得古油藏完全裂解生气所造成。结论认为,蓬莱地区气藏保存至今主要与晚侏罗世至晚白垩世经历了持续超压有关,喜马拉雅期的构造抬升促使天然气扩散运移和调整,原始超压气藏逐步演化为现今的常压气藏。

渤海湾盆地东濮凹陷压力演化与超压形成机制

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复及盆地模拟,对东濮凹陷北部地区地层压力的演化和现今压力特征进行分析,结合岩心观察解析超压的形成机制,探讨不同机制对超压的贡献率。结果表明:剩余压力的演化经历'超压原始积累-超压释放-超压重新形成'3个阶段,两次超压的形成时期与油气成藏的时期相对应;古今超压的空间展布均受构造格局、断裂活动和膏盐岩分布的控制,洼陷带以及盐下、盐间地层的剩余压力较大;超压的形成主要为欠压实作用、生烃作用及膏盐岩作用的结果,生烃作用对超压的贡献率与烃源岩的热演化相关。

东营凹陷牛庄洼陷地层压力演化及其成藏意义

东营凹陷牛庄洼陷现今的地层压力垂向分带、平面分区,地层超压与Es4上和Es3下亚段成熟烃源岩分布密切相关,并以洼陷周围的大型控洼断层为界,洼陷内超压强烈,洼陷外超压程度明显减弱.正演模拟表明,洼陷内超压演化总体上经历了早期形成-下降调整-晚期再次增大3个阶段,超压成因机制上从以欠压实为主发展到现今欠压实和生烃作用双重控制,而控洼断层和Es3中亚段下部富泥型地层形成的侧向和垂向封闭,控制了超压的空间分布状态.超压为Ed末期及Ng末-Nm二次重要成藏期的油气运移提供了重要的源动力;超压演化与构造活动演化的相互耦合控制了牛庄洼陷附近断阶带上的油气成藏.

伊通盆地莫里青断陷地层压力演化与油气运聚

以伊通盆地莫里青断陷现今压力场特征及单井超压演化历史的研究为基础，应用2D盆地模拟方法，对伊通盆地莫里青断陷地层压力演化进行了模拟恢复，并探讨了压力演化与构造运动及油气运聚的关系。研究结果表明：莫里青断陷地层压力演化明显经历了始新世早一中期（57．8-39Ma）、中始新世一晚渐新世（39-23．7Ma）、晚渐新世一现今（23．7-0Ma）3个“增压一泄压”旋回，现今地层压力基本为常压，仅靠山凹陷底部发育弱超压；压力演化的旋回性主要受控于构造运动的旋回性；地层压力演化对油气运聚具有重要的影响作用，超压释放期油气运聚活跃，断裂是超压释放与油气运移的主要通道，与断裂输导体系有关的区带为有利的油气勘探对象。

东濮凹陷濮卫地区地层压力演化及其与油气运聚的关系

根据实测资料,对东濮凹陷濮卫地区地层压力的纵向分布特征进行分析,并运用盆地模拟方法对古近系沙三、沙四段古地层压力进行恢复;在油气分布与主成藏期地层压力平面和剖面分布关系研究的基础上,探讨异常地层压力演化与油气运聚的关系。结果表明:研究区纵向上发育常压、过渡和超压3种类型的压力带,异常高压的分布受构造背景和盐岩控制,其发育和演化经历了超压原始积累、超压释放和超压重新形成3个阶段;异常高压为油气初次和二次运移的主要动力,垂向上泥、砂压力差促进油气的初次运移,在剩余压力差的作用下,油气近距离运移并围绕洼陷中心区呈环状分布;与油气的充注过程相对应,濮卫地区常压带油气藏是沿活动断层长期运移和沿后期开启断层幕式运移的结果,以早期成藏为主,压力过渡带的油气藏在断层封闭条件下形成,以晚期成藏为主。

鄂尔多斯盆地上古生界压力演化及成藏过程分析

运用动态分析、综合研究方法及成盆、成烃、成藏理论,通过对该区沉积埋藏史、成烃史、成岩史、地热史的解剖,结合砂岩泥岩的压实特征、压力成因研究、包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地上古生界压力演化及成藏过程进行了详细分析。认为鄂尔多斯盆地上古生界压力演化与成藏过程关系密切,压力作为天然气运移与成藏动力,对上古生界气藏成藏有着深刻影响。根据包裹体形成温度、压力和激光拉曼光谱组成分析研究资料,明确划分了不同类型气藏的成藏期次,提出了压力演化及成藏过程的3个关键阶段。即:埋藏加载增压原生气藏成藏阶段、剥蚀抬升卸载减压原生气藏成藏阶段、稳定调整减压次生气藏成藏阶段。强调早白垩世以后构造抬生剥蚀对上古生界气藏形成更为重要。同时指出,压力封存箱内非烃源泥岩、烃源岩、砂岩的地层压力形成与演化存在明显的差异,对上古生界各气藏的成藏过程有不同的影响。在对成压与成藏的6个过程详细描述的基础上,建立了鄂尔多斯盆地上古生界压力与成藏演化模式。

珠江口盆地白云凹陷地层压力演化与油气运移模拟

珠江口盆地位于中国南海北部,是中国近海含油气盆地中一个重要的盆地.珠江口盆地勘探逐渐由浅水区向深水区推进,浅水区钻井揭示地层为正常压力,但对深水区的油气运移指向和地层压力分布认识不清楚.应用钻井测试资料,地震资料和盆地模拟技术对珠江口盆地白云凹陷深水区的地层压力演化和油气运移进行了研究.模拟结果显示地层压力的聚集与释放以及流体运移与构造运动的发生有密切的关系.从模拟结果的分析中可以得出如下结论:(1)珠二坳陷经历了3次幕式地层压力的聚集与释放.这3次压力的释放与晚始新世珠琼运动二幕、渐新世中期南海运动、中中新世末至晚中新世末东沙运动有关,其中东沙运动期间是本区油气运移的主要期次,现在浅水区的常压是由于东沙运动时超压释放后的结果.(2)钻井测试与模拟结果显示,现今地层压力在浅水区为常压,在深水区有弱超压存在.引起地层压力分布的差异主要是由于浅水区和深水区沉积的岩相和岩性的不同.(3)油气运移有2个指向,一个运移指向浅水区域,另一个指向深水区域.由于浅水区砂岩百分比含量高,砂体连通性好,油气聚集比较分散,比较而言深水区油气在扇体里富集程度较高,更有利于形成大油气田.

伊通盆地莫里青断陷地层压力演化与油气运移模拟

应用钻井测试资料、地震资料和盆地模拟技术对伊通盆地莫里青断陷地层压力演化史和油气运移史进行了研究。莫里青断陷地层压力经历了3次"幕式"聚集与释放,压力演化与构造运动关系密切;莫里青断陷现今地层压力以常压为主,局部残留弱超压;岩相、沉积速率、生烃作用及断裂活动对地层压力差异分布有重要的影响;莫里青断陷超压释放期油气运移活跃,超压释放为油气运移提供了驱动力;渐新世中晚期是莫里青断陷油气运移的主要时期;尖山构造带和靠山凹陷处于双阳组油气运移的有利指向区;靠山凹陷西北部油气成藏条件优越,油气富集程度较高,是研究区油气勘探的有利区带。

利用东营凹陷典型剖面分析地层压力演化与油气成藏关系

运用盆地模拟方法对东营凹陷新生界地层异常压力演化特征进行分析,并结合油气成藏期次分析对异常压力演化与油气藏分布进行了研究。模拟结果显示:东营凹陷古近系沙四上亚段(Es4上)和沙三下亚段(Es3下)烃源岩地层中普遍发育异常压力,并以超压为主;异常压力演化具有波动性,总体上经历了早期形成、中期下降调整、晚期再次增大3个阶段,分别对应沙河街组—东营组沉积期、沉积间断构造抬升期和馆陶组—第四纪沉积期。通过超压演化与油气成藏期次分析发现,现今处于超压环境中的油藏,在成藏过程中未必处于超压环境。早期形成的异常压力为Es4上和Es3下部分烃源岩中油气向邻近的圈闭运移聚集提供了充足的成藏动力,并有利于油气藏的保存。

新疆三塘湖盆地牛圈湖区块异常低压成因及压力演化定量分析

三塘湖盆地牛圈湖区块中生界侏罗系西山窑组储层具有典型的异常低压油藏特征，晚白垩末期储层达到最大埋深，此时下部芦草沟组烃源岩演化程度达到最大，随着油气持续向储层充注，此时地层压力达到最大，可达30．33—50．74MPa。本文从引起油藏异常低压的主要因素入手，定量分析了构造抬升与地层剥蚀、地层温度降低、成岩作用中的“耗水作用”以及矿物蚀变引起的自生体积缩小等因素对地层压力的影响。这些因素共同作用导致了地层压力降低，其中溶蚀作用中矿物蚀变所形成的“耗水作用”，使地层压力下降24．4％-37．1％，是造成储层异常低压的首要因素，同时矿物蚀变导致自身体积缩小并导致储层压力下降16．5％～24．8％，地层温度降低和构造运动对储层压力降低影响相对较弱，降低幅度分别为7．9％～8．6％和4．8％～8．1％。以上种种因素的共同作用，使得地层压力下降17．45～37．85MPa，最终形成现今异常低压的分布格局。

东营凹陷深层古流体压力演化过程及其地质意义

渤海湾盆地东营凹陷深层气藏(包括凝析气藏)现今地层流体压力变化大,既有常压,也有超压,未能真实反映古流体压力的变化特征。为明确该区地层压力变化与油气成藏的关系,在分析现今地层压力的基础上,根据流体包裹体均一温度、气液比和流体组分测定等资料,采用VTFLINC古流体压力热动力学模拟软件来拟定古流体压力,结合古埋藏史埋深所对应的古静水压力,得到古流体压力系数和捕获年龄,构建了该区地层古流体压力的演化过程,并剖析了古流体压力演化的两种作用机制及其地质意义。结论认为:1该区深部地层的古流体压力经历超压—泄压—超压和超压—泄压—常压两种演化过程,非平衡压实作用和生烃增压作用是深层流体压力增大的主要原因;2早期欠压实作用保存了储层孔隙,有利于后期凝析气充注,形成流体压力系数高、油气产能高的凝析气藏,此类凝析气藏是该区天然气勘探的重点对象;3早期生烃作用与油气充注形成的古油藏经后期高温作用,重烃裂解形成凝析气藏和常规气藏,该类气藏亦具有重要的天然气勘探价值。

四川盆地元坝地区须家河组须三段储层古压力演化及主控因素

针对四川盆地元坝地区上三叠统须家河组须三段致密砂岩储层,通过流体包裹体岩相学观察及包裹体均一温度、气液比、组分等参数的准确获取,采用PVTx法恢复包裹体古压力,并以包裹体古压力和现今压力为约束,采用盆地模拟法对储层古压力演化史进行模拟,分析古压力演化的主控因素。结果表明须三段储层现今地层压力系数一般为1.05~1.93,最大可达2.27,属于常压—强超压范畴;储层古压力演化总体经历了“增加(J_(1)—J_(3)中期)、降低(J_(3)晚期)、再增加(K_(1))、再降低(K_(2)—现今)”等4个阶段,其中晚侏罗世中期和早白垩世末期的剩余压力达到最大,平面上关键充注期的剩余压力表现出由北西向南东方向降低的趋势;烃源岩生烃、构造活动、源储配置及储层致密化是研究区储层压力演化的主控因素,其中生烃增压最为重要,其次为构造挤压增压,源夹储型的配置关系和储层致密化有利于储层超压的保存,而构造抬升剥蚀及断裂则控制了储层超压的释放。

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明,地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响,以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例,依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料,研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明:①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制,孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用,总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好;②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著,而对硅质页岩的影响则较低;③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好;④盆内深层页岩气泄压程度低,保存条件优越,储层物性普遍优于盆缘常压—超压区,富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能;⑤盆缘常压区泄压程度较高,富黏土质页岩储集性能降低,封盖性增强,并逐渐演化为直接盖层。

渝东彭水地区常压页岩气压力演化与富集保存

页岩气勘探开发实践证实,页岩气地层压力参数对于评价页岩含气性和产能具有重要的判识意义。为了研究四川盆地渝东彭水地区常压页岩气的形成与演化,利用流体包裹体显微测温和激光拉曼光谱技术、盆地模拟和甲烷体系状态方程等恢复了该区PY1井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩燕山—喜马拉雅期构造抬升中的压力演化和含气量演化过程,深化了对常压页岩气形成与演化过程的认识。研究结果表明:(1) PY1井五峰组—龙马溪组页岩脉体甲烷包裹体捕获古温压结合页岩埋藏史—热演化史重建揭示构造抬升至距今约124 Ma,页岩层压力介于74.1~88.5 MPa,对应压力系数为1.36~1.63,页岩处于中等超压状态;(2)构造抬升至距今约100 Ma,页岩层压力介于38.6~49.5 MPa,对应压力系数为0.93~1.18,页岩处于常压状态;(3)页岩构造抬升过程中的压力演化可划分为3个阶段,第一阶段(距今145~100 Ma)、第二阶段(距今100~20 Ma)、第三阶段(距今20~0 Ma),页岩层压力和压力系数的下降主要受控于快速抬升导致页岩层温度降低和页岩气散失;(4)构造抬升过程中PY1井五峰组—龙马溪组页岩气散失量约为最大埋深阶段总含气量的35.3%。结论认为:(1)页岩压力和含气量演化研究可为进一步探讨常压页岩气保存条件提供重要信息;(2)燕山运动Ⅱ幕的差异改造可能是川东南超压和常压页岩气差异富集的关键控制因素。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界地层压力演化研究

为揭示鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界地层压力演化特征及异常压力形成机理,基于现今储层压力状态分析,结合泥岩压实研究及包裹体测试古压力恢复结果,采用盆地数值模拟系统,定量分析了杭锦旗地区上古生界异常压力演化史。研究表明,杭锦旗地区储层现今处于异常低压状态,目的层在早白垩世末达到最大埋深,泥岩剩余压力最大值集中在上石盒子组中下部—下石盒子组盒3段,不同区带最大剩余压力大小有所差异,西部区带剩余压力最大(15~20 MPa),东部区带剩余压力居中(10~15 MPa),北部区带剩余压力最小(5~10 MPa)。地层压力演化与构造运动具有同步性,三叠纪末印支运动时期,剩余压力开始形成,中侏罗世早期燕山运动时期,剩余压力略微下降,白垩纪晚燕山运动时期,剩余压力达到最大,随后发生大规模构造抬升剥蚀,剩余压力迅速下降,形成现今储层异常低压和盖层残余不同程度剩余压力的状态。杭锦旗地区现今储层异常低压形成主要原因是天然气扩散,其次为构造抬升引起的温度降低和剥蚀卸载。烃源岩层、盖层及储层古异常高压成因有所差异,烃源岩层以生烃作用为主,盖层以泥岩欠压实作用为主,储层古异常高压形成与砂泥岩配置关系有关,盒3段以泥包砂沉积为主,受泥岩欠压实作用影响较大,下部以砂泥互层或砂包泥为主,泥岩欠压实作用影响减弱甚至消失,以构造挤压作用为主。

渤海湾盆地东营凹陷沙四下亚段地层压力演化与天然气成藏

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复,对东营凹陷民丰地区沙四下亚段地层压力的演化特征进行了分析。研究表明,民丰地区地层压力纵向上存在"常压—超压—常压"三段式结构;时间上,沙四下亚段地层压力具有"二旋回波动模式",即存在"常压—弱超压—常压"和"常压—超高压—常压(弱超压)"的演化过程,其中两次地层超压的形成时间与中深层天然气藏的两期成藏时间相对应,为油气藏的形成提供了动力条件。研究区地层压力的动态演化过程是多因素作用的结果,第一次高压的形成是地层快速沉积产生欠压实的结果,生烃贡献相对较小;第二次超压的形成是烃源岩大量生烃和原油裂解成天然气造成的,沉积作用为辅。由于地温梯度降低、断裂—砂体泄压、饱和气藏深埋等作用的影响,现今民丰地区沙四下储层表现为以常压为主,伴生部分超压的分布特征。