An Analysis on Mechanical Genesis of Overpressure at Kala 2 Gas Pool in Kuqa Down-Warping Region
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摘要: 在已有的众多超压机制中, 构造应力作用是人们普遍认为有效的少数几种增压机制之一.为此, 进行了克拉2气藏剖面三维构造应力场数值模拟.研究结果表明在克拉2储集层构造部位有10MPa左右的应力集中, 克拉2气藏异常高地层压力中约5 0MPa由构造应力作用引起, 剩余部分由其他增压机制引起.该研究对于准确评价气藏的储量、指导气藏开发等有一定的意义.Abstract: Tectonic stress action is one of the few effective over-pressuring mechanisms in many existing over-pressuring mechanisms. Therefore, a vertical three-dimensional tectonic stress section passing Kala 2 gas pool is simulated. The results show that there is about 10 MPa stress concentration at Kala 2 reservoir structural part, and that there is about 50 MPa that is caused by tectonic stress action in the overpressure of Kala 2 gas pool, and the rest by other over-pressuring mechanisms. This research has significance for reasonably assessing and developing gas pool.
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Key words:
- Kuqa down-warping region /
- Kala 2 gas pool /
- overpressure
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0. 引言
克拉2气藏位于库车坳陷北部克拉苏构造带, 是西气东输工程的主要气源基地之一(图 1).关于其下第三系和白垩系异常高地层压力的成因, 除深部三叠、侏罗系的高压烃源岩因天然气生成、向上运移而使浅部圈闭地层压力增加的解释外, 有必要从构造方面对其进行力学分析.因为在已有的众多超压机制中, 构造应力作用是人们普遍认为有效的少数几种增压机制之一(Prabhakara, 1987; Luo and Vasseur, 1992; Yassir and Rogers, 1993; Bredehoeft et al., 1994; Grauls and Baleix, 1994; Finkbeiner et al., 2001; Tan et al., 2001).
1. 克拉2气藏特征
克拉2气藏由3个简单的背斜气藏组成, 即下第三系白云岩、下第三系底砂岩—白垩系巴什基奇克组Ⅰ、Ⅱ岩性段和白垩系巴什基奇克组第Ⅲ岩性段, 现分述如下:
下第三系白云岩背斜气藏: 背斜顶部埋深3 530.5 m, 储层厚9 m; 在埋深3 495.7 m处, 地层压力75.94 MPa, 压力系数2.22, 地层温度108 ℃; 气藏盖层为巨厚下第三系膏泥岩.
下第三系底砂岩—白垩系巴什基奇克组Ⅰ、Ⅱ岩性段背斜气藏: 背斜顶部埋深3 560 m, 储层厚305 m; 在埋深3 587.68~3 843.13 m之间, 地层压力73.63~74.595 MPa, 压力系数2.02~2.11, 地层温度97~102 ℃; 气藏盖层为下第三系20 m厚的膏泥岩.
白垩系巴什基奇克组第Ⅲ岩性段背斜气藏: 背斜顶部埋深3 888 m, 储层厚81 m, 地层压力73.16 MPa, 压力系数1.89~1.94, 地层温度107~110 ℃; 气藏盖层为3 871.2~3 876.3 m之间厚5.1 m和3 884~3 887.8 m之间厚3.8 m的膏泥岩.
综上所述, 克拉2气藏具有低温、高压特征.关于克拉2气藏异常高地层压力的成因, 已有解释认为, 坳陷深部三叠系和侏罗系烃源岩因天然气生成而使地层压力增加, 高压烃源岩中的高压流体向上运移到浅部储层中聚集, 并仍保持一定的原始压力, 最终导致储层中异常高地层压力.并且, 储层中流体包裹体均一化温度支持克拉苏构造带储层中有深部高温热液供给.无疑这一成因解释有其合理性, 但属于一种定性的分析, 对天然气的生成总量、运移和聚集过程, 是否能够在储层中达到如此高的地层压力, 异常高地层压力中构造应力作用所占比例等都有待进一步研究.下面将从构造应力作用方面定量探讨其对储层中异常高地层压力的贡献.
2. 克拉2气藏力学分析
本文将采用三维有限元方法对克拉2气藏进行构造应力场数值模拟, 分析克拉2气藏储层附近平均应力变化规律, 探讨构造应力对储层中异常高地层压力的影响.
2.1 力学模型建立
依据QL99-227 & BC95-220地震剖面解译成果, 建立如图 2所示的力学模型.模型中断层按断裂带考虑, 分别划分单元, 并给予相应的物理力学参数.剖面考虑一定厚度, 按三维实体等参元进行模拟.
图 2 三维构造应力场模拟有限元模型Fig. 2. Finite element model for three-dimensional tectonic stress field simulation2.2 物理力学参数和边界条件确定
模型物理力学参数依据研究区实测数据进行选取(表 1), 并且表中自上而下的顺序和图 2自上而下的层序相对应.位移边界条件采用模型底部Y方向约束、前后Z方向约束、两侧采用应力边界条件、顶面自由, 应力边界条件按梯形载荷加载, 依据实测数据其回归方程为: σmax=0.028 41 H+18.789 5 (H为深度, 单位为m), 并且应力作用方向与剖面方向近于平行.
表 1 物理力学参数Table Supplementary Table Physical and mechanical parameters
2.3 模拟计算
运用美国Algor公司的有限元程序Super SAP的SSAP0H执行程序进行计算.对于八节点三维实体等参元, 可用最大主压应力(σmax), 最小主压应力(σmin), 中间主压应力(σint) 等应力参数讨论应力大小变化规律.需要说明的是这里考虑的是由构造作用引起的应力, 未考虑地层压力作用.下面主要讨论由σmax、σmin和σint应力参数计算出的平均有效应力σo (σo= (σmax+σmin+σint) /3) 在剖面上的变化规律.
2.4 结果分析
图 3为平均有效应力σo在剖面上的变化规律.从图 3可以看出克拉2气藏储集层的平均有效应力较附近同等深度高10 MPa左右, 说明在该构造部位有一定的应力集中.已有研究表明储集层的孔隙多为流体饱和(李明诚, 1994), 对于像克拉2这样的异常高地层压力, 储集层早已达到饱和状态.对于饱和储集层, 由构造作用引起的平均有效应力全部由孔隙中流体所承受, 即平均有效应力全部转化为孔隙流体压力(王连捷等, 1996; Tan et al., 2001).克拉2气藏的地层压力为73~76 MPa, 其中约50 MPa由构造应力作用引起, 剩余部分由其他增压机制引起.
3. 结论
通过对克拉2气藏异常高地层压力构造成因分析, 发现在克拉2气藏构造部位存在约10 MPa的构造应力集中, 在该气藏异常高地层压力中约50 MPa由构造应力作用引起, 这对于准确评价气藏的储量、指导气藏开发等有一定的意义.
异常高地层压力的成因分析是一项复杂工作, 多数增压机制不能从量化的角度去解释, 本文也仅仅是一种初步探索, 难免存在一些问题, 恳请有关专家提出宝贵意见, 以便进一步完善此项研究.
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图 2 三维构造应力场模拟有限元模型
Fig. 2. Finite element model for three-dimensional tectonic stress field simulation
表 1 物理力学参数
Table 1. Physical and mechanical parameters
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Bredehoeft, J. D., Wesley, J. B., Fouch, T. D., 1994. Simulation of the origin of fluid pressure, fracture generation, and the movement of fluids in the Uinta basin, Utah. AAPG Bulletin, 78 (11): 1729-1747. Finkbeiner, T., Zoback, M., Flemings, P., et al., 2001. Stress, pore pressure, and dynamically constrained hydrocarbon columns in the South Eugene Island 330 field, northern Gulf of Mexico. AAPG Bulletin, 85 (6): 1007-1031. Grauls, D. J., Baleix, J. M., 1994. Role of overpressure and in situ stresses in fault-controlled hydrocarbon migration: Acasestudy. Marine and Petroleum Geology, 11 (6): 734-742. doi: 10.1016/0264-8172(94)90026-4 Li, M. C., 1994. Oil and gas migration. Petroleum Industry Press, Beijing (inChinese). Luo, X. R., Vasseur, G., 1992. Contributions of compaction and aquathermal pressuring to geopressure and the in fluence of environmental conditions. AAPG Bulletin, 76 (9): 1550-1559. Prabhakara, R. P., 1987. Overburden stress gradient and stress ratio (S & Kfactors) of East Geodavari sub-basin (on shore) and its information pressure and fracture gradient estimates. Bulletin of the Oil and Natural Gas Commission, 24 (2): 133-153. Tan, C. X., Jin, Z. J., Zhang, M. L., et al., 2001. An approach to the present-day three-dimensional (3D) stress field and its application to hydrocarbon migration and accumulation in the Zhangqiang depression, Liaohe field, China. Marine and Petroleum Geology, 18 (9): 983-994. doi: 10.1016/S0264-8172(01)00040-X Wang, L. J., Zhang, L. R., Yuan, J. Y., et al., 1996. Crustal stress and oil-gas migration. Journal of Geomechanics, 2 (2): 3-10 (in Chinese with English abstract). Yassir, N. A., Rogers, A. L., 1993. Overpressures, fluid flow and stress regimes in the Jeanne d'Arc basin, Canada. Int. J. RockMech. Min. Sci. & Geomech. Abstr., 30 (7): 1209-1213. 李明诚, 1994. 石油与天然气运移. 北京: 石油工业出版社. 王连捷, 张利容, 袁嘉音, 等, 1996. 地应力与油气运移. 地质力学学报, 2 (2): 3-10. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-DZLX201102004.htm -
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