超压与油气分布

1、 超压体的特征与油气分布关系 长期以来，我们习惯在常压带内找油，一旦遇到超压带时，不是由于钻井技术问题久攻不下，就是由于认识跟不上去而轻易放弃。美国墨西哥湾地区，15年前也是这样，一见到超压就完钻。最近15年以来，由于对超压体认识的深化，已找到一批超压油气田。 在墨西哥湾陆坡区的深水区（图1-1），近10年间花了近40亿美元，在第三纪地层中发现了25个有开发前景的油气田，找到约40亿桶的可采储量。其中有9个油气田是在超压带中，占所发现油气田数的30，储量占到65。最大的金星油田（ Venus）可采储量为582MOEB（百万油气当量桶），就是超压油田。图1-1 墨西哥湾陆架深水油（气）田位置图

2、壳牌（SHELI）石油公司1989年发现的火星（Mars）油田，也是超压大油田，水深915m，井深5732m，发现134m含油浊积砂岩。它是夹持在外来盐体之间的半深海浊积岩，砂岩倾向西北，三面受盐体封闭的地层油藏，可采储量为1.1108t。地层压力梯度为 0.75 psi/ft，是墨西哥湾最大的超压油藏。 随着对深水区的勘探，越来越多的石油公司认识到超压带的油气潜力，它已成为近期勘探开发的热点，不但在墨西哥湾盆地的超压层中的勘探有长足的进展，而且在北海盆地的超压层中的勘探也有很大的发 展（图12）。 1985年油价下跌以后，钻探高压的探井急剧减少，仅有11口井，探井成功率近20。从1989年开

3、始，由于高温高压钻井技术的发展和对高压带认识的提高，钻井数增加了一倍，成功率也有明显的提高，发现井占总井数之半。总之，随着超压区油气的不断发现，对超压层的成烃条件、油气分布规律的研究，无论在理论上和实践上，都有很大的提高。 我国过去也多在常压带内找油气。近年来，随着对天然气勘探的重视和各地区加强对深层油气的探索，也将面临着更多的高温超压的地质条件。对于这个特殊的地质环境，当然有它不同于常压条件下的油气分布规律和特点。如果用常压条件的规律和方法来认识和指导勘探，必然要走弯路，取不到好的效果。第一节 压 力 带 的 划 分 根据统计，在世界范围内已知有180个沉积盆地具有超压地层体系（表11），占

4、世界沉积盆地的2/3。其中，超压体与油气分布有因果关系的约有160个沉积盆地。这说明超压体存在的普遍性，并与油气成因有紧密的联系。 注： AAPG（美国石油地质学家协会）；Vol.24,No.1,1990。 在超压盆地内，一般存在着两个或两个以上的水力压力系统。当地层孔隙间的流体（油、气、水）压力等于地表到某一地层深度的静水压力时，为正常的地层压力，压力系数为1；低于静水压力的地层压力或压力系数（实测压力静水压力）小于1者为低压异常；高于静水压力的地层压力或压力系数大于1者为高压异常。正常地层压力与异常压力之间的压力递变带，称为压力过渡带。 各个国家和公司对于压力界线的划分有不同的划分标准。原

5、苏联在80年代根据实践经 验和大量的研究成果，用压力系数对异常压力做了界定(如表l2、l3、l4)。埃克森(EXXON)公司根据美国墨西哥湾的地质情况，提出了一个分类方案(表13)。 国内有些专家对地层压力分类也提出了一些建议。 中国海洋石油勘探开发研究中心杜 栩等提出的分类方案，见表14。表1-2 在这些分类中，我们采用埃克森公司的分类方案。它明确地把压力过渡带划分出来，并将高压带划分为超压和强超压两个带，更有实用意义。这样的划分与油气分布关系比较密切，大致可划分出有实用意义的三个界线。1超压体的“过渡带”是含气的富集带 过渡带的压力系数为12715，相应压力梯度为055065psih，是富

6、含气的压力带。 2一般以盖层的破裂压力作为成藏界线 从理论上讲，当地层孔隙流体压力大于地层岩石的自然破裂压力时就开始漏失，气藏就难保存。除盐岩、石膏和粘土外，一般岩石的自然破裂压力相当压力系数为1963。实际上，当孔隙流体压力相当于破裂压力的7090时，就开始漏失。也就是说，当地层压力超过所划分的“超压带”时，气藏就难保存。 3超压与经济界限的关系根据目前的技术水平认为，油气勘探的经济界限相当于压力系数为196左右，即压力梯度为085psih。当超过这个压力界线时，钻井费用明显增高，工程风险加大。也就是说，当压力超过所划分的“强超压带”时，即使有油气井存在，就目前的技术水平而言，仍然缺少经济价

7、值。第二节 超压体的过渡带是找油气的有利地带超压体的存在是含油气盆地的普遍特点。超压体是油气运移的动力、封存力，也是一个大的油气资源库。随着资料的增加，人们发现墨西哥湾陆架区内，油气田和油气储量集中分布在超压面附近，主要储量不在正常压力带内，也不在强超压带内，而在弱至中等压力带内分布（图1-3）。图1-3 墨西哥湾大陆架油气田分布与超压面关系图 （据Shell，1997）1993年，美国 WGI.each根据墨西哥湾沿岸区钻达第三系的 25204口、深度为6006000m已完井的资料进行了统计分析，在探讨油气在超压层中的分布规律时发现，油气比较集中分布于超压顶面上下 300 m（1000 fi

8、）附近（图 14），油的高峰值偏上，位于超压面之上，而气的高峰值偏下，在超压面上，与超压带的过渡带相近。同时发现天然气的高峰值随着产层埋藏深度的变化，与超压顶面的相对关系也不同（图15）。在1200013000 ft、1400015000 ft、1600017000 ft三个深度内，随着生产层埋深的增加，高峰值远离超压顶面的深度逐渐加大；在 1800019000 ft时，峰值反而变浅，向超压顶面靠近，说明随着埋深加大、压力增加，盖层的完整性受到破坏，不利于天然气的保存。油气储量较多地分布于超压层顶面附近，其它地区也有这样的规律。如土库曼凹陷内，油气储量的89分布在压力系数为1114的压力带内，

9、在压力系数为1113的地层中分布着许多凝析气藏，仅有11的油气储量分布在压力系数为1417的地层内。南里海盆地也有这种规律，在古地台内烃类大多数聚集在压力系数为工3以上的压力带内；在准地台则聚集在压力系数为l0613之间的压力带内；而活动带的烃类多聚集在压力系数为1117的压力带内，虽然变化比较大，但同样也是压力过渡带为烃类集中分布带。这一分布特点是由其内在规律所决定的。很多盆地的生烃岩都位于超压带内，超压本身就是一个岩性物性封堵面，也是油气运移的平衡面，有利于油气的聚集。在强超压存在时，盖层的完整性受到破坏，一般情况下不利于油气的保存。因此，油气富集于压力过渡带的附近是其内在规律性的表现。无

10、可否认，随着超压带钻井的增加，其所占储量的比重也会有所增加，但不会改变其基本特点。过渡带的厚度和强度因具体的地质条件不同而有变化。如墨西哥湾西部地区，上部为砂岩，下部为泥岩，砂岩与泥岩分界明显，压力过渡带就在分界面附近，压力过渡带的厚度较小；而在墨西哥湾中心部分为砂泥岩互层，砂泥岩没有明显界面，压力过渡带较宽。所以过渡带的宽窄，与砂泥岩比例有关（图16）。第三节 不同成因的超压带与油气分布的关系超压体的成因是由多种因素造成的，可归纳为沉积型和构造型两类。沉积型成因以快速沉积造成的不均衡压实作用为主，带动水热增压作用、蒙脱石变成伊利石的成岩作用和烃类生成作用。构造型成因主要是由区域性抬升隆起等构

11、造应力作用形成的。快速沉积（形成时欠压实）作用长期被认为是导致超压形成的主要原因，其实质就是快速沉积引起沉积物的压实和孔隙中流体逸散之间不平衡关系所造成的。但是，要使超压在地质时期内得以保持，必须有充分限制流体外泄的封闭条件。超压体多出现在连续性较好、分布较广的区域性厚泥岩层（常为烃源岩）之中。 Power（1967）提出，蒙脱石转化为伊利石能导致高孔隙压力的形成，是基于粘土表面结构水的密度大于孔隙水，高密度水进人孔隙会使流体体积增大，导致高压产生。Foster、Custard和Plumleg等（1980）提出，粘土脱水导致渗透性的丧失，有利于超压形成的观点。而Anderson和Low的研究则

12、认为，结构水的密度并不大或仅稍大，难以形成异常高压。尽管对粘土转化导致增压的原因尚有不同认识，但粘土转化带与超压带之间在墨西哥湾区存在明显相关性的事实，使许多研究者（Bruce等，1984）认为，至少在海湾地区，粘土转化无疑是超压带形成的重要机理之一。Bruce（1984）还认为，粘土转化的温度在不同地区有所差异，且一般都超过Burst（1969）给出的90110的范围。干酪根成烃作用引起的超压作用是由Momper（1978）提出的。Momper认为，“烃类的形成有助于增压，但在成油高峰期，沥青质可能是孔隙增压的最大源泉，因为烃类生成能引起体积增加。根据有机质原始浓度及产油量计算，在有效烃源岩

13、系统内体积的纯增量可达到原始有机质体积的25%”。Meissner曾以威利斯顿盆地的巴肯页岩为例加以说明。该页岩是主要烃源岩，同时也是超压带。如果有机质热演化达到成气阶段，干酪根成气或石油裂解成气都可使气态烃的体积增大，增压现象更为显著。这是油气盆地中超压体形成的重要机制。Barker（1972）提出水热增压的观点。他认为，对一个封闭的多孔岩石系统，增温必然导致超压。这是因为石英颗粒的热膨胀率仅是水的1/15，热膨胀引起的水体积增大是不容忽视的。据Barker的资料，在地下6km处，地温梯度分别为1.8/hm、2.5/hm和3.6/hm时，水的体积增大率分别为3%、7%和15%。Hanshaw

14、和Zen（1965）提出渗透（析）增压（osmotic Pressuring）作用。他们认为，半渗透性的页岩与含盐度较高的储层接触带，具有类似于薄膜渗透性质，可以造成很大的压差。异常高的流体压力可以因局部或区域性的断裂、褶皱、侧向滑动、泥或盐的底辟、刺穿以及地震等因素，使深部高压流体侵人被封闭的浅部储集层，引起局部异常高压。 要强调的是，超压是上述多种因素互相叠置的结果，一般是以一种因素为主，其它因素为辅。有的专家认为，第三系盆地以不均衡压实作用为主，水热增压作用对体积影响较小（图17）；同时，粘土矿物成岩作用，水的体积增量容易被粘土体积的减量所抵消，这两种因素对形成超压影响较小。不同地区的主

15、要因素也不同，如美国落基山诸盆地就是由于烃类生成作用形成的超压，而墨西哥湾沿岸盆地的超压则是以快速沉积所形成的不平衡压实作用所造成的。从这两个地区的情况出发，形成了两个鲜明的学派。有的专家认为，二者关系密切，早期可能由于快速沉积水排不出去形成超压，但要保持长时间的超压状态，还有赖于后期生成的气体的介入。 更为重要的是，由于成因不同，油气分布特点也有所差别。下面对比快速沉降和热生烃这两种主要因素对油气分布的影响。不均衡压实作用：油气分布除位于生烃岩附近外，往往还远离生烃岩，特别是由于差异压实伴生着泥拱、盐丘和断层发育的地区或有大型三角洲插入的地区，油气往往沿着断层、泥拱、盐丘、三角洲砂岩体，做大

16、规模的纵向和横向的运移。如墨西哥湾地区大量第三系的油气，越来越多的人认为主要来自几千公尺以下的佛罗纪一白垩纪地层，油气是由深层的超压体向浅部的压力过渡带和正常压力区运移聚集。由烃类生成形成的高压异常，油气分布在生烃岩附近。近年发展起来的异常高压箱体化 的概念封存箱，就对这种类型做了很好的描述。Surdam等根据落基山拉勒拉米盆地第三 系和中生代地层含油气情况建立了异常高压箱内气藏形成和破坏过程的模式（图18）。在岩 性比较细的区域，超压系统顶部镜煤反射率、生烃指数、盖层能力明显增高，伊利石转化率由20%增加到85%，而且从无序变为有序。水的矿化度在常压区为1000010-6，而超压带为 350

17、0010-6。这些特点可作为划分超压面的特征，这也说明超压与常压之间是不联通的。在超压体内，随着越来越多的液态烃的生成及油转化为气，系统被气饱和，排驱自由水的压力大大提高，从而使得低渗透单元阻碍流体流动，形成毛细管压力封闭。内部毛细管三维圈闭可引起砂岩内流体互相隔离或压力箱体化，有时可把砂岩分隔成不同的箱体。但在箱内的砂岩也可能由于抬升或断裂活动，造成泄压。因此，超压体内的砂岩可以是高压也可能是低压（图19）。同时，在上述中生代下部富含有机质的页岩超压体以下，又出现常压的单相流动压力系统。落基山拉勒拉米盆地第三系和中生代地层中，在 70009000 ft层段以上为常压单相流，油气聚集受构造圈闭

18、或地层圈闭控制。而在 70009000 ft以下为超压系统，形成于白垩系泥岩，为富含油气的多相流体超压系统。这个系统的油气聚集不受构造和地层圈闭控制，而受控于孔隙度和渗透率较高的层段。对于储层物性相对较好、供烃能力强的地区，称之为“甜点”，成为“封存箱”超压系统内的找烃目标。怀俄明州立大学能源研究院估计，该州白垩系和古生界这种“封存箱”气藏的储量就有9600TCF。 对于烃类生成所形成超压体的关键是确定超压体的界面、确定超压体的三维边界和寻找超压体内的“甜点”。第四节 超压体对生烃有抑制作用超压盆地可以是含油盆地，也可以是含气盆地，这主要取决于烃源岩的于酪根类型和所处的生烃门限，这与正常压力系

19、统的盆地相似。但实际上很多含气盆地多具有超压的特点，超压油气生成的条件有别于正常压力盆地，除上述控制因素外，还与超压体有关。关于超压体对油气形成的作用，有三种看法；有人认为超压体比正常压力系统可增加镜煤反射率；有人则认为镜质反射率会减少；也有人认为与正常压力系统相同，没有变化。但越来越多的专家认为超压体对油气的生成有抑制作用。据尤英塔盆地显示，镜煤反射率的变化在常压区是正常的，随埋深增加而增加。但在超压体内，镜煤反射率R。随深度增加变化不大。在马哈坎三角洲也有相似的情况，镜煤反射率随深度的变化在压力过渡带迅速增加，而进人超压作则增加不明显（图1-10）。 从莺一琼盆地崖城21-l、崖城35l-

20、l和乐东30-1-1A井埋深与R0关系图（图111）也可看出这种关系，在进人超压体后，Ro增加不明显。这些事实说明，超压体对干酪根的转化起着抑制作用。原苏联莫斯科古勃金石油学院B11叶尔英金等总结世界600个油气田的实际资料后，提出了有机质的演化不仅受温度的影响，尤其受超压的影响。随着压力系数的增加，油气演化受到明显的抑制（图112）。既然在超压体内油气的生成受到抑制，超压体内饱含的大量的天然气又是从哪里来呢？在正常压力系统内，天然气的形成无疑取决于生烃母质和是否进人生气门限。很多学者认为，在高温超压条件下，这些天然气主要不是来自干酪根的转化，而是由石油裂解形成的。对粉河盆地Mowry页岩，采

21、用Tlssot Suw。lie动力学参数计算结果说明，常压中大多数烃源岩生成的液态烃已被排出。超压地层中液态烃仍遗留于富含有机质的页岩中。通过对Mowry页岩样作核磁共振（NMR）的分析结果表明，在超压顶面以下，脂肪族不存在了，但残余油还没有排出，这说明超压体页岩中没有生成液态烃的能力（图I13）。1988年，根据Mack和Guigley两人提供的动力学参数，计算出粉河盆地中心油变成气和干酪根变成气的转换比，说明超压体内干酪根转化为气的转换比很小，主要是由油转换为气，其转换比相差近10倍，说明气体主要是由液态烃裂解而成的。对其形成的过程，RSSundam曾提出过较详细的模式。周中毅等（1985

22、）针对新疆塔北中生代生油岩的成熟度较低，其R0值只有0.6，生物标记化合物及可溶组分有机地球化学成熟度也比较低，但粘土矿物的热演化程度则比较高等。造成有机质比粘土矿物成熟度及热演化程度偏低的原因，曾明确地提出是由于地层压力对烃类有保护作用，即异常高的地层压力抑制和延缓了有机质的热演化。为了证实这个推断，他们选窳艘豢槟嘌已泛鸵豢榛已已方惺匝椋笛槲露任300和400两个温度点，这是因为以往的实验已证明，在一定压力条件（5kgf/cm2）下，产油高峰时的温度为350，在常压下要低一些。这两个温度点能在不同压力条件下观察到生油高峰前后的变化。分别取2000 kgf/cm2、750 kgf/cm2和常压

23、三个压力点进行试验。试验结果有以下几点结论：（1）在温度为300时，随着压力的增加，泥岩和灰岩样品的液态烃产量均增加，泥岩增加比灰岩大。从常压2000 kgf/cm2压力下，液态烃产量增加一倍以上，但总产气率和可燃气体产率均相应地下降。当温度为400时，随着压力的增加，总产气率也下降，而液态烃的产量表现为先增加而后下降。氢指数（IH）在2000 kgf/cm2压力下比在750 kgf/cm2压力下高出一倍。这些都说明，处于生油阶段的生油岩，如果施加一定压力，将会延缓由油向气转化的过程；而进入生油阶段的生油岩，如果热力作用相同，则较大的压力将抑制干酷根的成油降解，直接由干酷根降解成气。这证明，压

24、力无论对干酷根或油气都能延缓其成熟演化的进程。（2）在主要产出无机气体阶段（300左右），随压力增加，将会产出更多的无机气体。在主要产出烃类气体阶段（380），压力增加会产出更多的烃类气体，但气体的总产率随着压力的增加而下降。(3）在相同的温度条件下，压力上升促使液态烃中烷烃的含量增加，而极性组分（包括沥青质）的含量下降。芳香烃的变化是随压力的增加，含量下降。这说明，在相同热力作用下，压力有助于沥青质进一步裂解为饱和烃和芳香烃。因此，适当的压力才有助于芳香烃的形成。他们的试验说明，压力的增大，对有机质的热演化起到抑制作用，相对而言，压力对粘土矿物的热演化以及裂变径迹退火作用就没有影响。1979

25、年，Durand和Oudin通过对马哈坎油气成因的分析提出，在达到超压带之后，游离烃含量迅速减少。钻达这一层段时，在储层中见到的烃类仅仅是气体。经显微镜鉴定表明，超压带内的干酪根是由液态烃类热解产生的残余物（焦沥青）组成的。由于在超压带中流体延迟驱出和温度增加，液态烃历经热裂解，一方面产生轻质产物，如天然气，另一方面芳香族浓缩导致焦沥青的形成。焦沥青较原始有机质更易裂化，一旦达到超压带，只能找到轻质的烃类，即主要是天然气。因此，他们依据生油窗带和超压带的相对关系，解析了马哈坎三角洲从生油岩中生成不同烃类类型的以下三种成因（图114）。（1）生油窗全部或大部处于超压带之上。该当区生油窗都没有超压

26、梯度，以产液态烃为主，如克兰布区。（2）生油窗局部与超压带重合，能生成液态烃类的生油窗区间很狭。生油窗局部与超压带重合部分产生的石油全部裂解为气，如汗迪尔油田，既有油又有气。（3）生油窗全部在超压带内，生成的石油不能被驱走，而在原地转化为气。如巴达克地区，生油窗一开始就在超压带内，以产气为主。上述例子说明，超压带对油气生成的影响不同于正常压力带。它对于沉积剖面中油气生成和流体性质起着重要的作用，也对其运移机理具有重大的影响。第五节 孔隙流体压力和盖层影响超压带油气的富集天然气与石油相比，无论在物理或化学特性上均存在明显的差异。天然气能以水溶、油溶、游离扩散等多种方式运移，活动性强。这使天然气在

27、纵横向的运移强度都可能比石油大得多。由于天然气的分子直径小、密度小扩散能力强，对盖层封闭的要求也就更高。因此，人们研究天然气聚集条件时，首先想到的往往是盖层条件。由于天然气与石油在性质上的差异，天然天然气在运聚上也有它的特性。郝石生等明确提出了“天然气运聚动平衡的原理”，认为在气藏形成过程中，始终存在着两个同时发生而又相互消长的过程：一是从烃源岩生成的天然气，运移进人圈闭的过程；另一个就是已聚集在圈闭内的天然气不断逸散，形成聚散动平衡的过程。这种形晒淌随着地质条件的变化而不断变化的。郝石生等把处于“供气”大于“散失”阶段的成藏期，称之为“储量递增期”；处于“供气”与“散失”大致相等的成藏期称为

28、“储量稳定期”；处于“供气”小于“散失”的成藏期称为“储量递减期”。 在超压环境下，这种聚散变化过程比常压情况更为活跃。随着沉积埋藏的加深，压力温度不断增加，增强了油气扩散和运移作用，特别是改变了盖层的封闭条件。 盖层封闭天然气一般具有三种形式，即物性封闭、超压封闭和浓度封闭。超压层，往往具有物性封闭和超压封闭的作用。如郝石生等所描述（图1-15），在欠压实泥岩段顶、底靠近储层处，在压实过程中，孔隙水得已充分排出，形成上、下压实段，而中间，由于孔隙水不能充分排完，形成欠压实带。上下压实段的毛细管压力大于中间欠压实段的毛细管压力，起着物性封闭作用。中间欠压实段，毛细管压力虽比上、下压实段低，但其

29、内部存在着异常高的孔隙流体压力，使毛细管压力与孔隙流体压力之和明显大于上下压实段的毛细管压力，其封闭能力更强。压力封闭与物性封闭在超压带往往是一对孪生兄弟，但压力封闭明显优于物性封闭。根据刘方槐（1992）计算，压力系数为13的欠压实泥岩，依靠异常孔隙流体压力封闭的气柱高度比依靠毛细管阻力封闭的气柱高度大11倍。由此可见，超压带本身就是一个重要的封闭盖层。孙嘉陵等认为，压力封闭的实质就是一种动态封闭。在超压层内的润湿性超压流体存在着克服毛细管力向低势方向流动的趋势（包括向气层方向），而在储层中非润湿性的气体，在运移散失的过程中，它不仅要克服储、盖层间的毛细管压差，巨大势差。由此可知，压力封闭的

30、实质就是储层与盖层间由于压力差异形成的不同润湿性流体的势差与毛细管力的综合体现，只不过其中流体势差表现明显，起主导作用而已。超压体内储层孔隙流体压力的大小与盖层破裂压力的关系是影响超压体油气富集的重要条件。储层内流体压力不能过高，太高时容易影响盖层的有效性和气体从水溶液出溶聚集成藏。从墨西哥湾维克斯堡阶孔隙压力与破裂压力关系图上可以看出（图116），在图上的右下角为孔隙压力大于破裂压力区，油气田很少，大量油气田分布于孔隙压力小于破裂压力的压力区间内。从图1-17北海中央地堑流体压力与漏失压力随深度变化曲线可以看出：最小漏失趋势线小于静岩压力趋势，油气田分布于最小漏失趋势线与静水压力区间内。从墨

31、西哥湾电缆测试（RFT）数据国（图l18）也可看出相似的关系，即油气田分布在漏失压力以下。与岩石的自然破裂压力一般相当的压力系数为1.963，即压力梯度为19.63 kPam。Du Rouchet曾做过定量解析：当超压体系中的孔隙压力达到上覆地层静压力的 7090时（此压力大致等于上覆地层的平均压力梯度0.23 kgfcm2地层深度），超压体系开始产生裂缝，且裂缝带可达数千英尺。随着裂缝的产生，烃类和其它孔隙流体排出地层，压力逐渐下降，当孔隙压力下降到上覆地层静压力的60%时，裂缝合拢而形成新的封闭系统。伴随着沉积盆地不断充填，生烃一承压一排烃的过程往复循环出现，导致超压顶面不断向上推移。图1

32、19表示北海维京地堑（挪威区）地层超压与深度的关系。由图可见，油气田也分布于静水压力梯度和盖层破裂区域之间的区间内。Timko Su Fertl根据墨西哥湾6070年代钻的几百口生产井（有工业价值和无工业价值）的资料分析，提出用页岩电阻率比值法，即页岩正常电阻率与由于欠压实实测电阻率比值来判断井下是否有工业价值的油藏。压力梯度越大，电阻率比越高，反之越低，如图1-20所示。在电阻率比值小于16时，具有工业价值的油田占 90，而电阻率比小于 30时，即相当压力梯度0.68 psift以下（为压力过渡带），具商业性的油气藏为99，而钻井费用仅占地区总费用的50。在电阻率比为335时，仅有少量具工业

33、价值的油气藏，通常是由l2口井控制的小油藏。电阻率比值大于3.5时，则找不到具工业价值的油藏，但钻井费用却占地区总费用的50。图l-21是墨西哥湾沿岸区超压与钻井成功率的关系图，从中可以明显地发现等效气储量的成功率随超压升高而急剧下降。这一经验关系可能反映了自然水力压裂引起盖层完整性的降低。从图1-22可以看出，北海中部已钻圈闭，随着其有效应力的减少，干井的可能性更大，见油的可能性小。根据GSchaar（1976）对文莱一巴兰三角洲24口井钻遇烃类井的统计（见1-24），在常压下找到液态烃占40%，气态烃占54%；当压力系数达到1.48时，找到液态烃的可能性占17.8%,气态烃占27.4%，水

34、占54.8%。当压力系数达到1.92时，液态烃占7%，气态烃占13.5%，水占83%。当压力系数达到2.1时，找到油气的可能性等于零。从上述各种统计资料可以看出，把盖层的破裂压力作为成藏的界线，实际上一般相当于破裂压力的70%90%就开始漏失。图1-23表示上覆压力与孔隙流体压力的关系。由于岩性不同，破裂压力也有所不同。如盐岩和石膏、软泥岩、有较大的塑性，破裂压力较大，可封盖压力较高的气田。上述统计资料可能有它的局限性。虽然近十多年在超压带钻井增加，已发现较多的油气储量，但对超压带油气的分布规律还有待进一步认识。从动态平衡的观点出发，充分考试到盖层作用，认为形成大气田要具备良好的区域盖层、要有

35、丰富的气源、生气高峰及以后有比较稳定的大地构造环境以及生气高峰时代越新越好等条件。第六节 低势区和低势层是油气运聚的主要场所在高温超压地层中，随着埋深的加大，成熟的烃类由源岩向储层运移，烃类以溶解状态储存在孔隙水中。当储层孔隙流体压力大于盖层破裂压力时，封隔层就产生水力压裂出现微裂隙，高压带的流体便沿着微裂隙以混相状态（溶解气水、游离气和油）向外涌流。当温度压力降低到饱和温度压力之下时，外溢的混相流体开始出现油、气、水的分离，溶解在地层水中的天然气大量出溶，游离气相大量增加，聚集成藏。随着压力的下降，裂缝关闭，形成新的封隔层。Hunt（1990）指出，当压力系数降到大致为1.2-1.3时，裂缝

36、重新闭合或被方解石脉充填。这种过程周而复始，形成幕式的运聚动平衡。这个过程与常压条件下明显不同之处在于，一是油气的聚散完全处于动平衡的状态；二是运移机理以脉冲式混相涌流为主，不同于常压条件下天然气多以分子扩散和渗流为主的运移机理；三是在超压条件下，烃类以溶解状态存在于孔隙水中，天然气生成运移聚集过程中始终和水处于同一系统中，只有出溶才能成藏。在高温超压条件下，天然气溶解度非常大。LCPrice在高温高压条件下对甲烷和C1C34；的原油馏分做试验，测定它们在水中的溶解度发现，在高温条件下（154）甲烷在水中的溶解度与温度和压力呈明显的正相关。伴随着温度压力的增加，溶解度也增加。温度对溶解度的影响

37、比压力更大，是非线性的。当温度250时，甲烷在水中溶解度急剧上升。在较低温度时，压力成为影响溶解度的重要因素，随压力增加，溶解度急剧增加。重烃在水中的溶解度，随着温度的增加，各种烃类在水中的溶解度也迅速上升，与甲烷的特征相似。温度仍是影响溶解度的重要因素。分子量越高的组分，随温度升高，溶解度增加更快（图 125）。如在 350，压力为 25 MPa条件下，C24一C34组分的水溶解度是其在100时的6865倍；而在同样条件下，C1一C10组分在水中的溶解度仅增加 715倍。这一特性说明，如果在运移过程中，随着运移距离增加，温度下降，则较重的烃类首先从水中析出，比较轻的烃类首先富集起来。但较重的

38、烃类与甲烷不同的是，在恒温条件下，当压力增加时，溶解度反而降低，而且重组分降低的速度快，呈线性关系。据 LCPrice试验，在 250C时，大约相当于地下 5700m时（按地温梯度为 4Ihm计算），烃源岩已处于高成熟阶段，甲烷在水中溶解度达 22.25m3m3（按正常压力梯度估算压力），由于甲烷溶解及深部CO2气的溶解，使水中重烃溶解度增加。如若运移至150时的相应深度时（约3400m），在正常静水压力下，甲烷在水中溶解度仅为 10.82m3m3，将有一半的甲烷从水中释出。这说明在运移过程中或幕式混相涌流运移中，随着温度、压力的下降，特别是温度的下降，各种烃类溶解度都在降低，从而由初期的水相运移过渡到以混相运移为主，成为向圈闭汇聚成藏的主要运移方式。Timko和 Fertl（1990）根据墨西哥湾60口高压井的资料，绘出地层压力梯度和温度文绘图（图126、27）。可以看出，当温度高于138时，出现2个相区，在压力较低时以天然气为主，压力较高时则为水溶气。说明在高温高压条件下为水溶气藏，而高温低压时为气藏。马西莫夫等在观察了许多盆地之后发现，只有液态烃才能以游离状态运移，而天然气则呈水溶状态运移。因此，只在饱和压力和地层压力平衡带，天然气才能以游离状态运移。总之，在盆地深部孔隙流体饱和的烃类，要使一部分石油和