准噶尔盆地腹部超压控制烃、储演化与油气充注过程

谭绍泉，曾治平，宫亚军，闵飞琼，陈雪

（中国石化胜利油田分公司西部新区研究中心，山东 东营257200）

0 引言

经典成烃演化理论认为，温度与时间是烃源岩成烃演化的2 大基本要素，且两者之间相互弥补［1］。随着含油气盆地勘探程度的逐渐增强，盆地洼陷深部储层油气勘探日趋重要。深洼区烃源岩的成烃演化与经典成烃理论发生了一些矛盾［2-5］，而这种现象往往伴随地层超压的出现。然而，超压对烃类演化是否具有内在的影响作用，国内外学者之间的观点存在较大差异［1，4-6］。

准噶尔盆地腹部中生界地层发育多套含油层系，储层内异常高压普遍发育，反映油气运移充注过程伴随着异常高压的演化过程。古地层压力恢复结果证实，在不同成藏关键期，油气的运移充注与地质历史时期地层压力的积累和释放呈现幕式演化规律。同时，储层原油地球化学测试结果也反映有机质成烃演化过程受到异常高压演化的影响。笔者结合国内东部超压盆地研究方法，对准噶尔盆地深层超压在成烃成藏过程的影响作用进行探讨。

1 现今地层压力特征

准噶尔盆地昌吉凹陷普遍发育深层超压系统［7-9］，所有探井在深层都钻遇了超压（压力系数大于1.2）。DST 实测压力、测井资料和地震信息数据综合分析表明：盆地腹部4 个区块中生界地层现今3 800～5 500 m深度上开始发育超压，最大压力系数达2.1，接近于静岩压力（见图1a），不同区块超压顶界面深度存在较大的差异，但在深度剖面上，压力均可划分出浅层常压、压力过渡带和深层超压3 层结构； 超压顶界面在区域上近似于一个向南倾斜的穿层曲面（见图1b），与区域地层的产状一致，但小于地层的倾斜幅度，从各个地区超压顶界面深度范围来看，沙窝地地区超压顶界面对应层位是三工河组（J1s），莫西庄地区对应层位是八道湾组（J1b），征沙村地区对应层位是三工河组（J1s），而永进地区对应层位是西山窑组（J2x）；中2、中4 区块地层超压顶界面对应层位是八道湾组（J1b），反映超压顶界面主体在中生界侏罗系中下段开始发育。

2 异常高压与烃类演化

有机质成烃演化是不可逆的一个过程。随着埋藏深度增大，地层温度逐渐升高，其镜质体反射率Ro逐渐增大，由低熟进入成熟，再进入高熟阶段，直至干气阶段。在实际自然条件下，经常发生构造抬升，受沉积间断地层剥蚀，镜质体反射率保持稳定，但不能出现反转现象。随着越来越多的盆地的油气勘探，地层超压与油气分布关系日益受到重视。超压对烃源岩成烃演化过程的影响，国内外学者存在3 种不同的观点：一是认为超压对烃类演化过程起到抑制作用［2，6］；二是认为超压对烃类演化过程起到促进作用，即超压的存在加速了烃类演化［5］；三是认为超压的发育对烃类演化过程没有明显影响［4-5］。

准噶尔盆地现今为典型的冷盆，地温梯度低（腹部约22.7 ℃/km）。成1 井岩心样品分析显示，4 912.5 m的Ro值为0.77%，而依据传统热演化模式计算该深度对应的Ro值为0.80%，反映异常高压对镜质体反射率的影响没有明显的响应特征。但从热解峰温与深度的变化特征来看，异常高压顶界面以下有机质热解峰温变化小，主要集中在435～445 ℃，其变化规律难以说明超压是否对烃类演化产生影响。利用地球化学生标参数的演化，可以较为明显地说明异常高压对有机质热演化反应过程的影响作用［2-3］（见图2）。

图1 准噶尔盆地腹部实测压力剖面与超压顶界面特征

在正常的地质历史演化过程中，生标参数∑C21-/∑C22+和C21+22/C28+29在深度剖面上具有相似的变化特征，即随着深度增大，其值表现为逐渐降低的趋势。而在实际地质条件下，对比地层压力在深度的变化特征表明：在浅层常压环境下，生标参数与传统生烃演化过程具有一致性；在超压背景下，生标参数出现异常，即随着深度增大，参数值逐渐增大，与有机质的正常热演化趋势恰恰相反。这说明异常高压对有机质热反应过程可能存在一定的抑制作用。

图2 准噶尔盆地成1 井地层压力与生标参数剖面

3 异常高压与储层成岩演化

在成烃演化过程中，地层压力发生规律性变化，随着有机质成烃演化过程的展开，油气随着压力的变化逐渐向外排放，储层也可能受到异常高压的影响。目前国内外较为统一的观点认为，早期超压的形成过程会对储层物性产生保护作用，即在超压作用下，储层砂岩可以较好地保存孔渗条件，对于油气的输导、储集具有非常重要的实际意义［10-11］。

正常条件下，随着深度增加，成岩作用逐渐增强，黏土矿物的转化表现出一定的规律性，储层砂岩的孔渗条件也表现出类似规律，即随着深度增加，伊利石逐渐减少，孔隙度逐渐减小。盆地腹部浅层成岩特征表现为正常演化特征，进入异常高压层段，黏土矿物的转化出现异常，同时对应层段的储层砂岩物性也明显变好（见图3）。在超压层段，储层砂岩的物性存在较大变化空间，说明深部超压环境下储层砂岩依然具有较好的孔渗条件［12-14］（见图3）。

图3 准噶尔盆地成1 井地层压力与成岩作用的关系

异常高压对于储层的改造作用实际上包含了早期超压对储层原始孔隙的保护和保存，同时也包括了晚期超压封存箱内有机质热演化反应形成的有机酸持续对储层的改造形成的次生孔隙，最终形成现今的储层孔渗特征。而这种现今孔渗条件较好的深部优质储层，则是腹部深层油气勘探的首要目标［15-16］。

4 异常高压演化与油气充注过程

4.1 地层压力演化与成藏关键期油气充注的配置

要明确超压与油气充注过程的关系，首先要明确地层压力在地质历史时期的演化规律，以及关键成藏期油气充注过程地层压力的变化趋势。通过对比同期盐水包裹体与烃类包裹体计算古地层压力方法，恢复地史时期地层压力演化趋势，明确划分了早期超压积累阶段、中期超压释放阶段和晚期超压积累阶段。

结合前文埋藏史、排烃史分析结果，地史时期地层压力演化的3 个阶段与盆地腹部早二叠系P1f 烃源岩油气充注、中二叠系P2w 烃源岩油气充注和侏罗系烃源岩生烃演化过程的3 个阶段完全吻合。这从另一个方面说明了地层压力特别是异常高压在成烃演化和油气充注过程中的重要作用： 早二叠系P1f 烃源岩受快速沉积作用影响，在高温条件下快速成烃，在侏罗系早中期开始向外排放，压力逐渐释放； 但随后中二叠系P2w 烃源岩也进入生烃门限，延缓了地层压力的减小幅度，随着中二叠统烃源岩进入生烃高峰，在早白垩纪晚期—晚白垩纪早期进入排烃高峰，地层压力迅速释放后减小，表现出地层压力对油气充注过程的控制作用。新近纪晚期，随着侏罗系烃源岩的成熟度增加，进入生烃门限，在上部封闭层的作用下，地层压力逐渐增加，最终形成现今盆地腹部地层压力分布特征。

4.2 超压与隐性输导通道形成条件

准噶尔盆地腹部地层埋藏厚，油藏埋深大（3 500 m 以上），且大部分处于超压背景下。深部二叠系烃源岩形成的油气如何穿过近3 000 m 厚的盖层在侏罗系储层聚集成藏［12，14，17］的问题，一直是准噶尔盆地腹部油气勘探的难点。通过古地层压力的恢复（见图4），建立目的层不同时期地层压力的演化特征，利用流体势方法，计算深部不同地层的超压强度，对比不同地层的破裂压力值，建立深部储层裂缝地质模型，从而明确不同超压强度与裂缝发育之间的相关性。

腹部地区地层普遍发育超压—强超压，如成1 井在5 036.5～5 328.5 m，地层压力达88.520～97.250 MPa，压力系数为1.78～1.86；董2 井在5 328.9～5 335.6 m 层段发育超压108.174 MPa，压力系数高达2.07。这样的压力条件，远远超过了地层的破裂压力，容易在上覆地层的薄弱区块形成一系列垂向裂缝，成为油气垂向运移通道，在浅层断层与连通性砂体沟通作用下，在深部储层形成一系列岩性为主的隐蔽油气藏［18-21］。但超压引起的天然水力破裂缝发育局限，随着压力的快速释放，裂缝容易闭合，在超压发育过程中，表现为幕式特征，这种裂缝隐蔽性强，在地震上识别难度较大。

4.3 超压顶面与现今油气分布

超压顶界面上下多是油气藏聚集的有利区域。近年来，超压对油气分布的控制作用得到了广泛重视，关注的焦点之一是不同压力环境油气的相对丰度，即特定超压盆地中油气田数或油气储量在不同成藏组合中的分布。随着超压盆地油气勘探的深入，一些沉积盆地超压与油气的分布表现出一定的规律。

图4 盆地腹部侏罗系地层压力地史演化趋势

准噶尔盆地腹部已钻探井45 口，通过对比部分探井含油层系与超压顶界面距离的关系可以发现，现今油气分布主要集中在超压顶界面上、下200 m 附近，这与断裂发育程度、储层物性发育程度、超压顶界面压力释放均存在密切联系。结合这个规律，准中地区可以集中于超压顶界面上下的有效储层优先勘探，这对该区增储上产具有直接的现实意义。

5 结论

1）准噶尔盆地勘探目的层系普遍发育异常高压，从现今勘探程度上，可以将压力系统划分为上部的静水压力系统，主要为白垩系及以上地层，油气显示情况较差；中部的压力过渡带，侏罗系顶，压力系数在1.4～1.6；下部的强超压系统，压力系数大于1.7，油气显示丰富，也是腹部主要勘探层段。

2）腹部深层异常高压环境烃源岩成烃演化受到一定程度的抑制作用，而在超压背景下，生标参数出现异常，即随着深度的增大，参数值逐渐增大，与有机质的正常热演化趋势恰恰相反。

3）腹部深层往往存在储层物性明显较好的层段，对比异常高压形成演化过程，早期超压对深部储层物性具有较好的保护作用，且晚期超压封存箱内有机质热演化反应形成的有机酸持续对储层的改造形成的次生孔隙。

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