塔里木盆地克拉2气田异常高压的成因分析及其定量评价

塔里木盆地库车坳陷克拉2气田自始新统以下地层内砂岩储层的实测压力梯度为1．8～2．1MPa／100m，过剩压力达30～35MPa，表现为明显的异常高压。前人认为超压的形成主要受控于构造挤压作用，此外还有高压天然气的注入、构造抬升等因素，基本不存在欠压实作用。本文首先总结了各种成因机制的可能性，以此为依据，定量评价了气柱浮力、欠压实作用和构造挤压作用等因素对砂岩内异常高压的贡献，并提出了克拉2气田超压形成的概念模式。研究发现，该气田不同深度间的过剩压力差异完全是气柱浮力引起的，但气柱浮力对超压的贡献不超过10％；明确指出欠压实作用肯定存在，且对砂岩中超压的形成起着重要作用，其贡献一般为20％～30％，部分层段高达40％～50％；从构造压实作用机理出发，分三种情况讨论了构造挤压对流体增压的影响，认为构造应力能够传递给流体的最大压力为侧向上的最大主应力与沉积压实阶段的上覆负荷之差，其对本地区超压的贡献最大可达40％～50％，部分层段仅20％～30％。克拉苏地区超压形成的时间先后顺序(概念模式)为：首先因欠压实作用而出现超压，形成了封闭体系；其次为天然气的快速注入；而康村期(N1-2k)以来的构造挤压则引起流体压力幅度的进一步增高。     

四川盆地元坝-通南巴地区关键构造期构造特征及陆相致密砂岩天然气成藏响应

中国多旋回叠合盆地陆相致密碎屑岩层系油气资源丰富,多期、多属性构造作用使其具有复杂而特殊的油气地质特征,四川盆地元坝-通南巴地区位于多旋回、多属性构造作用交接部位,是揭示叠合盆地内多期复杂构造作用与陆相致密碎屑岩油气成藏作用关系和油气富集规律的典型地区.基于地震资料、磷灰石裂变径迹年代学和成藏特征对比,厘定元坝-通南巴地区陆相层系存在燕山晚期（晚白垩世100~70 Ma）和喜山早期（始新世-渐新世40~25 Ma）两个关键构造期.陆相致密砂岩天然气富集主要受这两次关键构造作用的控制,燕山晚期形成NE向主体构造,是NE向弱变形区、NW-SN向过渡变形带（通南巴西部）和NW向密集变形带的关键成藏期,构造-成藏响应模式为早期成藏、陆源充注、背斜控藏、褶皱控缝.喜山早期形成NW向构造和局限在早期NE向构造之间的近SN向构造,是SN向过渡变形带和NW-SN向过渡变形带（元坝东部）的关键成藏期,也是NW-SN向过渡变形带（通南巴西部）和NW向密集变形带的关键改造期,构造-成藏响应模式为晚期成藏、海相混源、断裂控藏、断裂控缝.      

库车坳陷克拉2气田超压成因研究

物理实验模拟是研究油气运移和聚集的重要手段和方法。而天然气物理模拟实验则是一个研究相对不足而又非常重要的领域,它的操作和完善可以大大促进中国西部天然气勘探,直接影响着西气东输的国策。本文正是涉及这个领域,选取库车坳陷克拉2气田作为研究对象,模拟了其成藏模式,对其超压的特性进行了研究,认为构造挤压和充气增压是引起克拉2气田超压的主要原因,而充气增压的具体机制则是多级补给,也就是下部的冲起构造作为供源为上部的克拉2构造供气,促使其丰度和压力都升高。     

天然气充注导致储层增压的定量研究

超压对于油气勘探具有重要的意义。以天然气为载体的压力传递是储层超压的重要成因机制。由于地层水和原油对于天然气的溶解性和压缩性存在明显差异,造成了含水地层和油层在天然气充注过程中具有不同压力演化路径。本研究模拟计算不同原始孔隙流体的地层在受到甲烷充注时的压力演化,建立了甲烷充注量与超压的定量关系,进而探讨天然气充注增压的影响因素。结果表明：天然气充注在一定条件下可以造成地层压力的增大;不同原始孔隙流体的储层压力演化路径不同。原始孔隙流体为天然气的地层最先出现超压,但增压缓慢;含水层比含油层增压迅速,更易形成超压;同等封闭条件下,浅部地层比深部地层更易形成超压,高温盆地比低温盆地更易形成超压。     

川东北通南巴背斜中新生代构造变形的砂箱构造物理模拟

通南巴背斜位于四川盆地东北部,紧邻北部米仓山和东北部大巴山两大造山带,开展通南巴背斜与不同造山带、川东北先存古隆起的时空耦合关系物理模拟研究,对于约束周缘造山带的构造变形时间和区域构造变形时序具有重要的科学意义,同时对川东北油气勘探也有指导作用.初始模型中,设计了北部推板和东北部推板分别代表米仓山和大巴山造山带的活动;下部硅胶层和上部石英砂层分别代表三叠系底部膏盐岩和上覆砂岩为主的碎屑岩;随着油气勘探的深入,川东北古生代隆起被逐渐接受,在模型底部用橡皮泥预制条带状构造代表古隆起.实验结果表明,北部推板挤压过程形成的速度场快速传递到橡皮泥（代表先存古隆起）之上的石英砂中,形成北东向的褶皱和断裂;东北部推板挤压过程形成的弧形构造带呈北西向展布,叠加在早期北东向构造上.通过梳理周缘造山带的隆升历史,并结合本次模拟实验结果,认为燕山期米仓山构造活动与古生代北东向隆起共同控制通南巴早期北东向构造的形成,燕山晚期和喜山期大巴山活动形成一系列北西向构造叠加在通南巴早期北东向构造之上,控制通南巴背斜须家河组北东向和北西向两组断裂-裂缝系统的形成.     

塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系碳酸盐岩超压差异分布研究

随着塔里木盆地深层勘探领域的不断突破，顺托果勒地区超深层碳酸盐岩层系发现了一系列与走滑断裂有关的异常高压油气藏，但其超压成因和分布规律却少有讨论。相较于伸展盆地与挤压型前陆盆地体系，克拉通内走滑断裂与地层压力关系的研究相对较少，同时碳酸盐岩储层强烈的非均质性也进一步加剧了超压分布的复杂性。本次研究根据钻井测试与生产动态资料，分析了顺托果勒地区压力分布特征与超压储层特征；结合流体包裹体恢复的古压力、天然气地球化学特征与断裂活动期次讨论了顺托果勒地区不同二级构造单元间异常压力的成因机制差异。结果表明，顺北缓坡和顺托低凸起地层超压为天然气充注与构造增压作用产生，而顺南缓坡地层超压主要受原油裂解生气影响。天然气的生成与断裂活动特征决定了顺南地区整体超压、顺北与顺托地区局部超压的分布格局，走滑断控储层的发育模式使得顺托果勒地区中下奥陶统储层压力系统呈现分割状发育特征。     

琼东南盆地深水西区L25气田天然气成因、来源与成藏过程

L25气田位于琼东南盆地深水西区,由上中新统黄流组早、晚2期限制型重力流水道岩性圈闭相关气藏纵向叠置而成,早期的Ⅲ、Ⅳ气组为强超压气藏(压力系数1.806～1.840),晚期的Ⅰ、Ⅱ气组为常压气藏(压力系数1.170～1.188)。天然气组分、天然气碳同位素分析表明,L25气田天然气为有机成因煤型气。通过对天然气甲烷碳同位素与烃源岩镜质组反射率之间的关系、凝析油生物标志化合物特征、烃源岩埋藏史、热史等的综合分析,认为L25气田天然气来源于乐东凹陷下渐新统崖城组海相烃源岩生成的成熟—高成熟天然气。天然气成藏过程分析揭示,L25气田经历了早、晚2期天然气充注成藏:2.0Ma,成熟—高成熟天然气充注于晚期沉积的限制型重力流水道岩性圈闭,形成Ⅰ、Ⅱ气组常压气藏;近于现今,高成熟天然气充注于早期沉积的限制型重力流水道岩性圈闭,形成Ⅲ、Ⅳ气组强超压气藏。沉积与储层、压力演化及成藏特征的研究表明,早期天然气充注的规模化的储集体是琼东南盆地深水区新近系更有利的天然气勘探方向。     

渝东地区平桥构造寒武系洗象池群天然气成藏特征及意义

位于渝东地区南部平桥一带的平桥1井在洗象池群中获得天然气勘探突破。本文通过对洗象池群气藏中的天然气碳同位素研究,认为气藏中烃类来源于五峰组—龙马溪组页岩气;基于平桥1井岩心、成像测井,结合毗邻的南川三泉等洗象池群剖面的储层初步研究,认为：平桥1井的产气层段孔洞发育,气藏属于孔洞型或裂缝—孔洞型;平桥1井洗象池群岩心裂缝中的白云石、石英及方解石等矿物充填序列及包裹体特征研究表明,裂缝形成及矿物充填主要发生在燕山-喜山期,发育构造变形的燕山期是洗象池群气藏充注的重要时期,燕山—喜山期的隆升期也是气藏进一步充注的时期。渝东南部平桥一带洗象池群的成功勘探证实早期页岩气藏通过部分页岩气释放及侧向供烃可以形成工业气藏,对整个渝东高陡构造带下组合的油气勘探具有推动意义。     

准噶尔盆地北三台地区侏罗系储层流体包裹体研究

北三台地区侏罗系储层经历了多次构造运动的改造.对研究区11口井101块流体包裹体样品的系统分析结果表明,该区侏罗系储层具有多期次的油气充注特征.流体包裹体的均一温度和油包裹体的荧光颜色(强度)等测试结果表明,研究区侏罗系储层经历过4期热流体活动,捕获了3期油包裹体和1期天然气包裹体,分别对应地质历史时期3次油充注和1次天然气充注过程.3期油包裹体的均一温度分别为40～65,65～80,80～120℃.油包裹体和盐水包裹体均一温度以及盐水包裹体盐度的统计结果表明,第2期和第3期热流体活动占主导地位.结合埋藏史分析可知,油充注发生于燕山期,天然气成藏发生在喜山早期.研究区现今油气与古油气无论在油气组分还是在成熟度方面都存在明显的差异,这种差异性与油气早期成藏后期遭受改造破坏有关.综合研究区烃源岩的生、排烃史,侏罗系储层埋藏史以及构造活动演化史的分析可知,燕山晚期是北三台地区侏罗系储层的主成藏期,燕山晚期充注的油气是现今油气的主要来源.     

库车坳陷迪那2气田古近系砂岩储层孔隙构造-成岩演化

以岩芯观察和薄片鉴定为基础,辅以扫描电镜、黏土矿物X衍射、流体包裹体、油层物性分析等技术手段,结合区域油气地质研究成果,系统研究塔里木盆地库车坳陷迪那2气田古近系砂岩储层孔隙构造-成岩演化与致密化过程。结果表明:研究区砂岩储层经历了同生期碳酸盐、岩盐胶结—早成岩期压实作用、胶结作用和低熟烃类充注—中成岩期有机酸溶蚀、液态烃类充注—构造挤压、构造破裂、天然气充注和晚期碳酸盐胶结等构造-成岩序列和两次致密化过程。储层原始孔隙度平均仅为31.7%,沉积作用是其致密的内因;孔隙度演化至现今约5.8%。压实作用造成了20.8%的孔隙度损失,是储层初次致密的决定性因素;胶结作用减孔约6.59%,加剧了储层致密化程度;溶蚀作用和各种成缝作用增孔约4.28%,使初次致密的储层孔隙度最高可达11%以上。从12~5Ma的康村期储层孔隙度从14.5%减少至8.0%,完成初次致密化过程,且与迪那低幅构造油藏形成大致同步,即"边致密边成藏"。5Ma以来迪那油气藏构造幅度增大,强烈构造挤压减孔2.76%,是储层再次致密的主要因素,该时期侏罗系烃源岩大规模气侵形成现今气藏,亦为"边致密边成藏"。     

致密砂岩气藏天然裂缝发育特征及有效性评价——以四川盆地元坝地区须家河组为例

天然裂缝发育特征及有效性是制约致密砂岩气藏有效勘探开发的瓶颈。以四川盆地元坝地区须家河组为例,运用野外露头、岩心、薄片、成像测井、实验分析以及生产动态等资料,对须家河组天然裂缝发育特征及有效性开展综合研究。结果表明：元坝地区须家河组天然裂缝比较发育,以构造剪切缝为主,裂缝有效性较好。按倾角划分,裂缝以高角度缝为主,多与岩层面垂直,主要走向为：NW-SE向、近E-W向、近S-N向以及NE-SW向;天然裂缝可划分为4期：Ⅰ成岩期;Ⅱ燕山构造运动中-晚期;Ⅲ喜马拉雅构造运动早-中期;Ⅳ喜马拉雅构造运动晚期;裂缝的有效性受控于裂缝的充填程度和开度、裂缝形成时期以及现今最大主应力等。结论认为,不同类型、不同产状裂缝有效性差异性明显,其中高角度缝、直立缝以及NW-SE向、近E-W向裂缝有效性最好,对致密砂岩气藏的开发具有重大意义。     

川东北地区长兴组-飞仙关组油气成藏组合特征及有利勘探区带

随着油气勘探的逐渐深入,近年在川东北地区相继发现了铁山坡、渡口河、普光、龙岗以及元坝等大中型气田后,长兴组-飞仙关组礁滩储层逐渐被重视,成为目前川东北地区主要的勘探层系。因此,本文以长兴组-飞仙关组储层为核心开展川东北地区油气成藏组合特征的研究,并最终预测有利勘探区带。针对以上研究目的,本文从川东北地区长兴期-飞仙关期沉积相入手,结合川东北地区含油气系统以及成藏事件,并通过对典型油气藏特征的剖析,研究川东北地区成藏组合特征。受开江-梁平海槽演化的控制,研究区长兴期-飞仙关期主要发育开阔台地-蒸发台地以及陆棚。长兴组-飞仙关组主要发育有生物礁相孔缝型灰岩储层、台缘（内）滩相孔缝型白云岩储层以及台内滩相孔隙型白云岩储层。以下志留统、中-上二叠统烃源岩为研究核心,研究区主要发育S₁-P₃ch 含油气系统以及P₂.P₃-P₃ch.T₁f 含油气系统。通过对川东北地区典型气藏剖析,将长兴组-飞仙关组油气藏划分为S₁.P₂.P₃生-P₃ch 储短距离垂向运聚模式（元坝模式）以及S₁.P₂.P₃生-P₃ch.T₁f 储垂向运聚模式（龙岗-普光模式）。以长兴组-飞仙关组礁滩储层为核心建立3 类油气成藏组合,分别为生物礁相灰岩成藏组合、台内滩相白云岩成藏组合以及浅滩相白云岩成藏组合。综合对川东北地区油气成藏条件及其在时空上配置关系的研究,认为南大巴山前冲断带、川东冲断带的达州-开江-梁平一带以及阆中-平昌斜坡带的龙岗地区为长兴组-飞仙关组礁滩储层有利勘探区带;通南巴背斜西南部、九龙山背斜中南部以及中部断褶带为较有利勘探区带。     

四川盆地东北部上三叠统须家河组四段物源分析

四川盆地东北部地区上三叠统须家河组须四段是油气勘探的重点层段,该地区的沉积受到多物源的影响.通过对研究区重矿物、碎屑组分、岩屑成分和古水流方向的分析,最终确定了研究区须四段的物源来自龙门山、大巴山和米仓山3个方向.其中,元坝西部地区物源来自于龙门山褶皱带方向;元坝东部地区物源来自大巴山褶皱带东南部方向;元坝中部部分地区表现为龙门山和大巴山的混合堆积;通南巴西部地区物源来自米仓山褶皱带方向,通南巴东部物源表现为大巴山和米仓山的混合堆积.     

渤海湾盆地构造演化与古生界原生油气成藏

在对渤海湾盆地全区分布的200余条地震剖面进行精细解释的基础上,系统分析了盆地内所发育的构造样式及其所反映的构造作用、活动时期。区内主要发育了伸展、挤压、走滑及复合等四大类若干小类构造样式,依据各类构造样式涉及的层位和构造层的相互关系,反映出古生界经历了两大期挤压、两大期拉张或走滑,并有两期明显的反转。对20条贯穿全区的地震剖面进行平衡剖面分析表明,尽管盆地内不同构造区所经历的构造作用有所区别,但总体力学性质及发育时期与构造样式所反映的构造作用较为一致,表现为T3挤压、J1 2相对稳定、J3 K1拉张、K2挤压、E—Q拉张的特点,古生界残留与埋藏正是受中新生代不同区的差异演化控制。古生界原生油气藏解剖表明,对于经历多期构造变动改造的叠合型盆地,构造演化史控制的古生界在埋藏过程中能否大量晚期二次生烃是成藏的关键之一。在古生界具备有效烃源岩的前提下,具有中生代浅埋或弱剥、新生代深埋的正负反转构造组合过渡带是古生界原生油气藏的有利成藏区。     

Alteration and Reformation of Hydrocarbon Reservoirs and Prediction of Remaining Potential Resources in Superimposed Basins

<正>Complex hydrocarbon reservoirs developed widely in the superimposed basins of China formed from multiple structural alterations,reformation and destruction of hydrocarbon reservoirs formed at early stages.They are characterized currently by trap adjustment,component variation, phase conversion,and scale reformation.This is significant for guiding current hydrocarbon exploration by revealing evolution mechanisms after hydrocarbon reservoir formation and for predicting remaining potential resources.Based on the analysis of a number of complex hydrocarbon reservoirs,there are four geologic features controlling the degree of destruction of hydrocarbon reservoirs formed at early stages:tectonic event intensity,frequency,time and caprock sealing for oil and gas during tectonic evolution.Research shows that the larger the tectonic event intensity,the more frequent the tectonic event,the later the last tectonic event,the weaker the caprock sealing for oil and gas,and the greater the volume of destroyed hydrocarbons in the early stages.Based on research on the main controlling factors of hydrocarbon reservoir destruction mechanisms,a geological model of tectonic superimposition and a mathematical model evaluating potential remaining complex hydrocarbon reservoirs have been established.The predication method and technical procedures were applied in the Tazhong area of Tarim Basin,where four stages of hydrocarbon accumulation and three stages of hydrocarbon alteration occurred.Geohistorical hydrocarbon accumulation reached 3.184 billion tons,of which 1.271 billion tons were destroyed.The total volume of remaining resources available for exploration is～1.9 billion tons.     

塔里木盆地库车坳陷北部构造带地质结构与油气勘探领域

地质结构、构造演化及其与油气成藏的关系是制约塔里木盆地库车坳陷北部构造带油气勘探进程的重要因素.以地震剖面为基础,结合区域构造背景、露头地层特征以及钻井资料,对北部构造带3个构造段(吐格尔明、迪北吐孜、巴什)的地质结构进行了详细解剖,恢复了构造演化史,并分析了变形特征,最后在构造演化与油气成藏关系的基础上,讨论了北部构...     

中国西部叠合盆地油气藏形成、演化与分布预测

中国西部叠合盆地经历了多期构造变动和多旋回的油气成藏作用,研究叠合盆地油气藏的形成、演化和分布预测具有重要的意义。叠合盆地指不同时期形成的不同类型的沉积盆地或地层在同一地理位置上的叠加和复合,具有地层沉积不连续、地层构造不连续、地层应力应变作用不连续等三大标志性特征,依据构造剖面上地层年代的关联性,将叠合盆地分为五种类型,即连续沉积型叠合盆地、中晚期地层叠合盆地、早晚期地层叠合盆地、早中期地层叠合盆地、长期暴露型叠合盆地。叠合盆地普遍发育复杂油气藏,三种作用（剥蚀作用、断裂作用、褶皱作用）六种机制（渗漏、扩散、溢散、氧化、降解和裂解）形成复杂油气藏,依据成因特征分为五类,原成型油气藏,圈闭调整型油气藏,组分变异型油气藏,相态转换型油气藏,规模改造型油气藏。研究表明,复杂油气藏中天然气的地下产状特征和分布特征与地表产状特征和分布特征有很大差异。中国西部叠合盆地油气分布主要受烃源灶、古隆起、沉积相、断裂带、构造变动和区域盖层等六大因素的控制。其中烃源灶（S）、古隆起（M）、沉积相（D）和盖层（C）等四大要素控制着油气成藏的形成和分布,并建立了多要素匹配（T-CDMS）成藏模式,用以预测有利成藏领域。油气藏形成之后,多期的构造变动对早成的油气藏进行调整、改造和破坏,主要受构造变动强度、构造变动时间、构造变动次数、构造变动时盖层的封油气性能等四大要素控制,并以此建立了多期构造变动破坏油气藏后剩余潜力评价模型,利用这一模型可以预测出有利勘探区带并评价出有利勘探区带中的剩余资源潜力。油气藏经过改造,表现出晚期成藏效应,并受相势耦合作用的控制最后定位,利用晚期成藏效应和相势耦合理论可以预测有利勘探目标,并指出潜在有利勘探目标。     

川西坳陷东坡沙溪庙组气藏成藏演化模式

川西坳陷东坡气藏主力产层为沙溪庙组,其圈闭类型以构造-岩性圈闭为主,多为致密砂岩储层,但断层发育,有效改善了储层物性,断砂匹配样式与构造演化对油气成藏过程有重要影响。基于前人已有的认识,通过沙溪庙组气藏成藏动力演化、气水分布特征及生烃期次分析,结合构造演化、成藏幕次等研究,认为沙溪庙组天然气成藏受构造古隆起、断砂配置、储层物性、构造演化影响,形成了“构造控向、断砂控运、储层控藏、演化控调”的成藏演化模式,同中存异,高庙子地区古构造的控制作用更为明显,而中江地区岩性控制作用占主导。沙溪庙组气藏间歇性充注具“燕山期三幕成藏,喜山期调整改造”的成藏特征,多期构造演化和较强的储层非均质性影响了含气饱和度,导致沙溪庙组气藏分布、气藏产能差异大。     

Dynamic Field Division of Hydrocarbon Migration,Accumulation and Hydrocarbon Enrichment Rules in Sedimentary Basins

Hydrocarbon distribution rules in the deep and shallow parts of sedimentary basins are considerably different, particularly in the following four aspects. First, the critical porosity for hydrocarbon migration is much lower in the deep parts of basins: at a depth of 7000 m, hydrocarbons can accumulate only in rocks with porosity less than 5%. However, in the shallow parts of basins (i.e., depths of around 1000 m), hydrocarbon can accumulate in rocks only when porosity is over 20%. Second, hydrocarbon reservoirs tend to exhibit negative pressures after hydrocarbon accumulation at depth, with a pressure coefficient less than 0.7. However, hydrocarbon reservoirs at shallow depths tend to exhibit high pressure after hydrocarbon accumulation. Third, deep reservoirs tend to exhibit characteristics of oil (–gas)–water inversion, indicating that the oil (gas) accumulated under the water. However, the oil (gas) tends to accumulate over water in shallow reservoirs. Fourth, continuous unconventional tight hydrocarbon reservoirs are distributed widely in deep reservoirs, where the buoyancy force is not the primary dynamic force and the caprock is not involved during the process of hydrocarbon accumulation. Conversely, the majority of hydrocarbons in shallow regions accumulate in traps with complex structures. The results of this study indicate that two dynamic boundary conditions are primarily responsible for the above phenomena: a lower limit to the buoyancy force and the lower limit of hydrocarbon accumulation overall, corresponding to about 10%–12% porosity and irreducible water saturation of 100%, respectively.