渤海油田古近系超壓成因分類及分布特征*

沈章洪

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海油田古近系超壓成因分類及分布特征*

沈章洪

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

古近系是渤海油田的主要勘探層系之一，鉆探揭示存在超壓現(xiàn)象。通過系統(tǒng)研究已鉆井資料，提出了一種兩級串聯(lián)篩選超壓分類方法，將渤海油田古近系超壓分為單純欠壓實型、欠壓實主導型、生烴主導型和流體傳導型等4類，并分析了古近系超壓分布特征。渤海油田古近系超壓以單純欠壓實型為主，4種超壓類型在不同地區(qū)的比例并不完全一致，其中環(huán)渤中地區(qū)生烴主導型超壓的比例顯著高于其他地區(qū)；垂向上隨著地層由新變老，地層超壓類型由單純欠壓實型為主逐漸向生烴主導型為主過渡，平面上超壓呈相對零散的“窩狀”分布特征，凸起的中央部位基本不發(fā)育超壓，凹陷及其周圍斜坡帶是超壓發(fā)育的主要場所，而凹陷與凸起之間的斜坡帶超壓系數(shù)變化最快，具有良好的油氣運聚動力條件。本文研究結(jié)果可為渤海油田古近系鉆前超壓預測及烴類運移優(yōu)勢方向研究提供宏觀指導。

渤海油田；古近系；超壓；成因分類；分布特征；鉆前壓力預測

古近系是渤海油田的主要生油層系，也是重要的成藏層段之一[1-2],其中已發(fā)現(xiàn)的各級油氣儲量占渤海油田總儲量的1/3強。截至2014年底，在鉆遇古近系的580多口探井中，約200口井存在地層超壓，且常壓井和超壓井在平面上呈不規(guī)則交叉分布。針對上述情況，單憑經(jīng)驗或已鉆井資料簡單外推來預測地層超壓的效果不佳，由此導致的鉆井工期延誤、油層污染、探井報廢等情況時有發(fā)生，既影響勘探成效，也導致相當大的直接經(jīng)濟損失。近年來，隨著油氣勘探向中深層進軍，鉆入古近系的探井數(shù)量呈上升趨勢。因此，通過系統(tǒng)研究已鉆井資料開展渤海油田古近系超壓的成因類型及分布特征研究，不僅可為該地區(qū)古近系鉆前壓力預測提供重要指導，而且具有重大的油氣勘探價值和鉆井安全價值。

1 超壓成因分類方法

表征一口井的地層壓力狀況時，通常使用壓力曲線，即地層壓力隨垂直深度的變化關(guān)系。由于油田實際鉆井不可能全井段密集測壓(僅是少數(shù)滲透層進行零星的工業(yè)測壓，并且非滲透層還不能進行工業(yè)測壓)，所以單井連續(xù)地層壓力曲線總是依據(jù)某種理論模型或經(jīng)驗模型進行計算獲得。

目前國內(nèi)外常用的地層壓力模型主要有平衡深度法、Bowers法、Eaton法及綜合解釋法。評價這些模型的優(yōu)劣或適用性，就是比照計算結(jié)果與實際測壓樣點值的誤差，總體誤差越小的模型其適用性越好。渤海油田古近系超壓分類的基礎之一就是找到適應自身的地層壓力模型。

基于上述4類模型的特點，考慮到綜合解釋法沒有統(tǒng)一的公式可供參照，且人為因素影響大，在本次研究工作中不予采用。通過對渤海油田鉆遇古近系超壓的132口井資料分別進行平衡深度法、Bowers法、Eaton法等3類模型的比對分析，結(jié)果表明：平衡深度法計算的淺層地層壓力精度高于中深層；而Bowers法及Eaton法計算的淺層與中深層地層壓力精度總體相當。因此，對于渤海油田古近系，Bowers法及Eaton法都是適用的地層壓力模型。

地層超壓的成因比較復雜[3-10]，包括欠壓實、有機質(zhì)生烴、地熱異常、成巖作用、構(gòu)造沉降或抬升、局部橫向擠壓、頁巖底辟作用、流體傳導(他源)等等。為了緊密圍繞鉆前地層超壓預測的需要，本文提出了一種兩級串聯(lián)篩選超壓分類方法，該方法可以簡便有效地依據(jù)已鉆井資料將一個地區(qū)的所有地層超壓分成單純欠壓實型、欠壓實主導型、生烴主導型和流體傳導型4類，其中單純欠壓實型和欠壓實主導型可以依據(jù)地震探測獲得的地層速度進行鉆前壓力預測，而生烴主導型不僅對于超壓分析有用，還對油氣生成與運聚分析很有價值。第一級篩選器根據(jù)各區(qū)塊已鉆井統(tǒng)計分析獲得的常壓地層的“有效應力-地層速度”模版可以把單純欠壓實型和欠壓實主導型超壓篩選出來，第二級篩選器依據(jù)生烴條件(鏡質(zhì)體反射率、地溫、總有機碳、生烴潛量)能夠把生烴主導型超壓篩選出來，最后把剩余的超壓歸入流體傳導型。兩級串聯(lián)篩選超壓分類由如下步驟構(gòu)成：

1) 確定研究區(qū)地層壓力模型(平衡深度法、Bowers法、Eaton法)的參數(shù)，同時生成正常壓實地層的Bowers加載曲線模版；

2) 建立壓力與生烴條件單井綜合剖面；

3) 把超壓層對應的地層速度、有效應力數(shù)據(jù)對投到加載曲線模版上，篩選出單純欠壓實型超壓和欠壓實主導型超壓；

4) 剩余的超壓樣點參照單井綜合剖面上的生烴條件再篩選出生烴主導型超壓，最后剩余的超壓樣點歸入流體傳導型。

2 超壓分布特征

2.1 鉆遇概率

對渤海油田鉆遇古近系超壓的約200口井的統(tǒng)計表明，單純欠壓實型占53%，欠壓實主導型占13%，生烴主導型占18%，流體傳導型占16%。這4種類型超壓在不同地區(qū)的占比并不完全一致。比如遼東灣、黃河口、萊州灣地區(qū)的單純欠壓實型超壓的比例明顯高于環(huán)渤中地區(qū)，而環(huán)渤中地區(qū)的生烴主導型超壓的比例又顯著高于其他地區(qū)。這符合渤海海域沉積與成烴的基本規(guī)律，因為渤中凹陷是渤海海域最主要的生烴場所，其周邊更多見到生烴主導型超壓是合理的；而遼東灣、黃河口、萊州灣地區(qū)位于盆地邊部或相對狹窄區(qū)，物源豐富，更容易產(chǎn)生快速堆積出現(xiàn)封存箱造成欠壓實。

2.2 垂向分布特征

古近系超壓主要集中在漸新統(tǒng)東營組二段下亞段—始新統(tǒng)沙河街組三段。按照東營組二段、三段及沙河街組一段、二段、三段分別統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)：隨地層由新變老，地層超壓類型由單純欠壓實型為主逐漸向生烴主導型為主過渡，并且具有區(qū)域差異性。東營組二段基本為單純欠壓實型超壓；東營組三段單純欠壓實型與欠壓實主導型合計占77%～100%；沙河街組一段在環(huán)渤中地區(qū)以生烴主導型為主(占63%)，在其他地區(qū)單純欠壓實型與欠壓實主導型合計占80%以上；沙河街組二段在渤南的黃河口、萊州灣地區(qū)單純欠壓實型與欠壓實主導型合計占60%，其他地區(qū)流體傳導型超壓相對多見；沙河街組三段以生烴主導型超壓更常見，其中渤中地區(qū)為100%生烴主導型超壓。

2.3 平面分布特征

依據(jù)數(shù)百口單井的壓力綜合剖面、超壓分類結(jié)果、地震速度場等資料，編繪了渤海油田東營組二段下亞段、東營組三段、沙河街組一+二段、沙河街組三段4個主要層段的超壓類型分布圖(圖1)和超壓強度分布圖(圖2)。

圖1 渤海油田古近系超壓類型分布

圖2 渤海油田古近系最大壓力系數(shù)平面分布

由圖1可以看出，東二段下亞段主要以單純欠壓實型超壓為主；東營組三段除渤中地區(qū)和遼東灣局部地區(qū)以生烴主導型超壓為主外，其余地區(qū)以欠壓實型為主；沙河街組一+二段超壓類型多樣，欠壓實型、生烴主導型及流體傳導型均發(fā)育；沙河街組三段則以生烴主導型超壓為主。由圖2可以看出，渤海油田古近系超壓具有“窩狀”分布特點，除了渤中凹陷具有較大的超壓范圍外，其他地區(qū)的超壓范圍都比較小，且相對零散；渤中凹陷、黃河口凹陷、遼東灣南部和北部為超壓強度較大的區(qū)域，其余各凹陷超壓發(fā)育范圍及強度均較??；各凸起的中央部位基本不發(fā)育超壓，凹陷及其周圍斜坡帶是超壓發(fā)育的主要場所；凹陷與凸起之間的斜坡帶往往是壓力系數(shù)變化最快的區(qū)域，顯示具有良好的油氣運聚動力條件。研究結(jié)果可以為鉆前超壓預測提供宏觀指引，也是研究烴類運移優(yōu)勢指向的重要基礎資料之一。

3 超壓鉆前地球物理可預測性

按照單純欠壓實型、欠壓實主導型、生烴主導型、流體傳導型等4類超壓，以及約200口井的實際數(shù)據(jù)，系統(tǒng)對比分析了Fillippone法、平衡深度法、Eaton法、Bowers法在渤海油田古近系超壓鉆后分析和鉆前預測的適應性及精度(表1)，結(jié)果表明:

1) 對于鉆后壓力分析，F(xiàn)illippone法、平衡深度法、Eaton法、Bowers法以及綜合解釋法均可用于單純欠壓實型超壓和欠壓實主導型超壓，以Eaton法和Bowers加載曲線法精度為高；Bowers卸載曲線法、綜合解釋法可用于有機質(zhì)生烴主導型超壓和流體傳導型超壓，但涉及參數(shù)分別是13個和9個，應用起來很復雜。

2) 對于鉆前壓力預測，F(xiàn)illippone法、平衡深度法、Eaton法均可用于單純欠壓實型超壓和欠壓實主導型超壓，其中Eaton法預測精度高；而其他方法均無法實現(xiàn)。

表1 壓力模型在渤海油田古近系的適用性及精度綜合分析

4 結(jié)論

1) 渤海油田古近系發(fā)育4類超壓，分別是單純欠壓實型、欠壓實主導型、生烴主導型和流體傳導型。

2) 渤海油田古近系由淺及深，地層超壓類型中單純欠壓實型和欠壓實主導型超壓出現(xiàn)的概率逐漸降低，生烴主導型超壓出現(xiàn)概率上升，其中沙河街組二段以流體傳導型超壓相對多見，而沙河街組三段以生烴主導型超壓更常見。

3) 渤海油田古近系超壓平面上具有“窩狀“分布的特征，凸起的中央部位基本不發(fā)育超壓；凹陷及其周圍斜坡帶是超壓發(fā)育的主要場所；凹陷與凸起之間的斜坡帶往往是壓力系數(shù)變化最快的區(qū)域，具有良好的油氣運聚動力條件。

致謝：參加本次研究的還有中海石油(中國)有限公司天津分公司的周東紅、彭剛、郭軍、何玉等以及成都理工大學的徐國盛教授等，撰文過程中得到了梁雪梅的大力幫助。在此一并致以誠摯的謝意。

[1] 薛永安,柴永波,周園園.近期渤海海域油氣勘探的新突破[J].中國海上油氣,2015,27(1):1-9.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.01.001.

Xue Yongan,Chai Yongbo,Zhou Yuanyuan.Recent new breakthroughs in hydrocarbon exploration in Bohai sea[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(1):1-9.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.01.001.

[2] 朱偉林，米立軍.中國海域含油氣盆地圖集[M].北京：石油工業(yè)出版社，2010:24-25.

Zhu Weilin,Mi Lijun.Atlas of oil and gas basins,China sea[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2010:24-25.

[3] 奇林格 G V，謝列布里亞科夫 V A,羅伯遜 J O,等.異常地層壓力成因與預測[M].趙文智，柳廣第， 苗繼軍，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，2004:41-51,92-113.

[4] OSBORNE M J，SWARBRICK R E．Diagenesis in North Sea HPHT clastic reservoirs—consequences for porosity and overpressure prediction[J].Marine and Petroleum Geology,1999,16(2):337-353.

[5] 謝玉洪,李緒深,童傳新,等.鶯歌海盆地中央底辟帶高溫高壓天然氣富集條件、分布規(guī)律和成藏模式[J].中國海上油氣,2015,27(4):1-12.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.001.

Xie Yuhong,Li Xushen,Tong Chuanxin,et al.High temperature and high pressure gas enrichment condition,distribution law and accumulation model in central diapir zone of Yinggehai basin [J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):1-12.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.001.

[6] 李炎軍，吳江，黃熠，等．鶯歌海盆地中深層高溫高壓鉆井關(guān)鍵技術(shù)及其實踐效果[J]．中國海上油氣，2015,27(4):102-106.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.014.

Li Yanjun,Wu Jiang,Huang Yi,et al.Key technology and application of HTHP drilling in mid-deep formations in Yinggehai basin[J]．China Offshore Oil and Gas，2015,27(4):102-106.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.014.

[7] 姜濤，解習農(nóng).鶯歌海盆地高溫超壓環(huán)境下儲層物性影響因素[J].地球科學——中國地質(zhì)大學學報， 2005,30(2):215-220.

Jiang Tao，Xie Xinong.Effects of high temperature and overpressure on reservoir quality in the Yinggehai Basin,South China Sea[J].Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2005,30(2):215-220.

[8] 高崗,黃志龍,王兆峰，等.地層異常高壓形成機理的研究[J].西安石油大學學報(自然科學版),2005,20(1):1-7.

Gao Gang,Huang Zhilong,Wang Zhaofeng，et al.Study on the mechanisms of the formation of formation abnormal high-pressure[J].Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition),2005,20(1):1-7.

[9] 甘軍，謝玉洪，張迎朝，等.文昌A 凹陷恩平組異常高壓與油氣成藏關(guān)系[J].中國海上油氣，2014，26(6)：7-13.

Gan Jun,Xie Yuhong,Zhang Yingzhao,et al.A relation between abnormal high pressure in Enping Formation and hydrocarbon accumulation in Wenchang A sag[J].China Offshore Oil and Gas,2014，26(6)：7-13.

[10] 金秋月，何生，盧梅.渤海灣盆地車鎮(zhèn)凹陷地層超壓特征與油氣賦存關(guān)系[J].地質(zhì)科技情報，2015,34(3)：113-119.

Jin Qiuyue,He Sheng,Lu Mei.Relationship between overpressure characteristics and hydrocarbon enrichment in the Chezhen depression of Bohai Bay basin[J].Geological Science and Technology Information,2015,34(3):113-119.

(編輯：張喜林)

Genetic classification and distribution characteristics of overpressure in the Paleogene of Bohai oilfields

Shen Zhanghong

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

The Paleogene is one of the important exploration strata in Bohai oilfields, in which the drilling shows overpressure phenomena. Based on the systematic study of drilled wells, a classification method of the overpressure using two-stage series selection is proposed. The overpressure in the Paleogene of Bohai oilfields can be divided into four types: undercompaction, dominantly caused by undercompaction, hydrocarbon generating and fluid conduction. The distribution of main overpressure types is analyzed. The overpressure in the Paleogene of Bohai oilfields is caused mainly by undercompaction. The ratios of four types of overpressure distributed in different areas are inconsistent, in which overpressure caused by hydrocarbon generating has a high ratio than other types in Bozhong area. The type of overpressure changes from undercompaction to hydrocarbon generating with the increasing of stratigraphic chronology and distributes laterally with nest-shape. Overpressures have been commonly found in sags and slope zones and no overpressure develops in salients. The pressure coefficient changes quickly in the slope zone between the sag and the salient, which causes good hydrocarbon migration and accumulation conditions in the slope zone. The study results can provide guidance for pressure prediction and hydrocarbon migration analysis before drilling in the Paleogene of Bohai oilfields.

Bohai oilfields; Paleogene; overpressure; genetic classification; distribution characteristics; pressure prediction before drilling

*“十二五”國家科技重大專項“近海大中型油氣田形成條件及勘探技術(shù)(編號：2011ZX05023)”、中海石油(中國)有限公司綜合科研項目 “渤海油田中深層壓力預測研究(編號：YXKY-2010-TJ-03)”部分研究成果。

沈章洪，男，教授級高級工程師，長期從事渤海油田儲層地球物理研究工作。地址：天津市濱海新區(qū)塘沽閘北路渤海油田研究院(郵編：300452)。E-mail：shenzhh@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)03-0031-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.03.004

TE132.1+4

A

2015-11-23 改回日期：2016-04-19

沈章洪.渤海油田古近系超壓成因分類及分布特征[J].中國海上油氣，2016,28(3)：31-36.

Shen Zhanghong.Genetic classification and distribution characteristics of overpressure in the Paleogene of Bohai oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(3):31-36.