谷玉田

（中國石化勝利油田分公司油氣勘探管理中心，山東東營 257001）

異常壓力是含油氣盆地中普遍存在的現(xiàn)象，其形成、分布和演化與油氣生成、運(yùn)移、聚集具有密切關(guān)系。準(zhǔn)確的地層壓力分析在油氣勘探目標(biāo)評(píng)價(jià)與井位部署中具有十分重要的意義［1-3］，明確孔隙流體壓力的空間分布、恢復(fù)其時(shí)空演化過程，對于認(rèn)識(shí)油氣運(yùn)移規(guī)律、預(yù)測油氣成藏富集區(qū)、指導(dǎo)油氣勘探至關(guān)重要。

臨南洼陷位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷的西南部，是惠民凹陷的主要生烴洼陷，自下而上發(fā)現(xiàn)了古生界及古近系沙河街組、新近系館陶組等多套含油層系，油氣顯示主要集中于中央隆起帶的沙三段、沙二段，洼陷中心帶的沙三段以及南部斜坡帶的沙四段及沙三段。沙三段作為主力生油層系，顯示出很大的勘探潛力。同時(shí)，臨南洼陷多年勘探證實(shí)，沙四段、沙三段超壓廣泛發(fā)育，并且與油藏類型及油氣分布具有緊密的聯(lián)系。針對實(shí)測壓力特征、超壓測井響應(yīng)、超壓成因分析等方面開展了相關(guān)研究工作［4-5］，查明了現(xiàn)今壓力分布特征和超壓主要成因機(jī)制［6］。但是目前對于臨南洼陷壓力場的空間分布及其演化過程缺乏系統(tǒng)研究，制約了該區(qū)超壓控制下油氣成藏機(jī)理深化研究，進(jìn)而限制了巖性油藏的勘探。筆者通過建立三維靜態(tài)壓力場（現(xiàn)今地層壓力場靜態(tài)建模），并恢復(fù)古壓力場時(shí)空（動(dòng)態(tài)）演化過程，在認(rèn)識(shí)現(xiàn)今油氣成藏特征的條件下，利用壓力場的演化分析臨南洼陷各個(gè)時(shí)期的成藏匹配關(guān)系及影響因素，明確超壓與油氣運(yùn)移富集規(guī)律，以期為有利目標(biāo)區(qū)優(yōu)選提供依據(jù)和技術(shù)支持。

1 現(xiàn)今地層壓力場靜態(tài)建模

地層壓力研究中，通常以基于測井資料的單井一維壓力預(yù)測及剖面二維壓力預(yù)測為主，三維地層壓力場建模難度較大，應(yīng)用實(shí)例少。究其原因，主要是壓力場建模過程中一維地層壓力預(yù)測的準(zhǔn)確性及三維地層壓力場建模方法的準(zhǔn)確選擇問題難以解決。為此，開發(fā)了基于點(diǎn)約束測井綜合解釋的一維地層壓力預(yù)測方法，保障了單井地層壓力預(yù)測的準(zhǔn)確性和精度。在此基礎(chǔ)上，開發(fā)了基于地質(zhì)塊體追蹤的三維地層壓力場建模方法，多學(xué)科聯(lián)合建模，實(shí)現(xiàn)了以三維空間視角多方位剖析現(xiàn)今地層壓力發(fā)育規(guī)律的目標(biāo)。

1.1 基于點(diǎn)約束測井綜合解釋的一維地層壓力預(yù)測

地層壓力預(yù)測方法有很多，主要包括利用地震勘探資料預(yù)測地層壓力、利用隨鉆錄井資料監(jiān)測地層壓力和利用測井資料檢測地層壓力等方法［7-8］。目前常用的主要有2 類：一是基于測井資料的簡易壓力預(yù)測。該方法缺乏實(shí)測數(shù)據(jù)樣本約束，側(cè)重于單井預(yù)測，雖然使用起來比較方便，但對于泥巖以外其它巖性及非欠壓實(shí)機(jī)制形成的異常高壓情況并不適用，尤其對于深層測井資料質(zhì)量不太好的井或者砂泥薄互層，預(yù)測壓力準(zhǔn)確性會(huì)大幅降低；二是基于地震資料的壓力預(yù)測，該方法主要是利用速度譜做單點(diǎn)預(yù)測［9］，不受鉆井分布的限制，但用速度譜提取疊加速度過程中影響因素多，容易造成假象，導(dǎo)致Dix 公式計(jì)算的層速度失真，進(jìn)而影響壓力預(yù)測精度。

點(diǎn)約束測井綜合解釋一維地層壓力預(yù)測方法是在測井資料簡易預(yù)測方法的基礎(chǔ)上，建立精細(xì)的地層孔隙壓力計(jì)算模型，進(jìn)而基于有效應(yīng)力原理實(shí)現(xiàn)地層壓力準(zhǔn)確預(yù)測，其計(jì)算式為：

該模型描述了影響地層壓力預(yù)測的3個(gè)重要因素，即：孔隙度、有效應(yīng)力和泥質(zhì)含量，因此獲得的速度與應(yīng)力關(guān)系更為合理。尤其在泥巖層比較薄的情況下，能夠更合理的將偏離正常壓實(shí)趨勢線的有效泥巖速度拾取出來。同時(shí)在壓力預(yù)測的過程中加入實(shí)測地層壓力點(diǎn)進(jìn)行約束，從而保障預(yù)測結(jié)果的準(zhǔn)確性和精度。

以臨南洼陷夏942井為例驗(yàn)證預(yù)測方法的可靠性。夏942井在3 706 m 鉆遇超壓油層，實(shí)測地層壓力系數(shù)為1.26，預(yù)測地層壓力系數(shù)為1.26（圖1），與實(shí)測值一致。隨著深度增加，地層壓力系數(shù)略有增加，整體預(yù)測沙三段中下亞段地層壓力系數(shù)一般不超過1.3。利用點(diǎn)約束測井綜合解釋預(yù)測地層壓力，可以準(zhǔn)確得到研究區(qū)已鉆井從上至下的地層壓力曲線，為三維地層壓力場建模奠定數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。

圖1 夏942井地層壓力預(yù)測結(jié)果Fig.1 Prediction of formation pressure in Well X942

1.2 基于地質(zhì)塊體追蹤的三維地層壓力場建模

三維地層壓力場建模不等同于簡單的三維圖像顯示，而是構(gòu)建能定量表征地層壓力在三維空間分布的數(shù)據(jù)體?；诘刭|(zhì)塊體追蹤的三維地層壓力場建模方法，是對多井間地層壓力進(jìn)行地球物理、數(shù)學(xué)、計(jì)算機(jī)多學(xué)科綜合一體化、三維定量化及可視化的預(yù)測。具體建模方法包括地層曲面構(gòu)建、三維地質(zhì)塊體追蹤及空間插值等核心內(nèi)容。

圖2 地層曲面構(gòu)建結(jié)果Fig.2 Construction of formation surface

地層曲面構(gòu)建 首先，地層曲面三角剖分。將點(diǎn)約束測井綜合解釋法預(yù)測的已鉆井地層壓力數(shù)據(jù)點(diǎn)按規(guī)則進(jìn)行三角剖分，使得這些散亂點(diǎn)形成連續(xù)的但不重疊的不規(guī)則三角面片網(wǎng)，并以此作為壓力體的表面（圖2a）。其次，地層壓力曲面求交。提出了基于包圍盒判定預(yù)處理的地層壓力曲面求交技術(shù)。經(jīng)過以交線為限定條件的限定二維Delaunay剖分之后，交線存在于曲面剖分結(jié)果中。通過將每個(gè)地質(zhì)層面沿交線分割為兩部分，可以將屬于同一塊體的曲面進(jìn)行統(tǒng)一輸出，從而為曲面縫合提供依據(jù)（圖2b）。最后，地層壓力曲面縫合。地層壓力曲面縫合是將不同地層壓力的層面之間的空間進(jìn)行三角網(wǎng)格重構(gòu)［10］，形成封閉的地層壓力表面，滿足可視化和三維地質(zhì)體實(shí)體建模的需求。提出了基于距離最近算法的重構(gòu)方法，保證了即使不同地質(zhì)層面邊界輪廓的形狀、節(jié)點(diǎn)距離和數(shù)目差別較大時(shí)，重構(gòu)出的曲面都不會(huì)出現(xiàn)較大的扭曲變形（圖2c）。

三維地質(zhì)塊體追蹤及空間插值 經(jīng)過曲面縫合后的相鄰地層組成封閉層塊，在地質(zhì)層塊約束下，進(jìn)行二維地層壓力數(shù)據(jù)的三維空間插值。所以，需要三維地質(zhì)塊體追蹤與插值。三維地質(zhì)塊體是由層面、斷層面和外邊界面三角網(wǎng)片構(gòu)成的封閉塊體，利用逐三角形方法，不斷搜尋鄰接的塊體三角形直至追蹤構(gòu)成一個(gè)完整的封閉塊體。為了進(jìn)一步在層塊內(nèi)做地層壓力曲線的三維插值，需要在層塊內(nèi)把網(wǎng)格離散化。其基本方法為把層塊模型整體放于三維均勻網(wǎng)格空間中，對每一層塊的表面三角形，通過計(jì)算表面法線角度，排除位于該表面外的網(wǎng)格點(diǎn)［11］。最后，利用克里金算法的球形模擬精細(xì)三維插值?？死锝鹚惴ㄊ墙⒃谧儺惡瘮?shù)理論及結(jié)構(gòu)分析基礎(chǔ)之上的，它在有限區(qū)域內(nèi)對區(qū)域化變量的取值進(jìn)行無偏、最優(yōu)估計(jì)，誤差的方差最?。?2-13］。

整個(gè)三維地層壓力場建模過程既考慮了地層壓力參數(shù)的隨機(jī)性，又考慮了地層壓力參數(shù)同一層系的相關(guān)性，建模結(jié)果更科學(xué)、更真實(shí)地反映了實(shí)際地層壓力特征。

1.3 現(xiàn)今地層壓力分布規(guī)律

對研究區(qū)過重點(diǎn)井切取從隆起帶到斜坡帶到洼陷帶再到斜坡帶的連井剖面的壓力縱橫向分布規(guī)律進(jìn)行分析。從連井地層壓力系數(shù)剖面上看，洼陷帶明顯具有較高的異常高壓，尤其在夏381 井沙四段上亞段和沙三段下亞段，地層壓力系數(shù)最高能達(dá)到1.45；斜坡帶部分井有弱超壓異常，地層壓力系數(shù)達(dá)到1.2～1.3 左右；在隆起帶基本為常壓區(qū)，地層壓力系數(shù)為1.0左右（圖3）。

從地層壓力系數(shù)柵狀立體圖（圖4）可以清晰地看到，臨南洼陷不同方向測線壓力系統(tǒng)變化規(guī)律表現(xiàn)出相似的特征，從淺到深地層壓力系數(shù)呈現(xiàn)先增大后減小的特征，在沙四段上亞段—沙三段下亞段地層壓力系數(shù)達(dá)到最大。

圖3 臨南洼陷連井地層壓力系數(shù)剖面Fig.3 Pressure coefficient profile of well tie in Linnan Subsag

圖4 臨南洼陷地層壓力系數(shù)柵狀立體圖Fig.4 Grid stereogram of pressure coefficients in Linnan Subsag

圖5 臨南洼陷沙三段下亞段和中亞段地層壓力系數(shù)平面分布Fig.5 Plane distribution of pressure coefficients in Lower and Middle Es3in Linnan Subsag

通過壓力場建?？梢垣@得臨南洼陷重點(diǎn)層系地層壓力平面分布特征。從沙三段下亞段和中亞段地層壓力系數(shù)平面分布（圖5）來看，整體上從隆起帶—斜坡帶—洼陷帶，地層壓力依次從常壓、弱超壓向超壓過渡。這一特征與剖面壓力分布一致，而且地層壓力系數(shù)均是從洼陷中心向隆起處減小。從局部來看，沙三段下亞段超壓（地層壓力系數(shù)大于1.2）存在2個(gè)集中發(fā)育區(qū)，一個(gè)是西部街204—街403井區(qū)，地層壓力系數(shù)為1.2～1.4；另一個(gè)為東部夏381—夏99 井區(qū)，地層壓力系數(shù)為1.2～1.5，壓力等值線更為密集，反映地層壓力變化較快（圖5a）。沙三段中亞段超壓以夏38—夏381井區(qū)為超壓集中發(fā)育區(qū)，地層壓力系數(shù)接近1.4，超壓幅度由內(nèi)向外逐漸降低，到街4、街502井附近降低為正常壓力（圖5b）。沙三段整體從隆起帶到斜坡帶再到洼陷帶具有常壓—弱超壓—異常高壓的變化規(guī)律。

通過臨南洼陷地層壓力場靜態(tài)建模，能夠從平面—空間全方位準(zhǔn)確地反映研究區(qū)地層壓力特征的變化規(guī)律，明確了臨南洼陷常壓—超壓共存的現(xiàn)今壓力結(jié)構(gòu)特征。

2 三維古壓力場演化動(dòng)態(tài)模擬

含油氣盆地中的壓力研究包括現(xiàn)今壓力和古壓力兩個(gè)方面。古壓力場，特別是成藏期古壓力場與油氣的分布直接相關(guān)。因此，明確古壓力場的演化特征顯得尤為重要。通過構(gòu)造演化、沉積充填、流體流動(dòng)、地溫和壓力演化等地質(zhì)過程及其相互間的匹配關(guān)系，利用盆地?cái)?shù)值模擬方法，恢復(fù)臨南洼陷古壓力場演化過程。

2.1 盆地?cái)?shù)值模擬關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置

采用PetroMod 盆地模擬軟件進(jìn)行地層壓力演化模擬，模擬過程需要考慮多個(gè)地質(zhì)因素的作用及其相互間的影響。因此，數(shù)值模擬結(jié)果的好壞在很大程度上取決于有關(guān)邊界條件和對重要參數(shù)的理解及數(shù)值的選擇［14］。

實(shí)際模擬過程通過統(tǒng)計(jì)不同層段砂泥巖含量，構(gòu)建相應(yīng)的混合巖性。巖石孔隙度-深度關(guān)系用Athy 公式表示，孔隙度-滲透率采用修正的Koze?ny-Carmen 滲透率模型［15］。烴源巖有機(jī)地球化學(xué)參數(shù)主要包括有機(jī)質(zhì)類型、總有機(jī)碳含量（TOC）和氫指數(shù)（HI）等。臨南洼陷烴源巖主要包括沙四段上亞段和沙三段下亞段。其中，沙四段上亞段烴源巖TOC值平均為1.15%，HI值平均為500 mg/g，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ-Ⅱ1型；沙三段下亞段烴源巖TOC值平均為1.55%，HI值為600 mg/g，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ-Ⅱ1型。采用Easy%Ro模型描述干酪根熱成熟生烴史，選擇Burnham TII模型作為生烴動(dòng)力學(xué)模型，對應(yīng)于Ⅱ型干酪根。

模型中設(shè)置的邊界條件包括大地?zé)崃髦担℉F）、古沉積水深（PWD）以及沉積水界面溫度（SWIT）等，參考前人的研究成果［16-17］。根據(jù)實(shí)測溫度和鏡質(zhì)組反射率對模擬結(jié)果進(jìn)行約束，對熱參數(shù)進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。實(shí)測壓力與前述點(diǎn)約束測井綜合解釋一維預(yù)測壓力用來作為地層壓力模擬結(jié)果的驗(yàn)證條件，已鉆井的一維模擬獲得的地層溫度、有機(jī)質(zhì)成熟度以及地層壓力模擬結(jié)果與相應(yīng)的實(shí)測溫度、Ro數(shù)據(jù)和實(shí)測壓力及預(yù)測壓力均可以較好的吻合，說明盆地?cái)?shù)值模擬結(jié)果準(zhǔn)確。

2.2 壓力場演化特征

2.2.1 二維剖面壓力演化

選擇由北向南依次經(jīng)過隆起帶、洼陷帶以及南部斜坡帶的典型地質(zhì)剖面以揭示臨南洼陷地層壓力演化模擬結(jié)果（圖6）。

圖6 過臨南洼陷中心近南北向二維剖面壓力演化Fig.6 Pressure evolution of nearly N-S 2D profile through Linnan Subsag center

在沙一段沉積末期（距今32.8 Ma），除在洼陷中心發(fā)育弱超壓（剩余壓力僅為2～4 MPa）外，其他區(qū)域全部為正常壓力。在東營組沉積末期（距今24.6 Ma），超壓主要局限在洼陷中心的沙四段和沙三段下亞段，剩余壓力達(dá)到8～10 MPa。距今24.6～14 Ma，受區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響臨南洼陷整體遭受抬升剝蝕，地層壓力大幅降低，最大剩余壓力減小為5 MPa左右。進(jìn)入新近紀(jì)以來伴隨館陶組和明化鎮(zhèn)組沉積，研究區(qū)再次進(jìn)入快速沉降階段，沉積物持續(xù)充填和埋深導(dǎo)致超壓幅度和發(fā)育范圍逐漸增大。現(xiàn)今是地層埋藏最深、超壓最大時(shí)期，并且超壓主要發(fā)育在洼陷帶，超壓中心分布在夏941—夏99 井附近，向洼陷兩側(cè)超壓幅度急劇減小。由洼陷中心向南部斜坡帶沙河街組地層泥質(zhì)含量減少、埋深變淺，超壓亦隨之逐漸減小，只在沙四段發(fā)育超壓，剩余壓力小于10 MPa。而北部的隆起帶由于斷層發(fā)育、地層埋藏較淺、封閉條件較差，導(dǎo)致超壓沿?cái)鄬雍蜐B透性巖層釋放而發(fā)生消散。

2.2.2 平面壓力演化

沙三段下亞段是研究區(qū)主力烴源巖層，也是超壓主要發(fā)育層段。數(shù)值模擬結(jié)果表明，超壓主要分布在洼陷帶中心，壓力分布與構(gòu)造走向一致。其中2 個(gè)次級(jí)超壓中心分布在街4—街403 井區(qū)以及夏99—夏381 井區(qū)，最大剩余壓力為19～22 MPa。剩余壓力自洼陷中心向兩側(cè)的南部斜坡帶和北部隆起帶逐漸減小，最后變?yōu)檎毫Γ▓D7）。

從剩余壓力平面演化來看，東營組沉積初期（距今32.8 Ma），在夏99—夏381 井局部開始發(fā)育弱超壓，剩余壓力僅為2～4 MPa。東營組沉積期間（距今32.8～24.6 Ma）臨南洼陷快速沉降，沉積物大量快速充填使得孔隙水排出與孔隙減小速度不平衡，孔隙排水不暢導(dǎo)致超壓達(dá)到第一期峰值，剩余壓力最大約為6 MPa。距今24.6～14 Ma 臨南洼陷遭受抬升剝蝕，剝蝕厚度為0～500 m 不等，由于上覆地層厚度減小，致使沙三段下亞段地層壓力降低，館陶組沉積時(shí)期距今14 Ma 時(shí)洼陷中心剩余壓力僅為1～2 MPa。距今14 Ma 至今，臨南洼陷持續(xù)沉降，伴隨館陶組和明化鎮(zhèn)組快速沉積，地層壓力快速增大，直至現(xiàn)今最大壓力分布狀態(tài)。在超壓形成過程中，臨南洼陷中心的巨厚泥巖是超壓發(fā)育的有利場所，超壓中心與洼陷中心基本一致。

圖7 臨南洼陷沙三段下亞段剩余壓力平面演化Fig.7 Plane evolution of residual pressure in Lower Es3in Linnan Subsag

3 異常壓力與油氣分布關(guān)系

3.1 地層壓力與油藏類型的關(guān)系

圖8 臨南洼陷曲斜8井—夏101井油藏壓力剖面Fig.8 Reservoir pressure profile across Well QX8-Well X101 in Linnan Subsag

通過繪制臨南洼陷斜坡帶到洼陷帶的連井油藏剖面，分析已鉆井實(shí)測地層壓力系數(shù)（圖8）發(fā)現(xiàn)，臨南洼陷整體表現(xiàn)為洼陷帶發(fā)育明顯的超壓，但是也存在由于開啟斷裂導(dǎo)致的地層壓力系數(shù)較低的現(xiàn)象，向斜坡帶地層壓力系數(shù)逐漸降低，不同斷塊之間壓力系統(tǒng)也具有較大差異。結(jié)合該區(qū)油氣藏類型來看，洼陷帶發(fā)育半深湖濁積砂體，如夏941井，以超壓巖性油藏為主。而臨近洼陷的斜坡帶在上覆巖性和異常高壓（或者壓力過渡帶）雙重控制下形成構(gòu)造油藏或者構(gòu)造-巖性油藏，低幅度超壓發(fā)育往往有利于形成高豐度油藏。受砂體和斷層控制的不同儲(chǔ)集體類型和不同構(gòu)造部位導(dǎo)致壓力的分布不同，后者又決定了能量場的空間疊置，這種疊置的形式又在一定程度上決定了油氣層的產(chǎn)能。

3.2 地層壓力與油氣產(chǎn)能的關(guān)系

圖9 臨南洼陷沙三段下亞段地層壓力與已鉆井含油氣性關(guān)系Fig.9 Relationship of formation pressure with oil and gas potential of drilled wells in Lower Es3in Linnan Subsag

地層壓力與油氣成藏動(dòng)力具有內(nèi)在聯(lián)系。將沙三段下亞段地層壓力系數(shù)平面展布與已鉆井含油氣性電測解釋結(jié)果疊加發(fā)現(xiàn)（圖9）：地層壓力與油氣產(chǎn)能具有較好的對應(yīng)關(guān)系。越靠近洼陷，距離油源越近，地層壓力系數(shù)越高，含油氣性也越好。油井大多位于地層壓力系數(shù)大于1.2 的區(qū)域內(nèi)，沙三段下亞段主要以席狀砂的巖性油藏為主，砂體充滿度高，具有連片含油的特點(diǎn)。如夏99井處地層壓力系數(shù)約為1.6，井深3 788 m 處濁積巖油藏壓裂試油獲得了7.56 t/d 的工業(yè)油流。街5 井沙三段下亞段地層壓力系數(shù)為1.45，濁積砂體含油性好，電測解釋油層4 層15 m，不含水；街501 井沙三段下亞段地層壓力系數(shù)為1.31，電測解釋油層1 層1 m，干層3層6 m，含油水層3 層7 m。地層壓力系數(shù)為1.1～1.2的壓力過渡區(qū)，則表現(xiàn)為油水間互的特點(diǎn)。

3.3 地層壓力與油氣運(yùn)移的關(guān)系

臨南洼陷的主要烴源巖為沙三下亞段的深湖相泥巖和油頁巖，沙三段下亞段成藏期流體動(dòng)力場演化與空間分布對油氣運(yùn)移以及對現(xiàn)今油藏的分布起著重要的控制作用。流體勢考慮了油氣運(yùn)移時(shí)所受的水動(dòng)力、浮力、超壓等綜合作用，全面反映了油氣運(yùn)聚的動(dòng)力學(xué)條件。在流體勢的作用下，油氣總是從高勢區(qū)向低勢區(qū)運(yùn)移［18］。

圖10 臨南洼陷壓力場下油氣運(yùn)移演化分布Fig.10 Hydrocarbon migration and evolution in pressure field of Linnan Subsag

恢復(fù)了主要成藏期（館陶組至明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期）以來研究區(qū)沙三段下亞段油氣運(yùn)移路徑特征（圖10），進(jìn)而分析油氣運(yùn)移方向和聚集部位。自東營組沉積時(shí)期超壓開始形成（距今32.8～24.6 Ma），臨南洼陷在超壓作用下就已形成南北兩側(cè)邊緣低油勢、洼陷中心高油勢的基本格局。沙三段下亞段烴源巖此時(shí)已進(jìn)入生烴門限并且開始排烴，因此該時(shí)期油氣聚集成藏已經(jīng)開始發(fā)生。從油勢發(fā)育幅度演化來看，距今32.8 Ma 至今油勢整體上呈逐漸增大趨勢，生烴洼陷的油勢增幅遠(yuǎn)大于北部隆起帶和南部斜坡帶的，致使高油勢區(qū)與低油勢區(qū)的油勢差逐步增大。只是在距今24.6～14 Ma 由于地層整體抬升導(dǎo)致地層壓力降低，使得油勢有所降低，降幅約為1 000～2 000 J/kg。此后明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期以來，由于地層快速沉降埋深，同時(shí)沙三段下亞段進(jìn)入大量生排烴階段，埋藏深度和地層壓力逐漸增大，油勢也隨之迅速增大。研究區(qū)的主要成藏期為館陶組至明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期，該時(shí)期油勢快速增加，在巨大的勢能差條件下，原油以發(fā)散狀由洼陷中心的相對高勢區(qū)垂直于油勢等值線流向四周，并在相對低勢區(qū)部位聚集，基本形成現(xiàn)今油氣藏分布格局。

現(xiàn)今為油勢發(fā)育的最大時(shí)期，在洼陷中心的夏99—夏381 井、街4—街501 井形成2 個(gè)高油勢發(fā)育中心，最大油勢約為28 000 J/kg。北部隆起帶的低油勢區(qū)為2 個(gè)油氣聚集區(qū)，與現(xiàn)今臨盤油田和商河油田富油區(qū)吻合程度較好；而南部斜坡帶的油氣聚集區(qū)則與臨南油田以及曲堤油田位置匹配良好。

整體上，現(xiàn)今實(shí)際發(fā)現(xiàn)的含油區(qū)（圖10 中紅色區(qū)域）絕大多數(shù)分布在原油運(yùn)移路線上或相對低勢區(qū)。說明油氣在浮力和地層壓力的雙重作用下向洼陷帶四周運(yùn)移，異常高壓為油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿ΑＴ诔瑝簬?nèi)，油氣的分布受圈閉的有效性控制；在常壓帶內(nèi)，油氣分布受正向構(gòu)造帶控制，油氣主要沿著臨商斷層?xùn)|段、帚狀分支和夏口主支斷層向周緣的正向構(gòu)造帶運(yùn)移，距離洼陷帶越遠(yuǎn)，構(gòu)造脊對油氣的分布控制作用越強(qiáng)。油氣成藏受多種成藏要素和成藏過程的影響，且在不同的含油氣盆地各個(gè)要素對成藏的影響程度又有所差異。因此，臨南洼陷油氣的聚集成藏總體受超壓的控制。

4 結(jié)論

提出了基于地質(zhì)塊體追蹤的三維地層壓力場建模的新方法，準(zhǔn)確、直觀地刻畫了臨南洼陷現(xiàn)今各層系壓力分布特征。地層壓力空間分布格局整體表現(xiàn)為從隆起帶—斜坡帶—洼陷帶具有常壓—弱超壓—異常高壓的變化規(guī)律。

基于盆地?cái)?shù)值模擬動(dòng)態(tài)再現(xiàn)了臨南洼陷壓力場時(shí)空演化過程。伴隨著區(qū)域沉降和抬升過程，臨南洼陷的壓力場演化經(jīng)歷了早期低幅增壓（距今32.8～24.6 Ma）—抬升泄壓（距今24.6～14.0 Ma）—再次增壓（距今14.0 Ma 至今）的演化旋回，現(xiàn)今處于超壓最大的發(fā)育階段。

臨南洼陷沙三段異常高壓與油氣分布具有很好的對應(yīng)關(guān)系，提供了油氣運(yùn)移的初始動(dòng)力，總體表現(xiàn)為地層壓力大，成藏動(dòng)力高，砂體的含油性好，充滿度高。館陶組至明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期油勢的快速增加極大地控制了油氣的運(yùn)移方向和聚集成藏位置，形成了現(xiàn)今北部隆起帶和南部斜坡帶低勢油氣富集區(qū)。

符號(hào)解釋

A0，A1，A2，A3，D——與地層有關(guān)的模型參數(shù)；

pe——有效應(yīng)力，Pa；

pf——地層壓力，Pa；

Se——上覆應(yīng)力，Pa；

Vp——聲速，m/s；

Vsh——泥質(zhì)含量，%，由自然伽馬計(jì)算獲得；

φ——測井孔隙度，f。