利用盆地模拟方法分析莫里青断陷地层压力演化

基于现今压力场特征分析,应用PetroMod盆地模拟软件中1D及2D古超压计算方法,对伊通盆地莫里青断陷地层压力演化进行了模拟恢复,现今莫里青断陷纵向上大致以2 700m为储层超压顶面,超压大于双阳组二段及其以下地层。莫里青断陷双阳组及奢岭组地层压力演化都经历了始新世早-中期(57.8~39Ma)、中始新世-晚渐新世(39~23.7Ma)、晚渐新世-现今(23.7~0 Ma)3个压力积累-释放旋回,不同之处在于奢岭组超压形成较晚且不同压力旋回内最大剩余压力及超压释放幅度都小于双阳组超压。超压演化的旋回性与构造运动的旋回性具有明显的一致性,抬升剥蚀是导致泄压的主要因素且构造抬升活动强度与剩余压力释放具有正相关性。第一次超压积累主要为始新统双阳组及奢岭组地层欠压实增压所致,第二次、三次增压则以双阳组及奢岭组源岩的生烃作用为主导,现存超压形成于中新世初期以来,属晚期超压。应用盆地模拟方法研究沉积盆地古压力是一种行之有效的方法,不仅能够为压力演化的研究提供可靠的依据,而且可以预测现今压力分布。     

塔里木盆地顺南-古隆地区深层奥陶系地温-地压特征与油气分布关系

塔里木盆地作为中国海相碳酸盐岩油气勘探的重点区域,近年来发现了一系列重大油气田,中国陆上油气勘探不断向深层(4 500m)拓展,深层地层温压特征与油气藏分布规律息息相关,而深层气藏的高温高压加大了勘探开发的难度。通过综合158口井试油静温数据、13口井泥岩压实曲线和49口井实测压力资料,详细分析顺南-古隆地区地温场、地压场特征,并探讨其与奥陶系油气藏的关系,研究认为,顺托果勒隆起-古城墟隆起东部地区的多期构造活动使得地温异常,平面上经历区域性的剥蚀-热事件演化过程;顺南地区奥陶系局部地层压力异常,天然气以干气为主,具有一定的原油裂解气的特征,并提出构造挤压和原油裂解可能是造成储层异常高压的因素。顺南-古隆地区发育单一式常压型和折线式高压型两类地温-地压系统,其中高压型发育于顺托果勒隆起南部,油气纵向上主要分布在超压系统顶部,不同构造带热演化差异影响油气藏平面展布。温压系统特征表明,顺南-古隆地区奥陶系深层高温高压系统具备形成大型天然气藏潜力。     

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。     

徐家围子断陷深层结构形成与演化的探讨

徐家围子断陷是松辽盆地北部深层最重要的含气断陷。本文根据最新地震和钻井资料综合研究成果,结合前人研究认识,探讨了徐家围子断陷的形成与演化,认为徐家围子断陷在区域构造位置上处于东北地区松辽盆地的北部,处于松辽盆地区域莫霍面隆起的西斜坡上,特定的位置决定了其形成演化的各个阶段受东北地区区域板块构造运动的控制,与松辽盆地的形成与演化具有一定的关系。徐家围子断陷形成与演化可以划分为5个阶段,是太平洋构造域板块间的相互作用和深部热力作用发育演化的结果,这种过程造就了现今南北分块、东西分带、凹隆相间、构造复杂和沉积岩与火山岩并存的地质结构。徐家围子断陷深层现今构造格局受控于近NW向的徐中断裂、近SN向的徐西断裂、近NW向的徐东断裂带和四组近NE向的断裂。本次研究,对以往无法解释的很多地质现象给予了很好的解释,得出了一些崭新的认识,也从宏观上为寻找天然气资源给予了有力指导。     

松南地区构造-地层层序与盆地演化

松南地区地跨兴蒙-吉黑褶皱带、华北板块及其北缘增生带等大地构造单元,主要发育一系列晚中生代小规模断陷沉积盆地,这些断陷盆地具有“多阶段演化和后期强烈改造”特征,目前已在彰武、昌图、茫汉等断陷发现了油气田。如何认识这些强烈改造断陷的含油气潜力、持续拓展油气发现是目前油气勘探研究的重点,剖析其构造-地层层序,解析盆地演化历史,是深入认识地区的油气地质条件、开展油气资源预测的重要基础。本文基于研究区最新的探井和地震资料,并结合周缘1:250 000区域地质填图成果,建立研究区内的地层系统;依据区域不整合面的发育特征,划分构造-地层层序与盆地演化阶段,探讨盆地形成历史。研究认为,松南地区的沉积盆地主要是在环太平洋构造体制的控制下发育的;发育下白垩统义县组底部、下白垩统泉头组底部、上白垩统四方台组底部等3个区域性不整合面,据此划分出基底构造层、断陷构造层、坳陷构造层、盆地反转构造层等四套构造-地层层序;相应地,松南地区经历了基底形成期、早白垩世断陷期、早白垩世末-晚白垩世坳陷期、晚白垩世末盆地反转期等四个盆地演化阶段;松南地区构造演化控制了区内含油气系统的发育与油气分布规律,下白垩统断陷构造层是目前勘探的主要目的层,油气地质条件优越,具有较好的油气勘探前景。     

川西地区须家河组异常压力演化与天然气成藏模式

川西地区须家河组发育异常高的流体压力, 组内构成了互层式的生、储、盖组合, 探讨异常高压背景下的天然气运移成藏特点及其规律具有重要意义.根据大量实测压力数据, 得出了川西地区异常压力在纵向和平面上的分布规律.以现今实测压力、压实研究和包裹体测试获得的古压力为约束条件, 应用所建立的异常压力数学模型恢复异常压力的演化历史. 研究发现, 地层压力的纵向分布可概括为南部地区的“两段式”和北部地区的“三段式”, 北部的超压幅度最大, 平面上超压中心位于梓潼凹陷.早侏罗世—古近纪须家河组内发育沉积型超压, 新近纪—现今则新增构造型超压.以流体压力的分布及其演化为主线, 结合其他主要成藏要素, 建立了3种典型的天然气成藏模式.      

东营凹陷牛庄洼陷地层压力演化及其成藏意义

东营凹陷牛庄洼陷现今的地层压力垂向分带、平面分区, 地层超压与Es₄上和Es₃下亚段成熟烃源岩分布密切相关, 并以洼陷周围的大型控洼断层为界, 洼陷内超压强烈, 洼陷外超压程度明显减弱.正演模拟表明, 洼陷内超压演化总体上经历了早期形成-下降调整-晚期再次增大3个阶段, 超压成因机制上从以欠压实为主发展到现今欠压实和生烃作用双重控制, 而控洼断层和Es3中亚段下部富泥型地层形成的侧向和垂向封闭, 控制了超压的空间分布状态.超压为Ed末期及Ng末-Nm二次重要成藏期的油气运移提供了重要的源动力; 超压演化与构造活动演化的相互耦合控制了牛庄洼陷附近断阶带上的油气成藏.      

东营凹陷草113-郑气2地区流体压力演化及成藏效应

基于东营凹陷草113-郑气2地区现今实测地层流体压力和典型剖面压力分布特征,研究认为这个地区地层异常压力主要发育在Es3中、Es3下和Es4,纵向上可分为3个压力系统:正常压力、高压异常和异常高压。应用盆地数值模拟法恢复了草113-郑气2地区的压力演化史,结果表明超压主要经历了早期形成、下降调整和晚期发育3个阶段。分析证明超压主要由欠压实作用、烃类生成作用及蒙伊转化脱水作用造成,其演化阶段与油气成藏期具有很好的相关性,是油气运移的动力。     

柴达木盆地西北古近系-新近系异常高压形成机制分析

柴达木盆地西北(以下简称“柴西北区”)古近系-新近系异常超压普遍存在。对超压的空间分布特征和形成机制的研究是评价该地区油气成藏条件与资源潜力的关键。依据柴西北区钻井实测压力数据及基于等效深度法计算的地层压力结果,对研究区异常高压的平面和剖面分布特征进行分析。在此基础上,结合柴西北区典型钻井泥岩声波时差曲线特征、不同时期沉积速率、各地层岩性特征、有机质生烃潜力及柴西北地区遭受的构造挤压作用,对研究区超压的形成机制进行分析,并对各控制要素在超压形成过程中的贡献进行定量评价。研究结果表明：柴西北区地层超压起始深度位于大约1 500 m,主要发育在古始新统路乐河组-中新统上干柴沟组内,总体上异常高压随深度加深逐渐增大。研究区超压的形成是多种因素综合作用的结果,其中欠压实作用、有机质生烃和构造挤压作用是该区超压形成演化的重要原因。对控制超压形成的各要素定量评价结果显示：欠压实作用是柴西北区超压形成的最重要控制因素,其贡献率高达60%;构造挤压作用次之,其贡献率在20%～30%左右;有机质生烃演化作用对超压形成也有影响,但贡献率相对较小。此外对柴西北区咸湖环境下的盐度分布特征研究初步表明,地层孔隙流体盐度和咸水半咸水环境下沉积的含盐塑性地层对超压的形成和保存也有一定的影响。     

山东博兴地区压力系统分析及油气成藏动力学机制

博兴地区沙三段、沙四段油藏普遍具有异常高压。本文利用泥岩声波时差资料研究了地层压力在单井、削面和平面上的分布特征，异常高压带在各井出现深度大致在2100-2500m左右，层位上与沙三段大套泥岩出现有关，剩余流体压力剖面上具有分带性，明显受构造位置、沙三段泥岩以及断层等因素控制，平面上高剩余流体压力值与洼陷区相伴生，且构造陡坡带剩余流体压力梯度值较大，缓坡带剩余流体压力梯度值较小，油气基本聚集于异常压力系统中的相对低压区和常压区。根据异常压力在平面上的分布特点以及油气藏形成特征，将博兴地区的成藏动力学机制划分为自源封闭型成藏动力学机制和它源开放型成藏动力学机制两种类型。     

Distribution Features of the Nanhua‐Sinian Rifts and their Significance to Hydrocarbon Accumulation in the Tarim Basin

On the basis of reprocessing 34 new two-dimensional spliced long sections(20,191 km) in the Tarim Basin, the deep structure features of the Tarim Basin were analyzed through interpreting 30,451 km of two-dimensional seismic data and compiling basic maps. Seismic interpretation and geological analysis conclude that the Nanhua-Sinian strata are a set of rift-depression depositional systems according to their tectonic and depositional features. The rift valley formed in the Nanhua Period, and the transformation became weaker during the late Sinian Period, which eventually turned into depression. From bottom to top, the deposited strata include mafic igneous, tillite, mudstone, and dolomite. Three major depocenters developed inside this basin during the rift stage and are distributed in the eastern Tarim Basin, the Awati area, and the southwestern Tarim Basin. Among them, the rift in the eastern Tarim Basin strikes in the near east-west direction on the plane and coincides with the aeromagnetic anomaly belt. This represents a strong magnetic zone formed by upwelling basic volcanic rock along high, steep normal faults of the Nanhua Period. Controlled by the tectonic background, two types of sedimentary systems were developed in the rift stage and depression stage, showing two types of sequence features in the Sinian depositional stage. The Nanhua System appears as a wedge-shaped formation, with its bottom in unconformable contact with the base. The rifting event has a strong influence on the current tectonic units in the Tarim Basin, and affects the distribution of source rock in the Yuertus Formation and reservoir beds in the Xiaoerbulake Formation in Lower Cambrian, as well as the gypseous cap rock in Middle Cambrian. The distribution features of the rifts have important and realistic significance for determining the direction of oil and gas exploration in the deep strata of the Tarim Basin. Comprehensive analysis suggests that the Tazhong region is the most favorable zone, and the Kalpin-Bachu region is the optimal potential zone for exploring sub-salt oil and gas in deep Cambrian strata.     

准噶尔盆地腹部深层储层物性保存过程多因素耦合分析

准噶尔盆地腹部莫索湾地区深层三工河组储层主体埋深在3 800~4 600 m之间,但储层物性条件相对优越,是盆地腹部油气勘探和发现的重点层位之一,因此明确其优质储层物性保存多因素耦合关系及成因机理对后期油气勘探开发具有重要意义。通过岩石薄片、扫描电镜、物性、黏土矿物X衍射等分析测试及钻测井资料,在物性保存单因素分析基础上,结合地层埋藏史及区域构造演化,从多因素间演化匹配关系出发详细讨论了莫索湾地区三工河组深层优质储层的物性保存过程。结果表明:优势沉积条件、地层超压、成岩流体碱性到酸性的转变、较低的古地温,4类单因素分别使储层物性得以有效保存。而储层物性保存过程最终可划分为5个演化阶段,且在不同演化阶段物性保存的主控因素也不同。缓慢浅埋期主控因素为浅埋深和地层超压的初始形成;第一次快速深埋早-中期为地层超压;第一次快速深埋晚期至缓慢深埋早-中期由超压转变为胶结物的固结;缓慢深埋中-后期为低地温梯度及有机酸的溶蚀;第二次快速深埋-现今为超压及地温梯度的降低,并最终建立三工河组综合成岩及油气聚集模式。     

Characteristics and Genetic Mechanisms of Overpressure in the Depressions of Bohai Bay Basin, China

The distribution and genetic mechanisms of abnormal pressures in the Bohai Bay Basin were systematically analyzed. Abnormal pressures are widely developed in the Bohai Bay Basin, primarily in the Paleogene E2s4, E2s3, Es1, and Ed formations. From the onshore area of the Bohai Bay Basin to the center of the Bozhong area, the top depth of the overpressured zone in each depression increases gradually, the overpressured strata in each depression gradually move to younger formations, and the pressure structure successively alters from single-bottom- overpressure to double-bottom-overpressure and finally to double-top-overpressure. The distribution of overpressured area is consistent with the sedimentary migration controlled by the tectonic evolution of the Bohai Bay Basin, which is closely related to the hydrocarbon-generation capability of active source rocks. The overpressured strata are consistent with the source-rock intervals in each depression; the top of the overpressured zone is synchronous with the hydrocarbon generation threshold in each depression; the hydrocarbon generation capability is positively correlated with the overpressure magnitude in each formation. Undercompaction was the main mechanism of overpressure for depressions with fluid pressure coefficients less than 1.2, whereas hydrocarbon generation was the main mechanism for depressions with fluid pressure coefficients greater than 1.5.     

王家岗—八面河地区潜山残留地层发育特征及控制因素

东营凹陷南坡王家岗-八面河地区潜山勘探程度很低,复杂的残留地层结构及其发育模式认识不清严重制约潜山的精细勘探。本文综合运用野外岩石地层对比、古生物时代划分与地震资料标定和追踪等多方法联合分析,初步明确残留地层的平面展布特征,同时基于构造演化恢复技术明确多期构造运动对地层剥蚀、残留的控制作用。研究表明：研究区遭受印支运动挤压成山、燕山运动拉张裂陷等多幕构造运动影响,残留地层表现为近东西向"跷跷板"式的产状模式;一系列北西向断层控制着中-古生界沿北西向展布,北西向断层上升盘地层普遍剥蚀严重,下降盘中生界具有"近厚远薄"特征、上古生界具有"薄底或凸底"特征而下古生界厚度则较为稳定。     

济阳坳陷古近系深部储层成岩演化模式

运用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、镜质体反射率分析、X-衍射分析和油层物性分析等手段,结合区域油气地质研究成果,以揭示济阳坳陷古近系深部碎屑岩储层的成岩演化模式和物性演化规律为目的开展工作。结果表明,济阳坳陷古近系深部碎屑岩储层主要受其所处构造背景、地层压力和流体环境的影响,发育6种成岩演化模式。弱陡坡/缓坡构造背景条件下发育早期中强超压-中强压实/胶结/溶蚀-多重介质成岩演化模式和晚期中强超压-（较）强压实/胶结/溶蚀-酸性介质成岩演化模式,超压形成的早晚是影响储层压实作用强弱的主要因素,而流体环境的差异与构造背景的差异有关。深洼陷发育弱超压/常压-（中）强压实/胶结-强溶蚀-热液酸性介质成岩演化模式和中弱超压-较强压实/胶结-强溶蚀-热液酸性介质成岩演化模式,热液活动加强了成岩流体对酸溶性组分的溶解,是该类成岩演化模式的主要影响因素。处于陡坡常压条件下的深层碎屑岩发育（中）强压实/胶结-弱溶蚀-热液酸性介质和强胶结-中弱溶蚀-多重介质成岩演化模式,早期沉积水体、后期成岩水体以及两者混合造成的多重介质是其主要影响因素。综合分析认为,层位和埋深是深部储层遭受成岩改造程度强弱的首要控制因素;构造位置是影响成岩压力场和流体场的基本前提;在不同的流体场背景中,深部热液对储层演化会不同影响;酸碱交替的多重成岩环境增加了次生孔隙带发育个数和次生孔隙垂向分布,但原始孔隙度保存率比以酸性介质为主的成岩环境低5%以上。     

陆相断陷盆地陡坡带早期大型斜向扇三角洲的发现及其勘探潜力

现今我国东部断陷盆地油气勘探已达到较高的程度,目的 层系逐渐向深部转移,是东部断陷盆地下一步主要勘探方向之一.断陷湖盆陡坡带早期发育短轴物源形成的垂直于边界断层的近岸水下扇、扇三角洲和湖底扇,但对于陡坡带其他方向的沉积相类型及其勘探潜力研究较少.本文依据断陷湖盆沉积学原理,采用地震地层学方法,对我国东部典型断陷湖盆陡坡...     

基于航空重、磁数据的南黄海海相地层分布特征识别

基于南黄海海域实测高精度航空重、磁数据,结合航空重、磁场及物性特征,通过平均对数功率谱分析匹配滤波方法技术,对南黄海海相地层界面起伏引起的重、磁异常特征进行分离、提取,采用切线法和外奎尔法计算海相地层界面的深度,经地质和地球物理综合解释,编制了南黄海海相地层底界面、顶界面深度图及海相地层厚度图。在此基础上,初步划分了南黄海海相地层构造单元,探讨了南黄海海相地层的分布特征。苏北—南黄海坳陷区的中部坳陷和南部坳陷均发育在强磁性基底之上,构造变形较弱,海相地层保存完整,埋藏浅,厚度为4~8 km,是南黄海地区具有较大资源潜力的油气勘探区。     

Characteristics of marine strata distribution in South Yellow Sea based on airborne gravity and magnetic data

Based on the high accuracy airborne gravity and magnetic data of South Yellow Sea, combined with the characteristics of gravitational and magnetic field and geophysical properties, the authors analyzed the matched filtering through radially averaged logarithmic power spectrum to separate and extract the gravity and magnetic anomaly caused by the interfacial fluctuation of marine strata. And the depth of the marine strata interface of South Yellow Sea was interpreted by the tangent and Vaquier methods. The authors also compiled the depth of the bottom and top interface of the marine strata after geological and geophysical interpretations. In addition, a preliminary division of South Yellow Sea marine strata tectonic units was carried out and the strata distribution was also discussed. The central depression and southern depression of Subei- South Yellow Sea depression area were developed on the strongly magnetic basement, with weak tectonic deformation. The marine strata remain intact with a shallow depth of 4 km to 8 km. South Yellow Sea is the oil and gas exploration area with great resource potential.     

渤海湾盆地异常高压晚期形成特征分析

渤海湾盆地各凹陷的形成演化、异常高压纵向分布特征、异常高压主体分布层位和异常高压形成机制具有相似性。首先对东营凹陷、沾化凹陷和辽西凹陷进行了压力场演化的定性分析,结果表明渤海湾盆地凹陷异常高压形成的时代比较晚。然后对沾化凹陷的渤南洼陷进行了压力场演化的定量分析,结果表明渤南洼陷超压形成时代也比较晚,异常高压主体层段--沙四上段和沙三段的超压在东营期末开始形成。综合以上分析,认为渤海湾盆地现今异常高压具有晚期形成特征。     

珠江口盆地珠一坳陷新生代盆地结构与成因演化

运用丰富的三维地震资料,在断裂体系的静态描述基础上,通过断层活动速率计算和平衡剖面分析,并结合残留地 层展布特征,恢复了新生代盆地垂向演化与叠合过程,探讨盆地发育与转型的动力学机制。珠一坳陷新生代经历了裂陷早 期、裂陷晚期、裂后拗陷和构造活动期四大演化阶段。裂陷期（E2w-E2e）,印支地块旋转挤出和古南海俯冲,区域拉张应 力场由NW 向顺时针转变为近SN 向,导致了裂陷早期NE、NEE 向断裂控盆向裂陷晚期近EW 向、NWW 向断裂控盆转变, 岩石圈伸展作用由宽裂谷方式向窄裂谷方式转变,导致盆地格局由彼此孤立的半地堑或窄地堑系趋于相互扩展连通;裂后 拗陷期（E3z-N1z-N1h）,岩石圈伸展中心迁移至南海扩张中心,南海北部地区整体处于裂后热沉降阶段,构造活动微弱;构 造活化期（N1y-N2w-Q）,菲律宾海板块NWW 向仰冲-碰撞联合作用下产生NNE 向拉张,同时派生近EW 向和NW 向的共 轭剪切作用,导致了先存NWW 向和近EW 断裂的活化,以及隆起区NWW 向张性断裂和近EW 向、NW 向走滑断裂带的形 成。该研究所揭示的盆地发育演化过程不仅对该区油气勘探提供指导,也对被动大陆边缘演化的研究有着一定的借鉴意义。