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。     

徐深气田盖层封气有效性研究

利用钻井、地震和分析测试资料,对徐深气田盖层发育及分布、封气能力的有效性和封气时间的有效性进行了研究,得到徐深气田天然气盖层主要为登二段发育的泥岩和营一段顶部发育的火山岩,前者整个断陷分布,是断陷南部营四段火山角砾岩和断陷北部营三段火山岩储集天然气的盖层,后者仅分布在断陷南部,是营一段火山岩储集天然气的盖层。徐深气田中12个气藏盖层排替压力均大于储层排替压力和气藏剩余压力之和,封气能力的有效性好,有利于天然气聚集与保存。登二段和营一段顶部盖层封气性形成时期主要分别为泉一、二段沉积时期和登四段沉积时期,均早于沙河子组煤系源岩的大量排气期（青山口组沉积时期）,封气时间的有效性好,也有利于天然气的大规模富集成藏。     

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—琼东南盆地超压层系油气聚散机理浅析

文中讨论了超压层系天然气成藏的特殊性、超压圈闭油气聚散机理和油气成藏的超压强度上限。根据压力、应力状态和含油气性,将超压圈闭划分为充满型、部分充注型、未聚集型或油气散失型。通过钻孔证实,莺歌海、琼东南盆地的天然气聚散过程和含气性均与超压密切相关,其中DF13-1气田为充满型超压气藏,而YA21-1构造的储层水相压力已达到盖层破裂压力,盖层发生了周期性破裂并引起了明显的地球化学异常,属于未聚集或天然气散失型。超压圈闭天然气的聚散受最小水平应力、水相超压强度和盖层岩石力学性质等因素的控制。由于封闭性断层的开启压力低于地层的破裂压力,断层和底辟控制的砂体中天然气更易于散失。砂岩上倾尖灭点(岩性圈闭的顶点)的埋深对储层的压力状态和含气性具有重要控制作用。有效的压力、应力预测和盖层岩石力学性质研究是降低深层超压层系天然气勘探风险的重要途径之一。     

盖层内断层垂向封闭性定量评价方法及应用

为了更准确地研究盖层内断层垂向封闭能力,综合前人对断层封闭性定量研究,在考虑了压实成岩压力对断层岩排替压力形成演化影响的基础上,又考虑了断层岩压实成岩时间同围岩压实成岩作用时间的比值对其排替压力形成演化的影响,改进了盖层内断层垂向封闭性定量研究方法。利用该方法,选取歧口凹陷板6井区内板桥断层为实例,对沿板桥断层13条测线处沙一段中部泥岩盖层内断层岩的排替压力和相应下伏储层排替压力进行了计算。研究得到各条测线处断层岩的排替压力均大于相应储层的排替压力,并通过两者之间排替压力差预测了各条测线处能够封闭的最大油气柱高度,最后综合圈闭顶面构造幅度因素界定了板6井圈闭内理论含油气范围。其与目前油气藏提交的储量面积基本吻合,证实了建立的盖层内断层垂向封闭性定量评价方法的正确性。     

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。     

徐家围子断陷深层天然气盖层特征及封盖性评价

利用钻井、测井和分析测试资料,结合天然气气藏剖面可知:徐家围子断陷共发育两种类型盖层,即泥岩和火山岩.通过对徐家围子断陷深层天然气盖层识别标志、分布、封闭能力及对天然气成藏与分布控制作用的分析表明:徐家围子断陷深层天然气发育泉一、二段,登二段两套区域性盖层;营一段顶部局部性盖层和营一段、三段内的隔层.区域性盖层和局部性盖层分布范围广、厚度大、排替压力较高、封闭能力强,控制着徐家围子断陷深层天然气的区域聚集与分布;隔夹层分布范围小、厚度薄、排替压力低、封闭能力弱,仅控制着天然气在储集层中的局部聚集与分布.     

鄂尔多斯盆地榆林地区山西组泥岩封盖能力研究

油气在圈闭中富集成藏的过程中,盖层的封盖能力是重要的控藏因素之一.泥质岩盖层封盖质量的好坏主要反映在宏观展布面积、厚度和微观封闭能力的强弱两个方面.通过对泥岩岩性、成岩演化、厚度及其排替压力等参数来评价榆林地区山西组泥岩盖层封盖能力.研究结果显示,榆林地区山西组泥岩的封盖能力相对较好,并与山2段内产气井的分布显示较好的相关性,表明山西组泥岩对榆林气田的保存起到重要作用.     

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。     

内蒙古二连盆地岩性圈闭早期形成和多期形成特征分析

根据盆地内部储层和盖层的临界条件,利用盖层排替压力曲线和储层物性曲线联合确定了岩性圈闭的发育层段,发现多个层位可发育岩性圈闭。如果盖层排替压力和储层物性随埋深的变化是按现今各曲线有规律地演化,则可以推测在盆地的埋藏早期就可以形成岩性圈闭,并且在演化过程中存在多个圈闭形成时期。二连盆地若干凹陷的实际资料也证实了岩性圈闭存在早期形成和多期形成的基本特征。岩性圈闭形成期与油气运聚史相结合对研究岩性圈闭成藏过程十分重要。     

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。     

断裂对盖层封气综合能力破坏程度的研究方法及其应用

为了研究断裂在油气成藏与分布中的作用,在分析盖层封气综合能力及其研究方法的基础上,利用天然气在剩余压力作用下通过盖层向外渗滤散失压力梯度的大小,表征盖层封气综合能力的好坏;依据被断裂破坏前后盖层封气综合能力差值与被断裂破坏前盖层封气综合能力的比值,建立了一套断裂对盖层封气综合能力破坏程度的定量研究方法。以渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造东二段泥岩盖层为例,对NP5-2断裂对东二段泥岩盖层封气综合能力的破坏程度进行了定量研究。结果表明:南堡5号构造NP5-2断裂对东二段泥岩盖层封气综合能力的破坏程度较高,除L6测线处为弱破坏程度和L1、L5、L8测线处为中等破坏程度外,其余5条测线处均可达到较强和强破坏程度;且NP5-2断裂对东二段泥岩盖层封气综合能力的破坏程度西部强于东部,这与东二段泥岩盖层之下储气层中目前已发现的天然气主要分布在断裂东部相吻合。该方法用于定量研究断裂对盖层封气综合能力破坏程度是可行的。     

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     

烃浓度盖层封闭天然气的有效性及其研究意义

本文在烃浓度盖层封闭机理及其形成地质条件分析的基础上，通过烃浓度盖层封闭能力形成时期的确定，利用其与气源岩排气门限的匹配关系，探讨了烃浓度盖层封闭天然气的有效性。烃浓度盖层封闭能力形成时期只有早于或相近于气源岩排气门限时，才能有效地封闭气源岩排出呈分子扩散相运移的天然气；否则其封闭的有效性变差。并以松辽盆地三肇凹陷青山口组烃浓度盖层对下伏侏罗系气源岩天然气封闭的有效性为例进行分析，阐明其在天然气远景资源评价中的重要意义     

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.      

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。     

莺歌海盆地东方-乐东区中新统盖层岩石学特征及封盖性分析

莺歌海盆地东方-乐东区已获得商业气田发现,但针对气田盖层研究,尤其是泥岩盖层岩石学特征及孔喉结构特征方面研究较少.利用岩石薄片、地球化学、XRD、元素分析等资料,深入分析研究区泥岩矿物组成、地球化学、成岩演化以及孔隙结构特征.结果表明:莺歌海盆地东方-乐东区中新统黄一段和黄二段泥岩盖层分布最为稳定,泥岩盖层封盖性受陆源碎屑供给与钙质化石碎片影响较大,研究区优质盖层中陆源碎屑颗粒与钙质化石碎片含量较低,次生溶蚀孔隙与微裂缝不发育;埋藏成岩过程中的粘土矿物转化脱水与有机质热演化排烃是低速泥岩的主要成因;泥岩盖层以微孔喉和超微孔喉为主,此类喉道不利于气体的渗流,对油气向上逸散起明显阻碍,盖层整体封盖性较好.      

断盖配置渗漏与封闭转换时期的确定方法及其应用

为研究含油气盆地断裂对油气成藏的控制作用,在断盖配置渗漏与封闭机制及其转换时期研究的基础上,通过确定断裂在泥岩盖层内分段生长上下连接时期和断层古排替压力等于储层古排替压力时期,建立了一套断盖配置渗漏与封闭转换时期的确定方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造F1断裂与东二段泥岩盖层配置渗漏与封闭转换时期的确定中。结果表明:在测线L1、L3、L4、L5、L6、L7和L9处F1断裂与东二段泥岩盖层配置至今一直处于封闭状态,没有发生渗漏,有利于油气聚集与保存,而在测线L2处F1断裂与东二段泥岩盖层配置在距今约16 Ma由封闭向渗漏转换,距今约7.4 Ma由渗漏向封闭转换;测线L8处F1断裂与东二段泥岩盖层配置在距今约13.6 Ma由封闭向渗漏转换,距今约8.0 Ma由渗漏向封闭转换。目前在测线L8和L2处F1断裂与东二段泥岩盖层配置均处于封闭状态,且渗漏时期相对较长,有利于油气在东二段储层中聚集与保存,与目前南堡5号构造F1断裂附近东二段已发现油气分布相吻合,表明该方法用于确定断盖配置渗漏与封闭转换时期是可行的。     

莺歌海盆地地层压力演化特征及其与天然气运聚成藏的关系

钻井资料显示莺歌海盆地现今存在超压,纵向上由浅至深可划分为常压带、过渡带和超压带。利用测井声波时差和地震速度资料,按等效深度法计算了莺歌海盆地大量排气期(1.9 Ma)和现今超压值,并恢复了单井超压的演化。结果表明,地层超压平面上是以乐东区为中心向北向东递减的,临高隆起带和莺东斜坡带大部分为常压,单井上超压演化是逐渐增大的。这一结果与不同地区地质历史上沉降中心和沉积环境密切相关。莺歌海盆地超压的存在使天然气在剩余压力的作用下垂向运移。天然气藏均分布在乐东和东方地区黄流组顶底压差大、莺歌海组盖层超压封闭能力强的地区。靠近底辟区、且同时满足上述2个条件的储层更有利于天然气成藏。