川东北地区超压成因的数值模拟

川东北地区超压成因的数值模拟

0元坝、通南巴须家河组气藏超压发育机理21世纪以来，随着普光气田、元水库气田和河库气田的发现和探索，四川省东南部深海相碳酸盐岩层系天然气的勘探取得了重大进展。在深层海相碳酸盐岩层系天然气勘探取得突破的同时,近年来在元坝、通南巴构造带的上三叠统须家河组陆相致密碎屑岩层系中也有重大发现。与川西、川中类似,元坝、通南巴须家河组气藏地层测试结果均表现为不同程度的超压。前人曾对川西、川中地区超压发育机理及油气成藏机理进行了深入探讨,但超压的成因一直是存在争议的问题,有关川东北地区须家河组气藏超压的问题目前更是鲜有报道。关于超压发育机理及其与烃类聚集成藏关系的研究,对于正确认识须家河组气藏成藏机理与模式具有重要意义。本文旨在通过对川东北地区各种超压潜在成因的系统分析,揭示超压的成因及其贡献和发育主控因素,以期为下一步的天然气勘探部署提供建议。1地震地质及地震资料川东北地区属于上扬子板块的一部分,北接米仓山隆起,东邻大巴山推覆带,南接川中平缓构造带(图1),主体构造为北西向大巴山弧形构造带及其前缘带、北东—北东东向川东弧形褶皱带和米仓山构造带南缘褶皱基底与盖层的接触带。区内目前陆相须家河组中主要发现了元坝、通南巴2个气田,须家河组从下到上分为须一(T3x1)、须二(T3x2)、须三(T3x3)、须四(T3x4)、须五(T3x5)共5段,主要产层为须二、须四段三角洲沉积砂体。须二段、须四段储层孔隙度均小于8%,渗透率小于0.1×10-3μm2,属于典型的致密砂岩气藏。实测压力资料显示,元坝、通南巴气田须家河组气藏皆为超压(图2)。元坝气田实测地层压力系数为1.38~2.37,主要集中在1.7~2.0,根据郝芳等提出的标准,属于强超压。通南巴气田共有6个测试层段,实测地层压力系数3个小于1.2,另外2个为1.58,属于弱超压—超压。平面上具有元坝气田超压强度强于通南巴气田的特征;纵向上,中侏罗统千佛崖组以上地层为常压地层,从下侏罗统自流井组逐渐过渡进入异常高压层段。2川东北现状及成因分析通过对川东北地区陆相须家河组地质特征及欠压实成因超压形成条件的深入分析,笔者认为川东北地区现今异常高压并非欠压实成因。其理由可以归纳为以下4点。2.1储层致密化的早期储层物性川东北地区元坝气田、通南巴气田上三叠统须家河组地层精细埋藏史、热史恢复结果表明:须二段、须四段储层最大埋深达到6000m,镜质体反射率为1.6%~2.2%。储层黏土矿物主要为伊利石,间层比(%S)为10~20,颗粒普遍为点-线、线接触,甚至凹凸接触,压实压溶作用十分强烈(图3A);根据碎屑岩储层成岩阶段划分标准(SY/T5477-2003),储层主体已进入中成岩B期。元坝气田陆相主力产气层须二段储层孔隙度为0.81%~9.51%,平均仅为3.33%;通南巴气田陆相主力产气层须四段储层孔隙度为0.29%~6.01%,平均仅为1.08%,储层物性很差。铸体薄片、扫描电镜等镜下观察表明,储层储集空间主要为次生粒间、粒内溶蚀孔隙和少量的原生残余粒间孔隙(图3B)。储层致密主控因素与四川盆地其他地区基本一致:一方面源于强烈的压实作用,另一方面主要受胶结作用影响(图3A)。胶结物主要有石英次生加大和碳酸盐岩胶结,且这些胶结物并非完全是晚期成岩作用的产物,说明早期有一定量的地层水活动,储层处于相对开放体系中。另外,从储层致密期与天然气充注期的先后关系来看,在储层致密化之前已经有大量的天然气充注。以元坝气田为例,须二段储层流体包裹体显微测温结果显示,与气态烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度最小的在80℃左右,结合精细的储层埋藏史、热史恢复结果,天然气开始充注时的对应深度在2000m左右。而对于埋深处于2000m左右的储层来说,以压实作用为主的物性降低过程刚刚结束,此后物性的降低主要由胶结作用引起。砂岩压实模拟实验表明:如果不考虑胶结作用,只考虑压实作用,若岩石颗粒中含有75%以上的石英,则2000m深度会有25%的孔隙度会保留下来,若岩石颗粒中含有50%的石英,则在2000m深度也会至少有10%的孔隙度保留下来;如果考虑到早期形成的少量胶结物,则储层物性会更好。因此,在天然气充注的早期,储层显然尚未致密,早期充注的天然气在后期储层致密化的过程中对于超压的形成必然产生一定影响。同时也从另一方面反映储层早期应该不存在欠压实成因超压,否则早期天然气很难充注进入储层。2.2泥/页岩指数压实模式压实不均衡及其引起超压的有效识别取决于泥岩的正常压实模式。就正常压实而言,主要有2种泥/页岩孔隙度演化模式,即指数递减模式(指数压实模式)和两段式线性演化模式(线性压实模式)。指数递减模式是较为常见的泥岩压实模式;但也有很多盆地或地区泥岩的压实不符合指数压实模式,而是出现两段式线性压实,即浅部泥/页岩孔隙度随深度增大而线性递减,为第一压实阶段,从一定深度开始,泥岩密度和孔隙度随深度增大保持恒定,压实作用进入第二压实阶段,机械压实作用已经终止。在实际工作中,两段式线性压实模式的第二压实阶段很容易被解释为指数压实模式的欠压实阶段,从而导致泥岩演化模式与地层实测资料不符。图4给出了川东北地区泥岩压实模式和地层压力与深度的关系。若按照泥/页岩指数压实模式,元坝、通南巴地区分别在蓬莱镇组中部和上沙溪庙组中部以下地层发育欠压实,而实测地层压力资料则反映自流井组为压力过渡带,超压主要发育在须家河组中,显然与实测资料不符。川东北地区泥岩压实模式更有可能是两段式线性演化模式,按指数压实模式确定的欠压实段实际上是两段式线性演化模式第二压实阶段,泥岩仍处于正常压实阶段。2.3须家河组沉积速率压实不均衡引起的超压主要发育于沉积速率较高、充填岩性较细的新生代沉积盆地中,如尼罗河三角洲地区、北海盆地及我国莺歌海盆地、渤海湾盆地渤中坳陷,沉积速率多在50m/Ma以上。图5给出了川东北地区元坝、通南巴地区须家河组沉积速率分布情况。通南巴地区须家河组沉积速率小于40m/Ma,元坝地区须家河组沉积速率也仅在YB2、YB3井区达到50m/Ma,总体沉积速率依然较低;这种较低的沉积速率显然无法形成较强的欠压实成因超压。2.4早期欠压实成因超压持续型川东北地区在燕山—喜山运动期间遭受了来自龙门山构造带、大巴山构造带、米仓山构造带和雪峰山构造带的强烈推覆和挤压作用,导致地层发生强烈的褶皱和断裂活动。晚期强烈的构造作用势必会对早期欠压实成因超压(如果存在的话)进行改造和破坏,直到早期欠压实成因超压消失。另外,如果早期欠压实成因超压在晚期强烈构造运动中未遭破坏而是加强,那么后期天然气将会很难进入储层,其结果是压力越高,气藏丰度越低,而勘探现状则是超压最强的元坝气田丰度却最高。3屋顶和压力的形成3.1地层对超压的影响烃类的生成与充注对于致密砂岩气藏异常压力的积极贡献已经得到了国内外学者的一致肯定。致密砂岩储层中天然气的聚集通常都与异常压力共生,超压的强度与有机质丰度、成熟度和烃类充注强度直接相关。川东北地区亦是如此,从地层测试的结果来看,气层超压强度明显高于干层,表明超压与烃类气体的聚集有着十分密切的联系。典型的如元坝气田,气层压力系数高于1.8,最高达2.32,干层压力系数小于1.8,除了YB27井、YB11井2个含气干层点外,干层与气层压力分布区间基本上不重叠(图6)。由此可见,烃类的生成与充注对川东北地区致密砂岩气藏超压的形成有着非常重要的贡献。3.2元坝、通南巴气田透气性能指标无论地质历史时期中压力怎样变化,基于现今地质条件,通过实际气体状态方程计算的流体压力即为烃类聚集造成的现今压力。油藏工程中常用的天然气状态方程有天然气的压缩状态方程、RK方程、PR方程和SRK方程。利用压缩状态方程需要求得同一温压体系中的天然气实际体积,而对于储层非均质性极强的致密砂岩气藏来讲,尤其是处于勘探阶段的致密砂岩气藏,同一温压体系中的天然气实际体积很难给出。SRK方程是继RK方程、PR方程之后的范德华(VDW)方程的最新修正式,在现代工业中广泛用于烃类气体的状态计算和凝析气藏的数值模拟,前人曾用其计算过克拉2气田天然气聚集产生的压力,准确地评估了烃类聚集对克拉2气田现今超压的贡献,其表达式如下:P=RTV−b−a(T)V(V−b)。(1)其中b=0.07780RTcPc。(2)Ρ=RΤV-b-a(Τ)V(V-b)。(1)其中b=0.07780RΤcΡc。(2)在临界条件下:a(Tc)=0.45724R2T2cPc。(3)a(Τc)=0.45724R2Τc2Ρc。(3)在其他温度条件下:a(T)=a(Tc)α(T)=a(Tc)α(Tr,w)。(4)a(Τ)=a(Τc)α(Τ)=a(Τc)α(Τr,w)。(4)通过大量实验发现:α(Tr,w)=[1+m(1−Tr−−√)]2。(5)α(Τr,w)=[1+m(1-Τr)]2。(5)其中:Tr=TTc‚(6)m=0.37464+1.54226w−0.26992w2。(7)Τr=ΤΤc‚(6)m=0.37464+1.54226w-0.26992w2。(7)式中:P为体系压力,atm1;Pc为临界压力,atm;R为气体常数,8.314J/(mol·K);V为摩尔体积,m3/mol;T为温度,K;Tc为临界温度,K;Tr为对比温度,K;b为与组分有关的无量纲常数;a(T)为与温度和组分有关的参数;w为偏心因子;m为与偏心因子有关的常数。对一般气体计算有较高精度。由于川东北地区天然气组分中甲烷摩尔分数在96%以上,最高可达99%,其他成分摩尔分数很低,所以在计算中天然气偏心因子可近似地取甲烷偏心因子,本文计算时取甲烷偏心因子0.0072。利用川东北地区须家河组气藏实测温压资料和天然气组分分析资料根据式(2)至式(8)求得各项计算参数(表1)之后,利用SRK方程对元坝、通南巴气田充气增压贡献进行了计算。计算结果表明:在现今温度条件下,通南巴气田天然气的充注增压幅度为38.92~50.81MPa,平均为45.81MPa;元坝气田天然气的充注增压幅度为21.05~27.65MPa,平均为25.21MPa(表1)。4抗泡沫和超压的形成4.1构造挤压应力超压的原因川东北地区超压的发育除了前述特征外,另外一个重要特征就是须家河组试气层段不管是否为气层皆显示不同程度的超压。典型的如元坝气田,干层不仅为超压,而且超压强度还较大,压力系数主要分布在1.3~1.8,元坝11井4755~4765m层段压力系数甚至达到了1.92(图6),充分说明除了烃类物质聚集是引起研究区超压的原因外,超压的发育可能还受其他重要因素控制。除了上述欠压实作用、充气作用是沉积盆地超压重要的形成机制外,黏土矿物脱水、构造挤压也是常见的超压形成机制。在碎屑岩层系中,黏土矿物脱水主要是蒙脱石脱水作用引起的体积膨胀效应;而相关的计算结果则表明,此过程中的体积膨胀效应是很小的,其对超压的贡献甚微。川东北地区在晚印支—喜山期经历了多次构造挤压运动,尤其是中燕山—喜山期,构造挤压尤为强烈。结合前文的分析,认为研究区晚期的构造挤压可能是除充气增压之外的另一重要超压形成机制。构造挤压引起超压的实例已见于国内外多个含油气盆地中。构造挤压能否引起超压,主要取决于水平方向上最大主应力与上覆负荷应力的相对大小关系。当水平方向上最大主应力大于上覆负荷应力时,岩石发生挤压作用,相应的产生侧向压实,此时构造挤压引起超压的原理类似垂向负载作用。由于岩石材料对过去所有的应力状态都具有记忆性,因此可以利用岩石的声发射Kasier效应定量确定古构造应力大小。研究区的2个岩石声发射实验结果对最大古应力的计算结果(表2)表明,元坝地区YB4井须家河组样品3个主应力关系为σH>σv>σh(σH为水平方向最大主应力,σv为垂向平均应力,σh为水平方向最小主应力),反映该区古构造应力场具有挤压性质并兼有一定走滑性质。通南巴地区M2井须家河组记录的最大古应力关系为σH>σh>σv,反映该区古构造应力场具有显著的挤压性质。中燕山—喜山期是川东北地区的主要构造活动期,挤压应力达到最大,这期间构造挤压应力必然会成为引起流体压力增加的重要因素。因此,川东北地区在中燕山—喜山期具有构造挤压应力形成超压的理论基础和地质条件。构造挤压应力作为川东北地区超压的重要成因,其贡献也可以进行简单估算,现今实测压力减去静水压力和充气增压即可视为构造挤压增压。首先分析一下元坝地区:YB2-C1井4600~4640m和4350~4380m、YB3井4372~4410m、YB27井4350~4370m、YB4井4825~4837m实测压力分别为85.76Ma、101.44Ma、83.24Ma、82.80Ma、87.12Ma,减去静水压力(地层中部)和前文计算充气增压即为构造挤压增压,分别为13.31Ma、36.39Ma、13.32Ma、11.55Ma、13.74Ma,平均17.66Ma,平均占剩余压力的39.14%,其余主要由充气增压提供,平均占60.86%。通南巴地区由于发生后期泄压(详细论述见后文),其达到泄压点之前的构造挤压增压应该不会小于元坝地区,保守估算就取元坝地区构造挤压增压平均值17.66Ma,那么泄压之前的最大剩余压力就等于构造挤压增压和充气增压之和,由此可计算得构造挤压增压占泄压之前最大剩余压力的比例为25.79%~31.21%,平均为27.96%,其余主要由充气增压提供,平均为72.04%。值得注意的是,Shanely等研究认为,致密砂岩气藏储层特殊的流体渗流机制决定了在其中存在一个较大的含水饱和度区间,在这个区间内气和水都是不可动的,即通常认为的干层中实际上并不是一定不含气,只是含气饱和度可能较低而已。因此前文提到的干层中的超压也并不能理解为完全由构造挤压提供,储层中烃类的存在势必会对超压的形成产生一定影响,但由于其不可动,难于检测,其贡献也就很难估算。所以上文在估算一个地区超压的成因贡献时以气层为基准,首先考虑充气增压,然后才是构造挤压增压。4.2构造压力系数理论上讲,构造挤压应力作为川东北地区晚期流体压力增加的重要因素,其作用的最终结果应该是超压强度与构造挤压强度正相关,即构造挤压最强的地区应该也是超压最强的地区。但事实上却是构造挤压变形相对较弱的元坝地区,超压强度反而大于构造挤压变形相对较强的通南巴地区,似乎与理论分析相矛盾。实际上并不矛盾,通南巴地区现今相对元坝地区较低的压力系数正是由于其晚期构造活动太强而导致的降压造成的。一方面,通南巴地区相对元坝地区更靠近大巴山推覆构造带和米仓山隆起带,受构造挤压强度大,褶皱变形程度、裂缝发育程度和断裂发育程度都远大于元坝地区(图7)。强烈的构造活动直接导致通南巴地区成为升压之后的泄压区,现今可能正处于应力充分释放阶段,流体处于开放体系,先前的构造挤压增压以及充气增压在现今已得到充分释放。现今压力场计算结果也表明,通南巴地区构造应力场已由早期的强烈挤压性质转变为剪切性质,局部高点甚至出现了拉张性质。元坝地区相对较弱的构造挤压活动使其现今还没达到应力释放阶段,构造挤压增压及充气增压得以保存,所以现今压力系数仍较高。在达到应力释放点之前,或者说泄压之前,通南巴地区的压力系数应该大于元坝地区,至少不会低于元坝地区,因为充气增压的幅度通南巴地区同样要大于元坝地区。川西地区同样也存在这种情况,中坝、平落坝、三和场、大兴西、汉王场等构造水平最大主应力、褶皱系数都远大于柘坝场、老关庙、文兴场、八角场等构造,而中坝、平落坝、三和场、汉王场等构造压力系数在1.04~1.12,柘坝场、老关庙、文兴场、八角场等构造压力系数却在1.59~2.18,其原因就是中坝、平落坝等构造处于应力充分释放区,柘坝场、老关庙等构造还没达到应力释放阶段,应力释放困难且缓慢,存在较为封闭的流体体系,有利于构造应力的积聚与流体增压。另一方面,构造变形强度越大,局部构造隆升引起的地表剥蚀厚度越大,降温幅度也越大,也必然会引起较大的降压幅度。由于中燕山—喜山期的构造活动,元坝地区剥蚀厚度在1500m左右,而通南巴地区则在3000m左右,剥蚀厚度的差异直接导致了抬升降温幅度的差异。精细的地层埋藏史、热史恢复表明,元坝地区储层最大古地温在