2024, Vol. 36
2. 西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室, 西安 710065;
3. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083;
4. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院, 新疆 克拉玛依 834000
,
ZHANG Fengqi1,2
,
JIANG Qingchun3,
LU Xuesong3,
LIU Gang3,
WEI Yanzhao3,
LI Shubo4,
JIANG Wenlong4
2. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology, Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;
4. Research institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China
准噶尔盆地阜康凹陷康探1、康探2等重点探井在深层二叠系均已获得高产工业油气流，预示着该地区深层、超深层是未来油气勘探的一个重要领域[1]。油气勘探实践表明，阜康凹陷深层、超深层普遍发育异常高压，且深层发育的异常高压相较于中、浅层具有压力系数更高、过剩压力更大等特点[2-3]，异常高压的形成与演化对油气生成、运移、成藏以及后期的保存具有关键性的控制作用[4-5]。众多学者已在准噶尔盆地中央坳陷超压形成机制及其演化特征方面进行了大量研究[6-7]，有关该地区超压成因方面主要有以下几种认识：Guo等[8]认为准噶尔盆地中央坳陷泥岩的超压成因主要为欠压实和生烃作用，侏罗系砂岩储层中主要为超压传递和欠压实作用；杨智等[9]认为该地区侏罗系储层内超压传递增压为深层二叠系超压流体沿断裂传递而形成；宫亚军等[10]认为储层超压的主要成因不是欠压实作用，而是超压传递和成岩共同作用。在超压演化评价方面，谭绍泉等[11]主要运用盆地模拟技术和流体包裹体定量恢复了准噶尔盆地中央坳陷侏罗系储层中地层压力的演化过程，但研究主要针对侏罗系，对其深部二叠系的相关研究较少。相较于准噶尔盆地中央坳陷侏罗系，二叠系超压强度更大，不同构造位置其超压变化也更大，其形成演化过程也更为复杂，因而不同构造位置二叠系超压演化的差异性过程特征尚不明确。
利用测井、录井、钻井、实测地层压力及钻井液密度等资料，对准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系不同岩性的超压成因进行综合分析，结合实际地质情况，基于盆地模拟技术，对各类型机制超压进行定量恢复，厘清不同岩性超压的演化特征以及不同构造部位各机制贡献率的分布特征，以期为该地区后期深层的勘探和开发提供参考。
1 地质概况准噶尔盆地是我国西北地区重要的含油气盆地之一，由准南冲断带、中央坳陷、陆梁隆起、乌伦古凹陷、东部隆起与西部隆起等6个一级构造单元组成[12-13]。阜康凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷带的东南部，是盆地六大生烃凹陷之一[14]，其西至莫南凸起，东抵北三台凸起、西泉隆鼻，北至白家海凸起、东道海子凹陷，南接霍玛吐背斜和阜康断裂带[15]（图 1a）。阜康凹陷先后经历了海西、燕山、喜马拉雅等多期构造运动，东部的北三台凸起经历持续抬升的过程。燕山运动是研究区二叠系后期重要的改造时期，在侏罗纪末至白垩纪初，阜康凹陷东部二叠系抬升要远大于西部凹陷深处，使研究区整体呈现“东高西低”的斜坡特征[16-18]。阜康凹陷由北向南发育阜北、阜中、阜南3个凹槽区，西泉鼻隆南北两翼分别发育阜南、阜中凹槽，南翼的阜南凹槽坡度较缓，北翼的阜中凹槽坡度较陡[19]。剖面线所在的位置自西向东依次为凹陷区、斜坡带、凸起区3个构造位置。
|
下载原图 图 1 准噶尔盆地阜康凹陷构造位置（a）及二叠系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic location (a) and stratigraphic column of Permian (b) of Fukang Sag, Junggar Basin |
二叠系是阜康凹陷重要的勘探层系，自下而上发育芦草沟组（P2l）和上乌尔禾组（P3w）（图 1b）。中二叠统芦草沟组发育芦一段中砂岩、细砂岩、粉砂岩和芦二段、芦三段粉砂岩-泥岩互层，其中芦二段、芦三段深湖—半深湖相泥岩的有机质含量高，主体为Ⅱ1—Ⅱ2型，是研究区深层系的主要烃源岩层。上二叠统上乌尔禾组发育乌一段和乌二段砂砾岩、中砂岩、细砂岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、薄层泥岩及乌三段厚层泥岩，其中乌一段、乌二段的中砂岩、细砂岩和砂砾岩是研究区深层主要的储集层，上覆乌三段的厚层泥岩是研究区深层良好的盖层。研究区二叠系主要发育源-储紧邻的大型油气藏[20]。
2 现今地层压力分布特征选取准噶尔盆地阜康凹陷东部钻遇目的层10口井的钻井液密度及实测地层压力资料来分析现今地层压力分布。由于研究区目的层实测地层压力资料较少，仅有阜中凹槽区F47，KT1这2口井的4个实测点，而多数井都具有钻井液密度资料，一般情况下钻井液密度对应的压力换算值略大于其对应的实测地层压力系数，一定程度上能反映地层压力的分布特征，因此本次研究借助钻井液密度的变化趋势来反映地层压力的变化特征。阜康凹陷东部地区二叠系埋深为3 000~6 000 m，地层压力系数为1.36~1.88，过剩压力为12~49 MPa，根据李伟等[21]的分类方式，研究区发育弱超压—强超压（图 2）。阜康凹陷不同构造部位二叠系超压具有较大差异，凸起区二叠系地层压力系数为1.36~1.59，过剩压力为12~23 MPa；斜坡带二叠系地层压力系数为1.52~1.79，过剩压力为24~37 MPa；凹陷区二叠系地层压力系数为1.50~1.88，过剩压力为23~ 49 MPa。由此可见，研究区凹陷区二叠系发育的超压最强，斜坡带次之，凸起区相对最弱。
|
下载原图 图 2 准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系深度与压力系数、地层压力的关系 Fig. 2 Relationships of burial depth with pressure coefficient and formation pressure of Permain in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
运用测井和录井资料识别岩性，筛选出准噶尔盆地阜康凹陷东部地区典型井泥岩段的声波时差、密度、中子孔隙度和地层电阻率，并计算泥岩密度孔隙度和声波孔隙度[22-24]，密度孔隙度φd计算公式[25-26]为
| $ \varphi_{\mathrm{d}}=\frac{\rho_{\mathrm{ma}}-\rho_{\mathrm{b}}}{\rho_{\mathrm{ma}}-\rho_{\mathrm{f}}} $ | (1) |
式中：ρma为泥岩的骨架密度，取2.71 g/cm3；ρb为密度测井曲线值，g/cm3；ρf地层中流体密度，取1.02 g/cm3。
| $ \varphi_{\mathrm{s}}=\left(\frac{1}{C_{\mathrm{P}}}\right) \frac{\Delta t-\Delta t_{\mathrm{ma}}}{\Delta t_{\mathrm{f}}-\Delta t_{\mathrm{ma}}} $ | (2) |
式中：CP为利用密度孔隙度和声波时差得到的校正系数，取2.05；Δt为声波时差测井值，μs/m；Δtma为泥岩骨架声波时差，区域内拟合取176.8 μs/m；Δtf为孔隙流体声波时差，取620 μs/m。
运用密度-垂向有效应力关系判识超压成因时，首先依据Terzaghi有效应力原理计算出垂向有效应力，为上覆载荷减去地层的孔隙流体压力，而上覆载荷可以通过地层密度延深度积分求取；然后，利用正常压实段泥岩的密度和垂向有效应力数据，建立正常压实段密度与垂向有效应力关系[29]来判断储层超压的形成机制。
3.2 超压成因判识判识阜康凹陷东部二叠系超压成因主要依据阜中凹槽区斜坡带F47井和KT1井的实测地层压力数据。F47井泥岩综合压实曲线（图 3）显示，在深度约为4 000 m时，声波时差、密度、电阻率开始发生反转，偏离正常压实的趋势，钻井液密度由1.2 g/cm3增大到1.6 g/cm3，在深度为5 094 m处实测地层压力为76.78 MPa，压力系数为1.51，由此可判识该井克拉玛依组（T2k）底部及下伏地层内发育超压。F47井二叠系沉积厚度为480 m，泥地比为43.4%，且超压顶面下伏地层中泥岩的密度孔隙度和声波孔隙度均高于正常压实段，表现出异常高孔隙度的欠压实特征（图 3）。上乌尔禾组欠压实超压泥岩点在声波速度-密度交会图版上显示偏离了正常压实趋势线（图 4a），由此判定上乌尔禾组泥岩段超压除了欠压实作用，还有流体膨胀作用。储层实测压力段邻近泥岩点投影在密度-垂向有效应力图版上[30]处于卸载曲线的位置，垂向有效应力明显降低（图 4b），可见除了上述欠压实作用外，超压传递也是上乌尔禾组储层的一种重要超压成因。
|
下载原图 图 3 准噶尔盆地阜康凹陷东部F47井泥岩综合压实曲线 Fig. 3 Comprehensive compaction curves of mudstone of well F47 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
|
下载原图 图 4 准噶尔盆地阜康凹陷东部F47井超压成因判识相关参数的关系 Fig. 4 Relationships among related parameters for overpressure origin identification of well F47 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
KT1井泥岩综合压实曲线显示（图 5），在埋深约为4 000 m时，声波时差、密度、电阻率开始发生反转，偏离正常压实的趋势，钻井液密度由1.4 g/cm3逐渐增大至1.6 g/cm3，可推知在郝家沟组（T3hj）底部及下伏地层中发育超压系统。二叠系沉积期，KT1井中—上二叠统沉积厚度为598 m，泥地比为43.2%，具备形成欠压实作用的地质条件。此外，在超压顶面下伏地层中泥岩的密度孔隙度和声波孔隙度均高于正常压实段，表现出异常高孔隙度的欠压实特征（图 5）。研究区芦草沟组的欠压实泥岩点落在正常压实曲线的下方（图 6a），可知芦草沟组泥岩的声波时差明显增大，声波速度降低，且东部地区的芦草沟组是一套中等—好的规模生油岩，可以判定芦草沟组超压泥岩段除了欠压实作用，还有生烃作用。上乌尔禾组泥岩点处于加载曲线上（图 6a），有欠压实增压作用特征；储层实测压力段邻近泥岩点处在卸载曲线的位置（图 6b），垂向有效应力明显降低，表明上乌尔禾组储层中有超压传递作用。结合地质条件，发现储层内发育原生孔隙，表明欠压实作用也是研究区上乌尔禾组储层的一种超压成因。
|
下载原图 图 5 准噶尔盆地阜康凹陷东部KT1井泥岩综合压实曲线 Fig. 5 Comprehensive compaction curves of mudstone in well KT1 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
|
下载原图 图 6 准噶尔盆地阜康凹陷东部KT1井超压成因判识相关参数的关系 Fig. 6 Relationships among related parameters for overpressure origin identification of well KT1 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
综合上述2口典型井的判识结果，研究区芦草沟组烃源岩的超压成因有欠压实作用和生烃作用；上乌尔禾组储层中超压成因由超压传递、欠压实共同作用；上乌尔禾组泥岩盖层超压成因为欠压实作用。
3.3 基于测井数据计算现今储层超压传递的贡献量传递型超压会造成被增压段有效应力的减小，而减小量为图 4（b）和图 6（b）中的ΔP段，恰好等于超压的传递量[31-32]，此时地层孔隙度不会回弹，密度也不会发生变化。在明确超压成因的基础上，利用密度-垂向有效应力关系对阜康凹陷东部地区各单井超压传递增压量进行计算（表 1）。计算结果显示：F47井上乌尔禾组在深度为5 094 m储层中的超压传递增压量为20.47 MPa，贡献率为78.86%；KT1井上乌尔禾组在深度为5 030 m储层中的超压传递增压量为22.11 MPa，贡献率为58.46%。由于KT1井西断裂的发育，KT1井超压传递增压量较大。由此得出，阜康凹陷东部地区上乌尔禾组储层中超压传递增压量约占总过剩压力的58%~79%。上述超压成因的判识以及超压传递增压量计算的结果表明，研究区上乌尔禾组储层中超压的主要成因为超压传递作用，其次为欠压实作用。
|
下载CSV 表 1 准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系上乌尔禾组储层超压传递增压量 Table 1 Calculation of pressurization of overpressure transference of Permian Upper Urho Formation in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
准噶尔盆地阜康凹陷东部地区埋藏史、热演化史及生排烃史的定量模拟结果与地层超压演化紧密联系[8]，地表温度、热流值、剥蚀量以及烃源岩的有机碳（TOC）含量和氢指数（HI）是数值模拟过程中的重要参数。模拟中采用PetroMod软件中Auto Swit自动生成的地表温度，大地热流值借鉴李振华等[33]和支剑丽等[34]的研究成果，石炭纪热流值约为90 mW/m2。早二叠世开始缓慢降低，到早三叠世末期，降量为3~8 mW/m2，中三叠世到早侏罗世末期，热流值从刚开始的持续高热流时期降到48~ 62 mW/m2，晚侏罗世开始逐渐下降，到现今为38~ 43 mW/m2。凹陷深处构造抬升作用不强烈，在侏罗纪末期和白垩纪末期各经历了1期小幅度抬升剥蚀。根据何海清等[12]关于研究区芦草沟组烃源岩层地化数据，该区已有多口井钻遇二叠系芦草沟组芦二段、芦三段烃源岩，烃源岩的有机质含量高，TOC为0.65%~6.72%，平均值为2.16%，生烃潜量S1+S2为0.36~26.28 mg/g，平均值为7.00 mg/g，有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，为一套中等—好的烃源岩。其中KT1井芦草沟组烃源岩层TOC为3.12%，HI为300 mg/g。对原始有机质含量和原始氢指数等重要的烃源岩参数进行恢复[35]，用实测温度和实测镜质体反射率（Ro）约束模拟结果。KT1井埋藏史、热演化史模拟结果（图 7）显示，研究区二叠系现今埋深最大，温度为125~140 ℃，Ro在现今最大，为1.0%~1.3%，处于晚期生油气阶段。
|
下载原图 图 7 准噶尔盆地阜康凹陷东部KT1井埋藏史、热演化史模拟 Fig. 7 Burial history, thermal history simulation of well KT1 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
运用数值模拟软件（PressMod）定量模拟研究区芦草沟组烃源岩、上乌尔禾组储集层以及上乌尔禾组泥岩盖层的过剩压力随时间的变化[36]，综合考虑构造应力和垂向载荷（欠压实作用）双重压实作用对地层压力的影响，借鉴郭小文等[37]的生烃增压的评价模型，结合研究区实际地质条件，总结阜康凹陷东部地区不同岩性过剩压力演化过程的特征。
4.2.1 芦草沟组烃源岩过剩压力演化特征F47井在西泉隆鼻附近，局部缺失二叠系芦草沟组烃源岩层，本次模拟选定F47井邻近位置发育有该套烃源岩的人工井RG3，以恢复F47井附近烃源岩层过剩压力的演化特征。早三叠世，RG3井芦草沟组烃源岩层生烃增压开始出现；侏罗纪末期到早白垩世和白垩纪末期，研究区经历了2期小幅度构造抬升，降低了地层的过剩压力（图 8）；现今，地层过剩压力最大为32 MPa，生烃增压贡献率为54%，欠压实增压贡献率为46%。KT1井演化过程与RG3井类似，现今地层过剩压力最大为42 MPa，生烃增压贡献率为51%，欠压实增压贡献率为49%。
|
下载原图 图 8 准噶尔盆地阜康凹陷东部RG3井（a）和KT1井（b）二叠系芦草沟组烃源岩过剩压力演化 Fig. 8 Excess pressure evolution in source rocks of Permian Lucaogou Formation of well RG3 (a) and well KT1 (b) in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
运用数值模拟的方法定量恢复上乌尔禾组储层由于欠压实作用产生的过剩压力，与基于测井数据评价出欠压实增压（总过剩压力减去超压传递增压量）的结果一致。由于地质历史超压传递增压的演化过程受到圈闭形成、断裂开启以及背斜形成等因素的影响[38]，而这些因素演化过程较为复杂，因此结合研究区实际地质情况，厘清上乌尔禾组储层具备超压传递作用的几个关键地质历史时期，进而对超压传递大小进行推测，同时计算出现今超压传递的总量。研究区上乌尔禾组圈闭的主要形成时期是晚三叠世至晚侏罗世，这一时期烃源岩欠压实作用和生烃作用较弱，过剩压力为5~10 MPa，且燕山运动早期形成的断裂在此时期并不活跃[13]，因此该时期超压传递增压量较小；断裂开启和背斜构造开始形成时期是晚侏罗世末期到早白垩世，该时期芦草沟组烃源岩生烃作用和欠压实作用已经基本形成，过剩压力为20~25 MPa，其通过断裂和背斜构造传递到储层当中[39]，此段时期超压传递增压量相对较大；早白垩世末期至现今，芦草沟组烃源岩生烃增压持续增大，过剩压力为25~50 MPa；后期的喜马拉雅运动在阜康凹陷东部的改造作用不明显，超压传递增压量相对较小。为了定量恢复研究区上乌尔禾组储层中超压传递增压的演化过程，结合上述超压传递增压的定性认识，晚三叠世至晚侏罗世、晚侏罗世末期到早白垩世、早白垩世末期至现今3个时期超压传递增压量分别占总超压传递增压量的10%，70% 和20%，而现今总超压传递增压量已利用密度与垂向有效应力关系求出。因此，研究区上乌尔禾组储层的超压传递增压演化的3个阶段为：晚三叠世至晚侏罗世，上乌尔禾组储层中的超压传递量缓慢增大为2~3 MPa；晚侏罗世末期至早白垩世，超压传递量快速增大为16~17 MPa；早白垩世末期至现今，超压传递量持续缓慢增大为20~22 MPa（图 9）。
|
下载原图 图 9 准噶尔盆地阜康凹陷东部F47井（a）和KT1井（b）二叠系上乌尔禾组储层过剩压力演化 Fig. 9 Excess pressure evolution in reservoirs of Permian Upper Urho Formation of well F47 (a) and well KT1 (b) in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
上乌尔禾组乌三段厚层泥岩是研究区良好的区域性盖层。前文分析已揭示欠压实作用是泥岩盖层中的增压方式，随着泥岩盖层持续深埋，过剩压力逐渐增大，在侏罗纪末期和白垩纪末期小幅度构造抬升作用下，过剩压力有所减小，至现今过剩压力达到最大（图 10）。
|
下载原图 图 10 准噶尔盆地阜康凹陷东部F47井（a）和KT1井（b）二叠系上乌尔禾组乌三段盖层欠压实作用过剩压力演化 Fig. 10 Excess pressure evolution in caprocks of the third member of Permian Upper Urho Formation of well F47 (a) and well KT1 (b) in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
为进一步研究阜康凹陷的过剩压力分布情况，在阜康凹陷深处设置了2口人工井（图 11）。模拟结果显示，阜康凹陷不同构造部位的过剩压力分布及贡献率具有较大差异。在凸起区、斜坡带、凹陷区，芦草沟组烃源岩生烃增压量分别为3~5 MPa，17~28 MPa，37~48 MPa；生烃增压贡献率分别为22%~25%，51%~67%，61%~69%；欠压实增压量分别为12~14 MPa，13~21 MPa，20~30 MPa；欠压实增压贡献率分别为74%~77%，51%~66%，61%~69%（图 12）。综上所述，研究区芦草沟组烃源岩生烃增压贡献率由凸起区向凹陷区依次增大，而欠压实增压贡献率由凸起区至斜坡带明显降低，由斜坡带至凹陷区变化趋势不明显，说明凹陷区主要的增压作用为生烃增压（图 12）。
|
下载原图 图 11 准噶尔盆地阜康凹陷东部过KT5井—F43井近东西向剖面的过剩压力分布（据文献[16]修改，剖面线见图 1a） Fig. 11 Distribution of excess pressure near NW-trending across wells KT5 to F43 in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
|
下载原图 图 12 准噶尔盆地阜康凹陷东部典型井二叠系芦草沟组烃源岩超压构成直方图 Fig. 12 Histogram of overpressure of different origins in the source rocks of Permian Lucaogou Formation of typical wells in eastern Fukang Sag, Junggar Basin |
依据不同构造部位不同岩性各机制超压演化过程的定量评价结果，结合阜康凹陷二叠系关键油气运聚时期，即晚侏罗世末期至早白垩世[39]，研究区芦草沟组烃源岩生烃增压及欠压实作用已经形成，源储过剩压力差在凸起区、斜坡带、凹陷区分别为5~6 MPa，10~12 MPa，17~32 MPa，为油气沿断裂提供了充注动力条件。晚侏罗世末期，上乌尔禾组储层欠压实作用也已经基本形成，抑制了储层的压实作用，保存了上乌尔禾组储层中部分原生孔隙；早白垩世末期，超压传递使上乌尔禾组储层中地层压力增大，过剩压力为16~17 MPa，其抑制了后期的压实作用，进一步保留了原生孔隙，从而改善储集空间[40]。阜康凹陷东部上乌尔禾组泥岩盖层厚度普遍为65~90 m，在凹陷区厚度可达150 m，泥岩盖层过剩压力在凸起区、斜坡带、凹陷区分别为9~10 MPa，13~17 MPa，16~28 MPa，泥岩盖层中发育的超压可以为储层中油气提供超压封闭条件，进一步增强盖层的封闭能力[41]。因此，研究区深层二叠系不同岩性地层超压的差异性演化对其油气分布具有重要影响，对下步勘探选区和部署具有重要指导作用。
5 结论（1）准噶尔盆地阜康凹陷东部地区二叠系地层压力系数为1.36~1.88，发育弱超压—超强压，阜康凹陷不同构造部位二叠系超压具有较大差异，凹陷区发育的超压幅度最强，斜坡带次之，凸起区相对较弱。
（2）研究区二叠系超压成因较为复杂，芦草沟组烃源岩层为生烃和欠压实作用；上乌尔禾组储层为超压传递和欠压实作用；上乌尔禾组泥岩盖层为欠压实作用。
（3）研究区芦草沟组烃源岩和上乌尔禾组盖层超压具有稳定增大的特征。芦草沟组烃源岩不同构造部位生烃增压贡献率具有较大差异，由凹陷区、斜坡带至东部凸起区，生烃增压贡献率逐渐降低；上乌尔禾组泥岩盖层欠压实增压量也有类似特征；上乌尔禾组储层超压演化经历了晚三叠世至晚侏罗世缓慢增大、晚侏罗世末期至早白垩世快速增大、早白垩世末期至现今缓慢增大3个阶段，其中超压传递增压对现今储层超压的贡献率为58.46%~78.86%。
| [1] |
何海清, 范土芝, 郭绪杰, 等. 中国石油"十三五"油气勘探重大成果与"十四五"发展战略. 中国石油勘探, 2021, 26(1): 17-30. HE Haiqing, FAN Tuzhi, GUO Xujie, et al. Major achievements in oil and gas exploration of PetroChina during the 13th Five-Year Plan period and its development strategy for the 14th Five-Year Plan. China Petroleum Exploration, 2021, 26(1): 17-30. |
| [2] |
吴海生, 郑孟林, 何文军, 等. 准噶尔盆地腹部地层压力异常特征与控制因素. 石油与天然气地质, 2017, 38(6): 1135-1146. WU Haisheng, ZHENG Menglin, HE Wenjun, et al. Formation pressure anomalies and controlling factors in central Juggar Basin. Oil & Gas Geology, 2017, 38(6): 1135-1146. |
| [3] |
孙靖, 尤新才, 薛晶晶, 等. 准噶尔盆地异常压力特征及其对深层-超深层致密储层的影响. 石油与天然气地质, 2023, 44(2): 350-365. SUN Jing, YOU Xincai, XUE Jingjing, et al. Characteristics of abnormal pressure and its influence on deep and ultra-deep tight reservoirs in the Junggar Basin. Oil & Gas Geology, 2023, 44(2): 350-365. |
| [4] |
鲁雪松, 赵孟军, 张凤奇, 等. 准噶尔盆地南缘前陆冲断带超压发育特征、成因及其控藏作用. 石油勘探与开发, 2022, 49(5): 859-870. LU Xuesong, ZHAO Mengjun, ZHANG Fengqi, et al. Characteristics, origin and controlling effects on hydrocarbon accumulation of overpressure in foreland thrust belt of southern margin of Junggar Basin, NW China. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(5): 859-870. |
| [5] |
鲁雪松, 张凤奇, 赵孟军, 等. 准噶尔盆地南缘高探1井超压成因与盖层封闭能力. 新疆石油地质, 2021, 42(6): 666-675. LU Xuesong, ZHANG Fengqi, ZHAO Mengjun, et al. Genesis of overpressure and sealing ability of caprocks in well Gaotan 1 in the southern margin of Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 2021, 42(6): 666-675. |
| [6] |
何生, 何治亮, 杨智, 等. 准噶尔盆地腹部侏罗系超压特征和测井响应以及成因. 地球科学, 2009, 34(3): 457-470. HE Sheng, HE Zhiliang, YANG Zhi, et al. Characteristics, welllog responses and mechanism of overpressure within the Jurassic Formation in central part of Junggar Basin. Earth Science, 2009, 34(3): 457-470. DOI:10.3321/j.issn:1000-2383.2009.03.010 |
| [7] |
于景维, 任伟, 王武学, 等. 阜东斜坡中侏罗统头屯河组异常高压形成机理. 新疆石油地质, 2015, 36(5): 521-525. YU Jingwei, REN Wei, WANG Wuxue, et al. Formation mechanism of Toutunhe abnormal pressure of Middle Jurassic in Fudong slope area, Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 2015, 36(5): 512-525. |
| [8] |
GUO Xiaowen, HE Sheng, LIU Keyu, et al. Generation and evolution of overpressure caused by hydrocarbon generation in the Jurassic source rocks of the central Junggar Basin, northwestern China. AAPG Bulletin, 2019, 103(7): 1553-1574. DOI:10.1306/1213181614017139 |
| [9] |
杨智, 王京红, 林森虎, 等. 准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气成藏机制. 中国石油大学学报(自然科学版), 2011, 35(3): 19-25. YANG Zhi, WANG Jinghong, LIN Senhu, et al. Hydrocarbon accumulation mechanism near top overpressured surface in central Junggar Basin. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2011, 35(3): 19-25. DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2011.03.004 |
| [10] |
宫亚军, 张奎华, 曾治平, 等. 准噶尔盆地阜康凹陷侏罗系超压成因、垂向传导及油气成藏. 地球科学, 2021, 46(10): 3588-3600. GONG Yajun, ZHANG Kuihua, ZENG Zhiping, et al. Origin of overpressure, vertical transfer and hydrocarbon accumulation of Jurassic in Fukang Sag, Junggar Basin. Earth Science, 2021, 46(10): 3588-3600. |
| [11] |
谭绍泉, 曾治平, 宫亚军, 等. 准噶尔盆地腹部超压控制烃、储演化与油气充注过程. 断块油气田, 2014, 21(3): 287-291. TAN Shaoquan, ZENG Zhiping, GONG Yajun, et al. Control of abnormal overpressure on hydrocarbon-reservoir evolution and hydrocarbon filling process in central of Junggar Basin. Fault-Block Oil & Gas Field, 2014, 21(3): 287-291. |
| [12] |
何海清, 支东明, 唐勇, 等. 准噶尔盆地阜康凹陷康探1井重大突破及意义. 中国石油勘探, 2021, 26(2): 1-11. HE Haiqing, ZHI Dongming, TANG Yong, et al. A great discovery of well Kangtan 1 in the Fukang Sag in the Junggar Basin and its significance. China Petroleum Exploration, 2021, 26(2): 1-11. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2021.02.001 |
| [13] |
刘俊榜, 李培俊, 胡智, 等. 准噶尔盆地东部地区燕山运动期断裂控藏机制. 新疆石油地质, 2014, 35(1): 5-11. LIU Junbang, LI Peijun, HU Zhi, et al. Hydrocarbon accumulation mechanisms controlled by Yanshanian faults in eastern Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, 35(1): 5-11. |
| [14] |
刘海磊, 朱永才, 刘龙松, 等. 准噶尔盆地阜康断裂带上盘二叠系芦草沟组页岩油地质特征及勘探潜力. 岩性油气藏, 2023, 35(4): 90-101. LIU Hailei, ZHU Yongcai, LIU Longsong, et al. Geological characteristics and exploration potential of shale oil of Permian Lucaogou Formation in hanging wall of Fukang fault zone, Junggar Basin. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(4): 90-101. |
| [15] |
李树博, 郭旭光, 郑孟林, 等. 准噶尔盆地东部西泉地区石炭系火山岩岩性识别. 岩性油气藏, 2021, 33(1): 258-266. LI Shubo, GUO Xuguang, ZHENG Menglin, et al. Lithology identification of Carboniferous volcanic rocks in Xiquan area, eastern Junggar Basin. Lithologic Reservoirs, 2021, 33(1): 258-266. |
| [16] |
马超, 吴孔友, 裴仰文, 等. 准噶尔盆地东部构造特征及演化定量分析. 地质力学学报, 2019, 25(3): 313-323. MA Chao, WU Kongyou, PEI Yangwen, et al. Quantitative analysis of tectonic characteristics and evolution in the eastern Junggar Basin. Journal of Geomechanics, 2019, 25(3): 313-323. |
| [17] |
柳忠泉, 赵乐强, 曾治平, 等. 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油成藏条件. 岩性油气藏, 2023, 35(3): 126-137. LIU Zhongquan, ZHAO Leqiang, ZENG Zhiping, et al. Shale oil accumulation conditions of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(3): 126-137. |
| [18] |
焦悦, 吴朝东, 王家林, 等. 天山东段地区二叠系芦草沟组沉积特征与古环境对比. 古地理学报, 2023, 25(2): 277-342. JIAO Yue, WU Chaodong, WANG Jialin, et al. Comparative study on sedimentary characteristics and palaeoenvironment of the Permian Lucaogou Formation in eastern Tianshan Mountains. Journal of Palaeogeography(Chinese Edition), 2023, 25(2): 277-342. |
| [19] |
武小宁, 邓勇, 林煜, 等. 准噶尔盆地阜东斜坡石炭系有利岩相预测及勘探方向. 岩性油气藏, 2023, 35(4): 125-136. WU Xiaoning, DENG Yong, LIN Yu, et al. Prediction of favorable lithofacies and exploration direction of Carboniferous in Fudong slope, Junggar Basin. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(4): 125-136. |
| [20] |
匡立春, 支东明, 王小军, 等. 准噶尔盆地上二叠统上乌尔禾组大面积岩性-地层油气藏形成条件及勘探方向. 石油学报, 2022, 43(3): 325-340. KUANG Lichun, ZHI dongming, WANG Xiaojun, et al. Hydrocarbon accumulation conditions and exploration directions of large-scale lithologic-stratigraphic oil and gas reservoirs in Upper Wuerhe Formation of Upper Permain in Junggar Basin. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(3): 325-340. |
| [21] |
李伟, 陈竹新, 黄平辉, 等. 中国中西部典型前陆盆地超压体系形成机制与大气田关系. 石油勘探与开发, 2021, 48(3): 536-548. LI Wei, CHEN Zhuxin, HUANG Pinghui, et al. Formation of overpressure system and its relationship with the distribution of large gas fields in typical foreland basins in central and western China. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(3): 536-548. |
| [22] |
何玉, 周星, 李少轩, 等. 渤海湾盆地渤中凹陷古近系地层超压成因及测井响应特征. 岩性油气藏, 2022, 34(3): 60-69. HE Yu, ZHOU Xing, LI Shaoxuan, et al. Genesis and logging response characteristics of formation overpressure of Paleogene in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin. Lithologic Reservoirs, 2022, 34(3): 60-69. |
| [23] |
刘桃, 刘景东. 欠压实与流体膨胀成因超压的定量评价. 石油学报, 2018, 39(9): 971-979. LIU Tao, LIU Jingdong. Quantitative evaluation on overpressure generated from undercompaction and fluid expansion. Acta Petrolei Sinica, 2018, 39(9): 971-979. |
| [24] |
BOWERS G L. Detecting high overpressure. The Leading Edge, 2002, 21(2): 174-177. DOI:10.1190/1.1452608 |
| [25] |
TINGAY M R P, HILLIS R R, SWARBRICK R E, et al. Origin of overpressure and pore-pressure prediction in the Baram province, Brunei. AAPG Bulletin, 2009, 93(1): 51-74. DOI:10.1306/08080808016 |
| [26] |
TEIGE G M G, HERMANRUD C, WEZSAAS L, et al. The lack of relationship between overpressure and porosity in North Sea and Haltenbanken shales. Marine and Petroleum Geology, 1999, 16(4): 321-324. DOI:10.1016/S0264-8172(98)00035-X |
| [27] |
OSBORNE M J, SWARBRICK R E. Mechanisms of generating overpressure in sedimentary basins: A reevaluation. AAPG Bulletin, 1997, 81(6): 1023-1041. |
| [28] |
TINGAY M R P, MORLEY C K, LAIRD A, et al. Evidence for overpressure generation by kerogen-to-gas maturation in the northern Malay Basin. AAPG Bulletin, 2013, 97(4): 639-672. DOI:10.1306/09041212032 |
| [29] |
赵靖舟, 李军, 徐泽阳. 沉积盆地超压成因研究进展. 石油学报, 2017, 38(9): 973-998. ZHAO Jingzhou, LI Jun, XU Zeyang. Advances in the origin of overpressures in sedimentary basins. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(9): 973-998. |
| [30] |
BOWERS G L. Pore pressure estimation from velocity data: Accounting for overpressure mechanisms besides undercompaction. SPE Drilling & Completion, 1995, 10(2): 89-95. |
| [31] |
范昌育, 王震亮, 张凤奇. 库车坳陷克拉苏冲断带传递型超压的识别、计算及其主控因素. 中国石油大学学报(自然科学版), 2014, 38(3): 32-38. FAN Changyu, WANG Zhenliang, ZHANG Fengqi. Identification, calculation and main controlling factors of overpressure transferred by fault in Kelasu thrust belt of Kuqa depression. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2014, 38(3): 32-38. DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2014.03.005 |
| [32] |
范昌育, 王震亮, 王爱国, 等. 柴达木盆地北缘鄂博梁构造带超压形成机制与高压气、水层成因. 石油学报, 2015, 36(6): 699-706. FAN Changyu, WANG Zhenliang, WANG Aiguo, et al. Mechanisms for overpressure generation and origin of overpressured gas and aquifer layers Eboliang structure belt, northern Qaidam Basin. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(6): 699-706. |
| [33] |
李振华, 陈刚, 丁超, 等. 准噶尔盆地北部燕山中期古地温梯度恢复. 地质科技情报, 2014, 33(4): 31-36. LI Zhenhua, CHEN Gang, DING Chao, et al. Paleogeothermal gradient recovery in Middle of Yanshanian in northern Junggar Basin. Geological Science and Technology Information, 2014, 33(4): 31-36. |
| [34] |
支剑丽, 杜劲松, 陈超. 准噶尔盆地及邻区的岩石圈大尺度热结构特征. 地球科学, 2018, 43(增刊2): 103-118. ZHI Jianli, DU Jinsong, CHEN Chao. Characteristics of largescale thermal structure in lithosphere beneath Junggar Basin and surroundings. Earth Science, 2018, 43(Suppl 2): 103-118. |
| [35] |
金强. 生油岩原始有机碳恢复方法的探讨. 石油大学学报(自然科学版), 1989, 13(5): 1-10. JIN Qiang. The restoration of initial organic carbon in source rocks. Journal of the University of Petroleum, China(Edition of Natural Science), 1989, 13(5): 1-10. |
| [36] |
张凤奇, 鲁雪松, 卓勤功, 等. 准噶尔盆地南缘下组合储层异常高压成因机制及演化特征. 石油与天然气地质, 2020, 41(5): 1004-1016. ZHANG Fengqi, LU Xuesong, ZHUO Qingong, et al. Genetic mechanism and evolution characteristics of overpressure in the lower play at the southern margin of the Junggar Basin, northwestern China. Oil & Gas Geology, 2020, 41(5): 1004-1016. |
| [37] |
郭小文, 何生, 郑伦举, 等. 生油增压定量模型及影响因素. 石油学报, 2011, 32(4): 637-644. GUO Xiaowen, HE Sheng, ZHENG Lunju, et al. A quantitative model for the overpressure caused by oil generation and its influential factors. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(4): 637-644. |
| [38] |
YARDLEY G S, SWARBRICK R E. Lateral transfer: A source of additional overpressure?. Marine and Petroleum Geology, 2000, 17(4): 523-527. DOI:10.1016/S0264-8172(00)00007-6 |
| [39] |
刘得光, 王屿涛, 杨海波, 等. 准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区的原油成因与分布. 中国石油勘探, 2023, 28(1): 94-107. LIU Deguang, WANG Yutao, YANG Haibo, et al. Genesis types and distribution of crude oil in Fukang Sag and its peripheral bulges, Junggar Basin. China Petroleum Exploration, 2023, 28(1): 94-107. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.009 |
| [40] |
杨韬政, 刘成林, 田继先, 等. 柴达木盆地大风山凸起地层压力预测及成因分析. 岩性油气藏, 2023, 35(1): 96-107. YANG Taozheng, LIU Chenglin, TIAN Jixian, et al. Prediction and genesis of formation pressure in Dafengshan uplift, Qaidam Basin. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(1): 96-107. |
| [41] |
范彩伟, 贾茹, 柳波, 等. 莺歌海盆地中央坳陷带成藏体系的盖层评价及控藏作用. 岩性油气藏, 2023, 35(1): 36-48. FAN Caiwei, JIA Ru, LIU Bo, et al. Caprock evaluation and its reservoir control of different accumulation systems in central depression zone of Yinggehai Basin. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(1): 36-48. |