郝雪峰

(中國石化勝利油田分公司，山東東營257015)

超壓現(xiàn)象對于油氣的生成－運移－聚集過程具有重要意義［1］，相對于泥巖超壓而言，砂巖超壓其本身往往就是油氣聚集的直接結(jié)果，然而對于砂巖儲層超壓的特征、成因及其在油氣運聚過程中的作用，尚缺乏有針對性的深入研究。儲層超壓的成因機制包括:超壓傳遞［2］、欠壓實作用［3－4］、原油裂解［5－6］、浮力作用［7］、構(gòu)造擠壓、水熱增壓和成巖作用等。東營凹陷沙河街組三段(沙三)以上的淺部超壓儲層的成因被認(rèn)為是傳遞型超壓，而該凹陷單井欠壓實儲層超壓的實例也有發(fā)現(xiàn)［8］;也有學(xué)者認(rèn)為東營凹陷儲層超壓的機制有超壓傳遞、欠壓實和原油裂解等多種成因，欠壓實儲層超壓發(fā)生在沙河街組四段(沙四)、孔店組膏鹽層段，原油裂解增壓作用發(fā)生在4 000 m以下深埋地層［9］。進一步研究表明，根據(jù)超壓砂泥巖的密度、骨架應(yīng)力、聲波時差等資料分析，東營凹陷泥巖超壓為生油增壓、砂巖超壓為傳遞超壓［10］;東營凹陷現(xiàn)今大規(guī)模超壓發(fā)育區(qū)與烴源巖生油增壓有成因聯(lián)系，沙三段—沙四段成熟烴源巖及其生油作用控制了超壓分布的主體區(qū)域［11］。應(yīng)注意的是上述文獻主要研究現(xiàn)今泥巖和砂巖儲層超壓的特征和成因，公開發(fā)表有關(guān)儲層古超壓成因演化的論文很少。從實測儲層壓力資料出發(fā)，分析現(xiàn)今儲層超壓的特征與成因，然后結(jié)合盆地模擬和流體包裹體技術(shù)恢復(fù)東營凹陷儲層古超壓的形成與演化。

1 地質(zhì)背景

東營凹陷是渤海灣盆地濟陽坳陷東南部典型的富油凹陷，東接青坨子凸起，南部以廣饒凸起—魯西隆起為界，西鄰青城凸起，北部終止于濱縣—陳家莊凸起，由民豐、利津、牛莊和博興4個次級洼陷以及北部陡坡帶、中央背斜帶、南部緩坡帶7個二級構(gòu)造單元組成，總面積約5 700 km2(圖1)。

東營凹陷古近系和新近系碎屑巖地層為研究區(qū)主要的生儲層系，其中沙三中－下亞段(Es3(中+下))和沙四上亞段(Es4(上))暗色泥巖為主要的烴源巖層系［12－13］，沙二段(Es2)、沙三段(Es3)和沙四段(Es4)砂巖為主要的儲集層系，沙一段(Es1)和明化鎮(zhèn)組(Nm)底部泥巖為主要的區(qū)域性蓋層［14－16］。經(jīng)過50多年的勘探開發(fā)，東營凹陷已進入高勘探程度階段，近年來更是以巖性油氣藏為主要勘探目標(biāo)，中－深埋藏的沙三—沙四段油氣的發(fā)現(xiàn)逐漸成為儲量增長的主體。與淺部沙二段儲層不同的是，沙三—沙四段儲層具有典型的中－強幅度超壓特征，深入認(rèn)識儲層超壓現(xiàn)象及其成因，對于指導(dǎo)深部油氣勘探十分重要。

2 儲層現(xiàn)今超壓的特征與成因

根據(jù)近940口鉆井的1 368個DST和MDT實測壓力數(shù)據(jù)(圖2)，東營凹陷深部儲層超壓現(xiàn)象發(fā)育，且不同深度段的壓力梯度變化明顯。結(jié)合超壓頂面深度圖［12］和實測壓力與深度的關(guān)系圖，深度小于2 200 m砂巖儲層的壓力梯度普遍小于1.2 MPa/100 m，發(fā)育常壓系統(tǒng)。深度大于2 200～2 800 m至4 400 m砂巖儲層的壓力梯度大于1.2 MPa/100 m，并且壓力梯度隨深度的增加而顯著增大，最大可達約2.0 MPa/100 m，發(fā)育中強幅超壓系統(tǒng)。研究區(qū)館陶組(Ng)、東營組(Ed)、沙一段和沙二段一般為常壓砂巖儲層，沙二段僅局部發(fā)育低幅度超壓，如辛54井壓力系數(shù)為1.27，埋深為2 104 m。根據(jù)目前的資料顯示孔店組(Ek)地層壓力為常壓。根據(jù)鉆井實測壓力揭示，沙三段和沙四段砂巖儲層超壓發(fā)育，最大壓力系數(shù)分別為2.0(河168井，深度3 310.15 m)和1.99(史 13井，深度 3 161.45 m)，最大超壓深度分別為3 637.00 m(王550井，壓力系數(shù)1.68)和4 382.00 m(坨765井，壓力系數(shù)1.90)。

值得注意的是，沙三段和沙四段同時也是東營凹陷主要的烴源巖層系，這種烴源巖層系與砂巖超壓層系相重疊的現(xiàn)象，應(yīng)該反映儲層超壓源自于超壓烴源巖的壓力傳遞?如果確實如此，那么儲層超壓的發(fā)育程度應(yīng)該與儲層含油性之間存在顯著的關(guān)聯(lián)性。基于上述認(rèn)識，本研究深入分析了沙三段和沙四段儲層流體成分與超壓系統(tǒng)發(fā)育之間的聯(lián)系(圖3)。

據(jù)圖3可知，沙三段和沙四段儲層超壓的發(fā)育程度隨砂巖含油性的增強而有規(guī)律的增加。對于沙三段砂巖儲層，水層超壓(壓力系數(shù)＞1.2)比率為8%，油水層發(fā)育超壓的比率為13%，油層超壓的發(fā)育比率則高達43%;對于沙四段砂巖儲層，水層超壓(壓力系數(shù)＞1.2)比率僅為7%，油水層發(fā)育超壓的比率為40%，油層超壓的發(fā)育比率則高達51%。這種隨砂巖含油性的增強，儲層超壓增強的現(xiàn)象，表明現(xiàn)今儲層超壓是烴源巖生烴增壓傳遞的結(jié)果。

圖1 東營凹陷構(gòu)造單元劃分與取樣井分布Fig.1 Structure units and sampling wells in the Dongying Depression

圖2 東營凹陷Es3—Es4實測壓力－深度(a)及壓力系數(shù)－深度(b)關(guān)系Fig.2 Measured pore pressures vs.depths(a)and pressure coefficients vs.depths(b)of the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

圖3 東營凹陷沙三段和沙四段砂巖儲層超壓與油水層關(guān)系Fig.3 Relationships between sandstone reservoir overpressures and oil/water layers of the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

圖4 沙三段和沙四段流體包裹體古剩余壓力(a)和壓力系數(shù)(b)隨時間變化特征Fig.4 Excessive pressures(a)and paleo-pressure coefficients(b)of fluid inclusions vs.time for the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

圖5 純106井、樊137井、河160井盆地模擬溫度、成熟度與實測值的關(guān)系Fig.5 Diagrams showing the relationships among the basin-modeling temperatures，maturity and the measured values for Well Chun 106，F(xiàn)an 137 and He 160

縱向?qū)Ρ壬橙魏蜕乘亩蜗嗤皖愋偷膬訅毫€可以發(fā)現(xiàn)，沙四段油水層超壓的發(fā)育比例為40%，高于沙三段油水層超壓的發(fā)育比例13%;沙四段油層超壓發(fā)育比例為51%，同樣高于沙三段油層的超壓發(fā)育比例43%。研究表明，東營凹陷沙三段的沉積速率整體大于沙四段的沉積速率［17］，如果該區(qū)現(xiàn)今超壓的形成由欠壓實主導(dǎo)，那么沙三段超壓發(fā)育程度應(yīng)該比沙四段的超壓發(fā)育程度高，這顯然與實測壓力數(shù)據(jù)不符。沙四段超壓發(fā)育程度高于沙三段超壓發(fā)育程度的現(xiàn)象(水層樣品點較少，規(guī)律略不明顯)，可能反映了沙四段較高的干酪根生油速率［18］與超壓現(xiàn)象之間的成因吻合。

3 儲層古超壓的成因與演化

含油氣盆地古流體壓力的研究方法主要有盆地模擬法和流體包裹體捕獲壓力法兩種。盆地模擬可以恢復(fù)單井埋藏史、熱史、烴源巖生烴史和地層壓力史等，將包裹體均一溫度投點到埋藏史圖上可以確定包裹體的形成深度和時間，對比包裹體最小捕獲壓力數(shù)據(jù)與盆地模擬古壓力結(jié)果就可以相對準(zhǔn)確的分析地層古壓力的形成與演化，進而研究地層流體的活動期次(圖4)。

本文選取純106井、樊137井和河160井等3口鉆井為研究實例，分析闡述東營凹陷沙三段和沙四段砂巖儲層古壓力的形成和演化。

表1 純106井、樊137井、河160井包裹體壓力及相應(yīng)埋藏史投點結(jié)果Table 1 Results of minimum trapping pressure of fluid inclusions with burial history of Chun 106，F(xiàn)an 137 and He 160 three wells

盆地模擬過程中分別采用倒數(shù)模型［19］重建地層壓實埋藏史，采用裂谷模型［20］恢復(fù)地層熱演化史，采用修正的Kozeny－Carmen滲透率模型［21］模擬地層壓力的演化史(該計算過程只考慮壓實作用，而不考慮生烴作用的貢獻)，采用Easy%Ro生烴動力學(xué)模型［22］描述干酪根熱成熟生烴史。地層溫度、巖性、厚度以及鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)使用實測資料，現(xiàn)今熱流根據(jù)實測地溫計算，地表溫度、古熱流、地層絕對年齡、剝蝕厚度參考相關(guān)學(xué)者研究成果［23－25］，其他模擬參數(shù)使用BasinMod軟件默認(rèn)值。

鉆井實測地溫數(shù)據(jù)代表現(xiàn)今地層的溫度狀況，鏡質(zhì)體反射率(Ro)值可以反映有機質(zhì)所經(jīng)歷的埋藏過程中的最大地層溫度，上述3口鉆井的盆地模擬溫度和成熟度趨勢線與實測地溫和Ro數(shù)據(jù)均可以較好的吻合(圖5)，說明盆模擬的結(jié)果有實際意義。

利用BasinMod軟件生成了上述3口鉆井的埋藏史、壓力史模擬結(jié)果(圖6)。在此基礎(chǔ)之上，將與油包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度投點到埋藏史圖上，讀取地史時期的埋深與時間，用包裹體捕獲的壓力值代表地層壓力，通過古埋藏深度換算靜水壓力、壓力系數(shù)和剩余壓力值(表1;圖6)。

圖4綜合了盆地模擬壓力、流體包裹體壓力、實測DST壓力等資料，基本上可以反映上述3口鉆井儲層超壓的發(fā)育和演化歷史。

第一期超壓流體的包裹體古壓力值與盆地模擬壓實作用的古壓力值可以很好的對應(yīng)(圖6)，一定程度上佐證了東營凹陷早期超壓的欠壓實成因較為重要。研究區(qū)早期欠壓實超壓主要為沙三段快速沉降導(dǎo)致孔隙流體排出受阻引起地層壓力逐漸增加的結(jié)果，砂巖儲層壓力的演化具有連續(xù)性(圖6);后期儲層超壓主要為烴源巖生油增壓傳遞的結(jié)果(圖3及相關(guān)論述)，砂巖儲層壓力的演化具有突變性(圖6)。

依據(jù)上述3口鉆井為實例的古壓力演化分析方法，本研究共模擬計算了79口鉆井(圖1)149個包裹體最小捕獲壓力數(shù)據(jù)并對其進行了埋藏史投點，以最小捕獲壓力值代表該深度的地層壓力，即可換算出該時間的壓力系數(shù)和剩余壓力值(圖6)。

從砂巖樣品剩余壓力及壓力系數(shù)演化趨勢(圖6)可以發(fā)現(xiàn)，東營凹陷沙三段和沙四段砂巖儲層共發(fā)育兩期含油氣超壓流體。在沙三段—東營組沉積末期，快速沉降導(dǎo)致孔隙流體排出受阻引起地層壓力增加，砂巖儲層發(fā)育第一期流體超壓，但在東營組沉積末期—館陶組沉積初期構(gòu)造抬升的泄壓作用可使孔隙流體壓力降低甚至到常壓。在明化鎮(zhèn)組沉積末期—現(xiàn)今，沙三段和沙四段烴源巖進入生烴高峰，烴源巖生烴作用產(chǎn)生大量含油氣超壓流體并充注砂巖儲層，形成第二期主要與生烴增壓有關(guān)的砂巖儲層超壓并保存至今。

4 結(jié)論

東營凹陷館陶組、東營組、沙一段、沙二段和孔店組砂巖一般為常壓儲層，局部保存了沿斷層注入式的深部向上傳遞的超壓;沙三段和沙四段砂巖廣泛存在中－強幅度超壓現(xiàn)象，實測壓力換算的最大壓力系數(shù)為2.0，最大剩余壓力達40 MPa;通過分析砂巖儲層含油性與超壓發(fā)育程度的關(guān)聯(lián)性，指示了現(xiàn)今儲層超壓源于烴源巖生油超壓流體的傳遞作用。

東營凹陷沙三—沙四段砂巖儲層的盆地模擬和包裹體古壓力演化史恢復(fù)結(jié)果顯示，沙三段—東營組沉積末期的快速沉降作用導(dǎo)致孔隙流體排出受阻而形成第一期流體超壓，但在東營組沉積末期—館陶組沉積初期構(gòu)造抬升的泄壓作用可使孔隙流體壓力降低直至常壓;在明化鎮(zhèn)組沉積末期—現(xiàn)今，主要由烴源巖生油作用產(chǎn)生的大量含油氣超壓流體充注砂巖儲層，形成第二期儲層流體超壓并保存至今。

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