莺歌海盆地超压特征及成因分析

莺歌海盆地超压特征及成因分析

静水柱产生的压力是静水压。地层中孔隙流体的压力(地层压力)大于静水压力为超压。超压地层中孔隙流体压力与静水压力的差值为超压值,也称剩余压力。超压地层中孔隙流体压力与静水压力的比值为压力系数。莺歌海盆地是南海北部大陆架的新生代沉积盆地之一,盆地面积12万km2,新生代最大沉积厚度超过10000m。我国目前在莺歌海盆地的油气勘探区域大致为东经107°以东、北纬17°-20°,即临高隆起带及其以南和中央凹陷中轴线以东的海域,勘探区海域面积约3.9万km2,水深<200m。目前莺歌海盆地有78口钻井,已有一系列的气藏或含气构造被发现1。来自中新世、上新世和第四纪的砂岩储层探明天然气储量超过200亿m3。钻探的过程中,在莺歌海盆地发现了异常高的地层压力。研究认为异常高压控制着天然气的成藏过程及分布。油气在压力梯度作用下总是由超压带向过渡带及常压带运移。然而前人对莺歌海盆地超压与油气运聚关系的研究,往往是现今压力特征与油气分布关系的研究,而大量排气期至今盆地很少有构造运动,早期聚集在岩性圈闭或构造岩性圈闭中的天然气经过的调整规模小,古地层压力特征往往控制着天然气的聚集和分布。因此,笔者不仅利用大量测井和地震资料预测了现今地层压力的分布,而且预测了大量排气期盆地古地层压力的平面分布特征。对莺歌海盆地压力演化的研究,有助于了解天然气成藏的控制因素,对盆地的天然气勘探具有重要的意义。1下地层及储层莺歌海盆地在中国境内可分为4部分:北部临高隆起带、中部东方区(包括东方气藏/含气构造群及邻近地区)、南部乐东区(包括乐东气藏/含气构造群及邻近地区)和东部莺东斜坡带(图1和图2)。渐新世至今,盆地可能经历了渐新世—早中新世的左旋运动阶段、晚中新世过渡阶段和上新世—第四纪右旋运动阶段。盆地基底为花岗岩、变质岩和凝灰岩,其上依次发育始新统的岭头组,渐新统的崖城组和陵水组,中新统的三亚组、梅山组和黄流组,上新统的莺歌海组,以及第四系的乐东组1(图3)。其中,始新统的岭头组和渐新统的崖城组未钻遇,只能从地震剖面上识别。梅山组浅海一半深海沉积的泥岩是本区主要的烃源岩,烃源岩分布范围见图2。烃源岩干酪根为Ⅲ型,有机碳(TOC)质量分数平均值为0.87%,最大值为3.17%,以生气为主,在1.9Ma达到生气高峰期。黄流组、莺歌海组和乐东组的三角洲、滨岸和浅海砂岩均可作为储层。其中,黄流组砂岩储层分布面积最大(图2),为盆地内最重要的储层。砂岩储层均以原生孔隙为主(63.0%～80.4%),次生孔隙仅占总孔隙的19.6%～37.0%。由盆地边缘到盆地中心,岩性由含砾砂岩变为细粉砂岩,泥岩含量也明显增加。盆地边缘储层物性好、面积大、连通性好,但由于地层产状为单斜,形成的圈闭少,加之烃源岩分布在盆地中心,烃类供给少,不能形成大的天然气藏。盆地中心岩性以泥岩为主,储层为泥包砂的透镜状粉砂岩储层,储层分布面积小,加上断层/裂缝不发育,因此侧向和垂向上的相邻储层连通性差,储层基本上处于封闭状态。莺歌海组沉积的范围广、厚度大且横向分布非常稳定的浅海和半深海泥岩,为最好的区域性盖层。录井揭示的泥岩厚度基本都在500m以上(图2),泥地比高,一般为77%～98%。泥岩单层厚度主要分布在10m左右,最大超过400m。2压实平衡法及盆地模拟莺歌海盆地具有非常高的沉降沉积速率,一般为0.5mm/a,最大可达1.4mm/a,平均为0.78mm/a。快速沉积的较厚泥岩层段中很容易形成欠压实作用,欠压实是莺歌海盆地异常高压的主要成因。深部地层的超压还可能是源岩生烃作用。底辟区压力传递作用可以改变超压分布的格局,造成深部向浅部的传递。笔者关注的主要是黄流组(储层)和莺歌海组(盖层)的地层压力。从压力的成因上分析,黄流组和莺歌海组埋藏较浅,烃源岩大多未成熟,生烃增压贡献小。底辟构造带分布面积小,底辟发育地区岩性以泥岩为主,压力侧向传递范围有限,主要以垂向传递为主。因此黄流组和莺歌海组超压主要是由于欠压实作用引起的。预测欠压实地层压力的方法有压实平衡法、Eaton法、Fillippone法及盆地模拟4种。其中:Fillippone法为经验公式法,Eaton法为压实平衡的半经验法,这2种方法理论支撑不足;盆地模拟考虑了更多的压力成因机理,但由于地下岩石的非均质性很强,模拟参数很难给出,预测结果往往失真。本次采用压实平衡法。压实平衡法恢复古压力的依据是:不同地质历史时期不同埋藏深度泥岩的孔隙度相同,则其岩石颗粒间的骨架应力也相同,由上覆负荷减去岩石骨架的应力就得到岩石孔隙流体的应力,即地层压力(图4)。图4存在2个等式,即:式中:SA、SB分别为A、B两点的上覆负荷;σA、σB分别为A、B两点岩石骨架应力;pfA、pfB分别为A、B两点的孔隙(流体)压力。又因因此得到下式:式中:pfA、pfB分别为A、B两点的孔隙(流体)压力;ρA、ρB分别为A、B两点的上覆岩石的平均密度;hA、hB分别为A、B两点的深度;ρw为地层水的密度;g为重力加速度。盆地演化过程中,正常情况下泥岩随埋深加大,孔隙流体在上覆地层重力的作用下缓慢排出,孔隙度降低。而在莺歌海盆地,泥岩快速沉积,上覆地层重力迅速增大,泥岩中的孔隙流体来不及排出,使孔隙流体支撑了上覆岩石的部分重力,泥岩地层压力增大,孔隙度偏高。欠压实作用产生异常高压的泥岩具有高孔隙度,这在测井资料上表现为声波时差偏大,在地震速度上表现为速度偏小,故可根据以上参数变化计算地层压力。假设泥岩欠压实形成以后孔隙封闭,孔隙度不变,那么就可以结合埋藏史,确定出某一地质历史泥岩的埋深,进而利用现今泥岩声波时差和地震速度求出古压力。预测结果可靠是方法应用的前提,通过实测地层压力与预测地层压力的比较(表1)可以看出:预测结果的最大绝对误差为5.46MPa,平均绝对误差为1.86MPa;最大相对误差为21.93%,平均相对误差为7.24%。因此,应用压实平衡法预测地层压力可信。通过对底辟区(井F1,F6,D1,D2,D5)预测压力与实测压力的比较发现:最大绝对误差为5.46MPa,平均绝对误差为1.97MPa;最大相对误差为16.78%,平均相对误差为7.03%。底辟区误差值与盆地总的误差值相差不大,可以推断出底辟区压力的传递有限,底辟产生的断层和裂缝对盖层封闭能力的影响有限,底辟区仍然是较封闭的体系,其超压的成因主要还是由欠压实产生的。3地层压力特征关于地层压力划分的标准,不同学者在不同的研究区提出了多种方案。根据本地区地层压力特征,以压力系数1.2和1.5为界限(压力系数为地层压力与静水压力的比值),将地层压力划分为常压带(压力系数小于1.2)、过渡带(压力系数为1.2～1.5)和超压带(压力系数大于1.5)。3.1压力系数t统计实测压力资料表明,莺歌海盆地在纵向上主要发育3种类型的压力带,即常压带、过渡带和超压带(图5)。莺东斜坡带仅发育常压带,过渡带和超压带均不发育;临高隆起带只有一口井有实测压力资料,深度4203m显示压力系数为1.99,处在超压带内。盆地中央凹陷带的东方、乐东地区纵向上从上向下依次发育常压带、过渡带和超压带。东方地区常压带主要分布于2200m之上,过渡带主要分布于2200～2400m,超压带主要分布于2400m之下;乐东地区常压带主要分布于1600m之上,过渡带主要分布于1600～2000m,超压带主要分布于2000m之下。东方、乐东区纵向上压力过渡带很窄,乐东区过渡带一般不超过400m,东方区过渡带一般不超过200m。从层位上看,乐东区超压带主要分布在莺歌海组及其下部地层,东方区超压带主要分布在黄流组及其下部地层。3.2压力和超压分布莺歌海组底部新近纪末(1.9Ma)莺歌海组底部中央凹陷带乐东区压力最大,压力系数大多在1.9以上,最大可达到2.1左右,为异常超压带。东方区F3南部至F4北部,压力系数为1.2～1.5,为压力过渡带。莺东斜坡带大部分属于正常压力。地层超压以乐东区为中心向北向东递减。莺歌海组底部由于现今埋深加大,超压整体增大。东方区大部都进入到超压区,莺东斜坡带大部及临高隆起带不发育超压(图6)。黄流组底部新近纪末(1.9Ma)黄流组底部中央凹陷带乐东区压力最大,压力系数最大可达到2.2左右。乐东区和东方区大部为超压带。东方区压力系数过渡带很窄,位于F5附近。莺东斜坡带大部分属于常压力。临高隆起带不发育超压。地层超压同样以乐东区为中心向北向东递减。黄流组底部较莺歌海组底部,无论是古超压还是现今超压,超压的大小及范围都有所增大(图7)。3.3乐区内超压时间的出现从莺歌海盆地不同钻井剩余压力和压力系数演化图(图8)可以看出,盆地不同地区井剩余压力和压力系数随时间都是增大的。乐东区出现超压时间最早(D5井),莺歌海组底部5Ma和黄流组底部9Ma就开始出现超压;东方区次之(F2和F4井),莺歌海组底部2～4Ma和黄流组底部5～9Ma开始出现超压;莺东斜坡带(T2井)的莺歌海组底部现今仍为常压,黄流组底部刚出现超压(图8)。3.4区域地质背景莺歌海盆地地层压力的平面分布与沉降中心位置和沉积相带密切相关。8Ma至今,盆地沉降中心迅速南迁,位于盆地中央凹陷带的乐东区、东方区继续沉降,沉积地层很容易形成压实与排液不均衡,从而形成区域上特别高的地层压力。而北部临高隆起带受构造抬升影响,莺东斜坡带邻近海南岛隆起区,埋深都很浅,不易产生超压。沉积相上,黄流组平面沉积相带变化快,盆地中心东方、乐东区临滨-浅海相重力流、浊积扇发育,沉积粉砂质泥岩和泥质粉砂岩,砂体连通性差,利于超压保存。盆地边缘临高隆起区和莺东斜坡带沉积的滨岸砂体,平面上分布窄,垂向上砂体相互连通,利于泄压。莺歌海组,盆地中心东方、乐东区浅海—半深海相的范围较大,以泥岩沉积为主,利于超压保存。盆地边缘由于构造运动的影响,工区内海南岛的南、北两支延伸脊有所发育,南脊上形成了宽阔的三角洲,北脊抬升未接受沉积,对压力保存不利。4层压与天然气运集之间的关系莺歌海盆地地层压力特征控制着天然气的运移方向、运移方式、水溶气的出溶及盖层对天然气的封闭能力。4.1垂向剩余压力超压盆地中天然气(水溶相和游离相)运移的主要动力为剩余压力。统计得知,莺歌海超压盆地垂向剩余压力梯度平均约为45MPa/km,侧向剩余压力梯度不到2MPa/km,因此,天然气垂向运移的动力远远大于侧向运移动力。加之黄流组沉积相平面变化快,盆地中心的砂体侧向连通性不好,天然气侧向输导条件不佳,因此莺歌海盆地天然气主要以垂向运移为主。4.2天然气运输方式莺歌海盆地天然气存在2种运移方式:1盆地非底辟区源岩生成的天然气要首先满足地层水的溶解。莺歌海盆地是一个超压盆地,郝石生给出的CH,的溶解度(S)与温度(t)、压力(p)和矿化度(M)之间的数学模型如下:式中:S为溶解度,m3/m3;M为地层水矿化度,mg/L;p为压力,MPa;t为温度,℃。利用上式计算盆地中心黄流组底部天然气在地层水中的溶解度可达7m3/m3,天然气在地层水中的溶解度很高。盆地非底辟区,地震剖面和成像测井显示地层断层和裂缝很少,没有天然气向上运移的优势通道,天然气只能通过超压以渗流方式运移。水溶气在向上渗流运移过程中,不受排替压力的阻挡,而游离相天然气要受到排替压力的阻挡,实验室测得泥岩的排替压力平均值为2MPa,游离相天然气向上运移阻力很大。因此,非底辟区以水溶相天然气缓慢渗流运移为主。通过达西定律和埋藏过程中孔隙度变化2种方式,计算得知运移到黄流组的水溶气量分别为3.1×1012m3和2.7×1012m3,平均值为2.9×1012m3,运移到黄流组的水溶气量充足。2下挖深度t在底辟区,由于深部地层底辟活动,形成一些断层和裂缝。当地层压力累积到一定程度,这些断层和裂缝开启,水溶气与游离气以混相涌流的方式沿裂缝快速向上运移,深部地层压力下降,断层和裂缝重新闭合。4.3下覆岩对比对底辟活动的影响研究表明,地层水温度大于80℃时,天然气在地层水中的溶解度随温度压力降低而减小。地层水在向上运移的过程中,由于温度压力降低,水中天然气达到饱和,进而析离出游离相的天然气。莺歌海盆地是一个高地温盆地,平均地温梯度达4.5C/100m。黄流组埋深一般大于1500m,加上盆地恒温层地温大约18℃,可知黄流组顶部地温大部分大于80℃。因此,储层发育的黄流组中,顶底压力差最大的地区,是水溶气析离有利区。由最大排气期1.9Ma黄流组顶底古压力差预测结果(图9)可以看出,盆地东方区及乐东区古压力差都在15MPa以上,是水溶气析离有利区。储层超压是天然气运移的动力,盖层超压则是天然气继续向上运移散失的阻力。因此,盖层发育超压的地区是封闭天然气能力强的地区。由莺歌海组泥岩盖层最大排气期古地层超压分布可以看出,东方区、乐东区发育古地层超压,是盆地超压封盖能力强的地区(图10)。盆地天然气藏还受到底辟活动的影响。底辟活动的程度由深至浅是变小的。底辟虽然不能在浅层莺歌海组形成大规模的断层,破坏莺歌海组盖层的封闭能力,进而使流体大量逸散,地层压力降低;但是底辟活动可以使黄流组储层发育微裂缝,改善粉砂岩储层的物性;底辟产生的断裂和裂缝主要在黄流组及以下的深部地层,深部源岩生成的天然气可以以混相涌流的方式沿断层和裂缝大量运移至黄流组储层中;底