徐正建，劉洛夫，吳康軍，肖飛，周長嘯

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準噶爾盆地車排子周緣地層超壓特征及其與油氣成藏的關(guān)系

徐正建1, 2，劉洛夫1, 2，吳康軍3，肖飛1, 2，周長嘯1, 2

(1. 中國石油大學(xué)(北京) 盆地與油藏研究中心，北京，102249；2. 中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；3. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶，410331)

以鉆井、測井相關(guān)資料為基礎(chǔ)，分析車排子周緣的超壓分布特征及形成機制，研究超壓對油氣藏形成的影響，結(jié)合油氣藏空間分布特征，探討研究區(qū)超壓分布與油氣成藏的關(guān)系。研究結(jié)果表明：在縱向上，發(fā)育古近系安集海河組與侏羅系八道灣組—三工河組上下2套超壓層，其主要形成機制分別為泥巖欠壓實和有機質(zhì)生烴；在平面上，超壓主要分布在研究區(qū)南部，向北壓力逐漸減小。超壓對抑制成巖作用、減緩壓實作用、產(chǎn)生微裂縫以提高儲層儲集性能、增強對油氣的封蓋能力以及促進油氣的初次運移具有重要控制作用。超壓與油氣藏分布具有3種空間配置模式，即油氣藏分布于超壓層之上、油氣藏分布于超壓層內(nèi)部以及油氣藏分布于超壓層之下。

超壓特征；油氣成藏；車排子凸起；準噶爾盆地

據(jù)不完全統(tǒng)計，世界上有180個沉積盆地發(fā)育超壓地層體系，其中油氣分布與超壓存在因果關(guān)系的約有160個，約占全球含油氣盆地的30%[1]，而我國有30多個地區(qū)或盆地發(fā)育超壓，并在超壓層系中發(fā)現(xiàn)大量油氣[2?3]，反映異常地層壓力與油氣生、運、聚以及鉆井工程具有緊密聯(lián)系[4?8]，因此，研究異常高壓的形成、分布及其與油氣成藏的關(guān)系是指導(dǎo)超壓盆地油氣勘探的一個重要課題[9]。前人對地層超壓的特征、成因及其與油氣成藏的關(guān)系做了大量研究，如查明等[10]研究準噶爾盆地異常高壓特征、成因及勘探意義；張衛(wèi)海等[9]分析準噶爾盆地南緣古近系—新近系異常高壓系統(tǒng)與油氣成藏機制；郝芳等[11]探討超壓環(huán)境有機質(zhì)熱演化和生烴作用機制；楊智等[12]對準噶爾盆地腹部超壓層分布與油氣成藏做了相關(guān)分析。但目前對準噶爾盆地車排子周緣超壓特征及其與油氣成藏方面的研究較少。本文作者根據(jù)鉆井實測壓力、泥漿密度、dc指數(shù)以及測井資料，分析研究區(qū)超壓的分布特征及其形成機制，研究超壓對油氣藏形成的影響，并結(jié)合研究區(qū)油氣藏的空間分布特征，綜合探討超壓層分布與油氣成藏的關(guān)系，指出有利油氣區(qū)，以期為車排子周緣油氣勘探提供參考。

1 地質(zhì)概況

準噶爾盆地是我國西部大型含油氣盆地之一，盆地形態(tài)呈三角形，夾持于阿爾泰山造山帶與天山造山帶之間。研究區(qū)車排子周緣位于準噶爾盆地西北緣南部，主要包括車排子凸起、沙灣凹陷西部以及四棵樹凹陷東北部(如圖1所示)。車排子凸起形成于晚海西早期，是石炭系火成巖基底之上發(fā)育的繼承性凸起[13]。車排子周緣主要經(jīng)歷了3個階段的構(gòu)造演化(圖1)，石炭紀至侏羅紀為強烈隆升階段，車排子凸起地層剝蝕嚴重，直至出露石炭系，白堊紀以后構(gòu)造活動平穩(wěn)，研究區(qū)整體處于緩慢沉降階段，新近紀以后處于快速沉降階段。因此，車排子凸起主要發(fā)育侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系地層?？v向上本區(qū)發(fā)育多套含油層系，分別為二疊系(P)、三疊系(T)、下侏羅統(tǒng)八道灣組(J1b)、下侏羅統(tǒng)三工河組(J1s)、上侏羅統(tǒng)齊古組(J3q)、下白堊統(tǒng)清水河組(K1q)以及新近系沙灣組(N1s)，并構(gòu)成多種生儲蓋組合。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造單元示意圖與地層綜合柱狀圖

2 超壓層分布特征

根據(jù)研究區(qū)資料情況，可綜合運用平衡深度法和實測壓力預(yù)測研究區(qū)異常地層壓力。所謂平衡深度即在正常壓實曲線上與欠壓實地層孔隙度相等的深度。根據(jù)有效應(yīng)力定律，孔隙度相同處有效應(yīng)力相等。因此，可以利用聲波時差測井來定量計算異常地層壓力。利用聲波時差來計算泥巖地層壓力的公式為

式中：Z為欠壓實泥巖的孔隙壓力或地層壓力，Pa；r為沉積巖平均密度，kg/m3；為重力加速度，m/s2；為欠壓實泥巖埋藏深度，m；w為地層孔隙水密度，kg/m3；為正常壓實泥巖的壓實系數(shù)，m?1；Δ為欠壓實泥巖聲波時差，μs/m；Δ0為原始地表聲波時 差，μs/m。

根據(jù)平衡深度法的基本原理，計算單井地層壓力首先要根據(jù)泥巖正常壓實曲線計算出2個參數(shù)，即地表原始聲波時差Δ0和壓實系數(shù)，從而計算出欠壓實泥巖的地層壓力。

不同地區(qū)由于埋深、構(gòu)造、沉積等要素的不同，地下相同深度孔隙度差別較大，從而導(dǎo)致恢復(fù)的地表聲波時差Δ0和泥巖壓實校正系數(shù)相對誤差較大。因此，為了提高計算精確度，對研究區(qū)5口井：對沙門2井、卡7井、車90井、車27井和紅光5井的正常壓實曲線進行擬合，正常壓實曲線上應(yīng)有關(guān)系式Δ=Δ0·exp(?)，并在此基礎(chǔ)上計算單井縱向地層壓力，識別單井超壓層的縱向分布特征。圖2所示為沙門2井和卡7井?dāng)M合曲線。

(a) 沙門2井；(b) 卡7井

為了驗證平衡深度法計算地層壓力的可靠性，將車27井、卡7井、沙門2井和沙門3井計算的地層壓力與實測地層壓力進行對比，如圖3所示。由圖3可以看出：由平衡深度法計算的地層壓力與實測壓力具有很好的對應(yīng)關(guān)系，故可運用平衡深度法計算研究區(qū)的地層壓力。

(a) 車27；(b) 卡7；(c) 沙門2；(d) 沙門3

因此，基于聲波時差，由平衡深度法計算的地層壓力可以判斷研究區(qū)縱向上發(fā)育2套超壓層，分別為古近系安集海河組和下侏羅統(tǒng)八道灣組—三工河組，如圖4所示。圖5所示為研究區(qū)超壓層平面分布圖。由圖5可知：安集海河組發(fā)育超壓幅度較大，八道灣組—三工河組發(fā)育超壓幅度中等，局部地區(qū)超壓向下或向上傳遞到白堊系清水河組。

(a) 安集海河組超壓層；(b) 八道灣組—三工河組超壓層

根據(jù)鉆遇超壓探井的等效泥漿密度、反映可鉆性的dc指數(shù)和試油測壓等資料，可有效驗證超壓層分布的深度范圍。結(jié)合超壓段聲波時差、深電阻率和中子孔隙度等測井曲線的變化情況，確定研究區(qū)超壓層縱向分布特征。

現(xiàn)以沙門1井為例來說明超壓層與鉆井、測井特征的對應(yīng)關(guān)系。沙門1井在古近系安集海河組(E2-3a)和下侏羅統(tǒng)三工河組(J1s)—下侏羅統(tǒng)八道灣組(J1b)均鉆遇超壓，在安集海河組頂面泥漿密度從1.12 g/cm3增加到1.35 g/cm3，dc指數(shù)增大，偏離正常趨勢線，壓力系數(shù)從1.05增至1.45，測井曲線顯示為高聲波時差、低深電阻率和高中子孔隙度；在安集海河組底面至下侏羅統(tǒng)三工河組頂面泥漿密度恢復(fù)到1.15 g/cm3，dc指數(shù)逐漸靠近趨勢線，壓力系數(shù)為1.15~1.20，測井曲線顯示聲波時差、深電阻率和中子孔隙度均正常；在下侏羅統(tǒng)三工河組，泥漿密度從1.20 g/cm3增加到1.60 g/cm3，dc指數(shù)增大，偏離正常趨勢線，壓力系數(shù)從1.20增加到1.65，測井曲線顯示為高聲波時差、低深電阻率和高中子孔隙度，異常幅度較?。话说罏辰M底部以下由于資料受限，地層壓力情況未知。上述分析再次表明研究區(qū)在安集海河組和八道灣組—三工河組發(fā)育超壓。

在統(tǒng)計研究區(qū)43口井測井資料的基礎(chǔ)上，利用式(1)計算單井地層壓力，所得地層壓力系數(shù)如表1所示。識別出單井超壓層縱向分布特征，并圈出上下2套超壓層平面分布范圍。結(jié)果顯示：安集海河組超壓層主要分布在研究區(qū)南部(圖5(a))，八道灣組—三工河組超壓層主要分布在研究區(qū)紅車斷裂帶以東以及卡因迪克地區(qū)(圖5(b))。

表1 利用平衡深度法計算典型井的地層壓力

注：“—”代表目的層缺失或未鉆遇目的層，無法采集數(shù)據(jù)。

3 超壓層成因分析

目前，國內(nèi)外研究人員已經(jīng)提出10多種超壓形成機制[14?15]，主要包括：1) 機械壓實；2) 化學(xué)溶解與沉淀；3) 流體熱膨脹；4) 有機質(zhì)生烴和裂解；5) 黏土礦物脫水；6) 構(gòu)造作用(如側(cè)向擠壓等)；7) 承壓作用；8) 古壓力；9) 流體注入；10) 氣水密度差等。其中機械壓實造成的欠壓實、流體熱膨脹、有機質(zhì)生烴和裂解、黏土礦物脫水和構(gòu)造擠壓被大多數(shù)學(xué)者認為是超壓形成的主要因素。

3.1 古近系安集海河組超壓層成因分析

欠壓實超壓地層的測井響應(yīng)表現(xiàn)為高聲波時差、高中子測井值、低巖石密度、低電阻率、泥巖層段泥巖基線發(fā)生偏移、砂巖層段自然電位異常幅度較低等特征[16?17]。安集海河組超壓層測井響應(yīng)整體表現(xiàn)為高聲波時差、低電阻率、泥巖層段泥巖基線發(fā)生偏移、砂巖層段自然電位異常幅度較低等特征，因此，可以認為古近系安集海河組超壓層的成因機制主要為欠壓實作用。

欠壓實是指在壓實過程中孔隙流體排出受阻或者不能及時排出，孔隙度不隨埋深相應(yīng)減少的壓實不平衡狀態(tài)[18]。欠壓實被認為是快速埋藏的厚層低滲透率層序中異常高壓形成的主要機制[19]。始新世—漸新世，車排子南部地區(qū)為半深湖—深湖環(huán)境，沙門3井安集海河組泥巖發(fā)育，累計厚度為344 m，占組厚的71.8%，最大單層厚度為90 m。沙灣—塔西河期，本區(qū)為辮狀河三角洲沉積，具有較大的沉積速率，北部沉積速率相對較小(10 m/Ma)，南部沉積速率相對較大(40 m/Ma)。白堊紀以后，研究區(qū)構(gòu)造活動平穩(wěn)，處于緩慢沉降階段，新近系以后研究區(qū)整體處于快速沉降階段，大部分地區(qū)速率在10~20 m/Ma，沉降中心為研究區(qū)南部，速率約為60 m/Ma[20]。綜合較高的沉積速率和沉降速率，研究區(qū)新近系下伏的安集海河組泥巖處于不均衡壓實狀態(tài)，造成排液不暢而形成超壓。由此造成安集海河組泥巖具有高孔隙度和高孔喉半徑的物理特征。

此外，構(gòu)造擠壓和黏土礦物脫水是造成研究區(qū)安集海河組形成超壓的次要因素。當(dāng)側(cè)向構(gòu)造擠壓應(yīng)力超過巖石靜巖壓力作用的側(cè)向應(yīng)力時，巖石將在側(cè)向受到擠壓，孔隙度將傾向于降低，孔隙空間處于封閉條件，流體無法排出或排出受阻，從而形成異常高壓。這種機制引起的異常高壓主要出現(xiàn)于構(gòu)造擠壓的地質(zhì)環(huán)境中[21]。研究區(qū)位于喜馬拉雅期北天山向北逆沖形成的前緣斜坡帶之上，受到強烈的近南北水平擠壓力作用，故構(gòu)造擠壓是安集海河組形成超壓的次要因素。黏土礦物脫水轉(zhuǎn)化也是異常高壓形成的原因之一，黏土表面結(jié)構(gòu)水的密度大于孔隙水的密度，高密度水進入孔隙使流體的體積增大，形成超壓[22?24]。Bruce認為蒙脫石脫水理論上能使孔隙水含量增加6.6%。在超高孔隙壓力巖石中，蒙脫石性質(zhì)較穩(wěn)定，而在有效應(yīng)力高的巖石中，蒙脫石性質(zhì)不穩(wěn)定，當(dāng)溫度小于60 ℃時排出第1層水，67~81 ℃時排出第2層水，172~ 192 ℃排出第3層水[18]。研究區(qū)安集海河組超壓層主要深度為2.5 km以下，地溫為80 ℃以上，并且受到北天山的強烈擠壓作用，因此蒙脫石已排出第2層水，形成超壓。

3.2 侏羅系八道灣組—三工河組超壓層成因分析

生烴增壓超壓層的測井響應(yīng)特征主要為高聲波時差、低電阻率、正常巖石密度等，但聲波時差和電阻率異常幅度低于欠壓實超壓層[25]。八道灣組—三工河組超壓層測井響應(yīng)整體表現(xiàn)為高聲波時差、低電阻率、正常巖石密度等，故由測井響應(yīng)特征可以看出該超壓層成因主要為有機質(zhì)生烴。

對威利斯頓盆地Bakken組頁巖的研究表明：超壓與有機質(zhì)生烴具有共生關(guān)系，生烴過程流體體積的增加幅度約為25%[26]。甲烷及其他低分子量烴類的生成是異常壓力的重要來源[27]。研究區(qū)侏羅系八道灣組烴源巖總有機碳質(zhì)量分數(shù)(TOC)平均值為2.06%，其中大部分大于1.0%，生烴潛量(S1+S2)分布范圍為0.07~ 33.43 mg/g，平均值為3.83 mg/g，烴源巖氫指數(shù)平均值為332 mg/g，最高熱解溫度(max)平均值為435 ℃，鏡質(zhì)體反射率(o)分布范圍為0.7%~1.3%[26]。三工河組烴源巖TOC平均值為2.0%，鏡質(zhì)體反射率o分布范圍為0.7%~ 1.3%[28]。

綜上所述，八道灣組與三工河組烴源巖具有較高的有機質(zhì)豐度和較好的有機質(zhì)成熟度，兩者具有良好的生烴能力。根據(jù)四棵樹凹陷生烴史，侏羅系八道灣組生油時間為0~18 Ma，生氣時間為0~16 Ma，三工河組生油時間為0~13 Ma，生氣時間為0~12 Ma，目前，八道灣組和三工河組處于生烴高峰期。沙灣凹陷侏羅系八道灣組生烴時間較早，八道灣組生油時間為0~97 Ma，生氣時間為0~90 Ma，三工河組生烴時間相對較晚，目前，八道灣組和三工河組仍處于生烴高峰期[29]。因此，有機質(zhì)生烴是八道灣組—三工河組超壓層形成的主要原因。

同時，三工河組泥巖作為八道灣組—三工河組生儲蓋系統(tǒng)的蓋層具有很高的烴濃度。泥巖蓋層的烴濃度越高，對下伏油氣的封閉作用越強。隨著生烴量增加，也進一步促使超壓層形成。

除此之外，構(gòu)造擠壓和欠壓實也是造成八道灣組—三工河組超壓層形成的次要因素。研究區(qū)燕山期、喜馬拉雅期構(gòu)造活動十分強烈，強烈的近南北向水平擠壓應(yīng)力除了可以通過斷裂活動等形式釋放之外，有一部分還可以轉(zhuǎn)化為流體壓力形成超壓。在三工河組沉積期，研究區(qū)為濱淺湖環(huán)境，發(fā)育厚層泥巖，新近紀以后研究區(qū)處于快速沉降階段，為欠壓實形成提供了有利條件。

4 超壓層與油氣藏形成的關(guān)系

研究區(qū)超壓與油氣形成、運移、封蓋和成藏的關(guān)系極為密切，因此，認識和研究超壓對油氣的作用機制和控制規(guī)律，對于指導(dǎo)油氣勘探具有重要的參考價值[10]。

4.1 超壓對儲層的影響

超壓對儲層的影響主要表現(xiàn)在以下3方面：1) 超壓滯緩孔隙流體運動，減緩或抑制成巖作用，保留大量原生孔隙；2) 超壓支撐部分上覆巖體的負荷，減少地層的有效應(yīng)力，減緩超壓層的壓實作用，保留原始儲集空間；3) 超壓使上覆封隔層和圍巖發(fā)生破裂，形成微裂縫，增加儲集空間，改善儲集層連通性，提高儲集層的滲透性能。

在安集海河組和八道灣組—三工河組超壓發(fā)育層位，超壓層內(nèi)部的砂巖明顯具有高孔隙度特征，如圖6所示。

(a) 沙門3；(b) 卡9

4.2 超壓對蓋層的影響

超壓層對油氣的封閉性主要表現(xiàn)為2個方面，一方面，欠壓實泥巖層對油氣有超壓封閉作用，另一方面，具有生烴能力的蓋層對油氣有烴濃度封閉作用。

安集海河組超壓層主要由泥巖欠壓實形成，下伏儲集層中的游離相油氣欲穿過超壓層向上運移或散失，必須先克服下段致密層段的毛管阻力。當(dāng)油氣能量小于或等于下段致密層段的毛管阻力時，油氣則被封閉在下段致密層段之下，這種封閉機制屬于毛管阻力封閉油氣。

但當(dāng)油氣能量大于下段致密層段的毛管阻力時，油氣則繼續(xù)沿中間欠壓實層段滲濾運移。中間欠壓實層段毛管阻力小于下段致密層段毛管阻力，但其內(nèi)部存在超壓，若二者綜合作用大于下段致密層段毛管壓力時，則可以阻止油氣通過欠壓實層段繼續(xù)向上滲濾運移，這種機制被稱作超壓封閉作用。

八道灣組—三工河組超壓層主要由有機質(zhì)生烴形成。在濃度差的驅(qū)動下，油氣從高濃度區(qū)向低濃度區(qū)運移。若蓋層中不含油氣，則油氣在儲集層和蓋層之間濃度差的驅(qū)動下，通過蓋層發(fā)生擴散而散失。但若蓋層中含有高濃度油氣，且油氣濃度高于儲集層，儲集層中的油氣則不能向蓋層中擴散，反而蓋層中的油氣會向儲集層中擴散。高烴濃度蓋層，有效減緩或阻擋儲集層中油氣的擴散損失，這種機制被稱作烴濃度封閉作用。

4.3 超壓與油氣運移的關(guān)系

異常超孔隙流體壓力作用下的微裂縫排烴是油氣初次運移最重要的機制[30]。八道灣組—三工河組超壓層自身作為烴源巖，孔隙流體壓力大于巖石破裂壓力，形成微裂縫，生成的油氣在異常高壓驅(qū)動下通過微裂縫排出烴源巖，隨著上覆齊古組砂體、不整合面以及斷裂進入到儲集層，形成油氣藏。同時，在烴源巖內(nèi)部，生成的油氣由相對高值超壓區(qū)向相對低值超高壓區(qū)或正常壓力區(qū)運移。

5 超壓層與油氣藏分布的關(guān)系

超壓不僅與油氣生成、運移、聚集和保存具有密切關(guān)系，而且控制著油氣成藏過程和分布，其關(guān)鍵是超壓層與烴源巖的空間配置關(guān)系，超壓形成時間與油氣運移期的配置關(guān)系等[10, 31]。

查明等[31]認為準噶爾盆地超壓控制油氣分布主要具有以下3種形式：1) 油氣突破封隔層，在其上部的砂巖儲集層中成藏；2) 油氣在超壓層內(nèi)部成藏；3) 油氣緊鄰超壓層之下成藏。根據(jù)研究區(qū)鉆井測試結(jié)果與地層壓力的對比關(guān)系如表2所示。由表2可以看出：

表2 研究區(qū)試油結(jié)果與地層壓力的關(guān)系

注：“—”代表無產(chǎn)量或無數(shù)據(jù)；“*”代表計算結(jié)果

1) 研究區(qū)車89井和卡11井在新近系沙灣組具有油氣顯示，其油氣成藏屬于第1種聚集模式，即油氣突破下伏安集海河組超壓封隔層，在其上覆沙灣組砂巖中聚集成藏。這種聚集成藏模式屬于斷裂溝通封隔層上下進行油氣輸導(dǎo)，或是超壓引起封隔層產(chǎn)生微裂縫，封隔在封隔層之下的油氣通過幕式排烴進入上覆砂巖中聚集成藏。

2) 研究區(qū)車2井上侏羅統(tǒng)齊古組中油氣成藏同樣屬于第1種聚集模式，即油氣突破下伏八道灣組—三工河組超壓層，在其上覆齊古組砂巖中聚集成藏。車2井原油密度為0.851~0.888 g/cm3，平均密度為0.881 g/cm3，屬輕質(zhì)—中質(zhì)油系列，地層水水型以NaHCO3為主，礦化度較低，反映地層封閉性相對較差，這與微裂縫或斷層溝通下伏超壓層有關(guān)。

3) 研究區(qū)卡6井在古近系安集海河組中發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流，其油氣成藏屬于第2種聚集模式。油氣在超壓層內(nèi)部砂巖中聚集成藏，原油具有中間烴濃度高，揮發(fā)性較強的特點。安集海河組泥巖有機質(zhì)成熟度較低，鏡質(zhì)體反射率o為0.5%，生烴能力較差，故安集海河組中的油氣藏屬于下部油氣通過斷層向上運移，被安集海河組發(fā)育的超壓封閉所限，在超壓層內(nèi)部砂巖中聚集成藏。

4) 研究區(qū)沙門1井區(qū)侏羅系八道灣組—三工河組中油氣成藏屬于第2種聚集模式，油氣在超壓層內(nèi)部砂巖中聚集成藏。這種聚集模式屬于超壓層內(nèi)部烴源巖生烴，形成自生自儲的模式，或者超壓層作為蓋層，下伏油氣被超壓封閉所限，阻止其繼續(xù)向上運移。據(jù)劉洛夫等[32]研究表明，侏羅系八道灣組中原油主要來自下伏二疊系烏爾禾組烴源巖，故八道灣組油氣成藏屬于超壓封閉的保存機制。

5) 研究區(qū)車80井白堊系清水河組中油氣成藏屬于第3種聚集模式，油氣在超壓層下伏砂巖中聚集成藏。這種聚集模式屬于超壓層下伏油氣受欠壓實泥巖下段致密層封閉所限，在下伏砂巖中聚集成藏，造成這一現(xiàn)象的原因是同一超壓致密層段在不同地區(qū)由于受到不同埋深、沉積、構(gòu)造等因素的影響，其物性不同，故有的地區(qū)下伏油氣能通過下段致密層運移到上覆地層聚集成藏，而有的地區(qū)下伏油氣則只能被封隔在下段致密層下伏地層聚集成藏。

根據(jù)超壓層與油氣藏分布剖面配置關(guān)系的3種模式，繪制研究區(qū)超壓層與油氣藏分布的剖面配置關(guān)系圖如圖7所示，結(jié)合研究區(qū)油藏平面分布特征，探討超壓層平面分布范圍與油氣藏平面分布的疊合關(guān)系，做出兩者平面疊合關(guān)系圖如圖8所示。

圖7 研究區(qū)超壓層與油氣藏分布剖面配置模式圖

(a) 安集海河組超壓層與白堊系?新近系油氣藏平面分布疊合；(b) 八道灣組—三工河組超壓層與侏羅系油氣藏平面分布疊合

由圖7和圖8可以看出：超壓層與油氣藏分布的剖面配置關(guān)系和平面疊合關(guān)系，進一步指出油氣藏分布與超壓層分布具有良好的對應(yīng)關(guān)系，即超壓層附近為油氣富集區(qū)，為研究區(qū)油氣勘探提供重要的指導(dǎo)意義。但是，超壓分布特征僅反映地下流體壓力分布情況，并不能直接決定油氣藏存在與否，故在使用超壓分布特征要結(jié)合沉積、構(gòu)造、輸導(dǎo)體系等實際地質(zhì)條件進行分析研究，以提高油氣勘探的有效性。

6 結(jié)論

1) 研究區(qū)在縱向上發(fā)育新近系安集海河組與侏羅系八道灣組—三工河組2套超壓層，其主要形成機制分別為泥巖欠壓實作用和有機質(zhì)生烴增壓作用；在平面上，安集海河組超壓主要分布在研究區(qū)南部，八道灣組—三工河組超壓主要分布在研究區(qū)紅車斷裂帶以東以及卡因迪克地區(qū)。

2) 超壓對抑制成巖作用、減緩壓實作用、產(chǎn)生微裂縫并提高儲層儲集性能、增強對油氣的封蓋能力以及促進油氣的初次運移具有重要控制作用。

3) 研究區(qū)油氣藏分布與超壓層的空間配置主要存在3種模式：油氣突破超壓封隔層在其上砂巖儲集層中成藏(卡4井、卡11井、車2井等)、油氣通過斷層或突破下段致密層段在超壓層內(nèi)部砂巖儲集體中成藏(卡6井、沙門1井等)及油氣被超壓層封隔在其下伏砂巖儲集體中成藏(車80井等)。

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Characteristics of formation overpressure and its relationship with hydrocarbon accumulation in Chepaizi and its surrounding area of Junggar Basin

XU Zhengjian1, 2, LIU Luofu1, 2, WU Kangjun3, XIAO Fei1, 2, ZHOU Changxiao1, 2

(1. Basin and Reservoir Research Center, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;3. School of Petroleum Engineering, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China)

Based on the drilling and logging information in Chepaizi and its surrounding area, the distribution characteristics and formation mechanisms of overpressure were analyzed. The impact of overpressure on the formation of hydrocarbon reservoirs was researched. Combined with the spatial distribution characteristics of reservoirs, the relationships between overpressure distributions and hydrocarbon accumulation were discussed. The results show that the overpressure systems are categorized into two sets in profile: the upper Paleogene Anjihaihe Formation and the Lower Jurassic Badaowan Formation?Sangonghe Formation, respectively. The main formation mechanisms of overpressure are mudstone undercompaction and hydrocarbon generation, respectively. On the plane, overpressure systems are mainly distributed in the south of the study area and the pressure decreases in the north. Overpressure plays an important role in restraining diagenesis, retarding compaction and producing micro-cracks in order to improve the reservoir bed physical properties, enhancing the sealing ability of cap rocks and promoting the primary migration of hydrocarbon. There are three spatial configuration modes between overpressure stratum and distributions of reservoirs, namely, reservoirs located above the overpressure stratum, reservoirs located in the overpressure stratum and reservoirs located below the overpressure stratum.

characteristics of overpressure; hydrocarbon accumulation; Chepaizi Uplift; Junggar Basin

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.10.039

TE122.1

A

1672?7207(2015)10?3848?11

2014?10?23；

2014?12?15

國家重大科技專項(2011ZX05003-001)；油氣資源與探測國家重點實驗室項目(prp2009-02)(Project (2011ZX05003-001) supported by the National Project of Science and Technology, China; Project (prp2009-02) supported by State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting)

劉洛夫，教授，博士生導(dǎo)師，從事石油地質(zhì)及油氣地球化學(xué)研究；E-mail：liulf@cup.edu.cn

(編輯 劉錦偉)