库车坳陷克拉2气藏异常压力成因分析

异常地层压力的成因是油气成藏过程研究的重要内容.通过分析气层气体压力-温度-比容(P-T-C)状态以及应力的分配机制对库车坳陷克拉2气藏的异常地层压力成因进行了分析,并使用R-K-S真实气体方程计算了克拉2气藏气体聚集造成的压力.结果表明,克拉2气藏气体聚集(充注)形成了气藏现今约59.54 MPa的流体压力,占整个地层压力异常的57.12%.气体和岩石压缩系数的巨大差异导致应力分配机制不符合线性关系,而与应力变化范围内的岩石和气体压缩系数积分比有关.计算了喜山中、晚期以来构造应力在克拉2气藏的分配,其中约10.6 MPa的剩余压力来源于构造挤压,为不足气藏剩余压力的42.4%.克拉2气藏超压的主要成因为充气作用,其次为构造挤压作用.     

计算异常高压气藏地层压缩系数的一种新方法

准确的地层压缩系数在开发异常高压气藏的过程中有着重要意义.为了正确获得随气藏开发而不断变化的地层压缩系数,在研究现有方法的基础上,通过分析异常高压气藏地层压缩系数随地层压力动态变化的特点,从天然气体积系数与地层压缩系数定义出发,运用产量递减律和采气指数概念,推导了地层压缩系数动态变化的表达式.将本方法与经验公式法计算的地层压缩系数进行了对比,结果表明,本方法计算的地层压缩系数更合理、准确,并且是一个能够正确反映气藏开发特征的动态值.     

塔里木盆地库车前陆逆冲带异常高压成因及其对油气成藏的影响

在异常高压分布特征的基础上,根据地质特征、构造应力场和物理模拟实验研究,对库车前陆逆冲带异常高压的成因机理进行了探讨,并对异常高压对油气成藏的影响进行了分析.库车前陆逆冲带的异常压力从古近系底开始出现,在侏罗系和三叠系也明显存在,但其压力系数低于古近系底部-白垩系压力系统.在平面上,异常压力呈东西向带状分布,中部克拉苏-东秋-迪那构造带的地层压力系数最大,往两侧递减.异常高压的形成主要与早更新世强烈的构造挤压作用有关,构造抬升作用、欠压实作用和流体充注作用对异常高压的贡献较小.在早更新世快速、强烈的构造挤压作用下,岩石的格架首先承担了1/4的构造挤压应力,其余由孔隙流体来承担,在古近系膏盐层良好的封闭作用下,使得岩石的孔隙流体压力快速上升,从而形成了库车前陆逆冲带的异常高压.异常高压对油气成藏具有重要的影响,它是形成库车前陆逆冲带大型油气田的必要条件.     

一种异常高压形成机制判别方法与应用

系统总结异常高压形成机制,分析岩石沉积压实过程的力学关系,在此基础上对异常高压形成机制进行分类。根据地层加载和卸载时的不同测井参数响应特征以及构造挤压环境下的典型构造地质特征,建立一种异常高压形成机制判别方法。收集南海莺琼盆地一口高温高压井的测井数据,利用该方法对该井进行分析。结果表明:该方法能够准确判别区分出欠压实、构造挤压和流体膨胀等异常高压形成机制,进而可以为优选地层压力计算模型提供依据;该井3.45 km以下地层存在流体膨胀机制造成的异常高压;利用判别结果选择的压力计算模型能够有效提高地层压力的计算精度。     

川东北地区岩石声发射实验及历史构造应力研究

在详细讨论声发射法地应力测定的理论前提的基础上,对川东北地区上三叠统-侏罗系致密砂岩进行了地应力测定和模拟地层条件下岩石力学性质的测试,根据地层条件下岩石的泊松比计算了该区历史构造应力,并进行了构造裂缝发育性的探讨.测试及计算结果表明:最大构造应力方向为NE向,值变化在21.4～34.5 MPa之间;地层条件下,沙一段和须六段平行层理样品的平均抗压强度高达546.6 MPa和410.5 MPa.自晚三叠世以来,对川东北地区影响强烈的构造运动可能主要有两期,分别是沙溪庙组沉积前和沉积后.构造应力值与地层条件下岩石的抗压强度相比似乎显得太小,因此储层裂缝的发育程度总体上较低.     

温度对气层气体钻井井壁稳定的影响

气体钻井过程中气体经过钻头喷嘴后产生焦耳-汤姆逊冷却效应,导致井底温度远小于地层温度。当气层被钻开后井壁围岩温度、孔隙压力和应力分布发生改变,容易引起井下复杂事故。为此,分析了井底低温对致密砂岩气藏气体钻井井壁稳定的影响。研究表明,井眼钻开后井底低温产生拉热应力,使近井壁有效应力减小,有利于防止岩石剪切失稳,但增加了岩石产生拉伸破坏的可能。气层气体产出使近井壁地层孔隙度和渗透率减小,不考虑井底低温时减小程度偏大。气体钻井近井壁可能存在塑性区,低温使塑性区向地层延伸更容易导致井壁失稳。塑性区的形成不仅取决于水平地应力,而且与垂向地应力有关。通常致密砂岩气藏埋藏较深,垂向应力影响大,其弹塑性分析需考虑三维主应力的影响。     

基于Skempton有效应力原理的岩石压缩系数研究

基于适用于岩石的Skempton有效应力原理,系统地推导了岩石表观压缩系数、颗粒压缩系数、孔隙压缩系数在3种不同应力条件下的关系式,得到一组岩石各压缩系数的定量计算式,并进行了实例论证。研究表明:恒总应力下的岩石表观压缩系数、孔隙压缩系数分别为恒流压下的岩石表观压缩系数、孔隙压缩系数与颗粒压缩系数之差,封闭条件下的岩石压缩系数关系式与Gassmann方程认识一致;在相同应力条件下,岩石的孔隙压缩系数远大于表观压缩系数,表观压缩系数又大于颗粒压缩系数,不同压缩系数之间差距可达2~3个数量级;新计算式基于岩石的应力应变原理,厘清了各压缩系数之间的相互关系,计算简便,实用性好。     

挤压作用形成异常高压的定量研究

封闭地层受挤压后孔隙体积变小,孔隙中的流体受到压缩却无法排出引起压力升高。基于这一理解,许多文献认为构造挤压作用是形成异常高压的主要原因之一,但目前的研究均只是定性分析,未进行定量计算。以双重有效应力理论和多孔介质弹性力学理论为基础,通过缜密的推导,对挤压作用导致的地层弹性压缩量进行了研究,得到了孔隙压力系数增量的理论计算公式。定量计算结果表明,在特定地质条件下,封闭地层受挤压作用后能使孔隙压力小幅度增大,产生轻微的压力异常,挤压作用导致的孔隙压力系数增量十分有限;挤压作用形成异常高压的条件极为苛刻,只有当地层埋藏较深、强度足够大、围岩的密封性能好、挤压作用发生在最小水平主应力方向、且外挤压力足够大,这些条件同时满足时,才可能产生较大的异常高压;挤压作用难以形成异常高压,一般不是异常高压形成的主要原因。     

硫沉积对高含硫气藏气井生产影响

为研究高含硫气藏在开发过程中,由于地层压力降低而析出的固体硫单质和储层的应力敏感效应而对高含硫气藏开发的影响.通过对高含硫气藏中元素硫的析出机理和储层应力敏感评价分析,利用气体径向渗流理论,综合考虑了压敏效应中地层综合压缩系数的变化规律,建立了外边界封闭内边界定产情况下气井的数学模型.通过数值求解该数学模型,得到高含硫气藏考虑压敏效应下径向渗透率和压力等参数随开发时间的变化曲线.分析得到了高含硫气藏储层破坏严重的区域和原因,为尽可能减少高含硫气藏储层破坏保护措施提供理论支持,并在此基础上对优化高含硫气井工作制度给出合理建议.     

基于椭圆流模型的异常高压气藏水平井产能研究

与常规气藏相比,异常高压气藏具有原始地层压力高、驱动能量大等特征;并且在衰竭式开采过程中表现出应力敏感性。因此在水平井产能研究时,需考虑应力敏感和气体高速非达西效应的影响。针对上述情况,基于水平井渗流等势面为旋转椭球面这一特点,同时采用本体有效应力来描述岩石的应力敏感性,推导出了考虑应力敏感和高速非达西效应的异常高压气藏水平井产能公式;并通过实例分析对公式进行了验证。影响因素分析结果表明,储层物性越好或者应力敏感系数越大,异常高压气藏水平井产能受应力敏感影响的程度越大;而高速非达西效应对产能影响微弱。随着应力敏感系数的增大,产量呈线性下降趋势,随着水平井段长度的增加,产量近似呈线性增加的趋势。     

鄂尔多斯盆地榆林气田上古生界成藏动力与油气分布

 成藏期间的流体势是控制油气分布的主要因素,其中古埋深及古压力2个因素直接决定了油气运移方向和聚集部位。利用数值模拟技术恢复了榆林气田上古生界地层压力的发展过程。模拟结果显示,中二叠世~早侏罗世和中侏罗世~晚白垩世山西组内曾发生2次压力积累消散的旋回,晚三叠世和早白垩世为2次超压高峰时期,超压幅度可达10MPa以上,第二次超压高峰与主成藏期同期,扩散作用导致古近纪之后的低压状态。结合古埋深结果分析表明,现今气田主要分布于成藏期的低势区内,空间上受流体势控制明显。     

库车坳陷克拉苏冲断带传递型超压的识别、计算及其主控因素

超压可在断裂的沟通作用下发生垂向传递,目前对于断裂传递型超压的识别、计算和预测研究还比较薄弱。分析此类超压的成因,修正前人关于垂向传递型超压识别方法,以库车坳陷克拉苏冲断带盐下断裂发育的超压地层为例,通过含气声速校正和浮力校正,识别盐下断裂传递型超压,近似计算传递量,最终分析影响该区断裂传递超压量的主控因素。结果表明:克拉苏冲断带的大北和克拉苏地区的盐下地层均不同程度存在超压传递现象;超压的传递量在大北地区大北3井为24.10 MPa,在吐北2井为26.35 MPa,克拉苏地区的克拉2井平均为16.47 MPa,由断裂传递所产生的超压约占实测总过剩压力的50%;超压的传递量主要受断裂的断距、倾角及断裂穿越地层的过剩压力梯度的综合影响,是三者乘积的综合效应。     

Abnormal overpressure distribution and natural gas accumulation in foreland basins, Western China

Abnormal overpressure occurs in the forelandbasins of Kuqa, South Junggar and West Sichuan in China.The pressure coefficients are high. Overpressure exists inwide areas and various strata. The layers of overpressurehave a very close relationship with lithology, and the area ofoverpressure is controlled by the piedmont depression. Themechanisms of overpressure formation in the Kuqa andSouth Junggar Depression include disequilibrium compac-tion and tectonic compression; the importance of these twofactors varies in different basins and in different stages of thesame basin. Different models of gas accumulation are estab-lished to explain the relationship between overpressure dis-tribution and gas pool formation, and the influence of over-pressure on the gas pools. These models include: (i) theviolent tectonic movement leads to the pool formation inoverpressure belt (Kela-2 gas field in Kuqa); (ii) the pres-sure releases at shallow part and the gas pool forms in latetime (Hutubi gas field in southern Junggar Basin); (iii)through the pressure transfer the gas migrates and accumu-lates (Xinchang gas field in Western Sichuan Basin).     

天然气成藏动力学机制发展趋势分析

目的研究天然气成藏机理与分布规律。方法国内外相关文献综合分析。结果对天然气成藏动力学机制的研究主要围绕背斜圈闭气藏(含上倾型构造及地层圈闭)、向斜圈闭气藏(深盆气圈闭)及煤层气藏(源内气藏)3类气藏进行,但是,研究的侧重点差别很大。其中,对背斜气藏的研究主要侧重天然气初次运移、二次运移、聚集及保存机制的研究,对向斜圈闭气藏的研究主要侧重于气水倒置形成、气藏异常压力形成机制的研究,而对煤层气藏的研究则主要侧重煤孔隙的形成、煤层气富集及保存机制研究。存在问题:其一,把背斜气藏和向斜气藏当成两种成藏动力学机制完全不同的气藏类型,其动力学依据不充分;其二,没有解决气源岩内天然气初次运移机制和聚集机制的矛盾。结论建议应加强两方面的研究:其一,以盆地升降运动为动力学基础,研究天然气成藏的动力学机制;其二,以烃源岩—断裂—储气层为基本输导格架,研究不同输导介质中天然气成藏的动力学机制。上述研究有望解决不同类型天然气藏形成动力学存在的问题。     

渤海湾盆地东濮凹陷压力演化与超压形成机制

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复及盆地模拟,对东濮凹陷北部地区地层压力的演化和现今压力特征进行分析,结合岩心观察解析超压的形成机制,探讨不同机制对超压的贡献率。结果表明:剩余压力的演化经历"超压原始积累-超压释放-超压重新形成"3个阶段,两次超压的形成时期与油气成藏的时期相对应;古今超压的空间展布均受构造格局、断裂活动和膏盐岩分布的控制,洼陷带以及盐下、盐间地层的剩余压力较大;超压的形成主要为欠压实作用、生烃作用及膏盐岩作用的结果,生烃作用对超压的贡献率与烃源岩的热演化相关。     

Mechanisms of abnormal overpressure generation in Kuqa foreland thrust belt and their impacts on oil and gas reservoir formation

 Based on overview for mechanism of abnormaloverpressure generation in sedimentary basins, an insightdiscussion is made by the authors for the distribution, fea-tures and generation mechanisms of abnormal overpressurein the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal overpressurein the Kelasu structure zone west to the Kuqa forelandthrust belt was primarily distributed in Eogene to lowerCretaceous formations; structural compression and struc-tural emplacement as well as the containment of Eogenegyps-salt formation constituted the main mechanisms for thegeneration of abnormal overpressure. The abnormal over-pressure zone in the eastern Yiqikelike structure zone wasdistributed primarily in lower Jurassic Ahe Group, resultingfrom hydrocarbon generation as well as structural stressother than from under-compaction. Various distributionsand generating mechanisms have different impacts upon theformation of oil and gas reservoirs. K-E reservoir in the Ke-lasu zone is an allochthonous abnormal overpressure system.One of the conditions for reservoir accumulation is the mi-gration of hydrocarbon (T-J hydrocarbon source rock) alongthe fault up to K-E reservoir and accumulated into reservoir.And this migration process was controlled by the abnormaloverpressure system in K-E reservoir. The confined abnor-mal overpressure system in the Yiqikelike structure zoneconstituted the main cause for the poor developing of dis-solved porosity in T-J reservoir, resulting in poor physicalproperty of reservoir. The poor physical property of T-J res-ervoir of Yinan 2 structure was the main cause for the ab-sence of oil accumulation, but the presence of natural gasreservoir in the structure.     

深盆气成藏数值模拟

深盆气藏是一种有别于常规气藏的特殊气体聚集类型,在靠近盆地中心的下倾部位致密砂岩内聚气、而在上倾方向渗透性较好的砂岩中含水,并且具有异常压力特征。数值模拟结果表明,深盆气的聚集是一种动态的气、水驱替过程,深盆气藏的异常压力特征也是这一过程中不同阶段气、水流动关系的一种表现。当气体供应速率大于散失速率时为气排水的过程,气、水同向流动,此时气藏表现为超压异常;当气体供应速率小于散失速率时为水排气过程,气、水逆向流动,此时气藏表现为低压异常。供气速率的自然变化导致深盆气的演化过程表现为静压→超压→低压→静压的压力变化过程,伴随着这一压力变化过程的含水饱和度表现为高→低→高的变化过程。大面积致密砂岩的存在、砂岩的低渗透性以及充足的天然气供应都是形成深盆气藏的有利条件。     

异常地层压力成因分析及地震预测

地层压力对烃类的生成、运移、聚集均有着极为重要的影响,它是评价油、气藏形成条件不可缺少的资料。地震压力预测是以地震速度分析为基础,以地震速度的分布特征预测地下流体压力分布,在平面上具有独特的优越性,因而具有良好的应用前景。本文以东营凹陷西部沙四上亚段为例,分析了异常压力(主要是异常高压)的形成机理,详细阐述了异常地层压力预测模型的建立过程,通过地层有效应力计算进行孔隙流体压力预测,并对预测结果、误差校正及应用前景进行了讨论,在理论与实践上都有一定的借鉴意义。     

库车坳陷克拉2封存箱的划分及其意义

为了探明克拉 2气藏异常高压的原因 ,通过对克拉 2气田钻井、声波时差和压力测试资料分析 ,认为有封存箱存在 ,下第三系膏盐岩层和中上侏罗统泥岩层是封存箱的顶板和底板 ,分布于克拉 2圈闭四周的逆断层和走滑断层是封存箱边板 ,下第三系底部砂砾岩段和白垩系砂岩构成了封存箱的主体层系 .克拉 2封存箱是天然气运聚成藏的基础 .计算结果表明 ,该封存箱具有很高的天然气聚集效率     

Abnormal high pressure in Kuqa foreland thrust belt of Tarim basin: Origin and impacts on hydrocarbon accumulation

Following analyses of the abnormal high pressure distribution characteristics, based on the geological characteristics, tectonic stress field and physical simulation, we investigated the formation mechanisms of abnormal high pressure and its impacts on hydrocarbon accumulation in the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal high pressure appears at the bottom of the Paleogene and obviously exists in the Triassic and Jurassic. However, the pressure coefficient in the Triassic and Jurassic is lower than that in the Cretaceous and at the bottom of the Paleogene. Horizontally, the abnormal high pressure distribution is characterized by E-W orientation zoning. The maximum pressure coefficient lies in the Kelasu-Dongqiu-Dina tectonic zones in the center of the Kuqa foreland thrust belt and decreases away from the tectonic zones. The formation of abnormal high pressure was mainly related with the intense tectonic compression in the Early Pleistocene time, and tectonic uplifting, undercompaction and hydrocarbon generation were secondary factors contributing to abnormal high pressure. Under the rapid and intense tectonic compression in the Early Pleistocene, the rock framework firstly undertook 1/4 of the compression stress and the other was borne by the pore fluids. Due to the presence of great seal of gypsum-salt or gypsum-mudstone beds in the Paleogene, the pressure of pore fluids increased rapidly and led to the abnormal high pressure in the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal high pressure has important impacts on hydrocarbon accumulation. It is one of the necessary conditions for formation of large oil and gas fields in the Kuqa foreland thrust belt.