川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣田異常高壓演化研究①

馬德文 邱楠生 謝增業(yè) 許 威

(1.中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249;2.中國石油大學盆地與油藏研究中心 北京 102249; 3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;4.中原油田采油五廠 河南濮陽 457001)

異常地層壓力是伴隨盆地演化而產(chǎn)生的普遍地質現(xiàn)象,目前已發(fā)現(xiàn)世界上許多含油氣盆地發(fā)育了不同類型和成因的異常壓力系統(tǒng)[1～4]。世界上絕大多數(shù)盆地發(fā)育異常高壓系統(tǒng),據(jù)Hunt不完全統(tǒng)計,全世界已在180個沉積盆地發(fā)現(xiàn)流體高壓力異常[1]。我國也在29個地區(qū)發(fā)現(xiàn)了異常高壓現(xiàn)象[5]。四川盆地是我國重要含油氣盆地,目前在四川盆地川中地區(qū)上三疊統(tǒng)相繼發(fā)現(xiàn)了龍女寺、八角場、蓮池、廣安、遂南、磨溪、潼南、安岳等一系列氣田,顯示了良好的天然氣勘探前景。該區(qū)氣田主要儲層的地層壓力明顯呈現(xiàn)出高壓或異常高壓的特征[6,7],但目前對于該區(qū)異常高壓的主要成因機制還不明確,且缺乏對于該區(qū)地層壓力演化的研究。本文根據(jù)川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣藏現(xiàn)今的地質特點,利用流體壓實模型研究了該區(qū)主要氣田上三疊統(tǒng)須家河組的地層壓力演化,并進一步論述了地層壓力對油氣成藏的影響。本文對于川中主要大氣田區(qū)地層壓力演化及異常高壓成因機制的研究,為該區(qū)氣田成藏機制研究提供了一定的理論基礎,對于深入分析油氣的運移和充注尤為重要。

1 研究區(qū)概況

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置及主要井位分布圖Fig.1 The location of the study area and the distribution ofmain study wells

川中地區(qū)位于四川盆地西側龍泉山與東側華鎣山兩大深斷裂之間,北至營山構造,南到威遠古隆起以北,為一北東向條帶狀地區(qū),整體呈西傾單斜構造背景,構造上屬于川中平緩褶皺區(qū)(圖1)。該地區(qū)構造穩(wěn)定,地層所受區(qū)域構造應力作用較相鄰區(qū)域弱,斷層不發(fā)育[8,9]。川中地區(qū)震旦紀-中三疊世為海相沉積。中三疊世末的早印支運動使上揚子地臺整體抬升,海水西撤。到晚三疊世中后期,徹底結束海侵歷史,開始陸內(nèi)湖盆沉積。晚白堊世至今盆地開始萎縮衰亡,進入以抬升剝蝕為主的構造演化階段,川中須家河組地層抬升了約1 500～2 500 m,現(xiàn)今埋藏深度為2 000～3 000 m,具有西深東淺,北深南淺的單斜構造特征[10,11]。

圖2 研究區(qū)典型氣藏地層壓力與深度的關系(虛線為靜水壓力線)Fig.2 Pressure vs.depth of the typical gas fields in the study area(dotted line indicates hydrostatic pressure)

川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組為一套內(nèi)陸河湖交替的碎屑巖含煤地層沉積,自下而上分為6段,其中須一段、須三段、須五段以黑色頁巖、泥巖為主,夾薄層粉砂巖、砂巖、煤層或煤線,是須家河組氣藏的主要烴源巖和蓋層。須二段、須四段、須六段以砂巖為主,是須家河組的主要儲氣層段。須家河組的須一段、須三段、須五段烴源巖與須二段、須四段、須六段儲層縱向上相互疊置,形成了多套優(yōu)質生儲蓋組合[12,13]。

實測地層壓力表明(圖2),川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣田地層壓力明顯呈現(xiàn)高壓或異常高壓的特征。其中八角場氣田地層壓力和壓力系數(shù)最高,氣藏壓力一般在50.7～64.8 MPa之間,壓力系數(shù)在1.7 ～2.0之間,為典型的異常高壓氣田。廣安、安岳、潼南、合川等氣田埋藏較淺,地層壓力在24～38.1 MPa之間,但壓力系數(shù)在1.2～1.6之間,雖然其壓力系數(shù)小于八角場氣田的壓力系數(shù),但也屬于高壓氣田。

2 地層壓力演化研究

2.1 壓力演化模擬方法

沉積盆地中的壓力狀態(tài)是不斷變化的,現(xiàn)今的地層壓力是古壓力經(jīng)一系列地質事件綜合作用而演化至今的結果,所以要準確分析現(xiàn)今異常地層壓力的主要成因機制必須從其壓力的演化過程來分析。

本次利用流體壓實耦合模型模擬恢復地層壓力,流體壓實耦合模型是一個動態(tài)模型,在該模型中孔隙度與地層壓力和埋深有關,地層壓力與孔隙度和溫度有關,而溫度有影響流體的粘度和密度,各參數(shù)之間相互耦合。該模型計算地層壓力的方法如下:

(1)首先根據(jù)孔隙度的指數(shù)衰減模型,重建目的層開始沉積時的埋藏史。

(2)利用流體壓實方程(包括質量守恒方程[14,15]、達西定律[16]及流體狀態(tài)方程[17]),計算流體壓力和沉積物的熱導率。

(3)超壓會導致地層孔隙度變大,所以根據(jù)計算的流體壓力重新計算孔隙度,并調整埋藏史。

(4)根據(jù)研究區(qū)的熱流演化史參數(shù),結合(2)計算的熱導率和調整后的埋藏史,重建地溫演化史。

(5)根據(jù)重建的地溫演化史結合烴源巖的相關參數(shù),模擬計算烴類的生排烴量。

(6)烴類的充注及流體的散失會導致儲層壓力的變化,所以增加一控制流體增加或減少的模塊,根據(jù)此模塊結合烴類的生排烴量及熱史,利用流體壓實方程調整計算地層壓力。

(7)進行迭代計算,重復(1)至(4)過程并將前一時間段的地層壓力和下一時間段的地層壓力相耦合,從而獲得從古至今地層壓力的演化。

在上述計算中,最重要的是計算沉積埋藏過程(或抬升剝蝕過程)中流體體積的改變,這是研究壓力變化的關鍵。該模型可以較好的考慮烴類流體充注(或散失)的量和時間。流體體積的改變對于研究區(qū)壓力的演化具有重要影響,川中地區(qū)儲層為低孔、低滲的致密儲層,且?guī)r性致密化較早。因此,在孔隙度較低的條件下,儲層中流體體積微弱的變化(流體充注或散失)可以導致地層壓力明顯的變化。而利用此模型可以充分地考慮這些因素,從而可以較好地重建研究區(qū)的地層壓力演化。此外,該模型可以較好地考慮欠壓實、流體熱效應等主要增壓機制及溫度降低等主要泄壓機制。

流體壓實模型恢復古壓力的方法顯示,恢復單井的壓力演化,需要知道單井的各地層的分層厚度、沉積年限、剝蝕量、各類巖石所占百分比及巖石物理參數(shù)、熱演化史等。

2.2 主要參數(shù)

地層剝蝕厚度是沉積盆地埋藏史和熱史重建中一個關鍵參數(shù),不僅對構造演化的研究具有重要意義,對地層壓力演化也有重要影響。四川盆地從早白堊世末至今,尤其在始新世中、晚期,由于受到喜山運動的影響,總體上發(fā)生了強烈隆升和地層剝蝕[18]。前人對該區(qū)的剝蝕量的恢復進行了大量的工作,朱傳慶等利用鏡質體反射率古溫標,結合多種恢復方法,研究了四川盆地喜山期的地層剝蝕厚度,研究發(fā)現(xiàn)喜山期研究區(qū)地層剝蝕量相對較小,在1 300～2 000 m之間[19]。鄧賓等利用磷灰石裂變徑跡恢復了四川盆地晚白堊世以來的剝蝕厚度,恢復結果表明川中平緩褶皺區(qū)晚白堊世至今的剝蝕厚度約在1 300～2 500 m之間[20]。由于剝蝕量的恢復是一項復雜困難的工作,因此本次研究主要借鑒前人對該區(qū)剝蝕量的恢復結果。

盆地的熱演化史是研究烴源巖的生排烴及地層壓力演化的重要參數(shù),本文利用鏡質組反射率古溫標采用Easy%Ro模型[21]模擬熱歷史,這是目前最常用且較成熟的熱史恢復方法。該方法首先重建地層沉積埋藏史。然后根據(jù)研究區(qū)的宏觀構造背景假定一熱演化史,根據(jù)此熱演化史采用Easy%Ro模型模擬計算Ro值,當模擬計算的Ro值和實測值Ro吻合較好時,就認為假定的熱史路徑是正確的,也即得到了該井的熱史模擬結果,否則調整熱史直到獲得正確的熱史。

圖3 女基井沉積埋藏史和熱史模擬結果(右圖為實測鏡質體反射率(+)和擬合計算的鏡質體反射率(實線)的擬合情況)Fig.3 The burial and thermal history for the Well Nüji(+indicatesmeasured vitrinite reflectance data,and the line ismodeled values)

圖4 女基井熱流演化史Fig.4 The evolution of heat flow ofWell Nüji

根據(jù)上述熱史恢復方法重建了川中地區(qū)的熱流演化,女基井的熱史演化結果如圖3和圖4所示。研究結果表明該區(qū)大地熱流從古至今逐漸降低,在寒武紀時約為60 mW/m2,此后大地熱流逐漸降低,在三疊紀初期的約55 mW/m2,此后熱流繼續(xù)降低至現(xiàn)今約51 mW/m2。總體上看,該區(qū)熱流值相對較低,明顯低于全球熱流的平均值。

2.3 壓力演化結果

圖5 研究區(qū)典型井主要儲層流體壓力演化史a.合川1井須二段(T3 x2);b.安岳2井須二段(T3 x2)c.潼南2井須四段(T3 x4);d.角48井須四段(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

根據(jù)上述流體壓實模型,結合主要參數(shù),以現(xiàn)今實測壓力為約束,對研究區(qū)典型井主要儲層的壓力演化進行了恢復,恢復結果如圖5所示?；謴徒Y果顯示,不同井壓力演化略有差異,但是壓力演化總體上可分為三個階段:(1)150 Ma之前為常壓階段,地層壓力等于靜水壓力;(2)150 Ma至100 Ma為壓力增加超壓發(fā)育階段。該時期地層壓力及壓力系數(shù)逐漸增加,在100Ma時地層壓力在38～63MPa之間,壓力系數(shù)在1.1～1.6之間;(3)100 Ma至今為壓力降低超壓發(fā)育階段,該時期地層壓力及靜水壓力都發(fā)生明顯降低,但是壓力系數(shù)卻繼續(xù)增加(現(xiàn)今在1.4～ 2.0之間),超壓的幅度仍繼續(xù)增加。對于異常高壓發(fā)育的原因將在后文敘述。

壓力演化與烴源巖成熟度演化具有較好的對應關系,合川1井烴源巖的成熟度演化如圖6所示。對比壓力演化和烴源巖的演化可以發(fā)現(xiàn),合川1井烴源巖在150 Ma時烴源巖達到成熟,Ro約為0.7%,而儲層正好在此時開始出現(xiàn)超壓。隨著埋深的增加溫度逐漸增加,烴源巖的成熟度逐漸增高,在約100 Ma地層的埋深達到最大,烴源巖的成熟度達到最高,Ro約為1.16%,在此期間儲層的地層壓力和壓力系數(shù)也逐漸增加,且地層壓力在100 Ma時也達到最大。因此,可以推斷烴類的充注對壓力的演化具有重要的影響,是異常高壓的主要成因機制之一。

此外,壓力的演化與構造事件也有較好的對應關系。100 Ma時受喜山運動的影響,發(fā)生了構造抬升剝蝕事件,而在此期間儲層的壓力演化趨勢由之前的壓力集聚過程轉變成壓力釋放過程,地層壓力發(fā)生了明顯下降,且壓力下降的幅度與地層抬升剝蝕的厚度明顯相關(圖6)。因此,構造抬升剝蝕應為該地區(qū)地層壓力降低的主要機制。

圖6 合川1井沉積埋藏史、熱史、生烴史和T3 x2段壓力演化史關系圖Fig.6 The relationship among burial history,thermal history,hydrocarbon generation history and pressure evolution(T3 x2)of theWell Hechuan 1

對于某一超壓儲層,構造抬升導致該儲層地層壓力降低的原因主要有兩個方面,一是溫度的降低,構造抬升必然伴隨著溫度的降低,而溫度的降低會導致流體的體積收縮變小,從而使地層壓力發(fā)生下降;二是流體的泄露和散失,這會明顯降低儲層的壓力,甚至導致儲層出現(xiàn)負壓,但是其前提條件是蓋層的封蓋性能不好,若蓋層的封蓋性能優(yōu)越,則不存在該種泄壓機制。

研究區(qū)主要儲層是須二段和須四段,上覆的須三段和須五段既是氣田的烴源巖又是優(yōu)越的蓋層,因此在封蓋機理上既存在物性封蓋又存在烴濃度封蓋,此外,該區(qū)上覆的侏羅系珍珠沖組和馬鞍山組為兩套泥巖總厚度300 m以上且全區(qū)分布穩(wěn)定,因此天然氣基本不會向上擴散散失[22]。而底部的須家河組須一段源巖及中三疊統(tǒng)雷口坡組膏巖地層阻止氣體向下擴散散失。因此,研究區(qū)須家河組儲層為非常良好的封閉體系,在構造抬升過程中氣藏仍保存良好,基本不會發(fā)生氣體的散失。所以構造抬升過程中地層壓力的降低主要由溫度降低導致,從圖6可以看出構造抬升使得合川1井儲層溫度降低了約65℃,利用SRK真實氣體狀態(tài)方程[23]計算發(fā)現(xiàn),溫度降低65℃,會導致地層壓力下降約10 MPa。

然而,雖然在構造抬升剝蝕過程中地層壓力發(fā)生了下降,但是靜水壓力也發(fā)生了明顯下降(圖6)。因此,壓力系數(shù)的變化取決于兩者降低的幅度。早白堊世末至今,受喜山運動影響研究區(qū)發(fā)生了強烈的構造抬升剝蝕,合川1井的剝蝕厚度約為1 600 m[19,20],這導致靜水壓力降低約16 MPa,因此靜水壓力降低的幅度明顯大于地層壓力降低的幅度(約10 MPa),從而導致壓力系數(shù)逐漸增加,因此,隨著地層的逐漸抬升剝蝕,壓力系數(shù)逐漸增加,最終演化成現(xiàn)今的異常高壓。

從以上分析可以看出,控制地層壓力演化的主要機制是烴類的充注和構造抬升剝蝕事件,烴類的充注是造成儲層超壓的主要成因機制。而構造抬升剝蝕是導致地層壓力降低的主要機制,這是由于構造抬升導致溫度降低,使得氣體體積收縮,壓力降低。此外,構造抬升剝蝕還導致壓力系數(shù)的增加,這主要是由于儲層埋深變淺導致靜水壓力降低,且其降低的幅度明顯大于地層壓力降低的幅度。

3 壓力演化與油氣成藏的關系

儲層中異常高壓發(fā)育的時間對油氣的成藏具有重要的影響。川中地區(qū)須家河組儲層為低孔、低滲的致密儲層,且儲層的非均質性較強[24],在這種地質條件下儲層中超壓的發(fā)育有助于油氣的運移和聚集。前人對廣安氣田須六段的研究發(fā)現(xiàn),須六段解釋出6個儲集層段,這6個初級層段之間被致密砂巖或泥巖隔開,致密隔層的排替壓力(0.94～8.38 MPa)明顯大于儲層的排替壓力(0.34～1.32 MPa)[25],這表明該區(qū)儲層非均質性非常強,油氣要充滿儲層必須要克服儲層之間的致密隔層,這就需要較高的地層壓力,因此超壓的發(fā)育有助于油氣在儲層中的運移和聚集。此外,在低孔、低滲地層中流體的流動存在達西流和非達西流雙重滲流機理,低滲低速滲流情況下,非達西流現(xiàn)象明顯[26,27],前人通過實驗研究發(fā)現(xiàn),川中地區(qū)須家河組非達西流現(xiàn)象明顯,存在啟動壓力[28]。在這種條件下,只有地層壓力大于啟動壓力時流體才能流動,因此超壓的發(fā)育是該區(qū)油氣克服啟動壓力而運移聚集的必要條件?？傊?該區(qū)超壓的發(fā)育對于油氣的運移聚集具有積極意義,是形成大氣田的必要條件。

在早白堊世末至今的構造抬升過程中,研究區(qū)各氣田主要儲層的地層壓力發(fā)生降低,地層壓力的降低對川中須家河組氣田具有重要的影響。研究區(qū)烴源巖具有厚度薄(20～60 m)、演化程度低(Ro=1.02% ～1.59%)、生氣強度低(10 X108～20 X108m3/km2)的特點,氣源灶先天不足[11,25],因此地層水中水溶氣的脫溶及含煤層系中吸附氣的解析對氣藏的貢獻顯得尤為重要[29～31]。不考慮溫度條件,則壓力降低是發(fā)生水溶氣脫溶及煤層氣解析的前提條件[32,33],因此構造抬升過程中壓力的降低,有利于川中須家河組氣田水溶氣的脫溶和煤層氣的解析,從而提高了天然氣的聚集效率,這在一定程度上降低了對氣源灶的要求,使得川中地區(qū)在氣源條件不足的條件下仍形成了一系列大氣田。

4 結論

(1)研究區(qū)地層壓力演化可分為三個階段:①晚侏羅世之前(大于150 Ma)為常壓階段;②晚侏羅世至早白堊世末(150～100 Ma)為壓力增加超壓發(fā)育階段,該時期地層壓力逐漸增加,壓力系數(shù)逐漸增大;③早白堊世末至今(100 Ma至今)為壓力降低超壓發(fā)育階段,該時期地層壓力逐漸降低,但壓力系數(shù)仍繼續(xù)增加。

(2)控制地層壓力演化的主要機制是烴類的充注和構造抬升剝蝕事件,烴類的充注是造成儲層超壓的主要成因機制。而構造抬升剝蝕是導致地層壓力降低的主要機制。此外,構造抬升剝蝕還導致壓力系數(shù)的增加。

(3)研究區(qū)超壓發(fā)育的時間與烴類充注的時間相一致,該時期發(fā)育的異常高壓是油氣向上覆儲層運移的主要動力,促進了油氣向儲層的運移和充注。早白堊世末至今地層壓力的逐漸降低,有利于川中須家河組氣田水溶氣的脫溶和煤層氣的解析,從而提高了天然氣的聚集效率,使得川中地區(qū)在氣源條件不足的條件下仍形成了一系列大氣田。

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28 鄒才能,陶士振,朱如凱,等。“連續(xù)型”氣藏及其大氣區(qū)形成機制與分布——以四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組煤系大氣區(qū)為例[J]。石油勘探與開發(fā),2009,36(3):207-319[Zou Caineng,Tao Shizhen,Zhu Rukai,et al.Formation and distribution of“continuous”gas reservoirs and their giantgas province:A case from the Upper Triassic Xujiahe Formation giant gas province,Sichuan Basin[J]。Petroleum Exploration and Development,2009,36(3):207-319]

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30 陳義才,蔣裕強,郭貴安,等。川中地區(qū)上三疊統(tǒng)天然氣成藏機理[J]。天然氣工業(yè),2007,27(6):27-30[Chen Yicai,Jiang Yuqiang,Guo Guian,et al.Mechanism of natural gas accumulation in upper Triassic in central Sichuan Basin[J]。2007,27(6):27-30]

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