准噶尔盆地环玛湖斜坡区异常高压成因机理分析及压力预测方法

瞿建华，王泽胜，任本兵，白雨，王斌

准噶尔盆地环玛湖斜坡区异常高压成因机理分析及压力预测方法

瞿建华1，王泽胜1，任本兵1，白雨1，王斌2

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020）

随着油气勘探的发展，人们逐渐认识到地层压力对油气保存和单井产能的高低均有较大影响，因此有必要利用地震资料对地层压力进行定量预测。目前，广泛应用的异常地层压力预测方法是建立在有效应力理论基础上的，该理论由Terzaghi提出，并在疏松介质的力学分析中发挥了很好的作用，但是由于多孔介质物质结构的复杂性，有效应力原理在多孔介质中的应用具有一定的局限性。在考虑了岩石物理性质和力学平衡原理的基础上，通过引入孔隙度参数得到了双重有效应力方程，使上覆岩层压力、地层压力和岩石骨架应力之间的关系更合理，进而建立了一种基于多孔介质有效应力原理的地层压力预测新模型。通过对准噶尔盆地西北缘环玛湖斜坡区异常高压成因的分析，在地质成因的约束下利用新的压力预测模型对研究区的地层压力进行了预测。

多孔介质；孔隙度；地层压力；异常高压；有效应力

0 引言

油气层的压力是油气层能量的反映，也是推动油气在储层中流动的动力［1-2］。在油气田勘探阶段，研究油气层压力（特别是油气层异常高压）的分布，不仅可以保证安全、快速地钻进，而且可以保证正确地设计泥浆比重和工程套管程序［3-5］。地层异常高压也是油气高产的重要因素，特别是对于页岩气与低渗透油气藏等非常规油气藏，异常高压发育区带往往是油气高产区带。由于各种测井方法均为“事后”技术，这就使得在初探区利用地震方法进行钻前地层压力预测显得尤为重要［6］。同时，地震地层压力预测还可以提供较测井方法更为丰富的空间压力分布信息。利用地震资料进行地层压力预测，主要是利用异常高压地层层速度低的特点，因为在正常情况下，地震波在地层中传播的速度随深度的增加而增加，当出现异常高压带时，将伴随出现层速度的降低［7］。

笔者从准噶尔盆地环玛湖斜坡区三叠系百口泉组低渗透砂砾岩储层中存在异常高压的现象出发，结合沉积体系分析和轻质油气的分布范围分析研究区异常高压的形成机理，并在异常高压形成机理的指导下通过改进压力预测模型，建立一种基于多孔介质有效应力原理的压力预测新模型，有效预测研究区异常高压的分布范围。

1 构造背景及异常压力成因机理

准噶尔盆地是我国大型含油气盆地之一，位于哈萨克斯坦板块、西伯利亚板块和天山褶皱带之间的三角地带，盆地南宽北窄，平面形状近似呈三角形，面积为13.4万km2，平均海拔为500 m，沉积岩最大厚度为14 000 m。准噶尔盆地是晚古生代—新生代的挤压叠合盆地，经历了多期构造演化、多期岩浆活动和多源动力作用，其地层压力分布、成因及其与油气成藏间的关系复杂［6］。

准噶尔盆地环玛湖斜坡区MH1井在三叠系钻遇高压油气层，地层压力系数高达1.53，自喷日产油48.33 m3，是近20年来环玛湖斜坡区产量最高的油井，地层高压是形成油气高产的重要因素，因此开展地层压力预测对寻找高产区带尤为重要（图1）。

图1 环玛湖断裂带与斜坡区三叠系地层连井对比Fig.1Strata correlation of Mahu slope area and faulted zone

通过对准噶尔盆地环玛湖斜坡区与断裂带沉积体系的分析以及连井对比可知，在远离物源的斜坡区三叠纪中晚期主要沉积环境为前扇三角洲或扇三角洲前缘远端，岩性为泥岩、泥质砂岩或砂质泥岩，粒度较细，砂层较薄，如M6与M2等井（参见图1）。在断裂带（近物源）主要沉积环境为扇三角洲平原或扇三角洲前缘近端，储层岩性主要为砂砾岩与粗砂岩，粒度较粗，砂层厚度较大，如X9井（参见图1）。钻遇异常高压地层的探井均分布于斜坡区前缘相带近端或远端，其储层厚度均较薄，容易侧向尖灭，顶、底及侧向均有泥岩封堵，封闭条件较好，往往形成地层异常高压；而靠近断裂带的探井均为正常压力，储层岩性主要为大套砂砾岩，封闭条件较差，压力不能有效保存。

有机质在一定条件下开始生烃，烃类生成是形成异常高压的重要机制。有机质转化成烃类的过程中体积增加，生成的烃类和水一起使地层中的流体由单相流动变为多相流动，等效渗透率降低到单相流动时的1/10。烃类的生成引起流体体积增加，封闭条件良好时能产生极高的压力［8］，同时烃源岩生烃形成的超强压力引发水力破裂，烃类沿着水力破裂面进行运移，在上覆地层的圈闭中聚集成藏，可以形成传递性异常高压［9］。

环玛湖斜坡区三叠系异常高压与晚期轻质油气的充注形成传递性异常高压关系密切，研究区油气主要来自下伏二叠系风城组烃源岩，其与三叠系圈闭之间发育大型断裂，源-圈高效沟通为形成传递性异常高压奠定了基础。传递性异常高压的形成主要与晚期轻质油气充注有关，该区油气充注主要为2期，分别为三叠纪末期及侏罗纪末期，在三叠纪末期目的层段百口泉组埋深大约为1 000 m，此时储层渗透性较好，油气进入储层排水通畅，不易形成异常高压，而在侏罗纪末期，百口泉组埋深已经达到2 500 m，地层渗透性变差，油气进入储层排水不通畅，该期的油气充注（特别是天然气的充注）极易形成异常高压［10］。从环玛湖斜坡区18口井的三叠系试油层段原油密度与地层压力系数交会图（图2）中可以看出，原油密度偏轻时地层压力系数一般较高，特别是当压力系数达到1.4以上时，原油一般为轻质油（晚期充注），原油密度低于0.81 g/cm3。

综上所述，MH1井异常高压的地质成因主要有2方面：①较好的封闭条件。扇三角洲前缘相带砂体常与泥岩呈互层状结构，顶、底及侧向封闭性均较好，是形成异常高压的必要条件。②在侏罗纪末期目的层段随埋深增加物性逐渐变差，储层中的流体交换变得不畅。随着晚期油气（特别是天然气）大量注入，地层容易出现排水不畅，从而造成地层压力升高。

图2 环玛湖斜坡区三叠系原油密度与地层压力系数交会图Fig.2Crossplot of crude oil density and formation pressure coefficient in Mahu slope area

2 压力预测新模型

目前广泛应用的地层压力预测方法是建立在有效应力理论基础上的［11］。从力学角度讲，沉积压实的原动力来源于上覆岩层的重力，但又受地层压力的影响。据文献［11］报道，Terzaghi经过多年对疏松介质特性的研究，考虑2种力的综合影响提出了有效应力理论，即

式中：Pf为地层压力，MPa；Pov为上覆岩层压力，MPa；σ为有效应力，MPa。

由于多孔介质物质结构的复杂性，有效应力原理在多孔介质中的应用具有一定的局限性［12］。正像Terzaghi实验模型中支撑弹簧的数量决定压缩程度一样，地下岩层的孔隙度也影响岩石被压实的难易程度，岩石越密，单位体积颗粒就越多，它就越难被压实。按式（1）定义，有效应力显然与孔隙度无关，因此它不是真正骨架支撑力；其次，Pf，Pov和σ均是单位面积上所受的力，实为压强，而不是力的描述。

针对多孔介质的特性，从力学平衡原理出发，笔者建立了新的压力预测模型。在单位面积上，上覆岩层的总重力为上覆岩层压力Pov，固体矿物骨架和孔隙流体分担的2种压力必然在该单位面积上按孔隙度的大小分配，即地层压力Pf只作用于相当于孔隙度φ那样大的面积上，而有效应力σ则作用于面积为100-φ的部分上。当压实达到平衡时，它们之间的关系为

式中：φ为孔隙度，%。

对式（1）～（2）的分析可以得到以下认识：孔隙度是多孔介质最重要的特性参数，没有孔隙度的参与，有效应力公式无法反映多孔介质的特性，因而是不完整的，也是不妥当的［13］；孔隙度参数是区分和联系疏松介质与多孔介质的重要指标，有了孔隙度参数的参与，有效应力公式就将疏松介质和多孔介质统一起来了。

3 压力预测方法应用实例

准噶尔盆地环玛湖斜坡区已发现了多个油气藏，勘探程度较高，到目前为止，研究区基本已被三维地震资料覆盖。此外，该区还有多口探井的录井和测井资料，为地层压力预测提供了丰富的资料。

MH1井为研究区的一口探井，该井在钻遇目的层三叠系百口泉组（T1b）时地层的可钻性指数（DC指数）偏离趋势线，为异常高压。该段气测全烃值在90%左右，气测异常明显；井深3 309.28 m时发生溢流，关井后套压增至2 MPa，流压增至1.17 MPa，折算地层压力系数为1.53。对该井分别利用Terzaghi有效应力原理模型［11］和新模型进行地层压力预测，计算结果如图3所示。从图3可以看出，在正常压力段，利用Terzaghi模型计算的结果小于静水压力，而利用新模型计算的结果更接近静水压力。进入异常压力段后，MH1井钻井实测，3 075～3 258 m地层压力为40 MPa，3 258～3 324 m地层压力为51 MPa，利用2种方法的计算结果均偏离静水压力趋势线，但利用新模型计算的结果更接近实测压力值。分别拟合利用2种模型计算的地层压力系数与DC指数的关系（图4），从拟合的结果可以看出，利用新模型计算的地层压力系数与DC指数之间的拟合系数更高，拟合系数达到了0.95。

图3 不同方法计算MH1井地层压力随深度变化曲线Fig.3Variations of formation pressure with depth of MH1 well calculated by different methods

图4 不同方法计算的MH1井地层压力系数与DC指数的交会图Fig.4Crossplot of formation pressure coefficient and DC index of MH1 well calculated by different methods

根据研究区的地震资料，结合速度谱资料和多属性反演资料，提取了目的层的层速度，并利用新的压力预测模型进行了地层压力预测（图5）。从图5可以看出，从左往右，地层压力系数总体上逐渐增高；斜坡区存在面积超过150 km2的压力系数大于1.25的异常高压分布区，为在环玛湖斜坡区针对低渗透储层的井位部署和有利钻探目标优选均提供

图5 环玛湖斜坡区T1b压力预测平面图Fig.5Pressure forecast of T1b in Mahu slope area

了技术支撑。

4 结论

（1）环玛湖斜坡区三叠系地层异常高压影响因素为较好的封闭条件和晚期轻质油气的充注。

（2）Terzaghi模型压力预测方法的理论依据是储层顶界面的受力平衡方程，在各向同性弹性介质中是可靠的；针对地下岩层为多孔介质的特性，引入孔隙度参数完善了储层顶界受力平衡方程，更加明确了方程中参数的物理意义。

（3）利用新的压力预测模型进行压力预测的精度更高，MH1井实测压力资料与计算压力对比，吻合度高达95%。

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（本文编辑：李在光）

Genetic mechanism analysis and prediction method of abnormal high pressure in Mahu slope area,Junggar Basin

QU Jianhua1，WANG Zesheng1，REN Benbing1，BAI Yu1，WANG Bin2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China）

With the development of the oil and gas exploration,it is gradually recognized that the formation pressure has important effect on the hydrocarbon preservation and individual well deliverability.So it is necessary to quantitatively predict the formation pressure based on the seismic data.The prediction method of abnormal formation pressure widely applied now is based on the effective stress theory which is proposed by Terzaghi in 1923 and plays an important role in civil engineering practice.However,the effective stress theory has limitations in the porous medium which has complex structure.Considering the rock physical properties and mechanics equilibrium principle,we developed a new pressure prediction method based on the dual effective stress of porous medium through the introduction of dual effective stress equation related to porosity,making closer relationship among the overburden pressure,formation pressure and rock skelecton stress.We achieved good effect after putting this method in practical use to the formations in Mahu slope area,northwest of the Junggar Basin,through the analysis of the genesis of abnormal high pressure andconstrained by the geological origin.

porous medium；porosity；formation pressure；abnormal high pressure；effective stress

TE27+1

：A

2014-03-20；

2014-05-18

国家重大科技专项“十二五”计划课题“天然气复杂储层预测与烃类检测地球物理技术研究和应用”（编号：2011ZX05007-006）资助

瞿建华（1981-），男，硕士，工程师，主要从事石油地质综合研究工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市准噶尔路29号中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院。E-mail：qujianh@petrochina.com.cn。

1673-8926（2014）05-0036-04