柴达木盆地西部油泉子油田超压形成机制

柴达木盆地西部油泉子油田新生界地层超压广泛发育,超压成因的判别对于油气运移、成藏等方面的研究具有重要意义。通过对油泉子油田的实测压力、测井曲线、声波速度-密度交会图、超压成因综合分析法和超压封存箱模式的综合分析,对研究区超压形成机制进行研究。结果表明:油泉子油田新生界地层纵向上发育负压、常压、超压和强超压系统,超压系统压力系数普遍大于1.3。部分超压点压力系数大于1.73,表现为强超压的特点;该区超压主控因素为不均衡压实、构造挤压作用和生烃作用,油气运移符合超压封存箱模式,由于超压的作用导致油气向南翼山地区运移。该研究成果明确了油泉子油田油气的运移方向,对柴西地区及相似区域油气的成藏研究工作具有指导意义。

柴达木盆地大风山凸起地层压力预测及成因分析

地层超压预测对油气成藏的研究具有重要意义。通过测井曲线组合、声波速度-垂向有效应力交会图、声波速度-密度交会图和超压综合分析等方法,对柴达木盆地大风山凸起各层位的超压成因进行了分析,并对压力预测方法进行了改进。研究结果表明:(1)柴达木盆地大风山凸起下油砂山组地层超压成因为不均衡压实和构造挤压作用;上干柴沟组和下干柴沟组上段超压成因为不均衡压实、构造挤压和超压传递。(2)用单一方法如平衡深度法或伊顿法均无法有效预测研究区的地层压力,基于不同超压成因机制的差异,对下油砂山组地层压力采用平衡深度法计算,对上干柴沟组和下干柴沟组上段则使用伊顿法计算,结果更准确。研究区压力计算结果与实测地层压力的误差小于7.00%,平均误差为4.30%。(3)超压的预测可为油藏描述、储量估算、安全钻井作业提供数据支持。超压是油气运移的动力,可以指示油气运移的方向,估算油气运移距离,对油气成藏的研究具有重要指导意义。

柴达木盆地西部新生界异常高压:分布、成因及对油气运移的控制作用

如同世界上其它新生代沉积盆地那样,柴达木盆地在一定深度,区域上普遍存在异常高压。异常高压出现在快速沉积的厚层泥质岩中,水热增压效应明显,而且在上新世末至今发生了强烈的以水平挤压为主的构造运动,因此异常高压的形成是由于不均衡压实作用和构造挤压作用所引起的压应力增大以及热液压力引起流体体积的变化。异常高压是油气运聚的一种重要动力来源:在油气运移中,可以使上覆封隔层产生大量微裂缝,油气向上运移到在较低压储集层中,也可以使封闭性断层开启,通过断层进行侧向运移。

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力系统及其形成机理

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力现象普遍发育,但对于凹陷中不同构造带异常压力的刻画与成因机制的探讨却较为薄弱。利用357口井1 354个钻杆测试数据(DST)和重复地层压力测试数据(RFT),测井曲线资料等,详细刻画了不同构造带的压力结构特征。研究表明:南堡凹陷地层压力系统纵向上可划分为3个带,浅部常压带(<1 800 m)、中部过渡带(1 800~2 400 m)和深部异常高压带(>2 400 m)。沙三段发育大规模异常高压,压力系数最高达1.9,超压带顶界面深度约为2 400 m;老爷庙构造带中、浅层发育低幅度超压带,压力系数约为1.2;滩海地区东一段和东二段局部发育异常低压。利用数值模拟技术和垂直有效应力—声波时差判别图版等方法,并结合烃源岩生排烃过程综合分析等,深入探讨了南堡凹陷不同异常压力系统的形成机理,研究认为:(1)深部沙三段的大规模超压主要来源于东营时期的泥岩不均衡压实作用,生烃作用也有一定贡献,但相对前者贡献较小;(2)明化镇时期,生烃作用是最主要的增压机制,而欠压实作用贡献则相对有限;(3)中浅层低幅超压带来源于深部超压的"传导",开启的断裂带为其传递通道;(4)东营末期的区域抬升剥蚀作用引起岩石骨架孔隙回弹和流体收缩,是形成本区异常低压的主要原因。

恩平凹陷中央断裂构造带超压发育及成藏意义

基于钻井实测压力数据和气烟囱现象,结合泥岩声波时差及地震层速度预测结果,对恩平凹陷中央断裂构造带超压的分布特征及成因进行研究,并探讨超压发育对油气成藏的作用和意义。研究区纵向上划分为2套压实压力系统:恩平组及以上地层为正常压实常压系统,文昌组为欠压实超压系统;平面上超压主要分布于EP17洼内,EP18洼次之,EP12洼基本不发育。超压形成是生烃增压和不均衡压实共同作用的结果,其中生烃作用为主要因素,不均衡压实为次要因素。超压未对有机质热演化产生影响,但在一定程度上改善深部储层的性能,加强对烃类的封盖作用,同时可以产生微裂缝,并为油气运移提供动力。在压力控制下,中央断裂带油气主要聚集在文昌组和恩平组内,其中文昌组具有近源成藏、自生自储的优越条件,是研究区油气勘探的有利层位。

博兴洼陷沙四段异常压力分布规律及形成机理

对博兴洼陷沙四段地层压力的分布进行了分析,干酪根的生烃作用是形成异常高压的主要原因,碳酸盐岩的深埋藏溶蚀作用形成了局部地区的异常低压,泥岩的不均衡压实作用和同生断裂的泄压作用等对地层压力分布格局也都产生了一定的影响。沙四段及其上覆的巨厚泥岩盖层符合压力封存箱特征,结合滩坝砂岩油藏的分布,认为博兴洼陷沙四段主要存在以箱内成藏为主、箱缘成藏为辅的成藏模式,异常高压是箱内成藏的主要动力。

沉积盆地超压形成机制述评

超压形成机制可以归纳为三大类 :(1)岩石压力的增加 ;(2 )孔隙流体或岩石骨架体积的变化 ;(3)流体流动及烃类上浮。低渗透性的沉积物在快速沉降过程中 ,上覆岩层产生的不均衡压实可产生相当大的超压 ,这是沉积盆地形成高压的主要机制。构造活动的地区 ,水平应力变化可以快速产生并迅速释放大量的超压。除非有非常理想的封闭性 ,否则由水热膨胀和粘土脱水引起的流体体积增加不足以形成超压。烃类生成和裂解成气具有形成超压的潜能 ,但压力需要较长时间才能得以聚集 ,所以 ,这一机理也值得怀疑。

酒泉盆地营尔凹陷异常高压形成机理

酒泉盆地营尔凹陷下白垩统砂泥岩普遍发育超压。通过对地层压实特征、黏土矿物转化及有机质演化特征的分析,揭示了凹陷超压形成的机理。结果表明:①营尔凹陷纵向上发育常压带、浅层超压带、过渡带和深层超压带4个压力带,超压带内具有明显的泥岩密度降低、电阻率减小和声波时差增大的欠压实特征,表明不均衡压实作用是形成该区超压的主要原因;②凹陷内发育3个蒙脱石向伊利石转化带,第一迅速转化带对应于浅层超压带,第二迅速转化带对应于深层超压带,反映黏土矿物转化与凹陷超压有一定的联系;③深层有机质演化程度较高(镜质体反射率Ro>0.6%),与浅层超压带相比,生烃作用对深层超压带的超压贡献更大。由此认为,营尔凹陷的下白垩统地层超压是不均衡压实作用、黏土矿物脱水作用和生烃作用共同影响的结果,并且隆起带和洼陷带的成因机理有所差异。

沉积盆地异常高压形成机制综述

异常高压的存在和油气分布关系密切,其形成和演化对油气分布具有控制作用。因此,异常高压的形成机制研究对指导油气勘探具有重要意义。在文献调研的基础上,对前人研究成果进行了总结,将异常高压成因总结为三类:与应力相关的增压作用、与流体体积增大相关的增压作用和与流体流动及浮力相关的增压作用。与应力相关的增压作用又包括不均衡压实、构造应力;与流体体积增大有关的增压作用包括流体热增压作用、生烃增压作用、成岩增压作用、液态烃类的裂解增压作用;与流体流动及浮力有关的增压作用包括压力传递增压、水压头增压、烃类产生的浮力增压、渗透增压。对各种异常高压形成机制进行了详细的分析和评价,这对加深合理的钻井和油气生产以及有效的油气勘探工作具有一定的指导作用。

渤南洼陷超压发育特征及形成机理分析

渤南洼陷地层压力表现为明显的超压特征。地层压力纵向上可分为上部正常压实段、中部超压段、下部混合压实段，对应着不同的埋藏深度。异常压力在平面上有由北向南逐渐增强的趋势，北部陡坡带发育微弱超压，洼陷带发育较强超压，而缓坡带发育最强超压。研究表明，渤南洼陷的超压发育与不均衡压实、粘土矿物转化及烃类生成有关，是控制该区超压形成与演化的主要因素。

车西地区异常高压的成因机制与测井预测

本文对车西地区异常高压的成因机制进行了探讨,并采用测井资料等效深度法进行了地层压力预测。研究表明,该区异常高压主要受控于不均衡压实和有机质生烃两种因素。等效深度法预测的地层压力相对误差较小,能够较好地反映地层压力的连续变化特征,对车西地区异常高压油藏的勘探具有重要意义。

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。

沉积盆地超压成因研究进展

近十多年来,超压成因研究在国际上取得了重要进展,主要表现在5个方面。(1)将超压按照成因分为5种类型:不均衡压实、流体膨胀、成岩作用、构造挤压、压力传递;其中流体膨胀超压的成因包括生烃作用、油裂解气、水热膨胀等,成岩作用则包括蒙脱石—伊利石转化作用等。(2)总结提出了6种超压成因判识方法,包括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。(3)随着实证超压成因研究方法的逐渐广泛应用,许多被普遍认为属于不均衡压实成因的超压已被完全或部分否定,生烃作用作为超压成因的重要性和普遍性正在得到愈来愈多证实,黏土矿物成岩作用特别是蒙脱石—伊利石转化作用对超压形成的重要性也已受到重视,构造挤压和压力传递成因的超压得到进一步确认,而且现已发现许多盆地或地区的超压可能为复合成因。(4)不同的岩性其超压成因往往有别:就泥质岩而言,烃源岩与非烃源岩的超压成因常常不同,通常烃源岩内发育的超压大多与生烃作用密切相关,有时成岩作用也具有重要贡献;非烃源岩内所发育的超压多与不均衡压实、成岩作用或压力传递等有关;砂岩等渗透性岩层的超压则多为压力传递成因。(5)对于烃源岩层段的超压成因分析而言,由于有机质含量对密度、声波等测井参数具有明显影响,因此在运用这些测井资料分析烃源岩层段的超压成因时,需要进行有机质含量校正,校正前后超压成因的分析结果往往不同。

准噶尔盆地腹部侏罗系地层超压成因机制——以东道海子北凹陷为例

准噶尔盆地腹部地区侏罗系地层超压普遍发育，超压层段与声波时差、电阻率两者之间具有较好的响应关系，尤以电阻率响应最为显著，超压层段声波时差表现为异常高值，电阻率为异常低值的特征。利用准噶尔盆地腹部地区大量测井、测试及相关地质资料综合论述超压成因，指出泥岩和砂岩中发育的超压并非由压实不均衡、构造挤压等作用导致，而主要由生烃作用造成的。研究表明有以下几方面主要证据：1）超压泥岩密度不具有异常低值特征；2）超压段泥岩密度与岩石颗粒垂直有效应力之间不存在线性关系；3）超压砂岩不存在异常高地温梯度现象；4）超压顶界面深度范围为3800—4300m，侏罗系烃源岩现今成熟度（Ro％）范围为0．6％-0．9％，温度范围分布在90℃-125℃；5）超压层段的侏罗系烃源岩现今生烃转化率最高可达70％，现今平均生油率可达90mg／g·TOC，仍具有较强的生烃能力；6）泥质烃源岩本身对超压具有很好的封闭作用；7）侏罗系烃源岩内发育大量低角度或高角度微裂缝；8）超压储层主要以油层为主，无水层，准噶尔盆地东道海子北凹陷砂岩中超压主要是通过烃源岩中排出的高压流体运移至储层发生超压传递的结果。

莺歌海盆地泥-流体底辟构造成因机制与天然气运聚

莺歌海盆地的泥 -流体底辟构造发育演化是区域构造应力场变化和超压体系形成演化的结果。与盆地构造类型密切相关的不均衡压实和热作用引起盆地超压体系的发育 ,而区域构造应力场变化则导致盆地中中新世以泥底辟作用为主 ,晚中新世—第四纪以流体底辟作用为主 ,其中 ,早期泥底辟阶段形成的构造形态对晚期流体底辟作用有显著的控制作用。在莺歌海组浅层底辟圈闭中 。

琼东南盆地超压研究进展及形成机制

基于国内外相关文献的调研和剖析,综合前人的研究成果,总结了琼东南盆地超压的分布特点及深水区压力预测等方面的研究进展。结合现有的钻井、实测压力、地质、地球物理及地球化学等资料,分析了琼东南盆地的超压成因及其形成机制。分析表明:新构造期(5.3Ma)以来,琼东南盆地表现为快速的沉积沉降,特别是西部晚期的巨幅沉降,沉积地层很厚,且泥岩发育,这种独特的快速沉积沉降是该盆地超压形成的重要地质条件。低渗透性沉积层在快速沉积沉降过程中受到上覆岩层欠压实作用而产生超压,其实质是孔隙流体供与排不平衡,是该盆地超压形成的主要机制。同时,水热增压及新生流体等的辅助作用,会使压力进一步升高,使超压进一步加剧。研究成果对琼东南盆地的勘探与开发具有理论指导和现实意义。