沾化凹陷古近系超壓特征及其成因機制

劉 華， 袁飛飛， 蔣有錄， 郝雪峰， 方旭慶

(1.山東省深層油氣重點實驗室，山東青島 266580; 2.海洋國家實驗室海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術功能實驗室，山東青島 266071；3.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，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，影響油氣的運移和聚集[1-4]。超壓成因機制復雜多樣，對于非擠壓型盆地，欠壓實作用和生烴作用是引起超壓的主要原因[5-13]。欠壓實作用通常具有高聲波時差、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]，泥巖體積分數(shù)、沉積速率和埋深對欠壓實作用影響較大[15-16]；生烴增壓作用表現(xiàn)出高聲波時差、高電阻率的特征[17-18]，增壓幅度與烴源巖有機質質量分數(shù)、演化程度、天然氣生成量等有關[5,19-23]。欠壓實作用與生烴作用對超壓的貢獻存在差異，影響油氣藏的形成及其空間分布[1-4,24]。筆者以超壓發(fā)育且分割性較強的沾化凹陷為例，根據(jù)實測壓力、超壓成因機制判識模型、超壓層系沉積速率、泥巖體積分數(shù)及對應源巖成熟度特征，對沾化凹陷超壓特征及其成因機制進行研究，揭示超壓成因差異及其對油氣成藏的影響。

1 區(qū)域地質概況

沾化凹陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷內，面積為2 800 km2，呈“北斷南超”“凹凸相間”的構造格局。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、樁西次洼等多個負向構造單元(圖1)。

圖1 沾化凹陷構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口井的實測壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計，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 有效應力-聲波速度法

圖3 沾化凹陷不同洼陷和不同層系有效應力-聲波時差關系

統(tǒng)計表明研究區(qū)超壓實測點在加載和卸載曲線上均有分布(圖3)，研究區(qū)存在欠壓實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測超壓點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在加載曲線和卸載曲線均有分布，表明存在欠壓實增壓作用和生烴增壓作用的共同結果。層系上東營組和沙一段的超壓點多分布于加載曲線上，欠壓實作用是超壓的主要成因；沙三段和沙四段數(shù)據(jù)點在加載曲線和卸載曲線均有分布，為欠壓實作用和生烴作用的共同結果，但是沙四段超壓點相對于沙三段，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、有機質豐度等會影響聲波時差，在單獨利用聲波時差判斷孔隙度時存在不確定性，因此利用測井曲線組合法更為有效。前人研究表明，聲波時差、密度測井和電阻率測井三者結合可綜合反映超壓成因[25-26]，隨埋深增大，欠壓實作用表現(xiàn)為聲波時差增大、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)為高聲波時差和低密度，這段上部密度和電阻率明顯降低，符合欠壓實增壓作用，并且與該深度烴源巖演化程度較低(鏡質體反射率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)成為超壓的主導成因。第三超壓段分布在沙四段，表現(xiàn)出高聲波時差的特征，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，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 超壓成因機制

4.1 欠壓實增壓作用

欠壓實作用作為研究區(qū)重要的增壓機制之一，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數(shù)、沉積速率和埋深關系密切。

4.1.1 泥巖體積分數(shù)

沾化凹陷超壓層系的泥巖厚度較大，為欠壓實作用的形成提供充足的物質基礎。統(tǒng)計表明研究區(qū)沙一段超壓區(qū)泥巖體積分數(shù)均大于85%，同一洼陷內隨泥巖體積分數(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)。但是當泥巖體積分數(shù)大于90%時，泥巖體積分數(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，反映高泥巖體積分數(shù)并不一定會形成欠壓實增壓作用，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，這一質管項目也為醫(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，為欠壓實增壓作用的產(chǎn)生奠定極好的沉積基礎(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)進行統(tǒng)計，研究表明沉積速率與剩余壓力、壓力系數(shù)均為正相關關系，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)，這一特點與其對應的超壓幅度具有較好的相關性，說明沉積速率對于欠壓實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系

4.1.3 埋藏深度

高泥巖體積分數(shù)和快速沉積為欠壓實增壓的形成奠定基礎，但是沾化凹陷各洼陷內的超壓頂界面深度差異明顯。研究區(qū)沙一段欠壓實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)計明化鎮(zhèn)組和第四系沉積物厚度與超壓起始深度關系，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數(shù)高、沉積速率快的特點，欠壓實作用普遍發(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度和烴源巖成熟度關系密切，也是研究區(qū)超壓強度空間分布不均的主要原因。

4.2.1 烴源巖生烴強度

沾化凹陷主力烴源巖為沙三和沙四段，正好與強超壓發(fā)育層系相對應，從兩套烴源巖的生烴強度平面分布圖可以看出，生烴強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度與超壓發(fā)育關系 (★為典型井)

4.2.2 有機質熱演化程度

利用實測Ro和PetroMod模擬，對研究區(qū)67口井進行有機質熱演化模擬。結果表明沾化凹陷沙三和沙四段烴源巖均進入生成熟油階段，最高Ro大于 1.2%，少數(shù)地區(qū)進入生凝析氣階段(圖10)。

沾化凹陷發(fā)育多個生烴中心，有機質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。有機質熱演化程度與生烴強度吻合關系較好，與超壓幅度也存在明顯的對應關系，成熟度越高的地方對應的超壓幅度越大，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)關系(★為典型井)

為了驗證烴源巖熱演化程度與超壓的對應關系，選取孤南133井沙三段進行烴源巖熱模擬和壓力演化分析。結果表明：沙三段沉積后在欠壓實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，烴源巖進入成熟生油階段(Ro=0.7%)，生烴增壓作用的加強使壓力進入快速積累階段，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(圖11)。從演化角度，欠壓實增壓作用是研究區(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—強超壓，成為研究區(qū)超壓的主導因素。

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制是欠壓實增壓和生烴增壓作用綜合作用的結果，兩者的貢獻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，其內發(fā)育的強超壓是油氣初次排烴的重要動力源，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，超壓增強沙一段泥巖的封堵能力，對沙一下亞段和沙二段砂巖儲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%)，以欠壓實增壓為主，超壓系數(shù)小于1.4，成藏期油氣運移動力較低，生成的少量油氣主要在超壓體內難以突破封閉層向上運移，形成源內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，壓力系數(shù)高達1.8，油氣成藏期的油氣運移動力較強，形成的超壓裂縫有利于油氣突破封閉層在上部常壓儲層中聚集成藏。沙四段油氣向上運移的難度較大，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移，僅在控洼斷層發(fā)育處，形成沿斷層穿層運移油氣在淺層儲層中聚集(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 論

(1) 沾化凹陷超壓發(fā)育，最大壓力系數(shù)可達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增壓作用為主，壓力系數(shù)較低；泥巖體積分數(shù)大于85%且地層沉積速率大于200 m/Ma是欠壓實作用發(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，生烴強度與超壓幅度呈正相關關系，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，導致超壓幅度空間上的差異。

(4)以欠壓實增壓作用為主的烴源巖層系，由于生烴能力弱，導致油氣多富集在內部儲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，超壓幅度大，油氣多突破封閉層向源上聚集或源間富集。