歧口凹陷歧深地区古近系多层超压体系特征

2010-09-15毛凯楠解习农肖敦清杜学斌雷振宇

特种油气藏 2010年6期

关键词：静水压力潜山板桥

毛凯楠,解习农,肖敦清,杜学斌,雷振宇＊

(1.中国地质大学,湖北武汉 430074; 2.中油大港油田分公司,天津大港 300280)

歧口凹陷歧深地区古近系多层超压体系特征

毛凯楠1,解习农1,肖敦清2,杜学斌1,雷振宇1＊

(1.中国地质大学,湖北武汉 430074; 2.中油大港油田分公司,天津大港 300280)

通过钻井实测储层压力、测井资料计算泥岩压力以及地震资料计算的地层压力的分析,查明了歧深地区超压体系空间展布。研究结果表明:纵向上,地层压力结构可划分为静水压力体系、上部超压体系和下部超压体系;平面上,在北大港东翼、歧口凹陷及部分板桥凹陷均显示超压,且在凹陷深部出现明显的 2个超压体系;超压体系的出现不仅有效抑制了深层砂体的压实作用,而且对深部油气藏运移和聚集起到有效的控制作用。准确地识别歧深地区超压体系的展布对该区油气勘探具有重要的指导作用。

超压体系;油气聚集;古近系;歧深地区;黄骅坳陷

引言

超压体系广泛发育于中国东部近海新生代含油气盆地。沉积盆地中超压研究己经成为盆地分析与研究中不可缺少的组成部分,在油气资源勘探与远景预测中起着越来越重要的作用[1]。沉积盆地中油气的生成、运移、聚集乃至油气藏的形成与破坏等都与盆地的压力条件及演化历史密切相关[2-8]。

近年来,在岐口凹陷深陷带揭露出更为复杂的异常超压结构。本文通过钻井实测储层压力、测井资料计算泥岩压力以及地震资料计算的地层压力的综合分析,阐明岐深地区地层压力结构特征及其平面展布规律,进而查明异常压力体系与油气聚集关系。

1 地质背景

歧口凹陷位于黄骅坳陷中部,是黄骅坳陷内的富油气凹陷之一[9]。本文研究范围为歧深地区,北到滨北斜坡带,南接歧北断阶带,西至大张坨断裂带,东向渤海海域倾没,总面积约有 1 000 km2。该区主要包括歧口凹陷、南大港和北大港断裂带及部分板桥凹陷,其中歧口凹陷是歧深地区的主体,该凹陷沉降深度大,勘探程度比较低,具备良好的石油地质条件[9]。

歧深地区沙三段沉积期的构造单元可以划分出北大港潜山、南大港潜山、歧北凹陷、板桥凹陷 4个三级构造带。北大港潜山与板桥凹陷以大张坨断层为分界,北大港潜山与歧北凹陷以港西断层为分界。研究区内各个构造单元大致呈 NE向排列。

2 超压系统特征

2.1 单井压力系统结构特征

通过对歧深地区 10余口探井的地层压力计算结果可以看出,歧深地区的地层压力系统在纵向上可分为静水压力体系、上部超压体系和下部超压体系(图 1)。

静水压力体系主要位于盆地的浅层,而其底界深度在不同井上是不一样的,歧深 A井约为 2 470 m,歧深 B井为 2 570 m。虽然不同井静水压力带的底界深度不同,但可以认为歧口凹陷静水压力体系底界深度大致为 2 500 m。静水压力体系在层位上主要位于明化镇组、馆陶组和部分东营组,压力系数小于 1.2。

图 1 歧深A井泥岩声波时差与计算压力随深度变化关系

上部超压体系位于静水压力体系之下,发育于东营组中下部和沙一段,包括 2个超压体即东营组超压体和沙一段超压体。歧深 A井深度范围为 2 470～3 870 m,歧深 B井为 2 570～3 770 m,压力值约为 40 MPa,压力系数在 1.2～1.4之间。

下部超压体系主要发育于沙三段,其底界深度由于井深的限制不能确定,压力值在 40～60 MPa之间,有些井最大压力可以达到 80 MPa,如歧深 A井和歧深 B井,深度达到 5 000 m时,压力值超过80 MPa。压力系数为 1.3～1.6,最大可达 1.7。

与上部超压体系相比,下部超压体系的压力值和压力系数都较大,平面分布范围更广,是歧口凹陷深层勘探的主要范围和研究对象。上部超压体系不是普遍存在的,只出现在地层埋深大、沉积速率较高的凹陷中心部位。

2.2 超压体系空间展布特征

图 2 歧口凹陷地层压力剖面

从压力剖面结构来看(图 2),超压分布明显受地层和岩性控制。该剖面的走向为北西—南东向,依次穿过了歧深地区主要构造单元板桥凹陷、北大港潜山构造带和歧口凹陷。剖面中上部超压体系整体上从东营组(Ed)开始出现,压力系数介于1.2～1.4,超压顶界面在不同构造带也不一致,由歧口凹陷中心向边缘超压顶界面抬升,其深度在凹陷带为 2 500 m,在潜山带为 2 000 m。

超压体系在不同构造带存在着较大的差异。整体上来看,沙三段各亚段压力系数的平面分布趋势基本一致,均表现为向西南方向逐渐降低,板桥凹陷和歧口凹陷在整个沙三期都处于超压状态,而北大港潜山带分为 2个部分,北大港东翼处于超压状态,而中部和西翼处于静水压力状态。

歧口凹陷在垂向上的 3个压力体系结构十分显著,东营组中部及以上地层显示常压,上部超压体系发育于东营组中下部和沙一段,包含东营组和沙一段 2个超压体,压力系数为 1.2～1.6,下部超压体系发育于沙三段,压力系数比上部超压体系大。只有在凹陷中心的井才会出现 2个超压体系。

沙三段各亚段压力系数的变化很有规律性,沙三中亚段压力系数最大,歧口凹陷平均压力系数最高达 1.6以上,其中歧深 A井甚至达到 1.7;板桥凹陷和北大港潜山带平均压力系数最高达 1.5以上。沙三下亚段次之,歧口凹陷平均压力系数最高达 1.6以上,但大于 1.6的区块明显比沙三中亚段小;板桥凹陷和北大港潜山带平均压力系数最高达1.4以上。沙三上亚段压力系数最小,歧口凹陷平均压力系数最高达 1.5以上,板桥凹陷和北大港潜山带平均压力系数最高达 1.4以上。

3 超压体系与油气聚集关系

3.1 超压改善了深层储集层的物性

按正常的压实状况,深部储集层处于成岩作用的晚成岩阶段,孔隙度小于 10%。而歧深地区在 3 500 m以下的孔隙度最大可达到 25.4%,平均值约为 15.18% (表 1)。

表 1 深部储集层孔隙度数据

究其原因,一方面是高压层阻止了泥岩层的进一步压实,同时减缓了对下伏储集层的压实强度。歧深地区超压现象明显,孔隙流体承担部分压力,阻止了机械压实作用,使部分被超压孔隙流体充填的原生孔隙不被继续压实,从而在相对较深的部位出现孔隙度仍较高的砂岩层。另一方面是由于异常高压改变成岩环境及其成岩作用。如随着烃类的生成,使得地层压力进一步增大,同时大量的有机酸释放并溶解在孔隙水中,形成酸性环境,这种酸性的水介质使碳酸盐矿物和长石的溶解作用十分显著,从而在超压段内产生大量的次生孔隙。

3.2 超压封存箱对下伏油气具有良好的封闭作用

盖层封闭油气主要有 3种机制,即物性封闭、超压封闭和烃浓度封闭。不同地区盖层具有不同的封闭机理。而歧深地区沙一段中部沉积了很厚的区域性欠压实泥岩,其本身也是较好的烃源岩,这 3种机制兼而有之,比一般盖层具更好的封闭性,尤其是超压封闭机制,为沙一段下部油气的聚集提供了十分有利的压力封闭,限制了储集层流体的垂向流动。

歧深地区存在 2个超压体,沙三段超压体中强超压发育,规模比东营组和沙一段超压体都要大。由于超压体之间封闭层的存在,有效地阻止了下伏油气向上运聚。如歧深 A井,沙三段超压体将生成的气封闭在下部超压体内,从而导致早期生成的石油可以运移到上覆沙一段和东营组,而晚期生成天然气由于封闭层的隔档,仅分布于沙三段超压体内。

3.3 异常超压系统与油气赋存关系

超压作为排烃动力,对油气运聚起着控制作用。若圈闭中超压的形成早于油气的充注,则对油气成藏不利;若圈闭中超压的形成晚于或与油气充注同期,则有利于油气成藏。从流体势上看,油气富集在低势区,当强超压引起地层破裂时能改善油气运移通道。此外,由于“压力封闭”的存在,区别于常规的圈闭,当压力突破封存箱顶时,能在箱外或箱缘成藏;不能突破时则在箱内成藏[10-11]。由于超压的不稳定性,油气勘探的重点是超压封存箱的箱外或箱缘成藏即压力的过渡带成藏。

4 结论

(1)歧深地区的地层压力结构特征在纵向上可以划分为静水压力体系、上部超压体系和下部超压体系。静水压力体系位于盆地的浅层,主要位于明化镇组,压力系数小于 1.2;上部超压体系发育于东营组中下部和沙一段,压力系数为 1.2～1.4;下部超压体系主要发育于沙三段,压力系数为 1.3～1.6,最大可达到 1.7左右。

(2)岐深地区超压分布明显受地层和岩性控制,整体上超压从东营组开始出现,超压顶界面在不同构造带是不同的,其深度在凹陷带为 2 500 m,在潜山带为 2 000 m。平面上,超压分布特征很明显,在北大港中部及西翼沙三段主要为正常压力,而在北大港东翼、歧口凹陷及部分板桥凹陷是超压,且歧口凹陷中心压力系数最大。

(3)歧深地区超压体系空间展布与油气赋存具有很好的相关性。早期生成的石油可以运移到上覆沙一段和东营组,而晚期生成天然气由于封闭层的隔档,仅分布于沙三段超压体内。因此,岐深地区超压体系的准确识别可以有利于油气藏赋存预测。

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