莺-琼盆地中新统高温超压储层特征及形成机制

中新统黄流-梅山组重力流、高温超压储层是南海北部莺-琼盆地中央坳陷带主力勘探层系,发育粉、细、中、粗砂岩与中、低、特低渗物性特征.通过研究高温超压储层特征,确定有利储层形成机制,为重点领域评价提供地质依据.结果表明,由东方到乐东区到乐东-陵水凹陷、由凹陷斜坡区到凹陷中心,由于地温梯度与异常超压形成时间、强度的变化,进入各成岩期深度加深,储层孔隙度纵向减小幅度不大,明显不同于斜坡区常压储层.沉积环境控制的储集岩粒度、泥质杂基与高温超压、热流体控制的成岩作用共同控制有利储层,以往凹陷方向发育早期超压保护的海底扇区为有利,凹陷斜坡区热流体作用形成大量次生孔隙,发育中渗“甜点”储层.      

渤海湾盆地渤中坳陷储层超压特征与成因机制

对储层超压的分析, 有助于理解渤中坳陷油气晚期快速成藏机理.利用RFT实测储层压力资料分析了渤中坳陷储层超压的特征和成因.渤中坳陷存在3套储层超压系统: 浅层明化镇组-馆陶组储层超压系统、中层东营组-沙河街组-孔店组储层超压系统、基底(中生界及以下地层) 储层超压系统.渤中坳陷的储层超压可能主要是由3种机制综合引起的, 即不均衡压实作用、超压传递作用和裂解气的生成作用.少量保存的传递超压是深部超压流体注入的“化石”, 它是超压背景下油气快速充注成藏的结果.      

琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究

琼东南盆地深水区中央峡谷已连续发现多个大中型气田,但天然气成藏过程、动力机制一直存有疑问,制约勘探新领域的拓展。综合应用有机地球化学、构造地质学及成藏动力学分析方法,对比剖析中央峡谷气田群莺歌海组 黄流组储层展布、天然气成熟度、母质来源及运聚特征。地球化学及地质分析表明天然气主要来自乐东 陵水凹陷深部的崖城组前三角洲- 浅海相泥岩,莺歌海组- 黄流组浊积水道纵横向展布、储盖组合及压力特征控制了天然气多期有序充注、聚集 逸散动平衡的过程,局部构造高点控制了成藏规模;中央拗陷带深部异常高压为规模成藏提供了充足动力和运移通道,垂向压力封存箱及区域盖层控制了天然气的富集层位,中央峡谷天然气成藏具备“垂向+侧向运移、常压—压力过渡带复式聚集”特征;强烈构造变形区有利于压力和流体的集中释放,峡谷下方的底辟上拱与峡谷下切呈现“似镜像”关系,导致剩余压力梯度大,形成天然气的高效输导体系。根据这一新的成藏模式,提出中央峡谷下方的梅山组构造圈闭及陵南斜坡、松南低凸起等是大中型气田的勘探新领域。     

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。     

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。     

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。     

西昆仑山前柯深—柯东地区断裂传递型超压的识别与计算

西昆仑山前柯深—柯东地区断裂构造活动剧烈,在浅部地层中存在压力系数高达2.1的极高超压,对于这种超压分布特征和形成机制的研究和认识对钻井工程和油气运移研究具有十分重要的意义。综合储层实测压力、间接估算的泥岩地层压力以及超压地层岩石力学与物性的关系等资料,并结合研究区断裂发育条件和油气运移史,分析了地层压力分布特征和主控机制。结果表明,西昆仑山前柯深和柯东两地区在古近系—白垩系储层中各自形成了相对统一的异常压力系统,系统内地层压力向深部以静水压力梯度增加,储层压力大于附近泥岩压力。研究区储层压力分布特征与深部流体沿开启性断裂的向上传递密切相关。在此基础上,估算了压力传递量,并探讨了影响压力传递量的地质因素。柯深和柯东地区断裂传递增压量分别为15.0～34.0 MPa和8.1～16.5 MPa,与实测总剩余压力的比值分别为24.2%～67.2%和23.4%～53.7%。两个地区断裂传递增压量的差异主要受断裂发育及其与地层的空间配置关系的影响。     

储层超压流体系统的成因机制述评

储层超压流体系统的基本要素包括压力封闭层、超压流体、岩石骨架和输导通道；由于储层超压系统所处环境的差异，其超压强度可以大于、等于和小于环境的超压强度；超压传递、不均衡压实、裂解气的生成和浮力作用是储层超压形成的重要机制；大多数储层超压是油气聚集的结果；超压释放是超压流体系统内部油气成藏的必要条件，研究储层超压流体系统将更直接地揭示超压盆地中油气运移和聚集的过程。     

桑托斯盆地西南陆架区盐上地层异常压力与油气运移成藏

桑托斯盆地盐上发育巨厚的前三角洲亚相塞诺曼阶—土伦阶Itajai-Acu组海相泥页岩,该套泥页岩处在未熟—成熟阶段,泥页岩及上下围岩存在超压系统。为研究盐上油气富集规律,利用钻井测试压力、测井等资料,分析异常压力形成原因,并研究异常压力与油气运移成藏的规律。研究认为:桑托斯盆地西南陆架区北部超压为成岩作用所致,中部—南部为生烃作用所致;超压层段的上、下超压波及范围内油气运移方式为超压运移,可以形成常规及非常规油气藏;超压运移中,横向运移距离短,垂向运移距离与压差、储层物性以及埋深等因素相关;超压层上部超压波及范围外以浮力运移为主,沟通烃源岩内部的断裂是油气运移通道,在超压层超压波及范围外上部构造高部位形成常规油气藏。超压运移可形成上生下储常规、非常规油气藏,这一认识拓展了勘探空间,为凹陷及斜坡区勘探实践提供了理论指导。     

辽东湾地区辽中北洼超压的发育演化 及油气幕式成藏

基于地层测试数据,利用声波时差的等效深度法以及数值模拟方法对辽中北洼地区超压的分布和演化进行了研究。结果表明本区超压普遍发育,储层超压主要发育于古近系及潜山,最大压力系数193;东二下亚段及以下地层泥岩段中普遍发育欠压实,计算压力系数可达到19以上。不均衡压实和生烃作用是泥岩层超压发育的主要成因,它源传导型是储层超压发育的主要机制。沙河街组沉积以来,烃源岩中超压开始发育并逐渐增加,东营组沉积末期达到高峰,随后开始泄放降低,明下段沉积期开始,超压再次积累增大直至现今。JZ20 2凝析气田的储层流体包裹体及温压方面的证据、油气成熟度和烃源岩生烃史方面的证据以及原油物性方面的证据表明其油气成藏为晚期幕式快速充注成藏。同时研究区断裂发育少,活动性弱,油气沿断层垂向运移受限,充注期主力烃源岩发育强超压,产生水力破裂微裂缝成为油气幕式排放的通道,同时为油气长距离的侧向运移提供了充足的动力,属于超压主导型油气晚期幕式快速成藏。     

莺歌海盆地乐东地区石英裂隙内流体包裹体特征及其对天然气成藏制约

莺歌海盆地乐东地区是我国典型高温超压天然气勘探领域,其关键储层黄流组砂岩以天然气富含CO_2为特征,对其中石英颗粒内裂隙包裹体的研究能为CO_2来源和天然气成藏信息提供重要线索。本文通过对黄流组砂岩石英颗粒内包裹体进行岩相学、显微测温与激光拉曼分析,结果表明黄流组砂岩石英颗粒内正常捕获流体包裹体均一温度主要分布在155～165℃与170～180℃两个温度区间,流体包裹体成分为CO_2(气)和H_2O(液)两种或CO_2(气)和CO_2(液)、H_2O(液)三种。这些特征表明乐东地区黄流组至少经历两期富含CO_2的热液活动,记录了埋藏晚期无机CO_2在火山活动或深大断裂发育期充注成藏的信息。     

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。     

渤海湾盆地歧口凹陷地层压力结构特征

深化含油气沉积盆地的压力结构研究,厘清异常压力的空间展布,对划分含油气系统、评价有利输导体系与明确勘探甜点区带具有重要的理论和实践意义。为深化渤海湾盆地富油凹陷的油气二次勘探,本文以歧口凹陷为研究对象,对其压力结构进行重点刻画。在实测地层压力的校正下,综合单井、连井和二维地震地层压力结构分析,厘清了歧口凹陷的压力结构特征,识别出4类纵向压力结构：①单超压带结构;②双超压带结构;③多超压带结构;④静水压力结构。纵向上,歧口地区存在3类纵向压力系统样式——单超压系统、双超压系统、静水常压系统。双超压系统是歧口凹陷的主要压力系统样式,广泛发育于主凹和各大次凹;从凹陷中心向盆地边缘,双超压系统逐渐向单超压系统、静水常压系统过渡。单超压系统主要分布于盆地边缘的斜坡和潜山区,如歧北高斜坡、羊三木-扣村潜山等。静水常压系统则主要分布在离深凹区更远的沈青庄潜山和埕北斜坡区域。上部超压系统和下部超压系统的顶板分别位于东营组和沙三段内部,侧向上受盆地边缘和深大断裂控制。上部超压系统的形成主要受欠压实作用控制,以歧口主凹为中心呈环带分布;而下部超压系统的形成主要受生烃作用控制,以主凹和几大次凹为中心分布。未来,下部超压系统中保存的天然气将成为歧口地区超深层天然气勘探的重点对象。     

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.     

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.      

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。     

琼东南盆地深水区泥-流体底辟发育特征与天然气成藏

琼东南盆地深水区发育泥-流体底辟构造,为油气垂向运移提供通道。文章基于琼东南区域构造与沉积演化认识,利用高精度三维地震资料,对深水区底辟构造进行了系统研究,识别出了底辟的分布范围,并分析了其发育机制以及对天然气成藏的控制作用。琼东南盆地深水区底辟主要发育在乐东—陵水凹陷结合部的陵南斜坡带及凸起之上,向凹陷中心规模逐渐减小。新近纪时期盆地快速沉降和生烃作用共同导致了深部异常高压的存在,其为底辟发育提供了原始的驱动力;陵南斜坡带古近纪发育的断裂为区域内的构造薄弱带,且在新近系发生活化为异常高压释放提供突破口,进而导致了底辟的形成,即底辟形成时间为新构造运动时期。底辟构造可沟通崖城组烃源岩及黄流组、莺歌海组储集体,是深水西区油气垂向运移的主要通道,控制了天然气藏的分布。根据底辟构造与烃源、储层的配置关系,提出了陵南斜坡带和松南低凸起区是深水区下步勘探的重点区带。     

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.      

大庆长垣以西地区扶余油层次生孔隙预测

为了在普遍低孔、低渗的背景下寻找次生孔隙发育的储层,在次生孔隙形成机制分析和储层成岩作用研究的基础上,结合考虑影响次生孔隙形成的多种因素,对大庆长垣以西地区扶余油层次生孔隙发育区进行预测。研究表明,该地区次生孔隙的形成主要受青山口组下排有机酸和碳酸的影响,且受到断层的控制和超压的影响,次生孔隙主要分布在齐家地区和龙虎泡阶地等凹陷周边区域,在西部斜坡区亦发育由大气水淋滤所形成的次生孔隙。在次生孔隙发育区,若发育岩性圈闭或构造圈闭,则为有利的油气聚集场所。      

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。