东营凹陷超压系统的幕式排烃

东营凹陷烃源岩具有沉积速度快、连续沉积厚及高热流、高地温、高有机质含量的特征;同时,主力烃源岩段(沙河街组三段、四段)发育大套的泥岩,烃源岩主要以砂岩嵌入式、泥包砂及纯泥岩形式存在。这些条件导致在成熟的烃源岩段超压系统十分发育,同时也使得幕式排烃成为东营凹陷烃源岩一个重要的排烃方式。东营凹陷超压体系幕式排烃分为"构造幕"和"压力幕"两种方式。"构造幕"的机制是外部构造活动的破坏,其排烃方式主要是沿着断裂面及构造裂缝运移;"压力幕"的机制是超压体系内部"剩余"能量的积累和释放,其排烃方式主要是沿着压裂形成的微裂缝排放。在发生幕式排烃作用的超压体系内,排烃效率、烃指数分别较上下层段明显增大和减小。幕式排烃具有的高能量、快运移的特征,使得其在油气勘探中具有重要的意义。

超压盆地中泥岩的流体压裂与幕式排烃作用

流体压裂是在异常高流体压力体系的低渗泥岩中流体活动的主要输导通道。流体压裂不仅导致低渗泥岩的幕式压实作用，而且为油气运移、储集的研究提供了新的理论模式。超压盆地泥岩的压实演化可划分为两个阶段，即连续压实和幕式压实阶段，其中幕式压实阶段又可根据导致流体压裂的主控因素进一步划分为两个亚阶段，即水力压裂和生烃压裂，前者主要由于泥岩欠压实和新生流体源的增压所致，后者则主要由于泥岩中有机质生烃及烃类裂解后增压所致。泥岩中流体压裂大大改善了岩石的渗透率，也为烃源岩内排烃提供了良好的输导通道，幕式流体压裂导致幕式排烃作用。

松辽盆地中浅层幕式排烃与断距增长耦合

超压盆地幕式排烃作用是盆地流体研究中热点问题,而源岩内排烃生长断层的报道很少.研究表明松辽盆地凹陷中央主力烃源岩青山口组发育排烃生长断层,这些浅层生长断层形成于嫩江组末期至明水组末期.这种排烃生长断层的形成机制是幕式排烃过程中由于"泵压效应"使含烃流体从源岩向储集层注入的结果.当源岩过剩压力达到源岩破裂极限时,源岩发生断裂或使原有断层再次开启增长,含烃流体发生向下或向上部储层的排烃作用,随着烃类的排出,过剩压力不断减小,排烃过程趋于停止伴随超压流体释放,研究区呈现向下排烃、向上排烃和上下双向排烃3种样式,由于这一排烃过程是多次出现的,随着多次反复的排烃,排烃断层的断距也不断增长,导致排烃期与断层断距增长具有良好的耦合关系,研究成果为超压封存箱上下层油气勘探提供了新的思路.

东营凹陷烃源岩排油机理

东营凹陷主力烃源岩生成的油气主要以油相形式从烃源岩中排出,水溶相是未熟油—低熟油初次运移的主要形式,在高成熟阶段,气溶相则为主要运移形式。幕式排油是烃源岩系统演化过程中的一种重要排油方式,此时烃类以混合相形式运移。虽然东营凹陷烃源岩系统在一定时间和空间内具有相对滞排特征,但滞排使超压得到积累和“幕式”释放,因而厚层烃源岩仍具有较高的排油效率,其滞排系数(残留烃与生烃量比值)基本小于0.4。

欠压实区内岩性油藏幕式成藏机制分析

在欠压实区的某些特定范围内,岩性油藏的形成过程具有典型的幕式特征,有效烃源岩的幕式排烃和烃源岩区内砂岩体的幕式聚烃是两个相对独立但又彼此联系的过程。幕式排烃的通道主要是烃源岩自身发育的微裂缝和由于构造运动而产生的、沟通有效烃源岩与砂体之间联系的断层。微裂缝排烃和断层排烃具有两种不同的动力学特征和排烃机制。只有排烃过程与聚烃过程协调一致,才能完成欠压实区内岩性油藏的幕式成藏过程。

烃源岩生烃增压研究进展

烃源岩生烃增压的研究具有重要的实用价值和理论意义,不仅体现在规避钻井风险、设计采油方案等工程应用层面,同时也是油气成藏尤其是运移研究中的一个重要环节。在综合分析前人研究基础上,总结了目前国内外在生烃增压识别、生烃增压理论计算、生烃增压物理模拟等方面取得的研究进展;阐述了生烃增压对于油气初次运移及致密油成藏研究的意义。综合分析表明:生烃增压所造成的烃源岩间歇性破裂,并由此引发的烃源岩幕式排烃,是油气初次运移较为普遍,也是较为基础的存在模式;由生烃产生的流体超压是油气能够进入某些致密储层富集成藏的动力基础。根据目前的研究现状,提出了关于生烃增压研究的一些设想。

东营凹陷古近系沙三段异常高压及成藏响应

通过对东营凹陷古近系异常高压分布和砂岩透镜体成藏响应特征分析后认为:岩性油气藏发育的沙三段主要处于下部异常高压体系中;平面上,该高压体系的分布基本上与生油洼陷一致——北部陡坡带压力系数较高,南部缓坡带压力系数相对较低,这与欠压实发育带分布规律具有很好的一致性,也就证实了欠压实和泥岩成熟生烃作用是导致东营凹陷沙三段普遍超压的重要因素;包围在异常高压泥岩中的透镜体处于低势区,在泥岩和砂岩流体压力差异作用下,泥岩破裂,发生幕式排烃作用;砂体在烃类充注之后,也形成与烃源岩平面分布规律相似的较高的流体压力。

陆相断陷盆地超压系统下的油气运聚——以车镇凹陷车西地区为例

为进一步探讨陆相断陷盆地超压系统与油气运聚的关系,以车镇凹陷车西地区为例,在明确超压系统分布特征的基础上,对超压系统在影响排烃模式、提供运移动力和决定油气聚集等方面的重要作用进行了研究。结果表明,车西地区的超压系统可划分为弱、中、强超压3层结构,其围绕生烃中心呈环带状分布。研究区超压系统下存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种模式,超压是油气初次运移和油气倒灌的主要动力,超压系统的平面分布和纵向配置控制了超压盆地的油气优势运移方向及聚集规模。根据研究成果,建立了陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式,超压系统内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。

准噶尔盆地莫索湾地区超压与油气成藏

根据莫索湾地区超压特征,结合埋藏史、储层物性分析,从烃类作用、成岩作用和CO2作用等方面分析超压的成因.根据成藏原油物性特征,结合成藏期、岩心分析,研究超压对油气成藏的影响.结果表明,莫索湾地区超压层的幕式排烃过程在区域上是不均衡的,盆5井区规模较大,盆参2井区规模很小;低密度、高成熟原油在盆5井区超压层以上地层大规模成藏,而在盆参2井区的成藏规模很有限.

透镜状砂岩体油藏成藏运移机理

油藏开发与成藏运移都具有借助流体传递能量建立动态平衡的特征,二者具有动态相似性。作者运用油藏开发中的毛管压力曲线对透镜状砂岩体油藏成藏运移的机理给予了合理解释,并分别对透镜状砂岩体油藏烃源岩的幕式排烃机理和砂岩体阶段式充注机理进行了系统阐述。透镜状砂岩体油藏成藏运移过程中幕式排烃和阶段式充注是相对独立的两个过程,只有当二者协调一致时,才能完成透镜状砂岩体油藏成藏过程。

沾化凹陷深层压力系统及其对油气运聚的控制作用探讨

对沉积盆地异常压力的研究,具有举足轻重的意义。通过声波时差法计算并利用实测压力数据恢复了沾化凹陷单井压力剖面,全井段中高压型占大多数。渤南洼陷及孤北洼陷的沙三段、沙四上亚段地层压力较高,压力分布的整体格局与构造格局、沉降中心相对应。沾化凹陷异常压力的成因包括初期欠压实作用、烃类生成作用、粘土矿物的后生成岩作用及构造作用等。异常高压为本区油气流体的运移提供了良好动力条件。深部源岩中生成的油气运移进入邻近砂体中聚集形成岩性油气藏,同时超压体系还可以通过幕式排放向浅层输送油气。