四川盆地元坝—通南巴地区须家河组致密砂岩封隔型超压系统压力结构特征

宋 钰，张 莉，罗丁文，杨 烁，郝 芳，邹华耀

(1.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； 2.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 3.中国石油大学(华东)，山东 东营 257061)

超压在全球沉积盆地广泛分布[1-2]，超压的发育主要与不均衡压实、生烃作用、水热增压、黏土矿物脱水和构造挤压等有关[3-4]，其中压实不均衡和生烃作用是产生大规模超压的主要机制[3]。根据HUNT及郝芳的研究成果，地层压力的保存与封闭层的发育密切相关[5-6]，以准噶尔盆地为例，中部地区侏罗系封闭层因储层致密化作用，具有很强的封闭能力，超压得到了保存[7]。

根据超压的发育机制及超压系统的内部结构和演化等，可将超压系统分为动态型超压系统和封隔型超压系统[3-4]。动态型超压系统超压带内侧向分隔性较弱，压实不均衡是超压发育的主要原因。封隔型超压系统超压带内分隔性明显，内部发育多尺度、多层次的封闭层，生烃作用和致密封闭层是超压发育和保存的主要原因[8]。BRADLEY等最早使用“流体封存箱”术语，将超压系统划分为异常高压、常压和异常低压封存箱[9]。前人研究中提出了封隔型超压系统的概念模型[10]，但少见实际地质剖面压力结构研究的报道。本文基于大量实测压力数据，对四川盆地元坝—通南巴地区须家河组封隔型超压系统进行了刻画，直观地展示封隔型超压系统的压力结构特征及其影响因素。

四川盆地须家河组普遍发育超压，前人对超压发育机制进行了深入研究，储层致密化与生烃增压和构造挤压是超压发育的主要原因[11-14]。应用有限的实测压力数据描述了须家河组超压的发育趋势，例如，川中—川南地区地层压力平面上由北西向南东逐渐降低，纵向上由上至下呈常压、超压、强超压三段式分布[15]；川西地区同一构造带上不同气藏或者同一气藏内不同部位的超压分布均有差异，川西南部发育常压、超压两段式压力结构，北部则发育常压、超压和强超压三段式压力结构[16]。本文基于研究区丰富的地质、地球化学与实测压力资料，选取研究区东西方向的2条剖面，阐述了封隔型超压系统内部的结构特征，分析了超压发育分布的影响因素。

地层压力发育演化与超压系统压力结构研究对于油气运移与聚集机理阐释具有重要意义，研究区优质烃源岩发育分布与生烃演化、砂岩储层致密化与分布特征以及构造演化与超压发育分布有密切的成因联系，天然气富集也显示出一定对应关系，因此，超压系统可以反映油气成藏过程与富集规律。

1 地质背景

元坝—通南巴地区位于四川盆地东北部，北邻米仓山—大巴山前陆冲断带，西为龙门山前陆冲断带(图1)。研究区上三叠统须家河组主要为辫状河三角洲—湖泊相沉积，地层厚度数百米至近千米，自下而上划分为须一段至须五段(T3x1—T3x5)。其中，须一段、须三段和须五段以泥岩为主，为滨浅湖相沉积；须二段和须四段以砂砾岩为主(图2)。

须家河组暗色泥岩的有机质丰度普遍较高，528个样品数据表明，有机碳含量在0.1%～14.0%之间，约96%的样品高于0.5%，72%的样品高于1.0%，10%的样品高于5.0%，平均值达2.43%，此外，须三、须五段还发育煤线，煤岩TOC平均值达64.7%，具有较高的生气能力。其中，须三、五段为主力生气层段，泥岩的TOC平均值分别为3.43%和2.15%；须二中亚段在研究区内稳定发育一套泥岩隔层，TOC平均值为2.11%(图2)。

图1 四川盆地元坝—通南巴地区构造位置Fig.1 Structural location of Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

图2 四川盆地元坝—通南巴地区YB5井须家河组沉积地层柱状图Fig.2 Stratigraphic column and organic carbon content of Xujiahe Formation in well YB5,Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

2 超压系统发育分布特征

2.1 实测压力分布特征

元坝—通南巴地区研究区33口钻井须家河组的43个实测地层压力数据表明，从2 800 m至5 000 m深度段发育不同程度的超压，地层压力介于34.04～101.44 MPa之间，压力系数普遍超过1.73，最高达2.37，属于超压—强超压系统[3]。

垂向上，压力分布具有3个特征(图3)：(1)同一层段内地层压力变化很大，其中须四段表现明显，从弱超压到强超压均有分布；(2)同一深度地层压力变化也很大，在埋深4 000～5 000 m表现明显，从弱超压到强超压均有分布；(3)即使同一深度、同一层位，地层压力也有一定的变化，如埋深约4 500 m的须四段，压力从弱超压到强超压均有分布。

2.2 封隔型超压系统结构特征

选取元坝—通南巴地区研究区东西方向的2条过井剖面，充分利用钻井压力测试数据，表征了须家河组封隔型超压系统的压力结构特征(图4，5)。

研究区西部与中部，即元坝地区压力系数较高，在1.42～2.23之间，属于超压—强超压，大部分井压力系数在1.75以上。其中，元坝西部地区压力分布均匀；元坝东部地区压力系数以YB171井为最高(图5)；研究区东北部，即通南巴地区压力系数较低，在1.13～1.58之间，属于弱超压—超压，从马路背地区向河坝场地区迅速降低(图4)。

研究区主力烃源岩须三、五段的区域性泥岩将须家河组超压系统分为须二段和须四段2个规模较大的压力系统。主力烃源岩层须三段、五段内部砂岩超压程度最高，YB2井须三段的压力系数达到2.37(图5)；YB5与YL1井须四段压力系数达到2.0(图4)。须二、四段砂砾岩垂向与侧向压力系数呈现较大变化，反映砂砾岩储层内部具有较强的封隔性，须二段中部“腰带子”烃源岩下部与上部砂岩储层压力存在较大差异，腰带子上部与下部砂岩体内部侧向上压力也呈现明显的变化(图4,5)。

图3 四川盆地元坝—通南巴地区实测地层压力、压力系数与深度关系Fig.3 Measured pore pressure and pressure coefficients vs.depth in Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

图4 四川盆地元坝—通南巴实测压力剖面Fig.4 Cross section of measured pressure in Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

图5 四川盆地元坝—巴中实测压力剖面Fig.5 Cross section of measured pressure in Yuanba-Bazhong area,Sichuan Basin

3 封隔型超压系统压力结构影响因素

前已述及，封隔型超压系统属于晚期超压成因，烃源岩主生气期对应的中成岩阶段砂砾岩储层已经致密化，天然气的充注是超压形成的主要机制。研究区须家河组封隔型超压体系压力结构主要影响因素包括：(1)烃源岩的生气强度，即增压机制；(2)致密砂砾岩储层的岩性、物性与发育分布；(3)构造演化(构造挤压、抬升剥蚀与断裂活动)的增压与泄压作用。

3.1 烃源岩生气强度

研究区须家河组泥质烃源岩主要发育于须三、须五段，其次是须二段，暗色泥岩占地层总厚度的50%以上，大部分都达到好的烃源岩标准；煤层烃源岩主要发育于须五段，其次为须二、须三段。本文根据烃源岩地球化学特征，利用有机碳法计算了须二段与须三段烃源岩的总体生气强度。

图6展示了须二段与须三段烃源岩的生气强度，元坝西部地区生气强度范围为(10～32)×108m3/km2，中部与东部为(4～8)×108m3/km2，通南巴地区东北部为(4～12)×108m3/km2，按照致密砂岩大中型气藏形成的生气强度，即达到10×108m3/km2的生气强度的标准，研究区须二段与须三段烃源岩具备较高的生烃强度，尤其是在元坝西部地区，可以为须二段、须三段与须四段致密砂岩提供较强的天然气充注强度，形成超压致密砂岩气系统。

超压的发育强度与生气强度成正比。垂向上，主力烃源岩须三段内致密砂岩超压最强，高于其上、下的须四段与须二段，YB2井须三段压力系数达到2.37(图5)；横向上，元坝地区西部须二段与须三段砂岩的超压比巴中和通南巴地区的强。一方面反映了天然气充注是超压发育的主要动力机制，另一方面反映了致密砂岩内部连通性差，天然气难以运移，形成了封隔型的超压系统。

3.2 致密砂岩储层的岩性、物性与分布

研究区砂岩类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，还含有少量岩屑石英砂岩、石英砂岩和钙屑砂岩。成岩作用类型主要以压实—压溶作用、方解石胶结—交代作用、硅质胶结作用和绿泥石膜胶结作用为主。综合考虑各类砂岩的成岩组合特征、物性特征和孔隙结构特征，可将研究区砂岩划分成4种类型，分别为强压实砂岩、强钙质胶结—交代砂岩、强硅质胶结砂岩和绿泥石膜胶结砂岩[17]，前3种类型的岩石对研究区超压的保存有关键作用。

强压实砂岩主要包括岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，是研究区分布最广泛的砂岩。成岩作用以压实—压溶作用为主，常见千枚岩、泥岩等塑性岩屑强烈变形呈假杂基状，云母压弯变形甚至发生断裂(图7a，b)，石英等刚性颗粒普遍呈线—凹凸接触(图7a)，甚至缝合线接触。该类砂岩通常致密无孔，偶尔可见孤立粒内溶孔和黏土矿物晶间微孔，物性极差，孔隙度小于5%(图8a)，渗透率主要分布在(0.01～0.05)×10-3μm2之间(图8b)，属于致密砂岩。

强钙质胶结—交代砂岩主要包括富钙屑的岩屑砂岩、钙屑砂岩和长石岩屑砂岩，是研究区最为致密的砂岩类型之一。成岩作用以强烈的方解石胶结—交代作用为主，普遍发育亮晶方解石胶结物充填砂岩孔隙(图7c，d)，并交代长石、云屑等。该类砂岩中压实作用相对较弱，颗粒普遍呈点—线接触。该类砂岩孔隙度通常小于2%(图8c)，渗透率基本上小于0.05×10-3μm2(图8d)，属于“超”致密砂岩，在须家河组层系中起着封隔层的作用。须三段砂岩主要由钙屑砂岩组成，须二段与须四段该类砂岩主要由富钙屑的岩屑砂岩和长石岩屑砂岩组成，约占地层总厚度的10%。

图6 四川盆地元坝—通南巴须二段与须三段烃源岩总体生气强度Fig.6 Distribution of gas generation intensity of T3x2 and T3x3 source rocks in Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

图7 四川盆地元坝—通南巴地区须家河组砂岩成岩作用特征a.元坝16井，4 624.6 m，须四下亚段，粗—中粒岩屑砂岩，正交光，×50，石英颗粒线—凹凸接触，云母、泥岩岩屑压弯变形(红色箭头指示凹凸接触)；b.元坝6井，4 524.8 m，须二下亚段，中—细粒岩屑砂岩，单偏光，×100，泥岩岩屑压实变形；c.元坝16井，4 631.58 m，须四下亚段，细粒长石岩屑砂岩，正交光，×100，连晶方解石胶结；d.元陆28井，4 768.67 m，须四上亚段，细—中粒长石岩屑砂岩，单偏光，×100，连晶方解石胶结；e.元坝271井，4 308.83 m，须二上亚段，中—细粒石英砂岩，正交光，×100，石英加大；f.元陆6井，4 464.8 m，须二下亚段，中粒长石岩屑砂岩，单偏光，×100，硅质充填残余孔隙Fig.7 Diagenetic characteristics of Xujiahe Formation sandstones in Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

图8 四川盆地元坝—通南巴地区须家河组4类砂岩孔隙度与渗透率统计直方图Fig.8 Histogram showing porosity and permeability of four sandstone types of Xujiahe Formation in Yuanba-Tongnanba area,Sichuan Basin

强硅质胶结砂岩主要包括石英砂岩和岩屑石英砂岩，是研究区另一类“超”致密砂岩。成岩作用以硅质胶结作用为主，常以石英加大边的形式出现，通常加大级别可达Ⅱ级，偶尔可见Ⅲ级加大(图7e)。孔隙度普遍小于3%(图8e)，渗透率基本小于0.05×10-3μm2(图8f)，主要发育在研究区须二段砂岩中，厚度较薄，通常不超过2 m，但致密化程度极高，同样起着封闭层的作用。

在同一套砂体内部，封闭层发育情况与砂层超压强弱有良好的正相关关系。图4中元坝地区钙屑砂岩由西向东逐渐减少，压力系数也随之呈降低趋势，在横向上显示出差异性；通南巴地区马101井须二段局部发育石英砂岩，此处超压程度明显高于石英砂岩不发育的相邻地区，马101处实测压力系数为1.60，属于超压，相邻的马1井和马2井实测压力系数分别为1.10和1.17，均属于弱超压。图5中元坝11井须二段同样发育石英砂岩，压力系数高达1.92，高于上覆和下伏的2套砂岩；元坝2井须三段局部发育钙屑砂岩，压力系数高达2.37，明显高于相邻地区。

上述分析表明，强压实砂岩是该区须家河组最普遍的岩石类型，形成了全区致密砂岩系统；多层强钙质或强硅质胶结超致密层又将砂岩封隔成了多尺度、多层次的致密砂岩封隔箱。封隔箱中的流体(主要为天然气)难以发生运移，形成彼此独立的压力封隔体系。受砂岩整体致密与超致密封闭层的影响，须家河组砂岩整体超压，除东部通南巴地区由于断裂泄压作用处于弱超压—超压外，其他地区均处于强超压，压力系数大于1.73；而且不同砂岩层以及同一层段砂岩的不同部位都表现出明显的压力封隔性(图4，5)。

3.3 构造挤压、抬升剥蚀与断裂活动

研究区须家河组无论试气层段为气层还是干层，均有不同程度的超压。如元坝11井4 755～4 765 m层段试气结果为干层，但压力系数达1.92。因此，前述生烃增压外，构造挤压也是重要的增压机制。晚侏罗世至今，受中晚期燕山运动和喜马拉雅构造运动的影响，研究区构造挤压增压在超压的形成中具有重要贡献[18]。

另一方面，由于通南巴地区更靠近大巴山推覆带和米仓山隆起，受抬升剥蚀与断裂的影响，泄压作用远大于元坝地区[18-19]。在元坝—通南巴剖面(图4)中，母家梁密集断层使得压力释放，成为区域上压力较低的区域；而元坝地区构造活动相对较弱，仍保持较高的压力。前人基于实例研究和理论计算表明，地层抬升剥蚀导致的温度降低和孔隙回弹造成了地层流体压力降低[20-22]。四川盆地自喜马拉雅期以来发生了较大局部构造抬升与剥蚀[23]，通南巴地区和元坝地区的剥蚀厚度分别为3 000 m左右和1 500 m左右[18]，通南巴地区的地层抬升和降温幅度远远大于元坝地区，超压强度明显减弱。

4 结论

(1)四川盆地北部元坝—通南巴地区须家河组二段、三段与四段发育优质气源岩，具有较高的生气强度，具备形成超压致密砂岩气系统的生气强度或充注强度；须家河组砂岩主要由强压实致密砂岩组成，构成了整体致密的砂岩层系，致密砂岩层系内部普遍发育超致密的强钙质胶结—交代砂岩与强硅质交代砂岩层段，与泥质岩共同形成了多尺度、多层次的封隔层，由此构成了须家河组封隔型超压系统。

(2)须家河组致密砂岩封隔型超压系统的压力结构表现为，各砂岩层段以及同一砂岩层段纵横向上压力系统彼此封隔不连通，呈现了多尺度、多层次的封隔型超压系统的特征。

(3)超压系统的影响因素主要包括：烃源岩的生烃强度、致密砂岩的岩性、物性及其空间发育分布以及构造挤压、抬升剥蚀与断裂活动。