超壓體的特征與油氣分布關(guān)系

第一章超壓體的特征與油氣分布關(guān)系長期以來，我們習(xí)慣在常壓帶內(nèi)找油，一旦遇到超壓帶時，不是由于鉆井技術(shù)問題久攻不下，就是由于認識跟不上去而輕易放棄。美國墨西哥灣地區(qū)，15年前也是這樣，一見到超壓就完鉆。最近15年以來，由于對超壓體認識的深化，已找到一批超壓油氣田。在墨西哥灣陸坡區(qū)的深水區(qū)（圖1-1），近10年間花了近40億美元，在第三紀地層中發(fā)現(xiàn)了圖1-1墨西哥灣陸架深水油（氣）田位置圖25個有開發(fā)前景的油氣田，找到約40億桶的可采儲量。其中有9個油氣田是在超壓帶中，占所發(fā)現(xiàn)油氣田數(shù)的30％，儲量占到65％。最大的金星油田（Venus）可采儲量為582MOEB（百萬油氣當(dāng)量桶），就是超壓油田。殼牌（SHELI）石油公司1989年發(fā)現(xiàn)的火星（Mars）油田，也是超壓大油田，水深915m，井深5732m，發(fā)現(xiàn)134m含油濁積砂巖。它是夾持在外來鹽體之間的半深海濁積巖，砂巖傾向西北，三面受鹽體封閉的地層油藏，可采儲量為1.1×108t。地層壓力梯度為0.75psi/ft，是墨西哥灣最大的超壓油藏。隨著對深水區(qū)的勘探，越來越多的石油公司認識到超壓帶的油氣潛力，它已成為近期勘探開發(fā)的熱點，不但在墨西哥灣盆地的超壓層中的勘探有長足的進展，而且在北海盆地的超壓層中的勘探也有很大的發(fā)展（圖1－2）。1985年油價下跌以后，鉆探高壓的探井急劇減少，僅有11口井，探井成功率近20％。從1989年開始，由于高溫高壓鉆井技術(shù)的發(fā)展和對高壓帶認識的提高，鉆井?dāng)?shù)增加了一倍，成功率也有明顯的提高，發(fā)現(xiàn)井占總井?dāng)?shù)之半?？傊?，隨著超壓區(qū)油氣的不斷發(fā)現(xiàn)，對超壓層的成烴條件、油氣分布規(guī)律的研究，無論在理論上和實踐上，都有很大的提高。圖l－2北海中部高壓施工探井（＞2500P引超壓）直方圖我國過去也多在常壓帶內(nèi)找油氣。近年來，隨著對天然氣勘探的重視和各地區(qū)加強對深層油氣的探索，也將面臨著更多的高溫超壓的地質(zhì)條件。對于這個特殊的地質(zhì)環(huán)境，當(dāng)然有它不同于常壓條件下的油氣分布規(guī)律和特點。如果用常壓條件的規(guī)律和方法來認識和指導(dǎo)勘探，必然要走彎路，取不到好的效果。通過這次在國外的調(diào)研和對鶯一瓊地區(qū)的勘探實踐，我們試圖對高溫超壓條件下天然氣的分布特點做一些歸納，供大家參考。第一節(jié)壓力帶的劃分根據(jù)統(tǒng)計，在世界范圍內(nèi)已知有180個沉積盆地具有超壓地層體系（表1－1），占世界沉積盆地的2/3。其中，超壓體與油氣分布有因果關(guān)系的約有160個沉積盆地。這說明超壓體存在的普遍性，并與油氣成因有緊密的聯(lián)系。在超壓盆地內(nèi)，一般存在著兩個或兩個以上的水力壓力系統(tǒng)。當(dāng)?shù)貙涌紫堕g的流體（油、氣、水）壓力等于地表到某一地層深度的靜水壓力時，為正常的地層壓力，壓力系數(shù)為1；低于靜水壓力的地層壓力或壓力系數(shù)（實測壓力／靜水壓力）小于1者為低壓異常；高于靜水壓力的地層壓力或壓力系數(shù)大于1者為高壓異常。正常地層壓力與異常壓力之間的壓力遞變帶，稱為壓力過渡帶。各個國家和公司對于壓力界線的劃分有不同的劃分標(biāo)準(zhǔn)。原蘇聯(lián)在80年代根據(jù)實踐經(jīng)驗和大量的研究成果，用壓力系數(shù)對異常壓力做了界定(如表l—2、l—3、l—4)。?？松?EXXON)公司根據(jù)美國墨西哥灣的地質(zhì)情況，提出了一個分類方案(表1—3)。國內(nèi)有些專家對地層壓力分類也提出了一些建議。中國海洋石油勘探開發(fā)研究中心杜栩等提出的分類方案，見表1—4。在這些分類中，我們采用?？松镜姆诸惙桨浮Ｋ鞔_地把壓力過渡帶劃分出來，并將高壓帶劃分為超壓和強超壓兩個帶，更有實用意義。這樣的劃分與油氣分布關(guān)系比較密切，大致可劃分出有實用意義的三個界線。類型地區(qū)序號盆地備注低壓盆地l加拿大北部盆地，艾伯塔中部盆地，加拿大蓋洛普砂巖盆地，圣胡安盆地，美國凱斯穹隆，阿馬克洛隆起，美國密西西比盆地，米德蘭盆地，美國夸厄布拉勒白堊系盆地，丹佛盆地，美國二疊紀盆地2馬更些三角洲(加拿大)，馬哈坎三角洲(印度尼西亞)，密西西比三角洲(美國)，尼日爾三角洲(非洲)，波盆地(意大利)三角洲超壓盆地超北美和南美3阿納達科盆地(美國)，哥倫布盆地(特立尼達)，庫克灣盆地(美國)，帕里亞的格爾夫盆地(委內(nèi)瑞拉)，讓娜達爾克盆地(加拿大)，下馬格達萊納盆地(哥倫比亞)，密西西比盆地(美國)，北阿德莫爾盆地(美國)，阿拉斯加北斜坡(美國)，太平洋西北部盆地(美國)，保德河盆地(美國)，斯科舍盆地(加拿大)，薩克拉門托南部盆地(美國)，圣華金南部盆地(美國)，德克薩斯和路易斯安那盆地(美國)，尤因塔盆地(美國)，威利斯頓盆地(美國)，風(fēng)河盆地(美國)非洲4加蓬(非洲)，西奈海域(埃及)，蘇爾特(利比亞)壓盆地歐洲5下薩克森海槽(德國)，磨拉石建造型盆地(德國和奧地利)．北海盆地，潘諾尼西盆地(匈牙利)，波利斯海槽，前里海(原蘇聯(lián))，南阿基坦盆地(法國)，南里海(原蘇聯(lián))，達克吉克盆地(阿富汗)，特蘭西瓦尼亞盆地(羅馬尼亞)，維也納盆地(奧地利)，西西伯利亞盆地(原蘇聯(lián))，蔡希斯坦盆地(德國和波蘭)中東和亞太地區(qū)6盂加拉灣(盂加拉)，緬甸盆地(緬甸)，坎貝盆地(印度)，丹皮爾次盆地(澳大利亞)，渤海灣(中國)，新竹盆地(中國臺灣)，美索不達米亞盆地(伊拉克)，尼泊爾，北伊里安查亞(印度尼西亞)，北陸盆地(新西蘭)，北蘇門答臘(印尼)，西北陸架(澳大利亞)，博德瓦爾盆地(巴基斯坦)，沙撈越(海上)(馬來西亞)，南中國海，南巴布沿岸(新幾內(nèi)亞)，第三系礁(蘇門答臘海上)注：AAPG（美國石油地質(zhì)學(xué)家協(xié)會）；Vol.24,No.1,1990。1．超壓體的“過渡帶”是含氣的富集帶過渡帶的壓力系數(shù)為1．27～1．5，相應(yīng)壓力梯度為0．55—0．65psi／h，是富含氣的壓力帶。2．一般以蓋層的破裂壓力作為成藏界線從理論上講，當(dāng)?shù)貙涌紫读黧w壓力大于地層巖石的自然破裂壓力時就開始漏失，氣藏就難保存。除鹽巖、石膏和粘土外，一般巖石的自然破裂壓力相當(dāng)壓力系數(shù)為1．963。實際上，當(dāng)孔隙流體壓力相當(dāng)于破裂壓力的70％～90％時，就開始漏失。也就是說，當(dāng)?shù)貙訅毫Τ^所劃分的“超壓帶”時，氣藏就難保存。3．超壓與經(jīng)濟界限的關(guān)系根據(jù)目前的技術(shù)水平認為，油氣勘探的經(jīng)濟界限相當(dāng)于壓力系數(shù)為1．96左右，即壓力梯度為0．85psi／h。當(dāng)超過這個壓力界線時，鉆井費用明顯增高，工程風(fēng)險加大。也就是說，當(dāng)壓力超過所劃分的“強超壓帶”時，即使有油氣井存在，就目前的技術(shù)水平而言，仍然缺少經(jīng)濟價值。表1-2壓力系數(shù)壓力分類<O．8異常低壓0．8～1．0低壓1．0一1．05正常壓力1．05—1．3稍高壓1．3～2，0高壓<2．0超高壓表1—3壓力系數(shù)壓力梯度psi．ft-1壓力梯度kPa·m-1泥漿相比密度／PPG①壓力分類<l<0．433<10<8．34低壓1．0～1．270．433～0。5510～12．78．34～10．5常壓1．27～1．50．55～0．6512．7一15。0lO．5～12，5過渡帶1．5～1．?30．65～0．7515．0～17，312．5～“．5超壓1．73～l，960．75～0．8517．3～19。614．5～16．5強超壓①lPPg＝lbf～alq0．128／cm3。表1—4壓力梯度psi．ft-1壓力系數(shù)壓力分類備注<0．4l<0．96低壓異常0．4l～0．460．96～1．06常壓0．46—0，61．06～l，38高壓異常過渡帶>O．6>1．38異常高壓第二節(jié)超壓體的過渡帶是找油氣的有利地帶超壓體的存在是含油氣盆地的普遍特點。超壓體是油氣運移的動力、封存力，也是一個大的油氣資源庫。隨著資料的增加，人們發(fā)現(xiàn)墨西哥灣陸架區(qū)內(nèi)，油氣田和油氣儲量集中分布在超壓面附近，主要儲量不在正常壓力帶內(nèi)，也不在強超壓帶內(nèi)，而在弱至中等壓力帶內(nèi)分布（圖1-3）。1993年，美國W．G．I.each根據(jù)墨西哥灣沿岸區(qū)鉆達第三系的25204圖1-3墨西哥灣大陸架油氣田分布與超壓面關(guān)系圖（據(jù)Shell，1997）口、深度為600～6000m已完井的資料進行了統(tǒng)計分析，在探討油氣在超壓層中的分布規(guī)律時發(fā)現(xiàn)，油氣比較集中分布于超壓頂面上下300m（1000fi）附近（圖1－4），油的高峰值偏上，位于超壓面之上，而氣的高峰值偏下，在超壓面上，與超壓帶的過渡帶相近。同時發(fā)現(xiàn)天然氣的高峰值隨著產(chǎn)層埋藏深度的變化，與超壓頂面的相對關(guān)系也不同（圖1－5）。在12000～13000ft、14000～15000ft、16000～17000ft三個深度內(nèi)，隨著生產(chǎn)層埋深的增加，高峰值遠離超壓頂面的深度逐漸加大；在18000～19000ft時，峰值反而變淺，向超壓頂面靠近，說明隨著埋深加大、壓力增加，蓋層的完整性受到破壞，不利于天然氣的保存。油氣儲量較多地分布于超壓層頂面附近，其它地區(qū)也有這樣的規(guī)律。如土庫曼凹陷內(nèi)，油氣儲量的89％分布在壓力系數(shù)為1．1～1．4的壓力帶內(nèi)，在壓力系數(shù)為1．1～1．3的地層中分布著許多凝析氣藏，僅有11％的油氣儲量分布在壓力系數(shù)為1．4～1．7的地層內(nèi)。南里海盆地也有這種規(guī)律，在古地臺內(nèi)烴類大多數(shù)聚集在壓力系數(shù)為工．3以上的壓力帶內(nèi)；在準(zhǔn)地臺則聚集在壓力系數(shù)為l．06～1．3之間的壓力帶內(nèi)；而活動帶的烴類多聚集在壓力系數(shù)為1．1～1．7的壓力帶內(nèi)，雖然變化比較大，但同樣也是壓力過渡帶為烴類集中分布帶。這一分布特點是由其內(nèi)在規(guī)律所決定的。很多盆地的生烴巖都位于超壓帶內(nèi)，超壓本身就是一個巖性物性封堵面，也是油氣運移的平衡面，有利于油氣的聚集。在強超壓存在時，蓋層的完整性受到破壞，一般情況下不利于油氣的保存。因此，油氣富集于壓力過渡帶的附近是其內(nèi)在規(guī)律性的表現(xiàn)。無可否認，隨著超壓帶鉆井的增加，其所占儲量的比重也會有所增加，但不會改變其基本特點。過渡帶的厚度和強度因具體的地質(zhì)條件不同而有變化。如墨西哥灣西部地區(qū)，上部為砂巖，下部為泥巖，砂巖與泥巖分界明顯，壓力過渡帶就在分界面附近，壓力過渡帶的厚度較??；而在墨西哥灣中心部分為砂泥巖互層，砂泥巖沒有明顯界面，壓力過渡帶較寬。所以過渡帶的寬窄，與砂泥巖比例有關(guān)（圖1－6）。第三節(jié)不同成因的超壓帶與油氣分布的關(guān)系超壓體的成因是由多種因素造成的，可歸納為沉積型和構(gòu)造型兩類。沉積型成因以快速沉積造成的不均衡壓實作用為主，帶動水熱增壓作用、蒙脫石變成伊利石的成巖作用和烴類生成作用。構(gòu)造型成因主要是由區(qū)域性抬升隆起等構(gòu)造應(yīng)力作用形成的。快速沉積（形成時欠壓實）作用長期被認為是導(dǎo)致超壓形成的主要原因，其實質(zhì)就是快速沉積引起沉積物的壓實和孔隙中流體逸散之間不平衡關(guān)系所造成的。但是，要使超壓在地質(zhì)時期內(nèi)得以保持，必須有充分限制流體外泄的封閉條件。超壓體多出現(xiàn)在連續(xù)性較好、分布較廣的區(qū)域性厚泥巖層（常為烴源巖）之中。Power（1967）提出，蒙脫石轉(zhuǎn)化為伊利石能導(dǎo)致高孔隙壓力的形成，是基于粘土表面結(jié)構(gòu)水的密度大于孔隙水，高密度水進人孔隙會使流體體積增大，導(dǎo)致高壓產(chǎn)生。Foster、Custard和Plumleg等（1980）提出，粘土脫水導(dǎo)致滲透性的喪失，有利于超壓形成的觀點。而Anderson和Low的研究則認為，結(jié)構(gòu)水的密度并不大或僅稍大，難以形成異常高壓。盡管對粘土轉(zhuǎn)化導(dǎo)致增壓的原因尚有不同認識，但粘土轉(zhuǎn)化帶與超壓帶之間在墨西哥灣區(qū)存在明顯相關(guān)性的事實，使許多研究者（Bruce等，1984）認為，至少在海灣地區(qū)，粘土轉(zhuǎn)化無疑是超壓帶形成的重要機理之一。Bruce（1984）還認為，粘土轉(zhuǎn)化的溫度在不同地區(qū)有所差異，且一般都超過Burst（1969）給出的90～110℃的范圍。干酪根成烴作用引起的超壓作用是由Momper（1978）提出的。Momper認為，“烴類的形成有助于增壓，但在成油高峰期，瀝青質(zhì)可能是孔隙增壓的最大源泉，因為烴類生成能引起體積增加。根據(jù)有機質(zhì)原始濃度及產(chǎn)油量計算，在有效烴源巖系統(tǒng)內(nèi)體積的純增量可達到原始有機質(zhì)體積的25%”。Meissner曾以威利斯頓盆地的巴肯頁巖為例加以說明。該頁巖是主要烴源巖，同時也是超壓帶。如果有機質(zhì)熱演化達到成氣階段，干酪根成氣或石油裂解成氣都可使氣態(tài)烴的體積增大，增壓現(xiàn)象更為顯著。這是油氣盆地中超壓體形成的重要機制。Barker（1972）提出水熱增壓的觀點。他認為，對一個封閉的多孔巖石系統(tǒng)，增溫必然導(dǎo)致超壓。這是因為石英顆粒的熱膨脹率僅是水的1/15，熱膨脹引起的水體積增大是不容忽視的。據(jù)Barker的資料，在地下6km處，地溫梯度分別為1.8℃/hm、2.5℃/hm和3.6℃/hm時，水的體積增大率分別為3%、7%和15%。Hanshaw和Zen（1965）提出滲透（析）增壓（osmoticPressuring）作用。他們認為，半滲透性的頁巖與含鹽度較高的儲層接觸帶，具有類似于薄膜滲透性質(zhì)，可以造成很大的壓差。異常高的流體壓力可以因局部或區(qū)域性的斷裂、褶皺、側(cè)向滑動、泥或鹽的底辟、刺穿以及地震等因素，使深部高壓流體侵人被封閉的淺部儲集層，引起局部異常高壓。要強調(diào)的是，超壓是上述多種因素互相疊置的結(jié)果，一般是以一種因素為主，其它因素為輔。有的專家認為，第三系盆地以不均衡壓實作用為主，水熱增壓作用對體積影響較?。▓D1－7）；同時，粘土礦物成巖作用，水的體積增量容易被粘土體積的減量所抵消，這兩種因素對形成超壓影響較小。不同地區(qū)的主要因素也不同，如美國落基山諸盆地就是由于烴類生成作用形成的超壓，而墨西哥灣沿岸盆地的超壓則是以快速沉積所形成的不平衡壓實作用所造成的。從這兩個地區(qū)的情況出發(fā)，形成了兩個鮮明的學(xué)派。有的專家認為，二者關(guān)系密切，早期可能由于快速沉積水排不出去形成超壓，但要保持長時間的超壓狀態(tài)，還有賴于后期生成的氣體的介入。更為重要的是，由于成因不同，油氣分布特點也有所差別。下面對比快速沉降和熱生烴這兩種主要因素對油氣分布的影響?？焖俪练e烴類生成新地層（第三系）1．老地層2．快速沉積2．可快可慢3．經(jīng)常見于三角洲環(huán)境，特別是海退三角洲3．很多環(huán)境均可形成4．成巖作用與充氣同時進行，物性很好4．多發(fā)生在成巖作用后期，物性差5．常規(guī)油氣聚集，油氣可遠離烴源巖5．常規(guī)或非常規(guī)油氣聚集并分布在烴源巖附近6．水尚未排干凈，無論壓力多高的地層，均有邊、底水6．水被排出，超壓面以下充滿氣，水分布在氣層之上不均衡壓實作用：油氣分布除位于生烴巖附近外，往往還遠離生烴巖，特別是由于差異壓實伴生著泥拱、鹽丘和斷層發(fā)育的地區(qū)或有大型三角洲插入的地區(qū)，油氣往往沿著斷層、泥拱、鹽丘、三角洲砂巖體，做大規(guī)模的縱向和橫向的運移。如墨西哥灣地區(qū)大量第三系的油氣，越來越多的人認為主要來自幾千公尺以下的佛羅紀一白堊紀地層，油氣是由深層的超壓體向淺部的壓力過渡帶和正常壓力區(qū)運移聚集。由烴類生成形成的高壓異常，油氣分布在生烴巖附近。近年發(fā)展起來的異常高壓箱體化的概念——封存箱，就對這種類型做了很好的描述。Surdam等根據(jù)落基山拉勒拉米盆地第三系和中生代地層含油氣情況建立了異常高壓箱內(nèi)氣藏形成和破壞過程的模式（圖1－8）。在巖性比較細的區(qū)域，超壓系統(tǒng)頂部鏡煤反射率、生烴指數(shù)、蓋層能力明顯增高，伊利石轉(zhuǎn)化率由20%增加到85%，而且從無序變?yōu)橛行?。水的礦化度在常壓區(qū)為10000×10-6，而超壓帶為35000×10-6。這些特點可作為劃分超壓面的特征，這也說明超壓與常壓之間是不聯(lián)通的。在超壓體內(nèi)，隨著越來越多的液態(tài)烴的生成及油轉(zhuǎn)化為氣，系統(tǒng)被氣飽和，排驅(qū)自由水的壓力大大提高，從而使得低滲透單元阻礙流體流動，形成毛細管壓力封閉。內(nèi)部毛細管三維圈閉可引起砂巖內(nèi)流體互相隔離或壓力箱體化，有時可把砂巖分隔成不同的箱體。但在箱內(nèi)的砂巖也可能由于抬升或斷裂活動，造成泄壓。因此，超壓體內(nèi)的砂巖可以是高壓也可能是低壓（圖1－9）。同時，在上述中生代下部富含有機質(zhì)的頁巖超壓體以下，又出現(xiàn)常壓的單相流動壓力系統(tǒng)。落基山拉勒拉米盆地第三系和中生代地層中，在7000～9000ft層段以上為常壓單相流，油氣聚集受構(gòu)造圈閉或地層圈閉控制。而在7000～9000ft以下為超壓系統(tǒng)，形成于白堊系泥巖，為富含油氣的多相流體超壓系統(tǒng)。這個系統(tǒng)的油氣聚集不受構(gòu)造和地層圈閉控制，而受控于孔隙度和滲透率較高的層段。對于儲層物性相對較好、供烴能力強的地區(qū)，稱之為“甜點”，成為“封存箱”超壓系統(tǒng)內(nèi)的找烴目標(biāo)。懷俄明州立大學(xué)能源研究院估計，該州白堊系和古生界這種“封存箱”氣藏的儲量就有9600TCF。對于烴類生成所形成超壓體的關(guān)鍵是確定超壓體的界面、確定超壓體的三維邊界和尋找超壓體內(nèi)的“甜點”。第四節(jié)超壓體對生烴有抑制作用超壓盆地可以是含油盆地，也可以是含氣盆地，這主要取決于烴源巖的于酪根類型和所處的生烴門限，這與正常壓力系統(tǒng)的盆地相似。但實際上很多含氣盆地多具有超壓的特點，超壓油氣生成的條件有別于正常壓力盆地，除上述控制因素外，還與超壓體有關(guān)。關(guān)于超壓體對油氣形成的作用，有三種看法；有人認為超壓體比正常壓力系統(tǒng)可增加鏡煤反射率；有人則認為鏡質(zhì)反射率會減少；也有人認為與正常壓力系統(tǒng)相同，沒有變化。但越來越多的專家認為超壓體對油氣的生成有抑制作用。據(jù)尤英塔盆地顯示，鏡煤反射率的變化在常壓區(qū)是正常的，隨埋深增加而增加。但在超壓體內(nèi)，鏡煤反射率R。隨深度增加變化不大。在馬哈坎三角洲也有相似的情況，鏡煤反射率隨深度的變化在壓力過渡帶迅速增加，而進人超壓作則增加不明顯（圖1-10）。從鶯一瓊盆地崖城21-l、崖城35－l-l和樂東30-1-1A井埋深與R0關(guān)系圖（圖1－11）也可看出這種關(guān)系，在進人超壓體后，Ro增加不明顯。這些事實說明，超壓體對干酪根的轉(zhuǎn)化起著抑制作用。原蘇聯(lián)莫斯科古勃金石油學(xué)院B·11·葉爾英金等總結(jié)世界600個油氣田的實際資料后，提出了有機質(zhì)的演化不僅受溫度的影響，尤其受超壓的影響。隨著壓力系數(shù)的增加，油氣演化受到明顯的抑制（圖1－12）。既然在超壓體內(nèi)油氣的生成受到抑制，超壓體內(nèi)飽含的大量的天然氣又是從哪里來呢？在正常壓力系統(tǒng)內(nèi)，天然氣的形成無疑取決于生烴母質(zhì)和是否進人生氣門限。很多學(xué)者認為，在高溫超壓條件下，這些天然氣主要不是來自干酪根的轉(zhuǎn)化，而是由石油裂解形成的。對粉河盆地Mowry頁巖，采用TlssotSuw。lie動力學(xué)參數(shù)計算結(jié)果說明，常壓中大多數(shù)烴源巖生成的液態(tài)烴已被排出。超壓地層中液態(tài)烴仍遺留于富含有機質(zhì)的頁巖中。通過對Mowry頁巖樣作核磁共振（NMR）的分析結(jié)果表明，在超壓頂面以下，脂肪族不存在了，但殘余油還沒有排出，這說明超壓體頁巖中沒有生成液態(tài)烴的能力（圖I－13）。1988年，根據(jù)Mack和Guigley兩人提供的動力學(xué)參數(shù)，計算出粉河盆地中心油變成氣和干酪根變成氣的轉(zhuǎn)換比，說明超壓體內(nèi)干酪根轉(zhuǎn)化為氣的轉(zhuǎn)換比很小，主要是由油轉(zhuǎn)換為氣，其轉(zhuǎn)換比相差近10倍，說明氣體主要是由液態(tài)烴裂解而成的。對其形成的過程，R．S．Sundam曾提出過較詳細的模式。周中毅等（1985）針對新疆塔北中生代生油巖的成熟度較低，其R0值只有0.6％，生物標(biāo)記化合物及可溶組分有機地球化學(xué)成熟度也比較低，但粘土礦物的熱演化程度則比較高等。造成有機質(zhì)比粘土礦物成熟度及熱演化程度偏低的原因，曾明確地提出是由于地層壓力對烴類有保護作用，即異常高的地層壓力抑制和延緩了有機質(zhì)的熱演化。為了證實這個推斷，他們選擇了一塊泥巖樣品和一塊灰?guī)r樣品進行試驗，實驗溫度為300℃和400℃兩個溫度點，這是因為以往的實驗已證明，在一定壓力條件（5kgf/cm2）下，產(chǎn)油高峰時的溫度為350℃，在常壓下要低一些。這兩個溫度點能在不同壓力條件下觀察到生油高峰前后的變化。分別取2000kgf/cm2、750kgf/cm2和常壓三個壓力點進行試驗。試驗結(jié)果有以下幾點結(jié)論：（1）在溫度為300℃時，隨著壓力的增加，泥巖和灰?guī)r樣品的液態(tài)烴產(chǎn)量均增加，泥巖增加比灰?guī)r大。從常壓2000kgf/cm2壓力下，液態(tài)烴產(chǎn)量增加一倍以上，但總產(chǎn)氣率和可燃氣體產(chǎn)率均相應(yīng)地下降。當(dāng)溫度為400℃時，隨著壓力的增加，總產(chǎn)氣率也下降，而液態(tài)烴的產(chǎn)量表現(xiàn)為先增加而后下降。氫指數(shù)（IH）在2000kgf/cm2壓力下比在750kgf/cm2壓力下高出一倍。這些都說明，處于生油階段的生油巖，如果施加一定壓力，將會延緩由油向氣轉(zhuǎn)化的過程；而進入生油階段的生油巖，如果熱力作用相同，則較大的壓力將抑制干酷根的成油降解，直接由干酷根降解成氣。這證明，壓力無論對干酷根或油氣都能延緩其成熟演化的進程。（2）在主要產(chǎn)出無機氣體階段（300℃左右），隨壓力增加，將會產(chǎn)出更多的無機氣體。在主要產(chǎn)出烴類氣體階段（>380℃），壓力增加會產(chǎn)出更多的烴類氣體，但氣體的總產(chǎn)率隨著壓力的增加而下降。(3）在相同的溫度條件下，壓力上升促使液態(tài)烴中烷烴的含量增加，而極性組分（包括瀝青質(zhì)）的含量下降。芳香烴的變化是隨壓力的增加，含量下降。這說明，在相同熱力作用下，壓力有助于瀝青質(zhì)進一步裂解為飽和烴和芳香烴。因此，適當(dāng)?shù)膲毫Σ庞兄诜枷銦N的形成。他們的試驗說明，壓力的增大，對有機質(zhì)的熱演化起到抑制作用，相對而言，壓力對粘土礦物的熱演化以及裂變徑跡退火作用就沒有影響。1979年，Durand和Oudin通過對馬哈坎油氣成因的分析提出，在達到超壓帶之后，游離烴含量迅速減少。鉆達這一層段時，在儲層中見到的烴類僅僅是氣體。經(jīng)顯微鏡鑒定表明，超壓帶內(nèi)的干酪根是由液態(tài)烴類熱解產(chǎn)生的殘余物（焦瀝青）組成的。由于在超壓帶中流體延遲驅(qū)出和溫度增加，液態(tài)烴歷經(jīng)熱裂解，一方面產(chǎn)生輕質(zhì)產(chǎn)物，如天然氣，另一方面芳香族濃縮導(dǎo)致焦瀝青的形成。焦瀝青較原始有機質(zhì)更易裂化，一旦達到超壓帶，只能找到輕質(zhì)的烴類，即主要是天然氣。因此，他們依據(jù)生油窗帶和超壓帶的相對關(guān)系，解析了馬哈坎三角洲從生油巖中生成不同烴類類型的以下三種成因（圖1－14）。（1）生油窗全部或大部處于超壓帶之上。該當(dāng)區(qū)生油窗都沒有超壓梯度，以產(chǎn)液態(tài)烴為主，如克蘭布區(qū)。（2）生油窗局部與超壓帶重合，能生成液態(tài)烴類的生油窗區(qū)間很狹。生油窗局部與超壓帶重合部分產(chǎn)生的石油全部裂解為氣，如汗迪爾油田，既有油又有氣。（3）生油窗全部在超壓帶內(nèi)，生成的石油不能被驅(qū)走，而在原地轉(zhuǎn)化為氣。如巴達克地區(qū)，生油窗一開始就在超壓帶內(nèi)，以產(chǎn)氣為主。上述例子說明，超壓帶對油氣生成的影響不同于正常壓力帶。它對于沉積剖面中油氣生成和流體性質(zhì)起著重要的作用，也對其運移機理具有重大的影響。第五節(jié)孔隙流體壓力和蓋層影響超壓帶油氣的富集天然氣與石油相比，無論在物理或化學(xué)特性上均存在明顯的差異。天然氣能以水溶、油溶、游離擴散等多種方式運移，活動性強。這使天然氣在縱橫向的運移強度都可能比石油大得多。由于天然氣的分子直徑小、密度小擴散能力強，對蓋層封閉的要求也就更高。因此，人們研究天然氣聚集條件時，首先想到的往往是蓋層條件。由于天然氣與石油在性質(zhì)上的差異，天然氣在運聚上也有它的特性。郝石生等明確提出了“天然氣運聚動平衡的原理”，認為在氣藏形成過程中，始終存在著兩個同時發(fā)生而又相互消長的過程：一是從烴源巖生成的天然氣，運移進人圈閉的過程；另一個就是已聚集在圈閉內(nèi)的天然氣不斷逸散，形成聚散動平衡的過程。這種形成過程是隨著地質(zhì)條件的變化而不斷變化的。郝石生等把處于“供氣”大于“散失”階段的成藏期，稱之為“儲量遞增期”；處于“供氣”與“散失”大致相等的成藏期稱為“儲量穩(wěn)定期”；處于“供氣”小于“散失”的成藏期稱為“儲量遞減期”。在超壓環(huán)境下，這種聚散變化過程比常壓情況更為活躍。隨著沉積埋藏的加深，壓力溫度不斷增加，增強了油氣擴散和運移作用，特別是改變了蓋層的封閉條件。蓋層封閉天然氣一般具有三種形式，即物性封閉、超壓封閉和濃度封閉。超壓層，往往具有物性封閉和超壓封閉的作用。如郝石生等所描述（圖1-15），在欠壓實泥巖段頂、底靠近儲層處，在壓實過程中，孔隙水得已充分排出，形成上、下壓實段，而中間，由于孔隙水不能充分排完，形成欠壓實帶。上下壓實段的毛細管壓力大于中間欠壓實段的毛細管壓力，起著物性封閉作用。中間欠壓實段，毛細管壓力雖比上、下壓實段低，但其內(nèi)部存在著異常高的孔隙流體壓力，使毛細管壓力與孔隙流體壓力之和明顯大于上下壓實段的毛細管壓力，其封閉能力更強。壓力封閉與物性封閉在超壓帶往往是一對孿生兄弟，但壓力封閉明顯優(yōu)于物性封閉。根據(jù)劉方槐（199）計算，壓力系數(shù)為1．3的欠壓實泥巖，依靠異?？紫读黧w壓力封閉的氣柱高度比依靠毛細管阻力封閉的氣柱高度大11倍。由此可見，超壓帶本身就是一個重要的封閉蓋層。孫嘉陵等認為，壓力封閉的實質(zhì)就是一種動態(tài)封閉。在超壓層內(nèi)的潤濕性超壓流體存在著克服毛細管力向低勢方向流動的趨勢（包括向氣層方向），而在儲層中非潤濕性的氣體，在運移散失的過程中，它不僅要克服儲、蓋層間的毛細管壓差，還要克服在蓋層中由于超壓潤濕性流體形成的巨大勢差。由此可知，壓力封閉的實質(zhì)就是儲層與蓋層間由于壓力差異形成的不同潤濕性流體的勢差與毛細管力的綜合體現(xiàn)，只不過其中流體勢差表現(xiàn)明顯，起主導(dǎo)作用而已。超壓體內(nèi)儲層孔隙流體壓力的大小與蓋層破裂壓力的關(guān)系是影響超壓體油氣富集的重要條件。儲層內(nèi)流體壓力不能過高，太高時容易影響蓋層的有效性和氣體從水溶液出溶聚集成藏。從墨西哥灣維克斯堡階孔隙壓力與破裂壓力關(guān)系圖上可以看出（圖1－16），在圖上的右下角為孔隙壓力大于破裂壓力區(qū)，油氣田很少，大量油氣田分布于孔隙壓力小于破裂壓力的壓力區(qū)間內(nèi)。從圖1-17北海中央地塹流體壓力與漏失壓力隨深度變化曲線可以看出：最小漏失趨勢線小于靜巖壓力趨勢，油氣田分布于最小漏失趨勢線與靜水壓力區(qū)間內(nèi)。從墨西哥灣電纜測試（RFT）數(shù)據(jù)國（圖l－18）也可看出相似的關(guān)系，即油氣田分布在漏失壓力以下。與巖石的自然破裂壓力一般相當(dāng)?shù)膲毫ο禂?shù)為1.963，即壓力梯度為19.63kPa／m。DuRouchet曾做過定量解析：當(dāng)超壓體系中的孔隙壓力達到上覆地層靜壓力的70％～90％時（此壓力大致等于上覆地層的平均壓力梯度0.23kgf／cm2地層深度），超壓體系開始產(chǎn)生裂縫，且裂縫帶可達數(shù)千英尺。隨著裂縫的產(chǎn)生，烴類和其它孔隙流體排出地層，壓力逐漸下降，當(dāng)孔隙壓力下降到上覆地層靜壓力的60%時，裂縫合攏而形成新的封閉系統(tǒng)。伴隨著沉積盆地不斷充填，生烴一承壓一排烴的過程往復(fù)循環(huán)出現(xiàn)，導(dǎo)致超壓頂面不斷向上推移。圖1－19表示北海維京地塹（挪威區(qū)）地層超壓與深度的關(guān)系。由圖可見，油氣田也分布于靜水壓力梯度和蓋層破裂區(qū)域之間的區(qū)間內(nèi)。TimkoSuFertl根據(jù)墨西哥灣60～70年代鉆的幾百口生產(chǎn)井（有工業(yè)價值和無工業(yè)價值）的資料分析，提出用頁巖電阻率比值法，即頁巖正常電阻率與由于欠壓實實測電阻率比值來判斷井下是否有工業(yè)價值的油藏。壓力梯度越大，電阻率比越高，反之越低，如圖1-20所示。在電阻率比值小于1．6時，具有工業(yè)價值的油田占90％，而電阻率比小于3．0時，即相當(dāng)壓力梯度0.68psi／ft以下（為壓力過渡帶），具商業(yè)性的油氣藏為99％，而鉆井費用僅占地區(qū)總費用的50％。在電阻率比為3～3．5時，僅有少量具工業(yè)價值的油氣藏，通常是由l～2口井控制的小油藏。電阻率比值大于3.5時，則找不到具工業(yè)價值的油藏，但鉆井費用卻占地區(qū)總費用的50％。圖l-21是墨西哥灣沿岸區(qū)超壓與鉆井成功率的關(guān)系圖，從中可以明顯地發(fā)現(xiàn)等效氣儲量的成功率隨超壓升高而急劇下降。這一經(jīng)驗關(guān)系可能反映了自然水力壓裂引起蓋層完整性的降低。從圖1-22可以看出，北海中部已鉆圈閉，隨著其有效應(yīng)力的減少，干井的可能性更大，見油的可能性小。根據(jù)G．Schaar（1976）對文萊一巴蘭三角洲24口井鉆遇烴類井的統(tǒng)計（見1-24），在常壓下找到液態(tài)烴占40%，氣態(tài)烴占54%；當(dāng)壓力系數(shù)達到1.48時，找到液態(tài)烴的可能性占17.8%,氣態(tài)烴占27.4%，水占54.8%。當(dāng)壓力系數(shù)達到1.92時，液態(tài)烴占7%，氣態(tài)烴占13.5%，水占83%。當(dāng)壓力系數(shù)達到2.1時，找到油氣的可能性等于零。從上述各種統(tǒng)計資料可以看出，把蓋層的破裂壓力作為成藏的界線，實際上一般相當(dāng)于破裂壓力的70%—90%就開始漏失。圖1-23表示上覆壓力與孔隙流體壓力的關(guān)系。由于巖性不同，破裂壓力也有所不同。如鹽巖和石膏、軟泥巖、有較大的塑性，破裂壓力較大，可封蓋壓力較高的氣田。上述統(tǒng)計資料可能有它的局限性。雖然近十多年在超壓帶鉆井增加，已發(fā)現(xiàn)較多的油氣儲量，但對超壓帶油氣的分布規(guī)律還有待進一步認識。從動態(tài)平衡的觀點出發(fā)，充分考試到蓋層作用，認為形成大氣田要具備良好的區(qū)域蓋層、要有豐富的氣源、生氣高峰及以后有比較穩(wěn)定的大地構(gòu)造環(huán)境以及生氣高峰時代越新越好等條件。低勢區(qū)和低勢層是油氣運聚的主要場所在高溫超壓地層中，隨著埋深的加大，成熟的烴類由源巖向儲層運移，烴類以溶解狀態(tài)儲存在孔隙水中。當(dāng)儲層孔隙流體壓力大于蓋層破裂壓力時，封隔層就產(chǎn)生水力壓裂出現(xiàn)微裂隙，高壓帶的流體便沿著微裂隙以混相狀態(tài)（溶解氣水、游離氣和油）向外涌流。當(dāng)溫度壓力降低到飽和溫度壓力之下時，外溢的混相流體開始出現(xiàn)油、氣、水的分離，溶解在地層水中的天然氣大量出溶，游離氣相大量增加，聚集成藏。隨著壓力的下降，裂縫關(guān)閉，形成新的封隔層。Hunt（1990）指出，當(dāng)壓力系數(shù)降到大致為1.2-1.3時，裂縫重新閉合或被方解石脈充填。這種過程周而復(fù)始，形成幕式的運聚動平衡。這個過程與常壓條件下明顯不同之處在于，一是油氣的聚散完全處于動平衡的狀態(tài)；二是運移機理以脈沖式混相涌流為主，不同于常壓條件下天然氣多以分子擴散和滲流為主的運移機理；三是在超壓條件下，烴類以溶解狀態(tài)存在于孔隙水中，天然氣生成運移聚集過程中始終和水處于同一系統(tǒng)中，只有出溶才能成藏。在高溫超壓條件下，天然氣溶解度非常大。L．C．Price在高溫高壓條件下對甲烷和C1－C34；的原油餾分做試驗，測定它們在水中的溶解度發(fā)現(xiàn)，在高溫條件下（＞154℃）甲烷在水中的溶解度與溫度和壓力呈明顯的正相關(guān)。伴隨著溫度壓力的增加，溶解度也增加。溫度對溶解度的影響比壓力更大，是非線性的。當(dāng)溫度＞250℃時，甲烷在水中溶解度急劇上升。在較低溫度時，壓力成為影響溶解度的重要因素，隨壓力增加，溶解度急劇增加。重?zé)N在水中的溶解度，隨著溫度的增加，各種烴類在水中的溶解度也迅速上升，與甲烷的特征相似。溫度仍是影響溶解度的重要因素。分子量越高的組分，隨溫度升高，溶解度增加更快（圖1－25）。如在350℃，壓力為25MPa條件下，C24一C34組分的水溶解度是其在100℃時的6865倍；而在同樣條件下，C1一C10組分在水中的溶解度僅增加715倍。這一特性說明，如果在運移過程中，隨著運移距離增加，溫度下降，則較重的烴類首先從水中析出，比較輕的烴類首先富集起來。但較重的烴類與甲烷不同的是，在恒溫條件下，當(dāng)壓力增加時，溶解度反而降低，而且重組分降低的速度快，呈線性關(guān)系。據(jù)L．C．Price試驗，在250C時，大約相當(dāng)于地下5700m時（按地溫梯度為4℃／Ihm計算），烴源巖已處于高成熟階段，甲烷在水中溶解度達22.25m3／m3（按正常壓力梯度估算壓力），由于甲烷溶解及深部CO2氣的溶解，使水中重?zé)N溶解度增加。如若運移至150℃時的相應(yīng)深度時（約3400m），在正常靜水壓力下，甲烷在水中溶解度僅為10.82m3／m3，將有一半的甲烷從水中釋出。這說明在運移過程中或幕式混相涌流運移中，隨著溫度、壓力的下降，特別是溫度的下降，各種烴類溶解度都在降低，從而由初期的水相運移過渡到以混相運移為主，成為向圈閉匯聚成藏的主要運移方式。Timko和Fertl（1990）根據(jù)墨西哥灣60口高壓井的資料，繪出地層壓力梯度和溫度文繪圖（圖1－26、27）?？梢钥闯?，當(dāng)溫度高于138℃時，出現(xiàn)2個相區(qū)，在壓力較低時以天然氣為主，壓力較高時則為水溶氣。說明在高溫高壓條件下為水溶氣藏，而高溫低壓時為氣藏。馬西莫夫等在觀察了許多盆地之后發(fā)現(xiàn)，只有液態(tài)烴才能以游離狀態(tài)運移，而天然氣則呈水溶狀態(tài)運移。因此，只在飽和壓力和地層壓力平衡帶，天然氣才能以游離狀態(tài)運移?？傊?，在盆地深部孔隙流體飽和的烴類，要使一部分石油和天然氣從溶液中析出來，形成游離的氣和油，通常要求這些飽和的溶液向淺層低溫低壓區(qū)大量轉(zhuǎn)移，才能形成油氣藏。在高溫超壓地質(zhì)背景下，低勢區(qū)和低勢層才是油氣運移的方向和成藏的有利地帶。這就是為什么油氣儲量集中分布在超壓帶頂面附近的原因。每個超壓盆地都有兩個或兩個以上的水動力壓力系統(tǒng)，一般淺層為常壓，深層為超壓，有的更深層還有正常壓力系統(tǒng)。超壓內(nèi)部也有一些連通較好的儲層，呈低壓或常壓狀態(tài)。在超壓頂面往往與生油的門限相近，或在生油門限之上，或在生油門限之下。由此可見，超壓層上、下的儲層就成為烴源巖經(jīng)側(cè)向或垂向運移的主要指向。超壓層段對下伏儲層也是一個極好的蓋層。在每個水動力系統(tǒng)內(nèi)，油氣也總是從高勢區(qū)向低勢區(qū)運移，并在輸導(dǎo)層中沿著阻力最小的路徑，運移、聚集在低勢圈閉區(qū)。綜上所述，在高溫超壓盆地內(nèi)，確定超壓帶頂面的位置，確定溫度場、壓力場的低勢區(qū)和低勢層的位置極度為重要。這有利于選準(zhǔn)勘探的突破方向和發(fā)現(xiàn)大油氣田。一般與超壓有關(guān)的油氣藏有下列幾種類型。表1-5正常壓力盆地與超壓盆地成油條件對比成油條件正常壓力盆地超壓盆地欠壓實成因生烴成因生油受有機質(zhì)類型和溫度控制，具有一定的生油窗和生氣窗等不但受有機質(zhì)類型和溫度控制，而且超壓抑制和延遲有機質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化當(dāng)源巖進入生油窗時由于煤的吸附作用強，生成的油被限制在源巖中，到生氣窗時，溫度使油轉(zhuǎn)化為天然氣，使地層增壓儲層受溫度、成巖作用控制，由淺至深孔隙度由大變小，滲透率也隨著由好變壞，有時次生孔隙又可以使物性變好由于快速沉積，地層孔隙中的水來不及排出，巖石骨