准中地区深层异常高压成因及演化研究

准中深层岩石致密化且普遍超压,其是含油气盆地中影响油气运移和成岩作用的一个重要因素,明确区块压力系统响应特征具有十分重要的意义。基于此,文章开展了以压力模型预测为技术支撑点的目标区域超压系统识别与表征,以大模型的预测结果来实现研究区域压力系统的有效识别,并结合区域现有地质资料以地质、地震、地化等手段协同验证,从而 明确了四种砂泥岩压力差异关系;进而明确了成岩型、生烃型及传导型三种压力系统发育成因机制。

银额盆地哈日凹陷异常高压储层测试压裂的探究与实践

银根-额济纳旗盆地哈日凹陷多口探井已获得工业油气流,但该凹陷油气地质条件极为复杂,钻遇的储层埋藏深、岩性复杂,主要表现为地层压力高、岩性致密、抗压强度高。同时该区域处于勘探初期,同等埋深储层无可借鉴的邻井压裂资料,严重制约后续压裂工艺及勘探工作的开展。为此,提出了测试压裂的概念,通过对YH6井实施测试压裂压降数据的分析,求取储层的闭合压力、闭合时间、地应力、地层孔隙压力等参数,为主压裂的方案设计和优化,提供技术支撑基础,保证主压裂的成功实施。本研究对银额盆地高压、高应力储层的压裂试油作业和后续深层油气的勘探开发具有重大意义。

X油田X区块局部异常高压原因分析

随着大庆油田开发进入中后期,部分区块由于储层特性、注水开采、地质构造等原因,致使地下连通情况复杂,这样在钻调整井的过程中容易出现复杂情况;例如在X油田X区块施工过程中,局部区域存在异常高压,与钻前压力预测相差很大,导致在该区域施工时接连发生油气水浸等复杂事故。以其中的一口井——Z95-S83井为例,详细阐述了该井水浸复杂情况及处理经过,并分析原因,总结经验教训,为以后在该区块施工提供借鉴。

西湖凹陷保俶斜坡K构造异常高压分布特征及主要成因

西湖凹陷保俶斜坡带K构造中上始新统平湖组油气发现井中一半以上具有异常高压特征,异常高压与该地区油气成藏关系密切。通过铸体薄片、物性、镜质体反射率等分析化验资料及钻井、测井资料,对K构造的异常高压特征进行了分析,明确了中高带、中低带、低带异常高压的成因。K构造异常高压主要发育在平湖组中下段,异常高压顶界面的埋深从中高带到低带有逐渐增大的趋势,中高带泥岩预测的压力系数略大于砂岩实测压力系数,中低带两者相当,低带相反。研究区中高带异常高压的主要成因是不均衡压实,中低带是不均衡压实和流体膨胀复合成因,低带异常高压的主要成因是流体膨胀。生烃增压和黏土矿物脱水增压对中低带和低带的异常高压均有贡献。异常高压带是油气富集的有利区带。

岩矿扫描录井在碳酸盐岩储层异常高压预测中的应用

做好碳酸盐岩储层异常高压随钻预测,是降低溢流、井漏风险发生概率的关键。针对塔里木盆地富满地区一间房-鹰山组碳酸盐岩储层异常高压预测难题,通过岩矿扫描录井技术,获取与断控缝洞型碳酸盐岩储层异常高压相关的孔隙度、裂缝数两个参数,引入反映裂缝复杂程度的裂缝复杂指数,并建立孔隙度与裂缝复杂指数图板,对塔里木盆地富满地区一间房-鹰山组碳酸盐岩储层异常高压进行识别和预测。以塔里木盆地富满地区FD 1井为例,应用孔隙度与裂缝复杂指数图板能有效表征碳酸盐岩储层异常高压段,为该地区碳酸盐岩储层异常高压研究和预测提供了一个新方法,也为下一步勘探开发提前采取工程措施,降低溢流、井漏风险发生概率提供技术支撑。

流体异常高压对深层储集层物理性质的作用机理——以准噶尔盆地南缘侏罗系头屯河组为例

针对超压对深层储集层骨架颗粒物理变化的作用机制以及超压与静水压力条件下骨架颗粒物理变化的差异性问题,以准噶尔盆地南缘侏罗系头屯河组砂岩为例,开展超压对深层储集层物理性质作用机理的物理模拟实验。研究结果表明:①在模拟埋深6000~8000 m的条件下,超压环境下机械压实作用使剩余原生孔的减小值约是静水压力下的二分之一,超压可有效抑制机械压实作用,使粒间原生孔隙得以保存。②超压环境下的颗粒线状接触比例始终小于相同深度静水压力下的颗粒线状接触比例,但二者差值向深层呈现减小趋势,揭示流体异常高压抵抗有效应力增大的作用减弱,超压下机械压实程度向深层有逐渐接近静水压力下机械压实程度的趋势。③由于异常高压流体的存在,深层储集层在超压下易形成拉张裂缝,骨架颗粒内微裂缝呈细长特征,而静水压力下骨架颗粒内微裂缝呈短宽特征。④超压下骨架颗粒内微裂缝发育的主要时期晚于静水压力下,微裂缝发育程度及长度均有向更深层延伸的特点。⑤超压下骨架颗粒内微裂缝的发育期次主要受控于流体异常高压的发育期次以及作用于骨架颗粒上的有效应力大小,深层储集层超压下骨架颗粒内微裂缝发育期次多于静水压力下的发育期次,流体异常高压的多次发育对改善深层储集层的物理性质具有重要作用。

水热增压作用与地层异常高压的关系探讨

异常高压的成因机制是石油地质学的重要研究内容,水热增压作用能否成为异常高压的有效成因机制是一个尚未解决的学术难题。为了定量评价水热增压作用对地层压力及压力系数的影响,根据岩石及流体的热物理学原理,分析了水热增压作用产生的前提条件,建立了水热增压作用下地层压力及压力系数的定量评价模型,探讨了水热增压作用与地层异常高压的关系。研究结果表明:(1)水热增压作用产生的条件是地层封闭且埋深增大;(2)评价水热增压作用对地层压力的影响时需要排除欠压实作用的影响;(3)地层深度增量一定时,地温梯度和地层流体热膨胀系数越大,岩石的热膨胀系数和地层流体的压缩系数越小,地层压力增量以及压力系数就越大;(4)在可钻深度范围内,温度升高引起的流体体积应变一般不会超过2%;(5)一方面,水热增压作用能使地层压力快速增大,另一方面,由于地层深度相应增大,地层压力系数的变化很小,压力系数增量一般不会超过0.1,单一的水热增压作用不能形成异常高压。

渤海湾盆地济阳坳陷古近系异常高压成因及其与陆相页岩油富集的关系

为了探索渤海湾盆地济阳坳陷地层异常压力对页岩油富集的影响,运用全岩X-衍射分析、常规热解生烃潜力分析和有机地球化学系统分析等方法,研究了4口页岩油专探井古近系的单井地层压力结构、泥页岩岩相、有机质成烃演化、黏土矿物转化、烃类滞留—次生孔隙和微裂缝分布的关系。研究区靠近洼陷中部的古近系沙河街组沙三中、下亚段和沙四上亚段岩相组合以碳酸盐岩为主,而靠近凹陷边缘以碎屑岩/化学岩混合沉积组合为主。利用声波测井、密度测井和钻录井资料,可有效识别单井压力结构和异常高压特征,并揭示生烃洼陷区以碳酸盐—黏土矿物组合为主的富有机质页岩中地层孔隙压力的影响因素。综合应用地球化学证据证实,济阳坳陷古近系地层超压主要来源于成熟泥页岩的生烃增压,泥页岩自源超压段与滞留烃高峰段及次生孔隙发育带相对应。

塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式

在全面论述塔里木盆地异常高压气藏分布的基础上,重点剖析了南天山和西昆仑山的山前坳陷的区域演化、异常高压成因、储气构造形成和成藏期,进而提出其成藏模式,探讨异常高压气藏形成的关键和勘探靶区。库车坳陷除依南2气藏为自源型外,其它5个气藏均属晚期充注型;主成藏期是中新世晚期—上新世早期,背斜发育受一组后展式扩展的逆冲断层控制,更新世以来天然气向原储气构造内充注,异常高压是自源型高压和传导型高压的叠加。叶城凹陷柯克亚背斜深部的古近系在中新世成藏,上新世-早更新世随地层褶皱发生调整,属晚期调整的气藏;浅部的中新统气藏则是晚期充注型,除气源岩供气外还有深部的古近系气藏为之供气,应属晚期次生成藏。

塔北、塔中奥陶系碳酸盐岩异常高压形成、保存与分布

塔里木盆地奥陶系超深层碳酸盐岩储集层受控于高能相带、区域不整合面及多期次和多类型断裂破碎作用改造,内幕流体及压力系统分布异常复杂。分析认为,沉积、构造、化学反应等因素均影响了塔北、塔中地区奥陶系碳酸盐岩异常高压的形成、保存与分布。厚层膏盐岩延缓了烃源岩热演化,阻滞应力传递,不整合面为构造应力和欠压实压力传递、晚期油气充注提供通道,均有利于异常高压形成;后期硫酸盐热化学还原反应一定程度上削弱了异常高压的发育程度并影响其垂向分布层位;厚层泥岩、致密石灰岩等优质盖层有利于异常高压保存。异常高压主要分布于生烃坳陷周缘、远离主干断裂或活动性较弱的次级断裂。其中,塔北地区异常高压主要由构造挤压与欠压实作用形成,呈多点散状分布于断裂复杂的跃满地区和鹿场地区;塔中地区由流体膨胀形成的异常高压集中分布于塔中10号构造带,储集层一般规模较小且定容。

阜康凹陷二叠系多成因机制地层异常高压预测方法研究与应用

准噶尔盆地阜康凹陷深层勘探程度低,异常高压发育,成因机制多样,传统的钻前地层压力预测方法精度低,难以满足深层油气钻探工程需求。为此,通过分析该区域地层异常高压成因,根据不同高压成因引入地层压力成因修正因子对原伊顿公式进行改进,并建立三维地层压力预测模型。该方法在钻前地层压力预测中应用结果表明,其预测精度达到90%以上,能够满足油气勘探中深层或超深层地层压力预测精度需求。

西湖凹陷A洼陷异常高压封存箱成因机制与控藏作用

近年来勘探实践表明,西湖凹陷斜坡带A洼陷岩性目标普遍发育高压,高压封存箱内为主要油气富集区。从高压封存箱的判别方法入手,引入“开放压力系统”的概念,从地质成藏的角度重新认识和定义高压,并利用地质录井、测井和地震等资料,对A洼的优质烃源岩(煤层)发育特征、高压成因、高压对成藏的控制作用等方面开展对比研究。研究结果表明:(1)西湖凹陷斜坡带A洼平湖组高压源于生烃增压,且高压封存箱内的砂体具有层层成藏特征;(2)平湖组“先增压再降压”的特殊压力系统特征是煤层发育丰度、热演化程度和砂体发育广度三者耦合的结果;(3)高压封存箱是砂体尖灭和源灶生烃叠合的指示标志,其边界的有效刻画,将显著提高油气钻探成功率。本项研究对于生烃增压型盆地的岩性油气藏勘探具有一定借鉴意义。

南海某深水区地层异常高压成因分析及识别方法

介绍了南海东部深水区地层异常高压的机理成因分析,研究了利用声波、中子、密度、电阻度等测井曲线识别异常高压地层的层位以及分析高压成因类型,对后期大规模的勘探开发的钻井工程安全提供重要依据。

顺北油气田钻遇局部异常高压的认识及对策

奥陶系油藏储集体类型主要为碳酸盐岩裂缝型和裂缝—孔洞型,尤其是顺北超深断溶体油藏,其大部分储集体的发育直接受裂缝—串珠体系控制,非均质性极强,部分典型复杂井地层压力系数与地质预测压力系数存在较大差异,地层与周边地层连通性较差,地层能量供给不足,形成压力圈闭,当钻遇圈闭体之后,因为钻井液的进入,使地层能量得到补充,同时钻井液与地层流体受密度差异影响,在井筒内发生置换,引起气侵、溢流等复杂。在常用的平推压井施工过程中,地层压力表现为越推越高,表现出典型的定容特征,给钻井工程带来巨大挑战,对施工过程中压力变化情况进行分析,并提出工程对策供施工参考。

莺歌海盆地乐东区深层异常高压成因机制及预测研究

乐东区深层地层压力结构复杂,实测的地层压力数据表明:不同深度、不同层位地层孔隙压力差异较大,尤其是黄流组地层孔隙压力横向跨度大,黄流组顶部地层孔隙压力有降低回头特征,到底部地层压力系数又开始快速抬升至2.3,存在明显压力突变现象。单纯利用欠压实模式开展压力预测误差大,极易引发工程事故。为了解决地层压力预测面临的问题,须明确超压成因机制。利用垂直有效应力—测井响应交会图版可有效辨别超压形成机制,乐东区深层超压成因机制主要为机械不均衡压实、化学压实作用、断裂垂向传递、生烃增压,在明确超压成因机制前提下建立合理的压力预测方法,提高预测精度,以保证钻井工程的顺利实施。

海上异常高压定容气藏动储量评价方法应用

海上气田异常高压气藏大多表现为定容气藏,目前针对异常高压定容动储量评价方法较多,但动储量计算精度有待提高,因此有必要结合生产实际,对不同动储量评价方法开展应用研究。本文结合海上气田异常高压气藏开发生产具体实例,分别利用三种不同方法计算气藏动储量结果,同时分别对比了不同动储量评价方法的原理、适用条件及优缺点,可应用于海上气田异常高压定容气藏动储量评价,对于类似气藏的开发技术政策研究具有较强指导意义。

异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响——以克拉2气田为例

克拉 2气田是至今为止在中国陆上找到的最大整装干气气藏 ,也是“西气东输”的主力产气场 ,因此 ,开发好克拉 2气田意义重大而深远。由于该气田地层压力高 (74.3 6 MPa) ,压力系数高达2以上 ,属于异常高压气藏 ,故在衰竭式开采过程中 ,随着气藏的压力下降 ,该气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力 ,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小 ,从而影响气藏的开发效果 1。据此 ,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。依据岩石覆压实验研究了克拉

异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价——以滨里海盆地肯基亚克裂缝-孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例

根据滨里海盆地肯基亚克盐下异常高压碳酸盐岩油藏储集层特征,制备人造岩心,研究基质岩心、不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心以及全充填裂缝性岩心的应力敏感特征。实验采取气测法,实验中首先逐级增加人造岩心样品围压,然后逐级降压,稳定后测定每个压力点的孔隙度和渗透率,以分析岩心的应力敏感性。结果表明,4种岩心应力敏感性由强到弱依次为:不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心、全充填裂缝性岩心、基质岩心。随着岩心裂缝充填程度降低,岩心渗透率的应力敏感性增强,渗透率恢复程度降低;随着压力的恢复,基质岩心和全充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较高,岩心表现为弹塑性特征,而半充填和不充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较低,表现为塑性特征;随围压的增加,孔隙度、渗透率变化呈现较好的指数变化规律。

一种异常高压形成机制判别方法与应用

系统总结异常高压形成机制,分析岩石沉积压实过程的力学关系,在此基础上对异常高压形成机制进行分类。根据地层加载和卸载时的不同测井参数响应特征以及构造挤压环境下的典型构造地质特征,建立一种异常高压形成机制判别方法。收集南海莺琼盆地一口高温高压井的测井数据,利用该方法对该井进行分析。结果表明:该方法能够准确判别区分出欠压实、构造挤压和流体膨胀等异常高压形成机制,进而可以为优选地层压力计算模型提供依据;该井3.45 km以下地层存在流体膨胀机制造成的异常高压;利用判别结果选择的压力计算模型能够有效提高地层压力的计算精度。

准噶尔盆地异常高压特征、成因及勘探意义

准噶尔盆地腹部侏罗系、二叠系和南缘第三系普遍存在着异常高压 ,腹部主要为顶封滞排型高压系统 ,其主要特征是 :超压带顶部存在明显的封隔层 ,岩性主要是厚层钙质、硅质和铁质泥岩 ;同一压力系统的封隔层在平面上分布稳定 ,具相同的埋深 ,即封隔层穿层、穿时、穿岩性分布。腹部异常高压的形成主要与成岩作用和烃类生成作用有关。受温度的控制 ,在高压段内黏土矿物转化明显 ,它通过释放Si、Ca、Fe、Mg等离子形成致密封隔层。南缘地区主要发育滞排型异常高压 ,其分布受层位控制 ,饱含流体的厚层泥岩快速沉积是高压形成的主要原因 ,构造挤压作用加剧了不平衡压实 ,使泥岩本身形成了良好的“压力封闭”。异常高压对有机质的成熟、深部液态烃的保存、促进油气的运聚、抑制成岩作用、产生微裂缝并提高储集层的储集性能、增强对烃类的封盖能力等均有重要的控制作用。高压与油气藏的分布有 3种形式 ,即油气在封闭层之上的储集层中成藏、油气在高压段内的砂层中成藏和油气在紧邻压力封闭层之下的砂岩中成藏。