川中地区上三叠统须家河组气田异常高压演化研究①

马德文 邱楠生 谢增业 许 威

(1.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249;2.中国石油大学盆地与油藏研究中心 北京 102249; 3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;4.中原油田采油五厂 河南濮阳 457001)

异常地层压力是伴随盆地演化而产生的普遍地质现象,目前已发现世界上许多含油气盆地发育了不同类型和成因的异常压力系统[1～4]。世界上绝大多数盆地发育异常高压系统,据Hunt不完全统计,全世界已在180个沉积盆地发现流体高压力异常[1]。我国也在29个地区发现了异常高压现象[5]。四川盆地是我国重要含油气盆地,目前在四川盆地川中地区上三叠统相继发现了龙女寺、八角场、莲池、广安、遂南、磨溪、潼南、安岳等一系列气田,显示了良好的天然气勘探前景。该区气田主要储层的地层压力明显呈现出高压或异常高压的特征[6,7],但目前对于该区异常高压的主要成因机制还不明确,且缺乏对于该区地层压力演化的研究。本文根据川中地区上三叠统须家河组气藏现今的地质特点,利用流体压实模型研究了该区主要气田上三叠统须家河组的地层压力演化,并进一步论述了地层压力对油气成藏的影响。本文对于川中主要大气田区地层压力演化及异常高压成因机制的研究,为该区气田成藏机制研究提供了一定的理论基础,对于深入分析油气的运移和充注尤为重要。

1 研究区概况

图1 研究区区域位置及主要井位分布图Fig.1 The location of the study area and the distribution ofmain study wells

川中地区位于四川盆地西侧龙泉山与东侧华蓥山两大深断裂之间,北至营山构造,南到威远古隆起以北,为一北东向条带状地区,整体呈西倾单斜构造背景,构造上属于川中平缓褶皱区(图1)。该地区构造稳定,地层所受区域构造应力作用较相邻区域弱,断层不发育[8,9]。川中地区震旦纪-中三叠世为海相沉积。中三叠世末的早印支运动使上扬子地台整体抬升,海水西撤。到晚三叠世中后期,彻底结束海侵历史,开始陆内湖盆沉积。晚白垩世至今盆地开始萎缩衰亡,进入以抬升剥蚀为主的构造演化阶段,川中须家河组地层抬升了约1 500～2 500 m,现今埋藏深度为2 000～3 000 m,具有西深东浅,北深南浅的单斜构造特征[10,11]。

图2 研究区典型气藏地层压力与深度的关系(虚线为静水压力线)Fig.2 Pressure vs.depth of the typical gas fields in the study area(dotted line indicates hydrostatic pressure)

川中地区上三叠统须家河组为一套内陆河湖交替的碎屑岩含煤地层沉积,自下而上分为6段,其中须一段、须三段、须五段以黑色页岩、泥岩为主,夹薄层粉砂岩、砂岩、煤层或煤线,是须家河组气藏的主要烃源岩和盖层。须二段、须四段、须六段以砂岩为主,是须家河组的主要储气层段。须家河组的须一段、须三段、须五段烃源岩与须二段、须四段、须六段储层纵向上相互叠置,形成了多套优质生储盖组合[12,13]。

实测地层压力表明(图2),川中地区上三叠统须家河组气田地层压力明显呈现高压或异常高压的特征。其中八角场气田地层压力和压力系数最高,气藏压力一般在50.7～64.8 MPa之间,压力系数在1.7 ～2.0之间,为典型的异常高压气田。广安、安岳、潼南、合川等气田埋藏较浅,地层压力在24～38.1 MPa之间,但压力系数在1.2～1.6之间,虽然其压力系数小于八角场气田的压力系数,但也属于高压气田。

2 地层压力演化研究

2.1 压力演化模拟方法

沉积盆地中的压力状态是不断变化的,现今的地层压力是古压力经一系列地质事件综合作用而演化至今的结果,所以要准确分析现今异常地层压力的主要成因机制必须从其压力的演化过程来分析。

本次利用流体压实耦合模型模拟恢复地层压力,流体压实耦合模型是一个动态模型,在该模型中孔隙度与地层压力和埋深有关,地层压力与孔隙度和温度有关,而温度有影响流体的粘度和密度,各参数之间相互耦合。该模型计算地层压力的方法如下:

(1)首先根据孔隙度的指数衰减模型,重建目的层开始沉积时的埋藏史。

(2)利用流体压实方程(包括质量守恒方程[14,15]、达西定律[16]及流体状态方程[17]),计算流体压力和沉积物的热导率。

(3)超压会导致地层孔隙度变大,所以根据计算的流体压力重新计算孔隙度,并调整埋藏史。

(4)根据研究区的热流演化史参数,结合(2)计算的热导率和调整后的埋藏史,重建地温演化史。

(5)根据重建的地温演化史结合烃源岩的相关参数,模拟计算烃类的生排烃量。

(6)烃类的充注及流体的散失会导致储层压力的变化,所以增加一控制流体增加或减少的模块,根据此模块结合烃类的生排烃量及热史,利用流体压实方程调整计算地层压力。

(7)进行迭代计算,重复(1)至(4)过程并将前一时间段的地层压力和下一时间段的地层压力相耦合,从而获得从古至今地层压力的演化。

在上述计算中,最重要的是计算沉积埋藏过程(或抬升剥蚀过程)中流体体积的改变,这是研究压力变化的关键。该模型可以较好的考虑烃类流体充注(或散失)的量和时间。流体体积的改变对于研究区压力的演化具有重要影响,川中地区储层为低孔、低渗的致密储层,且岩性致密化较早。因此,在孔隙度较低的条件下,储层中流体体积微弱的变化(流体充注或散失)可以导致地层压力明显的变化。而利用此模型可以充分地考虑这些因素,从而可以较好地重建研究区的地层压力演化。此外,该模型可以较好地考虑欠压实、流体热效应等主要增压机制及温度降低等主要泄压机制。

流体压实模型恢复古压力的方法显示,恢复单井的压力演化,需要知道单井的各地层的分层厚度、沉积年限、剥蚀量、各类岩石所占百分比及岩石物理参数、热演化史等。

2.2 主要参数

地层剥蚀厚度是沉积盆地埋藏史和热史重建中一个关键参数,不仅对构造演化的研究具有重要意义,对地层压力演化也有重要影响。四川盆地从早白垩世末至今,尤其在始新世中、晚期,由于受到喜山运动的影响,总体上发生了强烈隆升和地层剥蚀[18]。前人对该区的剥蚀量的恢复进行了大量的工作,朱传庆等利用镜质体反射率古温标,结合多种恢复方法,研究了四川盆地喜山期的地层剥蚀厚度,研究发现喜山期研究区地层剥蚀量相对较小,在1 300～2 000 m之间[19]。邓宾等利用磷灰石裂变径迹恢复了四川盆地晚白垩世以来的剥蚀厚度,恢复结果表明川中平缓褶皱区晚白垩世至今的剥蚀厚度约在1 300～2 500 m之间[20]。由于剥蚀量的恢复是一项复杂困难的工作,因此本次研究主要借鉴前人对该区剥蚀量的恢复结果。

盆地的热演化史是研究烃源岩的生排烃及地层压力演化的重要参数,本文利用镜质组反射率古温标采用Easy%Ro模型[21]模拟热历史,这是目前最常用且较成熟的热史恢复方法。该方法首先重建地层沉积埋藏史。然后根据研究区的宏观构造背景假定一热演化史,根据此热演化史采用Easy%Ro模型模拟计算Ro值,当模拟计算的Ro值和实测值Ro吻合较好时,就认为假定的热史路径是正确的,也即得到了该井的热史模拟结果,否则调整热史直到获得正确的热史。

图3 女基井沉积埋藏史和热史模拟结果(右图为实测镜质体反射率(+)和拟合计算的镜质体反射率(实线)的拟合情况)Fig.3 The burial and thermal history for the Well Nüji(+indicatesmeasured vitrinite reflectance data,and the line ismodeled values)

图4 女基井热流演化史Fig.4 The evolution of heat flow ofWell Nüji

根据上述热史恢复方法重建了川中地区的热流演化,女基井的热史演化结果如图3和图4所示。研究结果表明该区大地热流从古至今逐渐降低,在寒武纪时约为60 mW/m2,此后大地热流逐渐降低,在三叠纪初期的约55 mW/m2,此后热流继续降低至现今约51 mW/m2。总体上看,该区热流值相对较低,明显低于全球热流的平均值。

2.3 压力演化结果

图5 研究区典型井主要储层流体压力演化史a.合川1井须二段(T3 x2);b.安岳2井须二段(T3 x2)c.潼南2井须四段(T3 x4);d.角48井须四段(T3 x4)Fig.5 The pressure evolution ofmain reservoir of typical wells in the study area (a.T3 x2 in Well Hechuan 1;b.T3 x2 in Well Anyue 2;c.T3 x4 in Well Tongnan 2;d.T3 x4 in Well Jiao 48

根据上述流体压实模型,结合主要参数,以现今实测压力为约束,对研究区典型井主要储层的压力演化进行了恢复,恢复结果如图5所示。恢复结果显示,不同井压力演化略有差异,但是压力演化总体上可分为三个阶段:(1)150 Ma之前为常压阶段,地层压力等于静水压力;(2)150 Ma至100 Ma为压力增加超压发育阶段。该时期地层压力及压力系数逐渐增加,在100Ma时地层压力在38～63MPa之间,压力系数在1.1～1.6之间;(3)100 Ma至今为压力降低超压发育阶段,该时期地层压力及静水压力都发生明显降低,但是压力系数却继续增加(现今在1.4～ 2.0之间),超压的幅度仍继续增加。对于异常高压发育的原因将在后文叙述。

压力演化与烃源岩成熟度演化具有较好的对应关系,合川1井烃源岩的成熟度演化如图6所示。对比压力演化和烃源岩的演化可以发现,合川1井烃源岩在150 Ma时烃源岩达到成熟,Ro约为0.7%,而储层正好在此时开始出现超压。随着埋深的增加温度逐渐增加,烃源岩的成熟度逐渐增高,在约100 Ma地层的埋深达到最大,烃源岩的成熟度达到最高,Ro约为1.16%,在此期间储层的地层压力和压力系数也逐渐增加,且地层压力在100 Ma时也达到最大。因此,可以推断烃类的充注对压力的演化具有重要的影响,是异常高压的主要成因机制之一。

此外,压力的演化与构造事件也有较好的对应关系。100 Ma时受喜山运动的影响,发生了构造抬升剥蚀事件,而在此期间储层的压力演化趋势由之前的压力集聚过程转变成压力释放过程,地层压力发生了明显下降,且压力下降的幅度与地层抬升剥蚀的厚度明显相关(图6)。因此,构造抬升剥蚀应为该地区地层压力降低的主要机制。

图6 合川1井沉积埋藏史、热史、生烃史和T3 x2段压力演化史关系图Fig.6 The relationship among burial history,thermal history,hydrocarbon generation history and pressure evolution(T3 x2)of theWell Hechuan 1

对于某一超压储层,构造抬升导致该储层地层压力降低的原因主要有两个方面,一是温度的降低,构造抬升必然伴随着温度的降低,而温度的降低会导致流体的体积收缩变小,从而使地层压力发生下降;二是流体的泄露和散失,这会明显降低储层的压力,甚至导致储层出现负压,但是其前提条件是盖层的封盖性能不好,若盖层的封盖性能优越,则不存在该种泄压机制。

研究区主要储层是须二段和须四段,上覆的须三段和须五段既是气田的烃源岩又是优越的盖层,因此在封盖机理上既存在物性封盖又存在烃浓度封盖,此外,该区上覆的侏罗系珍珠冲组和马鞍山组为两套泥岩总厚度300 m以上且全区分布稳定,因此天然气基本不会向上扩散散失[22]。而底部的须家河组须一段源岩及中三叠统雷口坡组膏岩地层阻止气体向下扩散散失。因此,研究区须家河组储层为非常良好的封闭体系,在构造抬升过程中气藏仍保存良好,基本不会发生气体的散失。所以构造抬升过程中地层压力的降低主要由温度降低导致,从图6可以看出构造抬升使得合川1井储层温度降低了约65℃,利用SRK真实气体状态方程[23]计算发现,温度降低65℃,会导致地层压力下降约10 MPa。

然而,虽然在构造抬升剥蚀过程中地层压力发生了下降,但是静水压力也发生了明显下降(图6)。因此,压力系数的变化取决于两者降低的幅度。早白垩世末至今,受喜山运动影响研究区发生了强烈的构造抬升剥蚀,合川1井的剥蚀厚度约为1 600 m[19,20],这导致静水压力降低约16 MPa,因此静水压力降低的幅度明显大于地层压力降低的幅度(约10 MPa),从而导致压力系数逐渐增加,因此,随着地层的逐渐抬升剥蚀,压力系数逐渐增加,最终演化成现今的异常高压。

从以上分析可以看出,控制地层压力演化的主要机制是烃类的充注和构造抬升剥蚀事件,烃类的充注是造成储层超压的主要成因机制。而构造抬升剥蚀是导致地层压力降低的主要机制,这是由于构造抬升导致温度降低,使得气体体积收缩,压力降低。此外,构造抬升剥蚀还导致压力系数的增加,这主要是由于储层埋深变浅导致静水压力降低,且其降低的幅度明显大于地层压力降低的幅度。

3 压力演化与油气成藏的关系

储层中异常高压发育的时间对油气的成藏具有重要的影响。川中地区须家河组储层为低孔、低渗的致密储层,且储层的非均质性较强[24],在这种地质条件下储层中超压的发育有助于油气的运移和聚集。前人对广安气田须六段的研究发现,须六段解释出6个储集层段,这6个初级层段之间被致密砂岩或泥岩隔开,致密隔层的排替压力(0.94～8.38 MPa)明显大于储层的排替压力(0.34～1.32 MPa)[25],这表明该区储层非均质性非常强,油气要充满储层必须要克服储层之间的致密隔层,这就需要较高的地层压力,因此超压的发育有助于油气在储层中的运移和聚集。此外,在低孔、低渗地层中流体的流动存在达西流和非达西流双重渗流机理,低渗低速渗流情况下,非达西流现象明显[26,27],前人通过实验研究发现,川中地区须家河组非达西流现象明显,存在启动压力[28]。在这种条件下,只有地层压力大于启动压力时流体才能流动,因此超压的发育是该区油气克服启动压力而运移聚集的必要条件。总之,该区超压的发育对于油气的运移聚集具有积极意义,是形成大气田的必要条件。

在早白垩世末至今的构造抬升过程中,研究区各气田主要储层的地层压力发生降低,地层压力的降低对川中须家河组气田具有重要的影响。研究区烃源岩具有厚度薄(20～60 m)、演化程度低(Ro=1.02% ～1.59%)、生气强度低(10 X108～20 X108m3/km2)的特点,气源灶先天不足[11,25],因此地层水中水溶气的脱溶及含煤层系中吸附气的解析对气藏的贡献显得尤为重要[29～31]。不考虑温度条件,则压力降低是发生水溶气脱溶及煤层气解析的前提条件[32,33],因此构造抬升过程中压力的降低,有利于川中须家河组气田水溶气的脱溶和煤层气的解析,从而提高了天然气的聚集效率,这在一定程度上降低了对气源灶的要求,使得川中地区在气源条件不足的条件下仍形成了一系列大气田。

4 结论

(1)研究区地层压力演化可分为三个阶段:①晚侏罗世之前(大于150 Ma)为常压阶段;②晚侏罗世至早白垩世末(150～100 Ma)为压力增加超压发育阶段,该时期地层压力逐渐增加,压力系数逐渐增大;③早白垩世末至今(100 Ma至今)为压力降低超压发育阶段,该时期地层压力逐渐降低,但压力系数仍继续增加。

(2)控制地层压力演化的主要机制是烃类的充注和构造抬升剥蚀事件,烃类的充注是造成储层超压的主要成因机制。而构造抬升剥蚀是导致地层压力降低的主要机制。此外,构造抬升剥蚀还导致压力系数的增加。

(3)研究区超压发育的时间与烃类充注的时间相一致,该时期发育的异常高压是油气向上覆储层运移的主要动力,促进了油气向储层的运移和充注。早白垩世末至今地层压力的逐渐降低,有利于川中须家河组气田水溶气的脱溶和煤层气的解析,从而提高了天然气的聚集效率,使得川中地区在气源条件不足的条件下仍形成了一系列大气田。

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