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对川东北地区各种超压潜在成因的系统分析结果表明,欠压实作用不是异常高压成因,现今异常高压主要由天然气的充注增压(充气作用)和中燕山—喜山期的强烈构造挤压形成。利用SRK实际气体状态方程对元坝、通南巴气田充气增压贡献进行了计算:元坝气田天然气的充注增压平均为25.21MPa,平均增压幅度60.86%;通南巴气田天然气的充注增压平均为45.81 MPa,平均增压幅度72.04%。其余主要为构造挤压增压,增压幅度在元坝、通南巴气田分别为39.14%和27.96%。中燕山—喜山期构造挤压活动强度的差异控制了应力释放区的分布和储层抬升降温降压的幅度,从而控制了现今压力场平面分布特征。通南巴地区由于晚期强烈的构造挤压活动,使其现今正处于应力充分释放的泄压区,充气增压、构造挤压之后降压过程的发生是其现今超压强度较低的主要原因。 相似文献
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塔里木盆地克拉2气田异常高压的成因分析及其定量评价 总被引：28，自引：0，他引：28
塔里木盆地库车坳陷克拉2气田自始新统以下地层内砂岩储层的实测压力梯度为1．8～2．1MPa／100m，过剩压力达30～35MPa，表现为明显的异常高压。前人认为超压的形成主要受控于构造挤压作用，此外还有高压天然气的注入、构造抬升等因素，基本不存在欠压实作用。本文首先总结了各种成因机制的可能性，以此为依据，定量评价了气柱浮力、欠压实作用和构造挤压作用等因素对砂岩内异常高压的贡献，并提出了克拉2气田超压形成的概念模式。研究发现，该气田不同深度间的过剩压力差异完全是气柱浮力引起的，但气柱浮力对超压的贡献不超过10％；明确指出欠压实作用肯定存在，且对砂岩中超压的形成起着重要作用，其贡献一般为20％～30％，部分层段高达40％～50％；从构造压实作用机理出发，分三种情况讨论了构造挤压对流体增压的影响，认为构造应力能够传递给流体的最大压力为侧向上的最大主应力与沉积压实阶段的上覆负荷之差，其对本地区超压的贡献最大可达40％～50％，部分层段仅20％～30％。克拉苏地区超压形成的时间先后顺序(概念模式)为：首先因欠压实作用而出现超压，形成了封闭体系；其次为天然气的快速注入；而康村期(N1-2k)以来的构造挤压则引起流体压力幅度的进一步增高。 相似文献
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库车坳陷克拉2气藏异常高地层压力成因力学分析 总被引：6，自引：0，他引：6
在已有的众多超压机制中,构造应力作用是人们普遍认为有效的少数几种增压机制之一．为此,进行了克拉2气藏剖面三维构造应力场数值模拟．研究结果表明在克拉2储集层构造部位有10MPa左右的应力集中,克拉2气藏异常高地层压力中约50MPa由构造应力作用引起,剩余部分由其他增压机制引起．该研究对于准确评价气藏的储量、指导气藏开发等有一定的意义． 相似文献
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物理模拟实验在天然气成藏研究中的应用--以柴达木盆地北缘南八仙和马海气田成藏过程为例 总被引：3，自引：1，他引：2
物理实验模拟是研究油气运移和聚集的重要手段和方法。而天然气物理模拟实验则是一个研究相对不足而又非常重要的领域,它的操作和完善可以大大促进我国西部天然气勘探,直接影响着西气东输的国策。本文正是涉及这个领域,选取柴北缘马海、南八仙气田作为研究对象,模拟了其成藏模式,认为在西部前陆盆地天然气成藏过程中断层与不整合及输导层相比,一般是优势通道;而南八仙凝析气田的形成具有差异聚集的特点,即下盘聚气而上盘不聚气,这种现象是由多种原因造成的,包括断层本身的非均质性、圈闭幅度不足及通天断层的存在等。 相似文献
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库车油气系统北带在第三系盐－膏质区域盖层之下已经发现了6个孔隙流体超压的大小、中型气田,其主要产层的压力系数多在1．8－2．0之间。通过对他们的地质特征,分布特点和地应力环境分析,及与系统南带各油气田和北带第三系盐－膏质区域盖层之上油田对比研究认为：在第三系盐－膏质区域盖层之下封闭体系中高速充填－强烈压实和剧烈构造挤压是克拉2等气田孔隙流体超压的根本原因;由二诱发的深部岩系中（包括气源岩在内）更高的超压流体不断注入是主要储层超压生成的物理机制;生烃过程中产生的相变膨胀压力、构造挤压引发的抬升也会对气层超压的形成有一定的影响。 相似文献
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《华南地质与矿产》2016,(4)
莺歌海盆地是一个典型的高温超压盆地,盖层能否及如何有效封闭该盆地内中深层高温超压气藏是一个值得探讨的重要问题。为此,以该盆地东方区为例,通过气田实际资料及理论分析盖层的宏观地质特征及微观封闭能力。研究表明:该区高温超压气藏盖层的封盖机制包括低构造倾角、厚层泥岩封闭、浅海泥岩盖层中泥质粉砂岩与粉砂质泥岩频繁互层、超压间接封闭、高温超压引起的高突破压力与排替压力比值;其中前3者是决定该区高温超压气藏盖层对天然气封闭能力的主导因素和先决条件,后两者则是中深层浅海相泥质碎屑岩盖层具备优质封盖条件的基础。进而对比剖析了DF-A、DF-B超压气田及DF-C含气构造等典型实例,认为:DF-B气田气体充满度高的原因在于上述五个要素的最优配置;而高构造倾角的岩性气藏储层能量相对较高,对盖层封闭能力的要求高,在其他盖层条件相似甚至更差的情况下,气藏遭到破坏的风险大,这也是DF-C含气构造尚未取得商业性突破的重要原因。 相似文献
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塔里木盆地克深2气田是克拉苏构造带继克拉2气田和大北气田又一重点勘探领域,构造裂缝对改善该气田低渗透砂岩储层物性具有重要作用。在构造裂缝基本特征分析的基础上,通过建立力学模型,综合古今构造应力场的数值模拟以及构造裂缝参数定量计算模型,对克深2气田的构造裂缝空间分布规律进行了定量预测,最后综合构造裂缝的岩心描述、成像测井解释以及定量预测结果,总结了构造裂缝的分布规律。结果显示,断层带是构造裂缝的有利发育区,多发育充填程度较高的网状缝;背斜高部位的构造裂缝走向复杂,线密度较低,但开度和孔隙度等物性参数较高且充填程度低,整体发育程度较强,背斜翼部及构造低部位的构造裂缝整体发育程度较低;鞍部构造裂缝可密集发育,但较高的充填程度限制了该部位的天然气产量;垂向上随深度增加,构造裂缝线密度逐渐增大而物性参数逐渐减小,构造裂缝的整体发育程度逐渐降低。构造裂缝参数的定量预测结果与实测结果整体上一致,但受多种因素影响,仍然有一定的误差。 相似文献
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中国南方海相页岩气超压机制及选区指标研究 总被引：2，自引：0，他引：2
在页岩气勘探开发选区的过程中,首先要寻找含气量较高的地区作为开发区块,含气量高的地区其资源丰度高,在同样的增产改造规模下单井EUR也较高,经济性也好。由于页岩含气量等于吸附气加上游离气,再加上溶解气,游离气、吸附气和溶解气都与压力系数关系密切。在美国开展页岩气地质选区过程中,由于地质条件稳定,认为超压对于页岩气田没有那么重要,正常压力、甚至欠压都可以实现开发,因此美国页岩气地质选区指标中没有压力系数的概念,并没有将超压作为一个关键指标。但是由于中国与北美地质成藏背景不同,北美页岩气主要位于环加拿大克拉通盆地,背景非常稳定,而我国是由多个地块拼接而成,构造复杂,同时页岩形成的时代较久,因此,我国与北美地质条件最大的差别为页岩成熟度高低和构造运动的强弱。因为我国海相成熟度高,导致孔隙压实,孔隙度降低;我国构造运动相对活跃,断裂发育,保存条件相对差。对于高成熟、低孔隙度的页岩,要达到同样的含气量需要较大的地层压力系数,这样单井最终可采储量才能达到经济极限,才能实现商业开发。我国南方分布有丰富的海相页岩气,具有厚度大、分布稳定的特点,普遍经历了高成熟演化和强烈地质构造运动。在油气生成过程中由于排烃作用的发生形成了广泛发育超低含水饱和度的特征,超低含水饱和度存在为形成超压富集区创造了条件,这种超压核心区是南方海相页岩气近期主要的勘探目标。扬子地区已经发现的超压页岩气田的增压机制主要包括构造抬升型增压、水热型增压、黏土矿物脱水型增压、生烃型增压。焦石坝海相页岩气田主要为构造型增压所形成的超压页岩气田,长宁页岩气田主要为生烃增压型页岩气田。页岩气选区指标应该是核心区/富集区优选指标,指标取值依据必须与超压气田地质特征参数匹配才有意义。北美地区页岩气地质选区需要考虑埋深、页岩厚度、TOC含量、含气量、硅质矿物含量。由于北美地质条件简单、成熟度适中,在低压、欠压条件下可实现商业化,但在高成熟、断裂发育背景下,地层压力系数尤其重要,应该考虑地层层压力系数。因此,本文认为页岩气地质选区中,除了考虑页岩埋深(1 500~4 500 m)、页岩厚度(>30 m)、总有机碳含量(>2%)、硅质矿物含量(>30%)等基本参数外,应把地层压力系数大于1.3以上作为我国南方海相页岩气选区的重要指标之一,才能体现我国南方海相页岩气特点,同时提高页岩气选区的准确性和科学性。 相似文献
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超压对于油气勘探具有重要的意义。以天然气为载体的压力传递是储层超压的重要成因机制。由于地层水和原油对于天然气的溶解性和压缩性存在明显差异,造成了含水地层和油层在天然气充注过程中具有不同压力演化路径。本研究模拟计算不同原始孔隙流体的地层在受到甲烷充注时的压力演化,建立了甲烷充注量与超压的定量关系,进而探讨天然气充注增压的影响因素。结果表明：天然气充注在一定条件下可以造成地层压力的增大;不同原始孔隙流体的储层压力演化路径不同。原始孔隙流体为天然气的地层最先出现超压,但增压缓慢;含水层比含油层增压迅速,更易形成超压;同等封闭条件下,浅部地层比深部地层更易形成超压,高温盆地比低温盆地更易形成超压。 相似文献
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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。 相似文献
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鄂尔多斯盆地是中国规模最大的低渗透油气资源勘探与开发基地,其低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。在回顾鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏理论研究和勘探历史经验基础上,认为目前鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏研究存在两大理论体系,即沉积学控制成藏理论和运移动力学控制成藏理论,前者从沉积特征出发,强调储层砂体沉积相、非均质性和成岩作用在低渗透性油藏形成中的控制作用,后者从石油运移与聚集过程出发,强调运移动力学在初次运移和二次运移中的重要作用。但是目前低渗透油气成藏研究存在一定的局限性和片面性,过分强调了单个地质因素的作用,其中沉积学控制成藏理论局限于沉积相划分和沉积模式建立方面,过多地强调了沉积相对成藏因素静态的控制作用,而忽视了油气成藏过程的动态属性;运移动力学控制成藏理论却过分强调了油气流体运移过程的模式化和公式化,过分夸大和随意解释了油气运移成藏记录——油气包裹体的作用及其原始地质意义,轻视了深部地层条件下油气运移的复杂性和油气包裹体记录的多解性。因此,传统的单因素控制油气成藏理论和相应的勘探研究方法已经不能确切揭示油气富集规律和有效指导勘探工作。低渗透油气藏成藏理论研究趋势是要重视分析油气藏地质记录,动态研究油气藏形成和演化历史过程,总结油气富集规律,为油气勘探战略部署提供重要资料。 相似文献
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构造应力场在隐蔽性油气藏勘探中的应用 总被引：12，自引：5，他引：7
摘 要 通过对构造应力场与低渗透储层中裂缝分布、油气运移和聚集以及断层纵向封闭性
之间关系的分析说明根据构造应力场的分布不仅可以定量预测裂缝性油气藏的分布规律
以及油气的运移方向与聚集场所而且还可定量评价断层的封闭性。因此从构造应力场的
角度对油气的分布进行评价和预测将对隐蔽性油气藏的勘探具有指导作用。 相似文献
14.
塔里木盆地北部地区主要断裂带构造应力场与油气运移 总被引：7，自引：1，他引：6
塔里木盆地北部地区的断裂构造对油气的形成、运移、储集和保存具有极为重要的控制作用。大型多期活动断裂控制了大型隆起和拗陷的形成、发展和演化,是各时期油源纵向运移的良好通道;小型或次级断裂以及由断裂产生的节理、裂隙等,可改善储层的性能,是该区各种储油构造形成的主要构造条件。
笔者认为,油气的运移和聚集最主要的条件是构造应力驱动。为了将断裂构造活动的构造应力场与油气运移的物质场结合起来,建立了构造应力驱动与岩内流体运动的理论方程,这个方程反映了构造应力、流体内压和运移势之间的微分关系。
笔者对该区已知油田不同类型断裂机制的储油构造型式、油气富集条件及部位进行了理论分析和模拟计算,进而对主要构造区块选择典型剖面模拟计算运移势状态,并与已知油田进行类比,找出油气运移和储集的有利地区,为塔北地区油田勘探提出了预测意见。 相似文献
笔者认为,油气的运移和聚集最主要的条件是构造应力驱动。为了将断裂构造活动的构造应力场与油气运移的物质场结合起来,建立了构造应力驱动与岩内流体运动的理论方程,这个方程反映了构造应力、流体内压和运移势之间的微分关系。
笔者对该区已知油田不同类型断裂机制的储油构造型式、油气富集条件及部位进行了理论分析和模拟计算,进而对主要构造区块选择典型剖面模拟计算运移势状态,并与已知油田进行类比,找出油气运移和储集的有利地区,为塔北地区油田勘探提出了预测意见。 相似文献
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渤海湾盆地渤中坳陷储层超压特征与成因机制 总被引：1，自引：0，他引：1
对储层超压的分析, 有助于理解渤中坳陷油气晚期快速成藏机理.利用RFT实测储层压力资料分析了渤中坳陷储层超压的特征和成因.渤中坳陷存在3套储层超压系统: 浅层明化镇组-馆陶组储层超压系统、中层东营组-沙河街组-孔店组储层超压系统、基底(中生界及以下地层) 储层超压系统.渤中坳陷的储层超压可能主要是由3种机制综合引起的, 即不均衡压实作用、超压传递作用和裂解气的生成作用.少量保存的传递超压是深部超压流体注入的“化石”, 它是超压背景下油气快速充注成藏的结果. 相似文献
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四川盆地威远气田碳酸盐岩中有机包裹体研究 总被引：12，自引：3，他引：12
本文通过对威远、资阳地区上震旦统碳酸盐岩储集层中有机包裹体的研究,提出有机包裹体多分布于储层孔洞缝中所充填的三期矿物中,研究区油气运移的主要通道是溶蚀孔洞和裂缝。并根据不同期次充填矿物中有机包裹体特征、均一温度及单个有机包裹体成分,追索了研究区油气热演化程度、油气运移期次、油气运移的深度和温度。研究结果表明,研究区存在三次主要的油气运移和聚集,其各自演化的程度及油气运移的深度和温度皆不同。 相似文献
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中国油气田古岩溶与油气储层 总被引：35，自引：1，他引：34
在我国油气田勘探中,与不整合面有关的碳酸盐岩古岩溶储层普遍发育,并占有十分重要的地位。着重讨论我国鄂尔多斯盆地奥陶系、塔里木盆地轮南潜山奥陶系和四川盆地震旦系等典型油气田古岩溶储层发育特征与油气关系,指出我国油气田古岩溶储层具有以下几个特征:(1)古岩溶垂向分带明显,地表残积带、垂直渗流-水平潜流带等发育齐全。(2)储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余溶蚀孔洞缝组成。优质储层类型以裂缝溶蚀孔洞型储层为主,为各大油气田高产、稳产的最重要储层和主力产气层。(3)储层受古岩溶地貌和断层裂缝的控制明显。古岩溶斜坡和断裂发育区,古岩溶发育强烈,是溶蚀孔洞层和储层发育的有利地区。(4)埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙为有效孔隙,它的发育与烃类的形成、演化和运聚相匹配。(5)古风化壳岩溶作用和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加和改造,是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式。古岩溶储层为中国深层油气勘探提供了一个新的勘探领域。 相似文献
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非常规油气领域是目前油气勘探和开发的热点领域, 也是石油工业的发展趋向, 非常规油气的成藏研究对非常规油气勘探具有重要指导意义。非常规油气与常规油气成藏的最本质区别在于非常规油气是非浮力驱动聚集, 这主要是由于致密储集层中微纳米级孔隙发育导致毛细管阻力较大, 同时缺乏提供强大浮力的有利条件。根据烃源岩演化与非常规油气成藏的关系, 将非常规油气资源分为油页岩、页岩油、致密油、页岩气、致密气和煤层气6种类型。油页岩、页岩油、煤层气和页岩气的源储组合特征都是“源储一体”, 而致密油气源储组合有2种类型：一种是源储叠置的临源型致密油气, 另一种是与常规油气藏类似的源储不相临、但距离不远的近源型致密油气。成藏动力学上的差异使非常规油气藏在地质上表现为大面积分布、局部富集、油气赋存具有明显的“滞留”或短距运移特征、没有明显的圈闭边界和无统一的油水界面等特点。 相似文献