渤海灣盆地惠民凹陷臨南洼陷沙河街組現(xiàn)今超壓分布特征及成因

霍智穎，何 生，王永詩，郭小文，朱鋼添，趙 文

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,武漢 430074；2.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257015)

含油氣盆地深部超壓現(xiàn)象常與盆地內(nèi)成熟烴源巖層系有關(guān)，超壓對油氣運(yùn)移和油氣藏形成有重要影響，也是鉆井工程安全所關(guān)注的重要參數(shù)[1-4]。關(guān)于超壓成因分類，目前較多使用的是BOWERS(2002)[5]的分類，將超壓成因概括為欠壓實(shí)、流體膨脹、側(cè)向傳遞和構(gòu)造擠壓等，其中流體膨脹包括熱作用、生烴作用和黏土礦物轉(zhuǎn)化作用。對于張性盆地，欠壓實(shí)和生烴作用是大規(guī)模超壓的主要成因。臨南洼陷是渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷惠民凹陷中勘探程度最高的次級洼陷，也是惠民凹陷油氣資源最豐富的地區(qū)，其面積約為1 300 km2，探明地質(zhì)儲量約為2.6億噸[6]。已有研究認(rèn)為，臨南洼陷古近系沙四段和沙三段發(fā)育一定的超壓，沙四段和沙三段發(fā)育單一弱超壓系統(tǒng)，超壓發(fā)育與成熟烴源巖分布區(qū)有關(guān)，超壓幅度受烴源巖埋深、厚度和熱演化影響[7]。也有學(xué)者認(rèn)為，臨南洼陷泥巖超壓主要是欠壓實(shí)成因，生烴增壓貢獻(xiàn)不明顯，砂巖超壓是泥巖欠壓實(shí)超壓傳遞的結(jié)果[8]?？梢钥闯鰧τ诔瑝撼梢虻恼J(rèn)識還沒達(dá)成共識，在臨南洼陷深部超壓發(fā)育特征以及控制因素方面的研究還有待深入。本文利用鉆井、測井、地震、試油和測試等資料，對臨南洼陷古近系沙河街組砂巖實(shí)測超壓特征、泥巖和砂巖超壓測井響應(yīng)、超壓分布特征以及成因進(jìn)行系統(tǒng)研究，旨為臨南洼陷的油氣成藏研究和油氣勘探提供參考。

1 地質(zhì)概況

臨南洼陷位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷惠民凹陷西南部，北以臨商斷層為界與滋鎮(zhèn)洼陷相鄰，南以夏口斷層為界與南部斜坡帶相連，東以林南斷層為界緊鄰林樊家凸起；臨南洼陷在臨商斷層和夏口斷層的控制下，呈NEE向的不對稱地塹式洼陷[6]，洼陷北部為中央斷裂帶(圖1)。臨南洼陷內(nèi)新生界發(fā)育完整，自下而上為古近系孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營組(Ed)，新近系館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)，第四系平原組(Qp)。沙河街組分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)；沙四段又分為沙四下和沙四上2個(gè)亞段，沙三段分為下、中、上3個(gè)亞段。沙四上亞段和沙三中—下亞段為臨南洼陷主要烴源巖層系。沙四上亞段主要由深灰和灰褐色泥巖組成；沙三段下亞段主要為深灰色泥巖、粉細(xì)砂巖和棕褐色油頁巖；沙三中亞段以暗色泥巖為主。

圖1 渤海灣盆地惠民凹陷構(gòu)造綱要和臨南洼陷研究區(qū)及典型鉆井位置Fig.1 Structural units of Huimin Sag and studied area with typical drill sites in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

2 實(shí)測壓力特征

鉆桿測試(DST)實(shí)測壓力是直接反映地層壓力狀態(tài)的有力證據(jù)[9]。根據(jù)前人研究[10]，超壓帶地層水的礦化度(TDS)分布在5.01～102.87 g/L，地層水主要為CaCl2型，換算得到地層水密度約為1.004～1.072 g/cm3，靜水壓力梯度為0.98～1.05 MPa/hm，平均值約為1.02 MPa/hm。本文采用壓力系數(shù)1.2作為常壓系統(tǒng)與超壓系統(tǒng)的界限。通過對臨南洼陷有DST實(shí)測壓力資料的255口鉆井的630個(gè)實(shí)測壓力值進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，實(shí)測壓力點(diǎn)絕大多數(shù)顯示為常壓，壓力系數(shù)在0.9～1.1，沙三、沙四段少部分測壓點(diǎn)為超壓(圖2)。

臨南洼陷不同鉆井沙三、沙四段砂巖儲層DST實(shí)測超壓點(diǎn)共有12個(gè)。沙四段砂巖2個(gè)實(shí)測超壓點(diǎn)分別在商745井和夏381井，深度為3 005 m和4 022 m；實(shí)測壓力為41.62 MPa和62.56 MPa，剩余壓力為10.97 MPa和21.54 MPa，壓力系數(shù)為1.36和1.52，屬中等超壓。沙三段砂巖有8口鉆井共10個(gè)測壓點(diǎn)，實(shí)測壓力主要為弱超壓，深度范圍為3 517～4 355 m；實(shí)測最小超壓點(diǎn)和最大超壓點(diǎn)的深度為3 632～3 844 m，實(shí)測壓力為45.00～69.66 MPa，剩余壓力為7.95～30.45 MPa，壓力系數(shù)為1.21～1.78。夏941井在深度3 844 m沙三段砂巖壓力系數(shù)為1.78，屬強(qiáng)超壓測點(diǎn)；沙二段和沙一段砂巖儲層壓力系數(shù)介于0.9～1.1，不發(fā)育超壓。

3 泥巖和砂巖超壓測井響應(yīng)

DST實(shí)測壓力可以得到滲透性巖層的壓力和溫度等信息，能夠直接反映測試層段的地層壓力狀態(tài)[11]，但是不能得到大套地層的縱向連續(xù)壓力分布剖面，而且在泥巖層段一般不能進(jìn)行DST測試。因此需要利用地球物理測井資料研究泥巖和砂巖層段的超壓縱向連續(xù)響應(yīng)特征[12]，并結(jié)合砂巖層段DST測試進(jìn)一步識別超壓帶[13-14]。已有研究表明，超壓帶一般具有高聲波時(shí)差特征[4]，電阻率測井對超壓的響應(yīng)較復(fù)雜[15]，密度測井對于欠壓實(shí)成因的超壓帶表現(xiàn)為異常低密度值[16]。

臨南洼陷部分鉆井揭示沙河街組泥巖和砂巖均發(fā)育超壓，砂巖與泥巖層段的壓力狀態(tài)密切相關(guān)，砂巖超壓源于泥巖；砂巖超壓常是泥巖中超壓流體向砂巖傳遞的結(jié)果，砂巖中的超壓幅度常小于或者接近泥巖中的超壓幅度，這取決于砂泥巖之間的接觸特點(diǎn)、流體傳遞和交換能力以及超壓平衡時(shí)間[17]。泥巖中的超壓可利用Eaton公式的測井?dāng)?shù)據(jù)與超壓的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系計(jì)算得到。通常泥巖預(yù)測壓力需利用實(shí)測壓力校正，考慮泥巖與砂巖中的超壓接近平衡，則泥巖層的預(yù)測超壓可近似作為砂巖層的超壓狀態(tài)。本文采用Eaton法[18]，基于泥巖聲波時(shí)差和DST資料，計(jì)算了臨南洼陷鉆井泥巖層縱向的壓力變化。Eaton公式如下：

(1)

圖2 渤海灣盆地臨南洼陷沙河街組砂巖鉆桿測試(DST)實(shí)測地層壓力與深度關(guān)系Fig.2 Relationship between measured pressure and depth from drill stem test (DST) dataof sandstones in Shahejie Formation, Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

式中：N為Eaton指數(shù)；Pp為孔隙流體壓力，MPa；P0為靜巖壓力，MPa；Ph為靜水壓力，MPa；Δti為某深度實(shí)際的聲波時(shí)差值，μs/m；Δtn為某深度正常壓實(shí)趨勢聲波時(shí)差值，μs/m。臨南洼陷擬合得到的正常壓實(shí)趨勢的聲波時(shí)差與深度(h)的關(guān)系為：

Δtn=645.87e-0.000 302h

(2)

根據(jù)多口鉆井泥巖預(yù)測壓力與實(shí)測壓力對比，臨南洼陷計(jì)算泥巖層壓力時(shí)Eaton公式中的指數(shù)N應(yīng)取值為2.0。

由泥巖和砂巖聲波時(shí)差，泥巖電阻率、密度、井徑等測井?dāng)?shù)據(jù)和預(yù)測壓力與深度的關(guān)系(圖3)可知，夏941井的超壓頂界面深度在3 350 m，從此深度至井底4 300 m，泥巖聲波時(shí)差偏離正常壓實(shí)趨勢，出現(xiàn)高聲波時(shí)差異常，超壓系統(tǒng)從沙三上亞段底部至沙四段，在深度3 844 m沙三下亞段砂巖DST實(shí)測地層壓力為69.66 MPa(剩余壓力為30.45 MPa)，壓力系數(shù)為1.78，對應(yīng)泥巖聲波時(shí)差估算的最高超壓點(diǎn)。夏941井砂巖聲波時(shí)差也出現(xiàn)偏離正常壓實(shí)趨勢，幅度與泥巖相當(dāng)或略小。夏942井的超壓頂界面深度在3 435 m，從此深度至井底4 000 m泥巖聲波時(shí)差偏離正常壓實(shí)趨勢，出現(xiàn)高聲波時(shí)差異常，超壓系統(tǒng)從沙三中亞段頂部至沙三下亞段底部，在深度3 632 m和3 788 m處，有DST實(shí)測地層壓力值分別為45.00 MPa和47.63 MPa，壓力系數(shù)分別為1.21和1.23，泥巖聲波時(shí)差對應(yīng)的最高超壓位置預(yù)測的壓力系數(shù)約為1.8。同樣夏942井砂巖聲波時(shí)差也出現(xiàn)偏離正常壓實(shí)趨勢，幅度與泥巖相當(dāng)。臨南洼陷發(fā)育超壓帶的2口典型鉆井泥巖電阻率值對應(yīng)高值帶，泥巖密度值為正常趨勢。在超壓頂界面以下，泥巖聲波時(shí)差隨深度增大后又隨深度減小，砂巖聲波時(shí)差變化趨勢與泥巖聲波時(shí)差相近；超壓帶泥巖電阻率隨深度先增加后減??；超壓帶泥巖密度隨深度有所增加，但沒有明顯的異常趨勢(圖3)。超壓測井響應(yīng)顯示，臨南洼陷超壓帶主要發(fā)育在沙四上亞段至沙三中—下亞段。夏942井的井徑測井顯示在沙三中亞段下部有一定的擴(kuò)徑，可能使得泥巖和砂巖的高聲波時(shí)差異常趨勢有所變大。

圖3 渤海灣盆地臨南洼陷夏941井和夏942井泥巖與砂巖超壓測井響應(yīng)及壓力預(yù)測Fig.3 Response characteristics to overpressure in mudstones and sandstones with predicted pressuresin wells Xia 941 and Xia 942, Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

4 超壓剖面和平面分布特征

4.1 超壓剖面分布特征

選取臨南洼陷12口鉆井做連井超壓剖面分布圖，通過Eaton公式對各鉆井縱向泥巖的壓力特征進(jìn)行了計(jì)算，分析連井剖面超壓帶縱向分布層位、超壓發(fā)育幅度和超壓頂?shù)捉缑嫔疃?。由圖4可見，臨南洼陷縱向上超壓帶為單超壓系統(tǒng)，超壓帶主要發(fā)育層段為沙三中、下亞段，深洼帶范圍超壓帶可下延至沙四上亞段；深洼帶超壓幅度較大，深度約為3 000～4 500 m，夏941井3 844 m處的實(shí)測壓力系數(shù)為1.78。洼陷北西側(cè)近中央斷裂帶邊緣的田306井，在3 600 m處的預(yù)測壓力系數(shù)約為1.3。中央斷裂帶的田26井區(qū)沙三中亞段發(fā)育弱超壓，深度在2 700～2 900 m。剖面整體上超壓帶的頂界面深度在2 700～3 500 m，超壓帶的底界面深度在2 900～4 500 m，超壓帶的厚度約為200～1 000 m。

臨南洼陷剖面超壓分布受構(gòu)造部位和斷裂的影響，中央斷裂帶沙三中、下亞段烴源巖埋深較淺，超壓帶發(fā)育深度變淺且幅度小。由于陡坡帶和曲堤地壘帶為構(gòu)造高部位和斷裂的泄壓地區(qū)，使得地層壓力趨于常壓。砂巖含量也是臨南洼陷超壓分布的重要影響因素。對沙三段巖性錄井完整的5口典型超壓鉆井砂地比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)可知，超壓發(fā)育幅度較大的超壓段砂地比約為0.006～0.033，泥巖相對較發(fā)育；超壓發(fā)育幅度較小的超壓段砂地比約為0.128～0.323，砂巖相對較發(fā)育。該剖面上超壓帶的頂界面深度大于烴源巖生油門限深度，即當(dāng)Ro等于0.5%時(shí)的深度為2 500 m，且隨烴源巖埋藏深度的變化而變化(圖4)。

4.2 超壓平面分布特征

根據(jù)臨南洼陷227口鉆井的聲波測井?dāng)?shù)據(jù)，利用Eaton法計(jì)算地層壓力，繪制臨南洼陷超壓頂界面深度等值線圖(圖5)和沙三—四段地層壓力系數(shù)平面等值線圖(圖6)。由圖5顯示，臨南洼陷超壓頂界面深度為2 500～3 700 m，大部分地區(qū)包括北部中央斷裂帶超壓頂界面深度為2 500～3 500 m，在深洼中心相對較深，大于3 500 m。由圖6可見，平面上超壓帶分布在臨南洼陷中心和中央斷裂帶，洼陷中心超壓幅度和超壓分布范圍較大。臨南洼陷街206井—夏941井—夏962井區(qū)超壓較發(fā)育，街206井的計(jì)算最大壓力系數(shù)為1.41，夏941井的實(shí)測最大壓力系數(shù)為1.78，夏962井的計(jì)算最大壓力系數(shù)為1.32。中央斷裂帶相對較高的超壓區(qū)分布較分散，由西到東依次發(fā)育4個(gè)小的相對超壓高值區(qū)。

圖4 渤海灣盆地臨南洼陷盤22井—曲古2井連井壓力系數(shù)和超壓帶發(fā)育位置剖面位置見圖5。Fig.4 Overpressure distribution superimposed on oil reservoirs crossing wells Pan 22 to Qugu 2 in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

圖5 渤海灣盆地臨南洼陷超壓頂界面深度平面分布Fig.5 Plane distribution of the upper overpressure interface depth in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

圖6 渤海灣盆地臨南洼陷沙三、四段超壓帶泥巖、砂巖預(yù)測壓力最高值壓力系數(shù)平面分布Fig.6 Plane distribution of maximum predicted pressure coefficients of mudstones and sandstonesin the overpressure zone of the third and fourth members of Shahejie Formation in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

5 超壓成因分析

臨南洼陷是惠民凹陷的一個(gè)次級洼陷，處于拉張應(yīng)力背景下。有學(xué)者認(rèn)為[19]，以拉張應(yīng)力為主的盆地超壓成因主要有欠壓實(shí)作用和生烴作用2種，欠壓實(shí)和生烴作用發(fā)育于不同的成巖階段和埋深時(shí)期。已有研究認(rèn)為[20]，欠壓實(shí)形成于埋藏較淺(小于2～3 km)的壓實(shí)成巖作用階段，生烴作用形成在埋深較大(大于2～3 km)的深層成巖作用階段。生烴增壓的深度與地溫梯度、成熟烴源巖埋深和地層巖性及超壓封閉有關(guān)，地溫梯度較高的地區(qū)2種超壓成因的深度可能會有部分重疊[21-22]。本文通過烴源巖成熟度、碳酸鹽和硅質(zhì)礦化帶與超壓帶的關(guān)系以及砂巖儲層試油結(jié)果等方面，來分析臨南洼陷的超壓成因。

5.1 烴源巖成熟度與超壓帶分布的關(guān)系

根據(jù)臨南洼陷有機(jī)質(zhì)成熟度與深度的關(guān)系(圖7a)，臨南洼陷烴源巖生油門限深度為2 500 m(Ro=0.5%)，超壓帶發(fā)育深度為2 500～4 500 m，對應(yīng)的烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)約為0.5%～1.5%，烴源巖有機(jī)質(zhì)主要處于成熟的液態(tài)油生成階段。根據(jù)巖石熱解分析結(jié)果，烴源巖的殘余烴含量(S1)在深度2 500 m開始顯著增大，3 000～4 000 m為高值范圍(圖7b)，大約對應(yīng)Ro為0.6%～1.2%，與泥質(zhì)烴源巖的高電阻率有一定的對應(yīng)關(guān)系(圖3)。該深度范圍正是洼陷中心超壓帶幅度較大的深度范圍。有研究[23]表明，烴源巖超壓流體幕式排放可造成其附近砂巖孔隙中的孔隙壓力和水化學(xué)環(huán)境發(fā)生周期性變化，進(jìn)而發(fā)生一系列水—巖反應(yīng)，導(dǎo)致碳酸鹽和石英膠結(jié)物沉淀。臨南洼陷超壓帶范圍的砂巖碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物含量明顯增大(圖7c, d)，碳酸鹽和硅質(zhì)礦化作用較顯著，說明該深度帶泥巖中的超壓流體向砂巖充注活躍。也有學(xué)者[24-25]根據(jù)近20種地球化學(xué)指標(biāo)認(rèn)為，臨南洼陷烴源巖主要生油階段的埋深為3 000～4 200 m，也說明臨南洼陷超壓帶發(fā)育的深度與烴源巖的主生油階段的深度相重疊。

圖7 渤海灣盆地臨南洼陷烴源巖鏡質(zhì)體反射率、巖石熱解S1含量、砂巖碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物含量與深度關(guān)系Fig.7 Variation of geochemical parameters of source rock and cement content vs. depth in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

5.2 砂巖儲層試油解釋結(jié)果

臨南洼陷沙三段48個(gè)實(shí)測或者預(yù)測結(jié)果為超壓砂巖層的試油解釋結(jié)果統(tǒng)計(jì)顯示，48個(gè)超壓砂巖層中25個(gè)為油層，8個(gè)為油水同層，8個(gè)為含油水層，7個(gè)為干層，超壓砂巖層一般為油層和含油層。

烴源巖成熟度與超壓分布的關(guān)系研究顯示，臨南洼陷超壓帶發(fā)育層位主要與深部沙三中、下亞段生油階段的優(yōu)質(zhì)烴源巖有關(guān)，洼陷深層的沙三段烴源巖處于成熟大量生油階段。烴源巖中因新生成的大量液態(tài)油導(dǎo)致泥巖孔隙流體壓力增加，并向砂巖儲層中充注含烴流體，致使泥巖超壓傳遞到砂巖儲層，造成砂巖儲層超壓發(fā)育，表現(xiàn)為現(xiàn)今的油層和含油層均發(fā)育超壓。臨南洼陷沙三段成熟烴源巖的生油作用是深層泥巖超壓的主要成因，砂巖超壓是烴源巖中烴類排出超壓流體充注的結(jié)果。雖然前述圖3中夏941井和夏942井在主超壓帶深度范圍密度略有減小，但對照泥巖實(shí)測有機(jī)碳含量(TOC)和巖石熱解S1可知，TOC可達(dá)1.23%～10.15%，S1可達(dá)1.83～8.15 mg/g，這種成熟的富有機(jī)質(zhì)泥巖的電性可具有略偏小的密度、略偏大的聲波時(shí)差和較高的電阻率特征。因此，略偏小的泥巖密度很難主要與欠壓實(shí)相聯(lián)系，結(jié)合DST實(shí)測壓力證實(shí)其互層砂巖壓力為超壓，據(jù)此可判斷其泥巖應(yīng)為超壓狀態(tài)，且主要為生油增壓所導(dǎo)致，泥巖的高聲波時(shí)差異常應(yīng)該主要是由超壓引起的。由此推斷在臨南洼陷深層，如果仍然認(rèn)為存在一定程度的泥巖欠壓實(shí)，則僅可能是引起深層超壓的次要因素或?qū)ι顚映瑝旱呢暙I(xiàn)很小。

6 結(jié)論

(1)臨南洼陷砂巖實(shí)測超壓的深度為3 005～4 355 m，剩余壓力為7.95～30.45 MPa，壓力系數(shù)為1.21～1.78；超壓帶內(nèi)泥巖和砂巖測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為高聲波時(shí)差值。

(2)臨南洼陷超壓帶主要發(fā)育在沙四上亞段至沙三中、下亞段；超壓帶發(fā)育深度較大，主要介于3 000～4 500 m，超壓頂界面深度為2 500～3 700 m；超壓帶主要分布在洼陷中心區(qū)和中央斷裂帶，壓力系數(shù)大于1.4的中—強(qiáng)超壓區(qū)分布范圍較小，中央斷裂帶發(fā)育若干小的超壓區(qū)。

(3)臨南洼陷超壓分布受烴源巖埋深、砂巖含量、構(gòu)造部位、斷裂帶等因素的影響，超壓帶主要發(fā)育層位和分布區(qū)與成熟烴源巖層位和發(fā)育區(qū)相吻合；深部沙三、四段泥巖和砂巖超壓，分別與成熟泥質(zhì)烴源巖生油和含烴超壓流體向砂巖充注有關(guān)。