準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)異常高壓成因機理分析及壓力預測方法

瞿建華，王澤勝，任本兵，白雨，王斌

準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)異常高壓成因機理分析及壓力預測方法

瞿建華1，王澤勝1，任本兵1，白雨1，王斌2

（1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000；2.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020）

隨著油氣勘探的發(fā)展，人們逐漸認識到地層壓力對油氣保存和單井產能的高低均有較大影響，因此有必要利用地震資料對地層壓力進行定量預測。目前，廣泛應用的異常地層壓力預測方法是建立在有效應力理論基礎上的，該理論由Terzaghi提出，并在疏松介質的力學分析中發(fā)揮了很好的作用，但是由于多孔介質物質結構的復雜性，有效應力原理在多孔介質中的應用具有一定的局限性。在考慮了巖石物理性質和力學平衡原理的基礎上，通過引入孔隙度參數(shù)得到了雙重有效應力方程，使上覆巖層壓力、地層壓力和巖石骨架應力之間的關系更合理，進而建立了一種基于多孔介質有效應力原理的地層壓力預測新模型。通過對準噶爾盆地西北緣環(huán)瑪湖斜坡區(qū)異常高壓成因的分析，在地質成因的約束下利用新的壓力預測模型對研究區(qū)的地層壓力進行了預測。

多孔介質；孔隙度；地層壓力；異常高壓；有效應力

0 引言

油氣層的壓力是油氣層能量的反映，也是推動油氣在儲層中流動的動力［1-2］。在油氣田勘探階段，研究油氣層壓力（特別是油氣層異常高壓）的分布，不僅可以保證安全、快速地鉆進，而且可以保證正確地設計泥漿比重和工程套管程序［3-5］。地層異常高壓也是油氣高產的重要因素，特別是對于頁巖氣與低滲透油氣藏等非常規(guī)油氣藏，異常高壓發(fā)育區(qū)帶往往是油氣高產區(qū)帶。由于各種測井方法均為“事后”技術，這就使得在初探區(qū)利用地震方法進行鉆前地層壓力預測顯得尤為重要［6］。同時，地震地層壓力預測還可以提供較測井方法更為豐富的空間壓力分布信息。利用地震資料進行地層壓力預測，主要是利用異常高壓地層層速度低的特點，因為在正常情況下，地震波在地層中傳播的速度隨深度的增加而增加，當出現(xiàn)異常高壓帶時，將伴隨出現(xiàn)層速度的降低［7］。

筆者從準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組低滲透砂礫巖儲層中存在異常高壓的現(xiàn)象出發(fā)，結合沉積體系分析和輕質油氣的分布范圍分析研究區(qū)異常高壓的形成機理，并在異常高壓形成機理的指導下通過改進壓力預測模型，建立一種基于多孔介質有效應力原理的壓力預測新模型，有效預測研究區(qū)異常高壓的分布范圍。

1 構造背景及異常壓力成因機理

準噶爾盆地是我國大型含油氣盆地之一，位于哈薩克斯坦板塊、西伯利亞板塊和天山褶皺帶之間的三角地帶，盆地南寬北窄，平面形狀近似呈三角形，面積為13.4萬km2，平均海拔為500 m，沉積巖最大厚度為14 000 m。準噶爾盆地是晚古生代—新生代的擠壓疊合盆地，經(jīng)歷了多期構造演化、多期巖漿活動和多源動力作用，其地層壓力分布、成因及其與油氣成藏間的關系復雜［6］。

準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)MH1井在三疊系鉆遇高壓油氣層，地層壓力系數(shù)高達1.53，自噴日產油48.33 m3，是近20年來環(huán)瑪湖斜坡區(qū)產量最高的油井，地層高壓是形成油氣高產的重要因素，因此開展地層壓力預測對尋找高產區(qū)帶尤為重要（圖1）。

圖1 環(huán)瑪湖斷裂帶與斜坡區(qū)三疊系地層連井對比Fig.1Strata correlation of Mahu slope area and faulted zone

通過對準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)與斷裂帶沉積體系的分析以及連井對比可知，在遠離物源的斜坡區(qū)三疊紀中晚期主要沉積環(huán)境為前扇三角洲或扇三角洲前緣遠端，巖性為泥巖、泥質砂巖或砂質泥巖，粒度較細，砂層較薄，如M6與M2等井（參見圖1）。在斷裂帶（近物源）主要沉積環(huán)境為扇三角洲平原或扇三角洲前緣近端，儲層巖性主要為砂礫巖與粗砂巖，粒度較粗，砂層厚度較大，如X9井（參見圖1）。鉆遇異常高壓地層的探井均分布于斜坡區(qū)前緣相帶近端或遠端，其儲層厚度均較薄，容易側向尖滅，頂、底及側向均有泥巖封堵，封閉條件較好，往往形成地層異常高壓；而靠近斷裂帶的探井均為正常壓力，儲層巖性主要為大套砂礫巖，封閉條件較差，壓力不能有效保存。

有機質在一定條件下開始生烴，烴類生成是形成異常高壓的重要機制。有機質轉化成烴類的過程中體積增加，生成的烴類和水一起使地層中的流體由單相流動變?yōu)槎嘞嗔鲃樱刃B透率降低到單相流動時的1/10。烴類的生成引起流體體積增加，封閉條件良好時能產生極高的壓力［8］，同時烴源巖生烴形成的超強壓力引發(fā)水力破裂，烴類沿著水力破裂面進行運移，在上覆地層的圈閉中聚集成藏，可以形成傳遞性異常高壓［9］。

環(huán)瑪湖斜坡區(qū)三疊系異常高壓與晚期輕質油氣的充注形成傳遞性異常高壓關系密切，研究區(qū)油氣主要來自下伏二疊系風城組烴源巖，其與三疊系圈閉之間發(fā)育大型斷裂，源-圈高效溝通為形成傳遞性異常高壓奠定了基礎。傳遞性異常高壓的形成主要與晚期輕質油氣充注有關，該區(qū)油氣充注主要為2期，分別為三疊紀末期及侏羅紀末期，在三疊紀末期目的層段百口泉組埋深大約為1 000 m，此時儲層滲透性較好，油氣進入儲層排水通暢，不易形成異常高壓，而在侏羅紀末期，百口泉組埋深已經(jīng)達到2 500 m，地層滲透性變差，油氣進入儲層排水不通暢，該期的油氣充注（特別是天然氣的充注）極易形成異常高壓［10］。從環(huán)瑪湖斜坡區(qū)18口井的三疊系試油層段原油密度與地層壓力系數(shù)交會圖（圖2）中可以看出，原油密度偏輕時地層壓力系數(shù)一般較高，特別是當壓力系數(shù)達到1.4以上時，原油一般為輕質油（晚期充注），原油密度低于0.81 g/cm3。

綜上所述，MH1井異常高壓的地質成因主要有2方面：①較好的封閉條件。扇三角洲前緣相帶砂體常與泥巖呈互層狀結構，頂、底及側向封閉性均較好，是形成異常高壓的必要條件。②在侏羅紀末期目的層段隨埋深增加物性逐漸變差，儲層中的流體交換變得不暢。隨著晚期油氣（特別是天然氣）大量注入，地層容易出現(xiàn)排水不暢，從而造成地層壓力升高。

圖2 環(huán)瑪湖斜坡區(qū)三疊系原油密度與地層壓力系數(shù)交會圖Fig.2Crossplot of crude oil density and formation pressure coefficient in Mahu slope area

2 壓力預測新模型

目前廣泛應用的地層壓力預測方法是建立在有效應力理論基礎上的［11］。從力學角度講，沉積壓實的原動力來源于上覆巖層的重力，但又受地層壓力的影響。據(jù)文獻［11］報道，Terzaghi經(jīng)過多年對疏松介質特性的研究，考慮2種力的綜合影響提出了有效應力理論，即

式中：Pf為地層壓力，MPa；Pov為上覆巖層壓力，MPa；σ為有效應力，MPa。

由于多孔介質物質結構的復雜性，有效應力原理在多孔介質中的應用具有一定的局限性［12］。正像Terzaghi實驗模型中支撐彈簧的數(shù)量決定壓縮程度一樣，地下巖層的孔隙度也影響巖石被壓實的難易程度，巖石越密，單位體積顆粒就越多，它就越難被壓實。按式（1）定義，有效應力顯然與孔隙度無關，因此它不是真正骨架支撐力；其次，Pf，Pov和σ均是單位面積上所受的力，實為壓強，而不是力的描述。

針對多孔介質的特性，從力學平衡原理出發(fā)，筆者建立了新的壓力預測模型。在單位面積上，上覆巖層的總重力為上覆巖層壓力Pov，固體礦物骨架和孔隙流體分擔的2種壓力必然在該單位面積上按孔隙度的大小分配，即地層壓力Pf只作用于相當于孔隙度φ那樣大的面積上，而有效應力σ則作用于面積為100-φ的部分上。當壓實達到平衡時，它們之間的關系為

式中：φ為孔隙度，%。

對式（1）～（2）的分析可以得到以下認識：孔隙度是多孔介質最重要的特性參數(shù)，沒有孔隙度的參與，有效應力公式無法反映多孔介質的特性，因而是不完整的，也是不妥當?shù)模?3］；孔隙度參數(shù)是區(qū)分和聯(lián)系疏松介質與多孔介質的重要指標，有了孔隙度參數(shù)的參與，有效應力公式就將疏松介質和多孔介質統(tǒng)一起來了。

3 壓力預測方法應用實例

準噶爾盆地環(huán)瑪湖斜坡區(qū)已發(fā)現(xiàn)了多個油氣藏，勘探程度較高，到目前為止，研究區(qū)基本已被三維地震資料覆蓋。此外，該區(qū)還有多口探井的錄井和測井資料，為地層壓力預測提供了豐富的資料。

MH1井為研究區(qū)的一口探井，該井在鉆遇目的層三疊系百口泉組（T1b）時地層的可鉆性指數(shù)（DC指數(shù)）偏離趨勢線，為異常高壓。該段氣測全烴值在90%左右，氣測異常明顯；井深3 309.28 m時發(fā)生溢流，關井后套壓增至2 MPa，流壓增至1.17 MPa，折算地層壓力系數(shù)為1.53。對該井分別利用Terzaghi有效應力原理模型［11］和新模型進行地層壓力預測，計算結果如圖3所示。從圖3可以看出，在正常壓力段，利用Terzaghi模型計算的結果小于靜水壓力，而利用新模型計算的結果更接近靜水壓力。進入異常壓力段后，MH1井鉆井實測，3 075～3 258 m地層壓力為40 MPa，3 258～3 324 m地層壓力為51 MPa，利用2種方法的計算結果均偏離靜水壓力趨勢線，但利用新模型計算的結果更接近實測壓力值。分別擬合利用2種模型計算的地層壓力系數(shù)與DC指數(shù)的關系（圖4），從擬合的結果可以看出，利用新模型計算的地層壓力系數(shù)與DC指數(shù)之間的擬合系數(shù)更高，擬合系數(shù)達到了0.95。

圖3 不同方法計算MH1井地層壓力隨深度變化曲線Fig.3Variations of formation pressure with depth of MH1 well calculated by different methods

圖4 不同方法計算的MH1井地層壓力系數(shù)與DC指數(shù)的交會圖Fig.4Crossplot of formation pressure coefficient and DC index of MH1 well calculated by different methods

根據(jù)研究區(qū)的地震資料，結合速度譜資料和多屬性反演資料，提取了目的層的層速度，并利用新的壓力預測模型進行了地層壓力預測（圖5）。從圖5可以看出，從左往右，地層壓力系數(shù)總體上逐漸增高；斜坡區(qū)存在面積超過150 km2的壓力系數(shù)大于1.25的異常高壓分布區(qū)，為在環(huán)瑪湖斜坡區(qū)針對低滲透儲層的井位部署和有利鉆探目標優(yōu)選均提供

圖5 環(huán)瑪湖斜坡區(qū)T1b壓力預測平面圖Fig.5Pressure forecast of T1b in Mahu slope area

了技術支撐。

4 結論

（1）環(huán)瑪湖斜坡區(qū)三疊系地層異常高壓影響因素為較好的封閉條件和晚期輕質油氣的充注。

（2）Terzaghi模型壓力預測方法的理論依據(jù)是儲層頂界面的受力平衡方程，在各向同性彈性介質中是可靠的；針對地下巖層為多孔介質的特性，引入孔隙度參數(shù)完善了儲層頂界受力平衡方程，更加明確了方程中參數(shù)的物理意義。

（3）利用新的壓力預測模型進行壓力預測的精度更高，MH1井實測壓力資料與計算壓力對比，吻合度高達95%。

［1］時賢，程遠方，梅偉.基于測井資料的地層孔隙壓力預測方法研究［J］.石油天然氣學報，2012，34（8）：94-98.

［2］李繼亭，曾濺輝，吳嘉鵬.利用東營凹陷典型剖面分析地層壓力演化與油氣成藏關系［J］.巖性油氣藏，2011，23（4）：58-64.

［3］彭真明，肖慈珣，楊斌，等.地震、測井聯(lián)合預測地層壓力的方法研究［J］.石油地球物理勘探，2000，35（2）：170-174.

［4］紀友亮，張立強.油氣田地下地質學［M］.上海：同濟大學出版社，2007：204-225.

［5］劉雯林.油氣田開發(fā)地震技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996：140-152.

［6］李忠慧，樓一珊，王兆峰，等．地層壓力預測技術在準噶爾盆地鉆井中的應用［J］．天然氣工業(yè)，2009，29（8）：66-68.

［7］孫武亮，孫開峰.地震地層壓力預測綜述［J］.勘探地球物理進展，2007，30（6）：428-432.

［8］高崗，黃志龍，王兆峰，等.地層異常高壓形成機理的研究［J］.西安石油大學學報：自然科學版，2005，20（1）：1-7.

［9］胡海燕，王建國.準噶爾盆地中部超壓形成機理及其成藏意義［J］.石油與天然氣學報（江漢石油學院學報），2009，31（1）：6-10.

［10］李傳亮.地層異常壓力原因分析［J］.新疆石油地質，2004，25（4）：443-445.

［11］夏宏泉，游曉波，凌忠，等.基于有效應力法的碳酸鹽巖地層孔隙壓力測井計算［J］.鉆采工藝，2005，28（3）：28-30.

［12］李傳亮.等效深度法并不等效［J］.巖性油氣藏，2009，21（4）：120-123.

［13］方玉樹．基于水壓率討論土中孔隙水壓力及有關問題［J］.巖土工程界，2007，10（5）：21-26.

（本文編輯：李在光）

Genetic mechanism analysis and prediction method of abnormal high pressure in Mahu slope area,Junggar Basin

QU Jianhua1，WANG Zesheng1，REN Benbing1，BAI Yu1，WANG Bin2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China）

With the development of the oil and gas exploration,it is gradually recognized that the formation pressure has important effect on the hydrocarbon preservation and individual well deliverability.So it is necessary to quantitatively predict the formation pressure based on the seismic data.The prediction method of abnormal formation pressure widely applied now is based on the effective stress theory which is proposed by Terzaghi in 1923 and plays an important role in civil engineering practice.However,the effective stress theory has limitations in the porous medium which has complex structure.Considering the rock physical properties and mechanics equilibrium principle,we developed a new pressure prediction method based on the dual effective stress of porous medium through the introduction of dual effective stress equation related to porosity,making closer relationship among the overburden pressure,formation pressure and rock skelecton stress.We achieved good effect after putting this method in practical use to the formations in Mahu slope area,northwest of the Junggar Basin,through the analysis of the genesis of abnormal high pressure andconstrained by the geological origin.

porous medium；porosity；formation pressure；abnormal high pressure；effective stress

TE27+1

：A

2014-03-20；

2014-05-18

國家重大科技專項“十二五”計劃課題“天然氣復雜儲層預測與烴類檢測地球物理技術研究和應用”（編號：2011ZX05007-006）資助

瞿建華（1981-），男，碩士，工程師，主要從事石油地質綜合研究工作。地址：（834000）新疆克拉瑪依市準噶爾路29號中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院。E-mail：qujianh@petrochina.com.cn。

1673-8926（2014）05-0036-04