油气封盖层中涂抹效应的成因机制新解

在陕北油气钻孔岩芯超微滑移流变岩层中发现优选排列的微粒密集带.兹系因与滚动、研磨和压扭作用有关,故将球形微粒称“磨粒”.细究其成因,则同岩石韧脆性变形,滑移侧压力作用和动力甚低级变质活动有关.系统样品测试分析,泥岩中的含磨粒滑移流变层具涂抹效应,起到油气封盖层的作用.这方面的探讨有助于把现代微观地质学新理念引入到油气盖层的研究中.

封盖层突破时间和周期浅析

泥质沉积物快速加载和连续沉积作用会引起地层压力异常,一般沉积盆地中都存在压力异常体系。实验测定区域性盖层的突破压力值是计算封存突破时间和周期的关键。三种地质条件(正常封盖层、压力异常封盖层、断层破坏封盖层)下,都能预测封存条件第一次突破的时间,并在前二种地质条件下可预测突破周期,第三种地质条件下可能不会再次聚集到足够的能量而达到突破条件。

吐哈盆地台北凹陷侏罗系封盖层特征及评价

本文论述了吐哈盆地封盖层的物性特征、吸附与扩散特征、测井与地震特征。通过大量的微观参数与封盖性能关系的研究,指出了台北凹陷三套区域性盖层的有利区带,并指出了该盆地近期寻找天然气以及下一步勘探的方向。

断层和封盖层研究进展

对断层和封盖层的封闭能力预测一直是油气勘探、评价和开发中的难点之一。近年来,其重要性在能源脱碳领域得到了更进一步的体现,主要包括碳捕集和储存、放射性废物处理、地热能生产和地下能源储存等。欧盟地学和工程协会自2003年起每4年举办一次断层和封盖层国际会议,系统介绍这些领域的最新研究进展。从参会论文可见,封闭性的基本控制要素、预测工具及相关数据库的开发和建设等是主要研究方向。

深层气泥岩盖层封闭能力的综合评价——以东濮凹陷杜桥白地区沙河街组三段泥岩盖层为例

通过对东濮凹陷杜桥白地区沙河街组三段深层气盖层泥岩样品实验测试分析和研究 ,结果表明孔隙度的变化主要受深度和层位的控制 ;渗透率与深度关系密切 ,受层位的影响不大 ,与孔隙度等参数之间也没有明显的相关关系 ;突破压力随深度加大而增大 ,但这一趋势并不是十分突出 ;突破压力与层位的对应关系较明显 ,Es4 3 亚段的突破压力最大 ,Es23 亚段次之 ,而Es3 3 则相对较低。为了准确评价盖层封闭能力 ,选择了孔隙度、渗透率、排替压力、孔径 4个盖层评价的指标参数 ,并根据其重要性的大小分别给予 0 1,0 3,0 5和 0 1的权系数 ,以确定东濮凹陷深层气盖层的评价标准 :当综合评价的权值大于 0 8时 ,为封闭能力好的 1类盖层 ;当权值为 0 6～ 0 8时 ,为封闭能力中等的 2类盖层 ;而权值为 0 5～ <0 6时 ,为 3类盖层 ;权值为 0 3～ <0 5时 ,则为 4类盖层 ;而权值 <0 3时则为非盖层。

我国高储量丰度大中型气田形成的盖层封闭能力有效性

研究我国40个大中型气田盖层封气能力有效性、气藏储量丰度及其关系,其盖层均具强封气能力,气藏剩余压力以大于5MPa为主,其次是1～3MPa,再次是小于1MPa,3～5MPa的较少.有32个大中型气田盖层排替压力大于气藏剩余压力,封气能力有效性(盖层排替压力与气藏剩余压力差)好,盖层排替压力与气藏剩余压力差主要大于5MPa,1～3MPa和3～5MPa的相对较少.有8个大中型气田盖层排替压力小于气藏剩余压力,封气能力有效性差.盖层封气能力有效性主要与气藏类型、气藏形成时期和盖层厚度有关,背斜气藏、成藏时期相对较晚的气藏和厚度相对较大的气藏盖层封气能力有效性好.断块、断层-岩性气藏、成藏时期相对较早的气藏和厚度相对较小的气藏盖层封气能力有效性差.形成高储量丰度的大中型气田盖层封气能力有效性应大于6.5MPa.

冲断带的封盖层和圈闭

对于含油气系统来说，油气充注圈闭的最佳时间是冲断带发育的后期。这时大多数圈闭已经形成，而且此后发生改变的可能也比较小。但早期已充注油气的圈闭很可能因后期的构造事件而遭到破坏，不过在冲断带之下原地地层中的圈闭除外，它们有可能避免较晚的变形作用。

柴达木盆地第四系泥岩盖层的封盖机理

柴达木盆地第四系泥岩盖层的封盖机理张祥纪宗兰（青海石油管理局油藏工程处）柴达木盆地东部第四系生物气区是我国目前发现的最大生物气田区，该区属内陆湖泊相沉积，岩性以浅灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹浅灰色细粉砂岩、粉砂岩，第四系最大沉积厚度约３２００ｍ。研究表...

南海高压气田泥岩盖层封闭机制、封气能力及演化过程——以莺歌海盆地X13高压气田为例

近期在南海莺歌海盆地勘探发现了高压大气田和一批含气圈闭,随着勘探的深入,高压领域(高压区、高压层系)天然气规模成藏和气水分布的复杂性日益凸显。利用钻井、地震和分析测试资料,对莺歌海盆地X13高压气田上中新统黄流组一段泥岩盖层的封闭机制、封气能力进行了研究,认为泥岩盖层存在物性封闭和泥岩滞排超压封闭两种封闭机制,并建立了相应的封气能力评价方法。X13高压气田泥岩盖层封气能力形成时间约在6.1Ma;3.6Ma时,X13高压气田构造-岩性圈闭形成,这也是天然气成藏的早期,储层、泥岩盖层为常压,泥岩盖层以物性封闭为主,盖层的排替压力大于储层剩余压力,因而具备了封气能力;1.8~0Ma,是天然气晚期成藏时期,储层、盖层已发育超压,泥岩盖层既存在物性封闭,也存在泥岩滞排超压封闭,泥岩盖层的排替压力与滞排超压之和大于超压储层的剩余压力,其中滞排超压发挥了主要的封气作用。较之天然气成藏早期,成藏晚期的盖层泥岩具备更好的封气能力。提出了"中部滞排欠压实-底部畅排压实型盖层—大型储集体组合"的圈闭(带)是高压领域天然气成藏富集区,这一认识对南海高压领域天然气勘探具有指导意义。

莺歌海盆地东方区高温超压气藏盖层封盖机制

莺歌海盆地是一个典型的高温超压盆地,盖层能否及如何有效封闭该盆地内中深层高温超压气藏是一个值得探讨的重要问题。为此,以该盆地东方区为例,通过气田实际资料及理论分析盖层的宏观地质特征及微观封闭能力。研究表明:该区高温超压气藏盖层的封盖机制包括低构造倾角、厚层泥岩封闭、浅海泥岩盖层中泥质粉砂岩与粉砂质泥岩频繁互层、超压间接封闭、高温超压引起的高突破压力与排替压力比值;其中前3者是决定该区高温超压气藏盖层对天然气封闭能力的主导因素和先决条件,后两者则是中深层浅海相泥质碎屑岩盖层具备优质封盖条件的基础。进而对比剖析了DF-A、DF-B超压气田及DF-C含气构造等典型实例,认为:DF-B气田气体充满度高的原因在于上述五个要素的最优配置;而高构造倾角的岩性气藏储层能量相对较高,对盖层封闭能力的要求高,在其他盖层条件相似甚至更差的情况下,气藏遭到破坏的风险大,这也是DF-C含气构造尚未取得商业性突破的重要原因。

油气藏封盖机制研究现状

油气藏的封盖机制是油气藏形成机制的重要内容.对上倾方向上有封盖层的油气藏(即常规油气藏,包括背斜圈闭、上倾型构造及地层圈闭)的封盖机制和上倾方向上没有封盖层的油气藏(深盆气藏)的封盖机制进行了综合分析,并指出其存在的问题,认为应加强油气封盖与油气运移和聚集相关性的研究.

羌塘盆地封存条件与有利勘探区带筛选

本文着重阐述了羌塘盆地封盖层的岩性类型，宏观封盖层分布和微观封盖能力。结合盆地早期勘探的实际资料，针对该盆地首次提出并应用了封盖层区域评价标准，筛选出有利勘探区带。

渤海海域天然气成藏主控因素与成藏模式

对比研究渤海海域及周边陆地油区主要气田特征,发现渤海海域天然气成藏的主控因素有两点:存在相对富气凹陷,气源岩为偏腐殖型或高成熟腐泥型;富气凹陷的古近系发育高压异常厚层泥岩封盖层。渤海海域主要有5种天然气成藏模式:①封盖层下A型,即新生、新储、新盖型;②封盖层下B型,即新生、古储、古盖型;③封盖层内型,指在高压异常泥岩内部形成的气藏;④封盖层上A型,指天然气沿输导层与断裂垂向运移进入浅层,聚集在局部盖层发育区,形成的小规模天然气藏;⑤封盖层上B型,即由浅层稠油油田原油生物降解形成的较"干"的天然气聚集于油田之上的地层而形成的气藏。其中,封盖层下型形成的气藏充满系数(程度)最高,储量规模最大。就地区而言辽中凹陷北洼和渤中凹陷为相对富气凹陷,天然气勘探潜力较大。

沉积盆地超压体系划分及其与油气运聚关系

以生成油气的烃源岩为线索 ,依据超压成因的主控因素 ,将沉积盆地中超压体系划分为两类 :即深部超压体系及浅部超压体系。前者具有成熟至过成熟的烃源岩 ,超压分布广 ,尤其是在中新生代盆地 ;而后者缺乏成熟的烃源岩 ,且分布局限 ,一般仅见于前陆盆地 ,也就是在前陆盆地存在双超压体系。深部超压体系的形成与生烃作用密切相关 ,其他因素只是促使压力的进一步增大 ,而上部超压体系的形成则是后期构造侧向挤压的结果。正确区分两类超压体系 ,对于探讨油气生成、运移及聚集成藏有着至关重要的作用。从油气勘探的角度分析 ,深部超压体系显得尤为重要 ,它是油气生成的化学反应炉 ,油气运移的原动力 ,并决定油气的运移相态、方式及成藏特征等。深部超压体系一般难以成藏 ,但构造抬升或断裂作用使原有的温压平衡系统遭受破坏时也可以成藏。

古风化壳孔隙与裂缝发育特征及其油气地质意义

通过总结前人研究结果,利用数据整理、薄片观察等方法对古风化壳中孔隙和裂缝的发育规律进行了分析,并探讨了古风化壳结构的油气地质意义。研究结果表明,发育完全的古风化壳具有风化黏土层和半风化岩石的分层结构;半风化岩石中部孔隙和裂缝较发育,向上向下规模逐渐减小,至风化黏土层大孔隙和裂缝不发育。通过实例汇总认为,影响半风化岩石孔缝系统发育程度的主要因素包括风化基岩的岩性、风化的时间和强度、风化壳形成时期的剥蚀厚度和古风化壳的埋藏深度以及裂缝孔隙的充填特征。风化黏土层岩性致密,对油气的保存具有建设性作用;半风化岩层中部的孔缝连通体,既为油气运移的良好通道,也可作为油气聚集的有效储层。

油气保存单元的概念与评价原理

“油气保存单元”是一个盆地内部三度空间上封闭流体的含油气地质单元。根据其空间结构特点与随时间的演变特征可以将油气保存单元划分为继承型、改造型与重建型等 3种基本类型。通过对封盖层和断层的封闭性能与封闭时间的匹配分析 ,以及对岩浆活动、地震活动与水文地质作用等关键事件的研究 ,可以划分油气保存单元。结合盆地与含油气系统的研究成果 ,可以深入剖析油气保存单元内部的成藏要素与成藏作用 ,从而对其进行综合评价。以楚雄盆地为例 ,通过对 7个油气保存单元的分析与评价 ,优选出东山、中和 -大姚与永仁等 3个有利的油气保存单元。

构造变动对油气藏保存的影响

在油气藏保存条件的诸多因素中,构造变动是最直接、宏观的影响因素。通过综合研究,建立了构造变动对原生油气藏保存的四种影响模式,即整体上升对油气藏盖层的影响,差异升降及断裂活动对圈闭容积的改变,断层的封启性对油气藏保存、散失或再分配的影响等。其影响的结果或程度主要取决于升降的幅度、断裂(活动)性质及其时空分布特征和断裂封闭或开启的程度。研究结果表明,油气封盖层的厚度及其封盖能力受构造抬升、剥蚀作用的影响较大,油气藏储集容积是区域构造面倾角的函数,二者成反比,而有效封盖厚度是盖层真厚度、断层落差和盖层倾角的函数。

宁武盆地南部煤层气富集的主控因素

宁武盆地是我国典型的中煤阶构造残余盆地,勘探证实其南部具有很好的煤层气勘探潜力,但煤层气富集的主控因素尚不清楚。为此,分析了盆地南部主要含煤地层的沉积环境、煤质特征、热演化程度与煤阶分布、煤储层物性等地质特征,通过构造特征、地应力分布特征、封盖条件分析,结合前期勘探成果,综合研究后认为:宁武盆地南部煤层气的富集受构造部位、应力场以及煤层顶底板封闭条件控制,构造上斜坡带煤层气富集高产,构造应力场低值区煤层渗透性好,封闭条件好的地区煤层气保存条件好。进而预测出W02井以东、W04井以南地区具有获得高产煤层气井的有利条件,是有利的煤层气富集区。

埋藏风化壳结构的矿物学与地球化学特征及其控藏作用

通过岩心观察、矿物及元素分析等手段,分析了济阳坳陷义和庄凸起前第三系埋藏风化壳结构的矿物学与元素地球化学特征。结果表明:义和庄凸起前第三系埋藏风化壳具有风化黏土层和半风化岩石的二层结构;由半风化岩石到风化黏土层,抗风化能力弱的长石等原生矿物逐渐减少,次生黏土矿物逐渐富集,半风化岩石上部与风化黏土层为Fe,Al元素的富集带,Ca,Na元素大量流失,K,Mg元素由于交代作用变化较复杂;义和庄凸起埋藏风化壳结构在油气成藏过程中起主要作用的是半风化岩层中部的孔缝连通体,它既为油气运移的良好通道,也可成为有效储层;风化黏土层与上覆岩层一起形成了复合型盖层。