劉 桃,吳 通,方朝剛,章誠誠,邵 威,廖圣兵

(中國地質(zhì)調(diào)查局南京地質(zhì)調(diào)查中心,江蘇 南京 210016)

地層流體超壓在含油氣盆地中具有普遍性,其與油氣的生成、運移、聚集和保存關系密切[1-3],對鉆井安全也具有重要影響[4]。依據(jù)超壓產(chǎn)生的過程,可將超壓成因劃分為不均衡壓實、流體膨脹、構(gòu)造擠壓以及壓力傳遞等,不同成因的超壓對于油氣藏的形成與分布具有不同的影響,而沉積盆地中氣藏超壓的形成往往是多種因素共同控制的結(jié)果,超壓成因分析一直是石油地質(zhì)領域的研究熱點[3-4]。2019年,中國地質(zhì)調(diào)查局南京地質(zhì)調(diào)查中心在安徽無為凹陷部署實施了頁巖氣參數(shù)井——皖為頁1井(WWY-1井),于三疊系周沖村組鉆遇2套高壓含氣層,這是下?lián)P子沿江凹陷帶三疊系氣藏超壓的首次發(fā)現(xiàn)[5-6]。目前,下?lián)P子沿江凹陷帶油氣的總體勘探程度仍然相對較低,關于氣藏超壓特征及其演化等仍缺乏系統(tǒng)性研究。為此,本文基于WWY-1井鉆探結(jié)果,結(jié)合區(qū)域地質(zhì)資料,重點剖析無為凹陷周沖村組氣藏超壓特征、成因及演化過程,為后續(xù)油氣勘探與開發(fā)提供理論參考。

1 地質(zhì)概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

下?lián)P子地區(qū)位于揚子板塊東緣,與華北板塊以郯廬斷裂帶為界,與華夏地塊以江山—紹興斷裂帶為界,在多期構(gòu)造活動的影響下,具有多期次改造的復雜地質(zhì)特征[5-7]。無為凹陷隸屬于下?lián)P子沿江凹陷帶,西北側(cè)以照明山斷裂為界,東南側(cè)以沿江隱伏斷裂為界,總體上呈NE向展布(圖1)。該區(qū)發(fā)育一套古生代—中三疊世海相沉積地層,成為有機質(zhì)含量豐富的海相烴源巖,且優(yōu)質(zhì)儲層和蓋層同步發(fā)育,形成良好的生儲蓋成藏組合,具有較好的油氣勘探前景[6]。

圖1 下?lián)P子地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造簡圖[7]Fig. 1 Regional tectonic sketch of the Lower Yangtze Region[7]

1.2 WWY-1井鉆遇地層概況

無為凹陷WWY-1井完鉆井深2 398 m,依次鉆遇第四系、新近系、古近系、白堊系及三疊系,完鉆層位為三疊系周沖村組,但未鉆穿[5]。本次勘探目的層周沖村組為咸化背景下的潮坪相-潟瀉湖相沉積,地層巖性主要為膏巖和白云巖,白云巖宏觀物性條件好,裂縫發(fā)育,是主要的儲層段[6]。膏巖為有效蓋層,與白云巖共同組成優(yōu)質(zhì)儲蓋組合[5]。WWY-1井首次鉆遇2套高壓含氣層,含氣井段深度分別為2 174～2 183 m和2 346～2 350 m,均發(fā)育于鹽間白云巖儲層中。第一套上覆膏巖層厚約202 m,白云巖儲層厚約9 m;第二套上覆膏巖層厚約101 m,白云巖儲層厚約4.6 m。鉆遇白云巖儲層時可見槽面上漲、氣泡外返現(xiàn)象(圖2)。

圖2 無為凹陷WWY-1井周沖村組地層柱狀圖[5]Fig. 2 Stratigraphic histogram of the Zhouchongcun Formation discovered by the well WWY-1 in Wuwei Depression[5]

2 含氣層實鉆壓力特征

目前,孔隙流體壓力分析主要采用直接測試和間接估算等手段。直接測試包括電纜地層測試(FRT)和鉆桿測試(DST);間接估算則依據(jù)測井數(shù)據(jù)估算、泥漿比重分析及通過各種鉆井響應進行的壓力預測[8-10]。本次鉆井地層測試獲得的數(shù)據(jù)表明,WWY-1井超壓出現(xiàn)的層位為周沖村組鹽間白云巖儲層,地層流體壓力系數(shù)為1.8～1.9。根據(jù)目前較為通用的地層流體壓力系統(tǒng)劃分方案(表1),將WWY-1井周沖村組白云巖劃分為強超壓含氣帶。

表1 地層流體壓力系統(tǒng)劃分方案[9]Table 1 Division of fluid pressure system in stratum[9]

本次實測壓力僅2個數(shù)據(jù)點,數(shù)據(jù)較有限,為了明確地層壓力結(jié)構(gòu),需借助間接估算法刻畫單井壓力剖面。目前,聲波時差法主要基于碎屑巖地層機械壓實理論,經(jīng)常用于碎屑巖地層超壓預測。該區(qū)主要為碳酸鹽巖地層,由于碳酸鹽巖沉積作用與膠結(jié)作用幾乎同時進行,基于機械壓實理論的聲波時差法并不適用于碳酸鹽巖地層壓力預測[10]。在實際鉆井施工過程中,為了防止發(fā)生井漏和井噴事故,泥漿液柱壓力通常與地層流體壓力保持平衡或略微偏高,泥漿液柱壓力可大致反映地層的最大壓力[11],故本文選擇泥漿比重法建立WWY-1井單井壓力剖面圖(圖3)。WWY-1井周沖村組上覆地層為常壓層,單井壓力結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)常壓-高壓的兩段式階梯狀特征,膏巖封蓋作用于周沖村組兩套白云巖儲層超壓系統(tǒng)。由于WWY-1井并未鉆穿周沖村組,其下伏地層流體壓力難以表征。

圖3 WWY-1井單井壓力剖面圖Fig. 3 Single well pressure profiles of the well WWY-1

3 周沖村組氣藏超壓形成機制

3.1 膏巖發(fā)育與氣藏超壓的關系

良好的箱體隔層是超壓體系形成的重要條件。膏巖層因具有排驅(qū)壓力高、流動性強(可涂抹、充填斷層和裂縫)的特點,具備優(yōu)異的封蓋能力,是優(yōu)質(zhì)的超壓箱體隔層[12]。在不考慮貫穿式斷層的影響下,膏巖層的封蓋能力隨脆塑性變化而變化,由脆性階段至塑性階段,其封蓋能力不斷提高。研究表明,膏巖脆性向脆塑性轉(zhuǎn)換的邊界約為1 740 m,由脆塑性向塑性轉(zhuǎn)換的邊界約為3 400 m[13],即膏巖埋深>1 740 m時開始具備較好的封閉性。WWY-1井實鉆資料顯示,周沖村組膏巖層埋深2 000 m以上,膏巖演化處于脆性-塑性轉(zhuǎn)化的階段。含氣白云巖儲層位于膏巖之間,基本被非滲透性的膏巖包裹,共同形成良好的地質(zhì)封存箱,為流體超壓的形成和保存奠定了基礎。

膏巖除了提供優(yōu)質(zhì)的封閉條件外,其脫水作用對于超壓的形成也具有重要影響[14]。在脫水作用下,儲層孔隙流體體積增加,地層孔隙壓縮受阻,孔隙大小和流體體積變化的相對趨勢致使孔隙流體需承擔更多壓應力,從而形成孔隙流體超壓。在一定的地質(zhì)條件下,石膏逐漸向硬石膏轉(zhuǎn)化,轉(zhuǎn)化公式為CaSO4·2H2O=CaSO4+2H2O,結(jié)晶水轉(zhuǎn)變?yōu)樽杂伤?。在轉(zhuǎn)化過程中,約39%的體積水排出后進入鄰近儲層中,該反應一般起始于地層溫度較低(42～60 ℃)的淺層[15]。

WWY-1井實測資料揭示,周沖村組膏巖層累計厚度達300 m以上,白云巖儲層累計厚度<20 m(圖2)。假設厚度比例等同于體積比例,則其膏巖轉(zhuǎn)化過程中排出的體積水遠遠超過白云巖儲層自身的孔隙容量,因而具備形成超壓的地質(zhì)條件。但是,膏巖脫水作用主要發(fā)生在埋藏早期,該階段由于埋藏淺,膏巖未達到脆性—塑性轉(zhuǎn)化的界限,封蓋能力較弱[15-16],當壓力超過一定界限時易發(fā)生破裂,不具備形成強超壓的地質(zhì)條件,故膏巖脫水作用以形成弱超壓為主。

3.2 高壓烴類充注與超壓的關系

天然氣可分為有機成因氣和無機成因氣,前人研究認為δ13C 可作為區(qū)分氣體成因類型的標志性參數(shù)之一。無機成因甲烷的碳同位素δ13CCH4>-20‰,無機成因CO2的碳同位素δ13CCO2一般為+7‰～-10‰,多數(shù)有機成因CO2含量<20%,且氣藏高N2與烴源巖熱演化密切相關[17]。本次測得周沖村組2份氣樣甲烷的碳同位素δ13CCH4分別為-26.3‰和-26‰, CO2的碳同位素δ13CCO2為-13.7‰,且CO2含量遠<20%, N2含量高達43%,表明周沖村組天然氣為有機成因氣。根據(jù)無為凹陷勘探資料[6],周沖村組下伏二疊系暗色層系是區(qū)域最有利的烴源巖,確定周沖村組天然氣主要來源于下伏二疊系烴源巖。

該區(qū)周沖村組白云巖儲層為鹽間儲層,由于膏巖垂向上具有封閉性,流體僅在側(cè)向運移,外來流體難以垂向充注,因此溝通儲層與源巖的斷裂(即油源斷裂)是唯一可能的油氣運移通道。烴源巖生烴演化過程中,固態(tài)的干酪根向液態(tài)-氣態(tài)烴轉(zhuǎn)變,致使地層流體體積膨脹[18-19],加上泥頁巖自身具備良好的封蓋性能[20],會在源巖內(nèi)部快速形成超壓。因此,當下伏二疊系烴源巖達到生烴門限(Ro>0.5%)時,源巖地層壓力快速累積,逐漸突破油氣運移阻力,并在源儲壓差的作用下,順著油源斷層運移至上覆儲層中(圖4)。依據(jù)動力學平衡原理[21],推斷該區(qū)油氣運移過程為幕式瞬態(tài)充注,即源巖在借助斷層快速釋放壓力后將重新積聚超壓并再次充注[22],高壓烴類流體的運移,將烴源巖積聚的生烴超壓傳遞至上覆儲層,對于儲層壓力的進一步增長具有重要意義。

圖4 周沖村組鹽間白云巖儲層油氣充注示意圖Fig. 4 Schematic diagram of oil and gas filling in intersalt dolomite reservoir of Zhouchongcun Formation

3.3 儲層內(nèi)烴類裂解與超壓的關系

原油在>150 ℃的條件下難以穩(wěn)定保存,將裂解成低分子烴類(氣態(tài)烴)[10]。實驗表明,高分子烴類裂解為低分子烴類時,尤其是在液態(tài)烴裂解為氣態(tài)烴的情況下,烴類體積明顯增加,而流體體積膨脹則是在封閉空間內(nèi)形成超壓的重要因素之一[3]。原油裂解實驗指出,在地面條件下原油裂解可導致總體積增加2.5倍,雖然氣體的壓縮性和溶解性導致增加的流體壓力小于理論計算值,但在封閉條件下,流體無法排出,其產(chǎn)生的超壓依舊十分可觀[10,23]。下?lián)P子地區(qū)地層埋藏-熱演化史研究揭示周沖村組最大埋深時的古地溫可達210 ℃,完全具備早期充注的高分子烴類裂解所需的溫度條件[24]。在周沖村組白云巖儲層中發(fā)現(xiàn)了殘留瀝青(圖5),也指示液態(tài)烴向氣態(tài)烴裂解的過程。此外,天然氣的物質(zhì)組成可側(cè)面反映其成因類型,周沖村組白云巖儲層中烴氣組分以甲烷為主[25],基本不含大分子烴類,同樣符合原油裂解氣的組分特征[10]。因此,周沖村組白云巖儲層內(nèi)烴類裂解可能是其超壓形成的重要因素。

圖5 周沖村組白云巖儲層中的瀝青顯微照片F(xiàn)ig. 5 Microscopic photos of bitumen in dolomite reservoir of the Zhouchongcun Formation

3.4 構(gòu)造抬升與超壓的關系

構(gòu)造抬升將導致上覆地層被剝蝕,原地層埋深變淺,對應的靜水壓力變小,從而影響地層流體壓力系數(shù)(圖6左)。雖然構(gòu)造抬升對地層流體實際壓力的絕對值沒有貢獻,但由于同深度地層相對壓力的變化,在計算過程中將引起壓力系數(shù)增加,從而形成超壓。由地層抬升引起的超壓現(xiàn)象,國內(nèi)外有很多報道[14],如印度東北部的Assara-Arakan盆地、懷俄明州西南部的Greater Green River盆地、Delaware盆地、Rocky Mountain盆地以及我國川東北地區(qū),構(gòu)造抬升引發(fā)超壓的前提是地層的封閉性好。

圖6 研究區(qū)封閉條件下地層抬升對超壓的影響示意圖Fig. 6 Effect of stratum uplift on overpressure in closed condition of the study area

為了定量表征地層抬升引發(fā)的超壓大小,本文計算了抬升后的地層壓力系數(shù)變化情況(圖6)。假設地層封閉性極佳,流體難以排出,忽略地層壓力絕對值的變化,則隨著抬升幅度的增加,地層壓力系數(shù)也隨之增加,且抬升前埋深越淺,產(chǎn)生的地層超壓效應越強(圖6中),如初始壓力系數(shù)1.0且同樣抬升2 000 m的條件下,抬升前埋深4 000 m時增加壓力系數(shù)為1.0,而抬升前埋深5 000 m,則壓力系數(shù)僅增加約0.6。除了抬升幅度和初始埋深,抬升前地層初始壓力系數(shù)越大,抬升后對應的地層壓力系數(shù)也會越大(圖6右),如初始埋深一致且同樣抬升2 000 m的條件下,初始壓力系數(shù)1.0時,最終壓力系數(shù)約1.56,而初始壓力系數(shù)為1.2時,最終壓力系數(shù)約1.87。綜合研究表明,抬升后的地層壓力系數(shù)取決于目標層系的初始壓力、初始埋深及抬升幅度。曾萍[24]借助古溫標參數(shù)恢復下?lián)P子無為凹陷構(gòu)造演化,指出在燕山運動強烈的擠壓作用下,造成工區(qū)大規(guī)模的隆升剝蝕,致使普遍缺失侏羅系,該期剝蝕厚度可達2 550 m,是研究區(qū)三疊系沉積以來經(jīng)歷的最大剝蝕事件。據(jù)此推斷,燕山期抬升導致的前后巨大高差,對該區(qū)周沖村組壓力系數(shù)具有重要貢獻。

3.5 周沖村組超壓演化過程

綜上所述,周沖村組白云巖儲層超壓是多種地質(zhì)因素共同作用的結(jié)果,根據(jù)不同成因超壓的特征及相互關系,分析并提出如下超壓演化過程。

(1)常壓階段。埋藏初期,三疊系周沖村組埋藏較淺,壓實強度不高,膏巖尚未發(fā)生脫水作用,且二疊系烴源巖未達到生烴門限(Ro>0.5%),整個地層壓力系統(tǒng)處于常壓階段。

(2)膏巖脫水弱超壓階段。該階段隨著地層埋深的增加,地溫升高,石膏開始發(fā)生脫水作用,排出的體積水進入鄰近儲層,引發(fā)儲層內(nèi)部流體壓力升高。但膏巖脫水時處于脆性階段,超壓封閉能力有限,故該階段流體壓力系統(tǒng)主要為弱超壓。

(3)生烴流體傳遞超壓形成階段。隨著地層的進一步沉降,三疊系膏巖由脆性向脆-塑性轉(zhuǎn)變,且二疊系烴源巖開始進入生烴階段(Ro>0.5%),高壓烴類流體的充注引起儲層流體壓力快速增加。

(4)烴類裂解超壓形成階段。地層溫度>150 ℃至最大埋深期。早期充注于儲層中的高分子烴類裂解為低分子烴類(如甲烷),導致內(nèi)部流體體積進一步增加,流體超壓加劇;天然氣在高壓作用下溶于地層水中,形成水溶氣藏。

(5)抬升超壓保存階段。最大埋深期之后,構(gòu)造抬升過程中,由于膏巖層的強封蓋性阻礙了流體的流動,早先充注的氣態(tài)烴仍以水溶氣的方式繼續(xù)封存于白云巖儲層內(nèi),相對地層壓力增加,使地層壓力系數(shù)增加。

周沖村組超壓形成過程與油氣藏特征密切相關,影響著油氣的運移方式、富集程度和保存相態(tài),早期和中期超壓的形成加速了油氣的充注進程,后期超壓的保存是周沖村組天然氣以水溶相富集成藏的重要地質(zhì)條件。在超壓形成的過程中,膏巖的封蓋性是各階段超壓能否形成和保存的地質(zhì)基礎。除此之外,復雜構(gòu)造區(qū)的油氣保存問題一直是石油地質(zhì)研究的熱點和難點,而周沖村組超壓的發(fā)現(xiàn),揭示了三疊系膏巖封蓋的有效性,為下?lián)P子復雜構(gòu)造區(qū)油氣保存條件的研究提供了重要依據(jù),對區(qū)域油氣勘探具有重要的指導意義。

4 結(jié)論

(1)無為地區(qū)三疊系周沖村組主要巖性為膏巖和白云巖組合,于白云巖儲層內(nèi)部發(fā)育強超壓,壓力系數(shù)達1.8～1.9,單井壓力結(jié)構(gòu)呈“常壓-超壓”階梯式特征。

(2)周沖村組超壓是多種地質(zhì)因素共同作用的結(jié)果,超壓演化經(jīng)歷了“常壓-膏巖脫水弱超壓-生烴流體傳遞超壓形成-烴類裂解超壓形成-抬升超壓保存”5個階段,其中膏巖的封蓋性是各階段超壓能否形成和保存的地質(zhì)基礎。

(3)周沖村組超壓影響著油氣的運移方式、富集程度和保存相態(tài),且超壓的發(fā)現(xiàn)揭示了無為凹陷具備良好的油氣保存條件。