川西坳陷三叠系须家河组油气富集与地层压力关系

段正鑫，刘一锋，楼章华，刘忠群

1.浙江大学 海洋学院，浙江 舟山 316000；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083

川西坳陷是四川盆地重要的勘探带，上三叠统须家河组储层致密，储量丰富，但开发程度不高，开发效益不好，寻找天然气富集区，实现有效勘探开发是目前面临的关键难题[1-3]，尤其是如何预测致密碎屑岩储层气藏高产、稳产的油气富集区十分关键，也是实现致密气商业开发亟需解决的问题。针对这一难题不少学者开展过相关研究，也形成不少认识[4-5]，但主要是基于沉积储层等来对天然气富集特征开展静态研究。针对这一难题的探索，经过深入研究，提出结合流体动力学从动态角度来研究油气运动特征，结合静态研究成果，确定油气分布特征，以期为实现勘探开发提供新的依据和手段。

四川盆地是我国重要的含油气盆地之一，总面积约为19×104km2。印支运动过后，四川盆地从海相沉积转变为内陆湖盆相沉积，沉积了巨厚的陆相碎屑岩地层；随后，四川运动导致其周缘褶皱形成山脉，盆地内部相对下沉，从而形成了当今盆地的基本雏形[6-7]。盆地内部分为川西、川中、川南和川东四大构造单元，新场构造带位于川西坳陷中部，其内部呈现中间高、南北低的构造特征(图1a)。上三叠统须家河组与上下地层均为不整合接触，其内部自下而上可划分为须一、须二、须三、须四、须五和须六共6段，其中须六段在川西坳陷绝大部分地区已被剥蚀[2,5,8-9]。须三段和须五段以厚层黑色页岩、泥岩和夹煤层为主，被视为该区域内陆相油气最重要的烃源岩，同时也可对下伏油气起到封盖作用[10]。须二段和须四段以厚层砂岩为主，是主要的储层，但储层致密化程度高。

须家河组二段是该区的主要产层，须二段的砂岩厚度可占整个地层的60%以上；须二段上部以致密砂岩为主，孔隙度普遍小于5%，夹少量泥岩，须二段下部主要为砂泥岩互层(图1b)。前期实施的钻井揭示该区地质条件十分复杂，在100 km2的范围内，同样的储层，既有天然气累计产量过10×108m3的高产高效井，也有低产井，甚至无产量井。油气的富集高产问题长期困扰该区的开发工作，亟需从地质—地球物理综合预测方面去解决问题。

图1 川西坳陷新场构造带位置及其地层岩性Fig.1 Location and stratigraphic lithology of Xinchang structural belt in West Sichuan Depression

1 动态法研究油气分布

1.1 理论依据

浮力和异常流体压力是油气运移的主要动力[11]。在非常规油气储层中，岩石致密导致喉道变细造成毛细管力增大，使得油气运移更加困难，异常压力对烃类流体的运移成藏就显得尤为重要[12]。此外，异常压力对储层的物性也有一定的改善作用[13]。四川盆地陆相地层经历了深埋成岩作用，大多已经致密化，但勘探实践表明，其油气资源仍前景十分广阔[1,14]。盆地内超压广泛发育，超压与致密油气成藏富集的关系越来越受到关注[15-17]。川西坳陷位于四川前陆盆地的沉积中心，地层总厚度和有效烃源岩厚度都是盆地内的最大值，目前落实的含油气丰度也最大。新场构造带是目前川西坳陷须家河组勘探程度最高的地区，以该地区为例剖析异常压力与致密油气富集的关系对全盆地致密砂岩油气成藏研究都极具参考意义[3,18]。

含油气盆地超压的主要表征参数包括压力系数、剩余压力和压力梯度。剩余压力是油气运移的根本动力，可以表征流体运移能力的强弱；压力梯度是指单位距离内压力变化量，反映流体运移过程中动力大小的变化幅度。前人通过剩余压力和剩余压力梯度研究来建立其与油气藏的关系，且在一些研究区中取得了较好的应用效果[19-21]，但在非常规油气储层中，剩余压力和剩余压力梯度与油气藏分布的相关性尚不明确。本文以超压发育的川西坳陷新场构造带须家河组为例，探讨了油气运移动力条件变化对致密油气成藏富集的影响。

1.2 主要研究方法

本研究通过实测地层压力、剩余压力与计算的剩余压力梯度获得压力分布特征，分析其与剩余油气分布、储层特征和生产动态间的相互关系，弥补该区域相关研究的空白。研究区钻井较多，压力数据丰富，为实测地层压力分析提供了数据基础。以钻孔实测压力数据为主，钻井液数据为补充开展现今压力场分析，并对实测压力数据和钻井液数据进行了仔细筛选，剔除了非稳态测压数据和明显过高的钻井液数据。

剩余压力是地层压力与静水压力的差值，能够排除构造差异对地层压力的影响，更为直观地反映平面分布规律。本研究中的剩余压力分布是在实测地层压力的基础上，根据各井位的构造深度获得静水压力，进而得到剩余压力的分布趋势。

剩余压力梯度是反映某一方向在单位距离内剩余压力的变化程度。在剩余压力的等值线图上，以超压中心为起点、剩余压力零点为终点计算剩余压力梯度；在非均匀变化区间，也可以通过分段取值计算[19-20]，其计算公式为：

GP=ΔP/L

(1)

式中：GP为剩余压力梯度，MPa/km；ΔP为剩余压力变化值，MPa；L为取值点之间的距离，km。

具体而言，由于在研究区须二段整体发育超压，剩余压力值均较高，少有剩余压力的零点，因此，本研究使用分段取值计算。首先通过坐标计算两处井位间在某一方向上的空间距离，再计算实测的两点间的剩余压力变化值，结果相除即可获得两点间剩余压力梯度，然后对该方向上的其他井之间重复上述计算流程，最后可获得某一方向上连续的剩余压力梯度的剖面。

2 地层压力、剩余压力与剩余压力梯度特征

2.1 地层压力

须家河组整体发育超压，新场构造带超压始于上侏罗统蓬莱镇组(埋深约1 200 m)，中—下侏罗统和上三叠统须家河组中发育强超压，其中须三段(埋深约3 800～4 500 m)异常压力最高，须二段相较于须三段超压明显降低(图2)。既有勘探实践表明新场构造带须二段的油气最为富集、开发程度最高，也积累了较多的钻井地质和天然气生产动态资料。因此，本次研究选择须二段进行流体场与致密油气成藏关系的研究。

图2 川西坳陷新场构造带井区地层压力垂向分布Fig.2 Vertical distribution of formation pressure in well zones, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

新场构造带须二段现今地层压力主要在60～80 MPa之间，呈现两侧高、中间低的分布特征，中间低超压带存在X851井区和L150井区两个相对高压区。该区域东北的C561井和西南的C565井区地层压力都超过了85 MPa，东南的C140井地层压力最低，仅为53 MPa(图3)。新场构造带须二段中的高产井主要分布在北西走向的中间相对低压区域，两侧强超压区井产量均较低。

图3 川西坳陷新场构造带上三叠统须家河组二段地层压力平面分布Fig.3 Plane distribution of formation pressure in second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

2.2 剩余压力特征

新场构造带须二段剩余压力与地层压力的分布特征相似，也呈现两侧较高、中间较低。剩余压力值分布在25～35MPa之间，占总体的80%以上。

C561井剩余压力可达40 MPa，C565井剩余压力为35 MPa。剩余压力的分布明显受到断层的控制，C561井附近无断层发育，超压保存能力好；C565井周围只发育层内的三级断层和连通须三段的二级断层，这些断层并没有破坏地层的保存条件，从而产生明显的压力降低。C140井剩余压力为全区最低，仅有10 MPa。在川合井区发育一条连通多个层位的一级断层，这是重要的流体泄压通道，从而导致了周围流体的散失和压力的大幅下降(图4)。

图4 川西坳陷新场构造带须二段剩余压力平面分布Fig.4 Plane distribution of residual pressure in second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

2.3 剩余压力梯度特征

本文中选取了AA′和BB′两条剖面为例分析须二段气藏剩余压力梯度与油气分布的关系。在AA′剖面中，存在两个高剩余压力梯度中心，其最高值为5 MPa/km，在X3井附近；次高值为3.5 MPa/km，位于X851井区，其发育的二级断层连通了须三段。剩余压力的驱动方向在剖面左侧是自西向东，在剖面右侧是自东向西。高产井区的剩余压力梯度为1～2 MPa/km，且距离高剩余压力梯度的区域不远，其中产量最高的X851井/X2井位于两个高剩余压力梯度中心之间的低剩余压力梯度区域。低产井区往往远离剩余压力梯度高值区，或位于高剩余压力梯度区域(图5a)。

在BB′剖面中，剩余压力梯度与产量的关系更为直观明显。该剖面中，剩余压力梯度的高值区域在C140井附近，剩余压力梯度可达10 MPa/km，也是研究区内剩余压力梯度的最高值区域，其他井区的剩余压力梯度均为1～2.5 MPa/km；剩余压力的驱动方向是自北向南。此外，C140井不仅是BB′剖面中剩余压力梯度的极高值区域，也是唯一的非高产气井，其他井均为高产井(图5b)。

图5 川西坳陷上三叠统须家河组二段联井剖面剩余压力梯度剖面位置见图3。Fig.5 Residual pressure gradients of well connection sections of second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

3 剩余压力梯度与油气富集的关系

剩余压力梯度反映剩余压力变化的快慢，在不同的地质条件下，其对油气分布的影响可能存在差异。本节从断层作用、流体作用方面解释影响剩余压力梯度强弱的关键因素，结合实际生产数据，探讨剩余压力梯度与油气富集、动态生产间的关系。

3.1 断层作用

断层是重要的泄压通道，流体能够沿断层快速运移，并直接影响地层压力的大小[23-24]。有学者认为在构造油气藏中，受到断层的封堵作用，高剩余压力梯度区域常常出现在断层附近[19,22]。新场构造带须家河组受多期构造活动和青藏高原挤压隆升的影响，断层发育较多，存在连通地表的一级断层、须家河组内部的二级断层和须二段内部的三级断层[16,25]。

在新场构造带区域，一级断层连通地表并穿过多套压力系统，会导致这类断层连通的附近区域压力降低，如C140井明显的压力下降(图4)，进而在断层周围出现高的压力梯度。二级断层连通须家河组的各段层位，由于须家河组整体均发育超压，当上下层位间压差较小时，连通后不会产生明显的压力变化，如X2井和C565井附近。位于须二段弱超压区的二级断层连通了须三段强超压，导致断层附近的地层压力上升，进而剩余压力梯度升高，如X3井(图4)。须二段层内压力变化较小，其内部的三级断层对压力的影响作用较小，与剩余压力梯度的相关性较弱。

3.2 与储层和流体的关系

流体作用较为剧烈的区域，易形成溶蚀孔。溶蚀作用对改善致密储层的物性有着重要的意义[26-27]。地层水矿化度的高低是反映流体活跃程度的重要指标，高矿化度区域水—岩反应强度往往较大[28-30]，但在不同的剩余压力梯度下的流体作用可能存在差异。

新场构造带矿化度数据较为丰富，须二段的矿化度范围为67～117 g/L[31]。X2井区孔隙度较发育，最高可达12%，平均孔隙度为4.9%(图6a)。X2井区优质储层与微裂缝—溶蚀孔隙密切相关，其剩余压力梯度为1.6MPa/km，地层水矿化度可达110 g/L[31]。X3井须二段孔隙度最高值仅为4.4%，平均孔隙度为3.2%(图6b)，溶蚀孔隙不发育，剩余压力梯度可达5 MPa/km。

图6 川西坳陷上三叠统须家河组二段孔隙度频率分布Fig.6 Porosity frequency distribution of second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

C140井为剩余压力梯度最高的区域，剩余压力梯度值高达10 MPa/km，平均孔隙度为2.1%，最高为3.8%(图6c)。C140井须二段压实和胶结作用强烈，几乎没有溶蚀孔，矿化度为76 g/L[31]。其附近的C127井的剩余压力梯度为1.8 MPa/km，平均孔隙度为3.4%，最高5.8%(图6d)，矿化度高于C140井，可达88 g/L[31]。

过高的剩余压力梯度可能是由于较差的孔隙条件导致的，高剩余压力梯度的井区普遍出现平均孔隙度较低，孔隙度范围较小，最大孔隙度低的特征(图7)。具体而言，C140井和X3井的剩余压力值均远低于周围井区，较差的孔隙条件导致流体更难流动，从而剩余压力梯度增大。剩余压力梯度在1～2.5 MPa/km之间的井区，具有平均孔隙度较高，孔隙度范围广的特征(图7)。溶蚀孔隙发育，水—岩反应较强，矿化度相对较高，孔渗条件较好，是该剩余压力梯度区间天然气高产的重要原因。剩余压力梯度低于1 MPa/km的区域，压力对流体运移的驱动效果很弱，压力与孔隙发育的相关性低。

图7 川西坳陷上三叠统须家河组二段孔隙度与剩余压力梯度关系Fig.7 Relationship between porosity and residual pressure gradient of second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

3.3 与油气分布的关系

在低孔低渗的致密储层中，流体运移较为困难，目前针对新场构造带须二段天然气成藏研究大多是围绕断层展开，不少学者提出断层控制了天然气的富集[5,32]。但是仍存在许多有断层发育却也无法高产的区域。在剩余压力分布图中，流体势能场受西南向和东北向的高剩余压力控制，流体从两侧向中间区域运移富集，进而高产井主要分布于中间剩余压力相对较低的区域(图5)。剩余压力发育的强弱差异决定了基本的油气分布趋势，但是有利区中仍有不少低产井，排除储层等造成的部分油气低产井，仅靠剩余压力对更小范围的油气富集区的确定比较困难。此外，新场构造带须二段的累积产量与剩余压力梯度具有较明显的关系，高产井的剩余流体压力梯度基本在1～2 MPa/km之间，剩余压力梯度过高(大于3.5 MPa/km)和过低(小于1 MPa/km)的地区天然气产量均不太理想(图8)。

图8 川西坳陷上三叠统须家河组二段剩余压力梯度与累积产量关系Fig.8 Relationship between residual pressure gradient and cumulative production of second member of Upper Triassic Xujiahe Formation, Xinchang structural belt, West Sichuan Depression

5 结论

(1)川西坳陷新场构造带在侏罗系—上三叠统陆相地层整体发育超压，其中须家河组超压最为明显。新场构造带的主要产气层须二段的地层压力和剩余压力平面分布总体呈现出中间较低，两侧较高的特征，但剩余压力受构造的影响，分布特征更为复杂。

(2)不同级次的断层在致密储层中具有不同的作用，跨层位的一级断层能够促进流体运移，有助于压力的释放，压力变化导致高的剩余压力梯度；二级断层若连通压力差异较大的层位，也可能产生较高的剩余压力梯度；层内三级断层有助于改善致密储层物性，与剩余压力梯度的相关性不高。

(3)完善了新场构造带的须二段断层控制的动态成藏体系和油气富集规律认识，剩余压力梯度能够反映剩余压力变化的程度。须二段的剩余压力梯度存在多个高值中心，最高可达10 MPa/km，大部分区域的剩余压力梯度为0～3 MPa/km。在储层条件较好，且剩余压力梯度较高(1～2 MPa/km)的区域，具有较好的油气运移能力和聚集能力，有利于油气富集以及持续的产出。剩余压力梯度大于3.5 MPa/km和低于1 MPa/km的区域会分别受制于储层物性与运移动力，不利于油气富集。从压力与油气富集的角度为以后勘探开发部署提供了重要依据。

致谢：感谢中国石化石油勘探开发研究院四川中心和中国石化西南石油局为本项研究提供的地质资料和相关帮助。