準噶爾盆地西北部地層壓力演化與油氣成藏有利動力條件研究

馮 沖, 陳 程 , 李夢瑤, 張 磊,朱 濤, 許 濤, 鄒賢利

1)中國石油大學(北京)克拉瑪依校區石油學院, 新疆克拉瑪依 834000;2)中國地質科學院地質力學研究所, 北京 100081;3)中國地質調查局油氣地質力學重點實驗室, 北京 100081;4)中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院, 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。沉積盆地中普遍發現超壓(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, 包括構造擠壓作用和壓實不均衡作用; 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、浮力等。其中, 構造擠壓作用、壓實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。超壓對油氣的生成、運移、聚集和保存具有重要的意義(Law and Dickinson, 1985; Hunt, 1990;Putnam and Ward, 2001; Law, 2002)。超壓可以抑制有機質熱演化, 擴大了烴源巖生烴深度范圍和有效時間(Hao et al., 1996, 2007)。超壓可以使巖石產生裂縫, 使封閉的斷層開啟, 提高油氣運移效率(Márquez and Mountjoy, 1996)。超壓與浮力結合, 使油氣克服毛細管阻力, 由超壓區向低壓區運移(Hunt, 1990; Lee and Williams, 2000)。儲集層中的超壓可以支撐更多的垂向應力, 延遲成巖演化, 使儲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, 2019; 王尉等, 2021)、泥巖聲波時差法(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上, 約束現今預測的地層壓力和盆地模擬法恢復的古地層壓力, 并最終獲得地層的壓力演化過程。

準噶爾盆地是中國西部典型的超壓盆地, 盆地內部多個地區發現超壓, 存在多種超壓成因的解釋。盆地南部始新統以下地層中出現超壓, 壓力系數可達 2.3, 主要成因為壓實不均衡作用和構造擠壓作用(李忠權等, 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超壓, 壓力系數可達 2.05, 主要成因為烴類的生成作用(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超壓, 壓力系數可達1.8。近幾年勘探證明, 盆地西北部高產油藏往往發育超壓。例如, M18井地層壓力系數高達 1.74, 日產油氣當量40.13 t; Ah011井地層壓力系數高達1.63, 日產油氣當量50.17 t。超壓已然是高產油藏形成的重要控制因素, 但是盆地西北部目前只針對重點井和 1條剖面現今地層壓力做過簡單預測和分析(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研究。Feng et al.(2019)根據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, 分別對應早侏羅世(200—190 Ma)和早白堊世(140—90 Ma)。關鍵成藏期古壓力的分布特征是控制油氣運、聚的關鍵因素, 從而影響高壓高產油藏的進一步勘探。針對上述問題, 利用聲波測井和 2D盆地模擬技術, 得到準噶爾盆地西北部超壓的分布和演化, 并分析了超壓演化對油氣運移和成藏的影響。

1 研究區概況

1.1 構造單元和地層

研究區位于準噶爾盆地西北部, 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、三個泉凸起、夏鹽凸起和達巴松凸起的大部分地區(雷德文等, 2014) (圖1)?，F今研究區構造平緩, 為向東南方向傾斜的單斜, 下三疊統百口泉組地層傾角平均為 2°～4°(雷德文等, 2014)。

根據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,風城組為本地區主力烴源巖, 近幾年在百口泉組砂礫巖儲集層中有重大發現。

圖1 準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 超壓發育特征和成因機理

(1)超壓發育特征

通過 DSTs得到地層壓力, 并計算得到地層壓力系數(圖2)。絕大多數井在侏羅系和上—中三疊統中并未發現明顯的超壓(壓力系數小于1.2)。下三疊統百口泉組發現明顯的超壓, 壓力系數最大達到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現明顯的超壓, 壓力系數最大接近1.8。

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

(2)超壓成因機理

準噶爾盆地西北部超壓成因機理復雜。馮沖等(2014)認為百口泉異常高壓的主要成因是壓實不均衡作用, 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斷層傳導作用。瞿建華等(2014)認為異常高壓是由于油氣(特別是天然氣)大量注入, 地層出現排水不暢, 從而造成地層壓力升高。李軍等(2020)認為下三疊統百口泉組, 以及二疊系上、下烏爾禾組等源上礫巖大油區儲集層中發育的超壓主要為壓力傳導成因, 超壓源為主力烴源巖二疊系風城組生烴膨脹形成的超壓。張浩等(2022)認為礫巖油層的超壓主要由泥巖欠壓實形成。總結可知, 準噶爾盆地西北部超壓主要成因機理為欠壓實作用和壓力傳導作用, 生烴作用對烴源巖地層超壓的形成也有一定貢獻。

2 地層壓力預測和恢復

2.1 地層壓力預測和恢復方法

現今單井地層壓力是根據測井聲波時差資料,利用等效深度法預測的, 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為泥巖的聲波時差; Δt0為地表附近泥巖的聲波時差;c為正常壓實趨勢線斜率;z為埋深。

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

圖3 準噶爾盆地西北部M18井聲波時差和盆地模擬預測的地層壓力與鉆井實測的地層壓力比較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值進行內插的方法得到的。一共選取了9條剖面進行了盆地模擬(剖面位置見圖1)。模擬過程中需要設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。研究區位于北緯50°附近, 設置古地表溫度為年平均溫度10 ℃。研究區從石炭紀以后全部為陸地環境, 設置古水深為0 m。2004年新疆油田公司根據鏡質體反射率和埋藏史模擬, 恢復了準噶爾盆地西北部的古地溫梯度; 王社教等(2000)和邱楠生等(2001)對準噶爾盆地不同類型的巖石的熱導率進行了測量, 認為泥巖的熱導率值平均為 1.827 W/(m·K), 砂巖的熱導率平均值為 2.219 W/(m·K), 火成巖的熱導率平均值為 2.087 W/(m·K), 本次模擬取巖石熱導率為2 W/(m·K)。根據古地溫梯度和巖石熱導率, 得到各時期的熱流值(圖4)。斷層屬性是根據原油充注歷史判斷的。充注期斷層是重要的垂向輸導體, 將充注期斷層設置為開啟狀態。

圖4 準噶爾盆地西北部大地熱流演化特征(據王緒龍, 2004修改)Fig.4 Evolution characteristics of heat flow in Northwest Junggar Basin (modified from WANG, 2004)

2.2 地層壓力預測和恢復結果分析

地層壓力預測和恢復結果是根據鉆井實測地層壓力值來檢驗的。首先, 通過鉆井實測地層壓力值標定測井預測的地層壓力, 來提高單井現今地層壓力預測的精度; 其次, 通過測井預測的地層壓力標定盆地模擬得到的現今地層壓力, 以驗證盆地模擬恢復地層壓力的準確性。表1中給出了地層壓力預測和恢復結果的誤差。測井預測的現今地層壓力,絕對誤差在 1～4 MPa之間, 相對誤差在1.67%～8.57%之間。盆地模擬法預測的現今地層壓力, 絕對誤差在 3～7 MPa之間, 相對誤差在3.30%～8.57%之間。地層壓力預測和恢復結果誤差在合理范圍內。

表1 地層壓力預測和恢復誤差Table 1 Formation pressure prediction and recovery errors

3 地層壓力結構和演化特征

3.1 現今地層壓力結構特征

根據測井聲波時差, 計算得到單井現今地層壓力。研究區單井地層壓力結構可以分為三類(圖5)。第一類地層壓力結構可以分為上部常壓和下部超壓兩段, 下段剩余壓力大小穩定, 主要分布在瑪湖凹陷、夏鹽凸起和達巴松凸起地區, 包括 Mh1井、M18井、M15井、Ak1井、D9井、Xy1井和Xy2井等; 第二類地層壓力結構特點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, 包括井X81井、Bq1井、Jl8井和Yb2井等; 第三類地層壓力結構發育上下兩套明顯超壓的地層, 而其間地層超壓不明顯, 目前只發現 X72井屬于這一類型。

圖5 準噶爾盆地西北部現今三類單井地層壓力結構分布圖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; 侏羅紀初期到白堊紀初期, 研究區西北部地層沉積厚度大, 超壓值最大;現今, 研究區東南部達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果Fig.6 Model results showing the pressure evolution of the A-A’ section

由白堊紀初期百口泉組頂面壓力系數等值線圖可知(圖 7a), 異常高壓在研究區東南部最發育,壓力系數最大可達 1.5, 由東南向西北方向壓力系數遞減。現今, 百口泉組頂面超壓顯著增大, 達巴松凸起壓力系數可達 1.8左右, 壓力系數變化趨勢仍然由東南向西北方向遞減(圖7b)。

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

由侏羅紀初期風城組頂面壓力系數等值線圖可知(圖 8a), 由研究區中部向東、向西兩個方向壓力系數遞減, 最大壓力系數可達1.4。由白堊紀初期風城組頂面壓力系數等值線圖可知(圖 8b), 研究區中部和南部地區異常高壓最發育, 壓力系數最大可達1.6?，F今, 達巴松凸起風城組頂面壓力系數可達1.9左右, 壓力系數由研究區東南向西北方向遞減(圖 8c)。

4 高壓油藏成藏有利動力條件

由準噶爾盆地西北部風城組烴源巖地層壓力演化特征可知(圖 8b), 成藏關鍵期早白堊世風城組烴源巖壓力系數高, 大部分地區壓力系數大于 1.2,最高壓力系數達到了1.6。由圖9可知, 現今發現的百口泉組致密砂礫巖高產井均分布在風城組烴源巖古壓力系數大于 1.4的范圍內。可見, 風城組烴源巖在排烴期具有明顯的異常高壓。烴源巖發育的異常高壓可以迫使封閉性的斷層開啟成為有效的原油運移通道。

圖8 準噶爾盆地西北部二疊系風城組烴源巖早侏羅世(a)、早白堊世(b)和現今(c)地層壓力系數等值線圖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 早白堊世二疊系風城組古壓力系數、風城組與百口泉組古剩余壓力梯度和現今百口泉組產油氣井疊合圖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

由準噶爾盆地西北部風城組烴源巖和百口泉組儲集層剩余地層壓力可知(圖 6b), 成藏關鍵期早白堊世, 風城組烴源巖存在明顯的地層剩余壓力,而百口泉組儲集層地層剩余壓力低, 烴源巖與儲集層之間存在明顯的剩余壓力差, 大部分地區源-儲剩余壓力差值在10 MPa到25 MPa之間。根據盆地模擬演化結果, 得到風城組和百口泉組地層古埋深和古剩余壓力, 并進一步得到風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, 現今發現的百口泉組致密砂礫巖高產井幾乎全部分布在古剩余壓力梯度大于8 MPa/km的范圍內。明顯的源-儲剩余壓力差有利于油氣垂向運移到致密砂礫巖儲集層中, 并聚集形成古油藏。

由準噶爾盆地西北部百口泉組儲集層地層壓力演化特征可知(圖 7b), 現今百口泉組儲集層發育異常高壓, Mh1-M18-Yb1以南的地區壓力系數普遍大于 1.5。尤其部分異常高壓突變位置, 如 Mh1、M18、Yb1附近。根據壓力結構分析(圖5), Mh1和M18井區為第一類壓力結構, 其下段剩余壓力大小穩定。羅曉容(2004)通過研究準噶爾盆地南緣泥巖壓實曲線及壓力分布特征認為, 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? 這些地區高的地層壓力可能與油氣充注伴隨的壓力傳導有關。由圖 9可知, 目前發現的百口泉組致密砂礫巖高產井主要分布在 Mh1和 M18井區, 為高壓油藏成藏的有利地區。

5 結論

本文通過地層壓力的預測和恢復探究了準噶爾盆地西北部地層壓力演化特征及對油氣運移的影響, 得到以下結論:

(1)測井預測準噶爾盆地西北部單井現今地層壓力, 地層壓力結構可以分為三類: 第一類地層壓力結構特點為下部超壓段剩余壓力大小穩定, 主要分布在瑪湖凹陷、夏鹽凸起和達巴松凸起地區; 第二類地層壓力結構特點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; 第三類地層壓力結構特點為發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了準噶爾盆地西北部地層壓力的演化, 結果顯示: 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;各時期平面上超壓分布呈規律性變化, 整體上是由研究區西北部向東南部逐漸增大。

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

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).