惠民凹陷臨南洼陷古近系沙河街組超壓成因機制及分布預測

王 冰，張立寬，李 超，陳開遠，宋國奇，羅紅梅

[1.中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083； 2.中國科學院地質與地球物理研究所 油氣資源研究重點實驗室，北京 100029；3. 中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000]

異常高壓是含油氣盆地中廣泛存在的地質現象，不僅與油氣生成、運移和聚集具有密切的關系，而且影響鉆井安全[1-4]。因此，異常高壓成因和壓力預測研究一直是石油地質家和油藏工程師關注的熱點，在油氣鉆探目標評價和預測中具有十分重要的意義[5-7]。

最近20多年來，超壓成因機制和判識研究取得了重要進展，盡管人們提出了多種超壓的形成機制，但是普遍認為泥巖不均衡壓實作用和生烴作用(尤其是生氣作用)是形成盆地尺度大規(guī)模超壓最主要的成因[8-10]，而水熱作用、粘土礦物轉化脫水等機制對超壓形成的貢獻不大[11-12]。在實際地區(qū)的超壓成因判識方法上，除了常用的盆地數值模擬法之外[1]，地球物理測井識別方法在近些年取得了長足進步和廣泛應用，該方法的依據是不同成因的超壓引起巖石有效應力和相應巖石物理屬性發(fā)生不同的變化，從而可以利用超壓段巖石物理屬性的不同測井響應推斷超壓形成原因[13]。由于這種方法使用的數據易于獲取，而且操作簡便，綜合利用超壓段有效應力與測井響應參數關系判識超壓成因是目前非常流行的方法，眾多學者在國內外不同盆地進行了方法探索和應用研究，取得了良好的效果[14-16]。

臨南洼陷是渤海灣盆地濟陽坳陷惠民凹陷的次級洼陷，古近系沙河街組是主要勘探層系之一，已經發(fā)現了多個含油氣構造，但總體油氣探明率較低，具有較大的勘探潛力[17]。臨南洼陷沙河街組既是主要生油層系，也是含油儲集層，油氣勘探過程中發(fā)現的異常高壓引起了一些研究人員的關注[18-21]，目前研究主要集中在儲層實測壓力特征描述、包裹體捕獲壓力恢復以及異常壓力與油氣運聚關系等方面工作[19-20]，然而目前超壓的主要成因機制卻一直不是十分明確，在很大程度上限制了鉆前壓力預測的可靠性和超壓分布的準確認識。

本文主要分析臨南洼陷勘探過程中積累的大量鉆桿測試(DST)壓力數據、泥漿密度和測井資料，認識滲透性砂巖流體壓力的發(fā)育特征及超壓段泥巖測井響應，通過構建判識研究區(qū)超壓成因的測井解釋圖版，結合沉積埋藏史和熱演化史討論沙河街組超壓的主要形成機制，并預測現今異常高壓的分布，期望為臨南洼陷油氣勘探和開發(fā)中的壓力評估提供有意義的指導。

1 區(qū)域地質背景

臨南洼陷位于惠民凹陷西南部，夾持在惠民凹陷曲堤地壘至中央隆起帶之間，南部和北部分別以夏口斷裂和臨商斷裂為界(圖1)。研究區(qū)的斷裂系統(tǒng)十分發(fā)育，主要斷裂一般為NNE或NE向，受斷裂系統(tǒng)的控制，總體呈現為不對稱的地塹式構造格局,根據構造特征，研究區(qū)又可進一步劃分為中央隆起帶、臨南次洼和南部緩坡帶[18]。臨南洼陷古近紀先后經歷了斷陷期和斷拗期，古近紀末期的東營運動使惠民凹陷整體抬升，形成古近系與新近系之間的區(qū)域不整合，新近紀時期的臨南洼陷由小斷陷盆地轉化為坳陷盆地[22]。

臨南洼陷新生代地層保存完整，自下而上依次發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組，新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組(圖2)。沙河街組廣泛發(fā)育、厚度大,一般為500～2 000 m，主要為一套湖泊-三角洲相的碎屑巖沉積，可以劃分為沙四段、沙三段、沙二段和沙一段。沙四段分布局限，厚度為0～150 m左右，主要為紫紅色泥巖夾棕色、棕褐色粉砂巖及砂質泥巖互層，根據巖性的差異，又分為沙四上、沙四下亞段。沙三段沉積時期深湖-半深湖相廣布，形成一套深灰色、灰色泥巖、油頁巖夾砂巖或與砂巖不等厚互層沉積，厚度一般為300～1 200 m，進一步可分為沙三下、沙三中、沙三上亞段。其中，沙三下亞段在洼陷中心為厚層油頁巖、深灰色泥巖夾砂巖，洼陷邊緣則為灰色泥巖與砂巖互層；沙三中亞段在洼陷中心以深灰色泥巖、油頁巖為主，局部夾薄層砂巖、粉砂巖，中央隆起帶為深灰色泥巖與粉、細砂巖不等厚互層沉積；沙三上亞段沉積時期不同方向的三角洲體系向湖盆的逐步推進，砂巖發(fā)育增多，厚度逐漸變大，泥巖顏色也逐漸變淺，開始出現灰綠色、紅色[23]。臨南洼陷主要發(fā)育沙四上亞段和沙三下亞段兩套暗色泥頁巖生油層系，其中沙三下亞段烴源巖厚度最大、分布最廣，有機質類型好、豐度高，處于低成熟-成熟階段，是研究區(qū)的主力生油巖[24]。沙河街組儲集層主要為沙四上、沙三下、沙三中和沙三上亞段礫巖、砂礫巖、砂巖和粉砂巖，扇三角洲前緣相水下分流河道是最有利的儲集相帶[17]。

圖1 惠民凹陷臨南洼陷構造區(qū)劃、主干斷層及井位分布Fig.1 Tectonic division, major fault and well distribution in Linnan Sag, Huimin Depression

2 滲透性砂巖儲層壓力特征

鉆桿測試(DST)獲得的壓力數據是反映地下流體壓力信息最準確和最可靠的資料。除了由于油藏開發(fā)引起的壓力降低之外，鉆桿測試關井壓力還可能受地層滲透性較低、地層遭受污染以及關井恢復時間較短等因素影響，使得DST測試的壓力數據不能代表原始地層壓力，因此在使用這些壓力數據之前，必需對DST壓力數據進行甄別和篩選，剔除明顯不可靠的壓力資料[25]。

目前，對臨南洼陷鉆遇沙河街組的217口井進行了DST測試，收集到353個壓力測試數據點。通過對地層壓力恢復曲線的細致甄別，共計剔除了18個開發(fā)井數據、31個壓力恢復明顯不足的壓力數據，最終保留了188口鉆井的304個DST測試數據。

利用經過篩選的DST數據制作研究區(qū)沙河街組不同層段的壓力-深度相關圖(圖3)，可以發(fā)現如下特征：①沙河街組砂巖儲層壓力數據一般沿著靜水壓力梯度線分布或分散在靜水壓力梯度線右側，反映研究區(qū)沙河街組以正常壓力和異常高壓為主，不存在明顯的異常低壓；②沙河街組中淺層沙一段和沙二段流體壓力沒有明顯偏離靜水壓力線，壓力梯度為9～11 MPa/km，一致表現為正常壓力系統(tǒng)；③沙三段和沙四段流體壓力大約以3 000 m埋深為界，上部和下部地層流體壓力系統(tǒng)具有顯著的差異性，上部明顯為正常壓力系統(tǒng)(壓力梯度為9～11 MPa/km)，而下部壓力系統(tǒng)似乎更為復雜，在相同深度范圍的壓力數據既顯示為顯著偏離靜水壓力梯度線的異常高壓(沙三和沙四段的最大壓力梯度分別為16.2 MPa/km和14.0 MPa/km，最高過剩壓力分別為23.82 MPa和14.04 MPa)，也有保持靜水平衡的正常壓力。

為了解釋沙河街組較深層(>3 000 m)的流體壓力復雜的分布狀態(tài)，細致對比了這些DST測試位置的砂體發(fā)育特征，發(fā)現超壓測試數據全部來自于洼陷區(qū)厚層泥巖包圍的透鏡狀砂體，具備較好的封閉條件；而常壓數據來自側向分布廣且連通性較好的砂體，或斷裂帶附近砂體，顯然缺少超壓保存必需的封閉條件，由此推測地層封閉條件的差異可能是相似深度范圍內超壓與常壓共存的主要原因。

圖2 惠民凹陷臨南洼陷地層綜合柱狀圖Fig.2 Composite columnar section of Linnan Sag,Huimin Depression

3 超壓段泥巖測井響應

一般情況下，沉積盆地內的異常高壓主要形成于泥巖地層，滲透性砂巖地層的超壓大小與其相鄰泥巖層往往非常接近，所以從本質上講，超壓成因機制和壓力預測研究主要是針對泥巖流體壓力展開的。由于泥巖的基質滲透率極低，無法利用直接的測試手段取得壓力信息[1]，人們通常應用地球物理測井數據間接地解釋和估計泥巖流體壓力的狀態(tài)[14, 26]，因此有必要在分析超壓成因之前，觀察和認識超壓段泥巖地層在縱向上的測井響應特征。

圖3 惠民凹陷臨南洼陷儲層實測壓力特征Fig.3 Characteristics of the measured reservoir pressure of Linnan Sag, Huimin Depressiona,d.61個DST數據的壓力與剩余壓力曲線特征；b,e.201個DST數據的壓力與剩余壓力曲線特征；c,f.42個DST數據的壓力與剩余壓力曲線特征

本次研究根據DST測試壓力和鉆井泥漿密度換算壓力，在臨南洼陷選擇了38口沙河街組發(fā)育超壓且測井資料齊全的鉆井，讀取了厚度較大(>5 m)、泥巖純度較高(泥質含量>75%)的泥巖層對應的聲波時差、密度和中子孔隙度測井數據。泥巖層的厚度和泥質含量主要利用伽馬測井數據解釋得到，同時參考井徑和微電阻率測井曲線，排除了明顯受到鉆井擴徑、鈣質泥巖等因素干擾的數據。選取這3種測井系列的原因是它們受到流體性質因素的影響較小，主要代表巖石傳導屬性和體積屬性變化[27-28]，利用這些讀取的測井數據編制單井綜合壓實曲線，能夠反映出巖石有效應力和異?？紫读黧w壓力相關的信息。另外，使用鉆井泥漿密度資料換算成壓力數據[28-29]，制作了較為連續(xù)的壓力剖面，雖然這種數據不一定準確代表流體壓力的大小，但足以滿足我們判斷異常壓力分布趨勢的需要。下文以夏99井和田306井為代表井展示超壓段泥巖的測井響應特征。

夏99井位于臨南洼陷中心位置(圖1)，也是目前沙河街組鉆遇層位最全、深度最大的井，完鉆層位是沙四上亞段，深度為4 690 m。處于沙三中亞段的DST(約3 755 m)測試壓力為50.6 MPa，過剩壓力為13.81 MPa。泥漿密度換算壓力數據反映異常高壓開始發(fā)育層位為沙三中亞段(約3 600 m處)，主要集中在沙三下-沙四上亞段，總體上隨深度的增大過剩壓力不斷增大，最高過剩壓力可達24.8 MPa。

圖4 惠民凹陷臨南洼陷夏99井綜合泥巖壓實曲線及地層壓力分布Fig.4 Composite mudstone compaction curve and distribution of measured reservoir pressure from Well X99 in Linnan Sag,Huimin Depression

夏99井正常壓力段和超壓段在泥巖測井資料上具有明顯不同的響應(圖4)，在大約3 600 m以淺的正常壓力段，聲波時差(AC)和中子孔隙度(CNL)數據總體隨深度或壓實程度的增加穩(wěn)定地減小，而密度(DEN)值不斷增大，表現出正常壓實趨勢；在3 600 m以深的異常高壓段，泥巖聲波時差、密度、中子孔隙度均偏離正常壓實趨勢，表現為聲波時差值、中子孔隙度值分布在正常壓實趨勢線的右側，而密度值低于正常壓實趨勢在相同深度的對應值，指示泥巖地層存在明顯的欠壓實特征(圖4)。

田306井靠近臨南洼陷北部隆起帶位置(圖1)，完鉆層位為沙四上亞段，井深4 332 m。其DST測試壓力為41.69 MPa(3 491.82 m)和50.36 MPa(3 958.56 m)，對應的過剩壓力分別為7.18 MPa和11.23 MPa。泥漿密度計算壓力數據顯示該井超壓頂界面深度約為3 500 m，超壓幅度較夏99井明顯變小。根據田306井泥巖綜合壓實曲線，在3 500 m以淺的正常壓力段，聲波時差(AC)、中子孔隙度(CNL)和密度(DEN)數據均表現為正常壓實趨勢；在3 500 m以深的超壓段，上述三種測井數據全部偏離正常壓實趨勢線，表現為明顯的欠壓實特征，但與夏99井相比，田306井欠壓實程度稍低(圖5)。

臨南洼陷其他發(fā)育超壓的鉆井都表現為類似特點，即超壓段相比于常壓地層段,測井響應表現為聲波時差和中子孔隙度異常高，密度異常低的特征，這種測井響應在研究區(qū)超壓地層中具有普遍性。

4 超壓成因機制

4.1 超壓成因相關的測井參數關系和解釋

由于不同超壓成因機制相關的有效應力具有不同的變化，進而引起超壓地層巖石物理屬性的顯著差異，包括巖石體積屬性(如孔隙度和密度)和傳導屬性(如聲波速度和電阻率)[3, 26]。因而，根據反映超壓段不同巖石物理屬性的測井參數及與有效應力之間的關系，能夠推測不同成因的超壓[13]。本次研究主要使用了目前最有效的2類超壓成因判識交會圖，構建適合研究區(qū)的巖石加載-卸載曲線，并解釋了超壓可能的原因。

4.1.1 有效應力-測井響應參數交會圖

聲波速度-垂直有效應力形成的加載-卸載曲線被廣泛用于區(qū)分超壓的不同來源，其中欠壓實成因的超壓符合加載曲線，而卸載曲線一般反映流體膨脹增壓或超壓傳遞[3, 14]。依據這種判識方法，我們選擇研究區(qū)測井資料較為齊全的134口井，共216個DST實測孔隙壓力數據，首先通過密度測井曲線積分計算靜巖壓力；然后根據有效應力原理，得到每個實測壓力點對應的有效應力；最后，統(tǒng)計DST測試壓力中深相對應的聲波時差、密度測井數據，制作研究區(qū)聲波速度(由聲波時差計算得出)-垂直有效應力、密度-垂直有效應力交會圖(圖6)。

圖5 惠民凹陷臨南洼陷田306井綜合泥巖壓實曲線及地層壓力分布Fig.5 Composite mudstone compaction curve and distribution of measured reservoir pressure from Well T306 in Linnan Sag,Huimin Depression

由圖6可見，正常壓力數據點的聲波速度和密度隨有效應力增大而增大，整體具有較好的規(guī)律性，落在加載曲線上;同時，反映出正常壓力段的聲波速度最大為4.64 km/s，密度最大為2.58 g/cm3。顯而易見，大部分的超壓數據點也符合加載趨勢線，聲波速度一般小于4.50 km/s，密度小于2.61 g/cm3，這說明研究區(qū)沙河街組超壓成因可能主要是泥巖欠壓實作用。但是，也發(fā)現少數壓力梯度較高的超壓點開始偏離了加載趨勢線，符合卸載曲線。這些數據來自埋深大于4 000 m的深洼區(qū)，與該深度正常壓力相比，這些偏離加載曲線的實測壓力代表的有效應力降低，聲波速度表現出減小的特征，而密度變化并不顯著?？紤]到深洼區(qū)沙河街組超壓層段缺少斷層，而且地層滲透性差，不具備通過流體流動形成他源超壓傳遞的地質條件，因此這種表現為卸載特征的超壓可能解釋為泥巖欠壓實作用形成異常高壓的基礎上，存在有機質熱成熟生烴引起流體體積膨脹的增壓作用。

需要注意的是，Tingay(2013)提出利用有效應力-聲速交會圖中卸載曲線上超壓點沿水平軸(即有效應力軸)與加載曲線交點的應力差值，定量估計有機質生氣增壓的貢獻[3]。筆者認為這種方法是值得商榷的，關鍵原因在于，在現今地層有效應力-測井參數交會圖上，該交點對應的有效應力，可能遠大于卸載曲線上的超壓點在生烴增壓發(fā)生之前的有效應力，實際卸載作用開始發(fā)生時的有效應力是難以確定的。因此，符合卸載曲線的超壓點可以定性反映出生烴增壓的存在，但偏離加載曲線的程度不一定能夠代表生烴增壓的貢獻大小。

圖6 惠民凹陷臨南凹陷儲層垂直有效應力與聲波速度(a)以及密度(b)交會圖Fig.6 Vertical effective stress vs. sonic velocity(a)and density(b)of reservoirs in Linnan Sag,Huimin Depression

4.1.2 聲波速度-密度交會圖

超壓泥巖的聲波速度-密度測井交會圖也是區(qū)分不同超壓機制的有效方法，通常認為由不均衡壓實作用形成的超壓與正常壓力段測井數據點均落在加載曲線上，而其他機制形成的超壓則位于加載曲線之外[3,15]。本次研究分別選擇位于臨南洼陷中心和斜坡帶的的2口典型井(夏99、夏960)，應用聲波速度-密度交會圖對超壓成因進行了識別(圖7)。

如圖7a所示，洼陷中心的夏99井3 600 m以淺地層壓力為常壓，聲波速度-密度數據表現為典型加載曲線特征；在3 600～4 300 m深度范圍的超壓點也符合加載曲線趨勢，密度一般小于2.69 g/cm3，說明欠壓實作用可能是這些超壓形成的主要機制。然而，埋深超過4 300 m的超壓段明顯表現為密度穩(wěn)定在2.66～2.68 g/cm3不變，聲波速度明顯降低的卸載趨勢。由于這些偏離加載趨勢線的數據點全部來自于洼陷中心的烴源巖地層，因此認為超壓成因可能是在欠壓實作用的基礎上，疊加了生烴增壓的作用。

夏960井位于構造斜坡帶(圖1)，相對于夏99井，該井的泥巖聲波速度-密度交會圖表現出明顯不同的樣式(圖7b)，全部的超壓段均位于加載趨勢線上，超壓成因可解釋為欠壓實作用(圖7b)。

4.2 超壓成因綜合分析

根據前述分析表明，臨南洼陷沙河街組超壓的主要成因可能是泥巖機械壓實不均衡作用，局部深洼區(qū)可能存在生烴作用的貢獻，下文將結合研究區(qū)沉積埋藏史和熱演化史，綜合分析這兩種超壓成因的內在地質作用及影響因素。

4.2.1 泥巖欠壓實作用

泥巖欠壓實作用被認為是國內外很多沉積盆地異常高壓的主要原因之一[30-31]，欠壓實作用主要發(fā)育在沉積速率較高、巖性較細的新生代年輕盆地[9,12]，其典型的巖石物理特征是異常高孔隙度、異常低聲波速度和低密度。

臨南洼陷的構造演化背景和沉積充填特征決定了沙河街組三段、四段具備形成泥巖欠壓實的條件及潛在的增壓效應。在沙三中-下亞段和沙四段沉積期,臨南洼陷發(fā)生強烈的裂陷作用,洼陷內以半深湖-深湖沉積充填為主，泥質含量高(泥巖百分比平均為80%)，沉積速率快(平均沉積速率超過200 m/Ma)，發(fā)育厚層泥巖,洼陷中心鉆遇泥巖累計厚度最大超過了1 000 m，這種厚層細粒沉積物快速沉積埋藏，容易造成孔隙流體的排出不暢,使得上覆地層負荷應力增大引起的孔隙度降低速率與孔隙流體的排出速率無法達到平衡,致使泥巖孔隙流體承受了部分負載應力導致孔隙流體壓力增高。

泥巖綜合壓實曲線表明(圖4,圖5)，臨南洼陷欠壓實作用在縱向上開始于湖相沉積為主的沙三中亞段，并且欠壓實段對應的深度與實測地層超壓發(fā)育深度相吻合；在側向上由洼陷中心向邊緣，沙三段泥質巖含量逐漸減少，地層厚度變小，地層欠壓實程度逐漸減弱，相應地，地層超壓幅度也隨之減小。同時，在有效應力-測井響應交會圖和聲波速度-密度交會圖上，絕大部分超壓點符合加載趨勢線特征，這充分表明欠壓實是導致臨南洼陷超壓形成的最主要原因。泥巖欠壓實作用形成的超壓傳遞至相鄰的滲透性砂巖儲層，引起孤立于泥巖中的砂巖儲層形成了超壓并保持至今，而那些具有較好連通性的儲層由于缺少良好的封閉性，超壓難以得到保持。

4.2.2 烴源巖生烴作用

烴源巖生烴作用，特別是生氣作用可能會形成明顯的超壓，一方面是由于固體干酪根轉化為液態(tài)烴或氣態(tài)烴，增加了孔隙流體體積；另一方面是因為烴類物質與孔隙水互不相溶，減小了地層滲透率。生烴增壓強度取決于有機質類型、豐度和成熟度等[8]。根據先前的測井交會圖分析，烴源巖生烴作用在深洼區(qū)也可能存在一定增壓貢獻，這里將結合烴源巖發(fā)育特征和熱演化史模擬結果，分析烴源巖生烴對于超壓形成的潛在影響。

臨南洼陷兩套主力烴源巖是沙三下(平均厚約260 m)和沙四上(平均厚約130 m)亞段，其中沙三下亞段烴源巖有機碳含量(TOC)約為0.4%～7.1%，平均1.55%，總烴含量(HC)介于44.9～58.0 mg/g,平均為50.7 mg/g；沙四段烴源巖TOC平均為TOC1.15%，HC平均為30.7 mg/g；兩套烴源巖的有機質類型以Ⅱ型為主，具備了較好的生烴潛力[32]。根據洼陷區(qū)代表井的烴源巖熱演化模擬結果發(fā)現(圖8)：主力烴源巖在35 Ma開始進入生烴門限；在大約2 Ma，溫度達到130 ℃，Ro值為0.8%，達到大規(guī)模生油階段；現今是烴源巖埋深最大、熱演化程度最高的時期，Ro普遍大于0.9%，最高1.2%，即將進入生氣階段。

研究區(qū)沙河街組超壓發(fā)育在成熟烴源巖層內，反映出研究區(qū)具備了生烴增壓的地質條件。依據聲波速度-密度關系和聲波速度-有效應力交會圖分析，超壓層段在大于4 000～4 300 m地層中存在生烴增壓的貢獻。熱演化模擬結果顯示(圖8)，臨南洼陷大于4 000～4 300 m的地層溫度大于145～155 ℃，Ro值為0.9%～1.05%(進入生油高峰期)，這表明該深度和溫度可能是研究區(qū)沙河街生烴增壓作用的臨界條件，在該臨界范圍內的深洼區(qū)烴源巖生烴作用對超壓有一定貢獻，至于烴源巖生烴對超壓貢獻的大小仍不是十分清楚，尚需要開展深入的定量數值模擬研究工作。但是，考慮到研究區(qū)主力烴源巖有機質豐度(平均TOC<1.55%)和熱演化程度(Ro主要為0.90%～1.05%，最高1.20%)較低、以生成液態(tài)烴為主等實際地質條件，依據Luo和Vasseur(1996) 對有機質熱解形成超壓機制的定量模擬結果，當烴源巖有機質豐度小于5%時，生油增壓作用不顯著[8]。由此，推測研究區(qū)洼陷區(qū)烴源巖生油與欠壓實作用相比，其對現今超壓的貢獻應當不大，可能只在欠壓實增壓的基礎上增大了超壓的幅度。

圖8 惠民凹陷臨南洼陷夏99井埋藏史-熱史圖(a)和成熟度熱模擬結果(b)Fig.8 Burial and thermal history of Well X99(a)and maturity from thermal modeling(b)in Linnan Sag,Huimin Depression

5 超壓分布預測

鉆桿測試獲得的壓力數據十分有限，不能反映出垂向上連續(xù)的壓力分布，也難以實現地層壓力空間分布的認識?？紤]到臨南洼陷沙河街組異常高壓的主要成因是泥巖欠壓實作用，使用基于有效應力原理的平衡深度法進行流體壓力估算應當是可行的[2]，我們嘗試應用這種方法進行了沙河街組超壓空間分布的定量預測。

5.1 代表井壓力預測結果及檢驗

選擇分布在臨南洼陷不同次級構造單元的63口井，開展單井流體壓力剖面的預測，利用DST測試壓力與計算壓力結果進行對比，驗證了壓力預測結果的可靠性。在此主要展示了2口代表井的壓力預測結果，能夠分別代表臨南次洼和南部緩坡帶內流體壓力的縱向發(fā)育特點。

圖9a顯示的是臨南次洼夏99井的壓力預測結果，異常高壓開始顯著出現的深度大約為3 600 m，對應地層是沙三中亞段，過剩壓力一般為10～20 MPa，總體表現為隨著深度增加逐漸增大的趨勢，沙四上亞段過剩壓力最高可達23.2 MPa。該井在3 755 m進行的DST測試壓力為50.60 Mpa，預測壓力為50.20 MPa，預測結果與實測壓力結果吻合較好，證明壓力預測結果可信(圖9a)。

夏斜506井位于臨南洼陷的南部緩坡(圖1)，完鉆于沙三下亞段，壓力預測剖面顯示(圖9b)，沙三段中下部發(fā)育明顯的超壓，但與洼陷中心的夏99井相比，該井異常高壓開始出現的深度較淺，約為3 250 m；同時，超壓幅度明顯較低，過剩壓力為3～11 MPa，屬于弱超壓。3 631 m處的DST實測壓力(44.05 MPa)與預測壓力(45.78 MPa)同樣具有較好的吻合性。

前述分析和對比表明，壓力預測結果與實測壓力具有良好的一致性，充分證明應用考慮欠壓實超壓機制的平衡深度法可以較為準確地估算沙河街組的異常流體壓力，這從另外的角度印證了研究區(qū)沙河街組超壓主要來源于泥巖欠壓實作用的認識，特別是在目前的油氣鉆探深度范圍之內(4 000～4 300 m)，生烴增壓在超壓中所占的比例幾乎可以忽略不計。

5.2 超壓平面分布預測

在單井壓力預測的基礎上，進一步制作了超壓發(fā)育層段的過剩壓力分布圖，認識了研究區(qū)異常高壓的平面展布特征。由于目前臨南洼陷鉆至沙四段的鉆井數量有限，而且集中在斜坡帶和隆起帶，不足以準確地反映出超壓的分布，因此這里只展示了壓力數據多、可信度高的沙三中下亞段的過剩壓力分布(圖10)。

圖9 惠民凹陷臨南洼陷夏99井(a)和夏斜506井(b)地層壓力預測結果Fig.9 Formation pressure prediction in Well X99(a)and Well XX506(b)in Linnan Sag,Huimin Depression

圖10 惠民凹陷臨南洼陷沙三段剩余壓力平面分布Fig.10 Excess pressure map of the Es3 in Linnan Sag,Huimin Depression

由圖10可見，臨南洼陷沙三中下亞段地層過剩壓力平面上總體呈環(huán)狀分布，自洼陷中心向周圍地區(qū)減小，逐漸過渡為正常壓力。超壓環(huán)帶的長軸方向與洼陷帶走向基本一致，沿長軸方向可劃分出兩個次級超壓中心，分別是東部的夏99-夏381超壓帶和街4-街403超壓帶，其中前者超壓幅度更大，過剩壓力達20.32 MPa，而后者超壓規(guī)模相對較小，過剩壓力為16.11 MPa，這兩個異常高壓中心與厚層泥巖的沉積中心相一致。

由于沙三中下亞段是臨南洼陷主要的生油層和儲集層，因而，異常高壓研究的成果和認識對于判斷研究區(qū)油氣運移方向和評估鉆前壓力具有一定的指導價值。

6 結論

1) 臨南洼陷沙河街組中淺層沙一段和沙二段流體壓力均表現為正常壓力系統(tǒng)；沙三段和沙四段流體壓力大約以3 000 m埋深為界，上部表現為正常壓力系統(tǒng)，而下部壓力系統(tǒng)由于地層封閉條件的差異導致了靜水壓力與超壓共存，其中沙三和沙四段的最大壓力梯度分別為16.2 MPa/km和14.0 MPa/km，最高過剩壓力分別為23.82 MPa和14.04 MPa。

2) 臨南洼陷超壓段泥巖相比于常壓地層段，表現為偏離正常壓實趨勢的異常高聲波時差、低密度和高中子孔隙度，具有典型的欠壓實特征，并且這種測井響應在臨南洼陷可以作為超壓識別的主要標志。

3) 沙河街組儲層超壓最主要的成因是相鄰泥巖機械壓實不平衡作用形成超壓的傳遞，表現為大多數的超壓數據符合加載曲線趨勢，只在局部深洼陷區(qū)(埋深4 000～4 300 m)的超壓似乎呈現出卸載特征，存在由于沙三段-沙四段富有機質泥巖深埋達到較高成熟度(Ro為0.9%～1.05%)引起的生烴增壓貢獻，但推測其貢獻大小應當不明顯，可能只在欠壓實增壓的基礎上增大了超壓的幅度。

4) 基于有效應力原理的平衡深度法可以較好的預測臨南洼陷流體壓力，臨南洼陷沙河街組超壓縱向發(fā)育層位集中在沙三中亞段-沙四段，其中沙三中下亞段過剩壓力圍繞著洼陷中心呈環(huán)狀分布，向周圍的斜坡區(qū)和隆起帶逐漸減小為常壓。