三肇凹陷青山口组源岩生成油向下“倒灌”运移层位及其研究意义

为了研究三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移层位,对油向下“倒灌”运移机制及条件进行了研究,得到三肇凹陷扶杨油层同时具备①青山口组源岩目前应具有足够大的超压;②存在连通青山口组源岩和扶杨油层的T2断裂2个条件,青山口组源岩生成的油能够在超压的作用下在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期通过T2断裂向下伏扶杨油层中“倒灌”运移。利用压力封闭原理,对三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移距离进行了研究,得到三肇凹陷青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移距离一般大于500 m,而三肇凹陷扶杨油层地层厚度最大只有500 m,表明三肇凹陷青山口组源岩生成的油可以向下“倒灌”运移至整个扶杨油层的任何部位。目前三肇凹陷扶杨油层从上至下均含油,且已找到的油藏均分布于青山口组源岩生成的油能够向下“倒灌”运移分布范围内或附近,这表明青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移层位控制着油气富集层位,青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移分布范围控制着三肇凹陷扶杨油层油藏形成与分布范围。青山口组源岩生成的油向下“倒灌”运移分布范围及其附近应是三肇凹陷扶杨油层油下一步勘探的有利地区。     

松辽盆地三肇凹陷青一段多边形断层的发育及其油气地质意义

松辽盆地青一段发育大量密集分布的小型张性断层系,其成因一直以来颇受争议。本文选取松辽盆地三肇凹陷为研究区,通过新连片三维地震剖面精细解释及沿层相干切片分析等手段,详细描述了三肇凹陷青一段密集张性断裂系统的剖面和平面特征,提出:1青一段张性断裂系主体为非构造成因的多边形断层,其成因可能是由青山口组青一段泥岩超压幕式排烃破裂所导致,同时盆地构造反转活动对断层发育特征具有重要影响;2凹陷内多边形断层主要发育于嫩江组沉积末期,明水组沉积末期盆地强烈构造反转致使早期形成的多边形断层再活动,且对部分多边形断层的发育进行改造;3多边形断层起到沟通青一段烃源岩和分别位于其上部与下部的葡萄花、扶杨2个油气储层的作用,是凹陷内油气成藏的重要运移通道;4嫩江组沉积末期,超压使油气通过多边形断层从青一段短距离向下部扶杨储层"倒灌"运聚成藏;明水组沉积末期,超压导致油气沿重新开启的多边形断层向上部葡萄花储层或向下部扶杨储层运移聚集形成油气藏,同时垂向延伸较长的多边形断层对下部扶杨油藏可能具有一定的破坏作用。     

松辽盆地齐家地区"四史"模拟及其地质意义研究

为确定齐家地区高台子油层的油气成藏规律,应用IES petromod成藏模拟软件开展了地层埋藏史、压力演化史、成熟度演化史及油气运聚史"四史"模拟工作。地层埋藏史模拟结果表明:齐家地区经历了"3降2升"的地质埋藏过程,三个沉降期分别是:泉头组沉积末期-嫩江组沉积末期、四方台组-明水组沉积末期及依安组沉积末期-现今,两次构造抬升时期是嫩江组沉积末期、明水组沉积末期-依安组沉积末期。地层压力演化具有幕式的变化特征,青山口组二+三段地层随着埋深的增加,地层压力在嫩江组沉积末期达到峰值,后因嫩末构造运动的影响,地层压力开始减小,其后,又随着地层埋深的增加,地层压力逐渐增大,开始另一幕的形成,在明水组沉积末期,地层压力达到最大。成熟度演化史表明:嫩三段-嫩四段沉积时期,青一段烃源岩开始进入生烃门限,到明水组沉积末期,齐家-古龙凹陷一带烃源岩的镜质体反射率高达1. 0%～1. 3%,有机质成熟的范围也进一步扩大。油气运聚史表明,齐家地区高台子油层主要有嫩江组沉积末期、明水组沉积末期两次油气运聚成藏过程,其中明水组沉积末期,油气运聚范围最广,油气由生烃中心齐家-古龙凹陷向其两侧进行大规模的侧向运移聚集,形成了环凹陷周边的一系列油气藏。     

大型凹陷斜坡带油气成藏模式——以三肇凹陷葡萄花油层为例

利用4079口测井曲线、10口井岩心,结合开发井初期产能数据,对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层烃源岩埋藏史、古构造演化史、油气运聚场、储层沉积特征和油水分布规律等油气成藏主控因素进行了综合分析。认识如下:葡萄花油层油气主要来自下伏青山口组二 三段源岩,油气初始运移时期为嫩江组末期,成藏关键时期为明水组末期;总结出葡萄花油层顶面古构造演化的4个阶段,油气运移时期向凹陷中心倾没的大型鼻状构造轴线为古油气主要运移方向,油气运移方向呈"旋转式"变化,即嫩江组末期的北西向转变为明水组末期的近东西向;葡萄花油层为单一北部物源,发育河控浅水三角洲沉积成因的大量密集且水下延伸较远的分流河道砂体,北西向展布的河道砂体与断层组合构成了油气侧向运移的优势通道。开发井初期产能数据和圈闭精细解剖表明,油水分布受局部构造控制,单一圈闭内具有统一的油水界面。在以上研究基础上,总结出三肇凹陷葡萄花油层2种成藏模式:继承性鼻状构造控油和凹陷平缓斜坡区反向正断层下降盘泥岩遮挡成藏模式;并在研究区刻画出101个有利钻井圈闭,预测新增石油储量2800×104t,为三肇凹陷葡萄花油层下一步的勘探与开发提供了依据。     

源岩、超压和断裂空间匹配对三肇凹陷扶杨油层油成藏的控制作用

在综合研究三肇凹陷青一段源岩发育及排烃特征、超压及分布特征和T2源断裂及分布特征源岩、超压和断裂空间匹配关系对油成藏与分布控制作用的基础上:认为青一段源岩和其内超压空间匹配控制着三肇凹陷扶杨油层油成藏分布范围,超压和T2源断裂配置控制着扶杨油层油聚集深度和层位,超压和T2源断裂平面配置控制着扶杨油层油聚集的部位.具体表现为:①青一段源岩生成油"倒灌"运移区内T2源断裂发育的区块使扶杨油层油富集;②青一段源岩生成油"倒灌"运移区内,距T2源断裂越近,断距越小,越有利于扶杨油层油富集;③青一段源岩生成油"倒灌"运移区内,油主要富集在T2源断裂的下盘.     

松辽盆地古龙凹陷葡萄花油层超压成因

钻井资料揭示松辽盆地古龙凹陷葡萄花油层存在超压现象,但不存在欠压实现象;葡萄花油层上覆的嫩江组--二段泥岩和下伏的青山口组泥岩存在明显欠压实.声波时差数据计算的泥岩层超压与储层地层测试压力对比,证实油层超压主要来自超压系统内部的压力传递.油气产能与压力测试数据统计表明油层内部原油的热裂解对油层超压也有一定贡献;统计的超压油层的压力梯度大于静水压力梯度,说明储层内存在流动压力,青山口组和嫩江组现今仍在向葡萄花油层提供流体.     

松辽盆地三肇地区上生下储“注入式”成藏机制

三肇地区位于松辽盆地中部,是一个继承性深断陷－坳陷区。在上部坳陷中沉积了一套“上泥下砂”的地层。巨厚泥岩段底部的青山口组一段黑色泥岩是本区最主要的生油岩,在嫩江湖（Ｃａｍｐａｎｉａｎ）末期进入生油门限,明水期（Ｍａａｓｔｒｉｃｈｔｉａｎ）末期一早第三纪晚期（Ｃｈａｔｔｉａｎ）达到生烃、排烃高峰。在上覆大段泥岩封闭作用下,青一段地层形成超压,迫使油气向下排泄到下伏的扶扬油层储层。同时期,大量断开青一     

三肇凹陷青山口组一段泥岩超压形成与演化过程初探

在泥岩超压形成与演化机制研究的基础上,利用声波时差资料,根据泥岩破裂与愈合机理建立了一套泥岩超压形成与演化过程的恢复方法,并对松辽盆地三肇凹陷青山口组一段泥岩中的超压形成与演化过程进行了恢复。青一段泥岩沉积初期开始形成超压之后,先后经历了5次释放,目前正进入第6次超压演化过程中。因其超压自身释放时期相对较早（均早于源岩大量生烃期）,对内部油气排出不起作用,后期稳定发育,对下伏扶杨油层的油气聚集与保存十分有利,这可能是造成该凹陷扶杨油层油气聚集的一个重要原因。该实例充分表明本文的方法用于泥岩超压形成与演化过程恢复是可行的。     

三肇凹陷青山口组-段泥岩超压形成与演化过程初探

在泥岩超压形成与演化机制研究的基础上,利用声波时差资料,根据泥岩破裂与愈合机理建立了-套泥岩超压形成与演化过程的恢复方法,并对松辽盆地三肇凹陷青山口组一段泥岩中的超压形成与演化过程进行了恢复.青一段泥岩沉积初期开始形成超压之后,先后经历了5次释放,目前正进入第6次超压演化过程中.因其超压自身释放时期相对较早（均早于源岩大量生烃期）,对内部油气排出不起作用,后期稳定发育,对下伏扶杨油层的油气聚集与保存十分有利,这可能是造成该凹陷扶杨油层油气聚集的一个重要原因.该实例充分表明本文的方法用于泥岩超压形成与演化过程恢复是可行的.     

松辽盆地异常压力系统及其形成原因探讨

松辽盆地泥岩声波时差反映盆地纵向上存在四套欠压实泥岩,即嫩江组一、二段泥岩,青山口组一段泥岩,泉头组一、二段泥岩和登楼库组一、二段泥岩.泥岩欠压实顶界面位于1000m左右,向盆地东部有逐渐抬高的趋势,局部地区位于800m附近.钻杆测试数据(DST)、重复地层测试数据(RFT)反映盆地储层压力系统以龙虎泡阶地和大庆长垣为界,分为西部斜坡带常压-低压系统(压力系数<1.06)、齐家古龙凹陷-大庆长垣高压系统(压力系数>1.06)和三肇凹陷及其以东的低压-异常低压系统(压力系数<0.96).分析这种特殊压力结构的原因及其对油气运移聚集的影响,认为晚期构造活动是形成松辽盆地特殊流体动力场空间分布特征的触发器,嫩江组沉积末期以来东部斜坡带和西部斜坡带的抬升剥蚀作用与水热效应结合是形成松辽盆地异常低压的主要原因,而泥岩生烃作用是形成齐家古龙凹陷异常高压系统的主要原因.     

准噶尔盆地腹部盆1井西凹陷超压研究

准噶尔盆地腹部盆1井西凹陷存在明显的深部超压系统(4400m以下)。通过对超压段地质、钻井、地球物理特征的研究发现,超压段多为砂、泥岩互层,泥岩段大多几米到十几米厚,孔隙度在8%以下,已经过充分的压实,进入超压段,泥浆密度大幅增加,远大于1.2g/cm~3,砂岩、泥岩段同时具有高声波时差和低电阻率特征,井旁地震速度具有异常低值特征,超压顶面形态不规则,穿层分布,并且宏观上往往在一定的深度范围内。经过分析,欠压实以及煤层不是超压带低速的原因,烃类生成尤其是天然气生成对现今超压贡献最大。     

储层超压流体系统的成因机制述评

储层超压流体系统的基本要素包括压力封闭层、超压流体、岩石骨架和输导通道；由于储层超压系统所处环境的差异，其超压强度可以大于、等于和小于环境的超压强度；超压传递、不均衡压实、裂解气的生成和浮力作用是储层超压形成的重要机制；大多数储层超压是油气聚集的结果；超压释放是超压流体系统内部油气成藏的必要条件，研究储层超压流体系统将更直接地揭示超压盆地中油气运移和聚集的过程。     

东濮凹陷文留地区深层强超压环境下有机质热演化

东濮凹陷文留地区的地层普遍发育超压甚至强超压系统.超压与地层有机质热演化反应过程存在复杂的相关性.深层盐下、盐间地层有机质的热演化受强超压的影响,不同热演化反应过程不同程度地受到抑制作用:镜质体反射率演化正常;烃类裂解以及烃类结构演化在深层强超压作用下受到抑制作用.有机质热演化过程中的超压抑制为深层源岩成烃提供了更为有利的条件,是文留地区深层天然气成藏的主要因素.     

阳霞凹陷超压成因及与油气成藏关系

地层超压的形成和分布不仅与油气的运聚成藏有关, 而且还直接影响油气钻井工程.因此, 超压的研究和预测成为当今含油气盆地研究中的重要内容.阳霞凹陷属于库车坳陷的一个次级构造单元, 钻井揭示凹陷内有超压发育.笔者应用测井资料、测试资料和地震资料分析了阳霞凹陷内超压的成因以及超压与油气成藏的关系, 得出以下认识: (1) 在阳霞凹陷内, 上第三系吉迪克组膏泥岩中的超压是以欠压实成因为主控因素, 下第三系和白垩系中的超压是以构造成因为主控因素, 形成了上下两套成因机制并不完全相同的超压系统. (2) 从构造演化时间上来看, 巴西盖组与巴什基奇克组的超压形成时间最晚在上新世的库车组时期, 早于油气大规模运移时期(库车晚期—第四纪西域期).由于缺少断层的疏导, 积聚的超压无法通过断层释放, 阻挡了后期油气在巴西盖组与巴什基奇克组中聚集成藏, 使得库1井所钻遇的圈闭成藏规模不足.      

东营凹陷不同超压成因的有效应力特征

利用实测流体压力(DST)测试结果,结合声波和密度测井资料,对超压段所识别的不均衡压实作用和生烃作用两种超压成因机制下的实测压力和有效应力随深度的变化特征进行了分析,结果表明:①两种不同成因机制下的实测压力和有效应力特征具有明显的差异性,不均衡压实作用在压实过程中导致流体排出受阻,地层流体承担上覆岩层压力形成超压,表现为阻止了地层有效应力增大,因此其实测压力增大段和静岩压力增大趋势大体一致,而有效应力随深度基本保持不变;生油作用在地层正常压实之后形成超压,发育程度不受上覆岩层压力的影响,因此超压的增大在深度上与上覆岩层压力增大不具有一致性,且超压对有效应力的影响要小于不均衡压实作用;②这两种不同的超压成因使得有效应力的变化随着声波速度而出现加载和卸载两种趋势,从而可以用来判断超压成因,利用实测资料计算的有效应力结果说明东营凹陷超压成因机制包括不均衡压实作用和生油作用,但不均衡压实作用形成超压的范围和规模较小,生油作用对深部大规模超压和强超压的形成至关重要.     

古龙凹陷青山口组超压源岩天然气扩散速度演化史

为了研究古龙凹陷青山口组超压源岩天然气扩散速度演化史,在其内超压形成与演化研究的基础上,对其天然气向外扩散特征及其演化史进行了研究,得到在嫩四段沉积早期其内异常含气浓度开始形成,发生向上和向下的扩散作用。之后扩散作用逐渐增强,但在嫩四段沉积中后期和第四系沉积末期因异常含气浓度降为最低点,使天然气向外的扩散作用降为最弱。据此可把青山口组超压源岩向外扩散作用的过程划分为3个演化阶段,在每一演化阶段内天然气向上和向下的扩散速度均是逐渐增强的,但向下的天然气扩散速度大于其向上的天然气扩散速度,使扩散相天然气在下伏油层中的聚集较其在上覆油层中的聚集更有利,这可能是造成该区扶、杨油层天然气较萨、葡、高油层富集的一个重要原因。     

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     

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。     

辽东湾地区辽中北洼超压的发育演化 及油气幕式成藏

基于地层测试数据,利用声波时差的等效深度法以及数值模拟方法对辽中北洼地区超压的分布和演化进行了研究。结果表明本区超压普遍发育,储层超压主要发育于古近系及潜山,最大压力系数193;东二下亚段及以下地层泥岩段中普遍发育欠压实,计算压力系数可达到19以上。不均衡压实和生烃作用是泥岩层超压发育的主要成因,它源传导型是储层超压发育的主要机制。沙河街组沉积以来,烃源岩中超压开始发育并逐渐增加,东营组沉积末期达到高峰,随后开始泄放降低,明下段沉积期开始,超压再次积累增大直至现今。JZ20 2凝析气田的储层流体包裹体及温压方面的证据、油气成熟度和烃源岩生烃史方面的证据以及原油物性方面的证据表明其油气成藏为晚期幕式快速充注成藏。同时研究区断裂发育少,活动性弱,油气沿断层垂向运移受限,充注期主力烃源岩发育强超压,产生水力破裂微裂缝成为油气幕式排放的通道,同时为油气长距离的侧向运移提供了充足的动力,属于超压主导型油气晚期幕式快速成藏。