文章编号：1001－6112（2013）04－0351－13
doi ：10．11781/sysydz201304351
塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
吴根耀1，朱德丰2，梁江平2，杨建国2
，赵
岩
1
（1．中国科学院地质与地球物理研究所，北京100029；2．大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）
摘要：在全面论述塔里木盆地异常高压气藏分布的基础上，重点剖析了南天山和西昆仑山的山前坳陷的区域演化、异常高压成因、储气构造形成和成藏期，进而提出其成藏模式，探讨异常高压气藏形成的关键和勘探靶区。库车坳陷除依南2气藏为自源型外，其它5个气藏均属晚期充注型；主成藏期是中新世晚期—上新世早期，背斜发育受一组后展式扩展的逆冲断层控制，更新世以来天然气向原储气构造内充注，异常高压是自源型高压和传导型高压的叠加。叶城凹陷柯克亚背斜深部的古近系在中新世成藏，
上新世－早更新世随地层褶皱发生调整，属晚期调整的气藏；浅部的中新统气藏则是晚期充注型，除气源岩供气外还有深部的古近系气藏为之供气，
应属晚期次生成藏。关键词：异常高压气藏；异常高压成因；异常高压分布；成藏机制；成藏期；山前坳陷；塔里木盆地中图分类号：TE122．3
文献标识码：A
Main geological features and accumulation models
of abnormally high-pressured gas reservoirs in Tarim Basin
Wu Genyao 1，Zhu Defeng 2，Liang Jiangping 2，Yang Jianguo 2，Zhao Yan 1
（1．Institute of Geology and Geophysics ，Chinese Academy of Sciences ，Beijing 100029，China ；
2．Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Company Ltd ，Daqing ，Heilongjiang 163712，China ）
Abstract ：The abnormally high-pressured gas reservoirs were well developed in the Tarim Basin．It was discussed
in this paper the abnormally high pressures in foreland depressions ，including regional evolution ，contributing fac-tors ，formation of gas-bearing structures ，accumulation mechanisms and periods ，and then presenting accumulation models for the Kuqa Depression and the Yecheng Sag respectively．The keys for abnormally high-pressured gas
reservoirs and the exploration targets were studied．There were 6abnormally high-pressured gas reservoirs in Kuqa
area ，5of which were late-charged while only the Yinan2gas reservoir was self-sourced．The main accumulation period was from the Late Miocene to the Early Pliocene．Anticlines were controlled by a group of overstep reverse faults．Natural gas charged into gas-bearing structures directionally due to the structural compression since Pleisto-cene．Self-sourced high pressure and transitional high pressure together formed abnormally high pressure．The
deep Paleogene gas reservoir in the Kekeya anticline of Yecheng Sag ，namely ，the Kalata ’er gas reservoir ，accu-mulated in Miocene and adjusted with stratigraphic folding in Pliocene －Early Pleistocene ，which was an abnor-mally high-pressured gas reservoir of late-adjustment type．The shallow Miocene gas reservoir in the Kekeya anti-cline was late-charged ，with both the source beds （the Carbono －Permian and Jurassic ）and the deep Paleogene
gas reservoir supporting gases ，which should be a later secondary-generated accumulation．Key words ：abnormally high-pressured gas reservoir ；contributing factor of abnormally high pressure ；distribution
of abnormally high pressure ；accumulation mechanism ；accumulation period ；foreland depression ；Tarim Basin
1塔里木盆地异常高压封存箱概述
本文采用的异常高压的标准是：压力系数0．9
1．2为常压地层（油气藏），压力系数大于1．2为异
常高压地层（油气藏），压力系数大于1．8时也称
超高压地层（油气藏）［1］
。
塔里木盆地的异常高压气藏不但数量多，分布广，而且储量巨大，主要见于北缘的库车坳陷（南
收稿日期：2012－09－07；修订日期：2013－06－04。
作者简介：吴根耀（1946—），男，博士，研究员（博士生导师），从事区域大地构造和“盆”“山”耦合研究。E-
mail ：wugenyao@mail．iggcas．ac．cn 。第35卷第4期2013年7月
石油实验地质
PETROLEUM GEOLOGY ＆EXPERIMENT
Vol．35，No．4Jul．，2013
天山新生代崛起时的山前坳陷）及南缘的叶城凹陷（西昆仑山新生代崛起时的山前坳陷），是本文的讨论重点。与叶城凹陷同属西南坳陷的喀什凹陷则是受南（西昆仑山）、北（南天山）两侧的新生代前陆褶皱冲断带共同控制发育的前陆盆地，也有异常高压发育。克拉通内部已发现吉拉克凝析气藏为异常高压（压力系数1．37）；塔中6凝析气藏的压力系数为1．2。
吉拉克凝析气田位于塔北隆起的轮南低凸起南部，紧邻解放渠东油气田。后者在三叠系中已发现4个油藏：TⅠ1油藏、TⅠ2油藏、TⅡ主力油藏和TⅢ底水块状油藏，但在吉拉克背斜上只发育TⅡ油组一个底水不规则油环凝析气藏［2］。下伏石炭系Ⅲ油组（东河砂岩）中见一个受岩性—构造控制的边水异常高压凝析气藏即吉拉克气藏，其盖层（石炭系下泥岩段的泥岩）和下伏层（志留系泥岩—泥质粉砂岩）的封堵性都较好。成藏期是库车组（N2k）沉积的中—晚期，此时烃源岩（奥陶系）埋深约5000 6000m，处于异常高压状态［2］。即：由于石炭系下泥岩段封堵层的分隔，东河砂岩及下伏地层与三叠系分属不同的压力系统，后者为常压。因油气向上运移造成泄压，现塔里木所有钻井都未在奥陶系中发现异常高压，轮南地区200余口钻井的奥陶系的压力系数平均值为1．108，有4口井的压力系数小于1．0［3］。
塔中6凝析气田位于塔中低隆中央断垒带东端的塔中6构造上，为构造—地层复合圈闭。目的层为石炭系东河砂岩，超覆在奥陶系碳酸盐岩潜山之上，异常高压的成因应与吉拉克气藏相似（以石炭系下泥岩段中的泥岩为封堵层），因泄压，现已为常压气藏。
根据上述，可在塔里木盆地内识别出4个异常
高压封存箱［4］（图1）。从形成时间上可分成2类
。
图1塔里木盆地的4个异常高压封存箱Ⅰ．库车坳陷封存箱；Ⅱ．塔北隆起封存箱；Ⅲ．塔中低隆封存箱；Ⅳ．塔西南坳陷封存箱Fig．1Four abnormally high-pressured compartments in Tarim Basin 库车坳陷和塔西南坳陷现今仍处于挤压应力场中且油气充注仍在进行（详见下述），属正在形成发育的异常高压；塔北隆起和塔中低隆则是地史期间发育的异常高压。
2库车坳陷
2．1区域演化概述
库车坳陷位于塔里木盆地北缘、南天山山前地区，属南天山新生代陆内造山带（前陆褶皱冲断带）的东段，与南天山造山带的演化密切相关。南天山洋的洋壳在新元古代已经出现，经多期消减后在二叠纪末—三叠纪初闭合［5］，塔里木板块与伊犁地块（因中天山岛弧的镶边其面积已明显扩大）碰撞。库车地区三叠纪成为磨拉石盆地；塔北隆起区构成库车前陆盆地的前隆，并随盆地的扩展而向南退缩（故北部有三叠系沉积）。侏罗纪时，中国西北和中亚地区为同一个陆相大盆地［6］。库车地区侏罗系发育完好，塔北隆起除轮台等少数地区外也有侏罗系沉积。早白垩世库车地区与塔北隆起、北部坳陷及塔中低隆同属一个沉积盆地［5］；晚白垩世隆起，大盆地解体。古近纪库车地区重又接受沉积，称库姆格列木群（E1－2km）。
现今库车坳陷与南天山的盆—山构造格局是古近纪晚期即苏维依组（E2－3s）沉积时开始出现的。两次强烈的冲断分别发生在中新世和早更新世，前陆磨拉石盆地迅速向南扩大；库车组（N2k）沉积期是构造相对平静的坳陷发育期［7－8］。野外常见早更新世西域组遭受改造（构成向斜核部，因冲断而重复出露等），反映挤压活动持续到中—晚更新世乃至全新世［8］。现存的构造面貌是：库车坳陷西以近北西向的喀拉玉尔衮断裂（右行走滑变换带）为界，东延止于库尔勒鼻状凸起，呈向东收敛的三角形。据变形特征自北向南可分为：基底冲断带（北部单斜带）、箱状背斜褶皱冲断带、梳状背斜褶皱冲断带（石油地质称克拉苏—依奇克里克构造带和秋里塔格构造带）和挠曲褶皱带［7］（构造单元和油气藏分布可参阅文献［9］的图2）。2．2异常高压分布和层位
周兴熙最早对库车坳陷的异常高压分布作了系统研究，平面上据地层压力分为3个带（北部的Ⅲ带为异常高压带），并总结了克拉苏、牙哈和大宛齐3种成藏模式［10］。
库车及南邻地区平面上可分为3个成藏系统：北部（基底冲断带）和南部为常压成藏系统，而中部的冲断带为常压—异常高压成藏系统。已发现
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253
·石油实验地质第35卷
的6个异常高压气藏（克拉2、克拉3、大北1、迪那2、依南2和吐孜1，位置见文献［9］的图2，相关的地震剖面见文献［11］的图3），除迪那2外均位于克拉苏—依奇克里克构造带内。迪那2气藏的构造位置是依奇克里克构造带与东秋里塔格构造带之间的向斜，常称迪那构造带，实际上是隐伏的东秋（里塔格）背斜的北翼［8］。即：异常高压见于克（拉苏）—依（奇克里克）构造带和秋里塔格构造带，异常高压发育区的南界与冲断带的南界基本一致（最西部在冲断带的南界以南［9］）。
库车坳陷中部冲断带常压—异常高压成藏系统，浅部是常压，深部是异常高压；异常高压地层位于膏盐层之下（膏盐层是异常高压得以封存的封堵层）。库车坳陷的膏盐层主要见于2个层位：古近系库姆格列木群（E1－2km）的下部和中新统吉迪克组中—上部。库姆格列木群膏盐层主要分布在坳陷西部，尤在拜城以西发育较好；最厚的地区，一是大宛齐以西的大宛齐盐构造，呈一东西向展布的短轴背斜，膏盐层最大厚度可逾4000m；二是西秋里塔格构造带，膏盐层最大厚度可逾1500m，呈北东东走向的线形背斜。吉迪克组的膏盐层主要分布在库车坳陷东部，其最厚处（大于1500m）在库车以北，向北东东可延至依奇克里克［7，12］。
对库车坳陷的盐下地层，据地层压力和运移方式可区分出3种情况。
（1）三叠—侏罗系烃源岩厚度大，有机质丰度高，热演化程度也较高，在三叠—侏罗系的合适圈闭内主要形成气藏（也有少量油藏），在其上有膏盐层作为封堵层的情况下即成为异常高压气藏，如坳陷东部的依南2气藏。其最大特点是自源的，即：烃源岩与储集层都是三叠—侏罗系且都是异常高压地层。
（2）源自三叠—侏罗系烃源岩的油气经盐下断裂运移到上覆储层内的合适圈闭中成藏，故它是近源的，在其上有膏盐层封堵时即成为异常高压气藏。在库车坳陷西部，封堵层是库姆格列木群膏盐岩段，储层是白垩系、库姆格列木群底砂岩段及膏盐层内的砂岩或白云岩夹层，已发现3个异常高压气藏：克拉2（储层为白垩—古近系）、克拉3（储层为古近系）和大北1（储层为白垩系）。库车坳陷东部，封堵层是中新统吉迪克组膏泥岩，储层主要是古近系（苏维依组和库姆格列木群），还有膏泥岩层之下的吉迪克组，已发现2个异常高压气藏：迪那2和吐孜1。迪那2气藏分2个井区：迪那2井区的气层主要分布在苏维依组第一、二、三岩性段及库姆格列木群第二岩性段，迪那1井区气层仅见于苏维依组第一岩性段。
（3）在膏盐层不发育或发育甚差不能起封堵层作用的情况下，三叠—侏罗系烃源岩中的油气可在合适的圈闭中形成常压的油气藏，如库车坳陷东部侏罗系中的依奇克里克油田。它与依南2气藏的共同点在于都是自源的，不同的是异常高压未能封存至今（因没有封堵层而释放了）。库车坳陷西部的大宛齐油田也是一个常压油田，但属盐上的（浅部）成藏系统，由新近系中的砂岩层和泥岩层构成储层和盖层（烃源岩仍为三叠—侏罗系，属近源的油藏）。
2．3异常高压成因探讨
2．3．1构造挤压
这是为众多塔里木研究者普遍接受的异常高压成因之一。如认为构造挤压对异常高压的贡献达63% 73%［13］，克拉2气藏的异常高压地层中约50 MPa的压力由构造应力引起［14］；晚喜马拉雅期强烈的构造挤压是异常高压形成的主要原因［15］；等等。
库车坳陷深部的异常高压具以下2个特点。一是只要有区域性的膏盐层（封堵层）发育，其下就有异常高压发育。如：克拉1井的白垩—古近系中并无气藏发现，压力系数为1．70，压力梯度达18．7kPa/m；依南2井三叠系和石炭系中也无气藏发现，压力系数为1．78；吐格尔明地区吐深1井的上三叠统和文3井的下侏罗统，压力系数分别为1．25和1．30。二是随构造挤压应力向南逐渐减弱，异常高压的发育有北强南弱之势。在靠近南天山的克（拉苏）—依（奇克里克）构造带异常压力值最高，压力系数大于2．0，向南至挠曲褶皱带中—东部和塔北隆起为正常压力值。相应地，异常高压出现的深度自北向南变大：在克—依构造带，3000m 深即见异常高压；其南的羊塔克构造带和喀拉玉尔衮构造带因叠加有喀拉玉尔衮断裂斜冲走滑的挤压作用，也有异常高压发育，深度大于4500m，压力系数1．5左右［2］。
强烈的构造挤压应力使岩石破碎，裂缝特别发育，从而改善了岩石的储集性能。如克—依构造带尤其是其东部的依南—迪那地区，岩性和薄片观察都表明该地的阿合组（J1a）和阳霞组（J1y）几乎无原生孔隙保留，但裂缝十分发育，故仍能成为有效储层。此外，挤压应力使盐下地层内发育大量的逆冲断层，因其向上不切穿膏盐层而成为有效的油气运移通道，为异常高压产生的另一个原因即天然气充注提供了条件。
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353
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第4期吴根耀，等．塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
2．3．2
天然气充注
库车坳陷盐下地层中的醒目现象是：常压地层内只发育油藏（如依奇克里克油田），异常高压地层内则为气藏。气藏的明显特点是：有天然气储集的储层其异常高压值大于没有天然气聚集的相应地层，大气田的异常压力值比中小型气田的异常压力值高。克拉2和迪那2是最大的2个气田，压力系数最高（1．95 2．20），已属超高压气藏；依南2气藏的压力系数也高达1．84 1．85。这除了与气藏的圈闭条件良好、压力泄漏较小有关外，还与天然气的充注有关。在同一个异常高压气藏中，气层的压力系数高于非气层（如克拉2气藏和依南2气藏），气藏顶部的压力值高于下部的压力值（即气藏中压力系数自下而上逐渐增大，气藏顶部压力系数最高，如克拉2气藏，图2）。这为异常高压的天然气充注成因提供了直接证据。
库车坳陷异常高压形成的原因，除构造挤压外还有天然气充注，即：储层（白垩系和盐下新生界）中的异常高压是自源型高压和传导型高压（尽管是近源的）两者的叠合。在构造挤压越强烈的地区，断裂和裂缝越发育，充气强度越大，异常高压值相应地也越高。这一论断还可得到以下2个证据的进一步证实。一是这些异常高压气藏其实并不是绝对封闭的（如克拉2气田北缘发育切穿膏盐层的断层，天然气沿断层泄漏至浅部地层内
［10］
），只是因为充注的
天然气量大于或等于泄漏散失的天然气量，
这些气图2
库车坳陷克拉2气田压力系数与深度关系
［16］
Fig．2Pressure coefficient vs．burial depth
in Kela2gas field ，Kuqa Depression
藏才具开发价值且仍能保持异常高压的状态。二是
最近在秋里塔格构造带发现的却勒1常压油藏，位于上述的库车中部的冲断带常压—异常高压成藏系
统中，
且位于库姆格列木群膏盐层之下，应该发育异常高压，但其压力系数仅1．14。究其原因，首先是该区远离南天山，挤压应力相对较弱，盐下层中断层发育较差，由之引起的第二个原因是没有大量天然气的充注，故未能形成异常高压的气藏。2．3．3
沉积物的欠压实
对这一成因尚有不同认识。部分人［13，17－19］
认
为库车坳陷异常高压的产生与沉积物的欠压实并无明显联系。（1）克拉2气田白垩—古近系储层的成岩演化目前已达晚成岩阶段A 期，说明异常高压即使是由沉积物的早期欠压实形成的，这样的异常高压也早已消失，现今并不存在欠压实。（2）异常高压地层的储层物性普遍较差，表征储层既经历了较充分的压实作用，又在成岩阶段内部流体的流动比较活跃，流体可以自由进出，说明不存在异常高压。（3）砂体的宏观展布上具有砂岩层厚度大、分布广和延伸远的特点，自身的连通性甚好，很难被封隔起来产生欠压实作用。（4）欠压实产生异常高压多见于快速沉降、快速堆积的环境，沉积速率在50m /Ma 以上。克—依构造带的异常高压地层在三叠纪、侏罗纪、白垩纪和古近纪的沉积速率仅10 40m /Ma 。（5）晚喜马拉雅期强烈的构造运动必将对早期形成的沉积成岩型异常高压产生强烈的改造和破坏作用。如果早期因欠压实形成的异常高压能被保存下来且在后期的构造挤压作用中得以增强，则原来的压力系统越高越不利于油气的注入和成藏。但事实恰恰相反，压力系数最高的克拉2气田是该区迄今发现的储量最大的气田。
王震亮等［20］
则提出了截然不同的见解，认为克拉2气田的深部地层存在欠压实造成的异常高
压。（1）深埋的巴什基奇克组（K 1bs ）砂岩中存在
大量的剩余原生粒间孔，
证实有欠压实作用存在。（2）克拉201井全井段的深侧向电阻率和声波时
差曲线均证实2200m 深度以下的泥岩处于欠压实状态，其中以库姆格列木群欠压实的幅度最大，苏维依组和巴什基奇克组欠压实的幅度次之（文献［20］的图5）。欠压实带与异常高压发育的层位相对应，说明欠压实作用在异常高压的形成中起着重要作用。（3）通过对气田内泥岩过剩压力的计
算并与相邻砂岩进行对比（文献［20］的图6），发现克拉2井由欠压实作用引起的泥岩过剩压力一般为
5 8MPa ，占相邻砂岩过剩压力的15% 26%；克拉
·453·石油实验地质第35卷
201井由欠压实作用引起的泥岩过剩压力既有12 19 MPa的较高异常高压，也有4 10MPa的较低异常高压，它们分别占相邻砂岩过剩压力的40% 55%和15% 30%［20］。张立宽等［21］通过流体包裹体测试求取其形成时的古压力，表明白垩—古近系储层沉积型的异常高压发育在库车组沉积期达到高峰，之后因隆起剥蚀发生泄压，更新世起因构造挤压型异常高压的发育而储层的压力值再次升高（文献［20］的图4）。
本文认为康村组（N1－2k）沉积期储层已被深埋，因挤压和欠压实作用而出现异常高压，库车组沉积期末（最大埋深期）异常高压出现峰值，形成封闭体系，天然气的快速充注有利于原生孔隙保存。早更新世因冲断挤压，原盆地北部地区隆起剥蚀（剥蚀量可逾2000m［21］），异常高压部分地得到释放；之后的挤压作用和天然气充注使曾经泄压的储层压力再次升高。
2．3．4关于构造抬升
南天山山前地区冲断层和背斜均十分发育，尤其是早更新世以来的冲断和褶皱，使库车坳陷内的地层在遭受改造的同时也发生了抬升，因而曾认为构造抬升是库车坳陷异常高压发育的一个原因［17，22］。有人则认为构造抬升倾向于产生异常低压而不是出现异常高压［23－24］。
库车地区更新世的构造挤压、冲断褶皱与天然气充注同步发生，这一动态演化过程延续至全新世，现测到的异常高压不是被封存下来的古压力。赵靖舟等［16］的包裹体测温资料表明：克—依构造带的白垩系和侏罗系储气层都经历过较高的古地温阶段，因库车组沉积后的构造抬升发生了较大幅度的降温，其中，克拉2气层的降温幅度约为70?，依南2气层降温约30?。大幅度的降温使孔隙中流体的体积缩小，孔隙体积相应增大；抬升导致的剥蚀使负载降低，孔隙体积发生反弹，故构造抬升和降温必然伴随降压，不是压力升高。
2．4成藏模式与成藏期
位于克（拉苏）—依（奇克里克）构造带内的5个异常高压气藏，除依南2为自源型气藏（源岩层和储集层都为三叠—侏罗系）外，其它4个气藏有相似的成藏特点，前人研究常以克拉2气藏为例加以剖析［25］。本文从动态演化的角度出发，重点讨论运移通道和储气构造的形成、2期变形的主要特征和后期变形对前期变形的可能改造，进而总结克拉2气藏的成藏模式。
苏维依组已属磨拉石建造，但分布较为局限。吉迪克组（N1j）沉积时冲断活动第一次达到高潮，磨拉石盆地迅速向南扩展到秋里塔格地区，但因早更新世秋里塔格山脉的形成，原磨拉石盆地（常称拜城凹陷）的面积已大大缩小（图3a）。康村组沉积仍为磨拉石建造，需强调以下3点认识：（1）康村组沉积期沉积物已得到深埋，兼之处于挤压的构造应力场中，深部地层有异常高压发育。（2）可能在吉迪克组沉积期末盆地的沉积地层已发生向南的冲断。康村组沉积时，因南天山冲起的强度和速度明显减小，其产生的向南的推挤应力已明显变弱；相应地，塔北隆起作为一个前隆对冲断的阻挡作用增强，因而康村组沉积期盆内沉积物发生的冲断，很可能是向北扩展的，新的逆冲断层（F2）位于老的逆冲断层（F1）以北，构成后展式（或称上叠式）扩展的逆冲断裂系［8］。（3）冲断层的发育使原水平的盆内沉积发生向南的倾斜，且这些冲断层向上延伸都未能切穿古近系库姆格列木群膏盐层（图3b，c）。
后展式逆冲断层的进一步发育，一是在其上盘出现次级的背冲断裂，二是断裂切穿库姆格列木群而通达当时的地表，成为康村组沉积的生长断层（在康村组沉积晚期停止活动，故未切穿康村组）。穿层断裂和背冲断裂控制了在穿层断裂的下盘出现一个背斜（圈闭油气的空间），夹持在逆冲断层之间的地层也可能因牵引作用而发育背斜（图3d）。
图3所示的库车冲断带早期挤压变形的模式具普遍性，只是组成后展式逆冲断裂系的断层发育的条数随地而异，也可能未见背冲断裂出现。该组逆冲断层控制的背斜或断背斜成为油气的储集空间；断裂则沟通了烃源岩与储集层，来自三叠—侏罗系的天然气可通过断裂运移到储层的背斜构造中圈闭成藏，因而中新世晚期—上新世早期（康村组沉积期）是库车坳陷的主要成藏期。库车组沉积期是构造的平静期，尽管没有新的冲断层形成，原康村组沉积期形成的冲断层也不活动，但只要这些断层不封闭，天然气的运移和成藏过程仍可进行。
早更新世开始的强烈冲断活动（以西域组砾岩为磨拉石）使前陆褶皱冲断带再次向南扩展，它对已形成的气藏造成2方面的效果。一方面，隆升剥蚀和降温导致地层的压力值降低，原储油（气）构造可能遭到该期冲断破坏。西段的克拉苏构造带由于膏盐层厚度大，盐上地层内更新世的冲断层尽管已切入膏盐层，但并未与盐下断裂沟通，膏盐层仍是有效的油气盖层和异常高压封堵层。东段的依奇克里克构造带膏盐层厚度小且层位高，盐上
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第4期吴根耀，等．塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
图3库车坳陷康村组沉积期断裂发育与克拉2气藏成藏模式
图中的K1仅指下白垩统亚格列木组和舒善河组，E仅指库姆格列木群膏盐岩之上的砂泥岩，其它地层代号见正文
Fig．3Late Miocene－Early Pliocene fault development and accumulation model for Kela2gas reservoir in Kuqa Depression
地层与盐下地层中的断层有可能沟通（或盐下地层中的断层可通达地表，参阅杨海军等［11］的图3），使异常高压发生释放（泄压）。换言之，早期变形形成的气藏免遭晚期变形破坏而得以保存的情况，东段逊于西段。另一方面，强烈的挤压作用可能使原已形成的背斜进一步发育，褶皱的幅度增高，从而使储集空间变大；该期冲断活动还使康村组沉积期形成的断层重新活动，一度封闭过的冲断层可能重又开放，成为天然气向上运移的通道，这将使原异常高压气藏的压力值进一步升高。克拉2气藏中第二方面的作用显然强于第一方面的作用；早更新世开始的构造挤压和天然气充注造成异常高压的作用持续至今，使之成为超高压气藏。
迪那2气藏尽管构造位置和储集层位不同于克拉2气藏，但地震剖面［11］揭示：控制储气构造（背斜）发育的冲断层向上延伸时，或收敛于吉迪克组中的膏盐层，或切入康村组但未能切穿康村组，说明它们形成于康村组沉积期，且其构造样式与区域上该期变形（图3）的面貌十分一致，说明克拉2气藏的成藏模式适用于迪那2气藏。略有不同的是：控制迪那2气藏的南、北两侧的逆断层（南称东秋里塔格断裂，北称迪北断裂，两者均向北倾，伴有向南陡倾的背冲断层）的倾角较小（图4），主控断层（东秋里塔格断裂）向上延伸成为一条近水平的、大致沿T5界面（康村组底面）
发育的图4迪那2气田过迪那22井的南北向地震叠加偏移剖面
608线，转引自吴根耀等［8］。
T6．吉迪克组（N1j）底面；T8．库姆格列木群（E1－2km）底面
Fig．4No．608seismic profile crossing
well Dina22，Dina2gas feld
层间滑动断层（图4中的F2）。由于F2的作用，浅部地层（康村组及上覆库车组）已发生了向南的推移，故该气藏位于的迪那构造带实为隐伏的东秋（里塔格）背斜的北翼［8］。
3叶城凹陷
塔里木盆地的西南坳陷也是一个新生代的陆内前陆盆地，主要包括2个凹陷：喀什凹陷和叶城凹陷；后者的发育与西昆仑洋盆的演化和西昆仑山新生代的崛起密切相关。
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·石油实验地质第35卷
3．1区域演化概述
西昆仑洋盆在新元古代即已形成。（440．5?4．6）Ma和（447?7）Ma的锆石U－Pb年龄［26］表明，洋壳在奥陶纪末开始消减并延续到志留纪，形成库地—苏巴什蛇绿岩带；二叠纪开始洋壳再次消减，形成麻扎—康西瓦蛇绿岩带，230 244Ma的闪长岩脉和花岗岩脉［27］表明，洋盆在中三叠世最后闭合。洋壳向北消减，洋盆和与消减有关的岛弧带则向南后退［28］，故该地发育弧后前陆盆地（不同于库车地区三叠纪的大陆周缘前陆盆地）。侏罗系为磨拉石建造。早白垩世，由于印度河—雅鲁藏布洋发生大规模消减［29］，导致西昆仑山崛起并在山前形成冲积扇—扇三角洲相沉积［30］，它们在西昆仑山前呈裙带状分布。此时铁克里克推覆体向北逆冲，控制了叶城—和田一线的前陆冲断带和磨拉石盆地发育［31］，沉积了克孜勒苏群。
塔西南地区的上白垩统为海相，称英吉沙群，呈一北西走向的袋状海湾。海侵来自其西的新特提斯海域，因而总体上呈西深东浅之势［32］。古近纪仍有海相地层发育。阿尔塔什组（E1a）为潟湖相的膏盐岩、红色膏泥岩和白云质灰岩，齐姆根组（E
1－2
q）为膏泥岩。这套膏泥岩时代上与库车坳陷的库姆格列木群大致相当，两者的不同之处，除塔西南地区的是浅海相沉积外，还在于它不是异常高压的封堵层。阿尔塔什组膏盐（泥）层主要起了2方面的作用：与下伏的下白垩统克孜勒苏群构成储盖组合，在新近纪的冲断活动中成为层间滑脱面。卡拉塔尔组（E2k）是以牡蛎灰岩为主的碳酸盐岩，与上覆泥岩构成另一套储盖组合。更上的古近纪沉积称乌拉根组（E2w）和巴什布拉克组（E3b），后者是一套区域上稳定分布的厚大泥岩层。除铁克里克北缘断裂渐新世活动外，古近纪尚未形成帕米尔—西昆仑山前褶皱冲断带。
新近系发育甚好，自下而上称乌恰群（N1wq）或西河甫组（N1x）、阿图什组（N2a）、（上新统上部—）下更新统西域组、中更新统乌苏群、上更新统新疆群和全新统。乌恰群为细粒砂岩和泥岩，物源区较远，当时昆仑山地势起伏不大；阿图什组见砾岩，表明昆仑山开始规模隆升并在西域组沉积期进一步加强［33］。冲断作用始自上新世早期，自南（西）向北（东）前展式地扩展，控制3排背斜带发育（可参阅文献［34］的图1）。其发育规律是：自山前向着麦盖提斜坡方向，形成的时间变新，褶皱的强度变弱，即：属山前第Ⅰ排背斜带的甫沙背斜形成于上新世早期，属第Ⅱ排背斜带的柯克亚背斜形成于上新世晚期，属第Ⅲ排背斜带的固满背斜形成于早更新世［34］。在乌帕尔断层的背负盆地中发育2个重要的不整合面：西域组与下伏中—上新统之间；全新统与下伏地层之间［35］。更新统见生长地层［36］，说明帕米尔—西昆仑山前褶皱冲断带更新世内一直在活动，至更新世它才向北扩展至喀什地区形成喀什背斜。
3．2分段及与库车地区的对比
将帕米尔—西昆仑新生代山前褶皱冲断带与南天山新生代山前褶皱冲断带作一比较研究有利于更深入认识前者的运动学特征及与之耦合发育的前陆盆地面貌。南天山的山前褶皱冲断带呈向北凸出的弧形，自西向东可分为4段：喀什段、柯坪段、乌什段和库车段［7，11］。帕米尔—西昆仑的山前褶皱冲断带呈北西西向—北北西向—北西西向的反S形，自西向东也可分为4段：乌帕尔段、苏盖特—齐姆根段、柯克亚段和和田段（图5）。其中，乌帕尔段与南天山山前褶皱冲断带的喀什段共同控制了喀什凹陷的发育；其他3段各有自己的特点。
苏盖特—齐姆根段呈北北西走向，是挤压—走滑段，发生的是兼有右行走滑的斜冲，可理解为是帕米尔—西昆仑山前的2个北西西向的冲断层带（即乌帕尔段与柯克亚段）之间的构造变换带。相应地，齐姆根地区的褶皱冲断带宽度较窄，山前只发育2排背斜带，分别形成于上新世中—晚期和更新世［34］。苏盖特地区发育3排背斜带，背斜的走向变化较大。
柯克亚段的特征是发育向北倾的柯克亚—桑株反冲断层（图5），东起桑株北，呈北西西向延至柯克亚后折向北西，长约170km。西昆仑山前深部的石炭—二叠系沿古近系底部膏盐（泥）岩向北主动楔入时，由于上覆新生界向北滑动的速率相对较小，因而沿中新统与古近系之间的层间滑脱面发生被动反冲（向南冲），并冲出地表构成三角带构造的顶板断裂。
和田段的南界铁克里克北缘断裂是一条活动性较强的断裂，它在晚加里东期—早海西期形成，燕山期（侏罗—白垩纪）发生过强烈冲断，因而在渐新世即已开始活动［37］，反映了帕米尔—西昆仑新生代山前褶皱冲断带发育时间随地而异。铁克里克北缘断裂的逆冲活动在上新世末达到高峰，并可延续到早更新世。和田断裂可看作它的分支断裂，因它倾角缓且向下延伸收敛于古近系底部的膏盐（泥）岩层，故控制了和田逆冲推覆体发育。从中可发现：帕米尔—西昆仑山前褶皱冲断带相对南
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第4期吴根耀，等．塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
图5帕米尔—西昆仑新生代山前褶皱冲断带的分段和主要断裂构造单元名称：Ⅰ．帕米尔—西昆仑山前褶皱冲断带：Ⅰ1．乌帕尔段；Ⅰ2．苏盖特—齐姆根段；Ⅰ3．柯克亚段；
Ⅰ4．和田段（推覆构造）；Ⅱ．塔西南坳陷：Ⅱ1．喀什凹陷；Ⅱ2．叶城凹陷；Ⅱ3．麦盖提斜坡；Ⅲ．巴楚断隆；
断裂名称：F1．帕米尔北缘；F2．乌帕尔；F3．库尔干；F4．库斯拉甫；F5．柯克亚—桑株；F6．铁克里克北缘；
F7．和田；F8—F12为巴楚断隆南界［38］：F8．康塔库木；F9．海米—罗斯塔格；F10．乌山；F11．古董山；F12．玛扎塔格；
背斜构造名称：（1）苏盖特；（2）英吉沙；（3）阿克陶；（4）齐姆根；（5）棋北；（6）甫沙；（7）柯克亚；（8）固满—合什塔格；
（9）皮亚曼；（10）和田南，（11）固满北；（12）捷得—帕星，（13）布瓦什；（14）玛（扎塔格）南；（15）群苦恰克；
油气藏名称：A．柯克亚；B．巴什托普；C．和田河
Fig．5Segmentation and main faults of Pamir－West Kunlun foreland fold-and-thrust belt
天山而言的一个特点是逆冲断层的倾角普遍较小。
叶城地区除逆冲断层的倾角较小、形成推覆构造外，与库车地区相比还有其它的不同。
（1）为调节不同区段的挤压变形量，冲断带常伴有与之正（斜）交的走滑断裂发育，称构造变换带。南天山的构造变换带近北西向［7］，以喀拉玉尔衮断裂为代表；在帕米尔—西昆仑前陆褶皱冲断带，构造变换带近北东向，如作为乌帕尔段与苏盖特—齐姆根段的分界断裂的库尔干断裂，此外还有依格孜牙断裂、吐孜拉普河断裂、桑株河西断裂和阿其克断裂。这可能与塔南地块的基底构造为北东向有关［39］，在新生代强烈的构造事件中基底构造活化且发展壮大，构成苏盖特—齐姆根段的右行走滑—斜冲断裂（库斯拉甫断裂）的共轭剪切带。
（2）塔西南地区古近系底部的阿尔塔什组膏盐（泥）层一般厚逾60m（最厚可达200m），尽管厚度逊于库车地区的膏盐层，仍是重要的层间滑脱面。中—下寒武统的膏盐岩分布广且厚度巨大，成为区域上的另一层间滑脱面。该区古生界—中生界的变形被限制在这2层膏盐层之间，断裂向下延伸和向上延伸均收敛于层间滑脱面，故双冲构造及三角带构造十分常见。
（3）塔西南地区渐新世开始、新近纪内发生的逆冲活动是一个连续的递进变形过程，不像库车地区那样可明显地分为2期；逆冲活动主要发生在上新世—早更新世（上新世晚期为逆冲高峰期），时代上较库车坳陷的主冲断期（中新世—上新世早期，也即主成藏期）年轻。相应地，作为储气构造的背斜形成于上新世晚期和早更新世，也较库车坳陷的年轻。
3．3异常高压分布和层位
钻探已揭示西昆仑山前的第Ⅰ排背斜带（甫沙构造带，苏盖特构造带）从上至下的地层均为正常压力，这与库车坳陷相似，即山前地区因断裂密集且切割深度大，异常高压不易得到保存。钻井已在第Ⅱ排背斜带的柯克亚背斜和英吉沙背斜发现其深层存在异常高压；第Ⅲ排背斜带因相对宽缓，地层的埋藏和保存情况好于第Ⅱ排背斜带，也应有异常高压发育。
柯克亚背斜上已发现柯克亚凝析油气田，储层有2套：中新统西河甫组和古近系。前者可分为10个砂岩段，分别赋存有X
3
，X1
4
，X2
4
，X2
5
，X1
7
，X2
7
，X
8和X9等8个油气藏。西河甫组明显表现出自上至下压力升高的规律，即：第三砂岩段（柯克亚X3气藏）压力系数1．01，显然属常压气藏；第四—五砂岩段（X1
4
和X2
4
－X2
5
气藏）压力系数1．17 1．23，
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在常压气藏与异常高压气藏的过渡区；第七砂岩段
的情况相同，
X 17和X 2
7气藏的压力系数1．18 1．23。第八砂岩段（X 8气藏）因连续性差，兼之有大
套泥岩与第七砂岩段相隔，压力系数1．37 1．46，已是异常高压气藏。再往下，西九段、西十段和巴什布拉克组（E 3b ）为近千米厚的泥岩，是良好的封堵层，故其下的乌拉根组（E 2w ）和卡拉塔尔组（E 2k ，碳酸盐岩储集层，卡拉塔尔气藏）的压力系
数高达1．82 2．0［3］，发育超高压气藏。
英吉沙背斜上钻遇古近系含气地层的英科1
井也揭示了同样的情况：自上而下地层压力升高（图6）。钻井底部的齐姆根组（E 1－2q ）和乌拉根组（E 2w ）封堵性好，压力系数可高达1．8 2．2；上覆的巴什布拉克组（E 3b ）、克孜洛依组（N 1k ）和安居安组（N 1a ）因压力释放，压力值明显降低，但压力系数仍大于1．4。帕卡布拉克组（N 1p ）为厚1000 1500m 的膏泥岩、泥岩和粉砂质泥岩，既是油气的盖层（安居安组是储层），又是异常高压的封堵层，压力系数上升至大于1．8。阿图什组（N 2a ）下部为厚度巨大的泥岩层，压力系数也高达1．8；该组中部（井深约3000m 以上）也为异常高压地层，仅上部地层（井深约800m 以上）为正常压力。
综上所述，可发现塔西南地区异常高压的发育有不同于库车坳陷的若干特点。
（1）
异常高压地层图6叶城凹陷英吉沙背斜英科1井地层压力剖面
［16］
Fig．6
Stratigraphic pressure column of well Yingke1
in Yingjisha anticline ，Yecheng Sag
的层位高（上新统中部），异常高压地层顶面的埋深
浅。这可能与上新世以来西昆仑山的强烈隆起、山前地区的急剧沉降和快速充填有关（现今埋藏较浅是后期剥蚀的结果）。（2）剖面上地层压力的结构较为复杂。在柯克亚背斜，地层压力自下而上表现为超高压、异常高压、常压—异常高压过渡带和常压的“四层楼”结构。英吉沙背斜的常压－异常高压过渡带不明显，地层压力自下而上表现为超高压、异常高压、超高压、异常高压和常压的“五层楼”结构。实际生产中已把该区的异常高压—超高压气藏（地层）分为深部的（古近系）和浅部的（新近系）。（3）没有一套区域上稳定发育、厚度巨大的膏盐层作为异常高压的封堵层（因而膏盐层上、下有明显不同压力值），异常高压是因分布相对局限的厚大泥岩层才得以封存的。换言之，如果把叶城凹陷视作一个异常高压封存箱的话，平面上它由若干个次级的封存箱构成，故尽管其面积大于库车坳陷，现存深部异常高压地层的分布范围却小于库车坳陷，目前在深部也只发现一个异常高压气藏即柯克亚的卡拉塔尔气藏。（4）就异常高压成因而言，西昆仑山前地区沉积速率巨大（新近系可厚达万米），除构造挤压外，沉积物的快速深埋而欠压实是一个显而易见的原因。深部异常高压流体（油气）的充注对浅部的中新—上新统中异常高压的形成也有贡献，故也属自源型高压和传导型高压（尽管是近源的）的叠加。它与库车坳陷的不同在于：塔西南的中新—上新统内的压力往下升高，
后者（如克拉2气藏等）是天然气通过断层向储气构造内定向地充气，因而气藏内的压力自下而上升高。3．4成藏模式和成藏期
塔西南坳陷有2套主力烃源岩：一是石炭—二叠系海相深色生物灰岩和泥灰岩，二是中—下侏罗统的暗色泥岩和碳质页岩。石炭—二叠系烃源岩处于高成熟—过成熟阶段，以生气为主；中—下侏罗统源岩在某些地区已达过成熟阶段，
以生气为主，在某些地区处于成熟阶段，以生油为主［40］
。前文已提及深部的为白垩系—古近系底部的储盖组合和古近系卡拉塔尔组储盖组合；浅部则由中新统的砂岩与其上的泥岩构成储盖组合。区域上重大的逆冲活动有2期，早期为侏罗纪—早白垩世，该期逆冲活动中发育的断层为油气运移到白垩系中提供了通道；晚白垩世—古近纪是构造平静期，上
新世开始第二期重大的逆冲活动。
采自柯深1井6341m 井段古近系灰岩中油气包裹体的测温结果表明：当时的深度为1
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953·第4期吴根耀，等．塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
003m。据埋藏史及古地温史恢复求得油气初次充注的时间是中新世早期，当时石炭—二叠系正处于生油高峰时期，侏罗系生油岩尚未进入生油窗［41］。采自柯深1井6341．4m井段古近系灰岩中的油气包裹体则指示油气充注时间为中新世中期［41］。由于铁克里克北缘断裂在渐新—中新世的冲断活动，古近系底部膏泥层的封闭性被破坏，使源自石炭—二叠系的油气得以进入古近系中成藏。该断裂的活动还可能在其北侧地区形成断层转折褶皱，即：西昆仑山前的第Ⅰ排背斜带在中新世出现雏形，第Ⅱ排和第Ⅲ排背斜带中新世尚未出现，古近系仍保持近水平产状（图7a），故中新世形成的主要是地层油气藏或岩性油气藏。
中新世末至上新世初，侏罗系烃源岩进入生油窗，其生成的油气运移到（白垩系—）古近系的圈闭中成藏。上新世至更新世是帕米尔—西昆仑前陆褶皱冲断带的活动期，巨厚的上新—更新统使中新统及下伏地层迅速深埋，石炭—二叠系烃源岩进入干气生成阶段，侏罗系烃源岩进入湿气生成阶段。天然气对油藏进行气侵，并形成大量的凝析气向上运移。此时西昆仑山前的3排背斜带相继形成。第Ⅰ排背斜（甫沙背斜）形成于上新世早期，在上新世晚期（柯克亚等第Ⅱ排背斜带形成）遭受了强烈的改造（图7b）。早更新世第Ⅲ排背斜（
固
图7叶城凹陷柯克亚背斜及邻侧地区（油）气藏成藏模式
海拔据文献［16］。
F1．铁克里克北缘断裂；F2．柯克亚—桑株反冲断层
Fig．7Petroleum accumulation model for Kekeya anticline and neighboring regions in Yecheng Sag ·
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满—合什塔格背斜）出现，第Ⅱ排背斜的褶皱幅度增高（图7c）。因古近系普遍被卷入背斜褶皱，中新世形成的油气藏发生调整，一是构造调整，原岩性或地层圈闭的油气藏调整成为背斜构造圈闭的
（油）气藏（图7c），二是强烈的气侵作用使原油气藏被破坏并改造为凝析气藏。
浅部（中新统西河甫组）柯克亚常压—异常高压气藏是晚上新世—早更新世成藏的，这一时期强烈的挤压活动使柯克亚背斜上发育多组不同方向的节理（裂缝），成为油气向上运移的通道；卡拉塔尔气藏因发育超高压而泥岩盖层被压裂，继而发生超高压流（气）体幕式地向上覆的中新统内排放。气源有2个：一是前述的石炭—二叠系和侏罗系，它可直接运移到中新统的圈闭内成藏；二是古近系油气藏，在后期的构造活动中它既发生调整，又向上运移到中新统内发生晚期次生成藏。中新统下部因有巨厚泥岩层发育，异常高压得以封存，如西河甫组中的X
8
气藏。浅部泄压作用强烈，已成为常压气藏，如
X
3
气藏；这两者之间为常压—异常高压过渡带。无论是柯克亚背斜还是英吉沙背斜，都见从浅部（上新统或中新统）到深部（古近系）压力从正常值升高为异常高压直至超高压的情况，这是西昆仑山前的独特之处。西昆仑山前坳陷压力值垂向升高的实质，是一个经调整的古近系气藏（深部气藏）上叠了一个晚期充注形成的次生气藏（浅部气藏），中新—上新统的气藏部分源自古近系气藏。4讨论和结语
4．1异常高压气藏的形成时间
据形成时间可把塔里木盆地的异常高压气藏分成2类：一类是因构造挤压和油气充注仍在发生因而异常高压现仍在形成中的；另一类是地史期间形成的异常高压得以保存至今的。前者可以库车地区（不包括依南2气藏）的5个气藏为代表，异常高压的成因是构造挤压和欠压实作用造成的自源型异常高压和油气充注造成的传导型异常高压（尽管是近源的）的叠加。地史期间保存下来的异常高压可以塔西南的柯克亚深部卡拉塔尔气藏为实例，古近系及下伏地层的异常高压因新近纪的快速沉降被深埋（由之引起欠压实）和构造挤压作用引起。异常高压得以保存除了有巨厚的泥岩作为封堵层之外还取决于2个原因：一是异常高压形成的时代相对年轻，兼之新近纪处于强烈的构造挤压中，上覆的新近系也有巨厚的异常高压地层发育，泄压作用发生得十分缓慢；二是柯克亚—桑株反冲断层的发育，它向下延伸成为新近系与古近系之间的层间滑脱面，使向北扩展的冲断层向上延伸均收敛于此层间滑脱面而未能切进新近系内，即该反冲断层起了“屏蔽”作用，使柯克亚地区不发育连通古近系与新近系的断层。由于没有断层作为泄压通道，裂缝泄压和泥岩压裂泄压释放的量十分有限。库车坳陷的依南2气藏也是保存下来的地史期间的异常高压，除了吉迪克组中的膏盐岩作为封堵层外，中侏罗统上部和上侏罗统厚大的粉砂岩、泥岩既是油气盖层，也是异常高压的封堵层。4．2异常高压封存箱的分布
塔里木盆地内可识别出4个异常高压封存箱（图1），这里仅对2个山前坳陷中的封存箱作若干说明。库车坳陷中部冲断带异常高压成藏系统构成一个异常高压封堵箱。它位于南天山山前，封存箱的侧箱板的发育情况与准噶尔盆地上部异常高压封存箱的侧箱板［42］类似。封存箱的顶箱板是新生界中的膏盐层，在西部和东部有不同的层位。封堵箱的底箱板是三叠系中的泥岩层。在该封存箱的东部，中—上侏罗统泥岩封隔层将该封存箱分为2个次级封存箱，依南2气藏位于下部次级封存箱，迪那2和克孜1气藏位于上部次级封存箱。
塔西南坳陷发育另一个重要的异常高压封存箱，侧箱板的发育情况与库车坳陷封存箱相似。其特点是纵向上至少可分出2个次级的封存箱。新近系构成浅部的次级封存箱，由中新统西河甫组或上新统阿图什组中的泥岩构成顶箱板，古近系巴什布拉克组（E3b）及中新统底部的泥岩构成底箱板；后者也是古近系次级封存箱的顶箱板，古近系底部的膏盐（泥）层构成古近系次级封存箱的底箱板。这2个次级封存箱除压力值有别外，分布范围也有较明显区别。古近系的异常高压地层目前仅见于叶城凹陷齐姆根段和柯克亚段的第Ⅱ排背斜带。新近系的异常高压由构造挤压和巨大的沉降速率（及由之引起的欠压实）引起。喀什凹陷因受南、北2个陆内造山带发育的控制，处于更强烈的挤压环境中，因而在新近系中形成异常高压的条件优于叶城凹陷（古近系中的异常高压则因强烈的冲断作用破坏未能保存）。即：新近系的异常高压在喀什凹陷和叶城凹陷均有发育，故该次级封存箱的分布面积远大于古近系次级封存箱。叶城凹陷的白垩系及更老地层内如有异常高压保存，则构成另一个次级的封存箱，由古近系底部的膏盐（泥）岩构成顶箱板，中—下寒武统中的膏盐层构成底箱板。
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4．3异常高压气藏类型
塔里木盆地异常高压气藏可分为3类。第1类是自源型气藏，即储集层与烃源岩的层位相同，如依南2气藏。第2类是晚期充注型的气藏，以克拉2气藏为代表，储气构造形成于中新世晚期—上新世早期（康村组沉积期），该时期也是主要的成藏期，更新世以来天然气的充注使储量增大，压力进一步升高。这可能是前陆盆地最常见的一种异常高压气藏类型，库车坳陷中除依南2气藏外的5个异常高压气藏均属此类成因［9］。塔西南柯克亚的浅部（中新统）气藏，储气构造于上新世晚期形成，更新世以来有天然气充注，也是晚期充注型的气藏。它与克拉2气藏的不同在于：除气源岩（石炭—二叠系和侏罗系）供气外还有深部（古近系）的卡拉塔尔气藏为之供气，属晚期次生成藏。位于克拉通上的吉拉克凝析气田也可归属此类。第3类是晚期调整的气藏，如柯克亚深部（古近系）卡拉塔尔气藏，中新世成藏，上新世—早更新世发生调整。晚期调整包括的含义：一是构造调整，因古近系褶皱而调整为背斜构造圈闭的气藏；二是强烈的气侵作用使原来的油气藏被破坏并改造为凝析气藏。
4．4异常高压气藏形成的关键
气藏赋存于砂岩中，还必须有烃源岩为其供气，因而气藏常位于生气中心附近且有隐伏断裂作为运移通道（运移距离不大，即近源的）。最终决定能否成藏和成藏规模的因素是圈闭。总结库车坳陷的现有资料，可发现背斜圈闭对成藏最为有利，断背斜次之，断鼻构造则几乎难以成藏，可见背斜圈闭的完整性是该区油气藏形成的最关键因素。在塔西南进行勘探时应在寻找区域上优质的异常高压封堵层的基础上充分汲取库车地区的这一宝贵经验。
在塔里木，褶皱构造的发育常受制于断裂构造带，这些褶皱可统称为断层相关褶皱［43，44］，故在研究含油气构造时首先要剖析断裂构造带。库车与叶城同处于山前地区，新生代均为陆内造山的前陆盆地，两地的异常高压气藏有不同的特点，可在断裂发育史中找到部分答案。塔北地块的基底构造为东西向，古生代东西向断裂基本处于平静期，海西—印支期因洋盆闭合和嗣后的碰撞而一度复活。新生代尽管有强烈活动，但毕竟属基底断裂的活化，兼之有厚度巨大的膏盐层发育，因而盐上层与盐下层的变形特征有明显不同，盐上层与盐下层中的油气分属不同的含油气系统，异常高压气藏仅见于盐下层。塔西南地区的基底构造为北东向，近北西向构造是因西昆仑洋的消减而出现的新生构造，古生代和中生代都有活动［39］。新生代进一步扩展壮大，影响的地域十分宽广，如巴楚断隆北界断裂（吐木休克断裂）更新世的活动［45］是西昆仑山前冲断作用激活的结果；作为巴楚断隆与塔中低隆分界的北东向玛东3号断裂的走滑［5］实际上也与西昆仑冲断带中的北东向变换构造属同一运动学系统。此外，它使塔西南的中生界—新生界都卷入了断层转折褶皱，且侏罗—白垩系、古近系与新近系有相同的变形样式。就油气成藏而言，第Ⅱ和第Ⅲ排背斜带的古近系与新近系属于同一个油气成藏系统，甚至在上新统内也有异常高压发育。西昆仑山前褶皱冲断带内部变形的明显差异主要表现在山前的第Ⅰ排背斜带与第Ⅱ、第Ⅲ排背斜带之间，因柯克亚—桑株反冲断裂的发育而形成；第Ⅰ排背斜带是三角构造带，构成一个独立的以常压为特征的油气成藏系统。
4．5异常高压气藏勘探靶区
库车坳陷东、西两部因膏盐层的层位和厚度不同，勘探靶区相应地有所不同。东段的膏盐层层位高且厚度相对小，更新世变形对康村组沉积期形成的储气构造有一定的破坏，应以在东秋（里塔格构造带）背斜北翼的苏维依组中寻找迪那2型的异常高压气藏为主攻目标，还应注意在三叠—侏罗系中寻找自源型（依南2型）的异常高压气藏。西段已在克拉苏构造带上发现3个异常高压气藏；除自身尚有潜力外，可将勘探范围向南扩大到西秋里塔格构造带及拜城凹陷深部。塔西南地区尽管异常高压气藏的发现和开发早于库车地区（柯克亚气田1977年5月发现），但勘探程度远逊于后者；尤其是固满—合什塔格背斜（属山前的第Ⅲ排背斜带），因变形相对较弱，更应投入工作量，在寻找储气构造时应特别关注作为油气盖层和异常高压封堵层的泥岩的发育情况。
致谢：该项研究得到塔里木油田分公司江同文先生和王振彪先生的大力支持和帮助，与罗晓容先生、王震亮先生的讨论使作者获益匪浅，谨向他们致衷心谢忱。
参考文献：
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（编辑叶德燎）
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第4期吴根耀，等．塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式
气藏与油藏区别 一天然气与石油的赋存状态和空间分布的主要差异 天然气的产出类型多种多样，工业性天然气在地下的赋存状态远比石油多。除游离状态的天然气外．还有大量的油溶气和水溶气、吸附气，以及固态气水合物等。因此，除游离气形成的常规气藏外．还有水溶气藏、水封气藏、致密砂岩气藏、气水台物气藏等。 从油气的空间分布来说，天然气的分布远比石油广泛得多。世界油气勘探实践表明，凡是发现石油的地方，都含有一定数量的天然气，形成有油必有气、油与气伴生的配置。在许多没有发现大量石油的地区，却找到了丰富的天然气，即有天然气的地方不一定存在石油。气藏在纵向上分布很广，从埋深l4.5 m(我国长江三角洲第四系气藏)到8088 m(美国阿纳达科盆地奥陶系阿巴克尔群气藏)都有分布。000m而常规油藏的深度分布范围比气藏窄。世界上大多数油藏都分布于埋深1 000～ 4 000 m 的中等深度。 二气藏与油藏的成藏条件差异 气藏与油藏形成和保存条件的差异，主要表现在：①天然气形成的多源、多阶段性；②天然气运移活跃和运移方式多样性；③气藏对储层的条件要求低而对盖层的条件要求高；④天然气混源成藏和溶解气脱溶成藏等诸方面。 天然气来源具有广泛性和多源复合性 在成烃的物质来源、生成方式等方面, 天然气比石油广泛得多。天然气的形成具有多源性（有机和无机成因）和多阶段性（有机质演化成烃的各个阶段都伴随有天然气的生成）。而石油则大量生成于一定埋藏深度的“液态窗”范围内, 具有明显的阶段性和局限性。石油形成于特定的时间和空间范围, 生油的时空范围远比生气的时空范围小得多。 天然气形成不仅具有多源、多阶连续的特点，而且在气藏形成过程中往往是多种来源天然气的复合，即气藏中的天然气往往是多种来源天然气的混合物。这种复合或是有机气与无机气的复合，或是煤型气与油型气的复合，也可以是不同烃源岩、不同成因气体的复合，还可包括有机质不同演化阶段的气体在成藏时以累积的方式聚集于圈闭中的复合等。由于天然气在地下具有很强的运移活性，使得各种不同来源的气体在某些因索的制约下，共储于同一圈闭空间。因此，天然气藏形成的多源复合现象具有普遍性，是天然气藏形成的一大特色。 三气藏与油藏对储、盖层的要求不同 气藏和油藏的形成都需要一定的储、盏层条件，但由于天然气与石油性质的差异，对储、盖层条件的要求也不一样。气藏对储层的要求低，对盖层的要求高；而油藏对储、盏层的要求与此正好相反。各种类型的岩石，只要发育一定的储集空问和渗滤通道，都可以作为储油气层。当然，最主要的储层还是砂岩和碳酸盐岩。储气层比储油层的要求要低得多。但在相同的条件下，石油在储层中的渗滤能力较天然气差得多，故储油层的物性下限要比天然气高得多。由于天然气的流动性和扩散性比石油大，易运移，在水中的浮力大，所以对气藏盖层封闭性的要求比油藏高。能够作为油藏的盖层不一定能作为气藏的盖层，但能够作为气藏的盖层．通常可作为油藏的盖层。根据封闭机理可将油气藏盏层分为三种：物性封闭盖层，超压封闭盖层，烃浓度封闭盖层。对于油藏来说，主要是前两种封闭机制起作用；而对于天然气藏的形成，除物性封闭和超压封闭盖层外，烃浓度封闭盖层也很重要。 四石油和天然气的运聚成藏机制不同
-油气井固井质量评价 固井声波测井的主要任务是检查套管和地层间水泥环的胶结质量，包括第一胶结面的胶结质量—水泥环和套管间的胶结情况、第二胶结面的胶结质量—水泥环和地层间的胶结情况。同时，水泥返高、水泥抗压强度和套管破裂等有关固井工程质量问题都是十分重要的评价内容。由于固井声波测井的井眼条件和测量目的都与裸眼井声波测井不同，因此在方法原理和仪器设计上也有其自身特点。 目前常见的固井质量评价测井仪有声幅测井仪和声波全波变密度测井仪，近几年发展起来的还有SBT扇区水泥绞结成像测井新技术。 .常规的声幅测井（CBL）：检测水泥环与套管（第一界面）的封固质量。 .声幅变密度测井（CBL/VDL）：同时检测第一界面和第二界面胶结的质量。 .扇段水泥胶结测井（SBT）：在实时监测第一、二界面封固质量的同时，测量整个水泥环内部的封固情况，并通过相对方位的资料确定水泥沟槽的相对方位和确定油气水窜槽的具体位置和原因。 .伽玛密度测井(SGDT)：分别探测来自套管、水泥环、泥浆液等介质产生非弹性碰撞的次生伽玛射线记数率，进而计算出水泥环平均密度、套管厚度、套管偏心等参数。 一、声幅测井 1. 声幅测井原理 声幅测井的基本原理是利用水泥和泥 浆（或水）声阻抗差异对沿套管轴向传播的声 波的衰减影响来反映水泥与套管间的胶结质 量。声幅测井仪的声探测装置是由位于井轴上 相隔一段距离的一对声发射器和声接收器构 成。当发射器发出声波后，接收器上接收到的 声信号包括有套管波、水泥波、地层波和泥浆 波的贡献。上述几种波在井中的传播路径见右 图。由于水泥对声波具有较大的吸收系数，实 际到达接收器的水泥波相对很微弱，一般可认 为接收信号中无水泥波的贡献。
气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积
7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量
页岩气特点及成藏机理 ---陈栋、王杰页岩气作为一种重要的非常规油气资源，随着能源资源的日益匮乏，作为传统天然气的有益补充，其重要性已经日益突出。随着国家新一轮页岩气勘探开发部署的大规模展开，正确认识和掌握页岩气的成因、成藏条件等知识，对于今后从事页岩气现场录井的工作人员提高录井质量具有较好的指导意义。 1.概况 页岩气（shale gas）是赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，与“煤层气”、“致密气”同属一类。其形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布较广的页岩烃源岩地层中。 2.特点 2.1 页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50％）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间；以吸附状态（大约50％）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中为天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集表现为典型的原地
的有利目标。页岩气的资源量较大但单井产量较小，美国页岩气井的单井采气量为2800-28000m3/d。 2.5 在成藏机理上具有递变过渡的特点，盆地内构造较深部位是页岩气成藏的有利区，页岩气成藏和分布的最大范围与有效气源岩的面积相当。 2.6 原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低，因此页岩气藏的地层压力多变。 2.7 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点—-大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。 3.成因 通过对页岩气组分特征、成熟度特征分析，页岩气是连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合。生物成因气是有机物在低温下经厌氧微生物分解作用形成的天然气；热成因气是有机质在较高温度及持续加热期间经热降解和裂解作用形成的天然气。相对于热成因气，生物成因的页岩气分布极限，主要分布盆地边缘的泥页岩中，在美国研究比较深入的五个盆地的五套页岩中，密执安盆地和伊利诺斯盆地发现了生物成因的页岩气藏，并且是勘探目标中的主要构成(Schoell，1980；Malter 等，2000)。 3.1 生物成因
第一章研究内容 1、油气成藏地质学的内涵及其在石油地质学中的位置 答：成藏研究涵盖的内容很多，包括基本的成藏条件或要素、成藏年代、成藏动力（运聚动力）、油气藏分布规律或富集规律等。 赵靖舟将从事油气藏形成与分布方面的研究称为“油气成藏地质学”（简称成藏地质学），认为它应是石油地质学中与石油构造地质学、有机地球化学、储层地质学、开发地质学等相并列的一门独立的分支学科。 2、成藏地质学的研究内容 答：成藏地质学的研究内容包括静态的成藏要素、动态的成藏作用和最终的成藏结果，涉及生、运、聚、保等影响油气藏形成和分布的各个方面，但重点是运、聚、保。其主要研究内容有以下5个方面： 1）成藏要素或成藏条件的研究。包括生、储、盖、圈等基本成藏要素的研究和评价，重点是诸成藏要素耦合关系或配置关系的研究，目的为区域评价提供依据。 2）成藏年代学研究。主要是采用定性与定量研究相结合的现代成藏年代学实验分析技术与地质综合分析方法，尽可能精确地确定油气藏形成的地质时间，恢复油气藏的形成演化历史。3）成藏地球化学研究。采用地球化学分析方法，利用各种油气地球化学信息，研究油气运移的时间（成藏年代学）和方向（运移地球化学），分析油气藏的非均质性及其成因。 4）成藏动力学研究。重点研究油气运移聚集的动力学特点，划分成藏动力学系统，恢复成藏过程，重建成藏历史，搞清成藏机理，建立成藏模式。 5）油气藏分布规律及评价预测。这是成藏地质学研究的最终目的，它是在前述几方面研究的基础上，分析油气藏的形成和分布规律，进行资源评价和油气田分布预测，从而为勘探部署提供依据。 在盆地早期评价和勘探阶段：成藏地质学研究的重点是基本成藏条件的评价研究与含油气系统划分。 在含油气系统评价和勘探阶段：成藏研究的重点是运聚动力学、输导体系的研究、成藏动力系统划分、已发现油气藏成藏机理和成藏模式研究，以及油气富集规律的研究。 在成藏动力系统的评价和勘探阶段：成藏地质学的研究重点油气藏成藏机理和成藏模式研究以及油气富集规律的研究等。 3、成藏地质学的研究方法 1）最大限度地获去资料，以得到尽可能丰富的地质信息。 2）信息分类与分析——变杂乱为有序，去伪存真，突出主要矛盾。 3）确定成藏时间，分析成藏机理，建立成藏模式，总结分布规律。 4）评价勘探潜力，进行区带评价，预测有利目标。 高素质的石油地质科学地质工作者须备的基本素质： ①1知识+4种能力+2种意识②扎实的背景知识 ③细致的观察能力④全面准确的信息识别能力丰富的想象力⑤周密的综合分析和判断能力⑥强烈的创造意识 ⑦强烈的找油意识 第二章油气成藏地球化学 成藏地球化学研究内容 1）油藏中流体和矿物的相互作用 2）油藏流体的非均质性及其形成机理 3）探索油气运移、充注、聚集历史与成藏机制
附件 中国石油天然气集团公司 固井质量检测管理规定 （试行） 二〇〇六年五月
编制说明 为了规范固井质量检测程序，提高固井质量评价结果的客观性，使固井质量检测更好地为油气勘探开发服务，中国石油天然气集团公司特制定《中国石油天然气集团公司固井质量检测管理规定（试行）》。 长期以来，集团公司绝大多数探井、评价井和生产井都采用CBL测井，积累了丰富的评价经验，目前这些仪器仍是固井质量评价的主要测量工具。SBT测井与CBL测井原理相同。因此本规定中的附录C只详细规定了CBL/VDL和SBT 资料采集的质量控制要求，另外本规定第五章“固井质量评价”中引用了SY/T6592《固井质量评价方法》，该标准规定了基于CBL/VDL和SBT测井资料的固井质量评价方法。 对于超声反射回波测井仪CET，USI，PET，CAST和俄罗斯声波及伽马密 度- 套管壁厚组合测井仪器，由于国内应用较少，积累的经验少，只作推荐使用。
目录 第一章标准的引用 第二章测井要求 第三章测井准备 第四章现场施工 第五章固井质量评价 附录A 固井质量检测仪器参考信息附录B 固井质量测井作业通知单附录C 固井质量测井资料质量要求
第一章标准的引用 第一条固井质量检测应执行的相关技术规程SY/T5131 石油放射性测井辐射防护安全规程SY/T5132 测井原始资料质量要求 SY/T5600 裸眼井、套管井测井作业技术规程SY/T5633 石油测井图件格式 SY/T5726 石油测井作业安全规程 SY/T5880.1 石油测井仪器刻度总则 SY/T6030 水平井测井作业技术规范 SY/T6413 数控测井数据采集规程 SY/T6499 固井质量检测仪刻度及评价方法SY/T6592 固井质量评价方法 第二章测井要求 第二条测井项目设计要求
北美地区典型页岩气盆地成藏条件解剖 1、阿巴拉契亚盆地俄亥俄页岩系统 （1）概况 阿巴拉契亚盆地（Appalachian）位于美国的东部,面积280000平方公里，包括New York西部、Pennsylvania、West Virginia、Ohio、Kentucky和Tennessee 州等，是美国发现页岩气最早的地方。俄亥俄（Ohio）页岩发育在阿巴拉契压盆地西部,分布在肯塔州东北部和俄亥俄州，是该盆地的主要页岩区（图2）。该区古生代沉积岩是个巨大的楔形体，总体上是富含有机质页岩、碎屑岩和碳酸盐岩构成的旋回沉积体。 图1 美国含页岩气盆地分布图 1953年，Hunter和Young对Ohio页岩气3400口井统计，只有6%的井具有较高自然产能（平均无阻流量为2.98万m2/d），主要原因是这些井的页岩中天然裂缝网络比较。其余94%的井平均产量为1726m3/d，经爆破或压裂改造后产量达8063m3/d，提高产量4倍多。1988年前，美国页岩气主要来自Ohio页岩气系统。截止1999年末,该盆地钻了多达21000口页岩井。年产量将近34亿m3。天然气资源量58332—566337亿m3,技术性可采收资源量4106~7787亿m3。每口井的成本$200000-$300000，完井成本$25~$50。 （2）构造及沉积特征 阿巴拉契亚盆地东临Appalachian山脉，西濒中部平原，构造上属于北美地台和阿巴拉契亚褶皱带间的山前坳陷。伴随Laurentian古陆经历了由被动边缘型
向前陆盆地的演化过程。盆地以前寒武纪结晶岩为基底，古生代沉积岩呈巨大的楔形体(最大厚度12 000 m)埋藏于不对称的、向东变深的前陆盆地中。寒武系和志留一密西西比系为碎屑岩夹碳酸盐岩，奥陶系为碳酸盐岩夹页岩，宾夕法尼亚系为碎屑岩夹石灰岩及煤层。总体上由富有机质泥页岩(主要为碳质页岩)、粉砂质页岩、粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩等形成3～4个沉积旋回构成，每个旋回底部通常为富有机质页岩，上部为碳酸盐岩。泥盆系黑色页岩处于第3个旋回之中，分布于泥盆纪Acadian 造山运动下形成的碎屑岩楔形体内（James,2000）。该页岩层可再分成由碳质页岩和较粗粒碎屑岩互层组成的五个次级旋迥(Ettensohn ，1985)。它们是在阿卡德造山运动的动力作用下和Catskill 三角洲的向西进积中沉积下来的。 （3）页岩气成烃条件分析 ①页岩分布特征 阿巴拉契亚盆地中南部最老的泥盆纪 页岩层系属于晚泥盆世。Antrim 页岩和New Albany 大致为Chattanooga 页岩和Ohio 页 岩的横向同位层系（Matthews,1993）。在俄 亥俄东边和南边,Huron 段分岔。有的地区已 经被插入的灰色页岩和粉砂岩分成两个层。 俄亥俄页岩系统，覆盖于Java 组之上 (图3)。由三个岩性段组成：下部 Huron 段 为放射性黑色页岩，中部Three Lick 层为 灰色与黑色互层的薄单元，上部Cleveland 段为放射性黑色页岩。俄亥俄页岩矿物组成 包括：石英、粘土、白云岩、重金属矿（黄 铁矿）、有机物。 图2是西弗吉尼亚中部和西部产气区泥 盆纪页岩层的地层剖面。中上泥盆统的分布 面积约128，000mi 2(331，520km 2)，它们沿 盆地边缘出露地表。页岩埋藏深度为610～ 1520m ，页岩厚度一般在100－400ft(30— 120m),泥盆系黑色页岩最大厚度在宾夕尼亚州的中北部(图3)(deWitt 等，1993)。 ②页岩地球化学特征 图4表示Ohio 页岩下Huron 段烃源岩有机碳等值线图。从镜质体反射率特征来图2 阿巴拉契亚盆地西部中泥盆统－下密西西比系剖面 （据Moody 等，1987）
页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集为典型的“原地”成藏模式，页岩气大部分吸附在有机质和粘土矿物表面，与煤层气相似，另一部分以游离状态储集在基质孔隙和裂缝孔隙中，与常规储层相似。页岩气藏按其天然气成因可分为两种主要类型：热成因型和生物成因型，此外还有上述两种类型的混合成因型。北美地区是全球唯一实现页岩气商业开发的地区。目前北美地区已发现页岩气盆地近３０个，发现Ｂａｒｎｅｔｔ等６套高产页岩。２００８年，北美地区的页岩气产量约占北美地区天然气总产量的１３％。至２００８年底，美国页岩气井超过４．２万口；页岩气年产量６００亿方以上，约占美国当年天然气总产量的１０％。目前，美国已发现页岩气可采储量约７．４７万亿方。ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地密西西比系Ｂａｒｎｅｔｔ页岩气藏的成功开采掀起了全球开采页岩气的热潮。美国涉足页岩气的油气公司已从２００５年２３家增至２００８年６０多家；欧洲石油公司纷纷介入美国的页岩气勘探开发。页岩气作为一种非常规油气藏在国内也逐步受到关注。页岩气藏形成的主体是富有机质页岩，它主要形成于盆地相、大陆斜坡、台地凹陷等水体相对稳定的海洋环境和深湖相、较深湖相以及部分浅湖相带的陆相湖盆沉积体系，如ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地Ｂａｒｎｅｔｔ组沉积于深水（１２０￣２１５ｍ）前陆盆地，具有低于风暴浪基面和低氧带（ＯＭＺ）的缺氧厌氧特征，沉积营力基本上通过浊流、泥石流、密度流等悬浮机制完成，属于静水深斜坡盆地相。生物成因气的富集环境不同于热成因型页岩气。富含有机质的浅海地带，寒冷气候下盐度较低、水深较大的极地海域，以及大陆干旱－半干旱的咸水湖泊都是生物成因气形成的有利沉积环境；而缺氧和少硫酸盐是生物气大量生成的生化环境。在陆相环境中，由于淡水湖相盐度低，缺乏硫酸盐类矿物，甲烷在靠近地表不深的地带即可形成。但由于埋得太浅，大部分散失或被氧化，不易形成气藏。只有在半咸水湖和咸水湖，特别是碱性咸水湖中，可以抑制甲烷菌过早地大量繁殖，同时也有利于有机质的保存。埋藏到一定深度后，有机质分解，使ＰＨ值降低到６．５￣７．５范围时，产甲烷的细菌才能大量繁殖。这时形成的甲烷就比较容易保存，并能在一个条件下聚集成气藏。（１）热成熟度（Ｒｏ）。美国五大页岩气系统的页岩气的类型较多，既有生物气、未熟－低熟气、热解气，又有原油、沥青裂解气据（Ｃｕｒｔｉｓ，２００２），这些类型的天然气形成的成熟度范围较宽，可以从０．４００％变化到２．０％，页岩气的生成贯穿于有机质生烃的整个过程。不同类型的有机质在不同演化阶段生气量不同，页岩中只要有烃类气体生成（Ｒ＞０．４％），就有可能在页岩中聚集起来形成气藏。 生物成因气一般形成于成熟度较差的岩层中。密执安盆地Ａｎｔｒｉｍ生物成因型页岩的Ｒ仅为０．４％￣０．６％，未进入生气窗，页岩Ｒｏ越高，ＴＯＣ越低，越不利于生物气的形成。而福特沃斯盆地Ｂａｒｎｅｔｔ页岩热成因型气藏的页岩处于成熟度大于１．１％的气窗内，Ｒｏ值越高越有利于天然气的生成。所以热成熟度不是判断页岩生烃能力的唯一标准。 （２）有机碳含量（ＴＯＣ）。有机碳含量是评价页岩气藏的一个重要指标，多数盆地研究发现页岩中有机碳的含量与页岩产气率之间有良好的线性关系，原因有两方面：①是因为有机碳是页岩生气的 物质基础，决定页岩的生烃能力，②是因为它决定了页岩的吸附气大小，并且是页岩孔隙空间增加的重要因素之一，决定页岩新增游离气的能力。如Ａｎｔｒｉｍ黑色页岩页岩气以吸附气为主（７０％以上），含气量１．４１５￣２．８３ｍ／ｔ，高低与有机碳含量呈现良好的正相关性。Ｒｏｓｓ等的实验结果表明，有机碳与甲烷吸附能力具有一定关系，但相关系数较低（Ｒ２＝０．３９）。他认为在这个地区有机碳与吸附气量关系还可能受其他多种因素的影响，如粘土成分及含量、有机质热成熟度等。（１）矿物成分。页岩中的矿物成分主要是粘土矿物、陆源碎屑（石英、长石等）以及其他矿物（碳酸盐岩、黄铁矿和硫酸盐等），由于矿物结构、力学性质的不同，所以矿物的相对含量会直接影响页岩的岩石力学性质、物性、对气体的吸附能力以及页岩气的产能。粘土矿物为层状硅酸盐，由于Ｓｉ－Ｏ四面体排列方式，决定了它电荷丰富、表面积大，因此对天然气有较强的吸附能力，并且不同的粘土矿物对天然气的吸附能力也不同，蒙皂石吸附能力最强，高岭石、绿泥石次之，伊利石最弱。石英则增强了岩石的脆性，增强了岩石的造缝能力，也是水力压裂成功的保证。Ｎｅｌｓｏｎ认为除石英之外，长石和白云石也是黑色页岩段中的易脆组分。但石英和碳酸盐矿物含量的增加，将降低页岩的孔隙，使游离气的储集空间减少，特别是方解石的胶结作用，将进一步减少孔隙，因此在判断矿物成分对页岩气藏的影响时，应综合考虑各种成分对储层的影响。 （２）储集空间。页岩气除吸附气吸附在有机质和粘土矿物表面外，游离气则主要储集在页岩基质孔隙和裂缝等空间中。虽然页岩为超致密储层，孔隙度和渗透率极低，但是在孔隙度相对较高的区带，页岩气资源潜力仍然很大，经济可采性高，特别是吸附气含量非常低的情况下。页岩中孔隙包括原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙系统由微孔隙组成，内表面积较大。在微孔隙中拥有许多潜在的吸附地方，可储存大量气体。裂缝则沟通页岩中的孔隙，页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解析，增强岩层渗透能力，扩大泄油面积，提高采收率。一般来说，裂缝较发育的气藏，其品质也较好。美国东部地区产气量高的井，都处在裂缝发育带内，而裂缝不发育地区的井，则产量低或不产气，说明天然气生产与裂缝密切相关。实际上，裂缝一方面可以为页岩中天然气的运移提供通道和储集空间，增加储层的渗透性；另一方面裂缝也可以导致天然气的散失和水窜。 （３）储集物性。页岩的物性对产量有重要影响。在常规储层研究中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的两个参数，这对于页岩气藏同样适用。据美国含气页岩统计，页岩岩心孔隙度小于４％￣６．５％（测井孔隙度４％￣１２％），平均５．２％；渗透率一般为 （０．００１￣２）×１０μｍ，平均４０．９×１０μｍ。页岩中也可以有很大的孔隙度，并且有大量的油气储存在这些孔隙中，如阿巴拉契亚盆地的Ｏｈｉｏ页岩和密歇根盆地的Ａｎｔｒｉｍ页岩，孔隙度平均为５％￣６％，局部可高达１５％，游离气可以充满孔隙中的５０％。页岩的基质渗透率很低，但在裂缝发育带，渗透率大幅度增加，如在断裂带或裂缝发育带，页岩储层的孔隙度可达１１％，渗透率达２×１０μｍ。页岩气藏是自生自储型气藏，从某种意义来说，页气藏的形成是天然气在源岩中大规模滞留的结果，烃源岩中天然气向常规储层初次运移的通道为裂缝、断层等，所以连通烃源岩和常规［１］［２］［３］ ［４］［５］ ［６］［７］３－３２ －６２－３２１ 沉积环境 ２ 生烃条件 ３ 储集条件 ４ 保存条件 ｏｏ岩（转１２９页） 页岩气成藏地质条件分析 黄菲 王保全 ① ② （中法渤海地质服务有限公司 ②中海石油＜中国＞有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院） ①摘要关键词页岩气藏为自生自储型气藏，它的生烃条件、储集条件、保存条件相互影响，息息相关，热成熟度和有机碳含量控制页岩的生气能力，而有机碳含量还影响页岩的储集性，是增加页岩孔隙空间的重要因素；页岩气藏储层致密，孔隙度和渗透率极低，裂缝的存在会提高储层的渗透率，矿物成分影响其储集性能，其中粘土矿物有利于增加微孔隙，并且增加岩石对天然气的吸附能力，而石英和白云石脆性较大，则有利于增加储层中的裂缝，并且对水力压裂造缝有利；页岩气藏对保存条件的要求较低。 页岩气有机碳含量热成熟度储集条件保存条件
油气藏开发地质 公司内部编号：（GOOD-TMMT-MMUT-UUPTY-UUYY-DTTI-
1.石油、天然气的概念 石油：地下天然产出的气态（天然气）、液态（石油）、固态（沥青）的烃类混合物。 原油：以液态形式存在于地下岩石孔隙中的可燃有机矿产。 2.石油的元素组成与化合物组成 组成石油的化学元素依次为：碳、氢、硫、氮、氧、微量元素。 微量元素：（构成石油的灰分），含量极微（万分之几），但可多至30余种，如：Fe、Ca、Mg、Si、Al、V、Ni……其中钒、镍含量及比值（V/ Ni）已用于石油成因及运移研究。 石油的化学组成按其化学结构可分为烃类和非烃两大类，其中烃类包括烷烃、环烷烃和芳烃，石油非烃组成—S、N、 O化合物。 异戊间二烯型烷烃是由叶绿素的侧链-植醇演化而成,因此作为石油有机成因的标志化合物—“指纹”化合物。 3.石油的主要馏分和组分 馏分：根据沸点范围的不同切割而成的不同部分。 轻馏分：碳数低，分子量小的烷烃、环烷烃组成。 中馏分：中分子量和较高碳数的烷烃、环烷烃，含有一定数量的芳烃及少量含N、S、O化合物。 重馏分：大分子量和高碳数环烷烃、芳烃、环烷芳烃和含N、S、O化合物。 组分：对不同有机溶剂的溶解、吸附性质不同而分离出来的产物。 油质：饱和烃＋芳香烃，溶于有机溶剂，硅胶不吸附，荧光天蓝色。
胶质：芳香烃＋非烃化合物，部分有机溶剂溶解，硅胶吸附，含量与石油密度有关，荧光黄色、棕黄色、浅褐色。 沥青质：脆性固体物质，稠环芳烃＋烷基侧链的高分子，少数有机溶剂溶解，硅胶吸附，荧光呈褐色。 荧光性：石油在紫外光照射下产生荧光的特性。 4.天然气的主要赋存形态 气藏气（干气，贫气）：烃类气体单独聚集成藏，不与石油伴生。 气顶气（湿气，富气）：与油共存于油气藏中呈游离态气顶产出的天然气。 溶解气（dissolved gas）：地层条件下溶解在石油和水中的天然气。 凝析气（condensate gas）：当地下温度压力超过临界条件后，液态烃逆蒸发形成凝析气。----湿气，采出过程中反凝析出凝析油。 天然气水合物：甲烷水合物，高压、一定温度下：甲烷分子封闭在水分子所形成的固体晶格中----冰冻甲烷。 水溶气：天然气在水中溶解度很小；但地层水大量存在，水溶气资源不可忽视。 5.干酪根的概念和化学分类 干酪根：沉积物或沉积岩中不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的分散有机质。 Ⅰ型干酪根：单细胞藻类（海藻）残体组成，富含脂类化合物，H/C高，O/C 低，含大量脂肪族烃结构（链式结构为主），少环芳烃和含氧官能团，生成液态石油潜力大，油页岩属此类。典型腐泥质类型（sapropelic）。最大转化率 80％。
页岩气及其成藏机理 页岩气及其成藏机理 摘要：本文介绍了页岩气的特征、形成条件和富集机理等，认为不同阶段、不同成因类型的天然气都可能会在泥页岩中滞留形成页岩气；页岩气生气量的主要因素是有机质的成熟度、干酪根的类型和有机碳含量；吸附态的赋存状态是页岩气聚集的重要特征。我国页岩地质结构特殊复杂，需要根据我国具体的地质环境进行分析以便更加合理的进行开采。 关键词：页岩气富集资源 天然气作为一种高效、优质的清洁能源和化工原料，已成为实现低碳消费的最佳选择。全球非常规天然气资源量非常巨大，是常规油气资源的1.65倍。其中页岩气占非常规天然气量的49%约456 1012m3，巨大的储量和其优质、高效、清洁的特点，使得页岩气这一非常规油气资源成为世界能源研究的热点之一。我国页岩气可采储量丰富，约31 1012m3，与美国页岩气技术可采储量相当。通过对页岩气资源的勘探和试采开发，发现其储集机理、生产机制与常规气藏有较大的差别。 一、页岩气及其特征 页岩是一种具有纹层与页理构造由粒径小于0.004mm的细粒碎屑、黏土矿物、有机质等组成。黑色页岩及含有机质高的碳质页岩是形成页岩气的主要岩石类型。页岩气是从黑色页岩或者碳质泥岩地层中开采出来的天然气。页岩气藏的形成是天然气在烃原岩中大规模滞留的结果，由于特殊的储集条件，天然气以多种相态存在，除了少数溶解状态的天然气以外，大部分在有机质和黏土颗粒表面上吸附存在和在天然裂缝和孔隙中以游离方式存在。吸附状态的天然气的赋存与有机质含量有关，从美国的开发情况来看，吸附气在85～20%之间，范围很宽，对应的游离气在15～80%，其中部分页岩气含少量溶解气。 页岩气主体上是以吸附态和游离态同时赋存与泥页岩地层且以 自生自储为成藏特征的天然气聚集。复杂的生成机理、聚集机理、赋
文章编号:167221926(2004)0120091204 收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231 作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究. 迪那2气田气藏类型研究 马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周 厉1,黄新林1,郝祥宝1 (11中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000; 21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249) 摘 要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。 关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。 该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。这就给认识气藏类型带来了很大难度。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。 1 迪那2气田地质背景 迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷, 迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。1.1 地层及沉积相 钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三 图1 库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置 系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下 第三系。 吉迪克组为干旱盐湖相沉积,膏盐岩段厚800 ～1000m ,为区域性盖层[2]。 下第三系钻厚356～408m ,岩性较杂,以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩为主,次为含砾砂岩、 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb . 2004
区域地质概况与气藏地质特征 1、构造位置 区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。NPEDC9组稳定分布的近100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。NPEDC9和NPEDC10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储集体。井区含气面积约276.5km2，平均煤层厚度11m，气层有效厚度20m。 本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层坡度较缓，每千米下降2-15m，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。
2、开发区域范围 气藏开发范围：如下图所示的矩形区块内部。 3、地层分布及储层分布： XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组，石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。 含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。（见地层分层及岩性剖面）。
页岩气成藏机理及气藏特征 页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。 从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24×1012m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源[1-6]。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。 1.1 页岩气成藏机理 1.1.1 成藏气源 页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。 北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地New Albany混合成因页岩气藏[21]。 1.1.2 成藏特点 页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图1-1）。
致密砂岩气藏读书总结 本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下： 1.致密砂岩气藏的概念 国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。 2.致密砂岩气藏的分类 致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。 “先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。 3.致密砂岩气藏地质特征： （1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。 （2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。 （3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。 （4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。 （5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。 不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。 深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆
《油气藏地质建模技术》作业 ———留西油田L17断块314小层砂层厚度克里金展布 学院：能源学院 专业：油气田开发地质 姓名：姜自然 学号：2013020204 任课老师：董伟 提交日期：2014年6月19日
成都理工大学能源学院 “油气藏地质建模技术”课程考试大作业 留西油田L17断块314小层砂岩厚度分布结构特征研究 留西油田位于河北省献县，为冀中坳陷留西构造带中部留西油田低渗透油层，断层密集，断块破碎，是一个夹持于留路断层和大王庄东断层之间的地堑带，呈北西向延伸、北陡南经北高南低的鼻状构造。从北向南，分成留416断块、留17断块、路43断块、留80断块。区内主要为下切谷、辫状河三角洲和湖相三种沉积相类型。从前期地质勘探开发和生产效果发现，留西油田油藏构造破碎，断层多，断块多，勘探开发难度大；砂层厚度大，平面变化快，隔夹层分布不稳定，储层非均质严重；油层埋藏深，平均在3206 m 左右；储层物性差，平均渗透率17×l0-3um 2左右；在开发中出现注术压力高，吸水能力差，油井能量低，采液强度低等特点。 一．314小层砂岩厚度统计特征 0246810 12 14 16 18 20 22 40 80 120 160 图1 留西油田L17断块314小层砂岩厚度频率直方图 表1 砂岩厚度统计数据
分析：由图1和表1可以看出，314小层存在砂体的井（包含了虚拟井）有252口，砂岩厚度分布明显以0-2m厚度的薄层砂体为主（125个0-2m厚度的砂层），约占已有砂层数量的49.6%，2-10m厚度的总数量约占总数的47.62%左右（120个2-10m厚度的砂层），10m以上大厚度的砂层数量较少，共有7口井有，约占砂层数量的2.78%。由此可以看出L17断块的砂体纵向分布以薄层砂体为主，厚层砂体相对不太发育，反应了储层的纵向非均质性较强。 二．314小层砂岩厚度实验变差函数曲线拟合
中国石油天然气股份有限公司企业标准 Q／SY 73—2003 固井质量评价 Evaluation for cementing quality 2003—01—27发布 2003—05—31实施 中国石油天然气股份有限公司发布 目次 前言……………………………………………………………………………………… (Ⅱ) 1 范围……………………………………………………………………………………… (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义……………………………………………………………………………………… …1 4 固井质量基本要求 (1) 4．1 水泥封固……………………………………………………………………………………… 1
4．2 水泥返深和人工井 底 (1) 4．3 套管柱和井口装 置 (2) 5 水泥环胶结质量评 价 (2) 5．1 测井要求……………………………………………………………………………………… 2 5．2 声幅测井(CBL) (2) 5．3 声波变密度测井 (VDL) (2) 5．4 CBL／VDL综合解 释 (3) 6 套管柱试压……………………………………………………………………………………… …3 表1 水泥环胶结质量声幅测井评价标 准 (2) 表2 常规水泥浆固井水泥环胶结质量CBL／VDL综合解 释 (3) 表3 低密度水泥浆固井水泥环胶结质量CBL／VDL综合解 释 (3) 前言 本标准由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司提出。 本标准由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发科学研究院廊坊分院、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司。 本标准主要起草人：高彦尊、齐奉中、刘爱平、刘大为、白亮清。 1 范围 本标准规定了固井质量基本要求及固井质量评价方法。 本标准适用于油气勘探开发生产过程中的固井质量评价。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，