珠江口盆地文昌A凹陷地层压力特征及演化史

应用钻井、测井、地震等资料及盆地模拟技术对珠江口盆地文昌A凹陷地层压力特征及演化史进行了研究。结果表明:凹陷现今储层压力以常压-弱超压为主,深部珠海组三段-文昌组泥岩发育明显的欠压实现象;地层压力演化历经始新世(48~33.9Ma)、早渐新世(33.9~28.4Ma)和晚渐新世—现今(28.4~0Ma)2个半"增压—泄压"旋回,欠压实作用导致早期超压的形成,晚期超压则为文昌组和恩平组烃源岩生烃作用所致。压力演化的旋回性主要受控于构造运动的旋回性,断层是超压释放的主要通道。     

渤海湾盆地南堡凹陷地层压力演化及其成藏意义

渤海湾盆地南堡凹陷2 900 m以下超压现象较普遍,然而超压成因演化研究较为薄弱.基于数值模拟技术对南堡凹陷古超压的形成与演化进行了恢复,结合沉积速率演化、生烃演化及孔隙度演化研究了超压的成因演化特征,并进一步探讨了地层压力演化的成藏意义.研究表明,南堡凹陷地层压力演化经历了原始积累(东营组剥蚀期以前)、超压释放(东营组抬升剥蚀期)及超压重新积累(东营组末期至今)3个阶段;东营组剥蚀期以前超压成因以欠压实为主,超压幕式排放利于油气幕式排出,东营组剥蚀期发生超压卸载,超压卸载使得早期形成的油气藏进行一定程度的调整,东营组末期至今以生烃增压为主,生烃增压期与2次重要成藏期及油源断层活动增强期相耦合,一方面大量油气沿断裂及岩性通道运移形成源内成藏组合,另一方面在源储剩余压力差作用下,油气沿活化的油源断层运移形成源上成藏组合;油气有利聚集区与压力分布密切相关,在相应层段油层压力系数分布区间内,总体油层厚度与压力系数具有正相关关系,因此建议将勘探重点放在相应层段压力系数分布区间内的压力系数高值区.      

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。     

黄河口凹陷古近系超压发育特征及其成藏意义

沉积盆地超压普遍发育,形成机制多样,其演化过程对油气运聚成藏具有重要的影响作用。综合试油、测井资料并结合有效应力特征,分析了黄河口凹陷超压的成因机制,表明东营组超压形成受欠压实和生烃作用的共同影响,沙河街组超压成因以生烃作用为主。压力史演化数值模拟证实,构造活动控制的断层开启和砂岩夹层共同作用造成的超压释放是部分区域实测地层压力接近于常压的原因。超压发育与演化特征控制了黄河口凹陷现今不同类型油藏的垂向分布：在现今超压比较发育、未受断裂活动影响且压力释放作用不明显的区域,以寻找古近系原生油气藏为主;而在断裂沟通古近系与新近系的区域则有利于新近系次生油气藏的形成与勘探。     

东营凹陷地层异常压力的成因机制与动态模拟

根据盆地不同演化阶段的地层超压形成有不同主导因素的认识,提出了分层系、分阶段的主导因素超压预测法,分别采用岩土力学原理和干酪根裂解成烃原理建立方程式,然后分层系、分阶段地计算欠压实作用引起的超压和生烃作用引起的超压。利用该方法、模型和软件系统,对东营凹陷各层系的超压形成、分布和演化进行了模拟,发现与实际情况符合较好,即欠压实作用和生烃作用是造成东营凹陷地层异常压力的主导因素,欠压实引起的超压出现在生烃作用引起的超压之前,生烃增压主要出现在2 500m以下深度。模拟结果表明,该方法、模型和软件系统具有较好的合理性和可靠性,适用于对陆相盆地油气成藏过程的超压预测。     

牛庄洼陷沙河街组超压系统发育特征及其演化

东营凹陷牛庄洼陷沙河街组发育有超压系统,这对油气运移和聚集过程有着重要的影响。在对超压系统现今发育特征研究的基础上,本文运用约束下数值模拟方法对牛庄洼陷超压系统的演化规律进行研究,并探讨了超压系统的主要形成机制。牛庄洼陷在沙河街组四段、沙河街组三段的下亚段和中亚段存在着超压系统,最大压力系数可以达到1.8,最大剩余压力超过了20MPa。自沙三段上亚段沉积期开始,超压系统开始发育。到东营组沉积期末,超压系统经历了大约10Ma的泄压过程。自新近系馆陶组沉积期,超压系统再次迅速增压,逐渐接近现今发育状况。上覆地层沙三段上亚段高沉积速率导致了超压系统的形成和早期剩余压力的增加,而水热增压和烃类物质大量生成联合造成超压系统晚期迅速增压。超压系统演化规律揭示出在油气主要运移期研究区古异常流体压力的分布状况,这为进一步开展牛庄洼陷油气运移和聚集过程的动力学研究提供了理论依据。     

南堡凹陷异常压力分布与油气聚集

以实测地层压力为限定,利用声波测井、波阻抗反演数据对南堡凹陷的地层压力进行了分析。结果显示,南堡凹陷在2.8 km以下开始出现较明显的异常压力现象;3 km以下,超压明显,最大压力系数可达1.6。压力异常现象主要出现在古近系东营组中下段以及沙河街组。纵向上,南堡凹陷存在常压带、第一超压带和第二超压带3层结构,中间由致密的岩性段分隔。平面上,剩余压力具有继承性分布特点,古近系剩余压力中心位于林雀次凹和曹妃甸次凹一带,由凹陷中心向周缘的南堡1、2号构造以及老爷庙构造剩余压力逐渐降低。异常压力分布与油气储量分布有明显关系,南堡凹陷已发现的石油储量主要分布于超压带顶部,超压对油气成藏控制作用明显。     

伊通盆地莫里青断陷地层压力演化与油气运聚

以伊通盆地莫里青断陷现今压力场特征及单井超压演化历史的研究为基础,应用2D盆地模拟方法,对伊通盆地莫里青断陷地层压力演化进行了模拟恢复,并探讨了压力演化与构造运动及油气运聚的关系。研究结果表明：莫里青断陷地层压力演化明显经历了始新世早-中期(57.8～39 Ma)、中始新世-晚渐新世(39～23.7 Ma)、晚渐新世-现今(23.7～0 Ma)3个“增压-泄压”旋回,现今地层压力基本为常压,仅靠山凹陷底部发育弱超压;压力演化的旋回性主要受控于构造运动的旋回性;地层压力演化对油气运聚具有重要的影响作用,超压释放期油气运聚活跃,断裂是超压释放与油气运移的主要通道,与断裂输导体系有关的区带为有利的油气勘探对象。     

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.      

冀东油田南堡凹陷南堡2号构造带烃源岩地球化学特征与油源对比

南堡凹陷南堡2号构造带主要含油层段为古近系东营组东一段砂岩及奥陶系灰岩。对典型井老堡南1井原油与烃源岩的多项有机化学指标分析表明:南堡2号构造带烃源岩形成的沉积环境为陆相浅湖弱还原环境;东一段与东二段烃源岩表现出未成熟的特征;东三段与沙河街组烃源岩表现出成熟的特征,其生烃深度门限在3100m左右,主力生烃门限为3700m以下的沙河街组。通过油、岩饱和烃色谱-质谱参数综合对比,东营组一段的原油主要来自沙河街组一段的烃源岩,为"下生上储"油气藏;而奥陶系原油主要来自沙三段的烃源岩,为"新生古储"油气藏。      

南堡凹陷温度场、压力场及流体势模拟研究——基于Basin2盆地模拟软件

运用Basin2盆地模拟软件，对南堡凹陷进行的温度场、压力场的模拟结果表明，南堡凹陷主体属常温、常压范围，仅局部地区存在轻微程度的温、压异常，综合其它资料说明其具有富油、贫气的特征；流体势模拟结果显示，南堡凹陷的烃源岩主要来自沙河街组和东营组，含烃流体的运移和聚集主要发生在东营组一段以及明化镇组和第四系地层沉积期间，且流体势的低值区应是有利的成藏区，是今后勘探的重要区域。     

白云凹陷深层压实作用和超压成因讨论及其对深层流体运聚的影响

珠江口盆地白云凹陷含有丰富的油气资源,勘探潜力巨大。深层目的层发育强烈的超压,文中对白云凹陷深层的超压成因及压实作用进行研究;利用三维地震资料和地球物理测井资料对白云凹陷深层的超压详细了解,利用综合压实曲线方法和盆地模拟技术对钻、测井资料进行处理,分析深层的异常压力成因。以分区块、分层位的原则总结压力分布规律和异常高压产生的原因,并利用流体势的评价手段对白云凹陷深层油气的运聚进行预测,为白云凹陷下一步的勘探部署提供依据。研究认为：白云凹陷发育超压的区块主要有主洼中心、主洼东、主洼西南、北坡（以超压发育规模排序）;深层超压发育在珠海组及以下地层,不同层位超压成因的贡献亦不相同。其中,恩平组超压成因主要为压实作用增压和生烃增压、而珠海组异常压力主要来源则是压实作用增压与传递型超压。不同区块的欠压实作用不同。此外,受地热等因素影响,各区块发育的化学压实作用不同。由于主洼发育较强的超压,气势较大,东洼和西洼等小洼陷在晚期也形成了气势高值区;主洼-北坡、主洼-西南部和主洼东由于地势较高而形成了明显的气势低值区。恩平组气势梯度较大的区域逐渐向斜坡带和低隆起上扩张,有利于油气晚期向北坡和主洼东部等地...     

莺歌海盆地乐东区深层异常高压成因机制及预测研究

乐东区深层地层压力结构复杂,实测的地层压力数据表明：不同深度、不同层位地层孔隙压力差异较大,尤其是黄流组地层孔隙压力横向跨度大,黄流组顶部地层孔隙压力有降低回头特征,到底部地层压力系数又开始快速抬升至2.3,存在明显压力突变现象。单纯利用欠压实模式开展压力预测误差大,极易引发工程事故。为了解决地层压力预测面临的问题,须明确超压成因机制。利用垂直有效应力—测井响应交会图版可有效辨别超压形成机制,乐东区深层超压成因机制主要为机械不均衡压实、化学压实作用、断裂垂向传递、生烃增压,在明确超压成因机制前提下建立合理的压力预测方法,提高预测精度,以保证钻井工程的顺利实施。     

大民屯凹陷压力场特征及其成因机制探讨

异常地层压力是沉积盆地中的常见现象,其与成烃成藏关系密切。本文以欠压实带的有无、欠压实的幅度大小、持续的深度范围,将大民屯凹陷泥岩压实类型分为4种,即强烈欠压实型、欠压实型、局部欠压实型以及正常压实型。利用测井、地质和钻井资料,运用等效深度法分析了该区现今异常压力的展布特征并探讨了其成因机制。5条超压分布剖面揭示大民屯凹陷的超压体系在凹陷内分布较广泛,纵向上基本可分为上、中、下3套压力体系。①纵向上,上部即Es23段及其以上地层基本为正常压力系统;中部即Es33段为弱超压系统;下部即Es43和Es4地层为强超压系统。②横向上,超压在洼陷中心强烈发育,到斜坡和隆起带渐渐演变为正常压力。压实不均衡和生烃作用是大民屯凹陷超压发育的主要机制。     

多套烃源岩联合供烃下的原油成藏特征及其与压力的耦合关系:以东濮凹陷濮城地区沙河街组为例

目前对濮城地区沙河街组一至四段的成藏整体研究仍存在空白.利用流体包裹体系统分析方法,结合原油实测数据对东濮凹陷濮城地区沙河街组的成藏特征进行研究.结果表明总体上多套烃源岩联合供烃控制着濮城地区沙河街组原油成熟度的垂向分布,压力演化作为成藏的驱动因素与各期成藏耦合完好.濮城地区沙河街组原油存在三期成藏:第一期约30.9~25.3 Ma;第二期约22.3~14.8 Ma;第三期约3.2~1.4 Ma.垂向上巨厚的烃源岩同一时期生成不同成熟度的原油,此外,同一层位烃源岩随时间推移依次生成低熟、成熟、高熟油,使得濮城地区沙河街组各段均存在不同成熟度原油同期成藏的特征.古压力模拟结果表明第一期成藏为超压驱动,第二期成藏为泄压驱动,第三期成藏兼具前两期的特点.      

东营凹陷流体压力系统研究

利用钻井泥岩声波测井资料和实测地层压力资料, 分析了东营凹陷流体压力系统的结构和分布及其影响因素.单井的压力-深度曲线呈现出“二段式”, 即上段正常压力系统(正常压实带) 和下段异常压力系统(欠压实带).剖面和平面压力系统综合分析的结果表明, 东营凹陷压力系统呈现环状结构, 即内环为超高压系统, 中环为高压系统, 外环为常压-低压系统.中环高压系统和内环超高压系统构成了封闭的巨型超压封存箱复合体, 因其与沙河街组三、四段活跃的烃源岩有着成因的联系, 故称之为烃源岩-超压封存箱复合体(SR-OPCC).受渗透性砂岩层、断层及盐构造等压力输导系统的影响, 封存箱内产生压力分隔现象, 形成了若干个由压力输导系统联系的次级超压封存箱.概括了封存箱-压力输导系统-封存箱组合模式.烃源岩-超压封存箱复合体(SR-OPCC) 的存在对油气的运移和聚集产生了深远的影响      

渤海湾盆地东营凹陷沙四下亚段地层压力演化与天然气成藏

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复,对东营凹陷民丰地区沙四下亚段地层压力的演化特征进行了分析。研究表明,民丰地区地层压力纵向上存在“常压-超压-常压”三段式结构;时间上,沙四下亚段地层压力具有“二旋回波动模式”,即存在“常压-弱超压-常压”和“常压-超高压-常压（弱超压）”的演化过程,其中两次地层超压的形成时间与中深层天然气藏的两期成藏时间相对应,为油气藏的形成提供了动力条件。研究区地层压力的动态演化过程是多因素作用的结果,第一次高压的形成是地层快速沉积产生欠压实的结果,生烃贡献相对较小;第二次超压的形成是烃源岩大量生烃和原油裂解成天然气造成的,沉积作用为辅。由于地温梯度降低、断裂-砂体泄压、饱和气藏深埋等作用的影响,现今民丰地区沙四下储层表现为以常压为主,伴生部分超压的分布特征。     

泌阳凹陷深凹区古流体压力演化与油气充注耦合关系

泌阳凹陷深凹区蕴含可观的岩性油气藏，现今压力大多显示为常压-弱超压系统.利用盆地数值模拟和流体包裹体热动力学模拟相结合，揭示了深凹区古压力演化历史.生烃历史显示泌阳凹陷持续埋藏到廖庄组沉积末期达到最大埋藏深度（约23.03 Ma）时，达到生烃高峰期；随后地层抬升，生烃强度减弱并趋近于停止.深凹区砂岩储层中检测到两种不同成分油包裹体，即成熟度低的橙黄色荧光油包裹体和成熟度相对较高的蓝绿色荧光油包裹体.包裹体均一温度结合埋藏史显示深凹区油气充注时间分别为35.4~30.3 Ma和27.8~26.5 Ma.盆地数值模拟显示深凹区从39.3 Ma开始压力持续增加，到约23.03 Ma时，即埋藏最深时发育显著的超压，压力系数可达1.5左右，之后超压减弱，演化至现今的常压-弱超压系统.包裹体热动力学模拟恢复的古压力也显示相似的演化趋势.总体上，生烃期，充注期以及超压形成期三者在时间上的耦合表明深凹区是由生烃增压下驱动两期油气充注以至形成现今的岩性油气藏.      

渤中坳陷超压-构造活动联控型流体流动与油气快速成藏

渤中坳陷是东营组沉积期及其之后渤海湾盆地沉降-沉积速率最高的地区, 亦是晚期断裂活动最强烈的地区.较高的沉降-沉积速率产生了重要的成藏物质效应: (1) 持续的较快速沉降-沉积使东营组发育较深湖-深湖相泥岩并成熟, 从而使渤中坳陷发育沙河街组和东营组2套有效源岩; (2) 较高的沉降-沉积速率引起的压实不均衡及伴生的源岩快速生烃引起较强的超压, 超压对有机质热演化的抑制作用使沙河街组源岩生、排烃滞后, 从而使沙河街组和东营组在晚期同时保持在较有利的生、排油阶段, 这是渤中坳陷油气资源丰富和油气晚期快速成藏的物质基础.较强的超压和强烈的断裂活动决定了超压-构造活动联控型流体流动, 进而决定了油气幕式快速成藏过程和油气分布: 油气主要富集于新近系, 新构造运动控制油气分布      

南堡凹陷南部东营组高分辨率层序地层学分析

南堡凹陷在古近纪是一个"北断南超"的断陷构造,东营组主要发育(扇)三角洲—湖泊相沉积体系,对于其南部地区的地层等时格架研究尚未深入。依据高分辨率层序地层学原理,综合岩芯、录井、测井以及地震资料,识别出南堡凹陷东营组内的4个基准面旋回,将南堡凹陷东营组划分为1个长期旋回、4个中期旋回及多个短期旋回,并对各界面和层序的测井响应、地震反射特征、短期旋回叠加样式及沉积相特征进行了分析,初步建立了南堡凹陷南部的等时地层格架。