三肇凹陷青山口组一段泥岩超压形成与演化过程初探

在泥岩超压形成与演化机制研究的基础上,利用声波时差资料,根据泥岩破裂与愈合机理建立了一套泥岩超压形成与演化过程的恢复方法,并对松辽盆地三肇凹陷青山口组一段泥岩中的超压形成与演化过程进行了恢复。青一段泥岩沉积初期开始形成超压之后,先后经历了5次释放,目前正进入第6次超压演化过程中。因其超压自身释放时期相对较早（均早于源岩大量生烃期）,对内部油气排出不起作用,后期稳定发育,对下伏扶杨油层的油气聚集与保存十分有利,这可能是造成该凹陷扶杨油层油气聚集的一个重要原因。该实例充分表明本文的方法用于泥岩超压形成与演化过程恢复是可行的。     

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。     

松辽盆地北部嫩一段泥岩超压形成与演化

利用声波时差随埋深的变化及等效深度法,对松辽盆地北部嫩一段泥岩超压大小、分布特征及形成时期进行了研究。结果表明:目前普遍的超压高值区分布在齐家—古龙凹陷,最大值可达到9 MPa以上;主要形成于明二段沉积时期,之后超压值逐渐增大,在明水组沉积末期和古近系沉积末期曾因T1断裂活动释放,超压值降低。根据超压形成演化过程和源岩生排烃史研究得到:①嫩一段源岩主要排烃期为古近系沉积末期;②嫩一段源岩排出的油气向下"倒灌"运移距离最大可达190 m左右,在大庆长垣、三肇凹陷、齐家—古龙凹陷、龙虎泡阶地和明水阶地等大部分地区均可向下伏萨尔图油层中进行"倒灌"运移,仅在局部地区油气可"倒灌"运移进入葡萄花油层;③超压形成时期早于大量排烃期,对于封闭其油气是有利的;④嫩一段泥岩超压自形成后,虽在明水末期和古近系末期曾发生释放超压降低,但封闭能力逐渐增强至今。这些条件应是松辽盆地北部萨尔图、葡萄花油层油气富集与分布的重要原因。     

阳霞凹陷超压成因及与油气成藏关系

地层超压的形成和分布不仅与油气的运聚成藏有关, 而且还直接影响油气钻井工程.因此, 超压的研究和预测成为当今含油气盆地研究中的重要内容.阳霞凹陷属于库车坳陷的一个次级构造单元, 钻井揭示凹陷内有超压发育.笔者应用测井资料、测试资料和地震资料分析了阳霞凹陷内超压的成因以及超压与油气成藏的关系, 得出以下认识: (1) 在阳霞凹陷内, 上第三系吉迪克组膏泥岩中的超压是以欠压实成因为主控因素, 下第三系和白垩系中的超压是以构造成因为主控因素, 形成了上下两套成因机制并不完全相同的超压系统. (2) 从构造演化时间上来看, 巴西盖组与巴什基奇克组的超压形成时间最晚在上新世的库车组时期, 早于油气大规模运移时期(库车晚期—第四纪西域期).由于缺少断层的疏导, 积聚的超压无法通过断层释放, 阻挡了后期油气在巴西盖组与巴什基奇克组中聚集成藏, 使得库1井所钻遇的圈闭成藏规模不足.      

松辽盆地古龙凹陷葡萄花油层超压成因

钻井资料揭示松辽盆地古龙凹陷葡萄花油层存在超压现象,但不存在欠压实现象;葡萄花油层上覆的嫩江组--二段泥岩和下伏的青山口组泥岩存在明显欠压实.声波时差数据计算的泥岩层超压与储层地层测试压力对比,证实油层超压主要来自超压系统内部的压力传递.油气产能与压力测试数据统计表明油层内部原油的热裂解对油层超压也有一定贡献;统计的超压油层的压力梯度大于静水压力梯度,说明储层内存在流动压力,青山口组和嫩江组现今仍在向葡萄花油层提供流体.     

渤海湾盆地南堡凹陷地层压力演化及其成藏意义

渤海湾盆地南堡凹陷2 900 m以下超压现象较普遍,然而超压成因演化研究较为薄弱.基于数值模拟技术对南堡凹陷古超压的形成与演化进行了恢复,结合沉积速率演化、生烃演化及孔隙度演化研究了超压的成因演化特征,并进一步探讨了地层压力演化的成藏意义.研究表明,南堡凹陷地层压力演化经历了原始积累(东营组剥蚀期以前)、超压释放(东营组抬升剥蚀期)及超压重新积累(东营组末期至今)3个阶段;东营组剥蚀期以前超压成因以欠压实为主,超压幕式排放利于油气幕式排出,东营组剥蚀期发生超压卸载,超压卸载使得早期形成的油气藏进行一定程度的调整,东营组末期至今以生烃增压为主,生烃增压期与2次重要成藏期及油源断层活动增强期相耦合,一方面大量油气沿断裂及岩性通道运移形成源内成藏组合,另一方面在源储剩余压力差作用下,油气沿活化的油源断层运移形成源上成藏组合;油气有利聚集区与压力分布密切相关,在相应层段油层压力系数分布区间内,总体油层厚度与压力系数具有正相关关系,因此建议将勘探重点放在相应层段压力系数分布区间内的压力系数高值区.      

歧深地区双超压系统发育特征及油气成藏效应

在钻井实测储层压力(DST)、计算泥岩压力及地震资料解释的基础上,对歧深地区超压体系发育特征、分布规律和成藏效应进行了深入分析,认为歧深地区具有"三层压力结构,两个超压系统"特征。压力结构在纵向上可以划分为常压系统、上部弱超压系统和下部超压系统。超压从东营组开始出现,歧口凹陷中心超压最强,北大港东翼、歧口凹陷及板桥凹陷超压次之。双超压结构对歧深地区油气聚集有明显的控制作用,从而形成了"上油下气"分布格局,由此建立了"双压控藏"模式。     

黄河口凹陷古近系超压发育特征及其成藏意义

沉积盆地超压普遍发育,形成机制多样,其演化过程对油气运聚成藏具有重要的影响作用。综合试油、测井资料并结合有效应力特征,分析了黄河口凹陷超压的成因机制,表明东营组超压形成受欠压实和生烃作用的共同影响,沙河街组超压成因以生烃作用为主。压力史演化数值模拟证实,构造活动控制的断层开启和砂岩夹层共同作用造成的超压释放是部分区域实测地层压力接近于常压的原因。超压发育与演化特征控制了黄河口凹陷现今不同类型油藏的垂向分布：在现今超压比较发育、未受断裂活动影响且压力释放作用不明显的区域,以寻找古近系原生油气藏为主;而在断裂沟通古近系与新近系的区域则有利于新近系次生油气藏的形成与勘探。     

珠江口盆地白云凹陷地层压力演化与油气运移模拟

珠江口盆地位于中国南海北部, 是中国近海含油气盆地中一个重要的盆地.珠江口盆地勘探逐渐由浅水区向深水区推进, 浅水区钻井揭示地层为正常压力, 但对深水区的油气运移指向和地层压力分布认识不清楚.应用钻井测试资料, 地震资料和盆地模拟技术对珠江口盆地白云凹陷深水区的地层压力演化和油气运移进行了研究.模拟结果显示地层压力的聚集与释放以及流体运移与构造运动的发生有密切的关系.从模拟结果的分析中可以得出如下结论: (1) 珠二坳陷经历了3次幕式地层压力的聚集与释放.这3次压力的释放与晚始新世珠琼运动二幕、渐新世中期南海运动、中中新世末至晚中新世末东沙运动有关, 其中东沙运动期间是本区油气运移的主要期次, 现在浅水区的常压是由于东沙运动时超压释放后的结果. (2) 钻井测试与模拟结果显示, 现今地层压力在浅水区为常压, 在深水区有弱超压存在.引起地层压力分布的差异主要是由于浅水区和深水区沉积的岩相和岩性的不同. (3) 油气运移有2个指向, 一个运移指向浅水区域, 另一个指向深水区域.由于浅水区砂岩百分比含量高, 砂体连通性好, 油气聚集比较分散, 比较而言深水区油气在扇体里富集程度较高, 更有利于形成大油气田.      

烃源岩之下岩性油藏成藏模拟实验及其机制分析

在总结松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层和杨大城子油层地质特征的基础上,设计了烃源岩之下岩性油藏实验模型;通过物理模拟实验,再现了烃源岩之下岩性油藏的形成过程,对油气运移的受力状态进行分析,探讨了烃源岩之下岩性圈闭中油气聚集成藏的机制.实验结果及实例表明,该类油藏的形成须满足两个地质条件,即上覆优质烃源岩具有足够超压和有断裂沟通烃源岩与下伏砂体,超压是油气向下运移的动力,断裂则是其主要运移通道,这对寻找烃源岩之下岩性油藏具有重要的指导意义.     

松辽盆地朝阳沟阶地扶余-杨大城子油层油源分析与油气运移模式

基于生物标志化合物参数,系统对比分析了朝阳沟阶地扶余-杨大城子油层原油与三肇凹陷及朝阳沟阶地青山口组-段源岩的关系,表明朝阳沟阶地扶余油层有两个主要油源,即三肇凹陷青-段源岩与朝阳沟本地区青-段源岩,且两者对扶余油层的贡献量可能基本相同.朝阳沟地区杨大城子油层原油与三肇凹陷青-段源岩有密切的亲缘关系,与朝阳沟青-段源岩亲缘关系不明显.这与朝阳沟阶地源岩超压值相对较小、导致油气下排距离浅、进入杨大城子油层的油气量较小相符.在油源对比的基础上,结合断裂和砂体分布等各种地质条件,将朝阳沟阶地油气运移模式分为远源长距离侧向运移和近源短距离侧向运移两种类型.     

松辽盆地三肇凹陷油气下排的地质条件及找油方向

三肇凹陷青山口组一段是质量尚好的烃源岩层,该地层普遍存在较高的孔隙流体超压,为油气的向下排放提供了充足的动力来源.扶杨油层的油气来自于其上覆的青-段源岩层.数值模拟和油气纵向分布规律表明岩石的孔隙、微裂缝及干酪根网络不是油气下排的输导通道;断层的分布规律、断穿层位、演化历史及油气的纵向分布规律研究发现：大量发育并在源岩有机质成熟后频繁活动开肩的断穿T₂-T₀₆的断层是青-段油气下排的主要通道,该类断层即为油源断层.青-段在油气下排之后即变成了封闭能力极强的封盖层,青-段下排的油气被严格地限定在了青-段之下的扶杨油层之中.受地层倾向和起通道作用断层活动性的影响,油源断层的下降盘扶杨油层很难形成较大规模的油气聚集,油气主要在油源断层的上升盘-侧聚集成藏,故上升盘是油气勘探的主要方向.     

松辽盆地三肇凹陷“T11”多边断层非构造成因机制探讨

地质学家过去一直关注松辽盆地“T₂”高密度断层系,其成因机制存在很大的争议,但并没注意到“T₁₁”也为高密度断层系。笔者系统研究了三肇凹陷肇州地区“T₁₁”断层系几何学特征和形成的地质背景,首次提出“T₁₁”断层为典型的多边形断层,仅从目前构造演化历史难以解释其成因,基于断层与较厚的青山口组具异常高孔隙流体压力的泥岩分布一致,认为多边断层为长期发育断层反转期再活动诱导青山口组泥岩层密度反转的成因机制,随着超压的积累断层周期性活动,是葡萄花油层油气运移的长期通道。     

三肇凹陷断层垂向分段生长与扶杨油层油源断层的厘定

野外观察、典型地震解剖和物理模拟证实, 只要岩石存在能干性差, 断层具有典型垂向分段生长特征.岩石能干性差异决定断层演化历经3个阶段: 下部断层形成、断裂上下分段和贯通性断裂形成.以三肇凹陷为例, 应用岩石力学特征和断层相关褶皱理论, 证实扶杨油层砂岩层段普遍形成断裂, 青一段泥岩阻止下部断层向上传播, 从而形成断层垂向分段生长现象.结合油藏精细解剖表明, 三肇凹陷扶杨油层"倒灌"运移的主要油源断层是成藏期活动、沟通源储且垂向分段生长的断裂.      

牛庄洼陷沙河街组超压系统发育特征及其演化

东营凹陷牛庄洼陷沙河街组发育有超压系统,这对油气运移和聚集过程有着重要的影响。在对超压系统现今发育特征研究的基础上,本文运用约束下数值模拟方法对牛庄洼陷超压系统的演化规律进行研究,并探讨了超压系统的主要形成机制。牛庄洼陷在沙河街组四段、沙河街组三段的下亚段和中亚段存在着超压系统,最大压力系数可以达到1.8,最大剩余压力超过了20MPa。自沙三段上亚段沉积期开始,超压系统开始发育。到东营组沉积期末,超压系统经历了大约10Ma的泄压过程。自新近系馆陶组沉积期,超压系统再次迅速增压,逐渐接近现今发育状况。上覆地层沙三段上亚段高沉积速率导致了超压系统的形成和早期剩余压力的增加,而水热增压和烃类物质大量生成联合造成超压系统晚期迅速增压。超压系统演化规律揭示出在油气主要运移期研究区古异常流体压力的分布状况,这为进一步开展牛庄洼陷油气运移和聚集过程的动力学研究提供了理论依据。     

三肇凹陷青山口组源岩生成油向下“倒灌”运移层位及其研究意义

为了研究三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移层位,对油向下“倒灌”运移机制及条件进行了研究,得到三肇凹陷扶杨油层同时具备①青山口组源岩目前应具有足够大的超压;②存在连通青山口组源岩和扶杨油层的T2断裂2个条件,青山口组源岩生成的油能够在超压的作用下在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期通过T2断裂向下伏扶杨油层中“倒灌”运移。利用压力封闭原理,对三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移距离进行了研究,得到三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移距离一般大于500 m,而三肇凹陷扶杨油层地层厚度最大只有500 m,表明三肇凹陷青山口组源岩生成的油可以向下“倒灌”运移至整个扶杨油层的任何部位。目前三肇凹陷扶杨油层从上至下均含油,且已找到的油藏均分布于青山口组源岩生成的油能够向下“倒灌”运移分布范围内或附近,这表明青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移层位控制着油气富集层位,青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移分布范围控制着三肇凹陷扶杨油层油藏形成与分布范围。青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移分布范围及其附近应是三肇凹陷扶杨油层油下一步勘探的有利地区。     

大型坳陷湖盆浅水三角洲形成条件和沉积模式:以松辽盆地三肇凹陷扶余油层为例

大量地质和地球物理资料分析表明,下白垩统泉头组沉积时期,松辽盆地三肇凹陷的物源主要来自凹陷北部和西南方向,具备了发育大型浅水三角洲的有利地质条件,即盆地基底稳定沉降,盆广坡缓;古气候干热,古温度可达37℃;母源区物理风化作用强烈,形成大量碎屑物质;古水体浅,小于10m,湖平面波动频繁,湖泊水位发生旋回变化等。大型坳陷湖盆浅水三角洲具有以下典型沉积特征:岩性细,成熟度中等,粒度概率曲线具有牵引流沉积特征;砂岩中发育有丰富的强水动力沉积构造;紫红色泥岩大面积展布,生物扰动强烈;垂向上多个间断正韵律相互叠置;具有叠瓦状前积反射地震相;三角洲大面积稳定展布,砂地比值低;发育分流河道、水下分流河道以及席状砂,不发育河口坝。气候是浅水三角洲展布形态的主要控制因素。在干旱气候条件下,湖泊收缩,河流携带碎屑物质长距离搬运,形成枝状三角洲,分流河道在凹陷内的延伸距离一般超过20km,宽度为800～1 800m。在湿润气候条件下,湖泊扩张,受湖泊的阻碍作用,河道频繁分叉改道,形成网状三角洲,分流河道在凹陷内的延伸距离一般不超过15km,宽度为500～1 600m。浅水三角洲分流河道砂体分布广,纵横叠置,利于构成岩性油气藏。     

内蒙古海拉尔盆地油气成藏期次分析

利用储层自生伊利石测年法、烃源岩生排烃史法和包裹体均一温度法等综合分析了海拉尔盆地油气成藏期次。综合分析表明:海拉尔盆地油气成藏期主要分为两个大的阶段:第一阶段油气成藏时期在距今120～80 Ma,相当于伊敏组沉积时期—青元岗组沉积早期,是海拉尔盆地各凹陷最主要的成藏时期,油气大规模注入储层时期应该在距今105～90 Ma,相当于伊敏组二、三段沉积时期,此时期为烃源岩大量生排烃时期,油气运移动力充足,有利于油气发生运移并聚集成藏;第二阶段为青元岗组沉积至今,青元岗组沉积以来,发生过近东西向的挤压反转,使已形成的油气藏重新调整,同时二次生成的油气继续注入成藏。优质的烃源岩、断裂和稳定的厚层泥岩是控制研究区油气藏形成和分布的主要因素。