劉 華， 袁飛飛， 蔣有錄， 郝雪峰， 方旭慶

(1.山東省深層油氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266580; 2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評價(jià)與探測技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266071；3.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島 266580； 4.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257000)

含油氣盆地超壓普遍發(fā)育，影響油氣的運(yùn)移和聚集[1-4]。超壓成因機(jī)制復(fù)雜多樣，對于非擠壓型盆地，欠壓實(shí)作用和生烴作用是引起超壓的主要原因[5-13]。欠壓實(shí)作用通常具有高聲波時(shí)差、低密度和低電阻率的特征[14]，常見于快速沉積的新生代盆地中[12]，泥巖體積分?jǐn)?shù)、沉積速率和埋深對欠壓實(shí)作用影響較大[15-16]；生烴增壓作用表現(xiàn)出高聲波時(shí)差、高電阻率的特征[17-18]，增壓幅度與烴源巖有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)、演化程度、天然氣生成量等有關(guān)[5,19-23]。欠壓實(shí)作用與生烴作用對超壓的貢獻(xiàn)存在差異，影響油氣藏的形成及其空間分布[1-4,24]。筆者以超壓發(fā)育且分割性較強(qiáng)的沾化凹陷為例，根據(jù)實(shí)測壓力、超壓成因機(jī)制判識模型、超壓層系沉積速率、泥巖體積分?jǐn)?shù)及對應(yīng)源巖成熟度特征，對沾化凹陷超壓特征及其成因機(jī)制進(jìn)行研究，揭示超壓成因差異及其對油氣成藏的影響。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

沾化凹陷位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷內(nèi)，面積為2 800 km2，呈“北斷南超”“凹凸相間”的構(gòu)造格局。西部以義東斷層與車鎮(zhèn)凹陷和義和莊凸起相鄰，南接陳家莊凸起，東南與墾東凸起相鄰，東部以孤東斷層和長提斷層為界，北部以埕子口凸起為界，包括四扣次洼、渤南次洼、孤南洼陷、三合村洼陷、富林洼陷、孤北次洼、樁西次洼等多個(gè)負(fù)向構(gòu)造單元(圖1)。

圖1 沾化凹陷構(gòu)造單元和地層柱狀圖

沾化凹陷沉積地層發(fā)育，主要發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組和新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組，古近系沙河街組是重要的生烴、儲(chǔ)集層系，其中沙一段烴源巖局部成熟，沙三中—下亞段和沙四上亞段烴源巖達(dá)到成熟，生成大量油氣，是主要的烴源巖層系；沙二段和沙四下亞段是重要的油氣富集層系(圖1)。

2 地層壓力特征

根據(jù)831口井的實(shí)測壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，沾化凹陷超壓發(fā)育，壓力系數(shù)大于1.8，具有縱向上分帶、平面上分區(qū)的特征?？v向上從埋深2 350 m開始發(fā)育超壓，在2 700 m埋深超壓幅度快速增大，在3 500 m埋深超壓幅度達(dá)到最大，然后隨著深度的增加超壓幅度開始減小，約至4 500 m回歸靜水壓力。研究區(qū)發(fā)育的超壓層系較多，主要與沙一段、沙三段和沙四段3個(gè)烴源巖層系最為匹配，其中以沙三和沙四段超壓最為明顯(圖2(a)、(b))。

平面上超壓中心與研究區(qū)的各洼陷和次洼相吻合，但是各構(gòu)造單元發(fā)育的超壓幅度差別較大，其中樁西次洼、四扣次洼、渤南次洼和孤北次洼的超壓明顯，壓力系數(shù)大于1.4，富林洼陷和孤南洼陷超壓發(fā)育幅度較低，為弱超壓(圖2(c)、(d))。各洼陷出現(xiàn)超壓的頂界面的埋深也存在差異，如渤南次洼出現(xiàn)超壓的深度最淺，約為2 350 m；孤北次洼出現(xiàn)超壓的界面最深，約為3 000 m。

3 超壓成因判識

3.1 有效應(yīng)力-聲波速度法

圖3 沾化凹陷不同洼陷和不同層系有效應(yīng)力-聲波時(shí)差關(guān)系

統(tǒng)計(jì)表明研究區(qū)超壓實(shí)測點(diǎn)在加載和卸載曲線上均有分布(圖3)，研究區(qū)存在欠壓實(shí)增壓和生烴增壓等多種成因。研究區(qū)的超壓成因在層系和構(gòu)造分區(qū)上存在一定的規(guī)律性：平面上僅有孤南洼陷的實(shí)測超壓點(diǎn)全部分布在卸載曲線，渤南次洼、孤北次洼、四扣次洼和樁西次洼等超壓點(diǎn)在加載曲線和卸載曲線均有分布，表明存在欠壓實(shí)增壓作用和生烴增壓作用的共同結(jié)果。層系上東營組和沙一段的超壓點(diǎn)多分布于加載曲線上，欠壓實(shí)作用是超壓的主要成因；沙三段和沙四段數(shù)據(jù)點(diǎn)在加載曲線和卸載曲線均有分布，為欠壓實(shí)作用和生烴作用的共同結(jié)果，但是沙四段超壓點(diǎn)相對于沙三段，更集中偏向于卸載曲線分布，表明生烴作用在沙四段的超壓貢獻(xiàn)中比例有所增加(圖3)。

3.2 測井曲線組合法

由于含氣性、有機(jī)質(zhì)豐度等會(huì)影響聲波時(shí)差，在單獨(dú)利用聲波時(shí)差判斷孔隙度時(shí)存在不確定性，因此利用測井曲線組合法更為有效。前人研究表明，聲波時(shí)差、密度測井和電阻率測井三者結(jié)合可綜合反映超壓成因[25-26]，隨埋深增大，欠壓實(shí)作用表現(xiàn)為聲波時(shí)差增大、電阻率減小、密度不變或略有減小的特征；生烴增壓作用與欠壓實(shí)作用不同，電阻率表現(xiàn)出增大的特征。

以義170井為例，根據(jù)壓力特征可以識別出3個(gè)超壓段，測井曲線組合特征存在差異，表現(xiàn)出超壓成因的不同(圖4)。第一超壓段分布在2 900～3 000 m的沙一段，測井曲線偏離正常趨勢，表現(xiàn)為高聲波時(shí)差和低密度，這段上部密度和電阻率明顯降低，符合欠壓實(shí)增壓作用，并且與該深度烴源巖演化程度較低(鏡質(zhì)體反射率Ro<0.7%)相吻合。第二超壓段分布在沙三段，呈現(xiàn)聲波時(shí)差高、電阻率明顯增大的特征，符合流體膨脹引起的超壓特征，此埋深烴源巖已進(jìn)入生烴門限(Ro>0.7%)，生烴增壓作用開始顯現(xiàn)成為超壓的主導(dǎo)成因。第三超壓段分布在沙四段，表現(xiàn)出高聲波時(shí)差的特征，密度一般保持不變，電阻率高于這段的背景值，表明以生烴增壓作用為主(圖4)。

圖4 沾化凹陷義170綜合測井曲線與超壓特征

綜上所述，沾化凹陷超壓以欠壓實(shí)增壓作用和生烴增壓作用為主，受烴源巖成熟度影響較明顯。沙一段和沙三段烴源巖演化程度較低(Ro<0.5%)的超壓段，以欠壓實(shí)增壓作用為主；沙三段和沙四段烴源巖演化程度高(Ro>0.7%)的地區(qū)，生烴增壓作用開始增強(qiáng)，在渤南次洼等烴源巖成熟度較高的地區(qū)，生烴作用是超壓的主要成因。

4 超壓成因機(jī)制

4.1 欠壓實(shí)增壓作用

欠壓實(shí)作用作為研究區(qū)重要的增壓機(jī)制之一，主要影響沙一段和沙三段低熟烴源巖層系的超壓形成，增壓特征與泥巖體積分?jǐn)?shù)、沉積速率和埋深關(guān)系密切。

4.1.1 泥巖體積分?jǐn)?shù)

沾化凹陷超壓層系的泥巖厚度較大，為欠壓實(shí)作用的形成提供充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。統(tǒng)計(jì)表明研究區(qū)沙一段超壓區(qū)泥巖體積分?jǐn)?shù)均大于85%，同一洼陷內(nèi)隨泥巖體積分?jǐn)?shù)的增大，剩余壓力和壓力系數(shù)也存在一定幅度的增加(圖5)。但是當(dāng)泥巖體積分?jǐn)?shù)大于90%時(shí)，泥巖體積分?jǐn)?shù)接近的地區(qū)超壓幅度差異較大，如富林洼陷超壓幅度較低，四扣次洼則較高，反映高泥巖體積分?jǐn)?shù)并不一定會(huì)形成欠壓實(shí)增壓作用，還需要其他條件的配合。

4.1.2 沉積速率

這些均是“基于NST協(xié)同構(gòu)建卒中后吞咽障礙患者營養(yǎng)管理模式”創(chuàng)新的土壤。同時(shí)，這一質(zhì)管項(xiàng)目也為醫(yī)院的發(fā)展畫上了濃墨重彩的一筆。

前人提出泥頁巖的沉積速率大于200 m/Ma是欠壓實(shí)作用產(chǎn)生超壓的基本條件[15,27]。沾化凹陷古近系、新近系沉積厚度大，沙四段、沙三段、沙一段、東營組和明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期最大沉積速率均大于200 m/Ma，甚至有些層系超過500 m/Ma，為欠壓實(shí)增壓作用的產(chǎn)生奠定極好的沉積基礎(chǔ)(圖6)。

圖6 沾化凹陷不同沉積中心典型井沉積速率

對研究區(qū)23口井的沙一段沉積速率和壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，研究表明沉積速率與剩余壓力、壓力系數(shù)均為正相關(guān)關(guān)系，隨著沉積速率的增大，增壓幅度增高(圖7)。在地層沉積速率小于200 m/Ma的地區(qū)，壓力系數(shù)均小于1.1，表現(xiàn)為常壓；沉積速率超過200 m/Ma時(shí)才出現(xiàn)超壓。沾化凹陷各洼陷(或次洼)沙一段沉積速率差異明顯，孤北次洼和富林洼陷沉積速率低，其余洼陷中心沉積速率較大(圖7)，這一特點(diǎn)與其對應(yīng)的超壓幅度具有較好的相關(guān)性，說明沉積速率對于欠壓實(shí)增壓作用的影響非常顯著，是增壓幅度的重要影響因素。

圖7 沾化凹陷沙一段沉積速率與超壓關(guān)系

4.1.3 埋藏深度

高泥巖體積分?jǐn)?shù)和快速沉積為欠壓實(shí)增壓的形成奠定基礎(chǔ)，但是沾化凹陷各洼陷內(nèi)的超壓頂界面深度差異明顯。研究區(qū)沙一段欠壓實(shí)作用開始形成于明化鎮(zhèn)組沉積初期，以壓力系數(shù)1.1埋深作為起始深度，統(tǒng)計(jì)明化鎮(zhèn)組和第四系沉積物厚度與超壓起始深度關(guān)系，發(fā)現(xiàn)上覆沉積物厚度影響超壓頂面發(fā)育深度，沉積厚度越大，超壓頂面越深(圖8)。同一洼陷從邊緣到洼陷中心，沉積厚度逐漸增大，超壓頂面深度也逐漸加深；不同洼陷間，上覆沉積物厚度小的地區(qū)，最大超壓頂面深度也相應(yīng)變淺(圖8)。

圖8 沾化凹陷明化鎮(zhèn)組和第四系沉積物厚度與超壓頂面深度關(guān)系(★為典型井)

4.2 生烴增壓作用

烴源巖層系由于泥巖體積分?jǐn)?shù)高、沉積速率快的特點(diǎn)，欠壓實(shí)作用普遍發(fā)育，但是研究區(qū)壓力系數(shù)大于1.3的地區(qū)普遍與成熟烴源巖吻合較好，表明生烴增壓作用明顯。研究表明生烴增壓的幅度與烴源巖生烴強(qiáng)度和烴源巖成熟度關(guān)系密切，也是研究區(qū)超壓強(qiáng)度空間分布不均的主要原因。

4.2.1 烴源巖生烴強(qiáng)度

沾化凹陷主力烴源巖為沙三和沙四段，正好與強(qiáng)超壓發(fā)育層系相對應(yīng)，從兩套烴源巖的生烴強(qiáng)度平面分布圖可以看出，生烴強(qiáng)度與超壓幅度有較好的吻合性(圖9)。

圖9 沾化凹陷沙三段和沙四段生烴強(qiáng)度與超壓發(fā)育關(guān)系 (★為典型井)

4.2.2 有機(jī)質(zhì)熱演化程度

利用實(shí)測Ro和PetroMod模擬，對研究區(qū)67口井進(jìn)行有機(jī)質(zhì)熱演化模擬。結(jié)果表明沾化凹陷沙三和沙四段烴源巖均進(jìn)入生成熟油階段，最高Ro大于 1.2%，少數(shù)地區(qū)進(jìn)入生凝析氣階段(圖10)。

沾化凹陷發(fā)育多個(gè)生烴中心，有機(jī)質(zhì)熱演化程度存在差異，其中沙三段烴源巖在渤南次洼、四扣次洼、孤北次洼和孤南洼陷沉積中心成熟度較高，在富林洼陷、樁西次洼烴源巖成熟度偏低(Ro<0.7%)(圖10(a))。沙四段的烴源巖熱演化程度與沙三相似，熱演化程度略高于沙三段，但是在孤南洼陷不具有生烴能力(圖10(b))，與沙三段存在差異。有機(jī)質(zhì)熱演化程度與生烴強(qiáng)度吻合關(guān)系較好，與超壓幅度也存在明顯的對應(yīng)關(guān)系，成熟度越高的地方對應(yīng)的超壓幅度越大，顯示生烴增壓的重要性。

圖10 沾化凹陷沙三段和沙四段烴源巖演化程度與壓力系數(shù)關(guān)系(★為典型井)

為了驗(yàn)證烴源巖熱演化程度與超壓的對應(yīng)關(guān)系，選取孤南133井沙三段進(jìn)行烴源巖熱模擬和壓力演化分析。結(jié)果表明：沙三段沉積后在欠壓實(shí)作用下孔隙流體壓力逐漸高于靜巖壓力形成超壓，但是增加幅度不大；館陶組末期之后，烴源巖進(jìn)入成熟生油階段(Ro=0.7%)，生烴增壓作用的加強(qiáng)使壓力進(jìn)入快速積累階段，在明化鎮(zhèn)末期剩余壓力快速增加，表明烴源巖熱演化程度對沙三段現(xiàn)今超壓具有重要貢獻(xiàn)(圖11)。從演化角度，欠壓實(shí)增壓作用是研究區(qū)超壓的先期積累，但增壓幅度較弱，烴源巖的成熟生烴促使剩余壓力快速增大，形成超壓—強(qiáng)超壓，成為研究區(qū)超壓的主導(dǎo)因素。

圖11 沾化凹陷孤南133井沙三段壓力演化與烴源巖生烴史

5 超壓特征與油氣成藏

沾化凹陷超壓的成因機(jī)制是欠壓實(shí)增壓和生烴增壓作用綜合作用的結(jié)果，兩者的貢獻(xiàn)比例在空間上存在差異，間接影響油氣成藏與空間分布。由于不同成因的超壓在油氣成藏中作用意義不同，欠壓實(shí)增壓不具有油氣源的提供能力，在油氣成藏中作為一種封閉機(jī)制主要對下覆油氣起封閉作用；生烴增壓層段則兼具油氣來源的供應(yīng)，其內(nèi)發(fā)育的強(qiáng)超壓是油氣初次排烴的重要?jiǎng)恿υ?，決定油氣的排出效率和方向。

研究區(qū)沙一段超壓源巖成熟度較低，不具有大量生烴能力，超壓增強(qiáng)沙一段泥巖的封堵能力，對沙一下亞段和沙二段砂巖儲(chǔ)層中的油氣起封堵作用，因此研究區(qū)大部分洼陷區(qū)的油氣都分布在沙一段之下(圖12)。

研究區(qū)沙三段和沙四段烴源巖生烴能力差異較大，超壓對于油氣成藏的作用存在兩種。一種是生烴能力較低的烴源巖系，對于油氣的控制作用與沙一段超壓層相似。如富林洼陷沙三段烴源巖成熟度較低(Ro<0.7%)，以欠壓實(shí)增壓為主，超壓系數(shù)小于1.4，成藏期油氣運(yùn)移動(dòng)力較低，生成的少量油氣主要在超壓體內(nèi)難以突破封閉層向上運(yùn)移，形成源內(nèi)富集型的油氣分布特色。第二種是成熟度較高的烴源巖，如渤南次洼的沙三段烴源巖，局部Ro>1.3%，生烴作用較強(qiáng)，壓力系數(shù)高達(dá)1.8，油氣成藏期的油氣運(yùn)移動(dòng)力較強(qiáng)，形成的超壓裂縫有利于油氣突破封閉層在上部常壓儲(chǔ)層中聚集成藏。沙四段油氣向上運(yùn)移的難度較大，主要是上覆沙三段的超壓層系的存在，易阻止沙四段油氣的向上運(yùn)移，僅在控洼斷層發(fā)育處，形成沿?cái)鄬哟舆\(yùn)移油氣在淺層儲(chǔ)層中聚集(圖12)，如孤島凸起館陶組油氣藏。

圖12 沾化凹陷超壓特征與油氣分布

6 結(jié) 論

(1) 沾化凹陷超壓發(fā)育，最大壓力系數(shù)可達(dá)1.8，具有空間上分布不均的特征，縱向上主要與沙一段、沙三段和沙四段烴源巖層系相吻合，平面上與渤南次洼、四扣次洼和孤北次洼等主生烴洼陷相吻合。

(2) 沾化凹陷烴源巖成熟度較低的層系以欠壓實(shí)增壓作用為主，壓力系數(shù)較低；泥巖體積分?jǐn)?shù)大于85%且地層沉積速率大于200 m/Ma是欠壓實(shí)作用發(fā)育的前提，存在上覆沉積物厚度越大超壓頂界面越深的分布特征。

(3) 研究區(qū)烴源巖Ro>0.7%的層系存在生烴增壓作用，生烴強(qiáng)度與超壓幅度呈正相關(guān)關(guān)系，烴源巖演化程度越高超壓幅度越大，受控于生烴能力和烴源巖熱演化的差異，導(dǎo)致超壓幅度空間上的差異。

(4)以欠壓實(shí)增壓作用為主的烴源巖層系，由于生烴能力弱，導(dǎo)致油氣多富集在內(nèi)部儲(chǔ)層中或者作為下覆油氣的蓋層；以生烴增壓作用為主的烴源巖層系，由于生烴能力強(qiáng)，超壓幅度大，油氣多突破封閉層向源上聚集或源間富集。