准噶尔盆地西北部地层压力演化与油气成藏有利动力条件研究

冯 冲, 陈 程 , 李梦瑶, 张 磊,朱 涛, 许 涛, 邹贤利

1)中国石油大学(北京)克拉玛依校区石油学院, 新疆克拉玛依 834000;2)中国地质科学院地质力学研究所, 北京 100081;3)中国地质调查局油气地质力学重点实验室, 北京 100081;4)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

超压就是地层孔隙流体压力高于相同深度的静水压力。沉积盆地中普遍发现超压(Hunt, 1990)。超压的成因有三大类(Zeng et al., 2010; Bjorlykke et al., 2010; Tingay et al., 2013): ①孔隙空间缩小, 包括构造挤压作用和压实不均衡作用; ②孔隙流体体积增大, 包括烃类的生成、石油裂解为天然气、地层温度的增加和成岩作用; ③其它作用, 包括压力传导、浮力等。其中, 构造挤压作用、压实不均衡作用和烃类的生成作用是全球典型盆地超压形成的主因。超压对油气的生成、运移、聚集和保存具有重要的意义(Law and Dickinson, 1985; Hunt, 1990;Putnam and Ward, 2001; Law, 2002)。超压可以抑制有机质热演化, 扩大了烃源岩生烃深度范围和有效时间(Hao et al., 1996, 2007)。超压可以使岩石产生裂缝, 使封闭的断层开启, 提高油气运移效率(Márquez and Mountjoy, 1996)。超压与浮力结合, 使油气克服毛细管阻力, 由超压区向低压区运移(Hunt, 1990; Lee and Williams, 2000)。储集层中的超压可以支撑更多的垂向应力, 延迟成岩演化, 使储集层保留更多的原生孔隙, 提高孔隙度和渗透率。超压也可以提高盖层封闭能力。古地层压力恢复的方法有很多种, 常用的方法包括盆地模拟方法(王鑫等, 2017; Lonardelli et al., 2017)、流体包裹体方法(吴强, 2019; 王尉等, 2021)、泥岩声波时差法(付广等, 2002; 刘震等, 2012)、地震速度法(刘震等, 1993;刘静静等, 2015)等。邱楠生等(2020)提出了在超压主控因素定量分析的基础上, 约束现今预测的地层压力和盆地模拟法恢复的古地层压力, 并最终获得地层的压力演化过程。

准噶尔盆地是中国西部典型的超压盆地, 盆地内部多个地区发现超压, 存在多种超压成因的解释。盆地南部始新统以下地层中出现超压, 压力系数可达 2.3, 主要成因为压实不均衡作用和构造挤压作用(李忠权等, 2001; 王震亮等, 2003; 李铁军,2004; 罗晓容等, 2004)。盆地中部侏罗系以下地层出现超压, 压力系数可达 2.05, 主要成因为烃类的生成作用(何生等, 2009), 侏罗系致密泥岩地层延滞了压力的释放(查明等, 2000)。盆地西北部三叠系及以下地层中也出现超压, 压力系数可达1.8。近几年勘探证明, 盆地西北部高产油藏往往发育超压。例如, M18井地层压力系数高达 1.74, 日产油气当量40.13 t; Ah011井地层压力系数高达1.63, 日产油气当量50.17 t。超压已然是高产油藏形成的重要控制因素, 但是盆地西北部目前只针对重点井和 1条剖面现今地层压力做过简单预测和分析(冯冲等,2014), 剖面和平面的地层压力演化和分布特征尚未系统研究。Feng et al.(2019)根据流体包裹体均一化温度和埋藏-温度史判断, 百口泉组存在两期原油充注历史, 分别对应早侏罗世(200—190 Ma)和早白垩世(140—90 Ma)。关键成藏期古压力的分布特征是控制油气运、聚的关键因素, 从而影响高压高产油藏的进一步勘探。针对上述问题, 利用声波测井和 2D盆地模拟技术, 得到准噶尔盆地西北部超压的分布和演化, 并分析了超压演化对油气运移和成藏的影响。

1 研究区概况

1.1 构造单元和地层

研究区位于准噶尔盆地西北部, 包括玛湖凹陷,以及凹陷西北斜坡的乌夏断裂带、克百断裂带和中拐凸起北部, 凹陷东南的石英滩凸起、英西凹陷、三个泉凸起、夏盐凸起和达巴松凸起的大部分地区(雷德文等, 2014) (图1)。现今研究区构造平缓, 为向东南方向倾斜的单斜, 下三叠统百口泉组地层倾角平均为 2°～4°(雷德文等, 2014)。

根据钻井资料得到由下至上的地层, 包括(图1): 石炭系(C), 二叠系的佳木禾组(P1j)、风城组(P1f)、夏子街组(P2x)和下乌尔禾组(P2w), 三叠系的百口泉组(T1b)、克拉玛依组(T2k)和白碱滩组(T3b),以及侏罗系(J)和白垩系(K) (Feng et al., 2019)。其中,风城组为本地区主力烃源岩, 近几年在百口泉组砂砾岩储集层中有重大发现。

图1 准噶尔盆地西北部位置图和地层柱状图(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 超压发育特征和成因机理

(1)超压发育特征

通过 DSTs得到地层压力, 并计算得到地层压力系数(图2)。绝大多数井在侏罗系和上—中三叠统中并未发现明显的超压(压力系数小于1.2)。下三叠统百口泉组发现明显的超压, 压力系数最大达到1.8, 地层压力介于20～80 MPa之间。二叠系和石炭系地层中也发现明显的超压, 压力系数最大接近1.8。

图2 准噶尔盆地西北部地层压力系数、地层压力散点图(Feng et al., 2019)Fig.2 Pressure coefficient-depth and pressure-depth plots in Northwest Junggar Basin (Feng et al., 2019)

(2)超压成因机理

准噶尔盆地西北部超压成因机理复杂。冯冲等(2014)认为百口泉异常高压的主要成因是压实不均衡作用, 西北边缘断裂带附近异常高压形成的主要因素是深部地层超压沿断层传导作用。瞿建华等(2014)认为异常高压是由于油气(特别是天然气)大量注入, 地层出现排水不畅, 从而造成地层压力升高。李军等(2020)认为下三叠统百口泉组, 以及二叠系上、下乌尔禾组等源上砾岩大油区储集层中发育的超压主要为压力传导成因, 超压源为主力烃源岩二叠系风城组生烃膨胀形成的超压。张浩等(2022)认为砾岩油层的超压主要由泥岩欠压实形成。总结可知, 准噶尔盆地西北部超压主要成因机理为欠压实作用和压力传导作用, 生烃作用对烃源岩地层超压的形成也有一定贡献。

2 地层压力预测和恢复

2.1 地层压力预测和恢复方法

现今单井地层压力是根据测井声波时差资料,利用等效深度法预测的, 公式如下:

式中:P为地层压力;ρr为上覆岩石平均密度;ρw为地层水密度; Δt为泥岩的声波时差; Δt0为地表附近泥岩的声波时差;c为正常压实趋势线斜率;z为埋深。

例如 M18井(图 3), 测井声波时差在纵向上明显分成两段, 其中深度大于2600 m时, 声波时差明显偏大, 由声波时差预测的地层压力值也异常偏大,表明这个深度以下的地层中存在超压。

图3 准噶尔盆地西北部M18井声波时差和盆地模拟预测的地层压力与钻井实测的地层压力比较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

烃源岩和储集层的地层压力演化是利用PetroMod软件中的二维模拟得到的, 平面图是模拟得到的数值进行内插的方法得到的。一共选取了9条剖面进行了盆地模拟(剖面位置见图1)。模拟过程中需要设置边界条件和断层的属性。边界条件包括: 古地表温度、古水深和热流值。研究区位于北纬50°附近, 设置古地表温度为年平均温度10 ℃。研究区从石炭纪以后全部为陆地环境, 设置古水深为0 m。2004年新疆油田公司根据镜质体反射率和埋藏史模拟, 恢复了准噶尔盆地西北部的古地温梯度; 王社教等(2000)和邱楠生等(2001)对准噶尔盆地不同类型的岩石的热导率进行了测量, 认为泥岩的热导率值平均为 1.827 W/(m·K), 砂岩的热导率平均值为 2.219 W/(m·K), 火成岩的热导率平均值为 2.087 W/(m·K), 本次模拟取岩石热导率为2 W/(m·K)。根据古地温梯度和岩石热导率, 得到各时期的热流值(图4)。断层属性是根据原油充注历史判断的。充注期断层是重要的垂向输导体, 将充注期断层设置为开启状态。

图4 准噶尔盆地西北部大地热流演化特征(据王绪龙, 2004修改)Fig.4 Evolution characteristics of heat flow in Northwest Junggar Basin (modified from WANG, 2004)

2.2 地层压力预测和恢复结果分析

地层压力预测和恢复结果是根据钻井实测地层压力值来检验的。首先, 通过钻井实测地层压力值标定测井预测的地层压力, 来提高单井现今地层压力预测的精度; 其次, 通过测井预测的地层压力标定盆地模拟得到的现今地层压力, 以验证盆地模拟恢复地层压力的准确性。表1中给出了地层压力预测和恢复结果的误差。测井预测的现今地层压力,绝对误差在 1～4 MPa之间, 相对误差在1.67%～8.57%之间。盆地模拟法预测的现今地层压力, 绝对误差在 3～7 MPa之间, 相对误差在3.30%～8.57%之间。地层压力预测和恢复结果误差在合理范围内。

表1 地层压力预测和恢复误差Table 1 Formation pressure prediction and recovery errors

3 地层压力结构和演化特征

3.1 现今地层压力结构特征

根据测井声波时差, 计算得到单井现今地层压力。研究区单井地层压力结构可以分为三类(图5)。第一类地层压力结构可以分为上部常压和下部超压两段, 下段剩余压力大小稳定, 主要分布在玛湖凹陷、夏盐凸起和达巴松凸起地区, 包括 Mh1井、M18井、M15井、Ak1井、D9井、Xy1井和Xy2井等; 第二类地层压力结构特点为地层压力和剩余压力都是由上至下逐渐增大, 但是剩余压力值较小,超压不明显, 主要分布在西北边缘断裂带和夏盐凸起北部地区, 包括井X81井、Bq1井、Jl8井和Yb2井等; 第三类地层压力结构发育上下两套明显超压的地层, 而其间地层超压不明显, 目前只发现 X72井属于这一类型。

图5 准噶尔盆地西北部现今三类单井地层压力结构分布图Fig.5 Distribution of three types of single wells’formation pressure structures in Northwest Junggar Basin

3.2 地层压力演化特征

由地层剩余压力剖面演化特征可知(图 6): 由古至今, 研究区各地层超压逐渐变大, 超压由浅部地层向深部地层逐渐变大; 侏罗纪初期到白垩纪初期, 研究区西北部地层沉积厚度大, 超压值最大;现今, 研究区东南部达巴松凸起地层沉积厚度大,超压值最大。

图6 盆地模拟A-A’剖面地层压力演化结果Fig.6 Model results showing the pressure evolution of the A-A’ section

由白垩纪初期百口泉组顶面压力系数等值线图可知(图 7a), 异常高压在研究区东南部最发育,压力系数最大可达 1.5, 由东南向西北方向压力系数递减。现今, 百口泉组顶面超压显著增大, 达巴松凸起压力系数可达 1.8左右, 压力系数变化趋势仍然由东南向西北方向递减(图7b)。

图7 准噶尔盆地西北部三叠系百口泉组早白垩世(a)和现今(b)地层压力系数等值线图Fig.7 Contour maps of formation pressure coefficient in Early Cretaceous (a) and present (b)of Triassic Baikouquan Formation in Northwest Junggar Basin

由侏罗纪初期风城组顶面压力系数等值线图可知(图 8a), 由研究区中部向东、向西两个方向压力系数递减, 最大压力系数可达1.4。由白垩纪初期风城组顶面压力系数等值线图可知(图 8b), 研究区中部和南部地区异常高压最发育, 压力系数最大可达1.6。现今, 达巴松凸起风城组顶面压力系数可达1.9左右, 压力系数由研究区东南向西北方向递减(图 8c)。

4 高压油藏成藏有利动力条件

由准噶尔盆地西北部风城组烃源岩地层压力演化特征可知(图 8b), 成藏关键期早白垩世风城组烃源岩压力系数高, 大部分地区压力系数大于 1.2,最高压力系数达到了1.6。由图9可知, 现今发现的百口泉组致密砂砾岩高产井均分布在风城组烃源岩古压力系数大于 1.4的范围内。可见, 风城组烃源岩在排烃期具有明显的异常高压。烃源岩发育的异常高压可以迫使封闭性的断层开启成为有效的原油运移通道。

图8 准噶尔盆地西北部二叠系风城组烃源岩早侏罗世(a)、早白垩世(b)和现今(c)地层压力系数等值线图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

图9 早白垩世二叠系风城组古压力系数、风城组与百口泉组古剩余压力梯度和现今百口泉组产油气井叠合图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

由准噶尔盆地西北部风城组烃源岩和百口泉组储集层剩余地层压力可知(图 6b), 成藏关键期早白垩世, 风城组烃源岩存在明显的地层剩余压力,而百口泉组储集层地层剩余压力低, 烃源岩与储集层之间存在明显的剩余压力差, 大部分地区源-储剩余压力差值在10 MPa到25 MPa之间。根据盆地模拟演化结果, 得到风城组和百口泉组地层古埋深和古剩余压力, 并进一步得到风城组与百口泉组垂向上的古剩余压力梯度等值线图。由图 9可知, 现今发现的百口泉组致密砂砾岩高产井几乎全部分布在古剩余压力梯度大于8 MPa/km的范围内。明显的源-储剩余压力差有利于油气垂向运移到致密砂砾岩储集层中, 并聚集形成古油藏。

由准噶尔盆地西北部百口泉组储集层地层压力演化特征可知(图 7b), 现今百口泉组储集层发育异常高压, Mh1-M18-Yb1以南的地区压力系数普遍大于 1.5。尤其部分异常高压突变位置, 如 Mh1、M18、Yb1附近。根据压力结构分析(图5), Mh1和M18井区为第一类压力结构, 其下段剩余压力大小稳定。罗晓容(2004)通过研究准噶尔盆地南缘泥岩压实曲线及压力分布特征认为, 断层连通地层压力均为超压但按静水压力梯度随深度增加。可见, 这些地区高的地层压力可能与油气充注伴随的压力传导有关。由图 9可知, 目前发现的百口泉组致密砂砾岩高产井主要分布在 Mh1和 M18井区, 为高压油藏成藏的有利地区。

5 结论

本文通过地层压力的预测和恢复探究了准噶尔盆地西北部地层压力演化特征及对油气运移的影响, 得到以下结论:

(1)测井预测准噶尔盆地西北部单井现今地层压力, 地层压力结构可以分为三类: 第一类地层压力结构特点为下部超压段剩余压力大小稳定, 主要分布在玛湖凹陷、夏盐凸起和达巴松凸起地区; 第二类地层压力结构特点为超压段剩余压力向下逐渐增大,超压不明显, 主要分布在西北边缘断裂带和夏盐凸起北部地区; 第三类地层压力结构特点为发育上下两套明显超压的地层, 而其间地层超压不明显。

(2)盆地模拟的方法恢复了准噶尔盆地西北部地层压力的演化, 结果显示: 由古至今, 各地层超压逐渐变大, 超压由浅部地层向深部地层逐渐变大;各时期平面上超压分布呈规律性变化, 整体上是由研究区西北部向东南部逐渐增大。

(3)准噶尔盆地西北部烃源岩发育的异常高压和较大的源-储剩余压力差有利于油气垂向运移到致密砂砾岩储集层中, 这是研究区高压油藏形成的有利运移动力条件。

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).