2. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102249;
3. 中国石油大港油田公司勘探开发研究院, 天津 300280
2. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
3. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
0 引言
沉积盆地压力结构研究一直是石油天然气勘探热点之一[1]。据不完全统计，在全世界范围内已发现的沉积盆地中，约有180个发育异常高压(超过三分之二)，其中，约有160个超压盆地蕴含丰富的油气资源[2]。沉积盆地压力场，尤其是超压系统，对烃源岩的生烃演化和石油天然气的运聚、成藏、保存都有重要的影响[3-10]。
油气运移聚集条件是控制成藏的关键地质问题，而地层的压力系统是形成流体分布和再分布的直接因素。地层压力不仅是油气运聚成藏最主要的动力之一，更是油气田勘探开发中需要考虑的重要参数之一。地层压力的时空演化、分布规律直接决定了油气的运移方向和路径。此外，地层压力系统还直接影响油气藏中石油和天然气的物理性质，进而在一定程度上决定了油气藏的开发方式、技术特点和经济成本。因此，深化含油气沉积盆地的压力结构研究，厘清异常压力的空间展布，对划分含油气系统、明确勘探甜点区带、评价有利输导体系与深化二次勘探具有重要的理论和实践意义。
歧口凹陷的压力研究由来已久。早在2001年，柳广弟等[8]通过研究发现，歧口凹陷在2 000 m以深地层普遍发育异常压力。杜学斌等[11]对歧深地区超压体系发育特征、分布规律及其对成藏的影响进行了深入的研究，认为歧深地区具有“三层压力结构、两个超压系统”，并提出了“双压控藏”理论。类似地，毛凯楠等[12]也认为歧深地区纵向上存在“静水压力体系、上部超压体系和下部超压体系”的结构。之后，宋连腾等[13]、张兆辉等[14]均基于声波测井资料对歧口凹陷的压力结构进行研究并识别了纵向上的多套压力系统。除了针对歧口凹陷压力结构的研究外，不同的专家学者还针对性地研究了歧口地区的压力对储层发育[7]、有机酸生成[15]、烃源岩热演化[6]、天然气赋存状态[10]和成藏[11]等的影响。
虽然在初次勘探过程中，前人针对歧口凹陷重点区带的压力结构已经开展了部分工作，但前人主要是基于测井资料进行研究，手段相对单一；同时，前人的研究往往局限在“大歧口凹陷”的部分地区，尚未针对整个大歧口凹陷进行研究。最近几年，在深化歧口富油凹陷二次勘探的过程中，在歧口凹陷较深的地层中(>3 500 m，沙河街组)发现了大量的天然气藏[10]。由于对凹陷压力结构特征认识不清，造成了歧口凹陷成藏系统方面的认识不够深入，直接影响了在勘探过程中对油气藏里油气赋存状态、空间分布的掌握，使得进一步勘探部署困难。超压的研究，尤其是对歧口凹陷压力结构的刻画，对进一步厘清歧口凹陷的成藏机制具有重要意义。本文以实测地层压力为准，综合单井、连井、二维地震地层压力结构分析，对歧口凹陷压力结构进行刻画，以期进一步厘清歧口凹陷的压力特征并取得创新性认识。
1 区域地质背景渤海湾盆地作为中国东部最重要的含油气盆地之一，油气资源丰富。然而，历经半个多世纪的勘探开发，目前，渤海湾盆地已经进入高勘探开发程度期(石油地质资源探明率已超过50%)，基本完成了正向构造单元的三维地震勘探全覆盖，进一步勘探的难度越来越大，储量增长趋于缓慢，勘探形势严峻，深化二次勘探迫在眉睫[6]。相比一次探勘，二次勘探在基础资料、理论认识、勘探对象等方面均有较大的差别。特别是在勘探对象方面，二次勘探的重点在于——勘探程度相对较高，但仍有大量的剩余油区块。渤海湾盆地当前共有14个富油凹陷(资源丰度大于2.0×105 t/km2，石油资源量大于3.0×108 t [16])，不仅油气成藏条件十分优越，而且剩余资源相当丰富，具有较好的二次勘探潜力。
黄骅坳陷位于渤海湾盆地中部，富集新生代油气资源，构成了大港油田的主体部分。歧口凹陷(图 1)位于黄骅坳陷中部，是一个典型的裂陷型富油凹陷，也是大港油田进行二次勘探的重点区域之一。需要指出的是，本文所论述的歧口凹陷，并非由歧口主凹和歧口次凹构成，而是由多个正向构造单元和负向构造单元构成的大歧口凹陷。大歧口凹陷内部主要发育北东—南西向和近东西向的两组断裂系统，其东、西、南、北分别以歧中断裂、沧东断裂、羊二庄断裂和汉沽断层为界，并以海河—新港构造带为界分为南北两部分。大歧口北部主要包括北塘次凹、塘沽—新港潜山、大神堂潜山、涧南潜山，而南部主要由歧口主凹、歧南次凹、歧北次凹、板桥次凹4个负向构造单元及其毗邻的潜山构成。
|
| 图 1 歧口凹陷构造单元划分图 Fig. 1 Tectonic units of Qikou sag |
|
|
在沉积方面，大歧口凹陷以厚层新生界为典型特征，自下而上沉积了沙河街组(Es)、东营组(Ed)、馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)，其中，以古近系(沙河街组、东营组)为主体。纵向上沉积了3套主要烃源岩层系：沙三段(Es3)、沙一段(Es1)及东营组，并与储集层在纵向上形成多套生储盖组合(图 2)。
在利用测井资料进行地层压力预测方面，Hottman等[18]首先基于声波测井和电阻率测井，建立正常压实趋势线来对异常压力进行识别，并计算地层的压力梯度。Foster等[19]认为，(泥)页岩的孔隙度与上覆地层的净压或者有效应力之间存在着关系，因此，他们采用了电阻率测井资料来计算地层电阻率因子，进而计算地层压力。Eaton[20]在前人的基础上，分析了利用测井资料(电阻率测井、声波测井)进行异常压力预测过程中上覆应力的影响，并建立了利用电阻率、电导率、声波时差、修正的“D”指数进行地层压力预测的4个公式——Eaton(伊顿)法[21]。这4个公式直到今天仍在油气领域广泛应用。在国内，平衡深度法、伊顿法、DC指数法和地震资料地层压力预测等方法在长期的油气田勘探实践中都得到了广泛的利用，其中，利用测井资料进行地层压力预测，特别是平衡深度法(声波测井)应用的尤为广泛。
本次研究主要通过平衡深度法进行测井地层压力预测，并利用钻杆测试DST(drill-stem-test)和试油静压获得的实测地层压力数据对测井地层压力预测结果进行校正。由图 3可以看出，利用声波时差数据预测所得的地层压力与实测地层压力有较好的对应关系。该实例说明在本区利用平衡深度法可以比较准确地对歧口凹陷地层压力进行预测。
|
| 图 3 歧南3井实测压力与声波时差计算压力对比 Fig. 3 Predicted formation pressure using logging data versus formation pressure data obtained by well test, Well Qinan-3 |
|
|
借助单井地层压力纵向分布趋势，对地层压力纵向结构进行划分，识别出了4种纵向地层压力结构：单超压带结构、双超压带结构、多超压带结构和静水压力结构。
2.1.1 扣31-1井——单超压带结构该井位于羊三木—扣村潜山(图 1)，远离歧口主凹，靠近歧南次凹，发育单超压带结构——纵向上发育一个超压带(图 4)。馆陶组及其以上地层(1 800 m以浅)为静水压力带：预测地层压力随深度的变化与静水压力较吻合，压力系数大体等于1，压力梯度约为0.98 MPa/hm。唯一的超压带发育于1 800~2 100 m，即东营组到沙一段底部，压力系数为1.20~1.40。在超压带，地层压力先以4.17 MPa/hm的梯度增大，而后以22.5 MPa/hm的梯度回落至静水压力，压力上升段明显长于压力下降段。
|
| K1、K2、K3等为压力梯度，单位为MPa/hm。 图 4 典型单井垂向压力结构 Fig. 4 Vertical structure of formation pressure in the typical single wells |
|
|
该井位于歧南次凹中心部位(图 1)，构造上处于较低的位置，发育双超压带结构——上部超压带和下部超压带(图 4)。东一段及其上覆地层(2 520 m以浅)为静水压力带；上部超压带发育于东二段至沙三段顶部(2 520~3 550 m)，厚度约为1 000 m，压力系数为1.25~1.60；下部超压带则主要发育于沙三段中部(深度大于3 550 m)以下层位，压力系数为1.27~1.56，超压最大值略低于上部超压带。上部超压带先以较小的压力梯度(2.55 MPa/hm)偏离静水压力趋势，而后经两次震荡性回落，落回静水压力附近。下部超压带则以较大的压力梯度(10.85 MPa/hm)快速偏离静水压力趋势，同时，下部超压不像上部超压那么稳定发育，有震荡性回落现象。
2.1.3 埕海34井——多超压带结构该井位于埕北断阶带(图 1)，靠近歧口主凹，发育多超压带结构——上部超压带、中部超压带、下部超压带(图 4)。东营组中部及其上覆地层(约2 800 m以浅)发育静水压力带；上部超压带发育于东营组中部至沙一段中部(2 800~3 400 m)，厚度约为600 m，压力系数可达1.30~1.60，大段泥岩发育；中部超压带发育于沙一段中部至沙二段中部(3 400~3 800 m)，压力系数为1.40~1.65；下部超压带发育于沙二段中部及其下伏地层(约3 800 m以深)，压力系数可达1.50~1.70。总体上，埕海34井的3个超压带均以6.0~10.5 MPa/hm的压力梯度先偏离静水压力带；在达到超压的峰值区后，上部和中部超压带以相对较小的压力梯度震荡性回落至静水压力带。
2.1.4 埕海16井——静水压力结构该井位于埕北斜坡(图 1)，构造上处于较高的位置，远离歧口主凹，沙河街组及其上覆地层整体表现为静水压力，压力系数约为1.00，压力梯度保持在0.98 MPa/hm左右，不发育超压(图 4)。
从单井地层压力结构分析可以看出，不同构造位置纵向上发育的异常压力带的数量、异常幅度、压力梯度均有较大区别。
1) 超压开始发育的深度。浅层主要发育静水压力结构，其底界深度(开始发育超压的深度)从盆地边缘往深凹区逐渐加深——在扣31-1井、歧南3井、埕海34井中的底界深度分别为1 800、2 520、2 800 m。
2) 超压开始发育的层位。尽管在不同的构造位置，超压开始发育的深度有所不同，但其所处的层位均为东营组。东营组以上的地层(馆陶组、明化镇组等)均为静水压力结构——东营组构成了区域超压系统的“顶板”。从岩性上可以看出，东营组主要由大段的泥岩夹杂部分砂岩夹层组成，在岩性组合上，泥岩占绝对的主导地位。同时，从盆地边缘往深凹区方向，超压初始发育位置从东营组顶部逐渐下移至东营组中下部。
3) 超压带的数量。从盆地边缘往盆地中心方向，纵向上超压带的数量有逐渐增加的趋势。
4) 压力系数和压力梯度。纵向上，虽然深部超压带比相对浅层超压带的地层压力大，但其压力系数却并不一定比浅层超压带大。静水压力带的压力梯度基本保持在0.98 MPa/hm左右，上部超压带先以较小的压力梯度(2~8 MPa/hm)逐渐发育超压，后以较大的压力梯度(一般大于10 MPa/hm)回到静水压力附近；而中、下部超压带压力增大段和减小段的压力梯度均较大。在横向上，盆地边缘的单超压带的压力系数一般较小，多在1.20~1.40之间，而位于斜坡带、次凹、深凹区的双超压带、多超压带的压力系数则可达到1.70左右。
5) 双超压结构的上部超压带和下部超压带的“封隔层”分别发育于东营组和沙三段内，而多超压结构则是在双超压结构的上部超压带中进一步识别出更多的“封隔层”，这些封隔层一般发育于沙一段中下部至沙二段上部。
2.2 连井地层压力结构分析在单井地层压力结构分析的基础上，在油气勘探重点区带选取与区域最大、最小构造主应力平行的两条连井剖面，对地层压力的横向展布规律进行研究。从南西—北东向连井地层压力剖面(图 5)可以看出，超压带的初始发育深度从盆地边缘往盆地深凹区有逐渐加深的现象。总体上，次凹区在纵向上表现为发育两个超压带(上部超压带、下部超压带)——顶部封隔层分别位于东营组内部和沙三段内部，而静水压力带主要发育于明化镇组、馆陶组。而在主凹及邻近区域，由于沉积速率大，相应的地层厚度比次凹要厚的多，钻井深度未能达到沙三段中下部，因此在连井剖面上未能看到位于沙三段内部的“封隔层”，纵向上仅显示出一个超压带。推测滨海5和滨海24井等凹陷中心的井在当前钻遇的地层以下还有一个超压带，只是在连井剖面上未能得到体现。同时，对第一超压带内部的压力结构进行深入研究发现，在第一超压带内似乎还存在一些封隔层，其对应的地层压力有从异常高压回落至静水压力的趋势。但第一超压带内部的这些封隔层对应的压力回落幅度并不大，基本很难回落至静水压力。纵向上，第一超压带超压增大段的压力梯度总体上小于第二超压带超压增大段的压力梯度；但并未观测到同一超压带内压力梯度在横向上有明显的规律性变化。
|
| 压力梯度单位为MPa/hm。 图 5 南西-北东向典型连并地层压力剖面 Fig. 5 Typical well correlation profile (SW-NE) for formation pressure analysis |
|
|
由近南北向连井地层压力剖面(图 6)亦可观测到与上述较为一致的现象：在各大次凹，纵向上存在两个大的超压带，其顶部隔板分别位于东营组和沙三段内部。同时，在第一超压带内部还可观察到一到多个压力回落带。
|
| 压力梯度单位为MPa/hm。 图 6 近南北向典型连并地层压力剖面 Fig. 6 Typical well correlation profile (approximately N-S) for formation pressure analysis |
|
|
单井、连井地层压力结构分析虽然精度较高，对细节的刻画较为清楚，但严格受钻井深度、测井资料完整性影响；同时，其横向连续性差，无法直观地展示地层压力结构在横向上的展布和变化。地震资料具有较好的横向连续性，同时，借助地震资料能够研究钻井尚未钻达的更深层位的地层压力结构。因此，在单井、连井地层压力结构分析的基础上，本文借助地震资料对研究区的地层压力结构进行进一步研究。
在地震资料地层压力预测方面，Pennebaker[22]在对美国湾岸地区进行研究时发现，在正常压实情况下，地震波传播时间随着深度的增加呈指数下降。据此，可建立正常压实趋势线，对异常地层压力进行预测。后来，随着地震资料收集、处理技术的进步，利用地震资料进行地层压力预测的技术不断提高，压力预测也从二维剖面拓展至三维剖面，不仅可以使用层速度，甚至可以使用地震属性进行地层压力预测。
本文在测井资料地层压力预测的基础上，利用地震资料对地层压力的横向展布进行研究。首先，借助LandMark软件在三维地震体上切取穿过关键探井的二维地震剖面，并利用地震反演软件对该地震剖面进行波阻抗反演，获取二维地震波阻抗剖面。根据Gardner公式[23]，从波阻抗中分离出地震速度为
(1) 式中：v为地震速度，m/s；Z为波阻抗，g/(m2·s)。根据Eaton模型，地层压力为
(2) 式中：pp为预测孔隙压力，Pa；po为静岩压力，Pa；ph为静水压力，Pa；Δtn为正常旅行时差(地震波速的倒数)，μs/m；Δto为实际旅行时差，μs/m；N为经验系数。
在获取二维地震地层压力剖面之后，提取过该剖面的直井井旁道地层压力数据，并使用该井的测井地层压力预测结果对地震压力预测结果进行校正。从对比结果(图 7)可以看出，地震资料地层压力预测结果与测井资料地层压力预测结果具有较好的一致性，证实了该方法的有效性。
|
| 图 7 港深78井测井压力预测与地震压力预测结果对比 Fig. 7 Predicted formation pressure using seismic data versus predicted formation pressure using logging data, Well Gangshen-78 |
|
|
本研究中，截取了穿过滨19井、滨海5井的剖面进行二维地震压力结构研究(图 8)。该二维地震剖面横切歧北斜坡、歧北次凹，至歧口主凹中心区域，能够诠释压力结构在不同构造带的展布及空间变化。
|
| 图 8 南西—北东向典型地震压力系数预测剖面 Fig. 8 Typical 2-D seismic profile (approximately SW-NE) of formation pressure coefficient |
|
|
首先，纵向上，东营组上部层位(馆陶组及馆陶组以浅地层)主要发育静水压力结构(蓝色)，而正如在单井和连井剖面所观测的，超压在东营组内部开始发育。因此，区域性超压系统的顶板位于东营组内部。
其次，在盆地边缘的隆起区基本不发育超压，纵向上只存在静水常压系统，而越向盆地中心，超压越发育，这是由盆地中心较高的“沉积速率”导致的；这也从侧面证明，高沉积速率导致的“泥岩欠压实”是超压形成的重要原因。
第三，值得引起注意的是，当出现深大断裂的时候，断裂两侧的压力有不连续现象——断裂右侧(向着盆地中心的一侧)超压的发育深度有突然变深的现象；而在深大断裂的左侧(远离盆地中心的一侧)压力系统内，超压的发育深度依然保持向着盆地中心逐渐加深的趋势。这个现象说明了压力系统在横向上的展布除了受盆地总体的构造形态决定外(向盆地边缘超压逐渐尖灭)，还受一些深大断裂的影响和控制。深大断裂可以作为超压系统在横向上的“挡板”，影响流体的侧向运移。深大断裂右侧(向盆地中心一侧)的超压发育深度突然变深，是由于断陷盆地在断裂下降盘的高沉积速率造成的。
第四，虽然在部分位置压力带出现“穿层”的特征，但总体上，不同的压力带与地层的分界具有较好的“一致性”。这说明，超压的形成与地层、“岩性”密切相关。
第五，在沙三段中部存在一个较为稳定的区域性压力封隔层。而在沙一段与沙二段中间，还存在一些横向分布不太连续的“封隔层”(蓝色)，与测井单井、连井地层压力剖面中观测到的沙一段与沙二段内部的压力回落段相对应。这些不连续的“封隔层”虽然造成了超压回落现象，但由于横向连续性差，很难起到区域性的封隔作用，阻挡流体纵向运移作用十分有限，因此，其上、下应属于同一压力系统。
综合单井、连井、地震地层压力结构分析可知，歧口凹陷纵向上存在两个超压系统——上部超压系统和下部超压系统，它们的顶板分别发育于东营组和沙三段内部，并且横向连续性好。这两个超压系统在横向上受盆地边缘和深大断裂控制。下部超压系统主要分布于次凹区和主凹区，侧向上终止于盆地斜坡；而上部超压带平面分布范围更广，能延伸至高斜坡区。因此，从歧口主凹往歧北斜坡方向，两个超压系统逐渐过渡为一个超压系统，并最终在隆起区变为静水常压系统。此外，在次凹和主凹区，沙一段中下部至沙二段还发育一些横向连续性较差的封隔层，可造成超压回落，形成单井和连井压力剖面中纵向上“多超压”的结构。
需要强调的是，单井和连井中所说的压力结构，只是简单地从地层压力的纵向变化趋势进行划分的，而未考虑含油气系统的差异。本质上，双超压带结构和多超压带结构在纵向上都是两个超压系统(压力封存箱)，可以将多超压结构当做双超压结构的一种特殊结构——在双超压结构的上部超压带中进一步划分出更多超压带。相对于双超压结构，多超压结构更多地分布于主凹和各大次凹中。
为了验证地震地层压力预测所述纵向上压力系统的观点，本文借助典型井(歧南3井)所在凹陷(歧南次凹)68个石油样品的族分(饱、芳、非、沥)在纵向上的变化(图 9)，来说明对于整个次凹级别的构造单元纵向上存在几个稳定的超压系统。如图 9所示，油气性质在2 500 m(东营组内)和3 500 m左右(沙三段中上部)存在明显的突变，饱和烃、非烃组分的差异尤为明显。一般认为，在同一个压力系统内部流体交换可以得以实现，而不同压力系统内部则因为区域封隔层的存在而物质交换不畅。因此，封隔层上下显著的油气性质差别很好地佐证了本文的猜想——大歧口地区纵向上存在两大超压系统。
|
| 图 9 歧南次凹纵向上石油族分变化散点图 Fig. 9 Scatter plot showing the vertical change of oil components in Qinan sub-sag |
|
|
造成沉积盆地地层内压力异常的因素是多种多样的，常见的有欠压实作用、流体膨胀、成岩作用、构造挤压和水热增压等[24]。虽然前人对歧口凹陷的压力结构进行了不同程度的研究，但对超压的成因机制却研究较少。本文将以典型井(歧南3井)为例，对歧口凹陷的压力成因做定性分析。
4.1 欠压实作用从盆地性质来说，渤海湾盆地是一个典型的裂陷盆地，有利于沉积物的快速堆积。歧南3井东一段的平均沉积速率可达284 m/Ma，东二段、东三段的平均沉积速率约为101 m/Ma。从构造演化角度来说，歧口凹陷在沙三裂陷幕之后整体沉降至今，一直处在相对稳定的沉降过程中。而从岩性的角度来说，据前文分析，整个盆地东营组的纵向岩性组成以厚层泥岩夹薄砂层为典型特征，为欠压实作用的发生提供了良好的物质基础。因此，歧口凹陷东营组中泥岩欠压实的形成具有良好的先天条件。同时，在测井曲线(图 10左)上可以看出，东营组包括下部的沙一段，其声波时差明显大于上下部泥岩的声波时差，密度测井也显示低值，这是泥岩中具有异常高孔隙度很好的证据。应该引起注意的是，东营组和沙一段对应的电阻率值却不大，说明在这一层段，超压的形成受生烃作用的影响较小。歧南地区镜质体反射率与深度关系(图 10右)显示，东营组和沙一段当今的有机质成熟度依然不高，镜质体反射率多位于0.8%以下，有机质尚未大量生烃。因此，上部超压系统的形成主要受控于泥岩欠压实作用。
|
| AC.声波时差；DEN.密度；Ra.电阻率；K.压力梯度(MPa/hm)；Ro.镜质体反射率；R2.确定系数。 图 10 典型井异常压力成因分析(以歧南3井为例)(左)及歧南地区镜质体反射率与埋深关系(右) Fig. 10 Analysis on the generation mechanism of abnormal pressure, taking Well Qinan-3 as an example (left), and relationship between vitrinite reflectance and depth in Qinan District (right) |
|
|
20世纪90年代以来，人们对不同沉积盆地超压形成机制进行了更加深入的分析，并将许多原先认为是欠压实成因的超压重新定位为其他成因，其中，生烃作用造成的超压引起了全世界专家的普遍关注[1, 24-25]。
在长期的研究中，歧口凹陷的超压成因一直被归结为欠压实作用，而较少提及生烃作用在超压形成过程中的贡献。在歧南3井沙一段的下部，地层压力以8.91 MPa/hm的梯度下降后，又以较大的梯度(10 MPa/hm左右)震荡上升，在沙三段中下亚段及以下地层形成第二个超压带。将这个超压带的典型测井特征与第一个超压带相比(图 10左)主要有两个差别：①声波时差相对上部超压带较小(小了30%~50%)，说明相比上部超压带，下部超压带的孔隙度较小；②电阻率测井显示明显的高值。
图 10(右)显示，沙二段、沙三段的有机质已经成熟，镜质体反射率为0.8%~1.0%，正处于生油高峰。大量的有机质从固态转化为液态甚至气态，导致孔隙空间内的流体体积大大增加。根据Meissner[26]的研究，干酪根成熟生油作用造成流体体积的增加可达25%，并且当成熟度由原油演化到湿气再到干气时，其体积增加更多。同时，下部超压带的声波时差与上部超压带相比较小，说明其孔隙度异常并不如上部超压带。此外，歧南3井沙二段、沙三段的平均沉积速率分别为47、63 m/Ma，与上部超压带的东营组相比小得多。因此，泥岩欠压实作用对下部超压带的影响不如上部超压带。综上，生烃作用对下部超压系统的形成贡献更大。
此外，第一超压带压力上升段压力梯度普遍小于沙三段下部超压带压力上升段的压力梯度。这或许指示着，生烃作用等流体膨胀作用相比于泥岩欠压实作用对孔隙流体压力的影响更大。
4.3 黏土矿物转化脱水作用在成岩作用对超压的影响机制中，黏土矿物转化作用，特别是蒙脱石向伊利石的转化作用引起的孔隙流体膨胀一直是人们关注的重点，并被长期当做超压形成的重要机制[24, 27]。然而，进入20世纪后，众多学者通过研究认为，黏土矿物脱水带来的孔隙空间流体体积改变很小，不能成为超压形成的主控机制[24, 28]。
4.4 其他作用还存在其他的超压成因机制，如水热增压作用、构造挤压作用等。在水热增压方面，歧口凹陷整体表现为正常地温梯度，3.2 ℃/hm，盆地内并不存在区域性的热异常，水热增压并非超压形成主要因素。歧口凹陷自新生代以来，构造活动以裂陷、坳陷及热沉降为主，缺乏大规模、长时间的挤压性质构造运动，正断层广泛发育，因此，构造挤压作用也并非超压形成主要因素。
5 歧口凹陷压力结构平面展布特征借助50口单井和地震地层压力预测结果，绘制歧口地区沙一段(图 11左)、沙三段(图 11右)地层压力系数平面分布等值线图。沙一段的压力分布明显受沉降中心控制，形成了以歧口主凹为中心的环带状分布。这也从侧面证明东营组封隔层之下的第一个超压系统的形成主要受欠压实作用控制。与之相对的，沙三段的地层压力系数平面分布则形成了歧口主凹、歧南次凹、歧北次凹、板桥次凹和北塘次凹几大异常高压中心，压力系数最大值均达到了1.7，而并非在最深的歧口主凹压力系数最大。正是由于几大凹陷中心埋深较深，沙三段中的有机质成熟并大量生烃，造成了地层中的异常高压。因此，沙三段的异常高压才以几大凹陷中心(生烃中心)为中心分布。
|
| 图 11 歧口凹陷沙一段(左)和沙三段(右)压力系数平面展布 Fig. 11 Distribution of formation pressure coefficient in Es1 (left) and Es3 (right) Formations in Qikou sag |
|
|
综合歧口凹陷压力结构分析成果，本文将歧口地区纵向压力系统分为3类——单超压系统、双超压系统、静水常压系统(图 12)。总体上，歧口凹陷超压普遍发育，纵向上以双超压系统为主，并广泛发育于主凹和各大次凹。向着盆地边缘，双超压系统逐渐过渡为单超压系统，并主要分布于盆地边缘的斜坡和潜山区，如歧北高斜坡、羊三木—扣村潜山等。静水常压系统则主要分布在离深凹区更远的沈青庄潜山和埕北斜坡区域。
勘探实践表明，渤海湾盆地绝大多数富油气凹陷古近系均发育超压，压力系统对油气的运聚成藏起着控制作用[29-30]。刘培等[31]在歧口凹陷新近系油气富集规律研究中发现，羊三木潜山的油气主要来自于沙一下亚段的烃源岩，而沙三段的贡献很小。从本文所述压力结构角度来看，这是由于沙三段中上部的压力封隔层稳定性较好，导致沙三段下部的油气纵向运移受到限制，从而不能大量运移至盆地高部位。蒋有录等[29]认为，上部超压系统对油气运聚成藏具有明显的控制作用——沙一段生成的油气在上超压系统的控制下沿沉降中心呈环带分布，形成新近系油气富集层系。2010年之后，大港油田在歧口凹陷沙河街组深层(>3 500 m)发现了大量天然气藏[10, 32]，形成了下气、上油的分布特征。这也从侧面验证了本文所述双超压系统对油气运聚成藏的控制作用——由于下超压系统封隔层的存在，沙三段中下部生成的天然气能够较好地保存于下超压系统内部。值得注意的是，在断裂活动区，下部超压系统内生成的油气依然可能沿断裂部分运移至上部超压系统中，形成上部超压系统中的混源油气。未来，下部超压系统中保存的天然气将成为歧口地区超深层天然气勘探的重点对象。
6 结论本文综合单井、连井和二维地震地层压力结构分析对歧口凹陷压力结构进行了详细刻画，取得了以下主要结论/成果：
1) 识别了4种纵向压力结构：单超压带结构、双超压带结构、多超压带结构和静水压力结构。
2) 歧口地区存在3类纵向压力系统样式——单超压系统、双超压系统、静水常压系统。总体上，歧口凹陷超压普遍发育，纵向上以双超压系统为主，并广泛发育于主凹和各大次凹。向着盆地边缘，双超压系统逐渐过渡为单超压系统，并主要分布于盆地边缘的斜坡和潜山区，如歧北高斜坡、羊三木—扣村潜山等。静水常压系统则主要分布在离深凹区更远的沈青庄潜山和埕北斜坡区域。
3) 上部超压系统的形成主要受欠压实作用控制，以歧口主凹为中心呈环带分布；而下部超压系统的形成主要受生烃作用控制，以主凹和几大次凹为中心分布。
4) 下部超压系统中保存的天然气将成为歧口地区超深层天然气勘探的重点对象。
| [1] |
Hunt J M. Generation and Migration of Petroleum from Abnormally Pressured Fluid Compartments:1[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(1): 1-12. |
| [2] |
杜栩, 郑洪印, 焦秀琼. 异常压力与油气分布[J]. 地学前缘, 1995, 2(3/4): 137-148. Du Xu, Zheng Hongyin, Jiao Xiuqiong. Abnormal Pressure and Hydrocarbon Accumulation[J]. Earth Science Frontiers, 1995, 2(3/4): 137-148. |
| [3] |
Hao Fang, Zou Huayao, Gong Zaisheng, et al. Hierarchies of Overpressure Retardation of Organic Matter Maturation:Case Studies from Petroleum Basins in China[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(10): 1467-1498. DOI:10.1306/05210705161 |
| [4] |
Li Huijun, Wu Tairan, Ma Zongjin, et al. Pressure Retardation of Organic Maturation in Clastic Reservoirs:A Case Study from the Banqiao Sag, Eastern China[J]. Mar Pet Geol, 2004, 21(9): 1083-1093. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2004.07.005 |
| [5] |
王兆明, 罗晓容, 陈瑞银, 等. 有机质热演化过程中地层压力的作用与影响[J]. 地球科学进展, 2006, 21(1): 39-46. Wang Zhaoming, Luo Xiaorong, Chen Ruiyin, et al. Effects and Influences of Pore Pressure on Organic Matter's Maturation[J]. Advances in Earth Science, 2006, 21(1): 39-46. DOI:10.3321/j.issn:1001-8166.2006.01.006 |
| [6] |
周立宏, 于学敏, 姜文亚, 等. 歧口凹陷异常压力对古近系烃源岩热演化的抑制作用及其意义[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(6): 1118-1124. Zhou Lihong, Yu Xuemin, Jiang Wenya, et al. Overpressure Retardation of the Thermal Evolution of Paleogene Source Rocks and Its Significance for Petroleum Geology in Qikou Sag[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(6): 1118-1124. |
| [7] |
孟元林, 刘德来, 贺如, 等. 歧北凹陷沙二段超压背景下的成岩场分析与储层孔隙度预测[J]. 沉积学报, 2005, 23(3): 389-396. Meng Yuanlin, Liu Delai, He Ru, et al. Diagenetic Field Analysis and Porosity Prediction of the Shaer Member (Es2) in Overpressure Setting in the Qibei Depression[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2005, 23(3): 389-396. DOI:10.3969/j.issn.1000-0550.2005.03.003 |
| [8] |
柳广弟, 王德强. 黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征[J]. 石油勘探与开发, 2001, 28(3): 22-24. Liu Guangdi, Wang Deqiang. The Characteristics of Abnormal Pressure in Deep Formations in Qikou Sag, Huanghua Depression, Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2001, 28(3): 22-24. DOI:10.3321/j.issn:1000-0747.2001.03.006 |
| [9] |
操应长, 徐涛玉, 王艳忠, 等. 东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2009, 31(3): 34-38. Cao Yingchang, Xu Taoyu, Wang Yanzhong, et al. The Origin of Reservoir Overpressure and Its Implication in Hydrocarbon Accumulation in the Paleogene of Dongying Depression[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Scicence and Technology Edition), 2009, 31(3): 34-38. DOI:10.3863/j.issn.1674-5086.2009.03.008 |
| [10] |
龙华山, 向才富, 牛嘉玉, 等. 渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组天然气赋存状态及其勘探意义[J]. 天然气地球科学, 2014, 25(5): 665-678. Long Huashan, Xiang Caifu, Niu Jiayu, et al. Occurrences of the Natural Gas in Shahejie Formation of Qikou Depression in Bohai Bay Basin and Its Exploration Significance[J]. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(5): 665-678. |
| [11] |
杜学斌, 祝文亮, 解习农, 等. 歧深地区双超压系统发育特征及油气成藏效应[J]. 大地构造与成矿学, 2010, 34(4): 554-562. Du Xuebin, Zhu Wenliang, Xie Xinong, et al. Double Overpressure Systems and Their Relationship with Hydrocarbon Accumulation in the Qikou Depression of the Bohai Bay Basin, China[J]. Geotectonica et Metallogenia, 2010, 34(4): 554-562. DOI:10.3969/j.issn.1001-1552.2010.04.012 |
| [12] |
毛凯楠, 解习农, 肖敦清, 等. 歧口凹陷歧深地区古近系多层超压体系特征[J]. 特种油气藏, 2010, 17(6): 38-41. Mao Kainan, Xie Xinong, Xiao Dunqing, et al. Characteristics of the Paleogene Multi-Layer Overpressure System in the Qishen Area, Qikou Depression[J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2010, 17(6): 38-41. DOI:10.3969/j.issn.1006-6535.2010.06.010 |
| [13] |
宋连腾, 刘忠华, 李潮流. 歧口凹陷地层压力特征及其在测井解释中的应用[J]. 测井技术, 2011, 35(6): 553-558. Song Lianteng, Liu Zhonghua, Li Chaoliu. Application of Abnormal Formation Pressures to Log Interpretation in Qikou Hollow[J]. Well Logging Technology, 2011, 35(6): 553-558. DOI:10.3969/j.issn.1004-1338.2011.06.012 |
| [14] |
张兆辉, 刘化清, 苏明军. 歧口凹陷滨海斜坡下第三系异常压力分析[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2011, 33(6): 43-47. Zhang Zhaohui, Liu Huaqing, Su Mingjun. Analysis of Abnormal Pressure in the Paleogene of Binhai Slope Zone in Qikou Sag[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Scicence and Technology Edition), 2011, 33(6): 43-47. DOI:10.3863/j.issn.1674-5086.2011.06.008 |
| [15] |
孟元林, 李斌, 王志国, 等. 黄骅坳陷中区超压对有机酸生成和溶解作用的抑制[J]. 石油勘探与开发, 2008, 35(1): 40-43. Meng Yuanlin, Li Bin, Wang Zhiguo, et al. Overpressure Retardation of Organic Acid Generation and Clastic Reservoirs Dissolution in Central Huanghua Depression[J]. Petroleum Exploration and Development, 2008, 35(1): 40-43. DOI:10.3321/j.issn:1000-0747.2008.01.008 |
| [16] |
袁选俊, 谯汉生. 渤海湾盆地富油气凹陷隐蔽油气藏勘探[J]. 石油与天然气地质, 2002, 23(2): 130-133. Yuan Xuanjun, Qiao Hansheng. Exploration of Subtle Reservoir in Prolific Depression of Bohai Bay Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2002, 23(2): 130-133. DOI:10.3321/j.issn:0253-9985.2002.02.005 |
| [17] |
姜文亚, 柳飒. 层序地层格架中优质烃源岩分布与控制因素:以歧口凹陷古近系为例[J]. 中国石油勘探, 2015, 20(2): 51-58. Jiang Wenya, Liu Sa. Distribution and Controlling Factors of High-Quality Hydrocarbon Source Rock in Sequential Tratigraphic Framework:Taking Paleogene System in Qikou Depression for Instance[J]. China Petroleum Exploration, 2015, 20(2): 51-58. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2015.02.006 |
| [18] |
Hottman C, Johnson R. Estimation of Formation Pressures from Log-Derived Shale Properties[J]. AAPG Bulletin, 1965, 49(10): 1754. |
| [19] |
Foster J B. Estimation of Formation Pressures from Electrical Surveys-Offshore Louisiana[J]. Journal of Petroleum Technology, 1966, 18(2): 165-171. DOI:10.2118/1200-PA |
| [20] |
Eaton B A. The Effect of Overburden Stress on Geopressure Prediction from Well Logs[J]. Journal of Petroleum Technology, 1972, 24(8): 929-934. DOI:10.2118/3719-PA |
| [21] |
Eaton B A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs[C]//Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. Dallas: Society of Petroleum Engineers, 1975: 11.
|
| [22] |
Pennebaker E S. Detection of Abnormal-Pressure Formation from Seismic Field Data[C]//Drilling and Production Practice. New York: American Petroleum Institute, 1968: 8.
|
| [23] |
Gardner G, Gardner L, Gregory A. Formation Velocity and Density:The Diagnostic Basics for Stratigraphic Traps[J]. Geophysics, 1974, 39(6): 770-780. DOI:10.1190/1.1440465 |
| [24] |
赵靖舟, 李军, 徐泽阳. 沉积盆地超压成因研究进展[J]. 石油学报, 2017, 38(9): 973-998. Zhao Jingzhou, Li Jun, Xu Zeyang. Advances in the Origin of Overpressures in Sedimentary Basins[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(9): 973-998. |
| [25] |
Barker C. Calculated Volume and Pressure Changes During the Thermal Cracking of Oil to Gas in Reservoirs:1[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(8): 1254-1261. |
| [26] |
Meissner F F. Petroleum Geology of the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota and Montana[C]//Proceedings of the 24th Annual Conference, Williston Basin Symposium.[S.l.]: Montana Geological Society, 1978: 207-227.
|
| [27] |
Helset H M, Lander R H, Matthews J C, et al. The Role of Diagenesis in the Formation of Fluid Overpressures in Clastic Rocks[J]. Norwegian Petroleum Society Special Publication, 2002, 11: 37-50. DOI:10.1016/S0928-8937(02)80005-4 |
| [28] |
Swarbrick R E, Osborne M J, Yardley G S. Comparison of Overpressure Magnitude Resulting from the Main Generating Mechanisms[M]//Huffman A R, Bowers G L. Pressure Regimes in Sedimentary Basins and Their Prediction. Tulsa: AAPG, 2002: 1-12.
|
| [29] |
蒋有录, 王鑫, 于倩倩, 等. 渤海湾盆地含油气凹陷压力场特征及与油气富集关系[J]. 石油学报, 2016, 37(11): 1361-1369. Jiang Youlu, Wang Xin, Yu Qianqian, et al. Pressure Field Characteristics of Petroliferous Depressions and Its Relationship with Hydrocarbon Enrichment in Bohai Bay Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(11): 1361-1369. DOI:10.7623/syxb201611004 |
| [30] |
于翠玲, 李宝刚. 渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷岩性油气藏平面富集主控因素[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2019, 49(1): 240-247. Yu Cuiling, Li Baogang. Main Factors Controlling Planar Enrichment of Lithologic Reservoirs in Niuzhuang Sub-Sag, Dongying Depression, Bohai Bay Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2019, 49(1): 240-247. |
| [31] |
刘培, 蒋有录, 郝建光, 等. 渤海湾盆地歧口凹陷主要生烃期断层活动与新近系油气富集关系[J]. 中国地质, 2013, 40(5): 1474-1483. Liu Pei, Jiang Youlu, Hao Jianguang, et al. The Relationship Between the Fault Activity and the Neogene Hydrocarbon Enrichment During the Main Hydrocarbon Generation Period in Qikou Sag of Bohai Bay Basin[J]. Geology in China, 2013, 40(5): 1474-1483. DOI:10.3969/j.issn.1000-3657.2013.05.012 |
| [32] |
Jiang Fujie, Pang Xiongqi, Yu Sa, et al. Charging History of Paleogene Deep Gas in the Qibei Sag, Bohai Bay Basin, China[J]. Marine Petroleum Geology, 2015, 67: 617-634. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2015.04.022 |