吉木萨尔凹陷芦草沟组超高压形成机制及演化特征

赖　仁，查　明，高长海，曲江秀，丁修建

（中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580）

吉木萨尔凹陷芦草沟组超高压形成机制及演化特征

赖仁，查明，高长海，曲江秀，丁修建

（中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组普遍发育超高压，综合运用测井、钻井、试油资料及盆地模拟技术，分析了现今地层压力特征和超高压形成机制，并恢复了芦草沟组古压力演化特征。研究结果表明，吉木萨尔凹陷现今压力结构由浅至深可分为常压带、浅层超高压带、压力过渡带和深层超高压带4个压力带；芦草沟组位于深层超高压带，在横向上超高压具有一定的连续性，剩余压力多为10～20 MPa，压力系数为1.10～1.50.芦草沟组地层压力演化经历了3个半“增压—泄压”旋回，且压力演化的旋回性与沉积速率、生烃排烃和构造抬升存在较好的匹配关系；沉积物快速埋藏导致的欠压实是形成第一期超高压的主要原因，在三叠纪晚期进入生烃门限后，生烃增压则成为形成第二期和第三期超高压的重要机理。

准噶尔盆地；吉木萨尔凹陷；芦草沟组；盆地模拟；古压力；压力系数；超压；成因机制

超高压对油气的生成-运移-聚集过程和分布起着重要的控制作用[1-2]，相对于对常规油气超压的研究，非常规油气超压的研究较少。吉木萨尔凹陷是中国主要的致密油富集区之一，自2010年以来，已在吉23井、吉171井、吉25井和吉174井等多口井获得了工业油流，估计资源量在2.1×108t以上，显示了较好的勘探前景。在致密油聚集区普遍发育的超压[3]，可作为致密油运移的主要动力[4-5]，控制着致密油的分布及富集，往往剩余压力较大的区域，致密油较为富集[6]，超压对致密油的勘探和开发具有一定的指示意义。

前人对准噶尔盆地腹部、南缘以及东部地区的压力场研究结果证实了超压的存在[7-14]，试油及钻井成果也证实吉木萨尔凹陷芦草沟组存在超压。但对研究区超压的分布特征、形成机制均缺乏深入系统的研究，没有对古压力演化进行研究。基于等效深度法的原理，利用钻井实测压力和声波时差资料分析现今压力分布特征；利用烃源岩层及储集层的沉积特征、地球物理响应特征和地球化学参数分析了超压的形成机制；运用盆地模拟技术，结合BasinModTM软件对吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组地层压力及其演化进行模拟。在完善对研究区超压认识的同时，还可为超压与致密油运移和富集关系的研究提供理论依据。

1　地质背景

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起区，是在上石炭统褶皱基底上形成的一个东高西低呈箕状凹陷的二级构造单元[15]，北为沙奇凸起，东为古西凸起，南为阜康断裂带，西以西地断裂和老庄湾断裂与北三台凸起相接[16]，面积1 278 km2（图1）。

图1　吉木萨尔凹陷区域构造

吉木萨尔凹陷经历了晚海西、印支、燕山和喜马拉雅多期构造运动的影响[17]，直至白垩纪末才被夷平，在漫长发育过程中，其沉积中心和沉降中心不断发生变化。随地质历史的演化，地温梯度逐渐减小，现今地温梯度为2.75～3.50℃/hm，平均3.10℃/hm，二叠纪地温梯度为3.60～4.40℃/hm[18-19]。吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组（P2l）为一套深湖相暗色泥岩与白云质岩（泥晶白云岩、砂屑白云岩、粉砂质白云岩）混杂沉积，其中，暗色泥岩为主力烃源岩，白云质岩层是致密油主要富集层位，纵向上暗色泥岩与白云质岩互层，平面上白云质岩与暗色泥岩紧邻叠置，且大面积连续分布[20]。吉木萨尔凹陷中南部烃源岩厚度最大，可达280 m，并逐渐向凹陷边缘减小；烃源岩处于低成熟—成熟阶段，在平面上烃源岩的成熟度由凹陷斜坡到凹陷中心逐渐增加。吉木萨尔凹陷芦草沟组油藏总体上为源储一体，烃源岩有机质丰度高、类型好、厚度大；储集层较为致密，普遍含白云质，含油饱和度高，分布广，连续性好，发育上、下2个甜点体[21]。这种源储配置及致密砂岩储集层为地层形成超压提供了良好的条件。

2　现今压力分布特征

基于等效深度法原理[22]，采用泥岩的声波时差数据，计算了研究区多口井的泥岩地层压力，将计算结果用试油及钻井等实测压力资料进行校正，发现计算的泥岩地层压力与实测压力较为吻合（图2）。

图2　吉175井纵向压力结构特征

从图2可看出，纵向上由浅至深可分出4个压力带：常压带、浅层超压带、压力过渡带和深层超压带。超压一般从1 500 m开始发育，至2 500 m构成了浅层超压带和压力过渡带，对应的层位为中三叠统—中侏罗统，剩余压力为0～10 MPa，压力系数多为1.10～1.40.其上为常压带，地层压力随深度的变化与静水压力较为吻合，压力系数近于1.0，对应层位为上侏罗统—第四系。深层超压带多发育于2 500 m以下，对应地层层位为下三叠统及以下地层，剩余压力多为10～20 MPa，最大可达25 MPa，压力系数为1.2～1.6.

目的层芦草沟组位于深层超压带内，利用声波时差计算得到的剩余压力主要为10～20 MPa，压力系数为1.10～1.50，平均压力系数为1.36，吉木萨尔凹陷内不同构造部位剩余压力有所不同，随埋深增大而增大，但总体而言，芦草沟组超压分布较为稳定，横向上具有一定的连续性。

3　超压成因分析

沉积盆地产生超压的机制异常复杂[2，23-25]。学者普遍认为，应力作用（主要为欠压实或构造挤压作用）、流体体积膨胀（包括生烃作用、黏土矿物脱水和水热增压等）、流体流动是产生超压的主要机制[24，26]。其中欠压实与生烃作用是非挤压型盆地超压发育的主要机制[25]。对于致密储集层，许多学者提出生烃作用是地层产生异常压力的重要机制之一[27-28]。

自二叠纪以来，吉木萨尔凹陷经历了3个主要的快速沉积-沉降期，分别为三叠纪早期、侏罗纪末期及第四纪，对应的沉积速率分别为190～220 m/106a，65～130 m/106a及110～165 m/106a.较快的沉积速率会导致孔隙流体排出受阻，形成欠压实，从而形成异常压力。除此之外，地层欠压实特征的测井响应也表明超压带具有欠压实的特征。若地层存在超压，泥岩的声波时差、密度及电阻率测井参数均会偏离正常的趋势线，声波时差会增大，密度和电阻率则会减小。从图2和图3可以看出，在浅层超压带和深层超压带，泥岩的声波时差明显增大，而密度及电阻率则减小，为典型的欠压实特征。因此，欠压实是吉木萨尔凹陷芦草沟组形成超压的重要机制。

图3　吉175井地层欠压实带的测井响应

吉木萨尔凹陷芦草沟组整体为咸化湖细粒沉积，半深湖—深湖相暗色泥岩全凹陷分布，范围广且厚度大。烃源岩有机质类型好，主要为Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，显微组分以腐泥组和壳质组为主，且多富氢组分，生烃潜力高。芦草沟组烃源岩平均有机碳含量为4.59%，有机质丰度高，镜质体反射率（Ro）为0.59%～1.00%，处于低成熟—成熟阶段。吉木萨尔凹陷芦草沟组生烃能力较强，且在三叠纪末期已进入生烃门限开始生烃，芦草沟组致密油具有源储一体的特征，烃源岩厚度较大，生成的烃类难以排出，这必然导致压力的持续积累。综上认为，生烃作用也是吉木萨尔凹陷芦草沟组产生超压的重要机制之一。

4　芦草沟组地层压力演化模拟

盆地模拟技术目前已成为恢复沉积盆地埋藏史、压力演化史、热史、生烃史和排烃史等的重要手段[29-30]。本次采用BasinModTM软件对吉木萨尔凹陷芦草沟组地层压力及其演化进行模拟，考虑了欠压实、成岩作用及生烃作用等多种增压机制，可较全面、准确地模拟地层压力。

4.1原理及模型选取

（1）压实及孔隙度减小机理压实模型选取流体流动压实模型，其与机械压实不同点在于孔隙度是深度和压力二者的函数，考虑了压力对孔隙度的影响。

本次选取Statoil流体流动压实模型进行模拟，其孔隙度计算公式为

考虑到生烃作用对地层压力的贡献，此处还选取了“异常流体”模型，可通过输入生烃和排烃参数计算生烃增压的大小。

（2）渗透率计算模型渗透率计算方法包括Kozeny-Carman模型、改进的Kozeny-Carman模型、幂函数模型以及Statoil渗透率计算模型。本次选取Statoil渗透率计算模型（引自BasinMod-ID手册），计算公式为

（3）地热计算模型地热计算采用瞬态热流模型，它考虑了不同岩石单元的热容[18，31]，计算公式为

4.2模拟参数的选取

（1）地层参数地质年龄依据准噶尔盆地地层划分方案获得，地层厚度依据各井的地质分层数据获得，岩性根据录井、试油等资料获得，岩性百分比、粒径、孔隙度、渗透率等参数源于实际资料，剥蚀厚度数据通过地层对比并结合前人研究资料[32-33]综合得出。

（2）烃源岩参数考虑到芦草沟组致密油具有源储一体的特征，本次将烃源岩层及储集层均设为芦草沟组；选取BasinMod1DTM中LLNL（美国劳伦斯里弗摩尔国家实验室）模拟的Type-Ⅱ型进行生烃潜力计算；有机碳含量和氢指数等数据根据岩石热解数据计算得出，其中有机碳含量为1.48%～4.99%，氢指数为181～449 mg/g；考虑到压力对镜质体反射率的抑制作用，本次采用LLNL改良的Easy%Ro与自定义的Pres⁃Ro[34]进行对比模拟。

4.3盆地模拟结果分析

对研究区9口井进行压力模拟，选取吉30井和吉251井为研究实例，分析芦草沟组地层压力特征及古压力演化。

（1）模拟结果对比及误差分析有机质成熟度模拟结果表明（图4a），当考虑了压力在有机质演化中的抑制作用时，用自定义的PresRo比改良的Easy%Ro模拟的镜质体反射率与实测值更为吻合，说明研究区的确存在超压，且在模拟时需充分考虑超压在有机质演化中的作用。在地层压力模拟中（图4b），模拟①采用了Statoil流体流动压实模型、Statoil渗透率计算模型、瞬态热流模型，其仅考虑了欠压实增压，模拟②在模拟①的基础上还采用了“异常流体”模型，同时考虑了欠压实增压和生烃增压作用对超压的贡献。模拟结果表明，模拟②较模拟①所计算的地层压力与实测地层压力更为吻合，在目的层芦草沟组中效果尤为显著，因此模拟时应考虑生烃作用对超压的贡献。

图4　吉30井和吉251井模拟有机质成熟度（a）、地层压力（b）与实测值的关系

对比了研究区吉16井、吉17井、吉30井、吉31井、吉35井、吉173井、吉174井、吉251井和吉311井等9口井不同深度不同层位的单井模拟压力与钻井实测压力结果（表1），二者最大绝对误差为-3.76 MPa，最大相对误差为8.23%，平均相对误差为4.18%，由此可见，地层压力的模拟结果具有较高的精度及可信度。

模拟得到的芦草沟组剩余压力为10～20 MPa，最大剩余压力达23 MPa，压力系数为1.20～1.50，最大压力系数达1.60，平均压力系数为1.38.生烃作用与地层压力有较好的对应关系，即烃源岩生烃能力越强，生烃增压的幅度越大，如图4a中，吉251井芦草沟组生烃能力优于吉30井，生烃增压的幅度也大于吉30井。

表1　吉木萨尔凹陷单井模拟压力与钻井实测压力对比

（2）压力演化特征比较了吉30井和吉251井芦草沟组剩余压力随时间的演化曲线（图5），虽然单点的古压力演化有所不同，但主要特征相似，总体上可以划分为3个半“增压—泄压”旋回。

第1个“增压—泄压”旋回为245×106—208×106a，从245×106a开始，由于沉积速率较大，剩余压力持续增大至221×106a时达到极值，吉30井剩余压力极值为3.4 MPa，吉251井剩余压力极值为7.1 MPa.后由于三叠纪末期构造抬升经历第1次泄压。

第2个“增压—泄压”旋回为208×106—123×106a，在208×106—150×106a持续沉积，且从侏罗纪中期开始大量生排烃，约145×106a剩余压力达到极值，吉30井剩余压力极值为11.9 MPa，吉251井剩余压力极值为11.1 MPa.随后在侏罗纪末期至白垩纪中期经历第2次构造抬升而发生泄压。

第3个“增压—泄压”旋回为123×106—65×106a，由于整个白垩纪沉积速率较低，生烃作用成为形成超压的主要因素，但增压效果并不明显，吉30井在97× 106a剩余压力达到极值（14.4 MPa），吉251井在81×106a剩余压力达到极值（13.7 MPa），在白垩纪末期发生构造抬升而遭受剥蚀泄压。

第4个“增压”半旋回为65×106a至今，古近纪以来持续沉积，且生烃潜量较大，剩余压力持续增大至今，达到历史最大值，表明此时生烃作用仍为芦草沟组形成超压的主要原因，其中吉30井剩余压力为17.9 MPa，吉251井剩余压力则达到20.5 MPa.

将吉木萨尔凹陷芦草沟组古压力演化史与埋藏史、生烃史和排烃史进行对比可以发现，压力演化的旋回性与沉积速率、构造抬升、生烃和排烃存在较好的匹配关系。当沉积速率较大时，芦草沟组地层压力明显增加，说明欠压实作用是芦草沟组早期形成超压最主要的因素。在侏罗纪中期（约175×106a），吉251井芦草沟组开始大量生烃，生烃潜量持续增加，至白垩纪早期（约145×106a）达到最大值（230 mg/g），并保持至今（图6），此时沉积速率较低，但地层压力依旧持续增大，说明后期生烃作用成为芦草沟组形成超压的主要机制。且此时生烃潜量与地层压力呈正相关，即生烃潜量越大，地层压力增加的幅度越大。

图5　吉30井和吉251井埋藏史和芦草沟组古压力演化模拟结果

图6　吉30井和吉251井芦草沟组生烃潜量

5　结论

（1）吉木萨尔凹陷普遍发育超压，纵向上压力结构由浅至深可划分为常压带、浅层超压带、压力过渡带和深层超压带4个压力带。芦草沟组位于深层超压带内，沉积物快速埋藏导致的欠压实增压和中侏罗世开始大量生烃导致的生烃增压是其形成超压的主要原因，利用声波时差计算得到的芦草沟组剩余压力主要在10～20 MPa，压力系数为1.10～1.50，平均压力系数为1.36.

（2）选取流体流动压实模型计算压力，同时考虑了欠压实和生烃作用，结果表明，模拟所得芦草沟组剩余压力多为10～20 MPa，最大剩余压力达23 MPa，压力系数为1.20～1.50，平均压力系数为1.38，与声波时差计算结果及实际情况均较为吻合。

（3）吉木萨尔凹陷芦草沟组地层压力演化经历了早三叠世—晚三叠世、早侏罗世—早白垩世、白垩纪和古近纪至今3个半“增压—泄压”旋回，且压力演化的旋回性与沉积速率、构造抬升、生烃和排烃存在较好的匹配关系。

（4）吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油勘探程度较低，研究超压可为致密油运移和富集的研究提供理论依据，对致密油的勘探开发具有一定的指示意义。

符号注释

C——压实指数，可根据不同岩性进行调整，Pa-1；

Cv——容积热容量，J/（m3·K）；

K——渗透率，mD；

k1——渗透率系数，mD；

k2——渗透率指数，无量纲；

Q——热源项，包括放射生热、对流生热、岩浆活动生热等，W/m3；

T——温度，K；

t——时间，s；

ϕ——孔隙度，f；

ϕ0——初始孔隙度，f；

σeff——有效应力，Pa；

λ——热导率，W/（m·℃）.

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（编辑曹元婷）

Formation Mechanism and Evolution Characteristics of Ultra⁃High Pressure in Lucaogou Formation of Jimsar Sag,Junggar Basin

LAI Ren,ZHA Ming,GAO Changhai,QU Jiangxiu,DING Xiujian
(School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao,Shandong 266580,China)

Ultra⁃high pressure generally occurs in the Middle Permian Lucaogou formation of Jimusar sag,Junggar basin.This paper ana⁃lyzes the present formation pressure features and the ultra⁃high pressure formation mechanism and reconstructs the paleopressure evolution of Lucaogou formation by using logging,drilling,formation testing data combined with basin modeling technology.The study results show that the present pressure structure can be categorized into four zones from top to bottom such as normal pressure zone,shallow ultra⁃high pressure zone,transitional zone and deep ultra⁃high pressure zone.Lucaogou formation is located in the deep ultra⁃high pressure zone which is continuous laterally.Most residual pressures range from 10 to 20 MPa and the pressure coefficient is 1.10～1.50.The paleopres⁃sure evolution of Lucaogou formation experiences three and a half cycles of pressurization—decompression and there is a good matching re⁃lationship among the pressure cycle,sedimentation rate,hydrocarbon generation and expulsion and tectonic uplifting.Undercompaction re⁃sulted from the rapid burial of sediments is the main reason causing the first stage of ultra⁃high pressure.After reaching the hydrocarbon generation threshold in Late Triassic,hydrocarbon⁃generating pressurization was the key mechanism for the second and third stages of ultra⁃high pressure.

Junggar bain;Jimsar sag;Lucaogou formation;basin modeling;paleopressure;pressure coefficient;ultra⁃high pressure;formation mechanism

TE112.23

A

1001-3873（2016）06-0637-07

10.7657/XJPG20160603

2016-05-23

2016-08-12

国家973项目（2014CB239005）；国家科技重大专项（2016ZX05001，2016ZX05006）

赖仁（1992-），男，江西赣州人，硕士研究生，油气成藏机理研究，（Tel）18953233609（E-mail）lairenupc@163.com