下扬子地区无为凹陷三叠系气藏超压特征及其成因分析

刘 桃,吴 通,方朝刚,章诚诚,邵 威,廖圣兵

(中国地质调查局南京地质调查中心,江苏 南京 210016)

地层流体超压在含油气盆地中具有普遍性,其与油气的生成、运移、聚集和保存关系密切[1-3],对钻井安全也具有重要影响[4]。依据超压产生的过程,可将超压成因划分为不均衡压实、流体膨胀、构造挤压以及压力传递等,不同成因的超压对于油气藏的形成与分布具有不同的影响,而沉积盆地中气藏超压的形成往往是多种因素共同控制的结果,超压成因分析一直是石油地质领域的研究热点[3-4]。2019年,中国地质调查局南京地质调查中心在安徽无为凹陷部署实施了页岩气参数井——皖为页1井(WWY-1井),于三叠系周冲村组钻遇2套高压含气层,这是下扬子沿江凹陷带三叠系气藏超压的首次发现[5-6]。目前,下扬子沿江凹陷带油气的总体勘探程度仍然相对较低,关于气藏超压特征及其演化等仍缺乏系统性研究。为此,本文基于WWY-1井钻探结果,结合区域地质资料,重点剖析无为凹陷周冲村组气藏超压特征、成因及演化过程,为后续油气勘探与开发提供理论参考。

1 地质概况

1.1 区域地质概况

下扬子地区位于扬子板块东缘,与华北板块以郯庐断裂带为界,与华夏地块以江山—绍兴断裂带为界,在多期构造活动的影响下,具有多期次改造的复杂地质特征[5-7]。无为凹陷隶属于下扬子沿江凹陷带,西北侧以照明山断裂为界,东南侧以沿江隐伏断裂为界,总体上呈NE向展布(图1)。该区发育一套古生代—中三叠世海相沉积地层,成为有机质含量丰富的海相烃源岩,且优质储层和盖层同步发育,形成良好的生储盖成藏组合,具有较好的油气勘探前景[6]。

图1 下扬子地区地质构造简图[7]Fig. 1 Regional tectonic sketch of the Lower Yangtze Region[7]

1.2 WWY-1井钻遇地层概况

无为凹陷WWY-1井完钻井深2 398 m,依次钻遇第四系、新近系、古近系、白垩系及三叠系,完钻层位为三叠系周冲村组,但未钻穿[5]。本次勘探目的层周冲村组为咸化背景下的潮坪相-潟泻湖相沉积,地层岩性主要为膏岩和白云岩,白云岩宏观物性条件好,裂缝发育,是主要的储层段[6]。膏岩为有效盖层,与白云岩共同组成优质储盖组合[5]。WWY-1井首次钻遇2套高压含气层,含气井段深度分别为2 174～2 183 m和2 346～2 350 m,均发育于盐间白云岩储层中。第一套上覆膏岩层厚约202 m,白云岩储层厚约9 m;第二套上覆膏岩层厚约101 m,白云岩储层厚约4.6 m。钻遇白云岩储层时可见槽面上涨、气泡外返现象(图2)。

图2 无为凹陷WWY-1井周冲村组地层柱状图[5]Fig. 2 Stratigraphic histogram of the Zhouchongcun Formation discovered by the well WWY-1 in Wuwei Depression[5]

2 含气层实钻压力特征

目前,孔隙流体压力分析主要采用直接测试和间接估算等手段。直接测试包括电缆地层测试(FRT)和钻杆测试(DST);间接估算则依据测井数据估算、泥浆比重分析及通过各种钻井响应进行的压力预测[8-10]。本次钻井地层测试获得的数据表明,WWY-1井超压出现的层位为周冲村组盐间白云岩储层,地层流体压力系数为1.8～1.9。根据目前较为通用的地层流体压力系统划分方案(表1),将WWY-1井周冲村组白云岩划分为强超压含气带。

表1 地层流体压力系统划分方案[9]Table 1 Division of fluid pressure system in stratum[9]

本次实测压力仅2个数据点,数据较有限,为了明确地层压力结构,需借助间接估算法刻画单井压力剖面。目前,声波时差法主要基于碎屑岩地层机械压实理论,经常用于碎屑岩地层超压预测。该区主要为碳酸盐岩地层,由于碳酸盐岩沉积作用与胶结作用几乎同时进行,基于机械压实理论的声波时差法并不适用于碳酸盐岩地层压力预测[10]。在实际钻井施工过程中,为了防止发生井漏和井喷事故,泥浆液柱压力通常与地层流体压力保持平衡或略微偏高,泥浆液柱压力可大致反映地层的最大压力[11],故本文选择泥浆比重法建立WWY-1井单井压力剖面图(图3)。WWY-1井周冲村组上覆地层为常压层,单井压力结构呈现常压-高压的两段式阶梯状特征,膏岩封盖作用于周冲村组两套白云岩储层超压系统。由于WWY-1井并未钻穿周冲村组,其下伏地层流体压力难以表征。

图3 WWY-1井单井压力剖面图Fig. 3 Single well pressure profiles of the well WWY-1

3 周冲村组气藏超压形成机制

3.1 膏岩发育与气藏超压的关系

良好的箱体隔层是超压体系形成的重要条件。膏岩层因具有排驱压力高、流动性强(可涂抹、充填断层和裂缝)的特点,具备优异的封盖能力,是优质的超压箱体隔层[12]。在不考虑贯穿式断层的影响下,膏岩层的封盖能力随脆塑性变化而变化,由脆性阶段至塑性阶段,其封盖能力不断提高。研究表明,膏岩脆性向脆塑性转换的边界约为1 740 m,由脆塑性向塑性转换的边界约为3 400 m[13],即膏岩埋深>1 740 m时开始具备较好的封闭性。WWY-1井实钻资料显示,周冲村组膏岩层埋深2 000 m以上,膏岩演化处于脆性-塑性转化的阶段。含气白云岩储层位于膏岩之间,基本被非渗透性的膏岩包裹,共同形成良好的地质封存箱,为流体超压的形成和保存奠定了基础。

膏岩除了提供优质的封闭条件外,其脱水作用对于超压的形成也具有重要影响[14]。在脱水作用下,储层孔隙流体体积增加,地层孔隙压缩受阻,孔隙大小和流体体积变化的相对趋势致使孔隙流体需承担更多压应力,从而形成孔隙流体超压。在一定的地质条件下,石膏逐渐向硬石膏转化,转化公式为CaSO4·2H2O=CaSO4+2H2O,结晶水转变为自由水。在转化过程中,约39%的体积水排出后进入邻近储层中,该反应一般起始于地层温度较低(42～60 ℃)的浅层[15]。

WWY-1井实测资料揭示,周冲村组膏岩层累计厚度达300 m以上,白云岩储层累计厚度<20 m(图2)。假设厚度比例等同于体积比例,则其膏岩转化过程中排出的体积水远远超过白云岩储层自身的孔隙容量,因而具备形成超压的地质条件。但是,膏岩脱水作用主要发生在埋藏早期,该阶段由于埋藏浅,膏岩未达到脆性—塑性转化的界限,封盖能力较弱[15-16],当压力超过一定界限时易发生破裂,不具备形成强超压的地质条件,故膏岩脱水作用以形成弱超压为主。

3.2 高压烃类充注与超压的关系

天然气可分为有机成因气和无机成因气,前人研究认为δ13C 可作为区分气体成因类型的标志性参数之一。无机成因甲烷的碳同位素δ13CCH4>-20‰,无机成因CO2的碳同位素δ13CCO2一般为+7‰～-10‰,多数有机成因CO2含量<20%,且气藏高N2与烃源岩热演化密切相关[17]。本次测得周冲村组2份气样甲烷的碳同位素δ13CCH4分别为-26.3‰和-26‰, CO2的碳同位素δ13CCO2为-13.7‰,且CO2含量远<20%, N2含量高达43%,表明周冲村组天然气为有机成因气。根据无为凹陷勘探资料[6],周冲村组下伏二叠系暗色层系是区域最有利的烃源岩,确定周冲村组天然气主要来源于下伏二叠系烃源岩。

该区周冲村组白云岩储层为盐间储层,由于膏岩垂向上具有封闭性,流体仅在侧向运移,外来流体难以垂向充注,因此沟通储层与源岩的断裂(即油源断裂)是唯一可能的油气运移通道。烃源岩生烃演化过程中,固态的干酪根向液态-气态烃转变,致使地层流体体积膨胀[18-19],加上泥页岩自身具备良好的封盖性能[20],会在源岩内部快速形成超压。因此,当下伏二叠系烃源岩达到生烃门限(Ro>0.5%)时,源岩地层压力快速累积,逐渐突破油气运移阻力,并在源储压差的作用下,顺着油源断层运移至上覆储层中(图4)。依据动力学平衡原理[21],推断该区油气运移过程为幕式瞬态充注,即源岩在借助断层快速释放压力后将重新积聚超压并再次充注[22],高压烃类流体的运移,将烃源岩积聚的生烃超压传递至上覆储层,对于储层压力的进一步增长具有重要意义。

图4 周冲村组盐间白云岩储层油气充注示意图Fig. 4 Schematic diagram of oil and gas filling in intersalt dolomite reservoir of Zhouchongcun Formation

3.3 储层内烃类裂解与超压的关系

原油在>150 ℃的条件下难以稳定保存,将裂解成低分子烃类(气态烃)[10]。实验表明,高分子烃类裂解为低分子烃类时,尤其是在液态烃裂解为气态烃的情况下,烃类体积明显增加,而流体体积膨胀则是在封闭空间内形成超压的重要因素之一[3]。原油裂解实验指出,在地面条件下原油裂解可导致总体积增加2.5倍,虽然气体的压缩性和溶解性导致增加的流体压力小于理论计算值,但在封闭条件下,流体无法排出,其产生的超压依旧十分可观[10,23]。下扬子地区地层埋藏-热演化史研究揭示周冲村组最大埋深时的古地温可达210 ℃,完全具备早期充注的高分子烃类裂解所需的温度条件[24]。在周冲村组白云岩储层中发现了残留沥青(图5),也指示液态烃向气态烃裂解的过程。此外,天然气的物质组成可侧面反映其成因类型,周冲村组白云岩储层中烃气组分以甲烷为主[25],基本不含大分子烃类,同样符合原油裂解气的组分特征[10]。因此,周冲村组白云岩储层内烃类裂解可能是其超压形成的重要因素。

图5 周冲村组白云岩储层中的沥青显微照片Fig. 5 Microscopic photos of bitumen in dolomite reservoir of the Zhouchongcun Formation

3.4 构造抬升与超压的关系

构造抬升将导致上覆地层被剥蚀,原地层埋深变浅,对应的静水压力变小,从而影响地层流体压力系数(图6左)。虽然构造抬升对地层流体实际压力的绝对值没有贡献,但由于同深度地层相对压力的变化,在计算过程中将引起压力系数增加,从而形成超压。由地层抬升引起的超压现象,国内外有很多报道[14],如印度东北部的Assara-Arakan盆地、怀俄明州西南部的Greater Green River盆地、Delaware盆地、Rocky Mountain盆地以及我国川东北地区,构造抬升引发超压的前提是地层的封闭性好。

图6 研究区封闭条件下地层抬升对超压的影响示意图Fig. 6 Effect of stratum uplift on overpressure in closed condition of the study area

为了定量表征地层抬升引发的超压大小,本文计算了抬升后的地层压力系数变化情况(图6)。假设地层封闭性极佳,流体难以排出,忽略地层压力绝对值的变化,则随着抬升幅度的增加,地层压力系数也随之增加,且抬升前埋深越浅,产生的地层超压效应越强(图6中),如初始压力系数1.0且同样抬升2 000 m的条件下,抬升前埋深4 000 m时增加压力系数为1.0,而抬升前埋深5 000 m,则压力系数仅增加约0.6。除了抬升幅度和初始埋深,抬升前地层初始压力系数越大,抬升后对应的地层压力系数也会越大(图6右),如初始埋深一致且同样抬升2 000 m的条件下,初始压力系数1.0时,最终压力系数约1.56,而初始压力系数为1.2时,最终压力系数约1.87。综合研究表明,抬升后的地层压力系数取决于目标层系的初始压力、初始埋深及抬升幅度。曾萍[24]借助古温标参数恢复下扬子无为凹陷构造演化,指出在燕山运动强烈的挤压作用下,造成工区大规模的隆升剥蚀,致使普遍缺失侏罗系,该期剥蚀厚度可达2 550 m,是研究区三叠系沉积以来经历的最大剥蚀事件。据此推断,燕山期抬升导致的前后巨大高差,对该区周冲村组压力系数具有重要贡献。

3.5 周冲村组超压演化过程

综上所述,周冲村组白云岩储层超压是多种地质因素共同作用的结果,根据不同成因超压的特征及相互关系,分析并提出如下超压演化过程。

(1)常压阶段。埋藏初期,三叠系周冲村组埋藏较浅,压实强度不高,膏岩尚未发生脱水作用,且二叠系烃源岩未达到生烃门限(Ro>0.5%),整个地层压力系统处于常压阶段。

(2)膏岩脱水弱超压阶段。该阶段随着地层埋深的增加,地温升高,石膏开始发生脱水作用,排出的体积水进入邻近储层,引发储层内部流体压力升高。但膏岩脱水时处于脆性阶段,超压封闭能力有限,故该阶段流体压力系统主要为弱超压。

(3)生烃流体传递超压形成阶段。随着地层的进一步沉降,三叠系膏岩由脆性向脆-塑性转变,且二叠系烃源岩开始进入生烃阶段(Ro>0.5%),高压烃类流体的充注引起储层流体压力快速增加。

(4)烃类裂解超压形成阶段。地层温度>150 ℃至最大埋深期。早期充注于储层中的高分子烃类裂解为低分子烃类(如甲烷),导致内部流体体积进一步增加,流体超压加剧;天然气在高压作用下溶于地层水中,形成水溶气藏。

(5)抬升超压保存阶段。最大埋深期之后,构造抬升过程中,由于膏岩层的强封盖性阻碍了流体的流动,早先充注的气态烃仍以水溶气的方式继续封存于白云岩储层内,相对地层压力增加,使地层压力系数增加。

周冲村组超压形成过程与油气藏特征密切相关,影响着油气的运移方式、富集程度和保存相态,早期和中期超压的形成加速了油气的充注进程,后期超压的保存是周冲村组天然气以水溶相富集成藏的重要地质条件。在超压形成的过程中,膏岩的封盖性是各阶段超压能否形成和保存的地质基础。除此之外,复杂构造区的油气保存问题一直是石油地质研究的热点和难点,而周冲村组超压的发现,揭示了三叠系膏岩封盖的有效性,为下扬子复杂构造区油气保存条件的研究提供了重要依据,对区域油气勘探具有重要的指导意义。

4 结论

(1)无为地区三叠系周冲村组主要岩性为膏岩和白云岩组合,于白云岩储层内部发育强超压,压力系数达1.8～1.9,单井压力结构呈“常压-超压”阶梯式特征。

(2)周冲村组超压是多种地质因素共同作用的结果,超压演化经历了“常压-膏岩脱水弱超压-生烃流体传递超压形成-烃类裂解超压形成-抬升超压保存”5个阶段,其中膏岩的封盖性是各阶段超压能否形成和保存的地质基础。

(3)周冲村组超压影响着油气的运移方式、富集程度和保存相态,且超压的发现揭示了无为凹陷具备良好的油气保存条件。