第1章-超压与油气分布.

超压体的特征与油气分布关系长期以来，我们习惯在常压带内找油，一旦遇到超压带时，不是由于钻井技术问题久攻不下，就是由于认识跟不上去而轻易放弃。美国墨西哥湾地区，15年前也是这样，一见到超压就完钻。最近15年以来，由于对超压体认识的深化，已找到一批超压油气田。在墨西哥湾陆坡区的深水区（图1-1），近10年间花了近40亿美元，在第三纪地层中发现了25个有开发前景的油气田，找到约40亿桶的可采储量。其中有9个油气田是在超压带中，占所发现油气田数的30％，储量占到65％。最大的金星油田（Venus）可采储量为582MOEB（百万油气当量桶），就是超压油田。图1-1墨西哥湾陆架深水油（气）田位置图壳牌（SHELI）石油公司1989年发现的火星（Mars）油田，也是超压大油田，水深915m，井深5732m，发现134m含油浊积砂岩。它是夹持在外来盐体之间的半深海浊积岩，砂岩倾向西北，三面受盐体封闭的地层油藏，可采储量为1.1×108t。地层压力梯度为0.75psi/ft，是墨西哥湾最大的超压油藏。随着对深水区的勘探，越来越多的石油公司认识到超压带的油气潜力，它已成为近期勘探开发的热点，不但在墨西哥湾盆地的超压层中的勘探有长足的进展，而且在北海盆地的超压层中的勘探也有很大的发展（图1－2）。1985年油价下跌以后，钻探高压的探井急剧减少，仅有11口井，探井成功率近20％。从1989年开始，由于高温高压钻井技术的发展和对高压带认识的提高，钻井数增加了一倍，成功率也有明显的提高，发现井占总井数之半。总之，随着超压区油气的不断发现，对超压层的成烃条件、油气分布规律的研究，无论在理论上和实践上，都有很大的提高。我国过去也多在常压带内找油气。近年来，随着对天然气勘探的重视和各地区加强对深层油气的探索，也将面临着更多的高温超压的地质条件。对于这个特殊的地质环境，当然有它不同于常压条件下的油气分布规律和特点。如果用常压条件的规律和方法来认识和指导勘探，必然要走弯路，取不到好的效果。第一节压力带的划分根据统计，在世界范围内已知有180个沉积盆地具有超压地层体系（表1－1），占世界沉积盆地的2/3。其中，超压体与油气分布有因果关系的约有160个沉积盆地。这说明超压体存在的普遍性，并与油气成因有紧密的联系。类型地区序号盆地备注低压盆地l加拿大北部盆地，艾伯塔中部盆地，加拿大盖洛普砂岩盆地，圣胡安盆地，美国凯斯穹隆，阿马克洛隆起，美国密西西比盆地，米德兰盆地，美国夸厄布拉勒白垩系盆地，丹佛盆地，美国二叠纪盆地2马更些三角洲(加拿大)，马哈坎三角洲(印度尼西亚)，密西西比三角洲(美国)，尼日尔三角洲(非洲)，波盆地(意大利)三角洲超压盆地北美和南美3阿纳达科盆地(美国)，哥伦布盆地(特立尼达)，库克湾盆地(美国)，帕里亚的格尔夫盆地(委内瑞拉)，让娜达尔克盆地(加拿大)，下马格达莱纳盆地(哥伦比亚)，密西西比盆地(美国)，北阿德莫尔盆地(美国)，阿拉斯加北斜坡(美国)，太平洋西北部盆地(美国)，保德河盆地(美国)，斯科舍盆地(加拿大)，萨克拉门托南部盆地(美国)，圣华金南部盆地(美国)，德克萨斯和路易斯安那盆地(美国)，尤因塔盆地(美国)，威利斯顿盆地(美国)，风河盆地(美国)超非洲4加蓬(非洲)，西奈海域(埃及)，苏尔特(利比亚)欧洲5下萨克森海槽(德国)，磨拉石建造型盆地(德国和奥地利)．北海盆地，潘诺尼西盆地(匈牙利)，波利斯海槽，前里海(原苏联)，南阿基坦盆地(法国)，南里海(原苏联)，达克吉克盆地(阿富汗)，特兰西瓦尼亚盆地(罗马尼亚)，维也纳盆地(奥地利)，西西伯利亚盆地(原苏联)，蔡希斯坦盆地(德国和波兰)压盆地中东和亚太地区6盂加拉湾(盂加拉)，缅甸盆地(缅甸)，坎贝盆地(印度)，丹皮尔次盆地(澳大利亚)，渤海湾(中国)，新竹盆地(中国台湾)，美索不达米亚盆地(伊拉克)，尼泊尔，北伊里安查亚(印度尼西亚)，北陆盆地(新西兰)，北苏门答腊(印尼)，西北陆架(澳大利亚)，博德瓦尔盆地(巴基斯坦)，沙捞越(海上)(马来西亚)，南中国海，南巴布沿岸(新几内亚)，第三系礁(苏门答腊海上)注：AAPG（美国石油地质学家协会）；Vol.24,No.1,1990。在超压盆地内，一般存在着两个或两个以上的水力压力系统。当地层孔隙间的流体（油、气、水）压力等于地表到某一地层深度的静水压力时，为正常的地层压力，压力系数为1；低于静水压力的地层压力或压力系数（实测压力／静水压力）小于1者为低压异常；高于静水压力的地层压力或压力系数大于1者为高压异常。正常地层压力与异常压力之间的压力递变带，称为压力过渡带。各个国家和公司对于压力界线的划分有不同的划分标准。原苏联在80年代根据实践经验和大量的研究成果，用压力系数对异常压力做了界定(如表l—2、l—3、l—4)。埃克森(EXXON)公司根据美国墨西哥湾的地质情况，提出了一个分类方案(表1—3)。国内有些专家对地层压力分类也提出了一些建议。中国海洋石油勘探开发研究中心杜栩等提出的分类方案，见表1—4。压力系数压力分类O．8异常低压0．8～1．0低压1．0一1．05正常压力1．05—1．3稍高压1．3～2，0高压2．0超高压表1—3压力系数压力梯度psi．ft-1压力梯度kPa·m-1泥浆相比密度／PPG①压力分类l0．433108．34低压1．0～1．270．433～0。5510～12．78．34～10．5常压1．27～1．50．55～0．6512．7一15。0lO．5～12，5过渡带1．5～1．?30．65～0．7515．0～17，312．5～“．5超压1．73～l，960．75～0．8517．3～19。614．5～16．5强超压①lPPg＝lbf～alq0．128／cm3。表1—4压力梯度psi．ft-1压力系数压力分类备注0．4l0．96低压异常0．4l～0．460．96～1．06常压0．46—0，61．06～l，38高压异常过渡带O．61．38异常高压表1-2在这些分类中，我们采用埃克森公司的分类方案。它明确地把压力过渡带划分出来，并将高压带划分为超压和强超压两个带，更有实用意义。这样的划分与油气分布关系比较密切，大致可划分出有实用意义的三个界线。1．超压体的“过渡带”是含气的富集带过渡带的压力系数为1．27～1．5，相应压力梯度为0．55—0．65psi／h，是富含气的压力带。2．一般以盖层的破裂压力作为成藏界线从理论上讲，当地层孔隙流体压力大于地层岩石的自然破裂压力时就开始漏失，气藏就难保存。除盐岩、石膏和粘土外，一般岩石的自然破裂压力相当压力系数为1．963。实际上，当孔隙流体压力相当于破裂压力的70％～90％时，就开始漏失。也就是说，当地层压力超过所划分的“超压带”时，气藏就难保存。3．超压与经济界限的关系根据目前的技术水平认为，油气勘探的经济界限相当于压力系数为1．96左右，即压力梯度为0．85psi／h。当超过这个压力界线时，钻井费用明显增高，工程风险加大。也就是说，当压力超过所划分的“强超压带”时，即使有油气井存在，就目前的技术水平而言，仍然缺少经济价值。第二节超压体的过渡带是找油气的有利地带超压体的存在是含油气盆地的普遍特点。超压体是油气运移的动力、封存力，也是一个大的油气资源库。随着资料的增加，人们发现墨西哥湾陆架区内，油气田和油气储量集中分布在超压面附近，主要储量不在正常压力带内，也不在强超压带内，而在弱至中等压力带内分布（图1-3）。图1-3墨西哥湾大陆架油气田分布与超压面关系图（据Shell，1997）1993年，美国W．G．I.each根据墨西哥湾沿岸区钻达第三系的25204口、深度为600～6000m已完井的资料进行了统计分析，在探讨油气在超压层中的分布规律时发现，油气比较集中分布于超压顶面上下300m（1000fi）附近（图1－4），油的高峰值偏上，位于超压面之上，而气的高峰值偏下，在超压面上，与超压带的过渡带相近。同时发现天然气的高峰值随着产层埋藏深度的变化，与超压顶面的相对关系也不同（图1－5）。在12000～13000ft、14000～15000ft、16000～17000ft三个深度内，随着生产层埋深的增加，高峰值远离超压顶面的深度逐渐加大；在18000～19000ft时，峰值反而变浅，向超压顶面靠近，说明随着埋深加大、压力增加，盖层的完整性受到破坏，不利于天然气的保存。油气储量较多地分布于超压层顶面附近，其它地区也有这样的规律。如土库曼凹陷内，油气储量的89％分布在压力系数为1．1～1．4的压力带内，在压力系数为1．1～1．3的地层中分布着许多凝析气藏，仅有11％的油气储量分布在压力系数为1．4～1．7的地层内。南里海盆地也有这种规律，在古地台内烃类大多数聚集在压力系数为工．3以上的压力带内；在准地台则聚集在压力系数为l．06～1．3之间的压力带内；而活动带的烃类多聚集在压力系数为1．1～1．7的压力带内，虽然变化比较大，但同样也是压力过渡带为烃类集中分布带。这一分布特点是由其内在规律所决定的。很多盆地的生烃岩都位于超压带内，超压本身就是一个岩性物性封堵面，也是油气运移的平衡面，有利于油气的聚集。在强超压存在时，盖层的完整性受到破坏，一般情况下不利于油气的保存。因此，油气富集于压力过渡带的附近是其内在规律性的表现。无可否认，随着超压带钻井的增加，其所占储量的比重也会有所增加，但不会改变其基本特点。过渡带的厚度和强度因具体的地质条件不同而有变化。如墨西哥湾西部地区，上部为砂岩，下部为泥岩，砂岩与泥岩分界明显，压力过渡带就在分界面附近，压力过渡带的厚度较小；而在墨西哥湾中心部分为砂泥岩互层，砂泥岩没有明显界面，压力过渡带较宽。所以过渡带的宽窄，与砂泥岩比例有关（图1－6）。第三节不同成因的超压带与油气分布的关系超压体的成因是由多种因素造成的，可归纳为沉积型和构造型两类。沉积型成因以快速沉积造成的不均衡压实作用为主，带动水热增压作用、蒙脱石变成伊利石的成岩作用和烃类生成作用。构造型成因主要是由区域性抬升隆起等构造应力作用形成的。快速沉积（形成时欠压实）作用长期被认为是导致超压形成的主要原因，其实质就是快速沉积引起沉积物的压实和孔隙中流体逸散之间不平衡关系所造成的。但是，要使超压在地质时期内得以保持，必须有充分限制流体外泄的封闭条件。。超压体多出现在连续性较好、分布较广的区域性厚泥岩层（常为烃源岩）之中。Power（1967）提出，蒙脱石转化为伊利石能导致高孔隙压力的形成，是基于粘土表面结构水的密度大于孔隙水，高密度水进人孔隙会使流体体积增大，导致高压产生。Foster、Custard和Plumleg等（1980）提出，粘土脱水导致渗透性的丧失，有利于超压形成的观点。而Anderson和Low的研究则认为，结构水的密度并不大或仅稍大，难以形成异常高压。尽管对粘土转化导致增压的原因尚有不同认识，但粘土转化带与超压带之间在墨西哥湾区存在明显相关性的事实，使许多研究者（Bruce等，1984）认为，至少在海湾地区，粘土转化无疑是超压带形成的重要机理之一。Bruce（1984）还认为，粘土转化的温度在不同地区有所差异，且一般都超过Burst（1969）给出的90～110℃的范围。干酪根成烃作用引起的超压作用是由Momper（1978）提出的。Momper认为，“烃类的形成有助于增压，但在成油高峰期，沥青质可能是孔隙增压的最大源泉，因为烃类生成能引起体积增加。根据有机质原始浓度及产油量计算，在有效烃源岩系统内体积的纯增量可达到原始有机质体积的25%”。Meissner曾以威利斯顿盆地的巴肯页岩为例加以说明。该页岩是主要烃源岩，同时也是超压带。如果有机质热演化达到成气阶段，干酪根成气或石油裂解成气都可使气态烃的体积增大，增压现象更为显著。这是油气盆地中超压体形成的重要机制。Barker（1972）提出水热增压的观点。他认为，对一个封闭的多孔岩石系统，增温必然导致超压。这是因为石英颗粒的热膨胀率仅是水的1/15，热膨胀引起的水体积增大是不容忽视的。据Barker的资料