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川中_川南地区上三叠统须家河组气藏异常压力分布及成因_图文

第 29 卷 第 2 期 2010 年 6 月

世界地质
GLOBAL GEOLOGY

Vol. 29 No. 2 Jun. 2010

文章编号: 1004 - 5589 (2010) 02 - 0298 - 07

川中--川南地区上三叠统须家河组气藏 异常压力分布及成因

郝国丽1,2 ,柳广弟1,2 ,谢增业3 ,杨威3 ,谢武仁3

1. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249; 2. 中国石油大学 资源与信息学院,北京 102249; 3. 中国石油勘探开发研究院 廊坊分院,河北 廊坊 065007

摘要: 通过对川中--川南地区须家河组气藏异常压力的纵向和平面分布特征研究,结合沉积背景、构

造演化和生烃作用等分析了异常高压的成因; 并利用剥蚀量、流体包裹体均一温度及改进的 Lee--

Kesler 状态方程识别了古今地温差与剥蚀厚度及其与压力系数之间的关系。川中--川南须家河组各储

层段压力系数在平面上由西北向南逐渐降低,纵向上呈常压 ( 压力系数 0. 90 ~ 1. 1) 、高压 ( 压力系

数 1. 1 ~ 1. 4) 及超高压 ( 压力系数 > 1. 4) 三段式分布。生烃增压和储层的致密化是本区产生异常高

压的主要原因。各气藏古今地温差为 35℃ ~ 70℃ ,古今地温差与剥蚀厚度呈正相关关系、与压力系

数呈负相关关系,说明川中--川南须家河组现今压力分布状态是地层抬升剥蚀造成的。

关键词: 川中--川南地区; 须家河组; 异常压力; 古今地温差

中图分类号: P130. 1; P534. 51

文献标识码: A

doi: 10. 3969 / j. issn. 1004-5589. 2010. 02. 017

Distribution and origin of abnormal pressure in Upper Triassic Xujiahe Formation reservoir in central and southern Sichuan
HAO Guo-li1,2 ,LIU Guang-di1,2 ,XIE Zeng-ye3 ,YANG Wei3 ,XIE Wu-ren3
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China; 2. Faculty of National Resources Information Technology,China University of Petroleum,Beijing 102249,China; 3. Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,Langfang 065007,Hebei,China
Abstract: Through the research of longitudinal and plane distribution characteristics of abnormal pressure in Xujiahe Formation reservoirs in central and southern Sichuan,the authors analyzed the causes of abnormal high pressure combining with sedimentary background,structural evolution and hydrocarbon generation,and recognized the relationships between ancient and mordern geothermal difference with denudation thickness and pressure coefficients utilizing denudation thickness,homogenization temperature of fluid inclusions and improved Lee-Kesler state equation. The pressure coefficients of the Xujiahe Formation reservoirs decreased in the plane from northwest to south,and appeared to be three-staged in distribution vertically including normal pressure ( coefficient as 0. 90 ~ 1. 1) ,high pressure ( coefficient as 1. 1 ~ 1. 4) and superhigh pressure ( as coefficient > 1. 4) . The generation pressurization of hydrocarbon and densification of reservoir are the main reasons of abnormal high pressure. The ancient and mordern geothermal difference of gas reservoir is 35℃ ~ 70℃ ,and the ancient and mordern geothermal difference is positive relation with denudation thickness and negative with pressure coefficient. The fact shows the present pressure distribution in the Xujiahe Formation in central and southern Sichuan is caused by the uplift and
收稿日期: 2010-03-11; 改回日期: 2010-04-20 基金项目: 国家重点基础研究发展规划 (973) 项目 (2007CB209503)

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郝国丽 柳广弟等: 川中--川南地区上三叠统须家河组气藏异常压力分布及成因

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denudation of strata. Key words: central and southern Sichuan; Xujiahe Formation; abnormal pressure; ancient and mordern geo-
thermal difference

0 引言
川中--川南地区是近年来天然气勘探取得重大 突破的地区,目前须家河组已探明广安、合川、荷 包场等大中型气田和含气构造 20 余个,已发现天 然气三级储量超过 5 500 × 108 m3 ,具有良好的勘 探潜力。成藏动力学是油气成藏研究的重要组成部 分[1],异常压力 是 其 中 的 热 点 和 难 点 问 题。 目 前 对四川盆地须家河组异常压力分布及成因的研究主 要集中在川西地区[2-5],川中--川南 须 家 河 组 异 常 压力研究的欠缺制约了其成藏机理的深入研究。本 文通过对川中--川南地区 125 口井地层压力测试结 果的统计,共得压力值 153 个,分析了川中--川南 地区上三叠统须家河组异常高压的分布规律和成 因。根据 27 口井包裹体均一温度测定,共得均一 温度值 600 个,通过对古今地温差进行估算,并结 合地层剥蚀情况,探讨了现今异常压力分布的影响 因素。

1 地质概况
“川中--川南地区” 位于四川盆地中部和南部, 包括川中平缓褶皱区、川西南隆起区和川南低陡褶 皱区的大部分、川西前陆凹陷区和川东高陡构造区 的小部分,分布有龙泉山、华蓥山断裂和营山断 裂[6]。该区上三叠统须家河组埋藏深度在 2 200 m 以深,自 下 而 上 分 为 6 段, 发 育 “三 明 治 ” 结 构[7]的生储盖组合: 烃源岩为须一、须三、须五 段,以湖泊相 为 主[8], 主 力 烃 源 岩 为 暗 色 泥 岩 和 碳质泥 岩,平 面 分 布 广,平 均 厚 度 分 别 为 17. 2、 30. 5、64. 6 m,有 机 碳 含 量 为 0. 24% ~ 4. 99% ; 储层段 为 须 二、 须 四、 须 六 段, 以 三 角 洲 沉 积 为 主,是典型的以低孔低渗、高束缚水饱和度和强非 均质性为特征的致密砂岩裂缝--孔隙型储层[9]; 须 三、须五段与须六段上部泥岩同为盖层,封闭性较 好。研究区内分布有广安、合川、潼南和八角场等 多个气藏和含气构造 (图 1)。

图 1 研究区构造位置及气藏分布图 Fig. 1 Structural location and reservoir distribution in studied area

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2 压力分布
本文参考已有地层压力划分方案 , [10] 并结合 本地区实际情况,采用表 1 标准划分压力类型:

表 1 地层压力分类表 Table 1 Classification of strata pressure

压力分类 异常低压 低压

常压 高压 超高压

压力系数 < 0. 75 0. 75 - 0. 90 0. 90 - 1. 1 1. 1 - 1. 4 > 1. 4

2. 1 压力纵向分布特征 川中--川南地区须家河组储层内压力自上而下
分为 3 段: ① 常压段: 分布于 2 000 m 以浅,压力 系数为 0. 90 ~ 1. 05,与深度相关性差,包括荷包 场、界市观音场气藏; ② 高压段: 分布于 2 000 ~ 2 500 m,压力系数为 1. 1 ~ 1. 4,包括广安、合川 等大部分气藏; ③ 超高压段: 分布于 2 500 m 以 深,压力系数为 1. 4 ~ 1. 98,包括充西和八角场两 个气藏 (图 2)。整体上压力系数与深度呈正相关 关系。

图 2 川中--川南须家河组各气田压力系数与深度关系图 Fig. 2 Relationship of pressure coefficient and depth in
Xujiahe Formation reservoirs in central and southern Sichuan
2. 2 压力平面分布特征 在不同储层段,压力系数的范围变化不大,在

须二段 ( 图 3a)、须四段 ( 图 3b)、须六段 ( 图 3c) ,常压、高压、超高压均有分布。整体上,南 半部常压区、高压区压力系数在纵向上基本没有变 化,但平面分布差异较大。北半部高压 - 超高压区 压力系数高值范围自下而上逐渐向西北方向移动。
川中--川南地区须家河组地层压力总体上以超 压为特征,超高压、高压区与常压区的分界为安岳 - 大足向斜、华蓥山断裂及其延长线、长垣坝构造 带,超高压区主要位于研究区北部,压力系数最高 值在 1. 98 ± ,超压中心位于八角场地区附近,包 括八角场、充西等气藏; 高压区主要分布于川中平 缓褶皱带和川北低平褶皱带南部,由东南、东北、 西南 3 个方向向西北逐渐增加,包括广安西部、潼 南、安岳和合川等气藏、长垣坝构造以南的纳溪气 藏; 常压区主要位于南部,压力系数向东、西两侧 逐渐降低,主要分布于南部的川南低陡褶皱带和川 西南低陡褶皱带,包括威远和荷包场等气藏。
3 异常高压成因及影响因素
3. 1 异常高压成因分析 含油气盆地异常高压的成因有不均衡压实、水
热增压、油气生成、黏土矿物转化、构造挤压及构 造抬升等 。 [11]
一般,不均衡压实引起超压的原因是埋藏速率 较高、流体排出速率较低导致流体压力逐渐增加, 发育于沉积或沉降速率较高的新生代盆地中,超压 带通常 孔 隙 度 较 高、 密 度 较 低 [12]。 水 热 增 压, 即 由于温度升高使地层流体体积膨胀、在孔隙空间不 变的情况下形成热膨胀增压,但相对于其他高压成 因,水热增 压 是 可 以 忽 略 的 [13]。 蒙 脱 石 向 伊 利 石 转化过程中脱水 可 使 孔 隙 流 体 增 压 [14], 构 造 挤 压 使岩石发生刚性破裂、位移或塑性变形可产生异常 压力,构造抬升产生异常高压,理论上是由于地层 保持原有压力水平,但地下很难发育完全封闭的压 力体系 [15]。目前大多 数 学 者 认 为 抬 升 是 造 成 地 层 压力降低的重要机制。川中--川南地区具有平缓的 构造格局、稳定的沉积背景、沉积速率不高 且 [16] 属致密砂岩储层,不均衡压实不是超压产生的原 因。储层的致密使侏罗纪末期和喜山期的抬升只造 成地层压力横向、纵向分布不均,泄压作用不明 显。本区黏土矿物以伊利石、绿泥石为主,孔隙水 和矿物层间水绝大部分已排出,只有少量束缚水,

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说明水热增压只能起辅助作用 。 [17] 目前研究区黏 土矿物分布情况的研究还不成熟,还不能确定黏土 矿物转化脱水是否对异常高压成因起作用。另外, 与川西地区不同,构造挤压对本区构造格局的影响 不大。压力体系体积不变的情况下,低密度物质的 生成会造成压力升高,油气生成,尤其是天然气的 生成可造成体积膨胀,使地层压力增高。由于研究 区须家河组为 “三明治” 式自生自储的生储盖组 合,地层在逐渐埋深过程中,古地温逐渐升高,烃 类成熟,干酪根在热降解生成烃类气体的同时也产 生二氧化碳等非烃气体和水,其体积远远大于干酪 根的体积,且近源充注使储层内部和泥岩同时发育 超压。本区暗色泥岩为主力烃源岩,根据目前生烃 潜力评 价 研 究, 须 五 段 生 烃 中 心 在 磨 溪—遂 宁 地 区,生烃强度为 (2 ~ 9. 5) × 108 m3 / km2 ; 须三段 生烃中心在威东 2--包 36 井附近地区,生烃强度为 (1 ~ 4. 2 ) × 108 m3 / km2 ; 须一段生烃中心在西北 部,生烃强度为 (0. 4 ~ 2. 4) × 108 m3 / km2 ; 虽然

各烃源岩段生烃强度分布各有不同,但从整个须家 河组来看,西北部的蓬溪—射洪、中部的广安—潼 南、威东—荷包场一带为生烃强度相对高值区,生 烃强度增加的方向与地层压力增加方向大致相同, 均为由南部向西北方向逐渐增大。根据目前各气藏 储层物性研究,八角场气藏孔隙度主要为 4% ~ 6% ; 充西孔隙度为 4% ~ 6% ,平均 6. 40% ; 遂南 孔隙度为 6% ~ 8% ,平均 6. 69% ; 广安孔隙度为 4% ~ 6% ,平均 5. 5% ; 龙女寺孔隙度 < 6% ,平 均为 5. 11% ; 荷包场气藏孔隙度分布在 6% ~ 8% , 平均 7. 36% 。各气藏数层物性由北向南呈变差趋 势,与地层压力减小趋势大致相同。须家河组沉积 时期,压实作用仍起作用,保留了大量的原生孔 隙,但是亦有碳酸盐胶结作用等成岩作用使低孔低 渗的致密 砂 岩 形 成 [18], 利 于 烃 类 保 存、 抑 制 流 体 流动,使生烃作用产生的超压得以保存。因此,川 中--川南须家河组异常高压的主要成因为生烃作用, 储层的致密化是超压得以保存的原因。

图 3 川中--川南须家河组压力系数平面分布图 Fig. 3 Plane distribution map of pressure coefficients in Xujiahe Formation in central and southern Sichuan Basin

3. 2 地层压力影响因素 根据刘树根、罗启后等学者及中石油第三轮油
气资源评价的研究,川中--川南地区在侏罗纪末和 始新世末分别有一次剥蚀过程 。 [19-21] 侏罗世末的 燕山运动使盆地西北、东南侧挤压强烈,造成侏罗 系上部地层大幅度被剥蚀,剥蚀厚度为 0 ~ 2 000 m,从西北向东南剥蚀厚度逐渐增加,资阳—蓬溪 一线西北部剥蚀厚度为 0 ~ 1 000 m; 巴中—合川—

永川—合江一线以东地区剥蚀厚度为 1 400 ~ 2 000 m; 中部剥蚀厚度为 1 000 ~ 1 400 m,在威远—资 中一带出现一个高值区,剥蚀厚度为 1 400 ~ 1 600 m,在安岳—荷包场一带出现一个低值区,剥蚀厚 度为 600 ~ 800 m。新近纪的喜山运动第二幕使川 中--川南地区的剥蚀厚度为 0 ~ 2 250 m,广安—遂 宁一带未被剥蚀,北部的中江—仪陇一带剥蚀厚度 为 1 500 ~ 1 750 m 之间,资阳—资中—大足一线以

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南地区剥蚀厚度为 1 750 ~ 2 250 m。 现有四川盆地古地温研究表明,自晚古生代以
来,地温梯度呈降低的趋势[22,23]。川中--川南地区 晚三叠世至今地温梯度差异不大、并未经历强烈的 热事件,古今地温的变化与地层的抬升剥蚀有关。 本区须家河组储层砂岩中发育丰富的流体包裹体, 本次研究所测包裹体的宿主矿物为石英,包裹体主

要存在于石英颗粒裂缝、石英次生加大边及方解石 脉中。全区须家河组包裹体均一温度分布于 80℃ ~ 180℃ ,主要分布于 80℃ ~ 140℃ ,主峰为 100℃ ~ 120℃ ,不同压力类型气藏包裹体均一温度分布 频率差异不大,烃类充注属于连续充注类型 ( 图 4) ,结合烃源岩生烃演化史 , [24] 天然气充注时期 为晚侏罗世至新近纪。

图 4 川中--川南地区须家河组不同压力类型气藏包裹体均一温度频率分布图 Fig. 4 Histographs of homogenization temperature frequency of reservoir inclusions with different pressures in Xujiahe
Formation in central and southern Sichuan

包裹体均一温度反映成岩阶段的地温,由于晚 三叠世之后的持续抬升,因此取各组数据中的最大 均一温度值作为须家河组的古地温值。现今地温取 测得的井温值,计算二者差值即古今地温差: 八角 场、金华 和 充 西 等 超 高 压 气 藏 古 今 地 温 差 均 < 50℃ ,潼南、合川和安岳等高压区气藏为 50℃ ~ 65℃ ,广安东部等常压气藏为 65℃ ~ 70℃ 。
地层抬升剥蚀对油气成藏的影响主要表现为引 起压力异常。目前,关于地层抬升剥蚀将会产生异 常高压 还 是 异 常 低 压,还 存 在 着 较 大 的 争 议 。 [25] 针对本区,总剥蚀厚度与古今温度差有良好的正相 关关系 (图 5),古今地温差变化与现今地层压力 系数有较好的负相关关系 ( 图 6): 即抬升幅度大 处压力系数较小、抬升幅度小处压力系数较大。对 于以 CH4 为主的纯气藏而言,其气体状态变化主要 受控于体积、温度和压力,根据改进的 Lee--Kesler 状态方程:
P·V /(R·T) = Pτ·Vτ· /Tτ = Z
式中: P 为压力 ( bar) ,T 为温度 ( K) ,V 为 摩尔体积 ( dm3 ·mol - 1 ) ,R = 0. 083 144 67 bar· dm3 ·mol - 1 · K - 1 。Pτ = P /46. 41; Tτ = T /190. 6; Vτ = V /0. 341 46。天然气藏形成后,在气藏体积不 发生变化的情况下,古流体压力随古温度下降而降

低 [26]。致密的储层使 本 区 气 藏 形 成 后 体 积 改 变 可 以忽略不计,所以温度与压力的下降幅度成正比, 造成古今温度差越大、现今地层压力系数越小。因 此川中--川南地区现今地层压力分布状态是地层的 抬升剥蚀造成的。

Fig. 5

图 5 古今地温差与剥蚀厚度关系图 Relationship between ancient and mordern geothermal difference and denudation thickness

4 结论
(1) 川中--川南须家河组地层压力总体上表现 为超压,压力系数分布变化规律明显,平面上由西 北向东南、由南向北逐渐降低,纵向上呈常压、高

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图 6 古今地温差与压力系数关系图 Fig. 6 Relationship between ancient and mordern geo-
thermal difference and pressure coefficients
压、超高压三段式分布。 (2) 生烃增压及储层致密化是川中--川南须家
河组超压形成的主要原因。 (3) 古今温度差与剥蚀厚度呈正相关关系、
与压力系数呈负相关关系,地层抬升剥蚀是形成川 中--川南须家河组现今异常压力分布状态的主要原 因。
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