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1.
异常地层压力预测是油气勘探和钻井工程关注的热点问题。对于勘探程度低、探井稀少的地区,压力分布特征的不明确制约油气勘探进展和钻井高效实施,因此,地层压力预测精度有待提高。在地层孔隙静力平衡原理的指导下,以准噶尔盆地腹部实际地质资料和压力测试数据为基础,建立了基于颗粒应力的地层压力预测模型。研究表明,(1)经典压力预测模型存在缺陷,特察模型并非静力平衡方程,有效应力不是骨架真正承担的力;(2)采用孔隙型介质颗粒应力参数建立了孔隙静力平衡方程,通过研究区深层侏罗系已钻井超压预测对比,发现基于颗粒应力的压力预测方法精度有所提高;(3)压力预测模型仅考虑了内动力因素即沉积增压,超压成因补偿不可忽视。研究区发现准南构造挤压应力向盆地内部传递,形成了规律性分布的超压分量,附加地应力的补偿是提高超压预测精度的有效途径。 相似文献
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断裂成因他源高压及其地质特征 总被引：2，自引：0，他引：2
开启断裂的活动造成其断开的渗透性地层之间的水动力连通 ,从而可在浅部地层产生极高超压。这种超压在形成机制、分布特征和识别标志等方面均与传统认识和讨论的类型大不相同。笔者等通过实例 ,分析了断裂成因他源高压的形成、分布及其对油气成藏的影响等。断裂连通系统中各渗透性地层内过剩压力完全一致 ,地层压力以静水压力梯度随深度增加 ;由构造应力或由地层压力为主导因素的断裂的形成对应着不同的压力形成机制、压力分布特征及演化过程 ;这类超压带之上的压力过渡带一般较薄 ,但受地层性质及超压形成后沉积速率的影响。这类高压的研究对于识别断裂活动、划分油气运聚单元、确定油气藏动力学过程、压力预测等均有重要意义。 相似文献
3.
比德-三塘盆地含煤地层的储层压力普遍较高, 压力梯度较大, 异常高压发育.通过研究该盆地现今煤储层压力分布特点, 对煤层异常高压影响因素进行了综合分析, 阐明了其形成机制.结果表明: 构造作用是本区异常高压形成的最主要因素, 煤储层生烃作用和顶板泥岩的封闭性次之.盆地内部断裂较少, 具有良好的圈闭条件, 储层流体富集, 压力增大, 易出现超压地层.研究区煤层生烃能力强, 含气量高, 但渗透率普遍较低, 生成的烃类气体使得储层内部流体孔隙体积膨胀产生高压.同时, 超厚的顶板泥岩封闭性较好, 在沉积过程中极易产生欠压实作用, 进一步促进了异常高压的形成. 相似文献
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比德-三塘盆地含煤地层的储层压力普遍较高,压力梯度较大,异常高压发育.通过研究该盆地现今煤储层压力分布特点,对煤层异常高压影响因素进行了综合分析,阐明了其形成机制.结果表明:构造作用是本区异常高压形成的最主要因素,煤储层生烃作用和顶板泥岩的封闭性次之.盆地内部断裂较少,具有良好的圈闭条件,储层流体富集,压力增大,易出现超压地层.研究区煤层生烃能力强,含气量高,但渗透率普遍较低,生成的烃类气体使得储层内部流体孔隙体积膨胀产生高压.同时,超厚的顶板泥岩封闭性较好,在沉积过程中极易产生欠压实作用,进一步促进了异常高压的形成. 相似文献
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准噶尔盆地西北部发育异常高压,异常高压是油气垂向运移的重要动力条件,目前已经在超压带上发现大量高压油气藏。为了揭示现今地层压力特征,恢复成藏期古压力演化特征。利用测井方法和2D盆地模拟技术,得到超压的分布和演化特征,并讨论了超压对油气运移的影响。结果表明,研究区单井地层压力结构可以分为三类;由古至今,各地层超压逐渐变大,超压由浅部地层向深部地层逐渐变大;各时期平面上超压分布呈规律性变化,整体上是由西北部向东南部逐渐增大;超压的分布和演化成为油气垂向运移有利动力条件,对研究区高压油气藏的形成具有重要的意义。 相似文献
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沉积盆地古构造应力场是多种因素联合作用的结果，是多种内，外力的非线性动态叠加场。它控制了沉积盆地的连续沉积作用，岩浆活动等地质作用，盆地超压的形成也是包括快速沉积负荷产生的欠压实作用、水热增压作用等在内的多种因素联合作用的结果，各种因素互相影响，控制了盆地超压体系。研究表明，某些盆地的最大超压厚度区和最大超压压力值区都和盆地沉积中心一致，应力场数学模拟的结果是主应力值分布与沉积厚度分布一致，超压的 相似文献
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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。 相似文献
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莺歌海盆地高温超压环境下储层物性影响因素 总被引：7，自引：1，他引：6
莺歌海盆地由于独特的沉积地层和温压场特征, 使得盆地内的储层成岩演化也具有了与众不同的过程和特点.通过对莺歌海盆地内有钻井证实的两种超压体系类型(自源型和传导型) 的对比研究, 阐明了其成因差别及其石油地质意义, 并详细论述了高温超压环境下储层物性的影响因素: (1) 储层物性主要受沉积环境和成岩作用控制; (2) 高地温梯度使砂岩的孔隙度衰减较快; (3) 超压保存了一部分原生孔隙, 这是深部储层还具有高孔隙度的最主要原因; (4) 超压通过溶解等成岩作用产生了一些次生孔隙; (5) 流体压裂突破过程中产生了大量的裂缝, 有效地提高了储层渗透性. 相似文献
10.
库车坳陷克拉2气田异常流体压力演化史 总被引：10，自引：4，他引：6
根据克拉2气田现今实测地层压力分析了异常高压发育的特征,并通过流体包裹体测试求取包裹体形成时期的古压力。计算结果表明:下白垩统和古近系库姆格列木群砂岩储层在距今8～6Ma(康村组沉积期末)时,古压力系数大致为1.09～1.18,发育过剩压力为4.6～9.6MPa的异常高压。在此基础上,以古、今压力数据为约束条件,利用数值模拟技术定量恢复出下白垩统与侏罗系异常流体压力的演化历史。研究发现:下白垩统储层流体压力经历了沉积型异常流体压力形成发展(白垩纪-库车组沉积期末)和沉积型异常流体压力萎缩—构造挤压型异常流体压力孕育(库车组沉积期末至今)两个阶段。康村组沉积早期沉积型超压开始出现,库车组沉积期末达到顶峰,过剩压力达40～50MPa;此后,在沉积型超压萎缩—构造挤压型超压孕育过程的耦合下,过剩压力曾降至25～30MPa,更新世起超压略有升高。侏罗系流体压力演化较为简单,吉迪克组沉积期开始出现超压,至库车组沉积期末达到高峰,此后异常高压逐渐萎缩。在克拉2气田的主要成藏时期(距今3～1Ma),烃源岩较储层具有更高的异常压力,源—储压力差为10～30MPa。 相似文献
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准噶尔盆地南缘中段异常压力分布及影响因素 总被引：17，自引：1，他引：16
准噶尔盆地南缘地区盆地演化时间长, 近期构造活动剧烈, 构造应力场复杂, 地层异常压力高且分布极不规律, 对构造的形成演化及对油气的成藏过程影响极大.据实测资料和间接估算数据所展示的地层压力分布特征, 分析了砂砾岩地层和泥岩地层在压力成因和分布等方面的差异, 从不同渗透性地层内压力形成的机制和分布特征的角度讨论了控制和影响现今压力分布的地质因素.准噶尔盆地南缘存在的极高地层压力是在压实作用、构造挤压作用所形成的地层高压背景下, 叠加了近期因断裂活动和背斜构造快速形成所引起的他源高压而形成的.沉积相带分布、压实作用、构造应力、地层的形变和断裂的活动过程等都明显地影响了压力的演化和分布. 相似文献
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A Fully Coupled Chemo-Poroelastic Analysis of Pore Pressure and Stress Distribution around a Wellbore in Water Active Rocks 总被引：1，自引：0，他引：1
Water active rocks consist of minerals that hold water in their crystalline structure and in pore spaces. Free water from
drilling fluid can be attracted by the formation depending on the potential differences between pore space and drilling fluid.
The fluid movement into the formation or out of the formation can lead to a change in effective stress, thus causing wellbore
failures. In all previous studies it is found that the solute transport from or to the formation is primarily controlled by
diffusion process and the effect of advection on solute transfer is negligible for a range of very low permeable shale formations
(>10−5 mD). In this study a range of permeable shale formations (10−5 to 10−3 mD) commonly encountered in drilling oil and gas wells are considered to investigate the solute transfer between drilling
fluid and formation due to advection. For this purpose a finite element model of fully coupled chemo-hydro-mechanical processes
was developed. Results of this study revealed that the solute transfer between the drilling fluid and the shale formation
is controlled primarily by permeability of the shale formations. For the range of shale formations studied here, there exists
a threshold permeability below which the solute transfer is dominated by diffusion process and above which by fluid in motion
(fluid flow). Results from the numerical experiments have shown that when the permeability of shales is greater than this
threshold permeability, the chemical potential gradient between the pore fluid and drilling fluid reaches equilibrium faster
than that when the permeability of shales is below this threshold value. Also it has been found that when advection is taken
into account, effective radial and tangential stresses decrease around the wellbore, particularly near the wellbore wall where
the solute concentration has reached near equilibrium. 相似文献
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在前陆盆地形成过程中,强烈挤压构造应力场和特殊的盆-山关系造成极为复杂的沉积环境和构造形变,多种地质作用都可能对地层内异常流体压力的产生及演化起到十分重要的作用。通过对准噶尔盆地南缘地区中段的地质条件及压力分布的分析,利用数值盆地模型方法,模拟分析了在前陆盆地构造挤压和盆地沉降过程中压实作用、断裂开启、褶皱、剥蚀等地质过程对流体压力的作用和影响,定量讨论了压力异常的成因机制及其效率。模拟分析结果表明,构造应力在水平方向上派生的侧向压实作用、强烈的褶皱作用及伴随的快速沉积-剥蚀作用等是前陆盆地中特有的增压作用,都可造成较高压力异常。准噶尔盆地南缘中新生界地层中广泛分布的高异常压力是新生代以来,特别是第四纪以来,在快速的压实作用、构造挤压作用所形成的高地层压力背景下,叠加了近期因断裂活动和背斜构造快速形成所引起的他源高压而形成的。 相似文献
14.
空气潜孔锤钻探工艺在基岩地区已是首选的一种技术。传统观念认为空气潜孔锤钻进工艺适用于坚硬岩石（硬、脆、碎地层）,在松散地层中则需要常规泥浆回转钻进或冲击钻进。通过典型松散地层的试验证明：空气潜孔锤在松散覆盖地层中可以实现正常的钻进,并且具有效率高、成本低、劳动强度小等优点,在粘土和潮湿粘土地层中钻进效率最高可达87和72 m/h。为解决页岩气、地热、煤层气、地下水等能源资源勘探时上覆地层的开孔或一开钻进提供了行之有效的方法,同时,也解决了缺水地区或严重漏失地层钻井液用水困难和传统开孔或一开泥浆回转钻探工艺复杂等问题。 相似文献
15.
Mudstone compaction and its influence on overpressure generation, elucidated by a 3D case study in the North Sea 总被引：1，自引：0，他引：1
H. Broichhausen R. Littke T. Hantschel 《International Journal of Earth Sciences》2005,94(5-6):956-978
Mudstones are one of the least permeable rocks in most sedimentary sequences. Accordingly they can act as seals for fluid
flow leading to abnormal overpressures. Nevertheless, mudstone compaction and related permeability and porosity decrease are
not adequately described in current basin modelling software, because only mechanical compaction is taken into account. In
reality, however, clay minerals undergo severe chemical diagenesis which certainly influences petrophysical properties and
compaction. In this context a mathematical approach which has been originally developed in soil mechanics has been adapted
to basin modelling. The underlying mathematical equations are carefully explained in the text. In the basic equation the compression
coefficient is a function of void ratio and effective stress. Using these equations, overpressure can be predicted by using
petroleum systems modelling techniques. This is shown for a real 3D case study in the North Sea, in which strong overpressure
occurs. A compaction model for mudstones that depends strongly on the clay content of the individual stratigraphic units is
used for the calibration of porosities in the 3D case study. In addition, a chemical compaction model that reduces porosities
by using a kinetic reaction is used for the deeper part of the basin where mechanical compaction processes are less important.
The pressure generation process depends strongly on permeability and compressibility of the porous medium. Therefore, the
use of mudstone compaction and permeability models is sufficient to produce pore overpressures. In the case studied, abnormal
overpressures are generated during burial together with the petroleum generation process. The mechanical and chemical compaction
mechanisms ensure that the pressures are preserved in the deeper part of the basin. 相似文献
16.
基于野外地质和钻井资料,结合相关实验测试结果,对湘西北地区下古生界海相页岩储层特征进行了深入研究,并探讨了页岩甲烷含气性及影响因素。结果表明：牛蹄塘组黑色页岩以深水陆棚斜坡相沉积为主,厚度范围为50~250 m;龙马溪组为闭塞海湾沉积,底部黑色页岩发育。两组页岩有机质类型均属于Ⅰ型,有机碳含量平均为3.57%和1.16%,热演化程度较高,平均达2.61%和2.08%。受沉积环境和成岩作用影响,两组页岩均具有高石英、低黏土、少量碳酸盐矿物的组成特征。页岩储集空间可划分为3大类：矿物基质孔、有机质孔、微裂缝。受有机质和黏土矿物等因素影响,页岩内部孔隙结构参数各不同,但主体上孔径小于50 nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积,为气体存储主要场所。牛蹄塘组页岩甲烷最大吸附量平均为1.98 cm3/g;龙马溪组页岩甲烷最大吸附量较低,为1.16 cm3/g。其中有机质与黏土矿物对页岩甲烷吸附量均有一定的贡献,而过高的成熟度和含水量可导致页岩吸附能力下降。 相似文献
17.
The Snorre Field, in the Norwegian North Sea, contains a 300 m oil column and is characterized by high pressures. The Snorre Field and its satellites are a well-documented area and it was considered as an excellent case history for documenting hydrocarbon migration and petroleum hydrodynamics in an overpressured regime. The reservoirs are Triassic and Lower Jurassic sandstones overlain by thick shale formations. The overpressure in the acquifer is 14 MPa. The variations of the oil-water contact levels observed throughout the structure can be correlated with oil density variations. This implies that some faults are partly sealing and suggests that leakage through the cap rock is possible together with a selective input of hydrocarbons within the compartments. The possible mechanisms of pressuring and their consequences on the migration system are discussed in this paper. The origin of abnormal pressures in the reservoir is not directly related to the vertical overburden. Some equivalent overpressures due to the compaction exist further south at the North Alwyn location. An equalization of about 14 MPa overpressure occurs along a SW-NE structural trend, through the North Alwyn, Brent, Statfjord and Snorre fields. Snorre being at the shallowest depth, the pore pressure at the top of the reservoir reaches the stress limit for fracturing and hydrocarbons leak from the field. The idea that a large structural trend acts as a preferential route for the migration of hydrocarbons is well supported; however, the oils in Snorre have a GOR increasing from the southwest to the northeast part of the field and this feature, supported by organic geochemistry, reflects an input of light hydrocarbons from source areas in the adjacent 34/5 basin to the east where high pressures are generated. Evidence for high pressures in the basin exists on seismic profiles, where velocity anomalies indicate highly pressured deep zones and migration possibilities along fractures or unconformities. The pressure regime and the stress conditions are key points for the exploration in this area, together with the sealing capacity of the main faults. 相似文献
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牛庄洼陷是东营凹陷的一个典型超压单元,明确超压分布特征需要研究泥岩超压的预测模型.基于测井和钻杆测试(DST)资料,分析了牛庄洼陷现今压力特征和3口典型井泥岩超压段的测井响应特征.分析表明,牛庄洼陷超压主要发育在2 100 m以下的沙河街组第三段和第四段,超压泥岩段的测井响应特征呈现多样化,主要表现在视电阻率测井响应的不唯一性,这种不唯一性可能主要与特殊岩性如油页岩等有关.采用Eaton公式利用泥岩声波时差换算出泥岩压力,建立了泥岩计算压力与储层实测压力之间的关系模型,即泥岩超压预测模型,通过超压砂、泥岩声波时差异常幅值的对比分析了该预测模型的可靠性,并开展了误差分析.研究认为,利用泥岩声波测井资料,通过该模型能够预测牛庄洼陷泥岩超压层空间分布的大致轮廓. 相似文献
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