与异常压力有关的油气成藏模式 塔里木盆地草湖凹陷异常压力带与油气聚集模式
随着含油气盆地勘探程度的提高与研究工作的日益深化，人们发现越来越多的油气藏其圈闭机制是完全不同于传统的油气圈闭模式的，即这些圈闭没有常见的地层、构造、断层等轮廓明显的边界，而是一种叫做压力封存箱体系（Pressure compartment）。地压场的作用除了能促进油气、水的运移，还控制着压实背斜圈闭、泥底辟型、热流体底辟型气烟囱构造的形成与分布。同时，温压场共同的作用可改变气在油、水中的溶解度，影响烃类物质的相态变化，导致流体压力封存箱的形成，从而控制和影响油气藏形成与分布。
早在1975年，布得利（Bradley）就研究过这种与某些地质界限不相一致的圈闭体系，并指出它是一种能在相当长的地质时期内阻止所有孔隙流体运移的圈闭体系。亨特（Hunt）在总结前人工作的基础上于1990年发表了一篇关于地层压力圈闭的文章，指出世界上许多含油气盆地都存在一个穿时、穿层的压力分隔层，Hunt 对区域性的穿时、穿层的压力系统的确认引起了人们的关注，这种观点是非常有价值的，它把不同的压力分隔带之间定义为水平的统一压力封闭体（即封存箱，根据 DST、RFT等实测数据），并指出油气藏可位于封闭体内、封闭体边界或封闭体之外，并提出压力圈闭会不时地形成、破坏、再形成的模式。
图5-40 压力过渡带与岩性组合的关系图
（1）箱内成藏：亨特（Hunt）指出，许多盆地中深部封存箱顶部的封闭层，在盆地下沉期间，均出现在平均深度3048m左右的位置，该深度相当于地温梯度为2.40℃/100m，地温95℃左右，是大部分石油生成的温度区间。在深部封存箱内的高温使烃源岩迅速熟化形成烃类，流体膨胀，箱内压力升高，是快速沉降盆地的重要特点。因此，在具超压的盆地中，绝大多数油气生成于流体封存箱内。这也是以自生自储式为主的油气藏普遍具有超压的重要原因。在温度、压力相对较低的箱顶和构造位置较高的部位，成藏条件最好。
（2）箱缘成藏：由于封闭层是由多层致密层夹多孔储层组成，当箱缘破裂时，若未全部突破，油气涌流形成箱缘成藏，如美国加州萨克拉门盆地，天然气主要产自封闭层中未矿化的厚18m的砂岩中。成藏最好部位应该是封闭层的突破口附近。
（3）箱外成藏：流体封存箱缘被全部突破后，油气涌流出箱外，若箱外存在适合的圈闭，可在正常压力系统中形成箱外成藏。若无圈闭存在或圈闭幅度不大时，油气则会向压力低的侧向上倾部位运移，在适合的圈闭中成藏。但箱外成藏的油气数量小于箱内成藏。
焦尊生和沙达姆（Surdam，1994）在对 Laramide前陆盆地的研究中发现，那里的气藏与传统圈闭类型的气藏是完全不一致的。圈闭的形成是由于储层内流体流动系统的改变造成的。即由单相流（水）变为多相流（气/油/水）而降低了地层的渗透性从而在三维空间上形成了一个不规则的毛细压力圈闭。这种压力边界是与地质边界不一致的且油气藏无油水界面。此外，一些学者还从成岩作用的角度探讨了地层压力圈闭的形成对油气的分隔与运聚的影响。综上所述，地层压力圈闭的形成是地质成岩作用、流体动力学、烃类生成化学动力学等共同作用的结果。对它的评价需要综合研究含油气盆地的流体性质、地球化学特征、地热史和沉积成岩过程。
异常压力对油气藏的形成和分布起着控制性的作用，制约着油气的生、储、盖、运移、聚集和圈闭。①超压抑制了烃源岩的热演化，加大了液态烃存在的深度，扩展了深层石油的勘探领域；②超压减小了作用于岩石格架上的有效应力，减小因压实导致的孔隙度损失，有利于储层孔隙的保存；③异常高压的盖层使其封闭性能更好，形成压力封闭体系，压力封闭与毛细管压力封闭相比是一种更有效的封闭机制；④异常高压对油气运移是一种重要的动力，无论是初次排烃和二次运移过程；⑤异常高压与裂缝性泥岩和碳酸盐岩油气藏形成有密切关系；⑥异常高压和异常低压与深部高压气藏和深盆气的形成有密切关系。
与异常压力有关的油气成藏模式可概括为3种。
1.层状成藏模式
如美国怀俄明州绿河盆地深部气藏（图5-41），天然气在盆地凹陷中心形成后，未经长距离的运移驻留在凹陷中心或构造斜坡带。天然气在凹陷深部形成后，运移至低孔渗储层，驱替出其中饱和度低的自由水而占据盆地深部的储层，由于浮力对低孔渗储层中饱和的气不起作用，所以气停留在盆地深部，而在储层上倾方向仍然为水占据，出现气在下、水在上，气、水倒置的现象。另外，由于深部具有一定的水力封闭条件或天然气补充速度超过其渗透或扩散速度，从而出现天然气饱和带异常高压的特点。
图5-41 北美绿河盆地深部高压气藏剖面图
2.巢状成藏模式
巢状成藏模式是在一个巨型压力封存箱（一级封存箱）内部，又存在不同级别小的封存箱（二级和三级），一级封存箱出现在盆地规模上，二级和三级封存箱分别对应区带和气藏的规模。一级压力封存箱受成岩作用带控制，二级压力封存箱受沉积层序控制，而三级压力封存箱受沉积相控制。阿纳达科盆地存在一个盆地规模的一级超压封存箱，长约241km，宽113km，最大厚度为4877m，称为巨型封存箱复合体（图5-42）。其中天然气储量达566×108m3。
3.透镜状成藏模式
盆地内一定深度的泥岩中存在异常高压，在异常高压泥岩中的砂岩透镜体中可出现异常高压（但弱于泥岩中的异常高压）或正常压力，后一种情况和砂岩体与外界水力连通有关，油气一般充填异常高压砂岩透镜体中。在成藏之前砂岩透镜体中充满水，泥岩生烃增压使泥岩和砂岩中出现压差，泥岩生成的油气在该压差的作用下进入砂岩储集体并驱替出其中的水而成藏。北美粉河盆地即为一例（图5-43）。
图5-42 北美阿纳达科盆地深部高压气藏巢状成藏模式图
图5-43 北美粉河盆地深部高压气藏透镜体状成藏模式图
油气成藏史及压力演化史~
异常低压是沉积盆地中重要的流体动力状态，其形成、发展和演化在一定程度上控制了盆地内流体的流动样式，并与油气成藏过程之间的关系异常复杂，异常低压的形成不是一种静止的现象，而是盆地压力系统演化过程中的动态现象。
本次研究对苏里格气田储层岩心样品进行了流体包裹体岩相学、热力学及激光拉曼光谱等测试分析。结果表明，苏里格地区储层中烃类包裹体主要赋存在石英微裂隙、石英次生加大边和方解石胶结物中。烃类包裹体荧光下主要呈现浅黄色和蓝白色(图6-7)，表明储层中存在两种不同成熟度烃类的注入。
图6-7 苏里格气田储层流体包裹体显微照片
储层流体包裹体激光拉曼光谱分析结果表明，苏里格地区流体包裹体根据成分可划分为3种类型(图6-8):第一类是富CO2的包裹体，该类包裹体以CO2为主，CO2质量分数占60%以上，主要赋存于早期石英次生加大边及早期石英微裂隙中，呈灰色;第二类是富高饱和烃包裹体，该类包裹体以高饱和烃为主，高饱和烃质量分数占80%以上，主要发育于石英次生加大早期，沿石英次生加大边内侧成带状分布，呈深褐色;第三类是富CH4的包裹体，该类包裹体以CH4为主，CH4质量分数占70%以上，主要发育于石英次生加大期后，沿石英颗粒中的微裂隙成线状或带状分布，或成群分布于方解石胶结物中，呈灰色、深灰色(图6-7)。
图6-8 苏里格气田上古生界储层流体包裹体成分分类
以上3种类型的流体代表了不同地质时期运移进入苏里格气田储集层的流体类型。包裹体捕获流体过程与煤生气过程紧密相连。从煤在各成熟阶段生烃的组成变化可知，Ro值在0.8%以前，煤生成产物中CO2含量可达60%以上，随后CO2的含量迅速降低;Ro值在0.8%～1.1%时，煤生成的烃类中C2以上的高饱和烃组分占总烃量约80%以上;Ro值在1.4%时，CH4生成的量迅速增加，可占烃类总量的50%以上;Ro值为2.2%时，CH4的含量可达95%以上。这说明烃源岩生烃史与流体包裹体形成时期有对应关系，即早期形成液态含CO2包裹体，中期形成液态烃包裹体，晚期形成气态烃包裹体。
包裹体均一温度具有明显的双峰特征(图6-9)，第一峰值为100～110℃，第二峰值为140～150℃，表明该地区上古生界天然气充注主要有两期。结合埋藏史及储层流体包裹体均一温度分析认为(图6-10)，苏里格地区上古生界气藏两个主要成藏期为:早侏罗世中期—晚侏罗世中期和早白垩世早期—早白垩世晚期。
图6-9 苏里格气田上古生界储层流体包裹体均一温度分布直方图
图6-10 苏里格气田上古生界气藏成藏期次划分
因此，苏里格地区上古生界天然气成藏及地层压力演化主要经历了下面几个阶段:
(1)晚三叠世—早侏罗世
该时期地层快速埋藏，上古生界分布的煤系烃源岩，在正常古地温作用下，开始进入生烃门限，并有少量烃类排出，该时期以压实排烃和扩散排烃为主，因泥质岩和其他致密岩性形成侧向遮挡，该时期的天然气主要沿过剩压力梯度降低较快的方向由下向上沿垂向运移，在近源的透镜状砂体中聚集，该阶段地层压力主要处于正常压力状态。
(2)侏罗世—晚侏罗世
该时期由于埋藏深度的快速增加，地层温度快速上升，烃源岩大面积快速成熟生烃，大量生成的天然气经初次运移进入储层，随着天然气不断生成补给及上覆地层压力的增加，天然气在运移过程中形成“气驱水”的现象。该时期是苏里格地区天然气藏形成的主要时期之一，地层压力整体表现为上升，局部开始出现高压异常，虽然由于构造抬升地层剥蚀，地层压力出现过短暂的下降，但仍然表现为常压和异常高压。
(3)早白垩世早期—早白垩世晚期
该时期地层第二次快速埋藏，地层温度达到最高，烃源岩进入高成熟-过成熟阶段，干气大量生成，该时期以微裂隙排烃为主，扩散排烃为辅。随着天然气生成量的增加，地层水中轻烃的溶解量也逐渐增加，并最终达到饱和状态，形成明显的气水界面，在毛细管力封堵作用下，天然气被封堵聚集成藏。该时期是苏里格地区天然气藏形成的主要时期，地层压力持续增大，达到高压—超高压阶段。
(4)早白垩世后
该时期鄂尔多斯盆地内部受燕山运动晚期以及后续的喜马拉雅运动的影响，盆地快速抬升剥蚀，气源岩埋深变浅，地层温度大幅度下降，烃源岩的热演化与生烃作用逐渐减弱直至停止，储层中天然气的补给量极小，由于地层抬升剥蚀和地层温度的下降，气藏压力逐渐降低，由异常高压降为异常低压或超低压。
傅强
（同济大学教育部海洋地质重点实验室，上海 200092）
【摘要】 根据钻井证实，塔里木盆地草湖凹陷石炭系巴楚组下部地层普遍存在异常高压。本研究以地质、钻井、测井、测试等资料为依据，研究了草湖凹陷石炭系地层中异常高压的类型、成因机制及其特征，分析了异常高压对油气运聚、成藏机制和油气分布规律的控制作用，总结了油气成藏的两种模式。在异常高压的作用下，该凹陷形成了油气在超压层内部砂体内成藏和油气在封隔层之下成藏两种模式。这对该凹陷中油气的勘探与开发具有十分重要的意义。
【关键词】 成藏模式；异常高压；石炭系；草湖凹陷
草湖凹陷位于塔里木盆地满加尔坳陷北部，沙雅隆起的东部，面积7100km2。凹陷中石炭系砂泥岩互层直接覆盖在下古生界奥陶系灰岩上，其中巴楚组下部的厚层砂岩即为著名的“东河砂岩”储层。根据地震地层学的解释，石炭系地层在草湖凹陷中仅发育于其中部以西地区，向东尖灭。根据泥岩声波时差及测试数据研究，草湖凹陷主要探井超压开始发育于巴楚组下部地层，超压带顶部存在明显的封隔层；整个凹陷封隔层为巴楚组中下部分布稳定、质纯、较软、富含钙质且具有较高异常压力的厚层欠压实泥岩。岩心资料证实，封隔层泥岩和致密砂质岩的联合封闭是封隔层形成的主要因素。此外，草湖凹陷中石炭系异常压力系数具有高低压叠置分布的特征。例如，草2井该层段在钻井过程中出现井涌现象，岩心出筒时有气泡冒出，显示有良好的气显示。根据综合录井资料，该井石炭系地层5770～5773m井段随井测试的dc指数为1.37，压力梯度为1.14MPa/100m；其下伏的5959～5960m井段的dc指数为1.15，压力梯度为1.39MPa/100m，也为欠压实层。它们在纵向上形成了一个高-低-高-低的异常压力层体，从而有利于下伏油气的保存。
尽管世界上对异常地层压力（abnormal formation pressure）的成因分析[1,2]以及异常高压与油气运移关系方面的研究已经取得了长足的进展[3,4]，但是对其与油气成藏模式、油气分布关系的研究相对较少。而关于异常高压对凹陷中油气的聚集成藏与分布的控制因素的研究恰恰是确定油气勘探目标的重要领域，也是在石油勘探与开发过程中应该认真对待的工程技术难题。因此，草湖凹陷石炭系地层中异常高压对油气成藏的控制因素以及对油气的控制作用的研究与分析对于该凹陷的油气勘探与开发具有重要的意义。
1 草湖凹陷异常压力的成因
草湖凹陷石炭系异常压力的成因主要与成岩作用、沉积作用和烃类生成有关。
1.1 成岩作用
本区巴楚组中上部厚层泥岩沉积是致密封隔层形成的物质基础，其泥岩质纯、厚度大、横向连续性好、分布稳定。巴楚组中、下部泥岩也较发育，厚度较大。成岩化学作用还体现在封隔层内砂岩、粉砂岩的致密胶结作用上。
M.J.Osborne等（1997）认为，蒙脱石的脱水最大可增加4%体积的水，导致孔隙中流体体积膨胀；此外粘土矿物转化时也释放Si、Ca、Fe、Mg等离子，这些离子迁移进入附近的岩层，在成岩化学作用下，自生矿物的晶出导致砂岩孔隙的堵塞、排水不畅而形成超压。根据粘土矿物资料，本凹陷石炭系巴楚组为晚成岩A期的末期，粘土矿物以伊蒙混层-伊利石-绿泥岩-高岭石组合为主。随着埋深增加，伊/蒙混层含量由大变小，由无序间层变为有序间层；在高压层段蒙脱石及伊/蒙混层含量明显减小，伊利石含量明显增大，具突变性。如草2井泥岩中伊/蒙混层含量从三叠系的73%下降到石炭系的38%左右，在高压层段伊利石明显增大15%～25%。因此，伊/蒙转化是产生异常高压的重要因素之一。
1.2 沉积作用
沉积作用对异常高压的形成可起两方面的作用：一是形成构成封隔层的沉积物质；二是高速率沉积促进沉积物的不平衡压实。草湖凹陷石炭系处于阿克库勒凸起向东的斜坡上，沉积速率大（9.05m/Ma），并且新第三系沉积时本凹陷平均沉积速率为620m/Ma，快速堆积形成泥岩不平衡压实及被迅速地埋藏，形成异常高压。
1.3 烃类生成作用
有机质向烃类转化也是引起封隔层以下超压带形成异常高压的重要因素。有机质生成烃类，其体积增大，可大幅度提高已压实岩层中的压力。甲烷及其他低分子量烃类的生成是异常压力的重要来源（Hedberg,1974、1980）。寒武-奥陶系暗色泥岩及灰岩是塔北的主力烃源岩，石炭系沉积其上时的海西中晚期恰是上述烃源岩的生排烃高峰期，大量烃进入石炭系地层，随后快速堆积的三叠系及第三系地层使得石炭系被迅速地埋深，烃类在热力作用下转变为天然气，体积膨胀造成高压。此外，巴楚组为一套有潜力的烃源岩，只是演化程度较寒武系、奥陶系低。因此，巴楚上部基本不发育异常压力，而在巴楚组中、下部开始发育异常超压泥岩。
1.4 异常压力形成时间的确定
草湖凹陷封隔层主要受沉积和层位的控制，封隔层泥岩超压明显。因此，根据封隔层泥岩超压形成的时间可以推断异常压力形成的时间。压力封闭是随着埋深增加，压实成岩到一定阶段后，由于其内部大量孔隙流体排出受阻承压形成的。随着压实成岩程度的不断加深，塑性降低，脆性增加到一定程度后，因产生微裂缝超压释放而恢复到正常压实状态。因此，压力封闭是泥岩压实成岩演化过程中的一个阶段性产物。
石炭系封隔层形成时期主要为老第三纪，当时封隔层埋深为2800m左右，相当于Ro为0.35%左右。这时有机质生物降解作用基本停止，热降解作用又较弱，因此这一阶段有机酸产率和CO2产率很低，这一地带容易产生碳酸盐岩和硅质沉淀的胶结；同时，泥岩中粘土矿物的转化易造成孔隙堵塞和Ca、Mg等离子的析出和胶结，致使封隔层内的砂岩和粉砂岩钙质胶结很致密。此外，封隔层内砂岩次生孔隙不易发育，流体难排出，这进一步增加了封隔层的封闭性能，造成封隔层以下地层流体超压进一步增加。，
2 异常压力与油气的关系
草湖凹陷异常高压对油气形成与成藏的作用主要表现在以下几方面。
2.1 异常高压有利于深部液态烃的保存
深部油气富集和保存的特殊地质-地球化学条件中，最重要的是异常高压。大量的资料研究表明[5]，在存在异常高压且地层温度超过180℃时，地层中仍然有大量液态烃的存在。由此推测，草湖凹陷深部高压层内仍能保存较高含量的液态石油。
2.2 异常高压阻止或促进油气的运移和聚集
地层在异常高压形成初期，由于压力封隔的存在，来自其下部和侧向的烃类可通过孔隙、断层和微裂缝等通道向封隔层底部运移和聚集。随着烃类聚集的增加，特别是气态烃的增加，系统内的压力也不断上升。当压力超过封隔层的破裂压力时，可产生大量微裂缝，使已聚集的高压流体再次运移至上部或周围地层中，形成新的聚集或者逸散。当系统压力降低到封隔层的破裂压力之下时，封隔层的微裂缝可再次闭合，形成积压-释放-积压的幕式过程。
2.3 异常高压提高了储层的孔、渗性能
从流体动力学考虑，异常高压形成之后，阻碍了高压系统内的流体运动和能量交换，使得成岩作用减缓或受到抵制，结果储层保留了相对较高的原生孔隙空间。
异常压力支撑了部分上覆岩体的负荷压力，也减缓了对超压层系的压实。
异常高压形成的微裂缝不仅增加了储集空间，更重要的是改善了高压系统内储层的连通性，使得储层渗透性能大大提高。草湖凹陷巴楚组砂岩尽管埋深较大（超过5800m），但仍有相对较好的孔渗性，尤其在微裂缝发育的地带孔渗会变好。
2.4 异常高压可增强对烃类的封盖作用
草湖凹陷为具致密封隔层的异常高压系统。致密封隔层是一种理想的封盖层，它不仅是良好的物性边界，而且还是优良的“热性”界面，即在正常条件下油气能通过的岩石。在高温高压下，它能成为盖层。
封隔层形成过程中，粘土矿物脱水作用使泥质岩的含水率和渗透率大大降低，增加了阻止天然气通过封隔层扩散的能力。
超压系统中，饱含流体的高压泥岩本身存在剩余压力或流体势边界而成为“压力封闭”。它将油气阻止于泥岩层的下方，从而形成烃类聚集。与物性封闭不同，压力封闭对水溶相或游离相烃类的封闭都是有效的，并对储层孔渗性的保存、抗构造变形的能力、增强断层的封闭性和阻止烃类的垂向流动都具有积极作用。
草湖凹陷巴楚组中、下部地层泥岩普遍具有超压。这种超压的泥岩对下伏烃类具有极好的封盖作用，并对断裂的封闭也起到良好的促进作用。因此，下古生界含油气组合保存条件良好。
3 异常高压对油气成藏的控制作用
异常高压对油气的生成、运移、聚集、保存都有积极作用，而且控制着成藏过程及其类型和油气分布。根据草湖凹陷异常压力纵向分布和封隔层位置以及油气聚集部位，可将油气成藏模式分为油气在超压层内部砂体内成藏和油气在封隔层之下成藏两种模式。
超压层内部砂体内成藏的模式主要存在于石炭系砂岩层内部。下古生界烃源岩生成的油气（包括水溶气、气和少量油、水）以混相方式通过断层向上运移，在封隔层之下、封隔层内聚集起来。由于中生界和新生界的快速沉积和埋藏，使得封隔层致密并产生异常高压，油气就在封隔层内的砂岩储层中聚集成藏。
油气在封隔层之下成藏的模式主要存在于石炭系下覆的下古生界灰岩储层中。由于长期的风化、淋滤、剥蚀，下古生界岩层顶部在石炭系沉积前形成了物性较好的岩溶层段，烃源岩生成的油气在石炭系高压层封闭下将沿 不整合面向隆起区及其他低势区运移或直接封闭于石炭系高压层下。从这个意义上讲，在草湖凹陷边缘斜坡及隆起处，凹陷内部中新生界地层中的圈闭应该成为勘探的重点地区和目标。
4 结论
通过上述分析可以知道，塔里木盆地草湖凹陷石炭系地层中的异常压力属于后期沉积埋藏形成的压力系统，纵向上可以划分为正常压力带和封隔层超压带。由于沉积、成岩和烃类生成的共同影响，异常压力系统经历了形成-加压-泄压-加压的幕式演化过程。该凹陷的油气主要分布于封隔层下和其内部，形成封隔层下成藏模式和封隔层内外成藏模式。油气的勘探目标应该确定为下古生界碳酸盐岩岩溶岩性油气藏或向阿克库勒凸起方向的过渡斜坡上的三叠系、石炭系圈闭储层。上述研究成果对于草湖凹陷的油气勘探与开发具有重要的参考价值。
参考文献
[1]周中毅.盆地深部形成油气藏的有利因素[J].勘探家，1997,2（1）:7～11.
[2]Hunt J M.Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid[J].AAPG,74（1）:1～12.
[3]Bilgerl D,Ademeno E B.Predicting abnormally pressured rocks[J].Geophysical Prospecting,1981（30）:608～621.
[4]Barker C.Aquathernal pressuring—role of temperature in development of abnormal pressure zones[J].AAPG Bulletin.1973,（57）:1219～1249.
[5]Fertl W H.Abnormal formation pressures[J].Developments in Petroleum Science,1987,（2）.
异常高压对天然气成藏的影响
答：首先是底辟带中浅层背斜圈闭。这个类型的圈闭由于处在底辟热流体幕式活动的泄压通道上，又处于异常地层高压过渡带或正常地层压力带，因此有利于油气的聚集成藏。目前，这个领域已发现多个气田或含油气构造。其次，底辟带周缘的异常高压向正常地层压力的过渡带是油气运移的又一指向，这个区域的地层岩性圈闭...
油气成藏模式与聚集规律
答：从建立油气成藏模式的角度看,稠油与稀油的成藏条件与成藏过程是有差别的,必须结合地质历史的背景恢复油气成藏过程,以探讨油气的聚集规律。 1.昌吉凹陷至车排子凸起带油气成藏模式 油源对比结果表明,侏罗系、白垩系与新近系稠油主要来源于昌吉凹陷二叠系烃源岩。昌吉凹陷中下二叠统的烃源岩在三叠纪末生油已经结束,...
油气成藏过程
答：而在晚燕山期以前，整个盆地连接侏罗系储层和下部烃源岩的断裂很不发育，此时生成的油气主要在烃源岩内部聚集成藏，而由于欠压实作用和生烃作用导致了二叠系异常高压油藏的形成，同时异常高压又为晚燕山期以后油气向上部地层的注入提供了动力(图5-9，图5-10)。综上所述，晚白垩世地层达到最大埋深，在...
塔里木盆地草湖凹陷异常压力带与油气聚集模式
答：在异常高压的作用下,该凹陷形成了油气在超压层内部砂体内成藏和油气在封隔层之下成藏两种模式。这对该凹陷中油气的勘探与开发具有十分重要的意义。 【关键词】 成藏模式;异常高压;石炭系;草湖凹陷 草湖凹陷位于塔里木盆地满加尔坳陷北部,沙雅隆起的东部,面积7100km2。凹陷中石炭系砂泥岩互层直接覆盖在下古生界奥陶系...
油气成藏史及压力演化史
答：异常低压是沉积盆地中重要的流体动力状态，其形成、发展和演化在一定程度上控制了盆地内流体的流动样式，并与油气成藏过程之间的关系异常复杂，异常低压的形成不是一种静止的现象，而是盆地压力系统演化过程中的动态现象。本次研究对苏里格气田储层岩心样品进行了流体包裹体岩相学、热力学及激光拉曼光谱等测试...
油气成藏模式
答：在超压作用下，青一段烃源岩生成的烃类主要沿断层向下运移，就近聚集成藏(图5-2B)。图5-2 三肇凹陷扶杨油层成藏模式 由于侧向(构造高部位)地层压力明显较垂向压力低，也就是说流体势较低，因此三肇凹陷油气运聚以垂向运聚模式为主，油气通过断层直接输送到西缘构造带上聚集成藏。
油气成藏机理
答：1.成藏动力学特征 三肇凹陷扶杨油层大部分地区属于正常压力系统,地层压力系数为0.90～1.20。在常压系统中,油气运移以浮力驱动为主,运移相态主要为游离相。青一段属于超压系统,青山口组特别是青一段发育区域上分布稳定的大段泥岩,由于地层水排水不畅,在压实过程中容易形成欠压实,加上暗色泥岩大量生烃作用、成岩过程...
异常高压的控藏作用
答：异常压力在一定程度上保护或促进了中部区块油气成藏，为该区中浅层油气成藏创造了条件。异常压力对油气成藏的控制作用主要体现在以下方面:(1)异常高压有利于深部液态烃的保存 异常高压延缓了有机质向油气的转化，从而提高了液态窗的地温区间。盆4井异常高压段内的Ro值明显偏低，以4865m为例，异常高压...
压力对烃源岩作用的机制探讨及超压条件下油气生成演化模式
答：由相同的有机质所产生的油和气的分布关系取决于其受热史，烃源岩成熟度是控制油气组分差异的重要因素。（二）油气生成演化的控制因素和超压条件下油气生成演化模式 油和气是烃源岩中的干酪根通过连续的化学反应生成的，这些反应一般受反应动力学机制所控制，即温度、时间和压力，虽然在某种程度上它们是...
油气成藏主控因素分析
答：根据东营凹陷流体压力封存箱研究，研究区沙三中亚段以下存在着超压封存箱，从封盖层到沙四上亚段这一范围内压差向下具有增加的趋势，这为浊积岩岩性油气藏的形成创造了有利的条件，异常压力为油气进入浊积扇砂体聚集成藏提供了充足的动力。只有少数储层条件较好的砂体在薄弱的压差和毛细管力的共同作用...
