沉积盆地作业

1.超压形成机理总的来说,超压的形成是由于形成了相对比较封闭的系统,其中的流体不易排出,同时伴随着压力增大、温度增高和应力升高,流体膨胀受压而形成超压。具体可分为：1.1欠压实作用在泥质岩类被压实过程中,由于压实流体排出受阻或来不及排出,孔隙体积不能随上覆负荷增加而减少,导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷,使孔隙流体压力高于其相应的静水压力,于是就出现了超压现象。1.2蒙脱石脱水作用蒙脱石是一种膨胀性粘土,结构水较多,结构水在压实和热力作用下部分甚至全部会成为孔隙水,在泥岩排液困难情况下,蒙脱石的脱水作用很容易产生孔隙异常高压。1.3生烃作用干酪根成熟后生成大量油气(还有水),它们的体积大大超过原干酪根本身的体积。这些不断生成的流体使孔隙中的压力越来越高,形成超压。1.4流体热增压作用在许多盆地中,地温随深度增大而升高,流体受热膨胀,使压力升高造成高孔隙流体压力。1.5渗析作用渗析作用是在渗透压差作用下流体通过半透膜从盐度低的向盐度高的方向运移,直到浓度差消失为止。含盐量越大,产生的渗透压也越大。盐离子很容易被页岩吸附过滤,页岩孔隙水的盐度常比砂岩高,在页岩中易形成超压。1.6液态烃类的热裂解作用在高温条件下,液态烃类受催化反应、放射性衰变及细菌作用热解为气态烃的过程中,其体积可增加到原来的2～3倍或更大,从而导致地层压力增加。另外,在超压地层中,残余油没有排出生烃岩,这些残余油转换为气,引起地层压力增加,也可形成超压。1.7构造作用区域性抬升、折皱、断层、滑坡、崩塌和刺穿(盐岩或泥、页岩)均可造成异常压力体系。区域性抬升和隆起是造成异常压力的重要因素。2.超压对油气成藏的影响超压可以促使烃类运移,超压使孔隙度变高成为有效的储层,超压也可以使盖层破裂形成优势运移通道,使油气幕式运移成藏。超压对油气成藏的影响如图2所示。超压可产生烃类运移的动力。当超压达到一定程度便会产生裂缝,为烃类运移提供优势运移通道,烃类进入超压改造的良性储集层,在合适的地质条件下就会聚集成藏。2.1超压是烃类初次运移的动力异常高的孔隙流体压力无疑为烃类的运移提供了动力条件，同时异常高压还起到减缓泥岩压实进程,使泥岩在深部仍保留有相对较大的孔隙度及渗透性,为烃类运移提供畅通的渠道,加快烃类排驱。2.2超压可改善储集层性能由于孔隙流体超压系统的形成和发育,大大削弱了正常压实作用对深部地层的影响,使得深部地层中一部分原生孔隙得以保存下来。2.3超压层可成为良好的盖层超压层往往具有物性封闭和超压封闭的作用,且压力封闭明显优于物性封闭。2.4超压可引起幕式排烃成藏在高温高压地层中,随着埋深的加大,成熟的烃类由源岩向储层运移,烃类以溶解状态存在孔隙水中。当储层孔隙流体压力大于盖层破裂压力时,超压体系开始产生裂缝,且裂缝带可达数千英尺形成优势运移通道。随着裂缝的产生,烃类和其他孔隙流体沿优势运移通道，排出地层,压力逐渐降低。当孔隙流体压力下降到上覆地层的大约60%时,裂缝合拢而形成新的封闭系统。然后,再开启裂缝—释放压力和排出烃类—再闭合裂缝。周而复始,循环往复,排出烃类,在合适的地质条件中聚集成藏。1、超压发育机理及成藏效应1）超压发育机理根据对有关超压出版物的统计，泥质岩欠压实、有机质降解生烃和构造挤压是最为常见、独立起作用或起主要作用的成因机制，而水热增压、渗透作用和矿物转变则是相对少见或相对次要、起辅助作用的成因机制。1.与应力有关的成因机制由于应力的压缩作用导致孔隙体积的减少，产生超压。⑴欠平衡压实（垂向应力）欠压实是相对于正常压实而言的，也就是说没有达到某一深度上应当压实的程度。通常可以理解为在压实过程中，如果孔隙流体排出受阻或不能及时排出，孔隙度不能随埋深相应的减少，此时压实呈不平衡状态就是欠压实。欠压实表现为地层具有偏离正常压实趋势的较大孔隙度。当地层欠压实时，排不出去的孔隙流体就要承受一部分本来应由颗粒支撑的有效压应力，从而使孔隙流体具有较高压力。欠压实的产生与快速沉积和泥质岩的厚度有关，当沉积速度很快，泥岩厚度又比较大时，为维持压实与排液平衡所需的排水速度要越快，相应的对渗透率的要求也越高，因此易产生不平衡，使得流体的排出速度无法平衡孔隙容积的减少，于是部分流体将滞留于孔隙中，承担一部分负荷压力，岩石颗粒有效应力减小，从而流体压力高于静水压力形成超压。欠压实和超压的形成不是偶然的现象，似乎是泥质地层(尤其是厚层泥岩)在持续压实过程中的一种必然结果。⑵构造（横向挤压应力）局部和区域断层、褶皱、侧向滑动和滑脱、断块下降、底辟盐丘/泥丘运动以及地震等构造活动所产生的水平挤压应力，与欠平衡压实一样会导致孔隙体积的降低，由于排水不完全而在泥质岩中产生超压或将泥质岩中的隙间水挤进相连储层（砂岩或碳酸盐岩），在其中形成超压。2.与孔隙流体体积增加有关的成因机制孔隙流体体积的增加会产生异常高压，如：温度增加（水热膨胀）、矿物转变、烃类生成、油气裂解等。⑴温度升高（水热膨胀）水热膨胀的概念是由Barker(1972)在《水热增压》一文中提出来的，是在密闭环境中水热膨胀的结果。水体的体积随温度的升高而增大，如果水体处于密闭环境中，其压力便会升高。异常高压形成过程中，如果地层处于欠压实的非平衡态，那么温度因素并不是主要的；只有在岩层固结良好的情况下，温度才是十分重要的因素，因为在由于压实而封隔起来的地层中，岩石本身与孔隙流体随温度变化的程度是不一样的，从而导致异常高压产生的几率较高。⑵矿物转变（脱水作用）沉积物中，一些多层或混层矿物的转变伴随着结合水的释放，如蒙脱石脱水、石膏到硬石膏的转变、蒙脱石到伊利石的转变等（Law等，1983）。成岩作用过程中的脱水作用及矿物转变被认为是异常压力产生的机制之一。3.与流体运动及浮力有关的成因机制⑴渗透作用渗透作用是自然界普遍存在的重要现象。当离子浓度不同的两种溶液被半透膜隔开时，溶剂会从较稀的一侧通过渗透作用穿过半透膜进入较浓的一侧，形成渗透压力，直到半透膜两边的扩散化学潜能相等以后，渗透流才停止。因此，如果溶剂持续进入一个浓度更高的封闭空间中，其压力就会增加。⑵水压头及压力传递作用在渗透层上方被非渗透层所覆盖的情况下，如果存在水压差或流体势差，则会在渗透层的下方产生高压。⑶浮力作用（密度差）由于油、气、水之间存在密度差，所以当它们共存于一个圈闭中时，油气柱中的任意一点除了要承受孔隙水在该点产生的静水压力之外，还要承受该点以下油气柱在水中的浮力（Dickinson,1953）。2）超压与油气成藏的关系超压深刻地影响着地下流体的存在和运动的形式，对油气的生成、运移、聚集、油气藏的形成及分布产生直接的作用。1、超压对生烃的影响目前，国内外越来越多的学者发现超压对生烃有抑制作用，通过模拟实验证实了超压环境下有机质成烃演化的滞后现象。在超压条件下，烃源岩生油、气率曲线将下移。压力对成烃演化的影响可根据有机质成烃动力学原理解释。干酪根降解生烃是一个体积增大的过程，根据化学反应动平衡原理，随着反应的进行，压力将增大，不利于继续降解，总的烃产量会下降;另一方面，超压会阻止排烃，使封闭反应体系中生成物的浓度增大，也不利于成烃反应;气态烃生成将导致比液态烃更为明显的体积膨胀，所以压力增加，气态烃产量下降，气油比相对下降。此外，在超压环境下，由于烃分子相互碰撞的概率增加，为了克服压力作用就需要消耗内能、使温度的增加率减缓，结果也会延迟或抑制了有机质的成熟和油气的生成。2、超压改善盖层的封闭性能对正常压实泥岩盖层来说，其内的孔隙流体压力为静水柱压力，泥岩盖层与下伏储集层之间不存在向下的孔隙流体压力差，不能依靠孔隙流体压力来阻止油气向上运移，而只能依靠毛细管压力来阻止油气的向上运移。然而，对于欠压实泥岩盖层来说，由于其内存在异常孔隙流体压力，使其内孔隙流体压力明显高于下伏储集层的孔隙流体压力，形成向下的孔隙流体压力差，从而阻止了孔隙流体的向上运移，亦即对油气形成了压力封闭。此外，查明等还认为，在封闭型高压系统中，存在一种致密的封隔层，它不仅是良好的物性边界，而且还是优良的“热性”界面，即正常条件下油气能通过的各类岩石，在高温高压条件下可能成为封盖层。因为高温高压条件下的含烃(尤其是气)储集层的热导率大大低于含水储集层，在其边界处会出现负热动力梯度，此时覆盖气藏的岩层就成为“热”盖层。在封隔层形成过程中，泥质岩中粘土矿物的转化和成岩化学作用可产生多方面效应，释放的Si,Ca,Fe,Mg等离子富集于泥岩层表面而形成封闭。3、超压对储集性能的影响超压对储集性能的影响主要表现在2个方面:一是减缓压实作用而有效保护原始孔隙，二是导致泥页岩形成微裂缝。超压的形成支撑了部分上覆岩层的负荷，减缓或抑制了成岩作用，使储集层保持了较高的孔隙度，另外，当超压聚集到一定程度之后，会使岩石破裂而产生微裂缝，这不仅增加了储集空间，更重要的是改善了高压系统内储集层的连通性，大大增强了储集层渗透性能。超压也有助于深部储层次生孔隙的保存和改善。超压流体的周期性排放可以增强储层中溶解物质的交换、促进淋滤作用发生和发育次生孔隙。4、超压与油气的运聚一般而言，油气总是从高势区向低势区运移。在超压系统的顶部通常存在一个封隔层，阻止了油气的向上运移，油气在封隔层之下运移，聚集，压力不断增加，当压力超过封隔层的破裂压力时，可产生大量的微裂缝，使已聚集的高压流体再次运移至封隔层之上或周围地层中，或者逸散，或者形成新的聚集，称为幕式排放。近年来，大多数定量模拟专家认为当孔隙流体压力超过上覆地层静压力的85%时将导致流体压裂、形成微裂缝。一旦系统压力降到低于封隔层的破裂压力时，微裂缝即闭合，封隔层再次形成遮挡条件。形成了压力聚集一释放一再聚集的周期性过程。异常高压不仅对油气的运移、聚集、保存有积极作用，而且控制着成藏过程和油气分布，其关键是高压系统分布的层位与烃源岩的配置关系、超压形成时间与油气运移期的配置关系等。2、如何分析沉积盆地的石油地质特征石油地质特征包括储集岩特征、烃源岩特征、盖层特征、圈闭特征、运移条件以及保存条件。1）储集岩特征在自然界中，把具有一定储集空间并能使储存在其中的流体在一定压差下可流动的岩石称为储集岩。在石油地质研究中，一般按岩类将储层分为三大类，即碎屑岩储层、碳酸盐岩储层及特殊岩类储层(包括岩浆岩、变质岩、泥质岩、火山岩等)。储集岩的孔隙是指储集岩中未被固体物质所充填的空间部分，即储集空间。孔隙的大小对流体的渗流有较大的影响。根据孔隙或裂缝大小及其对流体流动的影响，可将孔隙划分为三种类型：超毛细管孔隙、毛细管孔隙、微毛细管孔隙。岩石中的孔隙按其对流体渗流的影响可分为二类，即有效孔隙和无效孔隙。其中有效孔隙为连通的超毛细管孔隙和毛细管孔隙，而无效孔隙有二种，一为微毛细管孔隙，另一为死孔隙。孔隙度反映岩石中孔隙的发育程度。根据孔隙的大小和连通情况，可将孔隙度分为总孔隙度和有效孔隙度两类。储集岩的渗透性是指在一定压差下，岩石本身允许流体通过的性能。岩石渗透性的好坏用渗透率表示，可分为绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率。2）烃源岩特征盆地中油气源是油气藏形成的首要条件，油气源是否丰富取决于成烃拗陷的大小，烃源岩的成烃条件和成烃演化史。要具有足够大的成烃拗陷，生油岩的面积要大，厚度要厚；生油岩的质量要好，有机质丰度高，类型好，要达到成熟。（1）有机质丰度，常用指标有有机碳、氯仿沥青“A”、总烃，一般这些指标高，丰度高。（2）有机质的类型，常用的指标有化学分析法，采用H/C和O/C原子比绘制相关图，即范氏图来判断；热解资料的氢指数和氧指数；有机质的显微组分；生物标志化合物来确定。Ⅰ型、Ⅱ型干酪根为主要生油母质，Ⅲ型干酪根为主要生气源岩。（3）有机质的成熟度，可用镜质体反射、孢粉和干酪根颜色、岩石热解资料、正烷烃奇偶优势来确定，颜色越深，Ro大于0.5%，CPI值接近1为成熟源岩。（4）有机质的转化指标，采用氯仿沥青/有机碳、总烃/有机碳、总烃/氯仿沥青、饱和烃/芳烃、总烃/非烃等比值可以进一步了解有机质的转化率。3）盖层特征盖层的好坏直接影响油气在储集层中的聚集和保存。常见