准噶尔盆地中部超压的成藏意义

超压对油气成藏的影响许多学者进行了研究和探讨，目前大致可以分为以下几个方面：①超压抑制有机质的演化。超压对有机质的抑制作用可以影响超压盆地有效源岩的层位和体积，也可以影响超压源岩的排烃行为，从而影响某一地质时期成藏物质的组成、性质和丰度。②超压有利于保存和改善深部储层。由于孔隙流体超压系统的形成和发育，大大削弱了正常压实作用对深部地层的影响，使得深部地层中一部分原生孔隙得以保存下来。同时，由于有机质热演化过程中有机酸和CO₂的释放，降低了孔隙水的pH，这些酸性孔隙水在高温高压作用下，对易溶矿物的溶解作用进一步加强，可以形成较好的次生孔隙。③超压提供烃类运移的动力。烃类主要以游离相态进行初次运移。Barker提出：“当母岩中生成的烃类数量足以使水饱和并能满足克服颗粒和有机质的吸附能力时，就会在孔隙空间中形成连续性的游离烃相”。但烃类将受到泥岩细小孔径中巨大毛细管阻力的束缚，只有当泥岩与邻近储集层和输导层孔隙流体间的压差超过了油气运移的阻力时，油气才能从母岩中排出。因此，异常高的孔隙流体压力无疑为烃类的运移提供了动力条件。④超压引发水力破裂，为幕式排烃提供通道，使油气快速成藏。超压的积累可以产生强烈的能量效应，导致地层发生天然水力破裂，从而引起明显不同于常压盆地的流体流动过程，即幕式排烃。下面针对准噶尔盆地中部超压对油气成藏的意义详细加以探讨。

5.3.1 超压引发水力破裂

通常认为，当孔隙流体压力达到静岩压力的85%左右时，地层发生水力破裂，这一过程称为天然水力破裂(natural hydraulic fracturing)(Roberts et al.，1995，1996；Caillet et al.，1997；Holm，1998)。超压环境地层的破裂受应力状态、地层性质等多种因素的影响。在超压环境，三轴有效应力分别由静水压力环境的σ₁，σ₂和σ₃变为σ₁′＝σ₁-P_f，σ₂′＝σ₂-P_f和σ₃′＝σ₃-P_f(σ₁′﹥σ₂′﹥σ₃′)，其中P_f为孔隙流体压力。当最小水平有效应力(σ₃-P_f)达到地层抗张强度(T)时，地层发生破裂并引起流体排放。即

σ₃-P_f＝-T (5.2)

式中：P_f为地层发生破裂所需的孔隙流体压力，也称为地层破裂压力。

根据式(5.2)，超压增大的自然结果是地层的天然水力破裂。地层天然水力破裂既可以为张性破裂，也可以是剪切破裂。地层的破裂行为，特别是裂隙的类型受差异应力(σ₁-σ₃)的控制(郝芳等，2004)。当σ₁-σ₃﹤4T时产生张性破裂，裂隙与最小应力(σ₃)垂直；σ₁-σ₃﹥4T，形成剪切破裂。伸展盆地、挤压盆地和走滑盆地的应力状态存在巨大差异，且某一深度的差异应力不仅受控于构造应力场，而且与地层密度、杨氏模量、泊松数及热膨胀系数等多种因素密切相关。在沉积盆地中，随埋藏深度增大，差异应力逐渐增大，因此，在浅部，差异应力小于地层抗张强度的4倍，即σ₁-σ₃﹤4T，超压的增大引起张性破裂，而在深部，σ₁-σ₃﹥4T，超压的增大引起剪切破裂。

准噶尔盆地中部侏罗系砂岩以细砂岩和粉砂岩为主；砂岩成分成熟度低，以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主；煤系储层，这些特点导致其易于压实而变得致密，这些在前文已经详细论述。准噶尔盆地地温梯度低，属于冷盆，当煤系烃源岩达到生排油高峰时(R_o﹥0.7%)，煤系储层达到了深埋藏(﹥4500m)，强烈的压实导致原生孔隙度大幅度降低，不利于原油的充注。由于煤系储层致密化发生在煤系烃源岩大量生排油之前，极大地限制煤系储层的原油充注。宏观上，导致有利储层不发育，储层致密含油性差；油气显示活跃，但试油结果不好，通常为低产油流，产量递减快。

由于煤系烃源岩生烃潜力大，并且达到生烃高峰时，煤系储层已经非常致密，本身的储集能力低，通常发育超压，当超压达到一定强度时，将引起煤系地层水力破裂，形成油气向上运移的通道，有利于煤系上覆储层的成藏。中部4区块侏罗系煤系地层埋藏深，煤层大量生排烃时，储层已经致密，源岩由于生烃产生强超压，当超压达到发生水力破裂的临界条件时，地层发生天然水力破裂，煤层生成的油气沿着水力破裂向上运移，以幕式排烃的形式在浅层的头屯河组(J₂t)聚集成藏，在煤系上覆储层中形成传递型超压隐蔽油气藏(图5.12)。

图5.12 中部4区块煤系超压水力破裂缝及其上覆超压油藏图

5.3.2 超压为深盆气的识别标志

5.3.2.1 深盆气简介

自1976年3月加拿大学者在阿尔伯塔(Albert)盆地西部深盆低凹区发现艾尔姆华士(Elmworth)深盆气藏之后，又相继在美国的绿河(Green River)盆地、红色沙漠(Red Desert)盆地发现了深盆气聚集。我国自1996年引入深盆气理论(袁政文等，1996)以来，已在鄂尔多斯盆地(闵琪，1996；李振铎，1998)、四川盆地(宋岩等，2000)、吐哈盆地(金之钧等，2000)等发现了深盆气藏。除了“深盆气藏”这种叫法外，还有人提出用“盆地中心气藏”(P.R.Rose et al.，1984；D.J.Cant，1986；Law，2002)。20世纪90年代以后，世界上在致密储层内发现了一大批气田，因而有些学者也将深盆气藏纳入了广义上的“致密气藏”(Tight Sands Gas；R.C.Surdam et al.，1995)之内。还有学者依据这类气藏的产状特征将其称之为“连续型气藏”(J.W.Schmoker，1996)。近年来，我国提出的“根源气藏”(张金川，2006)也包含深盆气的概念范畴。

深盆气研究的重要意义主要在于它打破了常规天然气的成藏机理和分布规律。它的发现表明，可以在通常被认为远景较差的盆地较深部位，在低孔隙度、低渗透率储层中找到大规模的天然气藏，获得天然气勘探上的突破。北美已发现的深盆气藏通常储量巨大且出现于盆地构造的向斜中心、构造凹陷及斜坡部位等，与分布在盆地构造带上的常规类型气藏形成了优势互补，从而开拓了在深部凹陷及向斜中心寻找气藏的新思路，扩大了天然气勘探领域。

深盆气藏形成的特殊机理在于各种特殊地质条件的匹配。简单地说，它是烃源岩大量生排的游离相态的天然气进入致密的储层后，由于毛细管的封闭作用，天然气无法在浮力作用下自由向上运移，因而只能在临近烃源岩的储层内富集，当储层内富集的天然气产生的体积膨胀力超过了束缚天然气运移的毛细管力、上覆静水压力及自身重力之和后，天然气整体向上排替水并不断扩大自身的分布范围，直至烃源岩不再供气或运移较远的天然气不再受毛细管力束缚为止。这种成藏的动力与常规气藏不同，常规气藏的运移动力是浮力，通过气水势能的互换，将天然气向上运移，以气水置换的方式运移；而深盆气是天然气进入致密的储层以后，由于储层致密，储层孔隙半径足够狭小，则当压力较大的天然气被充足其中时，天然气与孔隙壁之间所形成的束缚水膜厚度也就足够薄，阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动，运移过程中天然气顶、底界的地层水之间无法通过自由流动(地层水介质的非连续性条件)来实现势能交换，则气水排驱或天然气的运移过程服从活塞式原理，表现为天然气从底部对地层水的整体推移作用，边、底水无以存在，浮力作用无法产生，出现天然气位于地层水之下的气水倒置分布关系，当气柱的高度规模足够大时，形成典型意义上的深盆气藏。

研究看出深盆气与常规气藏有以下不同：①成藏动力。常规气藏的成藏动力是浮力；深盆气成藏动力是烃源岩生烃产生的超压，从天然气角度来说就是天然气生烃膨胀力。②运移方式。常规气藏通过气水置换的方式运移；深盆气以活塞式的方式运移。③储层状态。常规气藏成藏要求储层的物性较好；深盆气成藏的储层要求储层比较致密，而且必须低于某一临界值深盆气才能成藏(目前深盆气成藏的储层临界条件是孔隙度﹤12%，渗透率﹤1×10^-3μm²)。④盖层。常规气藏需要盖层的封闭才能够成藏；深盆气是毛细管力封闭，不需要非渗透性盖层。

作为非常规气藏的深盆气与常规气藏的区别主要在于成藏机理，存在形式是一种次要的因素，深盆气的定义应该突出成藏机理的特征，因此可以给其下这样的定义：深盆气是由于烃源岩大量生成的天然气以游离相进入致密储层后，由于致密储层与源岩紧密接触，浮力无法发生作用，天然气不能以气水置换的方式运移，而以活塞式方式运移聚集成藏的天然气藏。

5.3.2.2 深盆气的成藏条件分析

深盆气形成的地质条件：①充注的气源。形成的深盆气系统的源岩要以生气为主，并达到一定的成熟度才能提供形成深盆气藏需要的天然气，一般是烃源岩R_o达到0.7%；②储层比较致密。一般来说深盆气藏形成的储层临界地质条件是孔隙度﹤12%，渗透率﹤1×10^-3μm²；③气源、储层的有利匹配。气源岩位于致密储层下部且两者紧密接触的组合关系，是最有利于深盆气发育的成藏组合。

准噶尔盆地中部侏罗系地层发育有机质丰度高的暗色泥岩(图3.1至图3.3；表3.1，表3.2)，干酪根类型为Ⅱ₂—Ⅲ型，以生气为主，同时发育30～40m厚的煤层(图3.4，3.5)，这些烃源岩为深盆气系统的形成提供了物质基础；准噶尔盆地中部侏罗系储层致密，中2区块、中3区块、中4区块侏罗系地层孔隙度﹤12%，渗透率﹤1×10^-3μm²，达到了深盆气系统形成的储层临界条件；烃源岩与储层互层，为深盆气系统的形成创造条件。

5.3.2.3 深盆气系统的压力特征

深盆气的成藏动力是4种力的综合作用，即一种动力和3种阻力。动力是天然气生烃膨胀力，在数值上等于地层条件下维持天然气以被压缩状态存在时所需要的最小外界压力，其中的生烃膨胀力是深盆气成藏的主要动力来源。3种阻力分别是毛细管力、静水压力、天然气自身的重力。毛细管力是存在于两相界面上的突变压力差，是由于储层孔喉内壁对两相流体的润湿性差异产生的；静水压力仅指岩石孔隙中由连续水柱所造成的压力，仅与水柱的垂直高度有关，它对某质点的压力在各方向上都是等强度的。

在深盆气藏生长阶段(青年期)，源岩成熟大量生烃，当生成的天然气膨胀力足以克服天然气自身的重力、毛细管阻力和上覆静水柱压力三者的合力时，即天然气生烃膨胀力大于3种阻力之和，天然气以“活塞式”方式排替地层水，深盆气开始发育。随着源岩不断生烃，天然气气柱不断升高，此时由于运移动力大于运移阻力，气藏内压力大于该深度的静水压力，表现为高异常压力。深盆气藏顶部的异常压力变化在其生长过程中永远为高压异常。由于天然气的密度远小于地层水，因此其压力梯度向下递减。当气柱高度h_g′满足下式条件时，气藏内部出现静水柱压力临界点：

准噶尔盆地中部侏罗系特低渗砂岩油藏成藏机理

式(5.3)表明，从气水界面向下h_g′深度时，出现深盆气藏内部的“正常静水压力”临界点，浅于此深度为高异常压力，超过此深度则为低异常压力。因此，深盆气藏内部出现低压异常的条件就是气柱高度大于该临界值。

统计结果表明，深盆气藏在通常情况下更多地表现为高异常压力属性并且其高异常压力远大于常规气藏(表5.3)，压力系数大于2.0MPa/100m以上的少数几个极超压类型也出现在深盆气藏中。由此，深盆气藏与常规气藏在异常压力方面已经表现出了相互区别的理论特征，原生常规油气藏均为高异常压力属性且表现为局部性(圈闭内)压力异常；深盆气藏的异常压力属性具有区域性特点，从形式上看，深盆气藏在规模较小时的异常压力属性与常规油气藏相同，均表现为从油气藏顶部向下异常压力幅度的降低。但当原生深盆气藏规模较大时，将在临界深度以下出现低异常压力，这是原生常规油气藏所不能具备的特征。

深盆气藏异常压力分为3种基本模式：以高异常压力为主的类型模式、以低异常压力为主的类型模式及高异常与低异常的混合分布模式。

1)高异常压力为主的类型模式。一般是深盆气藏正处于发育形成阶段的压力特征，或者深盆气系统在形成后，由于良好的封盖条件，天然气散失的极其缓慢，高异常压力得以保存和维持。如具有超压—极超压特性的美国大绿河盆地的深盆气系统。

2)低异常压力为主的类型模式。一般是深盆气系统形成后，烃源岩停止供气或者供气速率小于逸散速率，天然气不断通过系统顶界逸散，深盆气系统处于萎缩阶段的压力以负压为特征；或者是地层抬升，地层温度下降，天然气受温度的影响非常明显，体积大幅度减小，导致地层压力下降为负压。我国的鄂尔多斯盆地的深盆气表现为负压，主要是因为其后期发生了地层抬升，地温降低，导致深盆气以负压为特征。马新华等(内部资料，2004)通过流体包裹体恢复古压力证实，鄂尔多斯深盆气的负压是由异常高压演化而来。

3)混合分布模式。这种模式表现为较复杂的封闭性条件变化及构造升降运动差异，常出现在构造运动复杂的盆地中。有代表意义的盆地是美国怀俄明州的大绿河盆地和红色沙漠盆地。在红色沙漠盆地，深盆气藏致密储层的沉积环境为河流相、三角洲及滨浅海相，在致密储层内部形成了刘易斯组海相页岩。该盆地异常压力的基本特点与大绿河盆地相似，为高异常压力与低异常压力组合，间夹正常静水压力，相互之间呈逐渐过渡状(Law et al.，2002)。

准噶尔盆地中部侏罗系具备形成深盆气的地质条件，而且其沉积特征以持续沉降为特征，在沉积埋藏过程中，只是在埋藏初期，发生了小幅度的抬升，但是对后期深盆气系统异常压力的演化没有产生影响，即深盆气异常压力形成后，地层以持续沉降为特征，即超压是持续发育的。正如前文所述，准噶尔盆地中部的超压具有以下特征：①超压体系中气测显示活跃；②超压顶界面与R_o演化有关，与地层无关，顶界面穿越不同的地层界限，具有区域性的特征，显示出深盆气的压力特征；③超压系统储层致密，声波时差没有随着深度异常增大。因此，准噶尔盆地中部的异常超压是深盆气发育的标志，是深盆气的识别标志，即超压顶界是深盆气系统的顶界，准噶尔盆地中部侏罗系深盆气系统的顶界地形图如图5.3所示。

表5.3 国外几个典型深盆油气田的异常压力统计特征表

续表

(据张金川等，2005)