东营凹陷西部沙四上亚段超压成因及增压模式

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1、１６７３－８２１７２０１４０５－００１６－０４东营凹陷西部沙四上亚段超压成因及增压模式王国庆（中国石化胜利油田分公司西部新区研究院，山东东营２５７００１）摘要：滩坝砂岩是东营凹陷西部沙四上亚段的重要沉积储层，超压对滩坝砂岩油气成藏具有明显的控制作用。利用测井参数对超压的响应特征建立了超压成因的判别方法并对超压成因进行了分析，认为东营凹陷沙四上亚段深湖相沉积物的快速沉积埋藏使得欠压实成为超压形成重要因素；沙四上亚段优质烃源岩的广泛发育及热演化使得生烃增压成为超压形成的另一个重要原因。建立了东营凹陷西部增压模式，将超压的演化分为正常压实阶段、欠压实及早期生烃增压阶段以及大

2、量生、排烃增压三个阶段，在超压发育的不同阶段，欠压实与生烃增压先后成为最重要的因素。关键词：东营凹陷；滩坝砂岩；生烃增压；增压模式中图分类号：ＴＥ１２２．１文献标识码：Ａ超压是地层压力大于静水压力的地层流体状态。它在油气成藏过程中扮演着重要角色，影响油气成藏“生、储、盖、圈、运、保”的各个阶段［１－６］。勘探实践表明，超压对东营凹陷滩坝砂岩油藏的油气分布、油藏类型、油气充满度及含油饱和度均具有重要控制作用。因此，深入分析超压成因，建立超压增压模式是进一步解剖超压控藏作用的重要前提。东营凹陷西部是指利津洼陷、博兴洼陷及其周缘区域，勘探面积约１５００ｋｍ２。沙四下亚段沉积

3、时期滨浅湖滩坝砂岩广泛发育，分布范围可达研究区２／３以上的面积。滩坝砂岩成藏条件优越，现已上报探明储量超过２亿吨，为胜利油田实现“东部硬稳定”提供了重要的储量保障。研究区沙三中、下亚段及沙四上亚段为深湖相泥岩、灰质泥岩沉积，是一套优质、成熟烃源岩，其超压特征十分明显，控制了滩坝砂岩油气成藏［７］。式中：Δｔ为声波时差，μｓ／ｍ；ρ为密度，ｇ／ｃｍ３；Ｈ为深度，ｍ。可以看出，正常压力条件下，泥岩声波时差随深度变化曲线与泥岩密度随深度变化曲线成镜像关系。超压条件下，高流体压力会造成有效应力的相对减小［８－９］，导致岩石传播速度相对较低，从而使得声波时差值偏大，镜像关系被打

4、破。此时，如果密度值也偏离正常压实趋势线相对变小则表明欠压实在超压形成过程中起到了重要作用；如果密度值没有偏离正常压实趋势线则判定为生烃成因超压［１０］。欠压实增压欠压实是指沉积物在快速沉积埋藏过程中，由于孔隙水排出受阻或不能及时排出而阻止岩石被正常压实，孔隙体积不能随上覆负荷的增加正常减小，地层流体承担部分上覆岩层压力，导致岩石颗粒之间保持相对低的有效应力，沉积物孔隙流体则具有高于其相应深度静水压力的异常高压。快速连续埋藏（沉积速率＞２００ｍ／Ｍａ）和低渗透率是产生压实不均衡现象的主要条件，因此压实不均衡一般出现在快速连续埋藏的厚层泥岩、页岩等渗透性较差的沉积地层中

5、［１１］。研究区内沙四上亚段主要由灰质泥岩、油页岩１．２超压成因分析超压成因判别方法正常压力条件下，泥岩声波时差与密度随着深１１．１度的增加均会按照一定的规律增加。在研究工区内，综合考虑２０余口井的测井声波、密度与地层压力测试数据，提取正常压实的纯泥岩测井参数响应数值，拟合了东营凹陷西部泥岩声波时差与密度随深度的变化规律（图１）。Δｔ＝６６０×ｅ－０．０００３２Ｈρ＝３．０５２６－１．４２６７ｅ－０．０００２９３５Ｈ收稿日期：２０１４－０４－２１；改回日期：２０１４－０６－０３作者简介：王国庆，１９８５年生，２０１２年毕业于中国石油大学（华东）矿产普查与勘探专业，从事

6、油气勘探研究工作。基金项目：国家科技重大专项“渤海湾盆地东营凹陷勘探成熟区精细评价”（２００８ＺＸ０５０５１）示范工程。图２单井压力分析图图１东营凹陷西部泥岩声波时差与密度随深度变化规律王国庆．东营凹陷西部沙四上亚段超压成因及增压模式·１７·组成，加之上覆沙三中、下亚段巨厚深湖相暗色泥岩覆盖，形成了良好的封闭环境。受古近纪边界断层强烈活动的影响，东营凹陷主要断陷期（沙四晚期－沙三）沉积、沉降速率较高，计算结果显示可达１０００ｍ／Ｍａ以上，极易产生欠压实作用［１２］。此外，统计数据显示东营凹陷西部地层压力在有机质尚未达到生、排烃高峰时就已达到了超压的范围，表明欠压实导致

7、了超压的形成。从滨６６７井的测井响应来看，该井在２２００ｍ附近泥岩声波时差开始偏离正常压实趋势线，显示超压特征，与之对应，密度值也偏离正常趋势线相对变小，据此可知欠压实在该井超压形成过程中起到了重要作用（图２ａ）。生烃增压生烃增压是指高密度的有机质转化成低密度的油或气时，孔隙流体增加，如果生烃作用增加的流体体积大于由于渗漏等因素释放的流体体积则产生异常高压［１３－１４］。烃源岩在大量生烃过程中，源岩中干酪根（固态）逐渐向液态或气态的石油及天然气转化，但岩石的孔隙度会增加，如果增加的流体不能有效排出，原来由固体颗粒承担的上覆岩层压力就会部分转移到新增加