0 引言

含油气盆地超压的研究是探索成藏机理、预测油气藏分布的重要基础工作。理论上有效烃源岩、异常高压、有利储层和圈闭及油气成藏等因素总是相伴出现^[1]，对超压的研究某种程度上就是对有利成藏条件及区带的研究；实际勘探中超压的存在使勘探的时间、成本和风险急剧增加，预测超压可有效降低勘探风险。济阳坳陷沾化凹陷油气资源丰富，同时超压极为发育，已发现的大部分构造油气藏分布在正常压力区带，而岩性油气藏多分布在异常高压区带^[2]，在以岩性油气藏为主的隐蔽油气藏勘探阶段，具有巨大潜力的古近系沙三、四段已成为当前油气勘探的重点^[3]。为了研究沾化凹陷渤南洼陷地层异常高压的结构特征、成藏流体动力的形成和演化，笔者在分析单井泥岩超压测井响应的基础上，选用合适的数据处理步骤和恰当的压力预测方法，预测了单井和剖面超压分布，划分出上、中、下3个超压系统，深入探讨了影响超压结构的超压泥岩层、低渗封隔层和断裂构造带3类主控地质因素，指出了渤南洼陷压力系统的分布规模，以期为沉积盆地普遍发育的超压研究和深层油气勘探提供借鉴。 1 区域地质概况

渤南洼陷属于沾化凹陷中的次级构造单元，是该凹陷地层埋藏深度最大的洼陷。渤南洼陷包括四扣洼陷位于沾化凹陷的中部，北以埕南断裂带与埕东凸起相接，南邻陈家庄凸起斜坡带，西以义东、罗西断裂与义和庄凸起相连，东以孤西断裂带与孤北洼陷、孤岛凸起相邻，东南与垦西洼陷相接。渤南洼陷为一西北陡－东南缓、北东走向的箕状断陷盆地，受近EW向盆倾断层切割，面积约600 km² (图 1)。该洼陷主要沉积了中、新生代沉积岩，新生界最大沉积厚度达7 km，地层自下而上依次为古近系、新近系和第四系。沾化凹陷具有典型的下断上坳双层结构，从孔店期开始裂陷以来至东营期，凹陷连续沉降沉积；在古近系末期，喜山运动东营幕造成本区强烈的构造隆升，大规模断裂活动，并伴随着地层200~400 m抬升剥蚀，形成区域性不整合；新近系沉积以来，凹陷进入整体坳陷阶段，凸起带和洼陷带同时接受沉降沉积，形成覆盖全区、近水平产状的新近系馆陶组和明化镇组。渤南洼陷新生界碎屑岩地层为研究区主要的生储层系，其中,沙河街组沙四上亚段(Es^s₄)、沙三下亚段(Es₃^x)和沙一段(Es₁)为主要烃源岩层，沙四段(Es₄)、沙三段(Es₃)和沙二段(Es₂)砂岩为主要的储集层，沙一段(Es₁)和明化镇组(Nm)底部泥岩为主要的区域性盖层。油气聚集和分布主要集中在沙三段和馆陶组(Ng)层系中。渤南洼陷为典型的伸展型洼陷，砂泥岩互层和优质烃源岩沉积、高地温场是造成该洼陷超压形成的主要地质背景，断层活动、构造抬升是影响该洼陷超压系统保存、调整的重要因素。研究区丰富的测井、测试和地质资料为研究超压分布及其作用提供了很好的基础。

图 1 渤南洼陷构造特征、南北向构造剖面和新生界综合柱状图(据文献[3]修改) Fig. 1 Tectonic characteristics,geological schematic with south-north cross-section and generalized cenozoic stratigraphic column of Bonan sag (modified from reference[3])

图选项

实测压力资料是研究超压现象最为直接可靠的资料，笔者统计了渤南洼陷410口钻井的660个钻杆地层测试(DST)或电缆地层测试(MDT)的压力数据，分属于古近系沙河街组和东营组，部分为新近系馆陶组。渤南洼陷深部储层超压发育，且不同深度段的压力梯度变化明显(图 2a)。深度小于2 300 m砂岩储层的压力梯度普遍小于1.2 MPa/hm，为常压系统；大于1.2 MPa/hm的砂岩储层压力梯度发育在2 300~4 200 m深度，并且压力梯度随深度增加而显著增大。目前的资料显示,孔店组实测储层压力系数(Pc)为0.80~1.25，基本为常压。由图 2b可见，渤南洼陷沙三段和沙四段砂岩储层超压发育，最大压力系数分别为1.85(新义深9井Es₃，深度3 228.5 m)和1.72(义171井Es₄，深度3 514.5 m)，强超压(Pc＞1.50)主要起始深度为2 970 m，强超压出现层位为沙三段和沙四段。埋藏较浅的沙二段和沙一段砂岩储层有个别数据显示出弱超压，东营组及新近系储层均表现为常压。根据渤南洼陷新生界孔店组至馆陶组砂岩1 162个矿化度数据的统计结果(图 2c):在埋深2 900 m之上，平均地层水矿化度为0~20 g/L，且大小相差不大；在2 900 m之下，矿化度增大至0~60 g/L，基本趋于稳定。水化学类型主要为重碳酸钠型(NaHCO₃)，其次为氯化钙型(CaCl₂)，矿化度大于20 g/L的地层水基本位于沙三段和沙四段，与强超压出现的层位一致。

图 2 渤南洼陷储层实测压力(a)、压力系数(b)和地层水矿化度(c)与深度关系图 Fig. 2 Plots of measured pore pressure(a),pressure coefficients(b) and total dissolved solids(c) versus depth in Bonan sag

图选项

渤南洼陷为典型的陆相沉积洼陷，相带变化频繁，第三系中泥岩层和砂岩层的界限比较模糊，岩心观察表现出粉、细砂岩纹层与泥、页岩纹层成不同比率相互成层。岩性的变化在纵、横向上均可对声波速度产生明显影响，使砂、泥岩压实趋势发生变化，需要区分不同的岩性，选用合适的测井资料来预测超压。笔者利用Eaton公式预测地层压力^[4]，使用的数据资料包括：① 完整测井序列数据，包括自然伽马、声波时差、密度、电阻率、中子和井径测井等；② 实测压力资料，包括DST、RFT和MDT，以及泥浆录井压力；③ 完井报告中的地质分层和岩性资料。

图 3为以义283井为例阐述的压力预测的处理流程图。义283井位于渤南洼陷西侧鼻状构造带(井位见图 1)，井深4 300 m，钻遇沙四下亚段，有完整资料记录的深度为2 000~4 250 m。根据岩性构成简图(图 3a)和伽马测井曲线反映的岩性信息(图 3b)，首先通过自然伽马测井确定泥质质量分数大于70%、地层厚度大于1 m的泥岩段，选取对应深度的泥岩声波时差、密度，并参考井径曲线的变化，判断是否有扩径的影响，挑选出砂、泥岩的声波时差测井曲线如图 3c所示。最后取纵向深度10 m为间隔，使用移动平均处理方法计算出测井曲线的平均值，以消除薄互层、尖峰值等分散数据资料造成的随机误差^[5]，处理后的测井声波时差、泥岩密度如图 3d、e所示。利用浅层常压带的泥岩声波时差资料以及骨架时差，可给出泥岩声波时差的正常压实趋势线。经平均平滑后的泥岩声波时差总体变化趋势十分明显：声波时差随深度增加而不断减小，至某一深度偏离正常压实趋势而增大，在声波时差变化的背景下，声波时差曲线还有不同程度的次一级起伏。比较不同岩性的声波时差发现，中层砂岩声波时差明显小于泥岩时差，深层两者变化趋势一致，数值相差很小。这种差异说明，在超压发育的深度范围内，利用测井资料研究地层压实过程和压力估算时，岩性的区分是必要和有效的。

a.岩性构成简图;b.自然伽马曲线;c.自然伽马区分的砂、泥岩声波时差曲线;d.10 m深度间隔的移动平均声波时差曲线;e.泥岩密度曲线;f.Eaton法预测压力。GR.自然伽马；AC.声波时差；DEN.密度；H.深度。 图 3 义283井压力预测处理流程 Fig. 3 Date pre-processing prior to pore pressure analysis of well YI283

图选项

超压发育层段可能具有以下一种或几种地质参数响应特征：低密度、低地震速度、高孔隙度、低有效应力、高地温梯度等，大部分的超压预测方法都是基于这些地质特征。Eaton^[4]提出了著名的伊顿法，在上覆负荷压力和地层压力随深度变化的基础上，利用泥岩电阻率、声波时差和地层可钻性指数来计算地层压力。该公式是半经验半定量的压力预测方法，其原理是在碎屑岩地层中，超压带内的声波速度、电阻率受超压的影响而偏离正常趋势线，偏离的比值或差值与超压强弱为正相关关系，这种关系并不随岩性或深度的变化而改变。可以看出，该方法是与正常压力状态相比较，利用超压减小颗粒间的有效应力使速度减小的原理而提出的。Eaton的原始公式利用的是孔隙压力和其他几个参数的幂指数关系：

点击浏览公式

前人对于超压结构的研究存在多种名称，如“超压仓”^[6]、“超压带”^[7]、“超压系统(体系)”^{[2, 8]}等。为便于描述，本文中使用的超压带指地层压力明显高于静水压力的流体流动单元；超压系统概念不仅包括由泥页岩、膏岩层等超压源岩层，还包括泥页岩、膏盐层和经历强烈成岩作用的砂岩组成的非渗透封隔层，以及这些地质要素在盆地演化过程中有机质、无机矿物和孔隙流体伴生的物理-化学过程。本研究从渤南洼陷(包括四扣洼陷)选取了义283、义115、义深10和义160共4口典型钻井进行泥岩超压测井响应特征分析，4口井的井位如图 1所示。

义283井 为发育单超压带的典型井(图 3f)。上段泥岩声波时差曲线随深度增加而减小，该井泥岩声波时差偏离正常压实趋势线的地层为沙三段，实测砂岩压力证实泥岩高时差段为超压带，超压带顶界深度约为2 800 m，钻井已揭示的该带厚度约800 m，平均泥质岩质量分数都大于85%；从密度测井曲线看，泥岩高声波时差带即超压带中的泥质岩密度随深度逐渐增加(图 3e)，没有明显的异常。从超压带泥岩高声波时差变化特征看，该井沙一段为超压过渡带，厚度约400 m；超压带主体即中－强超压范围发育在沙三中、下亚段，其间没有明显的封隔层。沙四段砂质质量分数大于50%，储层连通性好，泥岩声波时差和密度均表现为正常值，地层为常压。

义115井 位于沾化凹陷渤南断裂带上盘渤深3构造低部位，东邻孤西大断层，正北受埕东大断裂的控制，为小断层分隔的局部岩性圈闭。该井钻遇沙四下亚段，为发育上、中2个超压带的典型井(图 4)。利用相对浅层常压带的泥岩声波时差资料以及骨架时差，可给出泥岩声波时差的正常压实趋势线。该井泥岩声波时差偏离正常压实趋势线的地层为沙一段、沙三段和沙四段，实测砂岩压力证实泥岩高时差段为超压带，超压带顶界深度约为2 700 m。钻井揭示超压系统厚度约1 800 m，泥岩质量分数高，也是主要的成熟烃源岩发育带；从密度测井曲线看，泥岩高声波时差带即超压带中的泥质岩密度随深度逐渐增加，没有明显的异常。从超压带的泥岩高声波时差变化特征看，该井区沙三中－上亚段为超压过渡带，厚度约500 m；超压带主体即中－强超压范围发育在沙三下亚段至沙四上亚段，其间没有明显的封隔层；资料显示沙四下亚段也发育超压带，其超压底界该井未揭示。

图 4 渤南洼陷典型井岩性构成及泥岩段声波时差、密度、电阻率(R4)和流体压力随深度变化关系 Fig. 4 Profiles of simplified stratigraphic column,sonic transit times,density,resistivity of mudstones and pore pressure versus depth for the representative wells in Bonan sag

图选项

义深10井 位于邻近渤南洼陷西侧的四扣洼陷义东断裂带下降盘义深10断块高部位，井深4 200 m，钻遇沙四下亚段(图 4)。结合泥岩声波时差的正常压实趋势线分析，纵向上在沙三段和沙四下亚段，泥岩高声波时差出现中、下两个带且幅度大，十分显著的偏离正常压实趋势线，而泥岩密度没有出现明显偏低的现象。沙三下亚段底部至沙四上亚段约250 m厚的膏泥岩层段的泥岩声波时差接近正常压实趋势线，纵向上由于该带的分隔，推测该井区发育双超压带，即出现中、下2个超压带:中超压带发育在沙三段，超压顶界面深度为3 200 m，中超压带厚度约750 m，并在沙三下亚段底部超压幅度明显减小接近常压；下超压带发育在沙四下亚段，超压幅度在钻井揭示的范围可见显著增加的趋势。义深10井缺乏实测压力资料，根据临近义东25井实测压力和泥浆压力判断，义深10井沙四段上部的膏岩层应为常压，与预测压力值吻合。

义160井 位于渤南洼陷渤深4断块高部位，钻遇沙四下亚段，为纵向发育3个超压系统的典型井(图 4)。岩性质量分数及泥岩声波时差随深度变化表明，压实作用很大程度上受岩性条件的控制，而不是沿着压实趋势线随深度增加而递进。该井2 200~2 400 m、2 730~3 150 m为常压段，砂质质量分数大于20%，地层为正常压实，泥岩深测向电阻率为1~10 Ω·m。在沙一段和沙三下亚段，随着泥(灰)质含量增高，地层输导能力变低，偏离正常趋势线越远，泥岩深测向电阻率为10~200 Ω·m。在沙四上亚段膏岩层下部，声波时差同样偏离了正常趋势线。根据泥岩声波时差和砂岩实测压力判断，超压带顶界深度约为2 425 m，位于东营组底部。 3.4 剖面压力结构

单井解剖能够了解井孔的压力结构，剖面分析可以了解横向压力结构的变化。本研究选择了横切主要构造单元的东西向剖面，根据三维地震资料建立地层构造格架，利用单井声波时差资料计算地层压力和压力系数后，对比相邻井压力曲线，综合试油测压数据和油气层综合解释结果，获得剖面地层压力系数等值线图。井位和剖面分布如图 1所示。

渤南洼陷东西向剖面的流体压力和油藏分布如图 5所示，剖面BB′全长约20 km，自西向东依次过义和庄凸起、四扣洼陷、渤南洼陷、孤岛凸起。从流体压力系数等值线图可以看出，渤南洼陷沙四段膏岩层将古近系超压体系分为中、下2个超压系统。沙三段超压带规模大、超压幅度高；受高压流体来源和保存条件的限制，沙一段的超压带分布范围较小，只在盆地中心有局部分布，超压幅度低，最大压力系数不超过1.4。下超压系统主要分布在沙四段中，分布范围受到沙四段膏岩封闭层的控制，根据泥岩声波时差、少量的实测压力数据显示，推测在沙四下亚段压力逐渐过渡为常压。

图 5 渤南洼陷东西向油藏剖面和压力系数等值线图(剖面位置见图 1中BB′) Fig. 5 Selected cross-sections showing the oil reservoir and contour maps of predicted pressure coefficients using Eaton method of representative wells in Bonan sag (location of the cross-sections BB′ is shown in Fig. 1)

图选项

平面上由西向东，沙三上、中亚段由深湖－半深湖相逐渐过渡为水下冲积扇－浊积扇沉积相，平均砂质质量分数逐渐增加，沙三段超压顶界面深度逐渐变深(表 1)，为2 950~3 150 m，基本上与地层水矿化度突变(矿化度增大到20 g/L)出现的深度一致。在层位上超压顶界面贯穿沙三上、中亚段。将沙三段超压顶界面作为流体超压影响的最大外边界，统计超压顶界面与沙三下亚段成熟烃源岩间的距离，结果表明,超压源层离压力输导层，也就是泄压层之间的垂向距离由西向东逐渐减小，这也是导致沙三段超压顶界面深度逐渐变深的原因。从纵、横向上看，渤南洼陷超压系统的空间分布和内部结构存在相当程度上的差异性和分割性，超压封存箱并未形成整体上统一的压力结构体，相邻井间的压力变化趋势并不一致，存在一定差别。

压力预测分析表明，渤南洼陷超压分布明显受地层和岩性控制。随深度增加，古近系自沙一段开始发育弱超压，在沙二段至沙三上亚段压力系数减小至1.2左右，进入沙三中亚段超压再次逐渐积累，至沙三下亚段超压幅度增至最大，沙四上亚段超压开始减小，到沙四下亚段变为常压。超压段普遍对应泥岩集中发育层，统计表明,超压层段岩性以泥包砂为主，砂泥岩比为0.1~0.3，主要集中在0.10~0.15，随着泥质含量的增加，异常压力增加的幅度更为明显。渤南洼陷在演化期间受构造沉降、气候、沉积物供给等因素变化的影响，湖泊、三角洲河流相沉积体系交替变化，形成了沙四上至沙三中亚段、沙一段的大套泥质沉积，超压体分布于深湖相、三角洲前缘相和前三角洲相的泥岩发育带中。洼陷内广泛分布的两类主要砂体是沙四下亚段的扇三角洲沉积相和沙二段滨浅湖辫状河三角洲、扇三角洲沉积相^[9]。沙四下亚段为大套红层沉积，厚层块状砂砾岩厚度占该层段厚度的40%；沙二段表现出砂岩和泥岩的频繁互层、砂层多但厚度薄的特点，平均砂质质量分数大于20%。这些相互连通的高渗透性砂岩是流体大规模有效排出的有利条件^{[10, 11]}，因此仍保持静水压力。

根据上述分析，可以将渤南洼陷划分为上、中、下3个超压系统(表 2):上超压系统顶封层为东营组下部浅湖相沉积的泥岩，沙一段湖相沉积的欠压实泥岩构成上超压系统主体部分，底部为沙一段下部的洪泛面；中超压系统以沙三中亚段顶部扇三角洲前缘相沉积的钙质泥岩、灰质泥岩夹砂岩为封隔层，沙三中、下亚段成熟烃源岩分布区为中超压系统的主体；下超压系统以沙四上亚段干旱湖泊环境下沉积的膏盐层为封隔层，主体部分为沙四上亚段局部分布的中－高成熟的烃源岩，沙四上亚段底部浅湖沉积的砂体组成下超压系统的压力过渡带。考虑到浅层和更深层分布着常压，这种多超压系统叠置型的结构不同于我国乃至世界的大多数超压盆地，目前在北海盆地^[12]、莺歌海盆地乐东30-1-1A井^[13]清晰可见。值得注意的是，由于沉积、沉降速度和充填岩性的差异，在洼陷内不同部位的压力结构也不同，不同压力系统间的过渡关系十分复杂，如研究区下超压系统的过渡带和底部边界难以区分,甚至不发育。

超压系统的存在是增压作用与超压传递或泄压散失的动态平衡过程，烃源岩的供烃能力、压力封闭层和输导层的渗透性、超压强度及其持续时间等，是影响超压结构和现今超压幅度的重要因素^{[14, 15]}。笔者将重点分析泥岩超压源层、低渗封隔(盖)层和断裂构造带3类主要地质要素对超压结构的影响。

1)渤南洼陷地层高压中心出现层位为沙三段和沙四段，主要分布在洼陷2 900~3 700 m深度范围内，超压源层以泥岩、泥灰岩为主，在构造背景和沉积体系控制下发育的泥质岩是渤南洼陷超压流体来源的物质基础条件。研究区沙三中－下、沙四上亚段油型泥质源岩厚度为100~500 m，总有机碳质量分数(w(TOC))平均值为3.1%，具有较高的氯仿沥青“A”和生烃潜力；并且泥岩埋深一般大于2 700 m，从东营组沉积末期逐步进入生油窗，至今处于生烃高峰期。盆地模拟和沙四段天然气藏分布表明，渤南深洼中心沙四上亚段烃源岩的成熟度已经达到高熟阶段，在地史时期有很强的生气能力。

超压带主体也是沙三段主要成熟烃源岩发育带，与常压系统比较，超压系统具有更丰富的有机流体。以罗3井为例，该井位于渤南洼陷鼻状构造带，自2 600 m开始发育超压，沙三段压力系数为1.2~1.5，沙四上亚段Pc最高可达1.7。超压层段基本对应着成熟烃源岩，图 6为该井烃源岩地球化学参数变化特征。I_H为氢指数，S₁为Rock-Eval分析中的解吸烃量，S₂为热解烃量，S₁+S₂反映了源岩的总生烃潜力，S₀为原始生烃潜力；这些参数基本反映了有机质生烃潜力和生烃转化程度。从图 6中可以看出，超压系统内总有机碳质量分数、氢指数、总生烃潜力和原始生烃潜力明显高于常压系统，显示烃源岩层具有良好的生烃能力。超压系统内较高的有机质热演化产物使超压系统出现油、气、水的多相流体，而常压系统通常仅存在水相，使得不同系统内流体发育机制和流动特征存在明显差异。

图 6 渤南洼陷罗3井不同压力系统烃源岩地球化学特征(据文献[16]修改) Fig. 6 Geochemical characteristics of different pressure system of Luo 3 well (modified from reference[16])

图选项

2)压力封隔层对超压系统的形成和分布起到控制作用，能够在相当长的地质时间内阻止所有流体的运移^[17]。超压盆地都具有顶部欠压实泥岩、盐岩、石膏或致密砂岩等层状封隔层，另外湖盆横向沉积韵律的变化还存在岩性尖灭带，流体大规模运移发生的物质交换作用会在局部地层中产生后生矿化带等侧向压力封闭层。渤南洼陷大规模超压封隔层的背景条件是：上部有沙一段泥岩的区域性盖层；侧向上有地堑边界主断层级地堑内部次一级半地堑边界断层的阻挡，这些断层在活动期后基本上都是封闭的。图 7为以义115井为例阐明的典型井压力结构要素特征，指出了3个超压系统的顶界面TOP1－3，和Es₁－Es^z₃地层沉积层序变化。研究区自上而下发育规模较大的封隔层为：东营组底部至沙一段的压实泥岩、钙质泥岩(图 7中Ⅰ层)；沙三中亚段的砂泥互层(图 7中Ⅱ层)和沙四上亚段的膏盐层(图 7中Ⅲ层)。常用盖层岩石的排驱压力、孔隙度和渗透率等物性高低来评价封隔层的性能，对地层渗透性有指示意义的电极电位(VSP)和电阻率测井某种程度上也能间接反映盖层的一些特征。

图 7 义115井地层压力结构分析 Fig. 7 Overpressure structure characteristic of YI 115 well

图选项

上超压系统的封隔层Ⅰ为东营组底部至沙一段分布的压实泥岩。沙一段的泥岩单层厚度大，横向分布稳定，由压实不均衡产生的异常高压分布在大段泥岩的中部，而其顶、底部位邻近渗透性砂岩的泥岩属于正常压实，实现对中间超压部分的封闭。由电阻率曲线划分出的常压泥岩封隔层Ⅰ的厚度为180 m，占沙一段总厚度的1/3~1/2。沙一段超压系统内渗透层孔隙相对被封闭，并不存在孔隙度偏低的致密封隔带，互层的砂、泥岩间由于渗流不畅程度各不相同，当泥岩通过邻近的砂岩向外排水时，整个压力系统内部并不具有统一的压力梯度，这种超压封隔层实际上是一种半封闭层。从沉积层序上看(图 7)，义115井沙一段约400 m厚的泥岩沉积于水进(高水位)体系域，超压顶界面位于密集沉积段(condensed section)附近，其下部为沉积的大套湖相泥岩。

渤南洼陷也存在致密砂岩封隔层Ⅱ。如义115井沙三中亚段可能就具有这种性质，由于该层以上泥岩及致密砂岩单层厚度薄，不可能由独立的单个岩层形成超压封闭系统，只能由纵向上多层致密砂、泥岩叠合形成超压封隔层。该井埋深3 740~3 900 m应为中超压系统的封隔层，表现出非常低的孔隙度(<5%);该段地层的测井曲线很典型，表现为异常高的电阻率、电极电位和声波速度，电阻率值比上、下部地层高2~10倍多，其中所夹的砂质岩石使电阻率曲线表现为锯齿形状的不规则变化，指示了高渗透层中的低渗带，成岩封隔层这一测井特征与R. L. Freed等^[18]，R.E. Swarbrick等^[19]研究的结果一致。该深度段取心为灰质砂岩，推测含钙的砂岩中发生了碳酸盐矿物的沉淀析出，导致了孔隙度和渗透率的明显下降，形成了砂-泥的压力封隔层。从沉积层序上看，封隔层位于密集沉积段附近，基本上与洪泛面平行。

沙四上亚段的膏盐层是下超压系统的封隔层Ⅲ。膏盐层在渤南洼陷集中分布在洼陷中心部位，从洼陷中心向南逐渐变薄，东西方向连续性较好，膏盐层集中分布在3 000~3 400 m、3 800~3 900 m的范围内，单层厚0.3~1 m，已钻探渤深5井膏盐层厚度达186 m。沙四上亚段膏盐层发育段无明显的过渡带，超压和常压共存，在膏盐层之下主要表现为异常高压，这是由于膏盐层具有较高的塑性和排替压力，对下超压系统产生了有效封闭。研究还表明，在膏盐缺失和被断层错断的地区超压幅度降低或至常压。

3)断裂作用对超压的保存和分布有重要的影响，断层既可以作为流体运移通道、释放压力，又可以作为高压流体的封闭体^{[20, 21, 22]}。渤南洼陷发育的边界断裂和洼陷内部众多的断层对超压系统的影响表现在2个方面：一是形成超压封存箱的侧向封闭，沙三－四段超压系统的侧向封闭主要取决于渤南洼陷发育的边界断裂系统和洼陷内众多的北东向断裂带的封闭与开启性，控制着油气和地层压力横向展布，有时可发现断层两侧超压幅度和油藏分布有明显的差异。如图 5所示，横向上超压系统被断层切断而复杂化，义17井和义170井两口相邻井间的压力变化趋势存在差别，F₁和F₂断层构成断块型超压封存箱，F₁断层封闭强超压，F₂断层上盘释放超压，下盘封闭超压。对于F₂断层，油气聚集在压力相对较低的断层下降盘砂岩中，断层两侧的压力差达到3.8~7.6 MPa。另一方面，断裂带又是超压垂向泄压和流体大规模运移的通道，断层连通深层超压系统与浅层常压区，控制本区广泛分布的浅层油气聚集，有时还可以发现断层附近的流体压力系数变小，伴随着超压顶界面变浅。 4.3 超压系统规模

鉴于地震层速度与超压的响应关系，超压带主体与大套泥质岩和成熟烃源岩发育带一致，表现为低速特征，这也是利用地震速度预测超压的前提条件。本次研究利用了约3 400个叠前时间偏移速度谱，通过改进的Fillippone公式预测了渤南洼陷三维超压分布特征并实现了三维超压体的可视化(图 8)。建立在地震速度资料之上的压力系数等值线图提供了本区压力垂向分布的信息，利用地震速度预测的流体超压范围(洼陷边界、凸起)清晰可见，渤南洼陷地层压力在垂向上表现为“双层结构”：埋藏深度小于2 300 m时，地层压力为正常压力，压力系数为1.0~1.2，地层层位基本上对应于沙河街组二段及其以上地层，为浅层正常压力系统；当埋藏深度大于2 300 m时，地层压力为中超压或强超压，压力系数一般为1.2~1.6，基本上对应于沙河街组三段、四段，为深层超压系统。三维超压体清楚地显示超压系统顶部比底部平坦，超压系统顶部形态平缓似板状，底部形态在整个洼陷变化明显，在盆地南部缓坡处，超压底部深度变浅，向北超压体系底部深度增加，一直到深洼陷区增加至4 100 m左右。

图 8 渤南洼陷利用地震速度预测的三维压力系数体栅状图(a)及二维压力剖面切片图(b)(剖面位置见图 1中CC′) Fig. 8 Fence diagram of three-dimensional pressure coefficient body using seismic velocity (a) and one profile of its slices (b) (location of the cross-sections CC′is shown in Fig. 1)

图选项

实际盆地内超压系统的规模通常非常大，可以达数十千米，甚至几百千米。如Anadarko盆地的巨型超压封存箱(对应盆地规模的一级超压系统，受沉积和压实作用控制)复合体长约241 km，宽113 km，最大厚度为4 877 m，天然气储量达5.66×10⁸m³。其内部发育的二级封存箱对应区带规模，受沉积层序控制；三级封存箱受沉积相的控制，与气藏规模相对应^[23]。渤南洼陷储层实测压力和泥岩超压测井预测表明：洼陷内沙三段超压带东西长24.0 km，南北宽22.7 km，最大厚度约750.0 m；沙四段超压带平面分布与沙三段类似，但垂向上厚度一般小于350 m。渤南洼陷存在一个全盆地范围的巨型超压复合体由3个完全独立的、小型的超压系统组成。但由于地震垂向分辨率的限制，地震速度估算超压的识别精度有限。本研究从传统叠加速度分析中计算出的层速度频率一般小于4 Hz，获得的垂直分辨率为200~400 ms，这使得所能识别的超压层不小于190 m^[24]。由于地震分辨率不足以达到区分单层岩性的精度，地震速度能预测盆地级别的大规模超压体。 5 结语

渤南洼陷实测资料揭示的超压深度为2 300~4 200 m，证实洼陷深部超压大规模分布，深洼区沙三－四段发育中－强超压，最大压力系数约达1.85。岩性的处理对预测超压十分重要，渤南洼陷超压带的泥岩声波时差明显偏离了正常压实趋势线，出现低声波速度异常，而超压带泥岩密度没有明显的减小。超压封存箱并未形成整体上统一的压力结构体，现今存在上、中、下3个超压系统。上超压系统主要发育在沙一段，分布范围小；中超压带主体位于沙三下亚段，随着泥质含量的增加，异常幅度增加的现象明显；下超压系统发育在沙四段。砂岩质量分数大于30%的沙二段河流－三角洲相沉积砂体基本上属于正常压实，分隔开上、中超压系统。由于充填岩性和沉积沉降速度的差异，平面上沙三段超压顶界面深度为2 950~3 150 m，由西向东顶界面埋深逐渐加大。

泥岩超压源层、低渗封隔(盖)层和断裂构造带3类地质要素控制着超压幅度和超压结构。沙三段下部和沙四段上部成熟烃源岩发育带为超压源层。沙一段的压实泥岩、沙三中亚段的互层致密砂岩和泥岩、沙四上亚段的膏盐层分别对3个超压系统起封隔作用，不同压力系统间的过渡关系十分复杂。断裂作用既可泄压，又可作为高压封闭体，对地层压力和油气层横向展布有重要影响。利用地震层速度计算、结合实测压力校正得到了渤南洼陷现今大规模超压系统分布特征的整体认识，渤南洼陷超压系统规模达24 km×22.7 km，是由3个完全独立的、小型的超压系统组成的全盆地范围的巨型超压复合体。