馮 沖, 陳 程 , 李夢(mèng)瑤, 張 磊,朱 濤, 許 濤, 鄒賢利

1)中國(guó)石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū)石油學(xué)院, 新疆克拉瑪依 834000;2)中國(guó)地質(zhì)科學(xué)院地質(zhì)力學(xué)研究所, 北京 100081;3)中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣地質(zhì)力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 100081;4)中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院, 新疆克拉瑪依 834000

超壓就是地層孔隙流體壓力高于相同深度的靜水壓力。沉積盆地中普遍發(fā)現(xiàn)超壓(Hunt, 1990)。超壓的成因有三大類(Zeng et al., 2010; Bjorlykke et al., 2010; Tingay et al., 2013): ①孔隙空間縮小, 包括構(gòu)造擠壓作用和壓實(shí)不均衡作用; ②孔隙流體體積增大, 包括烴類的生成、石油裂解為天然氣、地層溫度的增加和成巖作用; ③其它作用, 包括壓力傳導(dǎo)、浮力等。其中, 構(gòu)造擠壓作用、壓實(shí)不均衡作用和烴類的生成作用是全球典型盆地超壓形成的主因。超壓對(duì)油氣的生成、運(yùn)移、聚集和保存具有重要的意義(Law and Dickinson, 1985; Hunt, 1990;Putnam and Ward, 2001; Law, 2002)。超壓可以抑制有機(jī)質(zhì)熱演化, 擴(kuò)大了烴源巖生烴深度范圍和有效時(shí)間(Hao et al., 1996, 2007)。超壓可以使巖石產(chǎn)生裂縫, 使封閉的斷層開(kāi)啟, 提高油氣運(yùn)移效率(Márquez and Mountjoy, 1996)。超壓與浮力結(jié)合, 使油氣克服毛細(xì)管阻力, 由超壓區(qū)向低壓區(qū)運(yùn)移(Hunt, 1990; Lee and Williams, 2000)。儲(chǔ)集層中的超壓可以支撐更多的垂向應(yīng)力, 延遲成巖演化, 使儲(chǔ)集層保留更多的原生孔隙, 提高孔隙度和滲透率。超壓也可以提高蓋層封閉能力。古地層壓力恢復(fù)的方法有很多種, 常用的方法包括盆地模擬方法(王鑫等, 2017; Lonardelli et al., 2017)、流體包裹體方法(吳強(qiáng), 2019; 王尉等, 2021)、泥巖聲波時(shí)差法(付廣等, 2002; 劉震等, 2012)、地震速度法(劉震等, 1993;劉靜靜等, 2015)等。邱楠生等(2020)提出了在超壓主控因素定量分析的基礎(chǔ)上, 約束現(xiàn)今預(yù)測(cè)的地層壓力和盆地模擬法恢復(fù)的古地層壓力, 并最終獲得地層的壓力演化過(guò)程。

準(zhǔn)噶爾盆地是中國(guó)西部典型的超壓盆地, 盆地內(nèi)部多個(gè)地區(qū)發(fā)現(xiàn)超壓, 存在多種超壓成因的解釋。盆地南部始新統(tǒng)以下地層中出現(xiàn)超壓, 壓力系數(shù)可達(dá) 2.3, 主要成因?yàn)閴簩?shí)不均衡作用和構(gòu)造擠壓作用(李忠權(quán)等, 2001; 王震亮等, 2003; 李鐵軍,2004; 羅曉容等, 2004)。盆地中部侏羅系以下地層出現(xiàn)超壓, 壓力系數(shù)可達(dá) 2.05, 主要成因?yàn)闊N類的生成作用(何生等, 2009), 侏羅系致密泥巖地層延滯了壓力的釋放(查明等, 2000)。盆地西北部三疊系及以下地層中也出現(xiàn)超壓, 壓力系數(shù)可達(dá)1.8。近幾年勘探證明, 盆地西北部高產(chǎn)油藏往往發(fā)育超壓。例如, M18井地層壓力系數(shù)高達(dá) 1.74, 日產(chǎn)油氣當(dāng)量40.13 t; Ah011井地層壓力系數(shù)高達(dá)1.63, 日產(chǎn)油氣當(dāng)量50.17 t。超壓已然是高產(chǎn)油藏形成的重要控制因素, 但是盆地西北部目前只針對(duì)重點(diǎn)井和 1條剖面現(xiàn)今地層壓力做過(guò)簡(jiǎn)單預(yù)測(cè)和分析(馮沖等,2014), 剖面和平面的地層壓力演化和分布特征尚未系統(tǒng)研究。Feng et al.(2019)根據(jù)流體包裹體均一化溫度和埋藏-溫度史判斷, 百口泉組存在兩期原油充注歷史, 分別對(duì)應(yīng)早侏羅世(200—190 Ma)和早白堊世(140—90 Ma)。關(guān)鍵成藏期古壓力的分布特征是控制油氣運(yùn)、聚的關(guān)鍵因素, 從而影響高壓高產(chǎn)油藏的進(jìn)一步勘探。針對(duì)上述問(wèn)題, 利用聲波測(cè)井和 2D盆地模擬技術(shù), 得到準(zhǔn)噶爾盆地西北部超壓的分布和演化, 并分析了超壓演化對(duì)油氣運(yùn)移和成藏的影響。

1 研究區(qū)概況

1.1 構(gòu)造單元和地層

研究區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北部, 包括瑪湖凹陷,以及凹陷西北斜坡的烏夏斷裂帶、克百斷裂帶和中拐凸起北部, 凹陷東南的石英灘凸起、英西凹陷、三個(gè)泉凸起、夏鹽凸起和達(dá)巴松凸起的大部分地區(qū)(雷德文等, 2014) (圖1)?，F(xiàn)今研究區(qū)構(gòu)造平緩, 為向東南方向傾斜的單斜, 下三疊統(tǒng)百口泉組地層傾角平均為 2°～4°(雷德文等, 2014)。

根據(jù)鉆井資料得到由下至上的地層, 包括(圖1): 石炭系(C), 二疊系的佳木禾組(P1j)、風(fēng)城組(P1f)、夏子街組(P2x)和下烏爾禾組(P2w), 三疊系的百口泉組(T1b)、克拉瑪依組(T2k)和白堿灘組(T3b),以及侏羅系(J)和白堊系(K) (Feng et al., 2019)。其中,風(fēng)城組為本地區(qū)主力烴源巖, 近幾年在百口泉組砂礫巖儲(chǔ)集層中有重大發(fā)現(xiàn)。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地西北部位置圖和地層柱狀圖(雷德文等, 2014; Feng et al., 2019)Fig.1 Location map and generalized stratigraphy of the Northwest Junggar Basin (after LEI et al., 2014; Feng et al., 2019)

1.2 超壓發(fā)育特征和成因機(jī)理

(1)超壓發(fā)育特征

通過(guò) DSTs得到地層壓力, 并計(jì)算得到地層壓力系數(shù)(圖2)。絕大多數(shù)井在侏羅系和上—中三疊統(tǒng)中并未發(fā)現(xiàn)明顯的超壓(壓力系數(shù)小于1.2)。下三疊統(tǒng)百口泉組發(fā)現(xiàn)明顯的超壓, 壓力系數(shù)最大達(dá)到1.8, 地層壓力介于20～80 MPa之間。二疊系和石炭系地層中也發(fā)現(xiàn)明顯的超壓, 壓力系數(shù)最大接近1.8。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地西北部地層壓力系數(shù)、地層壓力散點(diǎn)圖(Feng et al., 2019)Fig.2 Pressure coefficient-depth and pressure-depth plots in Northwest Junggar Basin (Feng et al., 2019)

(2)超壓成因機(jī)理

準(zhǔn)噶爾盆地西北部超壓成因機(jī)理復(fù)雜。馮沖等(2014)認(rèn)為百口泉異常高壓的主要成因是壓實(shí)不均衡作用, 西北邊緣斷裂帶附近異常高壓形成的主要因素是深部地層超壓沿?cái)鄬觽鲗?dǎo)作用。瞿建華等(2014)認(rèn)為異常高壓是由于油氣(特別是天然氣)大量注入, 地層出現(xiàn)排水不暢, 從而造成地層壓力升高。李軍等(2020)認(rèn)為下三疊統(tǒng)百口泉組, 以及二疊系上、下烏爾禾組等源上礫巖大油區(qū)儲(chǔ)集層中發(fā)育的超壓主要為壓力傳導(dǎo)成因, 超壓源為主力烴源巖二疊系風(fēng)城組生烴膨脹形成的超壓。張浩等(2022)認(rèn)為礫巖油層的超壓主要由泥巖欠壓實(shí)形成?？偨Y(jié)可知, 準(zhǔn)噶爾盆地西北部超壓主要成因機(jī)理為欠壓實(shí)作用和壓力傳導(dǎo)作用, 生烴作用對(duì)烴源巖地層超壓的形成也有一定貢獻(xiàn)。

2 地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)

2.1 地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)方法

現(xiàn)今單井地層壓力是根據(jù)測(cè)井聲波時(shí)差資料,利用等效深度法預(yù)測(cè)的, 公式如下:

式中:P為地層壓力;ρr為上覆巖石平均密度;ρw為地層水密度; Δt為泥巖的聲波時(shí)差; Δt0為地表附近泥巖的聲波時(shí)差;c為正常壓實(shí)趨勢(shì)線斜率;z為埋深。

例如 M18井(圖 3), 測(cè)井聲波時(shí)差在縱向上明顯分成兩段, 其中深度大于2600 m時(shí), 聲波時(shí)差明顯偏大, 由聲波時(shí)差預(yù)測(cè)的地層壓力值也異常偏大,表明這個(gè)深度以下的地層中存在超壓。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地西北部M18井聲波時(shí)差和盆地模擬預(yù)測(cè)的地層壓力與鉆井實(shí)測(cè)的地層壓力比較Fig.3 Comparison between the formation pressure predicted by acoustic time difference and basin simulation of well M18 in Northwest Junggar Basin and that measured by drilling

烴源巖和儲(chǔ)集層的地層壓力演化是利用PetroMod軟件中的二維模擬得到的, 平面圖是模擬得到的數(shù)值進(jìn)行內(nèi)插的方法得到的。一共選取了9條剖面進(jìn)行了盆地模擬(剖面位置見(jiàn)圖1)。模擬過(guò)程中需要設(shè)置邊界條件和斷層的屬性。邊界條件包括: 古地表溫度、古水深和熱流值。研究區(qū)位于北緯50°附近, 設(shè)置古地表溫度為年平均溫度10 ℃。研究區(qū)從石炭紀(jì)以后全部為陸地環(huán)境, 設(shè)置古水深為0 m。2004年新疆油田公司根據(jù)鏡質(zhì)體反射率和埋藏史模擬, 恢復(fù)了準(zhǔn)噶爾盆地西北部的古地溫梯度; 王社教等(2000)和邱楠生等(2001)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地不同類型的巖石的熱導(dǎo)率進(jìn)行了測(cè)量, 認(rèn)為泥巖的熱導(dǎo)率值平均為 1.827 W/(m·K), 砂巖的熱導(dǎo)率平均值為 2.219 W/(m·K), 火成巖的熱導(dǎo)率平均值為 2.087 W/(m·K), 本次模擬取巖石熱導(dǎo)率為2 W/(m·K)。根據(jù)古地溫梯度和巖石熱導(dǎo)率, 得到各時(shí)期的熱流值(圖4)。斷層屬性是根據(jù)原油充注歷史判斷的。充注期斷層是重要的垂向輸導(dǎo)體, 將充注期斷層設(shè)置為開(kāi)啟狀態(tài)。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地西北部大地?zé)崃餮莼卣?據(jù)王緒龍, 2004修改)Fig.4 Evolution characteristics of heat flow in Northwest Junggar Basin (modified from WANG, 2004)

2.2 地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)結(jié)果分析

地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)結(jié)果是根據(jù)鉆井實(shí)測(cè)地層壓力值來(lái)檢驗(yàn)的。首先, 通過(guò)鉆井實(shí)測(cè)地層壓力值標(biāo)定測(cè)井預(yù)測(cè)的地層壓力, 來(lái)提高單井現(xiàn)今地層壓力預(yù)測(cè)的精度; 其次, 通過(guò)測(cè)井預(yù)測(cè)的地層壓力標(biāo)定盆地模擬得到的現(xiàn)今地層壓力, 以驗(yàn)證盆地模擬恢復(fù)地層壓力的準(zhǔn)確性。表1中給出了地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)結(jié)果的誤差。測(cè)井預(yù)測(cè)的現(xiàn)今地層壓力,絕對(duì)誤差在 1～4 MPa之間, 相對(duì)誤差在1.67%～8.57%之間。盆地模擬法預(yù)測(cè)的現(xiàn)今地層壓力, 絕對(duì)誤差在 3～7 MPa之間, 相對(duì)誤差在3.30%～8.57%之間。地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)結(jié)果誤差在合理范圍內(nèi)。

表1 地層壓力預(yù)測(cè)和恢復(fù)誤差Table 1 Formation pressure prediction and recovery errors

3 地層壓力結(jié)構(gòu)和演化特征

3.1 現(xiàn)今地層壓力結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)測(cè)井聲波時(shí)差, 計(jì)算得到單井現(xiàn)今地層壓力。研究區(qū)單井地層壓力結(jié)構(gòu)可以分為三類(圖5)。第一類地層壓力結(jié)構(gòu)可以分為上部常壓和下部超壓兩段, 下段剩余壓力大小穩(wěn)定, 主要分布在瑪湖凹陷、夏鹽凸起和達(dá)巴松凸起地區(qū), 包括 Mh1井、M18井、M15井、Ak1井、D9井、Xy1井和Xy2井等; 第二類地層壓力結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為地層壓力和剩余壓力都是由上至下逐漸增大, 但是剩余壓力值較小,超壓不明顯, 主要分布在西北邊緣斷裂帶和夏鹽凸起北部地區(qū), 包括井X81井、Bq1井、Jl8井和Yb2井等; 第三類地層壓力結(jié)構(gòu)發(fā)育上下兩套明顯超壓的地層, 而其間地層超壓不明顯, 目前只發(fā)現(xiàn) X72井屬于這一類型。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地西北部現(xiàn)今三類單井地層壓力結(jié)構(gòu)分布圖Fig.5 Distribution of three types of single wells’formation pressure structures in Northwest Junggar Basin

3.2 地層壓力演化特征

由地層剩余壓力剖面演化特征可知(圖 6): 由古至今, 研究區(qū)各地層超壓逐漸變大, 超壓由淺部地層向深部地層逐漸變大; 侏羅紀(jì)初期到白堊紀(jì)初期, 研究區(qū)西北部地層沉積厚度大, 超壓值最大;現(xiàn)今, 研究區(qū)東南部達(dá)巴松凸起地層沉積厚度大,超壓值最大。

圖6 盆地模擬A-A’剖面地層壓力演化結(jié)果Fig.6 Model results showing the pressure evolution of the A-A’ section

由白堊紀(jì)初期百口泉組頂面壓力系數(shù)等值線圖可知(圖 7a), 異常高壓在研究區(qū)東南部最發(fā)育,壓力系數(shù)最大可達(dá) 1.5, 由東南向西北方向壓力系數(shù)遞減?，F(xiàn)今, 百口泉組頂面超壓顯著增大, 達(dá)巴松凸起壓力系數(shù)可達(dá) 1.8左右, 壓力系數(shù)變化趨勢(shì)仍然由東南向西北方向遞減(圖7b)。

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地西北部三疊系百口泉組早白堊世(a)和現(xiàn)今(b)地層壓力系數(shù)等值線圖Fig.7 Contour maps of formation pressure coefficient in Early Cretaceous (a) and present (b)of Triassic Baikouquan Formation in Northwest Junggar Basin

由侏羅紀(jì)初期風(fēng)城組頂面壓力系數(shù)等值線圖可知(圖 8a), 由研究區(qū)中部向東、向西兩個(gè)方向壓力系數(shù)遞減, 最大壓力系數(shù)可達(dá)1.4。由白堊紀(jì)初期風(fēng)城組頂面壓力系數(shù)等值線圖可知(圖 8b), 研究區(qū)中部和南部地區(qū)異常高壓最發(fā)育, 壓力系數(shù)最大可達(dá)1.6。現(xiàn)今, 達(dá)巴松凸起風(fēng)城組頂面壓力系數(shù)可達(dá)1.9左右, 壓力系數(shù)由研究區(qū)東南向西北方向遞減(圖 8c)。

4 高壓油藏成藏有利動(dòng)力條件

由準(zhǔn)噶爾盆地西北部風(fēng)城組烴源巖地層壓力演化特征可知(圖 8b), 成藏關(guān)鍵期早白堊世風(fēng)城組烴源巖壓力系數(shù)高, 大部分地區(qū)壓力系數(shù)大于 1.2,最高壓力系數(shù)達(dá)到了1.6。由圖9可知, 現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的百口泉組致密砂礫巖高產(chǎn)井均分布在風(fēng)城組烴源巖古壓力系數(shù)大于 1.4的范圍內(nèi)?？梢?jiàn), 風(fēng)城組烴源巖在排烴期具有明顯的異常高壓。烴源巖發(fā)育的異常高壓可以迫使封閉性的斷層開(kāi)啟成為有效的原油運(yùn)移通道。

圖8 準(zhǔn)噶爾盆地西北部二疊系風(fēng)城組烴源巖早侏羅世(a)、早白堊世(b)和現(xiàn)今(c)地層壓力系數(shù)等值線圖Fig.8 Contour maps of formation pressure coefficient in Early Jurassic (a), Early Cretaceous (b) and present (c)of Permian Fengcheng Formation in Northwest Junggar Basin

圖9 早白堊世二疊系風(fēng)城組古壓力系數(shù)、風(fēng)城組與百口泉組古剩余壓力梯度和現(xiàn)今百口泉組產(chǎn)油氣井疊合圖Fig.9 Superimposed map of Early Cretaceous Permian paleopressure coefficient of Fengcheng Formation,paleo-overpressure gradient of Fengcheng Formation and Baikouquan Formation and oil-gas producing wells in Baikouquan Formation

由準(zhǔn)噶爾盆地西北部風(fēng)城組烴源巖和百口泉組儲(chǔ)集層剩余地層壓力可知(圖 6b), 成藏關(guān)鍵期早白堊世, 風(fēng)城組烴源巖存在明顯的地層剩余壓力,而百口泉組儲(chǔ)集層地層剩余壓力低, 烴源巖與儲(chǔ)集層之間存在明顯的剩余壓力差, 大部分地區(qū)源-儲(chǔ)剩余壓力差值在10 MPa到25 MPa之間。根據(jù)盆地模擬演化結(jié)果, 得到風(fēng)城組和百口泉組地層古埋深和古剩余壓力, 并進(jìn)一步得到風(fēng)城組與百口泉組垂向上的古剩余壓力梯度等值線圖。由圖 9可知, 現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的百口泉組致密砂礫巖高產(chǎn)井幾乎全部分布在古剩余壓力梯度大于8 MPa/km的范圍內(nèi)。明顯的源-儲(chǔ)剩余壓力差有利于油氣垂向運(yùn)移到致密砂礫巖儲(chǔ)集層中, 并聚集形成古油藏。

由準(zhǔn)噶爾盆地西北部百口泉組儲(chǔ)集層地層壓力演化特征可知(圖 7b), 現(xiàn)今百口泉組儲(chǔ)集層發(fā)育異常高壓, Mh1-M18-Yb1以南的地區(qū)壓力系數(shù)普遍大于 1.5。尤其部分異常高壓突變位置, 如 Mh1、M18、Yb1附近。根據(jù)壓力結(jié)構(gòu)分析(圖5), Mh1和M18井區(qū)為第一類壓力結(jié)構(gòu), 其下段剩余壓力大小穩(wěn)定。羅曉容(2004)通過(guò)研究準(zhǔn)噶爾盆地南緣泥巖壓實(shí)曲線及壓力分布特征認(rèn)為, 斷層連通地層壓力均為超壓但按靜水壓力梯度隨深度增加?？梢?jiàn), 這些地區(qū)高的地層壓力可能與油氣充注伴隨的壓力傳導(dǎo)有關(guān)。由圖 9可知, 目前發(fā)現(xiàn)的百口泉組致密砂礫巖高產(chǎn)井主要分布在 Mh1和 M18井區(qū), 為高壓油藏成藏的有利地區(qū)。

5 結(jié)論

本文通過(guò)地層壓力的預(yù)測(cè)和恢復(fù)探究了準(zhǔn)噶爾盆地西北部地層壓力演化特征及對(duì)油氣運(yùn)移的影響, 得到以下結(jié)論:

(1)測(cè)井預(yù)測(cè)準(zhǔn)噶爾盆地西北部單井現(xiàn)今地層壓力, 地層壓力結(jié)構(gòu)可以分為三類: 第一類地層壓力結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為下部超壓段剩余壓力大小穩(wěn)定, 主要分布在瑪湖凹陷、夏鹽凸起和達(dá)巴松凸起地區(qū); 第二類地層壓力結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為超壓段剩余壓力向下逐漸增大,超壓不明顯, 主要分布在西北邊緣斷裂帶和夏鹽凸起北部地區(qū); 第三類地層壓力結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為發(fā)育上下兩套明顯超壓的地層, 而其間地層超壓不明顯。

(2)盆地模擬的方法恢復(fù)了準(zhǔn)噶爾盆地西北部地層壓力的演化, 結(jié)果顯示: 由古至今, 各地層超壓逐漸變大, 超壓由淺部地層向深部地層逐漸變大;各時(shí)期平面上超壓分布呈規(guī)律性變化, 整體上是由研究區(qū)西北部向東南部逐漸增大。

(3)準(zhǔn)噶爾盆地西北部烴源巖發(fā)育的異常高壓和較大的源-儲(chǔ)剩余壓力差有利于油氣垂向運(yùn)移到致密砂礫巖儲(chǔ)集層中, 這是研究區(qū)高壓油藏形成的有利運(yùn)移動(dòng)力條件。

Acknowledgements:

This study was supported by National Natural Science Foundation of China (No.41802139), the Major Scientific Research Projects of Colleges and Universities in Xinjiang Uygur Autonomous Region(No.XJEDU2017I011), and Scientific Research Startup Project of China University of Petroleum(Beijing) at Karamay (No.XQZX20180030).