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。     

油气沿不同时期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及其识别方法

为了研究含油气盆地断裂发育区油气分布规律,在确定油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层发生渗滤散失机理的基础上,针对油气沿活动期和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的地质条件及识别方法进行了研究。研究结果表明：油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是活动期断裂在盖层内上下连接分布,作为油气穿过泥岩盖层的输导通道;油气沿静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需的地质条件是下伏储层油气剩余压力大于断层岩排替压力。通过比较泥岩盖层断接厚度与油气沿活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失所需最小断接厚度的相对大小和下伏储层剩余压力与断层岩排替压力的相对大小,分别建立了油气是否沿活动期断裂和静止期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失的识别方法,并将其应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造天然气能否通过活动期和静止期NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失的识别。结果表明：在断裂活动期,仅在L2和L8测线处天然气可以沿着NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,其余测线处(L1、L3、L4、L5、L6、L7、L9)则不能;但是在断裂静止期,天然气不能沿NP5 2断裂穿过东二段泥岩盖层渗滤散失,与目前南堡5号构造东二段泥岩盖层之下已发现的天然气分布相吻合,表明这2种方法分别用于识别油气是否通过静止期断裂和活动期断裂穿过泥岩盖层渗滤散失是可行的。     

利用异常压力系数评价超压实泥岩盖层压力封闭能力方法及其应用

在深入分析超压泥岩盖层压力封闭机理及其能力的基础上，通过超压泥岩盖层异常孔隙流体压力及异常压力系数的计算，探讨了利用其异常压力系数大小评价超压泥岩盖层的压力封闭能力方法，并将其应用松辽盆地三肇地区青山口组泥岩盖层的压力封闭能力的评价中，该方法不仅能定量评价盖层的压力封闭能力，而且可以把盖层的压力封闭能力的评价扩展到平面上。     

油气运移途径的盖层控制

油气从源岩到圈闭之间的运移是整个含油气系统的重要环节 ,一直得到石油地质学家的高度重视 ,并对运移机制进行了广泛探讨 (Ｓｃｈｏｗａｌｔｅｒ ,1979;Ｅｎｇｌａｎｄｅｔａｌ.,1987;Ｇｕｓｓｏｗ ,1954;Ｓｉｌｖｅｒ ｍａｎ ,1965)。近年来在这一方面研究的一个进展是揭示了盖层在油气运移中所起到的重要作用。许多研究表明 ,盖层构造形态和横向连续性是运移途径的主要控制因素 ,盖层分布方式和盖层表面形态影响着全区的石油分布 ,因而可以通过区域盖层再现流体运移过程和聚集规律 (Ｄｏｗｎｅｙ ,1984 ) ,从而为评价油气储量、圈定成藏…     

盖层与源岩的时空配置关系对油气运聚成藏的控制作用

盖层与源岩是油气成藏不可缺少的两个条件，它们在时空上的配置关系对油气运聚成藏起着重要的控制作用，盖层的空间分布面积只有大于源岩的空间分布面积时，盖层才能封闭住源岩排出的大量油气，尤其覆盖整个盆地或凹陷时效果更好；否则造成油气大量散失，不利于油气的大量聚集与保存，盖层封闭能力形成期只有早于或与其相当时，才能封闭住源岩排出的大量油气，有利于油气的大规模聚集成藏，反之，盖层所能封闭住油气量的大小主要取决于两者之间时间差的相对大小，两者时间差越大，盖层所能封闭住油气量的大小主要取决于两者之间时间差的相对大小，两者时间差越大，盖层所能封闭住源岩排出的油气量相对越小，不利于油气的大相对大小，两者时间差越大，盖层所能封闭住源岩排出的油气量相对越小，不利于油气的大规模聚集成藏；反之，盖层所能封闭住源岩排出的不同气量相对越大，越有利于油气的大规模聚集成藏。     

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。     

油气运移通道及其对成藏的控制

通过油气在地下岩石中运移通道空间类型的分析,指出孔隙、裂缝和孔隙—裂缝组合是油气运移通道的三种主要类型。据此提出油气在地下运移的三种基本输导层为连通砂体、断层和不整合面,它们在地下又可构成砂体—不整合面、砂体—断层、由不整合面—断层、砂体—断层—不整合面四种组合,成为油气运移的立体网络通道。油气运移通道类型控制着油气成藏模式。连通砂体输导层可控制地层超覆、岩性尖灭、断层遮挡油气藏的形成;不整合面、不整合面—砂体组合、断层—不整合面组合构成的输导层可控制基岩风化壳油气藏的形成;断裂、砂体—断层组合、砂体—断层—不整合面组合构成的输导层可控制断块、背斜、构造—岩性和断层—岩性油气藏的形成。     

油气运聚地化分析技术在塔里木盆地台盆区的应用

塔里木盆地台盆区因多期的构造运动使油气藏经历了多次破坏、多次调整的复杂演化历史,应用储层包裹体特征与盆地模拟分析技术确定油气注入时间,应用中性含氮化合物分布判别油气运移方向,应用具有时代意义的生物标志化合物确定烃源岩的准确时代等方法,再结合构造演化史,较好地解决了确定塔里木盆地轮南油气区和哈得逊油田油气分布规律和油气运移路径的问题。研究表明,轮南地区主要有三期油气运移期,后两期(发生于侏罗纪之后)的油气主要通过裂隙与不整合面由满加尔凹陷和草湖凹陷向轮南低隆高部位运移,轮南地区下部的烃源岩所生成的油气则通过裂隙运移到上部储层中成藏。油气大规模注入三叠系储层的时问为15～10Ma,三叠系原油在横向上从吉拉克地区向桑塔木断垒带和轮南断垒带方向运移注入,垂向上为由断裂从 T_Ⅲ油组向 T_Ⅰ油组注入。哈得逊油田东河砂岩油藏的寒武系—下奥陶统烃源岩生成的油数量有限,后期注入的中—上奥陶统生成的油的推进前端应在哈得逊东南部附近。