欠压实生油岩中排烃问题的探讨

一定深度之下的生油岩中普遍有欠压实现存在,产生异常高压,开成油气初次运移的主要驱动力。对黄骅拗陷南部孔二段泥岩欠压实带发育的历史分析表明:欠压实峰值从增大到消减,是由于异常高压引起开口微裂缝的缘故。2000m为孔二段欠压实带中大量产生开口微裂缝的深度,萤光资料可证实这一点。孔二段的生油门限是2600m,因而2900m是其大量排烃深度,地化指标的变化也表明有效生油岩分布在2900m以下。     

陕北斜坡中部泥岩压实特征分析及长7段泥岩古压力恢复

陕北斜坡中部长7段泥岩现今欠压实幅度不是很大,因此长7段烃源岩生成的油气运移动力受到怀疑,但现今的压力特征并不能反映成藏期的压力。首先以鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部单井泥岩压实曲线为基础,对该区泥岩压实特征进行了综合研究,结果表明研究区内泥岩压实均由正常压实段和异常压实段构成,虽然欠压实幅度不大,但欠压实现象普遍存在;正常压实趋势具有较好的一致性,地表声波时差值集中在320 μs/m左右;现今压实剖面的异常压实段起始深度由东向西逐渐增大,最大古埋深期异常压实带起始深度则分布在2 250~2 400 m。然后恢复了长7段泥岩古孔隙度,并预测了主力烃源岩层(长7段)成藏期泥岩古地层压力。研究区长7段泥岩在成藏期普遍存在异常高压,南部超压明显,压力系数达1.56,反映了成藏期烃源岩具有较强的排烃动力;古压力值为17～28.5 MPa,古压力系数为1.12～1.56,两者在平面上的分布都呈现出西南部高东北部低的特征,很好地解释了研究区内现今油气的分布特征。该研究成果对下一步油气勘探具有重要的指导意义。     

柴达木盆地西部新生界异常高压:分布、成因及对油气运移的控制作用

如同世界上其它新生代沉积盆地那样,柴达木盆地在一定深度,区域上普遍存在异常高压。异常高压出现在快速沉积的厚层泥质岩中,水热增压效应明显,而且在上新世末至今发生了强烈的以水平挤压为主的构造运动,因此异常高压的形成是由于不均衡压实作用和构造挤压作用所引起的压应力增大以及热液压力引起流体体积的变化。异常高压是油气运聚的一种重要动力来源:在油气运移中,可以使上覆封隔层产生大量微裂缝,油气向上运移到在较低压储集层中,也可以使封闭性断层开启,通过断层进行侧向运移。     

北塘地区异常压力特征与油气关系

北塘地区异常压力主要分布在塘沽东炮台地区。其成因主要与地层的欠压实,粘土矿物转化,烃类的生成以及早期成藏有关。而欠压实带,异常高压环境的存在缓解了下伏储集层的压实强度,形成了异常孔隙发育带,该带与排烃相吻合。异常高压对储油物性起保存与改善作用,异常高压带的油藏压裂效果好。     

黄骅坳陷沧东凹陷孔二段泥页岩裂缝发育特征及主控因素分析

黄骅坳陷沧东凹陷孔二段泥页岩沉积厚度大,有机质丰度高、类型好,是泥页岩致密油气勘探开发的重点层位之一。在岩心精细观察与描述基础上,利用偏光显微镜、荧光显微镜、激光共聚焦显微镜观察以及X射线衍射分析、岩石热解分析等技术手段,对沧东凹陷孔二段泥页岩的岩石学特征、裂缝类型及发育特征(长度、开度、角度、充填物等)进行研究,并分析了裂缝发育的主控因素。沧东凹陷孔二段泥页岩主要由长英质矿物、碳酸盐矿物及黏土矿物组成,主要岩性包括云质泥岩、砂质泥岩、泥质云岩、砂质云岩及白云岩等,沉积构造类型包括块状构造、层状构造、纹层状构造及透镜状构造等。孔二段泥页岩主要发育构造缝、层理缝、差异压实缝及异常高压缝等4种裂缝,其中构造缝最发育,其次为层理缝和差异压实缝,异常高压缝发育较少,裂缝中充填物主要包括黄铁矿、方沸石、方解石及沥青等。研究表明,构造作用、岩性与矿物组成、沉积构造、成岩作用及有机质丰度是控制沧东凹陷孔二段泥页岩裂缝发育的主要因素。     

渝东南-黔北地区下古生界页岩非构造裂缝发育特征与主控因素

天然非构造裂缝是页岩气的重要储集空间,但目前针对非构造缝形成机理、控制因素及发育特征的研究不足.对研究区下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组页岩岩心非构造裂缝进行观察描述,通过扫描电镜分析识别页岩非构造裂缝并研究其结构特征,结合沉积环境、有机质丰度和类型、热演化程度、生烃史、粘土矿物含量、水体古盐度和成岩作用,分析各主控因素对非构造裂缝发育特征和分布规律的影响作用.结果表明,渝东南-黔北地区下古生界页岩非构造裂缝发育程度较高,主要类型包括成岩收缩缝、溶蚀缝和异常高压缝,其在纵向上切穿深度较浅,形态不规则,微观结构呈丝缕状、卷曲片状,缝宽一般10～500 nm,最大可超过1μm,延伸性和连通性较好,可改善页岩的储渗性能.牛蹄塘组下部和龙马溪组下部的深水陆棚相发育大量的水平层理,是非构造缝发育的有利相带.欠压实增压和生烃增压可产生大规模超压裂缝,埋藏早期欠压实为地层超压的主因,生烃增压与热演化深度有很好的对应关系,并且可释放有机酸促进次生溶蚀缝发育;当构造运动的破坏调整作用使异常超压释放,超压裂缝随之萎缩甚至闭合.下古生界页岩在中等古盐度水体环境中发育,其高粘土含量有利于成岩收缩缝的形成.龙...     

辽东湾断陷金县1-1低凸起东斜波沙三段泥岩古地层压力恢复及应用

烃源岩生烃过程中欠压实作用形成的异常高压是油气成藏的主要动力,而泥岩孔隙度演化记录了其地层压力的变化过程。根据现今泥岩压实剖面特征建立欠压实泥岩孔隙度计算模型,利用"回归反推"方法恢复成藏期沙三段欠压实泥岩古孔隙度增量,然后根据泥岩孔隙度压实模型恢复欠压实泥岩在成藏期的总古孔隙度,最后通过改进的Phillip-pone公式计算成藏期古地层压力并恢复其演化过程。研究表明,金县1-1低凸起东斜坡成藏期沙三段烃源岩普遍发育异常高压,古流体动力由南向北逐渐增强,压力系数分布呈现东南部低西北部高的特点,古流体压力的强弱变化规律对油气运移及有利目标的优选具有重要的意义。     

济阳坳陷泥质岩油气藏类型及分布特征

 济阳坳陷目前已发现的泥质岩油气藏主要分布于东营凹陷和沾化凹陷的断裂、断鼻构造带附近,依据其储集空间可分为裂缝型、孔隙型及孔—缝复合型3种类型。其中,裂缝型油气藏占主要地位,主要发育于富钙质的脆性泥页岩中;孔隙型油气藏主要发育于含砂质条带的欠压实泥岩中;孔—缝复合型油气藏发育于钙质泥-页岩互层且夹薄层砂质条带的岩类中。泥质岩油气藏以自生自储为主,需要富钙质或欠压实等特定的岩性条件,一般发育在断裂活动带附近。横向上,裂缝型油气藏主要分布于厚层生油层中富钙质高阻层段,尤其是页岩发育的薄互层段,孔隙型油气藏只分布于具有断裂或隆起背景且富含砂质条带的欠压实区;纵向上,泥质岩油气藏主要分布于2200m以下的沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段及沙河街组一段下亚段等层位。     

声波测井在碎屑岩沉积压实研究中的应用

通过对塔里木盆地北部阿克库勒地区 5口钻井泥质岩的声波时差及相应的孔隙度、古地层压力研究 ,求得本区的平均压实方程。认为本区 310 0～ 350 0 m属于正常压实层 ,其下属于欠压实层段。初步分析各时代流体的封闭时间和主要目的层欠压实异常类型。结合地震勘探资料 ,提出低速异常带中的更低异常区是找油领域之一。     

油气运移的地质、地球化学(下)

五、初次运移的地球化学研究油气的生成和初次运移是发生在同一地质体(生油、生气岩)中的密不可分的过程.油气生成的地化过程对初次运移有重要影响,在初次运移中油气继续发生地球化学变化.生成期与初次运移期是否“默契”配合,对油气的聚集十分重要.1.油、气生成地球化学过程对初次运移的影响(1)油、气的大量生成,是形成源岩异常高压的重要原因:黑德伯格(Hedberg,1971、1974)讨论过甲烷的生成与未充分压实页岩、页岩刺穿、泥火山的关系.由于生物化学和热化学作用,微粒固体有机质分解形成甲烷等气体.这些气体通过三种作用加强泥质岩的高压欠     

准噶尔盆地东部地区异常压力分布特征及成因分析

在探井实测地层压力数据的基础上,分析了准噶尔盆地东部地区地层压力在纵向上和平面上的分布特征,探讨了本区异常压力的成因.准噶尔盆地东部不同区带异常压力的特征、类型和成因都有明显的差异南部断褶带异常地层压力属超压型异常压力,主要由附加水平地应力和欠压实两种作用产生,其中附加地应力是最主要的成因;中部斜坡带异常地层压力表现为弱高压特征,主要由欠压实作用产生;北部凹陷区为负压型异常地层压力,主要由构造抬升及剥蚀作用造成.     

渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷地层流体压力分布规律及其对油气成藏的影响

结合实测资料及理论计算,划分出了6种不同的异常压力类型。沾化凹陷油气藏以正常压力为主,但深部地层存在异常高压油气藏。平面上,沾化凹陷异常高压主要发育在陡坡与凹陷中心,而低压在缓坡相对发育。纵向上,深部欠压实带发育异常高压,中部混合压实带高压与低压均可出现,而上部正常压实带以常压为主。沾化凹陷深部油气勘探的重点应为高势区中的相对低势区或高势区相邻的低势区,重点问题是结合压力与势分布寻找有利储层和隐蔽圈闭。      

渤中19-6凝析气田孔店组砂砾岩储层压实成岩裂缝垂向演化特征

为了研究砂砾岩储层压实成岩裂缝对储层的影响,以渤中19-6凝析气田孔店组砂砾岩为解剖对象,借助岩心观察、薄片鉴定、测井识别及压实成岩物理模拟实验等手段,对砂砾岩储层压实成岩裂缝的垂向演化特征进行了深入研究。结果表明：1)渤中19-6孔店组砂砾岩储层压实成岩裂缝普遍发育,包括继承性裂缝与非继承性裂缝,继承性裂缝发育较早,沿碎屑颗粒的原有裂纹产生,非继承裂缝主要以共轭剪裂缝的形式沿长石解理破裂发育;2)砾级颗粒较砂级颗粒、长石颗粒较石英颗粒压实成岩裂缝更为发育,压实成岩裂缝裂缝发育程度与脆性指数成正比,与填隙物含量成反比;3)模拟的垂向上发育3期砂砾岩压实成岩裂缝发育带,其中第2压实成岩裂缝发育带与研究区的裂缝分布一致,控制着优质储层的发育。     

欠压实泥岩顶底板形成机理及其对油气运移的影响

欠压实泥岩顶底板是指比中部欠压实泥岩较致密的泥岩表层,是趋于正常压实的泥岩层,发育于低渗透率的厚层泥岩的上、下部位。以低速渗流定律为理论基础,从微观机理上分析欠压实泥岩顶底板的形成过程,提出穿过欠压实泥岩顶底板流体运移阻力的计算公式。当含顶底板泥岩作为盖层时,分为连续沉积型、抬升型和压裂型3种。压裂型泥岩盖层的封闭能力等于底板排替压力与达到顶板破裂的剩余压力之和,其他两种盖层的封闭能力就等于盖层顶底板的排替压力之和。当含顶底板泥岩作为源岩时,在连续型源岩中,油气排放的方向主要取决于泥岩顶底板渗透性地层的发育程度;在压裂型源岩中,大量油气沿裂缝向上排烃。此外,源岩的排烃方向还受断层的控制。通过欠压实泥岩顶底板形成机理的研究,有助于评价泥岩盖层的封烃能力,了解泥质烃源岩油气初次运移的方向。     

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。     

地层压力在黄骅坳陷北大港构造东翼的预测与应用

北大港构造东翼是大港油田勘探的重要领域,预测该区地层压力对油气勘探开发具重要意义.本文在应用该区构造、沉积和储层研究成果,结合已完钻井实测压力资料,综合分析认为,泥岩欠压实作用是形成该区异常高压的主要原因.依据异常压力形成机理,优选压力预测方法,利用已完钻井GR、AC(RT)、DEN测井资料、压力测试和钻井液密度等实测数据,采用压力梯度趋势线法预测该区地层压力.通过对该区单井泥岩欠压实带的分析,绘制泥岩欠压实剖面图,显示泥岩欠压实带在垂向上的分布.在此基础上进行单井压力预测,编制主要目的层压力平面分布图,找出平面分布规律,分析异常高压与储层关系.钻探实施证实,压力预测方法优选合理,预测结果可靠,应用效果良好.     

济阳坳陷溶解气运移释放成藏机理与模式

油溶释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源。文中应用盆地模拟技术 ,确定了济阳坳陷烃源岩大约在 390 0m进入大量生气窗。该坳陷烃源岩埋深较浅 ,以生油为主 ,仅在洼陷的中心进入大量生气窗 ,在此基础上阐明了油溶释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源。并从油溶解气的模型出发 ,结合油气藏实测数据 ,确定了油溶解气起始脱气点的计算方法 ,建立了典型的脱气模式。认为济阳坳陷油溶解气的起始脱气深度大约在 170 0～ 2 0 0 0m之间 ,埋深小于起始脱气深度 ,可形成气层气、气顶气和夹层气等天然气藏 ;埋深在起始脱气深度至 390 0m之间 ,气藏在油中处于欠饱和状态 ,以溶解气赋存形式为主 ;深度大于 390 0m ,烃源岩才开始进入大量游离气生成阶段 ,可形成深层原生气藏     

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      

北部湾盆地涠西南凹陷超压系统与油气运移

利用地震层速度、声波测井及各种录井资料研究北部湾盆地涠西南凹陷超压系统及油气运移 ,用以指导下一步油气勘探。研究发现主要生烃层段流沙港组二段泥岩的欠压实是形成异常高压的主要原因 ,异常压力主要分布于凹陷中心地区。最大压力封闭点及油的成熟门限深度可以区分异常高压层的作用 ,在生油门限以下的异常压力带中的快速压实段 ,是油气初次运移最有利的层段。研究发现本区存在两种油气运移方式 ,即向泥岩下方运移和侧向运移 ,最后指出勘探油气的有利地区     

珠江口盆地惠州凹陷泥岩压实特征及其成因

为了弄清楚珠江口盆地惠州凹陷新生界地层泥岩压实与油气生成和聚集的关系,首先探讨了该地区泥岩压实的特征,并运用最高热解温度和生烃指数等对欠压实的成因进行了讨论。研究表明：从纵向上来看,惠州凹陷内发育浅部快速压实段、正常压实段和低幅度欠压实段等3种类型,浅部快速压实段主要发育在深度小于700 m的万山组和第四系地层,正常压实段自万山组底部或者粤海组顶部到珠海组底部或者恩平组顶部（1 800～3 200 m）,低幅度欠压实段自恩平组顶部向深部延伸到文昌组（2 400～4 000 m）;从横向上来看,惠州凹陷划分为东北部和中西部两个具有不同欠压实特征的区域,东北部欠压实区地层发育珠江组—韩江组和文昌组—恩平组2个低幅度欠压实段,中西部欠压实区只发育文昌组—恩平组欠压实段;珠江组—韩江组欠压实段主要由泥质高含量和快速沉积沉降引起,文昌组—恩平组欠压实段主要由沉积作用、高地热值和生烃作用共同引起,后者为有效生油段;惠州凹陷新生界地层砂岩不存在超压。