車西洼陷沙四上亞段異常高壓形成機(jī)制及其對特低滲儲層特性的影響

趙振宇，顧家裕，郭彥如，阿里木江，吳中彬

（1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中石化 勝利測井公司，山東 東營 257000;3.勝利油田 樁西采油廠，山東 東營 257237）

車西洼陷沙四上亞段異常高壓形成機(jī)制及其對特低滲儲層特性的影響

趙振宇1，顧家裕1，郭彥如1，阿里木江2，吳中彬3

（1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中石化 勝利測井公司，山東 東營 257000;3.勝利油田 樁西采油廠，山東 東營 257237）

通過對車西洼陷沙四上亞段碎屑巖儲層沉積、構(gòu)造、成巖、物性、試油試采等資料綜合分析，深入探討該區(qū)異常高壓的成因機(jī)制及其對儲層產(chǎn)生的各種影響。研究表明:異常高壓發(fā)育主要與地層不均衡壓實有關(guān)，其次礦物成巖作用有助于超壓的保存與提高;異常高壓有效抑制了地層溫度的增加和成巖作用的進(jìn)一步加深;異常高壓有效減緩了地層壓實作用的增強(qiáng)，致使儲層深部次生孔隙保存相對較好，為油氣勘探開發(fā)提供了有利條件;在射孔厚度一定的情況下，以泥質(zhì)砂巖為主的特低滲儲層并非地層壓力越大油氣產(chǎn)能越高，高產(chǎn)油層壓力系數(shù)1.2～1.3，這與儲層內(nèi)單砂體有效厚度、物性參數(shù)、含油飽和度、壓力敏感性等因素有關(guān)。

車西洼陷;異常高壓;特低滲儲層;儲層物性;地質(zhì)參數(shù)

長期以來，異常高壓的研究焦點主要集中在自身形成機(jī)制及其與油氣分布的關(guān)系上，對于超壓作用儲層而產(chǎn)生的各種影響研究較少［1-3］。20世紀(jì)50年代以來，國內(nèi)外許多學(xué)者通過試驗?zāi)M和對典型超壓盆地研究分析認(rèn)為，超壓有利于儲層原、次生孔隙的保存，并能通過物理和生物化學(xué)兩種機(jī)制改善儲層物性［4-8］，但在超壓油氣藏開采過程中，由于儲層流體產(chǎn)出將使巖石受力改變而發(fā)生彈塑性變形，從而又降低了孔隙度和滲透率［9-12］。由此可見，超壓對儲層物性的建設(shè)性作用與破壞性作用仍需要進(jìn)一步深入探討［1，4］。筆者以車西洼陷沙四上亞段特低滲泥質(zhì)砂巖儲層為例，結(jié)合大量試油試采數(shù)據(jù)、礦物測試分析、地震-測井資料等，詳細(xì)分析異常高壓的成因機(jī)制及其對儲層溫度、成巖演化、物性以及單井產(chǎn)能等方面產(chǎn)生的影響，為油氣藏的勘探與開發(fā)提供重要的科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于山東省無棣縣，構(gòu)造上處于車西洼陷南部緩坡帶（圖1）。北接埕子口凸起，西鄰慶云凸起，南接無棣凸起、義和莊凸起，東部通過套爾河-車3鼻狀構(gòu)造與大王北、郭局子洼陷相連［4］。沙四上亞段地層厚度為90～120 m，南東高北西低（地層單斜:310°∠10°），巖性組合為砂、泥巖互層，主力儲層為含泥—泥質(zhì)細(xì)砂巖。儲層孔隙度一般集中在10% ～20%，滲透率一般小于 10×10－3μm2，排驅(qū)壓力為1～2 MPa，最大連通喉道半徑為0.5～1.5 μm，綜合評價為中-低孔特低滲較差儲層。

沙四段早期，盆地接受多物源供給，以無棣凸起為主，慶云、義和莊凸起為輔。沉積相類型以三角洲相為主，其中分流河道、河口壩、水下分流河道等微相發(fā)育有利儲層。由南至北，地層埋深逐漸增大，成巖作用逐步增強(qiáng)，并呈東西條帶狀分布，依次為中成巖A1亞期、中成巖A2亞期和中成巖B期3個階段。

圖1 研究區(qū)域位置示意圖ig.1 Sketch map of location of study area

2 異常高壓分布特征及其形成機(jī)制

2.1 異常高壓分布特征

異常高壓主要分布在研究工區(qū)北部，沉積相類型以三角洲前緣及半深湖亞相為主，壓力系數(shù)為1.2～1.5。根據(jù)單井試壓數(shù)據(jù)、聲波時差-等效深度法計算數(shù)據(jù)與地層深度擬合分析可知，地層壓力系數(shù)Y與深度H呈正相關(guān)性，Y=3.9×10－4H。因此，當(dāng)?shù)貙由疃却笥?.0 km時，地層壓力系數(shù)大于1.2，進(jìn)入高壓層段（圖2）。

圖2 地層壓力系數(shù)與深度的關(guān)系Fig.2 Relationship of formation pressure coefficient and depth

2.2 異常高壓形成機(jī)制

現(xiàn)今，有關(guān)異常壓力的形成機(jī)制有十多種，其中不同形成機(jī)制具有不同的作用對象和范圍［1，5-9］。在實際的含油氣盆地中，往往是一種或幾種成因占主導(dǎo)地位，其他成因不起作用或作用不明顯。綜合分析研究工區(qū)的各項地質(zhì)條件后認(rèn)為，異常高壓的成因機(jī)制主要有兩個。

2.2.1 與沉積作用有關(guān)的不均衡壓實增壓機(jī)制

不均衡壓實主要存在于持續(xù)埋深的沉積盆地中。如果盆地演化后期或近期遭受過構(gòu)造抬升，則不均衡壓實作用形成的超壓就有可能減弱或消失。另外，此種超壓主要是由泥質(zhì)沉積物的欠壓實作用引起，與快速沉積和沉積物的低滲透性有關(guān)，尤其發(fā)育在以泥質(zhì)含量為主的砂泥巖剖面中［1］。

首先，研究區(qū)南北向構(gòu)造演化剖面顯示（圖3），高壓區(qū)地層以持續(xù)沉降為主（常壓區(qū)地層后期略有抬升），并且沉積速度相對較快。其次，高壓區(qū)內(nèi)單井砂巖泥巖厚度比為0.18～0.35，主要集中在0.22～0.27，也就是說，高壓層段巖性組合以泥包砂為主，這個比值與現(xiàn)代泥質(zhì)沉積物異常高壓區(qū)的沙泥比非常接近［13-14］（現(xiàn)代水下泥質(zhì)沉積物異常高壓區(qū)的沙泥比為0.2～0.25）。因此，本區(qū)異常高壓的發(fā)育條件與不均衡壓實增壓所需的各項地質(zhì)條件完全吻合。同時，沙三下亞段巨厚泥巖段的高壓系數(shù)超過2.0，前人分析主要為欠壓實所致［15］。綜合上述研究認(rèn)為，與沉積作用有關(guān)的不均衡壓實增壓為本區(qū)高壓形成的主要機(jī)制。

圖3 車西洼陷南北向構(gòu)造演化剖面Fig.3 Tectonic evolution of north-south section in Chexi depression

2.2.2 與礦物成巖作用有關(guān)的增壓機(jī)制

在成巖作用過程中，黏土礦物蒙脫石向伊利石、綠泥石轉(zhuǎn)化將釋放大量晶格層間水和吸附水，這些高密度水進(jìn)入孔隙后會使流體體積增大，同時導(dǎo)致高壓［4，16-18］。研究工區(qū)泥質(zhì)砂巖內(nèi)黏土礦物含量見表1，主要成分為伊蒙混層、高嶺石、綠泥石和伊利石。在高壓區(qū)與常壓區(qū)平均深度差達(dá)1.4 km的情況下，伊蒙混層、伊利石以及伊蒙間層比的平均含量十分相近，但高嶺石與綠泥石的平均含量卻相差較大，且具有互補(bǔ)的趨勢。由此可以看出，隨地層埋深增加，高嶺石向綠泥石方向轉(zhuǎn)化，這與該區(qū)的地質(zhì)環(huán)境相吻合。高壓區(qū)泥質(zhì)砂巖中含有豐富的方解石、白云石、黃鐵礦等，具備高嶺石向綠泥石轉(zhuǎn)化所需的Mg、Fe和堿性水介質(zhì)（地層水型為 NaHCO3）條件［19］。因此，蒙脫石脫水對本區(qū)超壓發(fā)育具有積極意義。

另外，Hunt等［18-19］認(rèn)為，膠結(jié)作用可以使異常超壓帶頂部形成巖性致密封隔帶，能夠有效保持下部異常高壓。研究區(qū)內(nèi)中成巖A2亞期晚期膠結(jié)作用的起始深度約2.8 km，而異常高壓發(fā)育的起始深度約3.0 km，由此可以看出，晚期膠結(jié)作用發(fā)育的巖性致密層段為異常高壓的保存提供了有利條件。同時，高壓區(qū)泥質(zhì)砂巖中普見黏土礦物呈薄膜狀包裹于顆粒表面或呈搭橋狀存在于顆粒之間的現(xiàn)象，這些自生礦物在一定條件下可以起到封閉作用并促使地層壓力升高。因此，結(jié)合前人的研究成果可知，礦物再膠結(jié)作用與自生礦物的形成有助于異常壓力的保存與提高。

表1 高壓區(qū)與常壓區(qū)黏土礦物成分對比Table 1 Comparison of clay mineral composition in over and normal pressure areas

3 異常高壓對特低滲儲層特性的影響

3.1 對儲層溫度的影響

當(dāng)?shù)貙勇裆畲笥?.0 km時，地層壓力系數(shù)大于1.2（圖4）。在常壓區(qū)范圍內(nèi)，流體包裹體均一溫度與試油測溫數(shù)據(jù)均表現(xiàn)為正常地溫，且地溫梯度恒定不變，但在高壓區(qū)，大部分流體包裹體與試油測溫數(shù)據(jù)均偏離了正常的溫度趨勢范圍，出現(xiàn)異常低溫現(xiàn)象，而且地溫梯度明顯小于常壓區(qū)。結(jié)合前人大量的研究成果可知，異常高壓封閉系統(tǒng)能夠有效阻止封存箱內(nèi)地層溫度的增加，產(chǎn)生此種現(xiàn)象的原因不少學(xué)者認(rèn)為與孔隙水有關(guān)［1-3］，因為除泥巖外，水比多數(shù)沉積巖的隔熱效果要好3倍以上，特別是被封閉的水體，隔熱效果更加明顯。

3.2 對儲層成巖作用的影響

沙四上亞段地層埋深跨度大，洼陷南部斜坡區(qū)埋深約2.0 km，北部洼陷區(qū)約4.2 km。在近2.2 km的高差范圍內(nèi)，由南至北，隨地層深度增加成巖作用逐步增強(qiáng)，并呈東西條帶狀分布，依次為中成巖A1亞期（2.0～3.0 km）→中成巖A2亞期（3.0～3.4 km）→中成巖B期（3.4～4.2 km）。如圖5所示，隨地層埋深增加，高嶺石含量呈逐漸減小的趨勢，但在高壓區(qū)3.3～3.6 km內(nèi)，出現(xiàn)含量偏大現(xiàn)象。與高嶺石變化特征相反，伊利石和綠泥石含量隨深度增大呈逐漸增加的趨勢，其中2.2～3.6 km內(nèi)，伊利石含量及增加趨勢明顯大于綠泥石，然而到4.0～4.2 km時，綠泥石含量卻明顯大于伊利石，這充分反映出成巖作用后期綠泥石大量發(fā)育的特點，其中包括高嶺石向綠泥石的轉(zhuǎn)化以及儲層中綠泥石的自生。通常，在正常沉積地層中，伊蒙混層含量和伊蒙間層比（S）會隨成巖作用加深而逐漸減小，并以此來定性或者半定量地劃分成巖階段，但在沙四上亞段高壓層段內(nèi)，兩者均無明顯變化，這與洼陷南部常壓條件下的變化趨勢形成鮮明對比。在常壓段內(nèi)，當(dāng)?shù)貙勇裆畲笥?.0 km時，S小于10%，成巖階段處于晚成巖期。綜合上述各項指標(biāo)可知，該區(qū)異常高壓有效地阻礙了成巖作用的進(jìn)一步加深。

圖4 地層壓力系數(shù)與溫度的對應(yīng)關(guān)系Fig.4 Corresponding relationship of formation pressure coefficient and temperature

圖5 黏土礦物含量與地層埋深關(guān)系Fig.5 Relationship of clay mineral content and formation depth

3.3 對儲層物性的影響

異常高壓成因類型不同對于儲層物性的影響不同［14］。在由不均衡壓實和礦物成巖作用所引發(fā)的異常高壓區(qū)內(nèi)，儲層沉積初期，其物性條件相對于同時期的非高壓區(qū)普遍較差，主要原因是砂體中含有較多的泥質(zhì)雜基。但是，這種不利的先天因素在經(jīng)歷了漫長的地質(zhì)演化后會逐步過渡為一種有利于儲層開發(fā)的建設(shè)性因素，如異常高壓可以保存甚至改善儲層孔隙空間等［13-14］。

隨上覆地層厚度不斷增加，壓實作用逐漸增強(qiáng)，碎屑顆粒間由點接觸→線接觸→凹凸接觸→縫合接觸，儲層孔隙空間逐漸減小（圖6）。由地層深度與孔-滲數(shù)值擬合分析可知，隨地層埋深增加，儲層孔隙度和滲透率值均呈逐漸減小的趨勢，其中孔滲趨勢線的斜率可以反映出壓實作用的強(qiáng)弱。壓實作用強(qiáng)，直線斜率小，反之，直線斜率大［8］。根據(jù)上述分析可知:在2.1～3.0 km內(nèi)，孔滲受壓實作用影響較大，即單位深度內(nèi)孔滲數(shù)值降幅大，因此直線斜率相對偏小;3.0～4.1 km，孔滲受壓實作用影響相對較小，直線斜率相對偏大。

通常，可溶組分溶解可以形成大量次生孔隙，由圖6可知，2.25～2.7 km異?？住B發(fā)育帶，包絡(luò)線向右側(cè)突出，明顯大于正常壓實情況下的孔滲數(shù)值，結(jié)合該區(qū)成巖演化序列、異常高壓垂向分布以及成像測井等資料綜合分析認(rèn)為，這主要與中成巖A1亞期溶解作用產(chǎn)生的大量次生孔隙有關(guān)。3.3～3.55 km孔、滲異常帶的地層壓力系數(shù)為1.25～1.4，超壓有效保存了部分原生孔隙和中成巖A1亞期所形成的大量次生孔隙，從而使深部儲層保持了較高的孔隙度和滲透率。3.95～4.1 km孔、滲異常帶的地層壓力系數(shù)為1.4～1.6，超壓改變了巖石發(fā)生破裂時的有效應(yīng)力場，促進(jìn)了少量微裂縫形成，成像測井顯示微裂隙較為發(fā)育，且以高角度非構(gòu)造裂隙為主，進(jìn)而增加了超壓體系內(nèi)的儲集空間，改善了儲層物性。這種儲層物性隨深度的變化規(guī)律，對于指導(dǎo)油氣田的勘探開發(fā)具有重要意義［6，19］。

圖6 儲層物性隨深度的變化趨勢Fig.6 Reservoir properties change with formation depth

3.4 對儲層產(chǎn)能的影響

沙四上亞段地層壓力系數(shù)主要集中在0.9～1.45，其中高產(chǎn)油層對應(yīng)的地層壓力系數(shù)為1.2～1.3（圖7）。由此可知，在以泥質(zhì)為主的特低滲儲層，并非原始地層壓力越大油氣產(chǎn)量越高，主要有以下3個原因:

圖7 地層壓力系數(shù)與日產(chǎn)液量的關(guān)系Fig.7 Relationship between formation pressure coefficient and fluid volume per day

（1）高壓區(qū)油層質(zhì)量較差。以車251、車252井為例，射孔層段地層壓力系數(shù)為1.42～1.44，但油氣產(chǎn)能較低，日均產(chǎn)液水平小于5 m3。分析認(rèn)為主要是油層質(zhì)量不好所致，其中包括單層厚度較?。▎斡蛯雍穸葹?.5～1.9 m，平均為1 m），含油級別為油斑至油浸，油層類型為油水同層等。因此，油層質(zhì)量不好是導(dǎo)致高壓不高產(chǎn)的首要因素。

（2）高壓區(qū)油層物性較差。車251井油層孔隙度、滲透率均較低，平均孔隙度為9.1%，平均滲透率為1.2 ×10－3μm2，孔喉半徑平均值為0.2 μm，均質(zhì)系數(shù)為0.28，最大汞飽和度為53.31%，退汞效率為25.05%，這些參數(shù)值均較低，綜合評價為低孔特低滲較差儲層，因此這是導(dǎo)致儲層高壓不高產(chǎn)的另一個因素。

（3）儲層存在壓力敏感性傷害。壓力敏感性傷害屬于一種永久性傷害，其程度與儲層滲透率、黏土含量、孔隙結(jié)構(gòu)等有關(guān)［11］。試驗結(jié)果表明，孔隙度對有效應(yīng)力的敏感性低于滲透率的應(yīng)力敏感性，即初始滲透率越低，應(yīng)力敏感性越強(qiáng)［9－12］。因此，當(dāng)?shù)貙訅毫ο禂?shù)過大時，開井壓差就相應(yīng)增加，泄壓時流體流速過快，導(dǎo)致儲層中的黏土顆粒等微小粒子堵塞孔隙喉道，從而降低滲透率影響產(chǎn)能。另一方面，泄壓時流體流速過快會使油水呈乳狀或溶解在油中的氣體逸出，發(fā)生賈敏效應(yīng)，從而對油氣產(chǎn)能產(chǎn)生消極影響。

綜合上述3點可知，在泥質(zhì)含量較高的特低滲儲層（異常高壓由欠壓實作用引起，構(gòu)造等其他因素引起的異常高壓除外），并非壓力越大油氣產(chǎn)能越高，異常高壓只是油氣高產(chǎn)的一個因素，但不是決定性因素，該區(qū)油氣高產(chǎn)的有利地層壓力系數(shù)為1.2～1.3。

4 結(jié)論

（1）車西洼陷南部緩坡帶沙四上亞段泥質(zhì)細(xì)砂巖儲層物性較差，綜合評價為低-中孔特低滲較差儲層。區(qū)域南部為常壓區(qū)，北部為高壓區(qū)（壓力系數(shù)1.2～1.45），其中異常高壓的成因機(jī)制主要與地層不均衡壓實有關(guān)，其次為礦物成巖作用所致。常壓區(qū)與高壓區(qū)平均地溫梯度分別為4.0℃/100 m和3.3℃/100 m，這與異常高壓影響地?zé)醾鲗?dǎo)有關(guān)。同時，異常高壓還有效抑制了成巖作用的進(jìn)一步加深。

（2）儲層孔隙度滲透率隨深度增加呈遞減的趨勢，但在變化過程中，表現(xiàn)出3個異常大值深度帶，分別為:2.25～2.7 km，與中成巖A1亞期溶解作用產(chǎn)生的大量次生孔隙有關(guān);3.3～3.55 km，異常壓力系數(shù)為1.25～1.4，與異常高壓保存孔隙空間有關(guān);3.95～4.1 km，與異常高壓、地層裂縫雙重影響有關(guān)。

（3）在儲層厚度一定的情況下，以泥質(zhì)砂巖為主的特低滲儲層并非地層壓力越大油氣產(chǎn)能越高，高產(chǎn)油層壓力系數(shù)為1.2～1.3，這與儲層內(nèi)單砂體的有效厚度、物性參數(shù)、含油飽和度、壓力敏感性等因素有關(guān)。

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Mechanism of generating abnormal overpressure and its influences on super-low permeability reservoirs for upper Es4member in Chexi depression

ZHAO Zhen-yu1，GU Jia-yu1，GUO Yan-ru1，ALIMUJIANG2，WU Zhong-bin3

（1.Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China;2.Shengli Well Logging Company，Dongying257000，China;3.Zhuangxi Oil Production Plant of Shengli Oilfield，Dongying257237，China）

By means of analyzing sedimentary microfacies，structure features，diagenesis，porosity and permeability and geochemical testing data，the mechanisms of generating abnormal overpressure and its influences on super-low permeability reservoir of upper Es4member in Chexi depression were discussed detailedly.The results show that the principal mechanism of generating abnormal overpressure is disequilibrium compaction，and the secondary is mineral diagenesis.The formation temperature increasing and diagenesis deepening with depth are inhibited by abnormal overpressure.In the abnormal overpressure section，secondary porosity is relatively well preserved，which is a favourable condition for oil and gas exploration and development.In argillaceous sandstone-based super-low permeability reservoir，it is not a linear relationship between oil and gas production capacity and formation pressure coefficient，as a higher capacity corresponds to the pressure coefficient of 1.2－1.3.This phenomenon results from single sand body thickness（sand-mud ratio），physical parameters，oil saturation and pressure sensitivity and so on.

Chexi depression;abnormal overpressure;super-low permeability reservoirs;reservoir properties;geological parameters

TE 122.2

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.05.003

1673-5005（2010）05-0012-06

2010－03－20

中國石油科技創(chuàng)新基金項目（2010D－5006－0104）;中國石油天然氣股份有限公司巖性地層油氣藏富集規(guī)律與勘探技術(shù)研究重大專項（2008B－0103）

趙振宇（1980－），男（滿族），內(nèi)蒙古通遼人，博士后，現(xiàn)從事盆地沉積學(xué)、動力學(xué)研究。

（編輯 徐會永）