准噶尔盆地车排子周缘地层超压特征及其与油气成藏的关系

徐正建，刘洛夫，吴康军，肖飞，周长啸



准噶尔盆地车排子周缘地层超压特征及其与油气成藏的关系

徐正建1, 2，刘洛夫1, 2，吴康军3，肖飞1, 2，周长啸1, 2

(1. 中国石油大学(北京) 盆地与油藏研究中心，北京，102249；2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；3. 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆，410331)

以钻井、测井相关资料为基础，分析车排子周缘的超压分布特征及形成机制，研究超压对油气藏形成的影响，结合油气藏空间分布特征，探讨研究区超压分布与油气成藏的关系。研究结果表明：在纵向上，发育古近系安集海河组与侏罗系八道湾组—三工河组上下2套超压层，其主要形成机制分别为泥岩欠压实和有机质生烃；在平面上，超压主要分布在研究区南部，向北压力逐渐减小。超压对抑制成岩作用、减缓压实作用、产生微裂缝以提高储层储集性能、增强对油气的封盖能力以及促进油气的初次运移具有重要控制作用。超压与油气藏分布具有3种空间配置模式，即油气藏分布于超压层之上、油气藏分布于超压层内部以及油气藏分布于超压层之下。

超压特征；油气成藏；车排子凸起；准噶尔盆地

据不完全统计，世界上有180个沉积盆地发育超压地层体系，其中油气分布与超压存在因果关系的约有160个，约占全球含油气盆地的30%[1]，而我国有30多个地区或盆地发育超压，并在超压层系中发现大量油气[2−3]，反映异常地层压力与油气生、运、聚以及钻井工程具有紧密联系[4−8]，因此，研究异常高压的形成、分布及其与油气成藏的关系是指导超压盆地油气勘探的一个重要课题[9]。前人对地层超压的特征、成因及其与油气成藏的关系做了大量研究，如查明等[10]研究准噶尔盆地异常高压特征、成因及勘探意义；张卫海等[9]分析准噶尔盆地南缘古近系—新近系异常高压系统与油气成藏机制；郝芳等[11]探讨超压环境有机质热演化和生烃作用机制；杨智等[12]对准噶尔盆地腹部超压层分布与油气成藏做了相关分析。但目前对准噶尔盆地车排子周缘超压特征及其与油气成藏方面的研究较少。本文作者根据钻井实测压力、泥浆密度、dc指数以及测井资料，分析研究区超压的分布特征及其形成机制，研究超压对油气藏形成的影响，并结合研究区油气藏的空间分布特征，综合探讨超压层分布与油气成藏的关系，指出有利油气区，以期为车排子周缘油气勘探提供参考。

1 地质概况

准噶尔盆地是我国西部大型含油气盆地之一，盆地形态呈三角形，夹持于阿尔泰山造山带与天山造山带之间。研究区车排子周缘位于准噶尔盆地西北缘南部，主要包括车排子凸起、沙湾凹陷西部以及四棵树凹陷东北部(如图1所示)。车排子凸起形成于晚海西早期，是石炭系火成岩基底之上发育的继承性凸起[13]。车排子周缘主要经历了3个阶段的构造演化(图1)，石炭纪至侏罗纪为强烈隆升阶段，车排子凸起地层剥蚀严重，直至出露石炭系，白垩纪以后构造活动平稳，研究区整体处于缓慢沉降阶段，新近纪以后处于快速沉降阶段。因此，车排子凸起主要发育侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系地层。纵向上本区发育多套含油层系，分别为二叠系(P)、三叠系(T)、下侏罗统八道湾组(J1b)、下侏罗统三工河组(J1s)、上侏罗统齐古组(J3q)、下白垩统清水河组(K1q)以及新近系沙湾组(N1s)，并构成多种生储盖组合。

图1 研究区构造单元示意图与地层综合柱状图

2 超压层分布特征

根据研究区资料情况，可综合运用平衡深度法和实测压力预测研究区异常地层压力。所谓平衡深度即在正常压实曲线上与欠压实地层孔隙度相等的深度。根据有效应力定律，孔隙度相同处有效应力相等。因此，可以利用声波时差测井来定量计算异常地层压力。利用声波时差来计算泥岩地层压力的公式为

式中：Z为欠压实泥岩的孔隙压力或地层压力，Pa；r为沉积岩平均密度，kg/m3；为重力加速度，m/s2；为欠压实泥岩埋藏深度，m；w为地层孔隙水密度，kg/m3；为正常压实泥岩的压实系数，m−1；Δ为欠压实泥岩声波时差，μs/m；Δ0为原始地表声波时 差，μs/m。

根据平衡深度法的基本原理，计算单井地层压力首先要根据泥岩正常压实曲线计算出2个参数，即地表原始声波时差Δ0和压实系数，从而计算出欠压实泥岩的地层压力。

不同地区由于埋深、构造、沉积等要素的不同，地下相同深度孔隙度差别较大，从而导致恢复的地表声波时差Δ0和泥岩压实校正系数相对误差较大。因此，为了提高计算精确度，对研究区5口井：对沙门2井、卡7井、车90井、车27井和红光5井的正常压实曲线进行拟合，正常压实曲线上应有关系式Δ=Δ0·exp(−)，并在此基础上计算单井纵向地层压力，识别单井超压层的纵向分布特征。图2所示为沙门2井和卡7井拟合曲线。

(a) 沙门2井；(b) 卡7井

为了验证平衡深度法计算地层压力的可靠性，将车27井、卡7井、沙门2井和沙门3井计算的地层压力与实测地层压力进行对比，如图3所示。由图3可以看出：由平衡深度法计算的地层压力与实测压力具有很好的对应关系，故可运用平衡深度法计算研究区的地层压力。

(a) 车27；(b) 卡7；(c) 沙门2；(d) 沙门3

因此，基于声波时差，由平衡深度法计算的地层压力可以判断研究区纵向上发育2套超压层，分别为古近系安集海河组和下侏罗统八道湾组—三工河组，如图4所示。图5所示为研究区超压层平面分布图。由图5可知：安集海河组发育超压幅度较大，八道湾组—三工河组发育超压幅度中等，局部地区超压向下或向上传递到白垩系清水河组。

(a) 安集海河组超压层；(b) 八道湾组—三工河组超压层

根据钻遇超压探井的等效泥浆密度、反映可钻性的dc指数和试油测压等资料，可有效验证超压层分布的深度范围。结合超压段声波时差、深电阻率和中子孔隙度等测井曲线的变化情况，确定研究区超压层纵向分布特征。

现以沙门1井为例来说明超压层与钻井、测井特征的对应关系。沙门1井在古近系安集海河组(E2-3a)和下侏罗统三工河组(J1s)—下侏罗统八道湾组(J1b)均钻遇超压，在安集海河组顶面泥浆密度从1.12 g/cm3增加到1.35 g/cm3，dc指数增大，偏离正常趋势线，压力系数从1.05增至1.45，测井曲线显示为高声波时差、低深电阻率和高中子孔隙度；在安集海河组底面至下侏罗统三工河组顶面泥浆密度恢复到1.15 g/cm3，dc指数逐渐靠近趋势线，压力系数为1.15~1.20，测井曲线显示声波时差、深电阻率和中子孔隙度均正常；在下侏罗统三工河组，泥浆密度从1.20 g/cm3增加到1.60 g/cm3，dc指数增大，偏离正常趋势线，压力系数从1.20增加到1.65，测井曲线显示为高声波时差、低深电阻率和高中子孔隙度，异常幅度较小；八道湾组底部以下由于资料受限，地层压力情况未知。上述分析再次表明研究区在安集海河组和八道湾组—三工河组发育超压。

在统计研究区43口井测井资料的基础上，利用式(1)计算单井地层压力，所得地层压力系数如表1所示。识别出单井超压层纵向分布特征，并圈出上下2套超压层平面分布范围。结果显示：安集海河组超压层主要分布在研究区南部(图5(a))，八道湾组—三工河组超压层主要分布在研究区红车断裂带以东以及卡因迪克地区(图5(b))。

表1 利用平衡深度法计算典型井的地层压力

注：“—”代表目的层缺失或未钻遇目的层，无法采集数据。

3 超压层成因分析

目前，国内外研究人员已经提出10多种超压形成机制[14−15]，主要包括：1) 机械压实；2) 化学溶解与沉淀；3) 流体热膨胀；4) 有机质生烃和裂解；5) 黏土矿物脱水；6) 构造作用(如侧向挤压等)；7) 承压作用；8) 古压力；9) 流体注入；10) 气水密度差等。其中机械压实造成的欠压实、流体热膨胀、有机质生烃和裂解、黏土矿物脱水和构造挤压被大多数学者认为是超压形成的主要因素。

3.1 古近系安集海河组超压层成因分析

欠压实超压地层的测井响应表现为高声波时差、高中子测井值、低岩石密度、低电阻率、泥岩层段泥岩基线发生偏移、砂岩层段自然电位异常幅度较低等特征[16−17]。安集海河组超压层测井响应整体表现为高声波时差、低电阻率、泥岩层段泥岩基线发生偏移、砂岩层段自然电位异常幅度较低等特征，因此，可以认为古近系安集海河组超压层的成因机制主要为欠压实作用。

欠压实是指在压实过程中孔隙流体排出受阻或者不能及时排出，孔隙度不随埋深相应减少的压实不平衡状态[18]。欠压实被认为是快速埋藏的厚层低渗透率层序中异常高压形成的主要机制[19]。始新世—渐新世，车排子南部地区为半深湖—深湖环境，沙门3井安集海河组泥岩发育，累计厚度为344 m，占组厚的71.8%，最大单层厚度为90 m。沙湾—塔西河期，本区为辫状河三角洲沉积，具有较大的沉积速率，北部沉积速率相对较小(10 m/Ma)，南部沉积速率相对较大(40 m/Ma)。白垩纪以后，研究区构造活动平稳，处于缓慢沉降阶段，新近系以后研究区整体处于快速沉降阶段，大部分地区速率在10~20 m/Ma，沉降中心为研究区南部，速率约为60 m/Ma[20]。综合较高的沉积速率和沉降速率，研究区新近系下伏的安集海河组泥岩处于不均衡压实状态，造成排液不畅而形成超压。由此造成安集海河组泥岩具有高孔隙度和高孔喉半径的物理特征。

此外，构造挤压和黏土矿物脱水是造成研究区安集海河组形成超压的次要因素。当侧向构造挤压应力超过岩石静岩压力作用的侧向应力时，岩石将在侧向受到挤压，孔隙度将倾向于降低，孔隙空间处于封闭条件，流体无法排出或排出受阻，从而形成异常高压。这种机制引起的异常高压主要出现于构造挤压的地质环境中[21]。研究区位于喜马拉雅期北天山向北逆冲形成的前缘斜坡带之上，受到强烈的近南北水平挤压力作用，故构造挤压是安集海河组形成超压的次要因素。黏土矿物脱水转化也是异常高压形成的原因之一，黏土表面结构水的密度大于孔隙水的密度，高密度水进入孔隙使流体的体积增大，形成超压[22−24]。Bruce认为蒙脱石脱水理论上能使孔隙水含量增加6.6%。在超高孔隙压力岩石中，蒙脱石性质较稳定，而在有效应力高的岩石中，蒙脱石性质不稳定，当温度小于60 ℃时排出第1层水，67~81 ℃时排出第2层水，172~ 192 ℃排出第3层水[18]。研究区安集海河组超压层主要深度为2.5 km以下，地温为80 ℃以上，并且受到北天山的强烈挤压作用，因此蒙脱石已排出第2层水，形成超压。

3.2 侏罗系八道湾组—三工河组超压层成因分析

生烃增压超压层的测井响应特征主要为高声波时差、低电阻率、正常岩石密度等，但声波时差和电阻率异常幅度低于欠压实超压层[25]。八道湾组—三工河组超压层测井响应整体表现为高声波时差、低电阻率、正常岩石密度等，故由测井响应特征可以看出该超压层成因主要为有机质生烃。

对威利斯顿盆地Bakken组页岩的研究表明：超压与有机质生烃具有共生关系，生烃过程流体体积的增加幅度约为25%[26]。甲烷及其他低分子量烃类的生成是异常压力的重要来源[27]。研究区侏罗系八道湾组烃源岩总有机碳质量分数(TOC)平均值为2.06%，其中大部分大于1.0%，生烃潜量(S1+S2)分布范围为0.07~ 33.43 mg/g，平均值为3.83 mg/g，烃源岩氢指数平均值为332 mg/g，最高热解温度(max)平均值为435 ℃，镜质体反射率(o)分布范围为0.7%~1.3%[26]。三工河组烃源岩TOC平均值为2.0%，镜质体反射率o分布范围为0.7%~ 1.3%[28]。

综上所述，八道湾组与三工河组烃源岩具有较高的有机质丰度和较好的有机质成熟度，两者具有良好的生烃能力。根据四棵树凹陷生烃史，侏罗系八道湾组生油时间为0~18 Ma，生气时间为0~16 Ma，三工河组生油时间为0~13 Ma，生气时间为0~12 Ma，目前，八道湾组和三工河组处于生烃高峰期。沙湾凹陷侏罗系八道湾组生烃时间较早，八道湾组生油时间为0~97 Ma，生气时间为0~90 Ma，三工河组生烃时间相对较晚，目前，八道湾组和三工河组仍处于生烃高峰期[29]。因此，有机质生烃是八道湾组—三工河组超压层形成的主要原因。

同时，三工河组泥岩作为八道湾组—三工河组生储盖系统的盖层具有很高的烃浓度。泥岩盖层的烃浓度越高，对下伏油气的封闭作用越强。随着生烃量增加，也进一步促使超压层形成。

除此之外，构造挤压和欠压实也是造成八道湾组—三工河组超压层形成的次要因素。研究区燕山期、喜马拉雅期构造活动十分强烈，强烈的近南北向水平挤压应力除了可以通过断裂活动等形式释放之外，有一部分还可以转化为流体压力形成超压。在三工河组沉积期，研究区为滨浅湖环境，发育厚层泥岩，新近纪以后研究区处于快速沉降阶段，为欠压实形成提供了有利条件。

4 超压层与油气藏形成的关系

研究区超压与油气形成、运移、封盖和成藏的关系极为密切，因此，认识和研究超压对油气的作用机制和控制规律，对于指导油气勘探具有重要的参考价值[10]。

4.1 超压对储层的影响

超压对储层的影响主要表现在以下3方面：1) 超压滞缓孔隙流体运动，减缓或抑制成岩作用，保留大量原生孔隙；2) 超压支撑部分上覆岩体的负荷，减少地层的有效应力，减缓超压层的压实作用，保留原始储集空间；3) 超压使上覆封隔层和围岩发生破裂，形成微裂缝，增加储集空间，改善储集层连通性，提高储集层的渗透性能。

在安集海河组和八道湾组—三工河组超压发育层位，超压层内部的砂岩明显具有高孔隙度特征，如图6所示。

(a) 沙门3；(b) 卡9

4.2 超压对盖层的影响

超压层对油气的封闭性主要表现为2个方面，一方面，欠压实泥岩层对油气有超压封闭作用，另一方面，具有生烃能力的盖层对油气有烃浓度封闭作用。

安集海河组超压层主要由泥岩欠压实形成，下伏储集层中的游离相油气欲穿过超压层向上运移或散失，必须先克服下段致密层段的毛管阻力。当油气能量小于或等于下段致密层段的毛管阻力时，油气则被封闭在下段致密层段之下，这种封闭机制属于毛管阻力封闭油气。

但当油气能量大于下段致密层段的毛管阻力时，油气则继续沿中间欠压实层段渗滤运移。中间欠压实层段毛管阻力小于下段致密层段毛管阻力，但其内部存在超压，若二者综合作用大于下段致密层段毛管压力时，则可以阻止油气通过欠压实层段继续向上渗滤运移，这种机制被称作超压封闭作用。

八道湾组—三工河组超压层主要由有机质生烃形成。在浓度差的驱动下，油气从高浓度区向低浓度区运移。若盖层中不含油气，则油气在储集层和盖层之间浓度差的驱动下，通过盖层发生扩散而散失。但若盖层中含有高浓度油气，且油气浓度高于储集层，储集层中的油气则不能向盖层中扩散，反而盖层中的油气会向储集层中扩散。高烃浓度盖层，有效减缓或阻挡储集层中油气的扩散损失，这种机制被称作烃浓度封闭作用。

4.3 超压与油气运移的关系

异常超孔隙流体压力作用下的微裂缝排烃是油气初次运移最重要的机制[30]。八道湾组—三工河组超压层自身作为烃源岩，孔隙流体压力大于岩石破裂压力，形成微裂缝，生成的油气在异常高压驱动下通过微裂缝排出烃源岩，随着上覆齐古组砂体、不整合面以及断裂进入到储集层，形成油气藏。同时，在烃源岩内部，生成的油气由相对高值超压区向相对低值超高压区或正常压力区运移。

5 超压层与油气藏分布的关系

超压不仅与油气生成、运移、聚集和保存具有密切关系，而且控制着油气成藏过程和分布，其关键是超压层与烃源岩的空间配置关系，超压形成时间与油气运移期的配置关系等[10, 31]。

查明等[31]认为准噶尔盆地超压控制油气分布主要具有以下3种形式：1) 油气突破封隔层，在其上部的砂岩储集层中成藏；2) 油气在超压层内部成藏；3) 油气紧邻超压层之下成藏。根据研究区钻井测试结果与地层压力的对比关系如表2所示。由表2可以看出：

表2 研究区试油结果与地层压力的关系

注：“—”代表无产量或无数据；“*”代表计算结果

1) 研究区车89井和卡11井在新近系沙湾组具有油气显示，其油气成藏属于第1种聚集模式，即油气突破下伏安集海河组超压封隔层，在其上覆沙湾组砂岩中聚集成藏。这种聚集成藏模式属于断裂沟通封隔层上下进行油气输导，或是超压引起封隔层产生微裂缝，封隔在封隔层之下的油气通过幕式排烃进入上覆砂岩中聚集成藏。

2) 研究区车2井上侏罗统齐古组中油气成藏同样属于第1种聚集模式，即油气突破下伏八道湾组—三工河组超压层，在其上覆齐古组砂岩中聚集成藏。车2井原油密度为0.851~0.888 g/cm3，平均密度为0.881 g/cm3，属轻质—中质油系列，地层水水型以NaHCO3为主，矿化度较低，反映地层封闭性相对较差，这与微裂缝或断层沟通下伏超压层有关。

3) 研究区卡6井在古近系安集海河组中发现工业油流，其油气成藏属于第2种聚集模式。油气在超压层内部砂岩中聚集成藏，原油具有中间烃浓度高，挥发性较强的特点。安集海河组泥岩有机质成熟度较低，镜质体反射率o为0.5%，生烃能力较差，故安集海河组中的油气藏属于下部油气通过断层向上运移，被安集海河组发育的超压封闭所限，在超压层内部砂岩中聚集成藏。

4) 研究区沙门1井区侏罗系八道湾组—三工河组中油气成藏属于第2种聚集模式，油气在超压层内部砂岩中聚集成藏。这种聚集模式属于超压层内部烃源岩生烃，形成自生自储的模式，或者超压层作为盖层，下伏油气被超压封闭所限，阻止其继续向上运移。据刘洛夫等[32]研究表明，侏罗系八道湾组中原油主要来自下伏二叠系乌尔禾组烃源岩，故八道湾组油气成藏属于超压封闭的保存机制。

5) 研究区车80井白垩系清水河组中油气成藏属于第3种聚集模式，油气在超压层下伏砂岩中聚集成藏。这种聚集模式属于超压层下伏油气受欠压实泥岩下段致密层封闭所限，在下伏砂岩中聚集成藏，造成这一现象的原因是同一超压致密层段在不同地区由于受到不同埋深、沉积、构造等因素的影响，其物性不同，故有的地区下伏油气能通过下段致密层运移到上覆地层聚集成藏，而有的地区下伏油气则只能被封隔在下段致密层下伏地层聚集成藏。

根据超压层与油气藏分布剖面配置关系的3种模式，绘制研究区超压层与油气藏分布的剖面配置关系图如图7所示，结合研究区油藏平面分布特征，探讨超压层平面分布范围与油气藏平面分布的叠合关系，做出两者平面叠合关系图如图8所示。

图7 研究区超压层与油气藏分布剖面配置模式图

(a) 安集海河组超压层与白垩系−新近系油气藏平面分布叠合；(b) 八道湾组—三工河组超压层与侏罗系油气藏平面分布叠合

由图7和图8可以看出：超压层与油气藏分布的剖面配置关系和平面叠合关系，进一步指出油气藏分布与超压层分布具有良好的对应关系，即超压层附近为油气富集区，为研究区油气勘探提供重要的指导意义。但是，超压分布特征仅反映地下流体压力分布情况，并不能直接决定油气藏存在与否，故在使用超压分布特征要结合沉积、构造、输导体系等实际地质条件进行分析研究，以提高油气勘探的有效性。

6 结论

1) 研究区在纵向上发育新近系安集海河组与侏罗系八道湾组—三工河组2套超压层，其主要形成机制分别为泥岩欠压实作用和有机质生烃增压作用；在平面上，安集海河组超压主要分布在研究区南部，八道湾组—三工河组超压主要分布在研究区红车断裂带以东以及卡因迪克地区。

2) 超压对抑制成岩作用、减缓压实作用、产生微裂缝并提高储层储集性能、增强对油气的封盖能力以及促进油气的初次运移具有重要控制作用。

3) 研究区油气藏分布与超压层的空间配置主要存在3种模式：油气突破超压封隔层在其上砂岩储集层中成藏(卡4井、卡11井、车2井等)、油气通过断层或突破下段致密层段在超压层内部砂岩储集体中成藏(卡6井、沙门1井等)及油气被超压层封隔在其下伏砂岩储集体中成藏(车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

国家重大科技专项(2011ZX05003-001)；油气资源与探测国家重点实验室项目(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)

刘洛夫，教授，博士生导师，从事石油地质及油气地球化学研究；E-mail：liulf@cup.edu.cn

(编辑 刘锦伟)