利用東營凹陷典型剖面分析地層壓力演化與油氣成藏關(guān)系

李繼亭，曾濺輝，吳嘉鵬

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院；3.中國石化勝利油田有限責(zé)任公司測(cè)井公司）

利用東營凹陷典型剖面分析地層壓力演化與油氣成藏關(guān)系

李繼亭1，2，3，曾濺輝1，2，吳嘉鵬1，2

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院；3.中國石化勝利油田有限責(zé)任公司測(cè)井公司）

運(yùn)用盆地模擬方法對(duì)東營凹陷新生界地層異常壓力演化特征進(jìn)行分析，并結(jié)合油氣成藏期次分析對(duì)異常壓力演化與油氣藏分布進(jìn)行了研究。模擬結(jié)果顯示：東營凹陷古近系沙四上亞段（Es4上）和沙三下亞段（Es3下）烴源巖地層中普遍發(fā)育異常壓力，并以超壓為主；異常壓力演化具有波動(dòng)性，總體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調(diào)整、晚期再次增大3個(gè)階段，分別對(duì)應(yīng)沙河街組—東營組沉積期、沉積間斷構(gòu)造抬升期和館陶組—第四紀(jì)沉積期。通過超壓演化與油氣成藏期次分析發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)今處于超壓環(huán)境中的油藏，在成藏過程中未必處于超壓環(huán)境。早期形成的異常壓力為Es4上和Es3下部分烴源巖中油氣向鄰近的圈閉運(yùn)移聚集提供了充足的成藏動(dòng)力，并有利于油氣藏的保存。

盆地模擬；壓力演化；油氣成藏期次；東營凹陷

自20世紀(jì)中葉國內(nèi)外學(xué)者發(fā)現(xiàn)沉積盆地存在異常壓力［1-2］以來，異常壓力的分布和演化在油氣勘探中一直起到極其重要的作用。大部分含油氣盆地，如渤海灣盆地、鶯歌海盆地等均發(fā)現(xiàn)異常壓力現(xiàn)象，針對(duì)這些異常壓力的分布特征、成因機(jī)理展開了深入和廣泛的研究［3-4］。學(xué)者們對(duì)盆地異常壓力展布特征和成因機(jī)理的研究較多，但根據(jù)異常壓力的形成和演化過程來研究其對(duì)油氣成藏與分布的影響則較少。前人研究表明：油氣成藏期次與異常壓力的形成和分布緊密相連［5］；油氣成藏關(guān)鍵時(shí)期，油氣在異常壓力產(chǎn)生的動(dòng)力下運(yùn)移并聚集［6］。

本文根據(jù)草古6—陳氣7井典型剖面，對(duì)東營凹陷地層異常壓力發(fā)育演化進(jìn)行了正演模擬。同時(shí)，利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定了不同類型油氣藏的成藏期次，并結(jié)合異常壓力的形成與分布，研究了異常壓力動(dòng)態(tài)演化過程對(duì)不同地質(zhì)歷史時(shí)期油氣成藏的控制作用。

1 地質(zhì)背景

東營凹陷位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷（圖1a），剖面上為典型的北斷南超、北陡南緩的不對(duì)稱箕狀凹陷特征（圖1b）。東營凹陷新生代先后沉積了古近系孔店組（Ek）、沙河街組（Es）、東營組（Ed）和新近系館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）及第四系（Q）地層。古近紀(jì)是斷陷階段，主要發(fā)育三角洲相、濱淺湖相、半深湖—深湖相沉積；新近紀(jì)是坳陷階段，主要發(fā)育沖積扇—曲流河等沉積。東營凹陷的2套主力烴源巖是古近系沙四上亞段（）和古近系沙三下亞段（的厚層暗色泥巖及油頁巖。

2 技術(shù)方法及參數(shù)選取

本文采用盆地?cái)?shù)值模擬技術(shù)對(duì)東營凹陷壓力演化進(jìn)行研究。模擬結(jié)果的正確性與合理性很大程度上取決于研究者對(duì)地質(zhì)現(xiàn)象的認(rèn)識(shí)程度，以及對(duì)有關(guān)邊界條件和重要地質(zhì)參數(shù)的理解水平和數(shù)值的選擇。模擬中選取的參數(shù)主要包括：①地質(zhì)參數(shù)，模擬采用的地質(zhì)年齡、古地表溫度、古水深等根據(jù)李丕龍等［7］的研究資料，喜山運(yùn)動(dòng)在研究區(qū)造成的地層剝蝕量采用吳智平等［8］的研究資料；②熱力學(xué)參數(shù)，不同時(shí)期的大地?zé)崃髦档荣Y料根據(jù)文獻(xiàn)［9］—文獻(xiàn)［11］的研究資料；③巖性及組合，各層的砂巖和泥巖含量及其它巖性的巖石含量，根據(jù)測(cè)井和錄井資料獲得；④巖石物性參數(shù)，包括巖石孔隙度、壓縮系數(shù)和滲透率等，根據(jù)Xie等［12］的研究資料；⑤其它參數(shù)，如流體密度、黏度等資料，采用軟件默認(rèn)值。

圖1 東營凹陷構(gòu)造概況圖（a）及典型剖面特征（b）Fig.1 Structure map （a）and typical profile features（b）of Dongying Sag

3 異常壓力形成與演化特征

模擬所選取的剖面是過東營凹陷主體生油洼陷的草古6—陳氣7井主干剖面，自北向南依次穿過北部陡坡帶、利津洼陷、中央隆起帶、王家崗斷裂帶和廣饒凸起。

由草古6—陳氣7井剖面壓力模擬結(jié)果（圖2）可以看出，研究區(qū)古近系普遍存在異常壓力，在洼陷劇烈沉積區(qū)尤為發(fā)育。研究區(qū)超壓主要發(fā)育在和烴源巖地層。異常壓力整體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調(diào)整、晚期再次增大3個(gè)階段的演化過程。

（1）沙河街組沉積期是東營凹陷斷陷的發(fā)育階段，斷裂伸展活動(dòng)強(qiáng)烈，物源充沛，凹陷沉積了厚層暗色泥（頁）巖。較大的地層沉積速率導(dǎo)致和負(fù)荷應(yīng)力增大，孔隙度快速減小，滲透性變差，孔隙流體壓力增高，欠壓實(shí)作用明顯。模擬結(jié)果表明，異常壓力高值主要分布在和地層中（圖2a右下部黃綠色部分），異常壓力主要集中在0.9～5.0 MPa（圖 2a）。

圖2 東營凹陷典型剖面剩余壓力演化分布圖Fig.2 Abnormal pressure evolution of typical profile in Dongying Sag

（2）Ed沉積末期，異常壓力范圍明顯增大，最大異常壓力達(dá)到7～9 MPa，主要分布在和地層中（圖2b下部黃綠色部分）。

（3）漸新世末，喜山運(yùn)動(dòng)Ⅱ幕導(dǎo)致地層抬升剝蝕，異常壓力得到釋放和減弱，東營凹陷古近系地層異常壓力降低至4～7 MPa，地層抬升產(chǎn)生砂體回彈，異常壓力得到明顯釋放（圖2c下部淺綠色部分）。

（4）喜山運(yùn)動(dòng)Ⅱ幕之后，東營凹陷進(jìn)入整體沉降階段，接受館陶組沉積，和烴源巖再次進(jìn)入埋藏增溫階段，Es4和Es3地層異常壓力范圍再次擴(kuò)大，但異常壓力值較小，為4.0～7.6 MPa（圖2d下部淺綠色部分）。

（5）明化鎮(zhèn)組—第四系沉積期，快速沉降引起的壓實(shí)不均衡和生烴作用應(yīng)是可獨(dú)立產(chǎn)生大規(guī)模超壓的主要機(jī)制。Es4和Es3地層異常壓力明顯，超壓規(guī)模最大，剩余壓力值達(dá)到14～18 MPa（圖2e下部紅色至淺綠色部分）。東營組末期、館陶組末期及明化鎮(zhèn)組—第四系沉積時(shí)期，異常壓力發(fā)育可能都與欠壓實(shí)作用、有機(jī)質(zhì)生烴作用和黏土礦物脫水作用等多種因素有關(guān)［13］。

異常壓力區(qū)起始深度在2200 m左右，該深度之上為正常壓力系統(tǒng)，之下發(fā)育超壓系統(tǒng)。模擬結(jié)果與鉆井實(shí)測(cè)壓力資料一致（表1）。

4 超壓演化與油氣成藏

異常高壓的形成時(shí)間與油氣大規(guī)模的運(yùn)移時(shí)間具有緊密聯(lián)系，且二者在油氣成藏中起著十分關(guān)鍵的作用［14］。異常高壓是油氣初次運(yùn)移和二次運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?，超壓演化與構(gòu)造演化的相互耦合控制了油氣的成藏樣式。

表1 草古6—陳氣7井剖面壓力實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)誤差分析表Table 1 Pressure error analysis of measured and simulated data in Caogu 6-Chenqi 7 well

4.1 油氣成藏期次分析

關(guān)于東營凹陷成藏期次的劃分和成藏時(shí)間的確定，前人已作了大量研究［15］，且認(rèn)識(shí)較為統(tǒng)一，他們認(rèn)為東營凹陷主要發(fā)生了2期成藏過程：第一期為東營組末期（34～24 Ma），第二期為館陶組末期—第四紀(jì)（13.8～0 Ma）。第二期成藏規(guī)模最大、范圍最廣，是研究區(qū)油氣成藏的關(guān)鍵時(shí)期。

在草古6—陳氣7井剖面上，不同構(gòu)造帶的油藏類型存在差異。對(duì)東營凹陷幾個(gè)次級(jí)構(gòu)造部位的巖性、構(gòu)造-巖性、地層油氣藏和構(gòu)造油氣藏中的流體包裹體均一溫度進(jìn)行分析（圖3），初步推算了典型剖面上不同構(gòu)造帶的油藏成藏時(shí)間（表2），其中河154井與河21井?dāng)?shù)據(jù)根據(jù)程慧等［16］的資料。

利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法并結(jié)合前人對(duì)東營凹陷成藏的分析結(jié)果得出以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)。

（1）利津洼陷Es2和Es3主要發(fā)育構(gòu)造油藏。根據(jù)對(duì)成烴與成藏的研究認(rèn)為，該區(qū)油藏具有2期成藏特點(diǎn)：第一期成藏發(fā)生在Ed沉積末期，成藏規(guī)模較小，主要集中在儲(chǔ)層物性較好的Es2底部和上部；第二期成藏主要發(fā)生在館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期，成藏規(guī)模大，范圍涉及 Es2和 Es3整個(gè)層段［17］。利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定出坨741井區(qū)和坨143井區(qū)油藏成藏時(shí)期為第二期成藏期（圖 3a）。

（2）中央隆起帶是東營凹陷構(gòu)造油氣藏的主要發(fā)育地區(qū)，也是油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)帶。該區(qū)帶的油藏形成時(shí)間較晚，由河21井和營67井包裹體均一溫度確定出中央隆起帶油氣成藏時(shí)期主要是第二期成藏期的晚期（圖3b）。

圖3 東營凹陷典型剖面不同區(qū)帶代表性流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定的油氣充注時(shí)期圖Fig.3 The charging times determining with fluid inclusion homogenization temperature projected on burial history in the representative zone in Dongying Sag

表2 東營凹陷儲(chǔ)層流體包裹體確定成藏期次Table 2 Reservoir fluid inclusion and hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

（3）牛莊洼陷主要含油層系為Es3，其中和為主要含油層系。由圖3c可看出：牛22井區(qū)和牛101井區(qū)油藏為第一期成藏；牛104井、牛107井、牛106井等井區(qū)油藏為第二期成藏；深洼區(qū)為第一期和第二期2期成藏，而洼陷靠近中央隆起帶的成藏時(shí)期主要為第二期成藏期。

（4）依據(jù)包裹體資料分析認(rèn)為，王家崗斷裂帶的王108井區(qū)和王100井區(qū)油藏主要為第二期成藏（圖 3d）。

4.2 地層壓力演化對(duì)油氣成藏的控制

異常流體壓力不僅可引起未變形地層的水力破裂和超壓流體的初次排放，促使了烴類的初次運(yùn)移，且受超壓和斷裂特征的共同控制，即斷-壓雙控流體流動(dòng)，形成超壓流體的二次排放［18］。

4.2.1 東營組末期（34～24 Ma）成藏時(shí)期

圖4 東營凹陷主要成藏時(shí)期剩余壓力特征與油藏展布Fig.4 Abnormal pressure characteristics and reservoir distribution in the main hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

根據(jù)東營組沉積末期剩余壓力分布與油藏分布特征（圖4a）可知，牛莊洼陷和地層發(fā)育異常流體壓力，并引起未變形地層的水力破裂，為烴類流體自源巖層向相鄰儲(chǔ)集層垂向排烴提供了通道，之后在儲(chǔ)集體內(nèi)發(fā)生較大規(guī)模的側(cè)向運(yùn)移，從而形成以厚層泥質(zhì)烴源巖包裹的濁積砂體油藏。該成藏時(shí)期發(fā)育的異常壓力為濁積砂體中的油氣運(yùn)移提供了重要的源動(dòng)力和運(yùn)移路徑，為牛莊洼陷牛101井、牛22井及其附近井區(qū)和地層中發(fā)育的巖性圈閉成藏提供了條件。牛莊洼陷深部巖性油氣藏為具有相對(duì)封閉和半封閉特征的壓力系統(tǒng)，為自源封閉型成藏動(dòng)力學(xué)機(jī)制。

利津洼陷Es2底部和油氣藏的油氣來自烴源巖層系，其運(yùn)移方式包括側(cè)向運(yùn)移和垂向運(yùn)移。該洼陷北部的坨-勝-永斷裂帶的斷裂活動(dòng)開始于Es4沉積期，結(jié)束于Ng沉積末期，斷層斷距大，切割了Es3和Es4烴源巖的多個(gè)超壓帶，形成了有利的泄壓帶。此時(shí)，所生成的烴類在超壓作用下沿?cái)鄬影l(fā)生垂向運(yùn)移，在Es2底部和地層的有利圈閉中聚集并形成原生油氣藏。由圖2a可看出，利津洼陷Es2底部和上部油藏為它源開放型成藏動(dòng)力學(xué)機(jī)制。

4.2.2 館陶組末期—第四紀(jì)（13.8～0 Ma）成藏期

由之前的成藏期次分析可看出，該成藏時(shí)期形成的油藏主要分布在王家崗斷裂帶地區(qū)、牛莊洼陷和中央隆起帶之間、利津洼陷Es2底部和地層。油藏的發(fā)育與斷裂和超壓烴源巖連通密不可分，斷裂是超壓體系卸壓的重要渠道，也是幕式排放的主要途徑。超壓的積累可使處于靜止期（呈封閉狀態(tài)）的斷裂開啟，從而使在靜水壓力條件下起封閉作用的斷層成為超壓流體二次排放的優(yōu)勢(shì)通道［18］。Es4和Es3地層異常壓力范圍的再次擴(kuò)大，為超壓流體二次排放優(yōu)勢(shì)通道的形成提供了動(dòng)力條件。

東營凹陷第二期成藏期早期（館陶組沉積末期），大型構(gòu)造圈閉基本形成，為油氣大規(guī)模聚集提供了場(chǎng)所。由Ng沉積末期剩余壓力分布與油藏分布特征（圖4b）可看出：該時(shí)期只在牛莊洼陷牛104井、牛107井、牛106井等井區(qū)的巖性油藏為超壓封閉的成藏環(huán)境；中央斷裂帶區(qū)域的斷塊油藏、利津洼陷的構(gòu)造油藏以及王家崗斷裂帶王108井區(qū)的斷塊油藏均為常壓開放的成藏環(huán)境。

東營凹陷第二期成藏期晚期（明化鎮(zhèn)組—第四紀(jì)沉積期），之前形成的油藏不斷擴(kuò)大，該時(shí)期形成的油藏主要分布在凹陷邊緣（圖4c）。對(duì)該時(shí)期剩余壓力分析后認(rèn)為，凹陷邊緣及中央隆起帶形成的油藏為開放的靜水動(dòng)力成藏環(huán)境。

4.3 異常流體壓力控藏模式

東營凹陷分為上部的正常壓力系統(tǒng)和下部的異常高壓力系統(tǒng)，不同壓力系統(tǒng)中油氣成藏模式存在差異。凹陷深部的，和下部地層處于異常高壓力系統(tǒng)內(nèi)，所以，東營凹陷油氣成藏具有異常壓力系統(tǒng)外和異常壓力系統(tǒng)內(nèi)2類成藏模式（圖5）。異常壓力系統(tǒng)內(nèi)成藏的油氣運(yùn)移距離較短，異常壓力系統(tǒng)外成藏則具有較長(zhǎng)的油氣運(yùn)移距離。

異常壓力系統(tǒng)內(nèi)成藏模式主要分布在牛莊洼陷和利津洼陷深部，在下部地層中較為發(fā)育。東營凹陷深部的斷層不發(fā)育，但超壓引起的地層微裂縫，可實(shí)現(xiàn)烴類垂向上的穿層運(yùn)移和聚集。此外，異常高壓帶的儲(chǔ)集層巖石孔隙度通常比相同深度正常壓實(shí)作用下同類型的巖石孔隙度大，使得儲(chǔ)集空間得以保存，且超壓可抑制黏土礦物轉(zhuǎn)化，促進(jìn)溶解作用而形成次生孔隙，極大地改善了地層儲(chǔ)集性能。同時(shí)，超壓封閉的流體環(huán)境還有利于巖性油氣藏的保存［19］。

圖5 東營凹陷典型剖面成藏模式圖Fig.5 Hydrocarbon accumulation model of typical profile in Dongying Sag

異常壓力系統(tǒng)外成藏模式主要分布在東營凹陷中淺部地層，斷層是中淺部油氣藏和深部烴源巖連通的重要通道。烴類的生成導(dǎo)致超壓發(fā)育，隨著地層流體壓力增大，當(dāng)壓力達(dá)到斷裂的門限開啟壓力時(shí)，斷裂及伴生裂隙開啟，超壓烴類流體釋放，斷層起到了泄壓和烴類運(yùn)移通道的雙重作用，這種斷-壓雙控流體流動(dòng)是異常壓力系統(tǒng)外成藏的主要?jiǎng)恿δＪ??？傊?，異常壓力系統(tǒng)無論是內(nèi)部成藏還是外部成藏都是油氣成藏的必要條件。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）盆地?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，東營凹陷異常壓力系統(tǒng)演化具有波動(dòng)性，總體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調(diào)整和晚期再次增大3個(gè)階段。

（2）東營凹陷深洼區(qū)早期產(chǎn)生的異常流體壓力促使了地層微裂縫輸導(dǎo)體系的形成，并為巖性油氣藏的形成提供了充足的烴類運(yùn)移路徑。

（3）東營凹陷不同構(gòu)造帶成藏期動(dòng)力環(huán)境存在差異。牛莊洼陷和利津洼陷中央的巖性油氣藏成藏期處于超壓成藏環(huán)境；洼陷—洼陷邊緣過渡帶構(gòu)造油氣藏成藏期處于半封閉—開放成藏環(huán)境；洼陷邊緣帶構(gòu)造、地層油氣藏成藏環(huán)境為常壓成藏環(huán)境。

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Application of typical profile to analysis of reservoir pressure evolution and hydrocarbon accumulation in Dongying Sag

LI Ji-ting1，2，3，ZENG Jian-hui1，2，WU Jia-peng1，2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Logging Technology Company，Shengli Oilfield Company Limited，Sinopec， Dongying 257096， China）

Basin modelingtechnologyisapplied toanalyzedistribution and evolution characteristicsofabnormalpressure systemofCenozoic in DongyingSag.Based on the analysis ofhydrocarbon accumulation stages,the influence ofreservoir pressure evolution on the hydrocarbon accumulation is studied.Numerical modelingresult shows that abnormally high pressures occur in the third and fourth members （Es3and Es4） of Eocene Shahejie Formation,and the pressures are mainlyoverpressure.The overpressure evolution in the sagis fluctuatingand divided intothree stages:original-forming,medium-declining adjustment and latest-raising stages,respectively corresponding to the stage of Shahejie to the final stage of Dongying Formation,the stage of uplifting and denudation,and the stage of Guantao Formation to Quaternary depositional stage.The study of overpressure evolution and hydrocarbon accumulation stages shows that the reservoir which is in the overpressure environment now may not be in overpressure environment when the hydrocarbon accumulation occurred.In the earlytime,the overpressure is favorable power for hydrocarbon migration and accumulation in the lithologic reservoir,and conducive tothe preservation oflithologic reservoir.

basinmodeling；pressureevolution；hydrocarbonaccumulationstage；DongyingSag

TE122.3+5

A

2011-03-10；

2011-04-16

國家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地精細(xì)勘探關(guān)鍵技術(shù)”（編號(hào)：2009ZX05009-003）項(xiàng)目資助。

李繼亭，1983年生，男，碩士，主要從事石油地質(zhì)方面的工作。地址：（257096）山東省東營市東營區(qū)北二路 415號(hào)勝利油田測(cè)井公司。 電話：（010）89733763。 E-mail：lijiting0546@163.com

曾濺輝，1962 年生，男，教授，博士生導(dǎo)師。 電話：（010）89733325。 E-mail：zengjh@cup.edu.cn

1673-8926（2011）04-0058-07

郭言青）