准噶尔盆地南缘前陆冲断带超压发育特征、成因及其控藏作用

鲁雪松，赵孟军，张凤奇，桂丽黎，刘刚，卓勤功，陈竹新

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气集团有限公司盆地构造与油气成藏重点实验室，北京 100083；3.西安石油大学地球科学与工程学院，西安 710065）

0 引言

准噶尔盆地南缘前陆冲断带（以下简称准南冲断带）是受天山陆内造山作用控制的叠加型再生前陆盆地[1-3]，研究区内油气资源丰富，勘探潜力大。受新近纪以来的快速深埋作用和强烈构造挤压作用的共同影响，准南冲断带形成了广泛分布、强度不等的超压。古近系安集海河组（E2-3a）与下白垩统吐谷鲁群（K1tg）区域性泥岩异常高压带的发育，造成准南冲断带钻井难度大、成本高，勘探成功率低。勘探实践与研究表明，准南冲断带油气成藏及勘探与“异常高压带”密切相关：突破安集海河组异常高压带，发现了呼图壁与玛河气田；突破吐谷鲁群异常高压带，发现了高探1、呼探1超深层油气藏[4-5]。前人主要针对研究区储集层超压的成因开展了一些研究，主要观点如下：不均衡压实、构造挤压和超压传递是超压的主要成因[6-10]，局部地区由于地势造成的高流体势承压也对超压有一定的贡献[8]；不同地区超压成因有差异，西部地区超压成因以不均衡压实为主，东部则与构造挤压、断层活动导致的超压传递等有关[6]。前人研究主要侧重于对单井超压成因的判识，且主要以静态和定性分析为主，对下部成藏组合储集层超压形成机制的研究较少，对不同地区、不同层系的超压差异分布及原因分析较少，对超压形成演化过程及其对油气藏形成与分布的控制作用分析欠缺。为此，本文通过对重点探井实测地层压力、钻井液密度、测井等资料的整理，分析超压在纵向上和横向上的分布规律，在对超压成因及其贡献率进行定量判识和数值模拟计算的基础上，讨论超压差异分布的形成原因，探讨超压发育演化对油气藏形成和分布的控制作用，以期为准南冲断带及其他超高压发育区的油气勘探部署起到重要指导作用。

1 地质概况

准南冲断带南依北天山和博格达山，西起四棵树凹陷，东至东部隆起，北止于中央凹陷南缘，长约400 km，宽约80 km，构造变形表现出明显的“东西分段、南北分带、垂向分层”特征[11-12]。大体以奎屯、乌鲁木齐为界，可将准南冲断带自西向东划分为西段（奎屯以西，Ⅰ）、中段（乌鲁木齐以西至奎屯以东，Ⅱ）和东段（乌鲁木齐以东，Ⅲ）。其中，冲断带中段由南向北可划分为三排雁列式排列、近东西延伸的背斜带（见图1a），依次为清水河—齐古背斜带（Ⅱ1）、霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁背斜带（Ⅱ2）、西湖—独山子—安集海—呼图壁背斜带（Ⅱ3）。准南冲断带发育多套烃源岩、储集层和盖层，形成多个含油气系统和多套成藏组合[13-14]，在纵向上可划分为上、中、下 3套成藏组合（见图1b、图2）：上组合指新近系储盖组合，以新近系沙湾组及塔西河组砂岩为储集层，塔西河组上部泥岩为区域性盖层；中组合指古近系及上白垩统东沟组储盖组合，以安集海河组、紫泥泉子组和东沟组砂岩为储集层，安集海河组泥岩为区域性盖层；下组合指白垩系吐谷鲁群及其以下的储盖组合，以吐谷鲁群厚层泥岩为区域盖层，清水河组底部砂砾岩和侏罗系砂岩为储集层。

图1 准南前陆冲断带构造纲要与油气田分布图

图2 准南前陆冲断带地层综合柱状图与储盖组合

构造演化和构造样式的复杂性、异常高压带的发育使得该区油气成藏条件复杂，油气勘探历程曲折。2008年之前，油气勘探主要集中在中上组合，中组合构造高部位，以中小型油气田为主，未能发现大型油气田[15]。2008年之后油气勘探逐步转向下组合。2010—2012年针对下组合先后钻探了西湖1井、大丰1井和独山1井，但均告失利。直到2019年高探1井、2020年呼探 1井下组合喜获高产油气流，证实了准南下组合油气勘探前景广阔，推动了准南下组合的规模勘探[15]。准南下组合一个最重要的特征就是发育强超压，搞清超压发育特征、超压成因及其分布规律，厘清超压发育演化对油气成藏的控制作用，对于准南下组合的选区评价和勘探部署具有重要的意义。

2 超压发育特征

依据实测地层压力、钻井液密度等资料分析，准南冲断带普遍发育异常高压，超压主要分布在古近系、下白垩统和中下侏罗统，但不同地区、不同层系超压发育程度差别较大（见图3）。为了对超压强度更准确的描述，本文采用李伟等[16]的超压划分方案，将压力系数0.9～1.2定义为常压、大于1.2统称为超压，其中压力系数1.2～1.6为弱超压，1.6～2.0为强超压，大于2.0为极强超压。

图3 准南前陆冲断带实测地层压力与深度关系图

纵向上，异常高压的分布主要受地层层位和岩性组合的控制。准南冲断带主要发育 3套厚层泥岩段（见图 4、图 5），从下到上分别是吐谷鲁群下部、安集海河组中段、塔西河组下部，这 3套厚层泥岩段由于岩性致密、排液不畅，是区域上超压发育的主要层位。受安集海河组和吐谷鲁群下部这两套区域性超压泥岩段的封隔，在纵向上形成了超压封存箱的结构，在纵向上将地层划分为3套成藏组合和压力系统，E2-3a组之上的上组合主要为常压—弱超压系统，安集海河组和吐谷鲁群下部泥岩段之间的中组合主要为强超压—局部弱超压系统，吐谷鲁群下部泥岩段之下的下组合主要为强超压—极强超压系统（见图 4、图 5）。在横向上，不同构造带岩性组合的差异对超压的发育也具有一定的影响。四棵树凹陷东部塔西河组泥岩厚度超过1 000 m，叠加新近系以来的快速沉积，在塔西河组就开始出现超压，以高探 1井在塔西河组组的超压最为显著，压力系数约为1.2～1.6；西湖1井由于塔西河组泥岩厚度减小，超压强度降低；往东由于塔西河组泥岩厚度减薄和上覆地层厚度减薄，塔西河组整体上不再发育超压；但呼探 1井区塔西河组泥岩厚度局部增厚，厚度达到600 m，因此也具有一定幅度的局部超压（见图4）。除了塔西河组局部发育的超压带之外，区域上稳定发育的超压顶界面在安集海河组厚层泥岩段开始出现。

图4 准南冲断带5口深井地层压力剖面对比图（剖面位置见图1）

古近系超压主要分布于褶皱背斜带和四棵树凹陷东部（见图6a）。前人认为新近系与古近系的超压主要分布于霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁背斜带[6-8]，但近期勘探揭示四棵树凹陷高泉背斜与西湖背斜的新近系与古近系也同样发育超压[16-17]。褶皱背斜带西段古近系超压强度最大，最强超压位于霍尔果斯、安集海地区，霍尔果斯油气藏古近系压力系数为2.36～2.46，安集海油藏古近系压力系数为 2.30。由超压中心向外，压力系数逐渐降低，呼图壁气藏的古近系压力系数降为0.93～1.25，卡因迪克油藏古近系压力系数为1.03。

侏罗系超压体系具有南强北弱、西强东弱的基本特征（见图6b）。超压中心位于四棵树凹陷东部，如高探1井头屯河组储集层压力系数为2.20，西湖1井头屯河组储集层压力系数为 2.18，为极强超压。由超压中心向外，压力系数逐渐降低，褶皱背斜带东部呼探1井侏罗系储集层压力系数降为1.82～1.83。往四棵树凹陷西侧的斜坡区压力系数快速降低，如卡因迪克油藏侏罗系压力系数仅为 1.25，四参 1井侏罗系压力系数为 1.06，反映埋深变浅，与盆缘的常压流体相通，压力逐渐恢复正常。往北部斜坡区，侏罗系压力系数同样逐渐降低，主要为弱超压，如盆参 2井三叠系—侏罗系压力系数为 1.5～1.6[16]。山前断褶带侏罗系直接出露地表，缺少安集海河组和吐谷鲁群下部泥岩段这两套区域超压泥岩盖层的封盖，保存条件较差，超压逐渐释放，现今主要为常压—弱超压，如齐古构造的压力系数为1.21～1.40。

综上所述，准南冲断带超压体系纵向上具有多层系发育、越深超压规模越大的基本特征，横向上超压体系在山前带最不发育，褶皱背斜带和四棵树凹陷东部最发育、斜坡区较发育的特征（见图 5、图 6）。对比古近系与侏罗系超压分布可以看出，这两个层系的共性特征是强超压区都位于高泉—独山子—安集海—霍尔果斯背斜带。两者不同之处在于：①侏罗系超压的分布范围要大于古近系，往北部斜坡区，侏罗系仍存在弱超压，而古近系超压分布相对局限。②侏罗系和古近系的最大压力系数虽然相近，但过剩压力值侏罗系要远大于古近系（见图5），说明下组合的动力条件要强于中组合。③下组合超压带发育的厚度规模要远大于中组合（见图5）。下组合从清水河组底部砂砾岩到巨厚的侏罗系，乃至下伏的三叠系、二叠系的巨厚地层中都发育强超压，这与下组合埋深大、储集层整体致密、排液不畅的封闭流体环境有关。

图5 过齐古1井—大丰1井的南北向过剩压力剖面分布图（剖面位置见图1）

图6 准南冲断带重点层系地层压力平面分布图

3 超压形成机制及超压差异分布原因

3.1 超压成因判识及其贡献率计算

有关超压的形成机制前人研究较多，归类后可将沉积盆地超压成因分为5种类型[18-21]：不均衡压实（垂向负荷为主）、流体膨胀、水平构造挤压、超压传递和成岩作用，其中流体膨胀主要包括生烃作用、油裂解生气和水热作用。上述超压机制中流体膨胀、超压传递、水平构造挤压和成岩作用等产生超压后可引起上覆载荷的卸载，可统称为卸荷增压。针对前陆盆地超压成因与演化，建立了适用于前陆挤压特色的超压成因判识及超压演化定量模拟方法，构建了不同类型超压成因的判识图版[9-10]，并综合考虑构造应力和垂向载荷双重压实作用对地层压力的影响，自主开发形成前陆盆地超压演化数值模拟PressMod软件，实现了对不同成因类型超压形成与演化的定量化数值模拟[9]。

下面以高探 1井为例，分析不同类型超压成因判识及各成因超压贡献率计算的方法。①根据泥岩综合压实曲线、泥岩声波速度与垂向有效应力、密度的关系图版，判断超压的主要成因机制。高探 1井泥岩在2 710 m以浅基本为正常压实，而该深度以下具有异常高孔隙度的欠压实特征，且卸荷增压对泥岩超压的形成具有重要贡献[17]。而高探 1井清水河组及以上的泥岩中有机质含量低或不含有机质，且该地区整体上热演化程度较低，还没有进入大量生油气阶段，其卸荷作用的产生不应为生烃增压所致[17]。另外，前人研究认为泥岩中黏土矿物转化等成岩作用不是该地区超压形成的主要机制[9-10]。因此，综合分析认为泥岩中卸荷作用应主要为构造挤压增压所致。②利用PressMod软件定量模拟沉积和构造挤压作用对地层超压的影响[9]。研究区在喜马拉雅期以来特别是喜马拉雅晚期经历了来自北天山的强烈构造挤压作用，构造应力大小设置参考前期研究成果[22]，数值模拟得到欠压实增压、构造挤压增压和超压传递增压的大小及其演化（见图7）。超压传递的产生与背斜的形成和断裂的开启有密切关系，四棵树凹陷西湖和独山子背斜形成于距今1 Ma之后[23]，这些构造形成时伴随着断裂的形成和开启，促使了沿储集层砂体侧向上和沿断裂垂向上的超压传递产生。从图7可以看出，高探1井清水河组在塔西河组沉积期已基本形成欠压实作用，而强烈构造挤压发生在该时期之后，已形成的较好的封闭条件为构造挤压增压的形成奠定了基础，伴随着沉积速率的增大和构造挤压作用的增强，地层超压程度逐渐增大，距今1 Ma以来断背斜构造的形成促进了超压传递，使得清水河组的地层压力进一步增大。

图7 高探1井清水河组不同成因类型超压发育演化图

利用以上方法定量分析了高探1、独山1、西湖1、霍10、安001、玛纳001、吐谷1、东湾1、大丰1等重点探井的欠压实增压、构造挤压增压和超压传递增压的大小及其对侏罗系顶部现今超压的贡献率（见图8、图 9）。

图8 准南冲断带典型井侏罗系顶部储集层超压构成直方图

图9 准南冲断带典型井紫泥泉子组储集层超压构成直方图

3.2 超压差异分布的原因

不同区带、不同层位储集层由于超压成因构成及各成因超压贡献率有差异，造成超压强度在纵向上和横向上具有差异性的分布。分析认为，准南冲断带超压在横向上的差异分布主要受控于不均衡压实和构造挤压作用强度在不同区带上的差异。①古近纪以来，沉积沉降中心逐渐从中段向西段迁移，新近纪以来地层厚度中心位于高探1—西湖1—独山1井区，地层厚度最高达到4 400 m，而中段呼图壁背斜新近系厚度仅为2 600 m。受这种差异沉降的影响，位于四棵树凹陷的高探1、独山1、西湖1井区侏罗系在早期浅埋、晚期快速深埋的作用下，欠压实作用显著[24]，欠压实增压对侏罗系总超压的贡献率为 33%～40%，大于中段的贡献率 10%～22%（见图 8）。②研究区在喜马拉雅晚期经历了强烈构造挤压作用，根据构造应力场模拟结果[22]，侏罗系齐古组最大主应力位于四棵树凹陷—霍尔果斯地区。从超压成因贡献率来看，四棵树凹陷的高泉背斜、西湖背斜和独山子背斜，霍尔果斯、安集海背斜的构造挤压作用的增压贡献率相比于东部的玛纳斯、吐谷鲁、呼图壁背斜带整体要大（见图8、图9），这与西段的构造挤压应力值最大是一致的。

此外，超压传递增压对准南冲断带的超压构成也有重要贡献[8-10]。褶皱背斜带下组合发育多条与深部油气源沟通的断裂[24-25]，这些背斜超压传递引起的增压作用普遍较大，为19～33 MPa，其超压传递增压对总超压的贡献率在 25%～54%，其中中段霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁背斜带、安集海背斜、呼图壁背斜其超压传递增压贡献率最大，为37%～54%（见图8、图9），这可能与该地区深部侏罗系烃源岩生烃增压更大，油气充注动力更强有关。由于断裂-盖层组合样式以及断裂与油源的沟通程度不同，导致上述背斜中组合储集层与深部油气源的沟通能力有较大差异[12-13,17]。如霍尔果斯和安集海河背斜中组合储集层断裂与深部油源沟通性较好，中组合储集层的压力系数高达2.2～2.4，超压传递增压贡献率为 60%～65%，而高泉背斜、西湖背斜、独山子背斜中组合储集层断裂与深部油源沟通性较差，中组合储集层超压传递增压贡献率仅为0～24%（见图8、图9）。

4 超压对油气成藏的控制作用

准南冲断带超压形成演化对油气成藏和分布具有重要的控制作用，主要表现为以下3个方面。

4.1 超压对储集层物性变差的抑制作用

通过对准南冲断带深部白垩系—侏罗系储集层物性统计发现，6 000 m以深的超深层储集层物性普遍为5%～10%，且以原生孔隙为主，普遍占总孔隙的65%～95%[26]，在同等埋深下具有异常高孔隙度的特征，充分说明超压作用对储集层物性具有一定的保持作用[17]。清水河组及以下储集层往往发育超高压，这种超压的形成可较好抑制储集层孔隙度的降低，因此，深层储集层中亦可发育相对优质储集层，极大拓展了深层—超深层的勘探深度。超压对储集层物性变差是否具有较强的抑制作用还取决于超压形成与储集层致密化时间的先后关系，可分为两种情况。①超压形成于储集层致密化之前，对储集层物性演化有较强的抑制作用。以西湖 1井为例，该区具有早期长期浅埋、晚期快速深埋的埋藏历史（见图10a），数值模拟发现，在不考虑超压抑制减孔的正常压实作用下，现今储集层孔隙度约为2%；而实际上，在距今18 Ma以来的快速深埋和强烈挤压过程中，储集层中开始形成了强超压，超压形成后降低了有效垂向应力，抑制了储集层孔隙度的降低，该抑制减孔作用可保存约6%的孔隙度免受破坏，最终保持现今为 8%左右的储集层孔隙度（见图 11a）。根据流体包裹体分析可以确定西湖 1井上侏罗统原油充注时间约为 13 Ma[27]，油充注时间与超压开始形成时间较为一致，且油充注时储集层尚未进入致密化阶段，原油充注和超压抑制减孔作用共同保持了储集层物性。②强超压形成于储集层致密化之后，超压对储集层物性变差的抑制作用相对较弱。以大丰 1井为例，该井具有持续稳定埋藏的特点（见图 10b），储集层物性在强超压形成之前就已进入致密化阶段，后期超压对储集层孔隙度降低同样产生了抑制作用，但仅保存了大约2%的孔隙度免受破坏（见图11b）。尽管该地区下组合储集层物性相对较差，但该地区油气充注动力较强，深部侏罗系和二叠系生成的油气同样可有效充注进入下组合储集层之中，大丰 1井侏罗系储集层超压构成评价显示超压传递增压占总过剩压力的比例可达43%左右（见图8），证实其经历了强劲的油气充注作用，呼探 1井的高产也证实了这一观点。

图10 准南冲断带西湖1井与大丰1井埋藏热演化史

图11 准南冲断带西湖1井与大丰1井过剩压力与孔隙度演化史

4.2 超压泥岩盖层对烃的封存作用

超压泥岩盖层依靠毛管压力封闭和超压封闭双重封闭机理，对下伏油气起到很好的封闭作用，是中组合和下组合两套超高压系统得以形成和保持的关键。一方面，超压泥岩盖层的压力往往大于下伏储集层中的压力，这一压力差将增大盖层的毛细管封盖能力，增加能够封闭的烃柱高度[28]。另一方面，安集海河组和吐谷鲁群超压泥岩段的弹性模量及抗剪强度低，为区域上的力学软弱层，作为滑脱层控制了垂向上的分层构造变形（见图1b）[29]；断层在塑性的超压泥岩段倾角变缓或发生愈合，使得断层封闭性在超压泥岩段增强。因此，在断层的沟通和在超压泥岩段的封闭作用下，安集海河组和吐谷鲁群超压泥岩盖层之下是油气规模富集的主要场所。

在中组合，安集海河组超压泥岩盖层严格地控制了油气藏的垂向分布，已发现油气藏主要位于安集海河组超压泥岩之下，只有独山子、安集海和霍尔果斯背斜受到穿层断层的破坏作用，少量油气调整至上组合（见图12）。在下组合，吐谷鲁群下部的厚层超压泥岩为下组合油气的聚集和保存提供了有利条件。在吐谷鲁群厚层超压泥岩滑脱层的控制下，中组合的断层在吐谷鲁群泥岩段发生顺层滑脱，下组合的断层未切穿吐谷鲁群厚层泥岩，从而为下组合的构造圈闭的完整性提供了重要保证（见图5）。近几年获得重大突破的高探1井、呼探1等井揭示了下组合超高压油气系统的油气勘探潜力。在缺失安集海河组和吐谷鲁群这两套超压泥岩盖层的山前断褶带地区，侏罗系多数直接出露地表，超压逐渐释放，目前主要为常压—弱超压，在三叠系—侏罗系内部泥岩封隔层的封盖下可以形成少量的油气聚集，但规模和产能十分有限（见图12）。

图12 准南冲断带区域盖层、成藏组合与油气发育层位的关系

4.3 中等超压强度有利于油气富集和保存

从准南冲断带单井油气产能与地层压力系数的统计关系图（见图 13）上可以看出，总体上，随着压力系数的增大，单井油气日产量逐渐增大，对于压力系数大于1.6的油气层，单井日产量呈跳跃式的增长，但当压力系数大于2.1之后，单井日产量整体呈下降的趋势。高探 1井白垩系压力系数为 2.32，虽然测试产量达到1 259.7 t/d，但试产阶段产量快速降低并见水，不能代表真实的油气产能。因此，在整体强超压背景下，超压强度太高和太低均不利于油气的富集和保存，其压力系数一般为 1.6～2.1相对较好，这与前人研究指出的压力系数中等的超压带、过渡带是油气勘探的有利部位[30]的认识是一致的。这主要是因为 3个方面的原因。

图13 准南冲断带单井测试日产量与压力系数关系图

①超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度和高产的前提条件[31]，由于准南下组合储集层物性普遍较差，储集层超压强度越大，说明充注动力越强，越有利于油气的充注。

②现今超压强度太高（压力系数大于2.1）时，一方面容易发生水力破裂而不利于油气的保存，一方面造成源储之间过剩压力差降低，不利于油气的充注。超压强度太高，压力系数超过2.2时，接近岩石破裂压力线，容易发生水力破裂，从而导致油气的漏失，在水力破裂的控制下，极强超压圈闭能够封存的动态烃柱高度十分有限，形成不了大规模油气藏[17,32-33]。典型实例为高探1井白垩系油藏，清水河组5 771.5 m实测地层压力系数为 2.32，十分接近盖层内先存断层重新滑动的最大临界压力系数 2.35，说明清水河组油藏压力已接近临界状态，预测高探 1井清水河组底砾岩段最大油柱高度为200 m左右[17]，远小于高泉背斜圈闭闭合高度500 m。在高探1井突破后，针对高泉构造钻探的两口评价井——高 101和高 102井油气显示较差，高探 1井试产阶段产量快速降低并见水，充分说明高探 1井白垩系油藏规模较小，极强超压的发育造成的盖层水力破裂限制了油藏的烃柱高度[17]。在准南前陆冲断带的西段发育着众多的泥火山，且出露油气苗，如独山子泥火山、托斯台泥火山和四棵树泥火山等[34]，这些泥火山的形成和发育与西段中深层极强超压油气藏的发育有关，反映了超高压油气圈闭的动态释压和流体释放作用。

③在准南冲断带整体超压的背景下，超压强度太低（压力系数小于1.4）则说明保存条件较差，造成压力和油气的泄露。如山前断褶带侏罗系储集层大幅抬升剥蚀后，保存条件变差、超压释放，现今储集层压力系数降低，一般小于1.4。在大幅抬升过程中，泥岩盖层易发生破裂而失效，导致油气发生泄漏，油气藏多被破坏[35-36]。因此，山前断褶带除了在齐古背斜发现少量残留油气之外，其他构造仅见到少量油气显示。

5 结论

准南冲断带普遍发育异常高压，超压体系纵向上具有多层系发育、越深超压规模越大的基本特征。超压主要分布在古近系、下白垩统和中下侏罗统，但不同地区、不同层系超压发育程度差别较大。在纵向上，异常高压的分布主要受地层层位和岩性组合的控制。在横向上，褶皱背斜带超压强度最大，并以此为中心向周围超压强度逐渐降低。

构造挤压作用是准南冲断带储集层超压形成的最主要成因，其次为欠压实和超压传递作用。准南冲断带超压平面分布差异主要受控于不同地区欠压实作用和构造挤压作用强度的差异。沟通深部超压层系的断层造成的垂向超压传递作用对该区超压幅度的进一步增大有重要贡献。

准南冲断带超压形成演化对油气成藏和分布具有重要的控制作用，具体表现在：当强超压形成于储集层致密化之前时，超压对深层储集层物性具有重要保持作用，拓展了深层—超深层的勘探深度；安集海河组和吐谷鲁群超压泥岩盖层之下是油气规模富集的主要场所；在整体强超压背景下，超压强度太高或太低均不利于油气富集与保存，压力系数为1.6～2.1最好。