泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力综合评价方法探讨

在深入研究泥岩盖层对各种相态天然气封闭机理及影响因素的基础上,选取天然气通过泥岩盖层的渗滤速度,异常孔隙流体压力或孔隙水通过泥岩盖层的渗滤速度,异常含气浓度或天然气通过泥岩盖层的扩散速度作为主要评价参数,通过对其加权平均建立了泥岩盖层对各种相态天然气封闭能力的综合评价方法,并将其应用于松辽盆地大庆长垣以东地区深层泉一,二段泥岩盖层的综合评价中,其结果与该区深层天然气勘探成果十分吻合,充分证明了该方     

泥质岩盖层微观封闭能力的综合评价方法及其应用

在深入研究盖层微观封闭机理及影响封闭能力的主要因素基础上，选取盖层／储层排替压力差、异常孔隙流体压力和异常含气浓度作为泥质岩盖层微观封闭能力的三个主要评价参数。通过对其划分等级，赋予权值，利用加权法求取泥质岩盖层微观封闭能力的综合评价权值大小，建立了一套泥质岩盖层微观封闭能力的综合评价方法，并对琼东南盆地各构造单元梅山组泥岩盖层微观封闭能力进行综合评价。结果表明，梅山组泥质岩盖层在各构造单元均具有     

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。     

泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化及其研究意义

在泥岩盖层抑制浓度封闭机制及其形成条件分析的基础上,通过异常孔隙流体压力的形成与演化对于泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化规律进行研究,根据异常孔隙流体压力形成与演化建立了一套泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化特征的恢复和预测方法。该方法不仅可以恢复泥岩盖层抑制浓度封闭的形成时期,还可以预测泥岩盖层抑制浓度封闭能力的演化过程,同时还可以确定目前泥岩盖层抑制浓度封闭的演化阶段和预测其今后的变化,将该方法应用于松辽盆地古龙凹陷古11井青山口组和嫩一、二段泥岩盖层抑制浓度封闭的形成与演化的恢复和预测中,恢复和预测的结果复合实际地质条件,表明该方法用于泥岩盖层抑制浓度封闭形成与演化是可行的。     

油气通过泥岩盖层渗滤散失机制分析

从受力平衡角度出发,分析了油气通过泥岩盖层渗滤散失的机理。根据泥岩盖层较高的排替压力和在特定条件下具有异常孔隙流体压力,论证了油气不能通过泥岩盖层的孔隙发生渗滤散失,油气只能通过泥岩盖层的薄弱处——断层或裂缝而发生渗滤散失。其机制主要是由于断裂或裂缝的形成,使泥岩盖层在此处孔隙喉道半径增大。排替压力降低,异常孔隙流体压力释放,封闭能力降低,油气能量大干泥岩盖层的封闭能力,从而使油气通过断裂或裂缝渗滤散失。油气通过泥岩盖层断裂或裂缝的渗滤散失作用均具周期性。     

油气通过泥岩盖层渗滤散失机制分析

从受力平衡角度出发,分析了油气通过泥岩盖层渗滤散失的机理,根据泥岩盖层较高的排替奢力和在特定条件下具有异常孔隙流体压力,论证了油气不能通过泥岩支的孔隙发生渗滤散失,油气只能通过泥岩盖层的薄弱处－断层或裂缝而发生渗滤散失,其机制主要是由于断裂或裂缝的形成,使泥岩盖层在此处于隙喉道半径增大,排潜压力降低,异常孔隙流体压力释放,封闭能力降低,油气能量大于泥岩盖层的封闭能力,从而使油气通过断裂或裂缝渗滤散失,油气通过泥岩盖层断裂或裂缝的渗滤散失作用均具周期性。     

油气通过泥岩盖层渗滤散失机制分析

从受力平衡角度出发,分析了油气通过泥岩盖层渗滤散失的机理。根据泥岩盖层较高的排替压力和在特定条件下具有异常孔隙流体压力,论证了油气不能通过泥岩盖层的孔隙发生渗滤散失,油气只能通过泥岩盖层的薄弱处——断层或裂缝而发生渗滤散失。其机制主要是由于断裂或裂缝的形成,使泥岩盖层在此处孔隙喉道半径增大,排替压力降低,异常孔隙流体压力释放,封闭能力降低,油气能量大干泥岩盖层的封闭能力,从而使油气通过断裂或裂缝渗滤散失。油气通过泥岩盖层断裂或裂缝的渗滤散失作用均具周期性。     

莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层封闭性综合评价

通过实测莺歌海盆地莺歌海组二段泥岩盖层的排替压力,建立了盖层排替压力与声波时差的线性关系,进而提出了利用声波时差及地震速度资料求取排替压力的方法。接着,利用测井声波时差和地震速度资料,按等效深度法确定莺歌海组二段下部泥岩盖层的超压分布。综合考虑盖层累计厚度、排替压力、剩余压力、气藏内部压力、断裂对盖层破坏程度和天然气本身性质（比如流动黏度）,提出了盖层封闭能力综合评价指数,并据此对莺歌海组二段泥岩盖层综合封闭能力进行评价。结果表明：莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力强的地区分布在乐东区大部、临高区南部及东方区东部到一号断裂之间的地区,一号断裂南段、东方区东部和北部地区则为盖层封闭能力较强的地区,研究区边部由于地层上倾出露地表,盖层封闭能力逐渐减弱。莺歌海组二段泥岩盖层封闭能力中等及以上地区可作为天然气的有效盖层;由现有气藏分布可知,莺歌海组二段泥岩盖层封盖能力良好,中深层的天然气保存条件优越。     

超压泥岩盖层封闭性演化规律及其研究意义

为了研究超压泥岩盖层封闭性演化规律,在超压形成与演化分析的基础上,通过超压演化规律的定量研究,对超压泥岩盖层封闭性演化规律进行了定量研究,结果表明超压泥岩盖层封闭性演化是按阶段进行的,每一次超压释放表明上一次封闭性演化阶段的结束,下一次封闭性演化阶段的开始,每一次演化过程中封闭性逐渐增强,在超压释放期封闭性降至最低点。研究超压泥岩盖层封闭性演化规律不仅可以准确评价目前封闭能力和预测封闭能力演化,而且还可以研究封闭油气的有效性。实例应用结果表明,古龙凹陷嫩一、二段超压泥岩盖层目前已刚刚结束第3阶段演化,开始第4阶段演化,具6.0 MPa的超压。随着演化进行,超压值将继续增大,封闭性继续增强。嫩一、二段超压盖层封闭性演化史与青山口组源岩生烃史匹配关系较好,可封闭住青山口组源岩生成的大量油气,有利于青山口组源岩生成的油气在萨、葡、高油层中聚集和保存。     

渤海湾盆地石炭二叠系盖层及其沉积控制

在对渤海盆地石炭一二叠系盖层泥岩特征观察的基础上，通过对粘土矿物含量的相对定量分析及孔隙度、渗透率的统计分析，结合沉积控制，评价了该区盖层泥岩的封闭能力：结果表明，渤海湾盆地上、下石盒子组盖层泥岩分布范围广，保存完整，湖泊相和泛滥平原相泥岩具有较好的封闭性，可作为区域盖层，下石盆子组盖层泥岩的孔隙度和渗透率又明显低于上石盆子组，封盖性更好；太原组和山两组的泻湖相和三角洲平原相发育的泥岩也作为局部盖层。泥岩的异常压力封闭是该区盖层研究的重点。     

莺歌海盆地高温高压盖层封盖能力定量评价

莺歌海盆地是我国南海重要的新生代含油气盆地,随着浅层常压层系天然气开发程度的逐渐提高,中深层高温高压层系成为天然气勘探的主要目标,超压背景下盖层封闭的有效性受到广泛关注.近年来,不同学者针对莺歌海盆地盖层进行了大量的研究,但是对高温高压的气藏盖层的封闭机理、破坏条件及其定量评价仍存在一定的问题.通过对莺歌海盆地中深层高温高压层系盖层进行系统的分析,明确盖层的封闭机理为毛细管封闭和水力封闭.利用泥岩盖层排替压力、声波时差及孔隙度之间的关系,对莺歌海盆地区域性盖层的毛细管封闭能力进行预测.莺歌海盆地中深层盖层普遍具有较强的毛细管封闭能力.因此,超压诱发的水力破裂是油气多层位聚集的根本原因,进而提出了盖层水力破裂压力系数定量评价盖层水力破裂风险性.评价结果显示,盖层发生水力破裂与底辟构造活动具有明显的相关性,盖层水力破裂风险由底辟中心向外围逐渐减弱.位于莺歌海盆地斜坡近凹带,且紧邻乐东三大底辟的LD-B区块是油气富集的有利区域.      

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。     

库车坳陷下第三系盖层封闭特征及其对油气成藏的控制作用

库车坳陷下第三系泥岩盖层不仅厚度大，而且分布广泛，具有较强的毛细管，超压封闭能力和较弱的抑制烃浓度封闭能力，综合评价认为，克拉苏，东秋立塔克和依南构造为好封盖能力区，由此向南封盖能力依次变差。下第三系泥岩盖层的分布控制着白垩系油气的分布，天然气藏分布于好封盖区内，油气藏则分布于中等封盖区内。下第三系泥岩盖层封闭能力形成时期晚于三叠纪和侏罗纪烃源源的大量排油期，不利于封闭油进行大规模运聚成藏，但早于三叠纪和侏罗纪烃源岩的大量排气期，有利于封闭天然气进行大规模运聚成藏。     

超压盖层封烃能力的定量研究

根据低速渗流理论及松辽盆地嫩江组一段超压盖层的实际资料,证实盖层超压形成的本质因素是盖层毛细管孔隙的吸附阻力。在此基础上,论证了盖层超压的封闭能力是该盖层超压值的 2倍,超压盖层的总封闭能力是盖层底部岩石排替压力与 2倍盖层趄压值之和;结合超压盖层的成岩演化史及烃源岩生排烃史研究了超压盖层形成时间及其封烃有效性的评价方法,并以松辽盆地大庆长垣以东地区嫩江组一段区域盖层为例,研究了该盖层超压对其下部青山口组源岩层生排出的油气封盖的有效性。根据超压盖层的特点,论述了超压盖层在油气保存过程中的意义。     

超压封存箱的压力封闭机制研究进展综述

超压封存箱的封闭机制研究是封存箱研究中的难点之一,倍受许多专家学者关注。深入研究和揭示封隔层的封存机制和异常高压的保存时间对超压成因和油气成藏条件诸多方面的研究都非常重要。已有的关于异常高压的封闭机制研究可分为静态和动态两种观点。静态观点认为:极低渗透率(渗透率10-11μm2)的致密岩层可作为封闭层阻止流体流动,如蒸发岩或经历强烈碳酸盐矿化作用的碎屑岩可形成近于非渗透性岩层从而形成有效封闭;在砂泥岩频繁互层的地层中,气-水两相界面可产生足够大的毛细管压力,而且毛细管压力具有可叠加性,进而形成有效封闭。动态观点认为:在封存箱和封闭层处于连续水相的地质环境中,剩余压力将通过低速扩散方式逐步同其环境压力达到平衡,但由于异常高压通过低渗透岩层(渗透率10-8~10-10μm2)的扩散速度极其缓慢,从而也可使封存系统长期保持超压状态。超压封闭机制的静态和动态两种观点都各自具有事实依据,但具有普遍意义的封存机制可能是气-水两相界面毛细管压力封闭和低速扩散机制。     

松辽盆地齐家古龙凹陷—三肇凹陷中浅层异常压力系统特征

对研究区千余口单井建立声波时差压实曲线,利用等效深度法计算泥岩超压值,结合DST和RFT实测资料以及地震资料,综合考虑研究区沉积及构造特点,最终揭示了松辽盆地齐家古龙凹陷—三肇凹陷中浅层地层存在4套压力体系,即嫩二段以上的常压体系,嫩江组一段、二段弱超压体系,姚家组常压、低压和弱超压并存体系以及青山口组超压体系。不同层位异常压力分布范围和规模不同,其中青一段最为广泛。产生异常压力的原因复杂:超压形成主要受泥岩欠压实和油气生成控制,嫩江组末期的构造抬升作用是研究区产生异常低压的主要原因,而超压流体流动导致的压力传导作用为压力的再分布提供了有力条件。     

被断裂破坏泥岩盖层封闭性演化史恢复方法及其应用

前人研究泥岩盖层封闭性时并没有考虑断裂的破坏程度,且对已被断裂破坏泥岩盖层封闭性演化史的研究目前尚未见到文献报道,而这些问题对含油气盆地断裂发育区油气勘探至关重要.在被断裂破坏泥岩盖层封闭机理及其封闭演化特征研究的基础上,通过比较泥岩盖层断接厚度与其封油气所需的最小断接厚度的相对大小,将被断裂破坏泥岩盖层封闭分为未被断裂破坏和已被断裂破坏泥岩盖层封闭2种,并通过泥岩盖层和断层岩古排替压力恢复,确定泥岩盖层封闭能力形成距今时间、断层岩开始压实成岩距今时间和封闭能力形成距今时间,建立了一套被断裂破坏泥岩盖层封闭性演化史的恢复方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡5号构造被f₂断裂破坏东二段泥岩盖层封闭性演化史的恢复中.结果表明:在L₁、L₃、L₄、L₅、L₆、L₇和L₉测线处,f₂断裂未破坏东二段泥岩盖层封闭,仍是东二段泥岩盖层封闭,其封闭性演化经历了不封闭和封闭阶段,目前具有较强的封闭能力.在L₂和L₈测线处f₂断裂已破坏了东二段泥岩盖层封闭,为f₂断裂断层岩封闭,其封闭能力演化经历了压实不封闭、成岩不封闭和成岩封闭3个阶段,目前也已具较强封闭能力,均有利于油气在东二段泥岩盖层之下储层中聚集与保存.与目前东二段泥岩盖层之下储层中已发现油气分布相吻合,表明该方法用于恢复被断裂破坏泥岩盖层封闭性演化史是可行的.      

CO2地质封存盖层密闭性研究现状与进展

CO₂地质封存是应对全球性气候变化、减排温室气体的关键技术之一。大规模CO₂注入地层容易出现泄漏问题,尤其是通过盖层的泄漏,包括毛细管泄漏、盖层水力破裂和沿盖层既有断层的泄漏等。因此,盖层密闭性评价对CO₂地质封存长期安全稳定性的预测至关重要的。通过对密闭机理、影响因素、破坏模式等影响CO₂地质封存盖层密闭性的研究现状进行总结,发现盖层密闭机理包括毛细管封闭、水力封闭和超压封闭,影响盖层密闭性的主要因素有盖层岩性、盖地比特征、盖层厚度、盖层岩石力学性质和封存压力,进而对CO₂注入过程中盖层密闭性的破坏模式进行评价,并对盖层密闭性研究的不足提出了一些见解。     

石柱地区建深1井志留系超压顶封层的封闭机制

石柱复向斜地区建深1井志留系地层钻遇超压,压力系数为1.75~2.00,且全层段含气.地层中超压形成和保存与盖层封闭的有效性密切相关.在对超压层段泥岩压实特征以及埋藏史、热史、生烃史研究的基础上分析欠压实、生烃、构造挤压及其他增压机制在志留系超压形成所起的作用,其中早三叠世至侏罗纪末期干酪根和液态烃裂解生气作用引起的流体体积膨胀是本区超压形成的主控因素,生气作用终止后无重要的增压事件发生.早白垩世以来的构造抬升作用导致大量溶解态天然气从地层水中出溶,并聚集于孔喉半径较大的粉砂岩层中.志留系顶部超压顶封层中泥岩和粉砂岩频繁出现互层,因而形成多个含气粉砂岩薄层.垂向上各个气水界面的毛细管作用力具有可叠加性,增强了顶封层对超压的封闭能力,使本区志留系地层中的超压保存至今.     

岩性圈闭盖层封闭动力学模型及其应用研究

岩性圈闭的泥页岩盖层阻止油气突破的过程是一个阻力克服动力的过程,本文在此基础上建立了岩性圈闭盖层封闭动力学模型及相应的数学模型。该模型认为岩性油气藏中的油气突破泥岩盖层的过程也是一个力学平衡现象,动力包括储集层地层压力、浮力,阻力主要包括盖层地层压力、毛管压力。通过对单井古孔隙度及古埋深的恢复,可以对比成藏期目的层油气突破泥岩盖层的动力与阻力之间的大小关系,定量研究泥岩盖层封闭性演化过程。应用该模型发现,白家海凸起彩43井侏罗系三工河组及西山窑组在侏罗纪末期缺乏有效泥岩盖层,白垩纪末期三工河组中下部存在有效盖层,而西山窑组盖层的封闭能力一般。