【摘 要】
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渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认
【基金项目】
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国家科技重大专项(2011ZX05006-003)
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渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。
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