缅甸D区块超压与油气成藏

时间：2024-07-28

陈辉李仲东，2 过敏，2

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·成都理工大学，四川成都 610059）

0 引言

据统计，全世界共有180个沉积盆地中发育超压地层，其中160个盆地的超压体与油气分布具有成因联系，反映了压力场是控制油气藏形成的重要因素之一。前人做了深入的研究，总结出异常高压控制着油气的成藏过程和分布，其中压力过渡带和常压带是油气藏聚集的有利场所［1-4］。

缅甸D区块位于缅甸中西部。缅甸石油天然气公司，日本Indemitsu公司和中国石化公司均做过勘探，但勘探结果不甚理想。在已钻的11口井中，有6口井无油气显示或未获得工业油流，只有在2007年所钻的Patolon-1井见良好的油气显示，获得高产油气流，测井综合解释油气层57.2 m／7层，DST测试日产气14.7×104m3，产油9.76 m3。在同一构造上Pa⁃tolon-2井却无油气显示。北部mahudaung构造的Ya⁃gyi-1井见良好的气显示，但测试均为含气水层或低渗高压的干层。D区块东南部新钻探Thingadon-1（钻遇蓬当组、塔本组、提林组）、 Padaukkone-3井砂层发育（钻遇塔本、提林、朗欣组）、累计厚度大，但单层薄、横向变化快，砂层物性非均质性强，好储层多为水层。因此可以看出该区油气分布规律比较复杂，油气成藏控制因素研究不够深入。钻井揭示D区块含油层系提林组、塔本组、蓬当组异常超压发育，压力系数达到2.0。但该区异常压力与油气成藏的关系研究甚少。

笔者拟通过D区块4口井的泥岩声波时差、电阻率与深度的关系，过剩压力与深度的关系以及过剩压力随时间的关系研究，从该区超压的平面和垂向分布特征入手，来探讨D区块超压的成因和超压对该区油气成藏的控制作用。

1 石油地质特征

伊洛瓦底盆地位于印缅山脉和中缅山脉之间，钦敦江、伊洛瓦底江流域的中央低地。盆地南北长约1 600 km，东西宽约150～200 km，面积达25.2×104km2（其中研究区D区块为1.2×104km2）。其东西分带、南北分块的特点将其划分为西部深坳、中部隆起和东部浅坳3个一级单元［5-7］。

研究区D区块地处伊洛瓦底盆地中西部，在挤压应力场环境下，该区主要呈现南北走向、东西分带的“四隆二凹一斜坡”的构造格局，自西向东依次为 Gangaw复背斜带、Htonwaing复向斜带、Pato⁃lon复背斜带、Thingadon复向斜带、Mahudaung复背斜带、Pinlebu背斜带和Kani斜坡带［8］（图1）。

图1 缅甸D区块区域构造地质图

盆地发育地层主要为晚白垩世—第三系碎屑岩，从下至上分别为上白垩统卡巴组、古新统庞吉组；始新统朗欣组、提林组、塔本组、蓬当组、尧河组；渐新统瑞泽道组、巴当组、鄂霍明当组；中新统赖特卡特组、拿特马组、瑞塔敏组；以及上新统伊洛瓦底群。

伊洛瓦底盆地为中新生代发育的弧后—前陆复合盆地。三叠—侏罗纪为初始的扩张阶段。从侏罗纪开始，新特提斯洋逐渐萎缩，伊洛瓦底地区发育为弧前盆地。若开造山带形成于晚白垩世时期。在古新世时期，伊洛瓦底地区为前陆盆地，沉积了多层砾岩。中新世受印度板块转向北急剧的俯冲，伊洛瓦底盆地开始处于右行走滑拉分阶段，从而形成了基底隆起，这些隆起现今隔开了钦敦凹陷、沙林凹陷和三角洲凹陷。上新世晚期受印度板块俯冲的持续影响，导致盆地产生广泛的褶皱和局部断裂以及中央隆起带的隆起，沿着中央火山岩带出现火山岩侵入活动。

2 D区块异常压力分布特征

2.1 异常高压垂向分布特征

异常地层压力就是背离正常静水压力的地层压力，分为异常高压和异常低压。国内一般根据压力系数将压力分为超低压（小于0.75）、低压（0.75～0.90）、常压（0.90～1.10）、高压（1.10～1.50）和超高压（大于1.50）［9］。

钻井资料揭示，D区块在始新世发育超压，其层位主要分布于提林组、塔本组、蓬当组、尧河组。从深度分布上可见1 000 m以上地层基本为常压或低压，其压力系数小于0.9。从图2可以看出Patolon-1井的尧河组、蓬当组和塔本组均发育超压，压力系数呈现逐渐增大的趋势，从尧河组的平均1.3增加到蓬当组的平均1.9，到塔本组达到平均2.0。在1 500 m处地层开始形成超压，2 000 m到3 500 m之间为超压带，在超压带顶部发育明显的封隔层，其岩性为灰色泥岩、绿灰色泥岩，浅灰色、灰色细砂岩夹灰—绿灰色泥岩。

图2 Patolon-1井实测压力与深度关系图

2.2 异常超压平面分布特征

根据钻井资料可以看出D区块储层异常超压在平面上具有从南西到北东方向逐渐递增的现象，整体上看，储层超压带在平面上呈阶梯带状分布。

3 D区块异常超压成因分析

提林组均为烃源岩发育层位，根据D区块埋藏—成烃史，由岩心实测镜质组反射率（Ro）与深度（H）的关系测算，Patolon-1井烃源岩塔本组上部未成熟，塔本组下部在中新世进入低成熟演化阶段，Ro小于0.7%，尚未进入大量生排烃阶段。只有提林组下部进入了成熟演化阶段，但生排烃规模较小，说明生烃作用对异常超压的贡献并不明显。而且超压地层烃源岩发育还远未到原油裂解成气阶段。

3.1 欠压实作用是异常超压形成的主要因素

缅甸D区块古新世之后构造运动趋于稳定，依次形成了朗欣组、提林组、塔本组、蓬当组以浅海相—三角洲为主的砂岩和泥岩交互沉积；尧河组末期盆地北部接受广泛的河流和三角洲沉积。这种浅海相—三角洲以及河流和三角洲相沉积环境有利于形成巨厚的泥页岩。从沉积速率的角度来看，在第三系时期，D区块沉积巨厚，盆地中心沉积厚度达到20 km，仅始新统16 Ma地层沉积厚度就达到15 km，沉积速率达到800～1 500 m／Ma。据统计，中国快速沉积盆地渤海湾盆地和莺歌海盆地第三系最大沉积速率一般为500～600 m／Ma左右，第四系沉积速率可达1 000 m／Ma［10］，仍远远小于缅甸D区块的沉积速率。因此在快速沉积以及第三系巨厚泥页岩地层的条件下，伊洛瓦底盆地D区块具备了发育欠压实超压成因的充足条件。

依据上述沉积背景，结合泥岩声波时差、视电阻率和岩石密度等测井资料对D区块超压成因进行探讨。

通过对研究区4口井的泥岩综合压实规律进行研究可以看出，这4口井的声波时差随着深度的增加并没有有规律的减少，而是呈现在一定深度范围内增加然后再减小，而与之对应的密度和电阻率呈相反趋势，表现出镜像对称关系（图3）。以Kabaing井为例，声波时差随着深度的增加在蓬当组1 200 m到1 700 m之间呈现反向增加的趋势，而与之对应的密度和电阻率呈现反向减小。声波时差在1 700 m以下又恢复随深度增加而减小的趋势，同时密度和电阻率呈现增大的趋势。其他3口井Patolon-1、Patolon-2、Yagyi-1井也出现相同的情况，总之，4口井均反映了相同的欠压实超压特征，这一特点说明了欠压实是超压形成的主要原因。

图3 Kabaing井泥岩声波时差、密度、电阻率与深度关系图

3.2 构造挤压与异常超压

由构造挤压而产生的超压主要是由于构造活动而产生的断层、褶皱，以及断盘下降而引起的挤压，还有泥底辟等塑形变形产生的超压。

如图4所示，从Patolon-1井预测压力、实测压力、预测过剩压力、实测过剩压力与深度关系可以看出，用泥岩欠压实理论预测的压力与实测压力匹配很好，说明欠压实是形成异常高压的重要原因，但是通过等效深度法计算的剩余压力与欠压实理论预测的剩余压力有所差别［11-12］，另外在Patolon-1井提林组3 350 m以下的欠压实恢复带，实测剩余压力与欠压实预测压力并不一致，使得此处压力并没有减弱，可见在欠压实形成纵向封闭的基础上，构造挤压增压效果至少能达到20%以上。此外纵向发育两个明显的流体分割带，阻止了流体的“上下交流”。反映了若没有断层沟通情况下，塔本组、提林组以自源超压为主的特征。

另外从研究区储层压力平面分布来看，D区块储层压力系数分布具有从西南至东北方向依次增加的规律，这与盆地后期受挤压的方向一致。这说明后期构造挤压对该区异常压力的影响也很大，所以可以得出中新世 — 第四纪的构造挤压是该区异常高压形成的重要原因之一。

图4 Patolon-1井预测压力、实测压力、预测过剩压力、实测过剩压力与深度关系图

4 异常超压与油气成藏的关系

伊洛瓦底盆地D区块的异常超压对该区油气成藏有极其重要的影响。

首先，超压对油气藏有封闭保存作用。油气藏的保存，其本质是对油气的有效封堵，而异常高压的存在即有这种作用［13］。笔者运用等效深度法可以确定欠压实形成的最晚时间。以Patolon-1井为例，等效深度为700 m左右，由于泥岩压实的不可逆性，泥岩的压实规律是反映最大埋深的压实状态，所以根据缅甸D区的实际埋藏史资料，还应该加上剥蚀厚度1 000 m左右，所以缅甸D区的欠压实最晚在1 700 m开始形成，也就是说在1 700 m以前就开始形成欠压实。对照研究区的埋藏史，塔本组1 700 m相当于中新世。根据D区块烃源岩的成熟演化史，塔本组下部烃源岩在早中新世进入成熟期，晚中新世上部烃源岩也进入成熟期，下部烃源岩经历了以液态烃为主的排烃阶段后，达到高成熟演化阶段。从Patolon构造带①号圈闭的构造发育史可见，Patolon构造带①号圈闭在始新世末至渐新世就已经形成雏形，中新世末的构造活动使圈闭的构造幅度进一步加大，中新世末塔本组下部烃源岩成熟度较高，大量的气态烃在构造活动的动力驱动下，快速向Pato⁃lon①号背斜充注。这与烃源岩异常高压的形成时间与层位相一致，因此超压与各种成藏要素在时间和空间上相互匹配，为油气藏的最终形成提供了有利条件，由此说明中新世欠压实作用形成的超压对油气藏起封闭作用。

第二，超压对油气储集性能有影响。超压对储集性能的影响表现在对储层的孔隙度、渗透率的保存或改善方面［14-18］。当剩余压力大于5 MPa时，其对于孔隙度的贡献变得明显，剩余流体压力每增加5 MPa，孔隙度大约增大2%［19］，而Patolon井在进入塔本组时，剩余压力迅速增大到10～20 MPa，最大可达到25 MPa。由此推测因为剩余流体压力的存在使得该井在塔本组和提林组的砂岩储集层孔隙度大约增加4%～10%。因此充分改善了储集层的储集性能。

第三，超压构成独立的油气成藏系统。如图5所示，从Patolon-1—Kabaing-1井泥岩过剩压力剖面图可以看出油气主要分布在过剩压力最大幅度以下，最大幅度的这种压力分割面有利于油气的保存，形成了良好的储盖组合。一个超压体系构成的封存箱不仅是一个封闭的水动力系统，同时也构成一个独立的油气成藏系统［20］。在Patolon构造上，油气分布在塔本组的压力分割面之下，由于油气来源于塔本组本身的煤系源岩，塔本组地层欠压实形成的超压不仅是油气运移的重要动力，同时超压保存了储层的原生孔隙，通过增强溶解作用产生次生孔隙，改善了储层的物性。而塔本组本身上部泥岩的致密性封闭导致煤系源岩形成的油气无法排出，从而又导致超压的进一步发育，因此构成了良好的自生自储型［21-22］。

图5 Patolon-1—Kabaing-1井泥岩过剩压力剖面图

第四，压力演化对油气成藏的影响。在中新世以前，研究地区在塔本组（有些地区是蓬当组底部）开始形成欠压实，欠压实的形成意味着这些地层开始形成封闭。随着中新统末由于构造挤压形成的逆冲断层开始活动，特别是大型推覆逆断层，影响达300 m，断层对上盘的欠压实压力有所释放；在构造抬升强烈的地区，有些欠压实压力已经完全释放，这个时候来自于南部凹陷深部的油气已经成熟，油气沿着断层运移，主要运移至没有欠压实封闭的断层上盘地层。随着研究区的进一步沉积，欠压实进一步加强了，研究区的塔本组煤系烃源岩低成熟开始生烃，在塔本组欠压实的封闭作用下，油气形成自生自储组合。

5 结论

1）伊洛瓦底盆地D区块朗欣组、提林组、塔本组、蓬当组普遍发育异常高压，储层异常超压在平面分布上从南西到北东方向逐渐递增。

2）异常高压的成因为欠压实和构造挤压。欠压实带泥岩声波时差与密度及电阻率呈现典型的欠压实“镜像关系”，声波时差大，密度小，电阻率低。

3）缅甸D区的欠压实在中新世开始形成，中新世形成欠压实的层位具有一定的封闭能力，超压充分改善了储集层的储集性能，使其对D区块油气成藏产生重要作用。异常压力在中新世末之前欠压实形成异常高压，对欠压实发育带形成封闭；中新世末，断层形成圈闭，对欠压实形成的异常高压有所释放（特别是上盘），塔本组油气形成自生自储组合。第四纪圈闭定型期，构造挤压，区内形成大范围的异常超高压，这个时期蓬当组以上未发育欠压实的地层开始封闭形成超压。

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