东濮凹陷濮卫地区地层压力演化及其与油气运聚的关系

刘景东，蒋有录，高平

（1.中国石油大学地球资源与信息学院，山东青岛 266555;2.中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001）

东濮凹陷濮卫地区地层压力演化及其与油气运聚的关系

刘景东1，蒋有录1，高平2

（1.中国石油大学地球资源与信息学院，山东青岛 266555;2.中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001）

根据实测资料，对东濮凹陷濮卫地区地层压力的纵向分布特征进行分析，并运用盆地模拟方法对古近系沙三、沙四段古地层压力进行恢复;在油气分布与主成藏期地层压力平面和剖面分布关系研究的基础上，探讨异常地层压力演化与油气运聚的关系。结果表明:研究区纵向上发育常压、过渡和超压3种类型的压力带，异常高压的分布受构造背景和盐岩控制，其发育和演化经历了超压原始积累、超压释放和超压重新形成3个阶段;异常高压为油气初次和二次运移的主要动力，垂向上泥、砂压力差促进油气的初次运移，在剩余压力差的作用下，油气近距离运移并围绕洼陷中心区呈环状分布;与油气的充注过程相对应，濮卫地区常压带油气藏是沿活动断层长期运移和沿后期开启断层幕式运移的结果，以早期成藏为主，压力过渡带的油气藏在断层封闭条件下形成，以晚期成藏为主。

东濮凹陷;异常地层压力;压力演化;盆地模拟;油气运聚

据统计，在世界范围内已知有180个沉积盆地发育超压地层，其中超压体与油气分布有成因联系的沉积盆地约160个［1］，说明压力场是控制油气成藏的重要因素之一。前人对异常高压与油气运聚关系做了大量的研究［1-14］。杜栩等［1］首次提出了5种与超压有关的油气成藏模式。J.M.Hunt［3］探讨了流体压力封存箱与油气的关系，W.G.Leach指出油气最为集中的地方一般位于超压顶面附近，Leach，Nashaat，Belonin和Slavin等研究发现油气生产随压力的增大而下降，并且油气产层均分布于一定的压力梯度范围内［4］。异常高压控制着油气的成藏过程和分布［5-7］，压力过渡带和常压带是油气藏聚集的有利场所［8-9］。同时，很多学者注意到油气运移聚集成藏的幕式现象［10］，由于深源超压通过输导层的能量传递，超压系统内的构造高点是动态超压盆地的重要流体释放点［11-12］。郝芳、赵靖舟等［13-14］通过对流体的流动方式和流体所处的压力状态关系的研究，提出幕式成藏理论，论述了幕式成藏的重要性及其在油气勘探中的意义。异常高压的形成时间与油气大规模的二次运移时间有着紧密的联系，在油气成藏中起着关键的作用，但前人对异常高压与油气运聚关系的研究，仅仅是从现今压力特征出发，较少涉及地层压力演化定量研究。因此，笔者对东濮凹陷濮卫地区地层压力演化及其与油气运聚关系开展定量研究，对于分析油气成藏的控制因素和该地区的油气勘探都具有重要价值。

1 区域地质概况

濮卫地区位于东濮凹陷中央隆起带北部（图1），北至文明寨地区，南至文留地区，西邻马寨、柳屯洼陷，东邻濮城前梨园洼陷，主要包括卫城、濮城两个正向构造单元和濮卫洼陷一个负向构造单元，走向近NNE向，勘探面积约为150 km2。该区已发现卫城油田、濮城油田、文明寨油田和古云集油田，探明原油储量约2.13×108t，是东濮凹陷的重要油气富集区。研究区构造特征主要受卫东—文东断裂系和濮城—陈营断裂系共同控制，两组主干断裂的差异活动使濮卫地区总体上表现出“一洼两隆”的构造格局。该区构造演化经历了箕状断陷（沙二沉积前）、双断洼陷（沙二—东营沉积期）和区域隆升剥蚀洼陷定型（东营抬升期—现今）3个发育阶段。钻遇的地层有古近系沙四段、沙三段、沙二段、沙一段和东营组，新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组，其中沙三段按沉积特征可细分为沙三下、沙三中、沙三上3个亚段，地层厚度约1.5 km。

图1 东濮凹陷北部构造单元与油气分布Fig.1 Tectonic units and hyd rocarbon distribution in the northern Dongpu depression

2 压力纵向分布特征

关于异常压力分类，不同学者曾提出了多种方案［15］。结合本区实际地层压力特征，笔者采用压力系数为0.9和1.1作为界限值，将地层压力划分为低压（压力系数小于0.9）、常压（压力系数为0.9～1.1）和超压（压力系数大于1.1）3种基本类型，纵向上常压和超压的混合带称为过渡带（图2）。

统计结果表明，濮卫地区在纵向上主要发育3种类型的压力带，即常压带、过渡带和超压带。文明寨和古云集地区仅发育常压带，超压不发育;卫城、濮城地区纵向上从上向下依次发育常压带、过渡带和超压带。卫城地区常压带主要分布于2.9 km之上，过渡带主要分布于2.9～3.42 km，超压带主要分布于3.42 km之下;濮城地区常压带主要分布于3.19 km之上，过渡带主要分布于3.19～3.61 km，超压带主要分布于3.61 km之下。从层位上看，卫城地区超压带主要分布于沙三下亚段及其下部地层，濮城地区超压带主要分布于沙三中亚段及其下部地层。这种压力带的分布格局与该区构造特征和封盖条件密切相关，主要表现为文明寨和古云集地区构造位置较高，且断裂体系相对发育，异常压力保存条件差;卫城、濮城地区沙三段存在盐岩和泥岩封盖，同时造成断裂垂向封闭性增强，从而下部保存了异常高压;二者异常高压发育深度和层位上的差异主要是由于卫城下部地层抬升幅度较大。

图2 濮卫地区不同构造单元地层压力系数纵向分布Fig.2 Sectional distribution of pressure coefficient in different tectonic cells in Puweiarea

3 古压力演化

目前，现今地层压力的研究方法主要有3种，即实测地层压力法、测井资料计算法和地震速度计算法;关于古压力的恢复，主要有流体包裹体法［16-17］、盆地模拟法，或者依据黏土矿物的转变、泥岩声波时差、地震波速度等可以推算出古地层压力［18-19］。盆地模拟法作为一种新兴的技术手段，可以实现对现今地层压力的模拟和对古地层压力的恢复。

3.1 方法简介

应用盆地模拟法对古地层压力进行恢复主要是通过回剥的方法把某一地层现今的厚度和地层压力恢复到沉积时或埋藏中途某一时刻的厚度和压力。它的基本假设是:在整个盆地的发育过程中，理想地认为岩石颗粒体积保持不变（岩石的压缩系数较小）。模拟时使用的压实方法是机械压实方法，计算压力使用的是回剥模型。

盆地演化过程中，随上覆岩层的增加，地层的孔隙度和厚度减小，其中地层厚度的变化主要通过孔隙流体体积及孔隙度的变化来实现。此方法的关键是建立比较准确的孔隙度压实趋势线，考虑砂岩和泥岩孔隙度随深度的变化趋势存在差异，通过测井解释计算泥岩孔隙度和岩心实测砂岩孔隙度，分别建立了本区泥岩和砂岩的孔隙度压实趋势线（图3），即φ=64.654exp（－0.000 7h）（泥岩）和φ= 47.752exp（－0.0005h）（砂岩）。

图3 泥岩和砂岩孔隙度与深度关系曲线Fig.3 Porosity ofmudstone and sandstone in different depths

3.2 模拟结果分析

3.2.1 模拟结果可靠性

模拟结果可靠是该方法应用的前提。从表1可以看出，模拟地层压力和模拟地层压力系数相对于实测值的绝对误差分别为0.1～2.29 MPa和0.01～0.1，相对误差分别为0.3%～7.9%和0.2%～8.9%，均在可信范围之内。在平面上，根据模拟地层压力和压力系数做出的平面分布与根据实测值做出的平面分布具有一致的变化规律，在南部由于盐岩相对发育，使得实测值略大于模拟值，但在可控范围之内（图4）。

3.2.2 地层压力演化平面分布

（1）27 Ma（Ed末）。濮卫地区沙三段和沙四段地层压力分布与沉积相带、埋深密切相关。从沙三上亚段至沙四段，压力呈逐渐增大的趋势，但各层段地层压力分布具有相似的变化规律:R3井与卫67井之间的洼陷区和户部寨地区地层压力高，为异常高压带;对应于文明寨—卫城构造带和濮城构造带的两个北东向的斜坡带为压力过渡带，压力等值线密集;文明寨—古云集和卫城构造的主体地层压力低，为常压带，濮城构造主体的地层压力低（图5（a））。

表1 模拟与实测地层压力对比Table 1 Contrasting formation pressure between simulated and m easured data

图4 沙三中亚段实测和模拟现今地层压力及地层压力系数对比Fig.4 Correlation of distribution of formation pressure and formation pressure coefficient between measurement and simulation in Es3中

综上所述，凹陷深洼区的地层压力值最大，异常压力相对发育。向洼陷边缘和构造高部位，随泥岩减少、砂岩增加及断层的切割，压力降低，异常压力逐渐减小直至消失。户部寨地区由于盐岩较为发育，形成局部异常压力高值区。

图5 沙三中亚段地层压力和地层压力系数分布Fig.5 Distribution of formation pressure and formation pressure coefficient in Es中3

（2）12 Ma（Ng末）。东营沉积末期，受东营运动影响，全区构造整体抬升，地层遭受剥蚀，并沉积了馆陶组地层，馆陶期地层压力分布基本反映了东营剥蚀末期的地层压力特征（图5（b））。虽然其压力分布同样具有洼陷区高、隆起区低的特点，但该时期地层压力和异常高压的分布范围明显小于东营沉积末期，除洼陷和户部寨等局部地区发育异常高压外，全区大部分为正常压力。

（3）现今。馆陶末期至现今为稳定沉降，构造运动减弱，地层压力特征（图4（b））与馆陶末期非常相似，不同之处在于现今沙三段和沙四段上覆地层厚度较大，造成其地层压力和异常压力值高于馆陶期，但仍小于东营沉积末期。

3.2.3 模拟地层压力剖面分布特征

在单井模拟的基础上，建立了典型异常压力剖面。结果表明:纵向上各时期在沙三段均发育有较大程度的异常高压，向上向下异常幅度逐渐降低;横向上洼陷中心异常压力最大，表现为弱超压—超压;卫城主体、文明寨地区压力系数接近于1，主要为常压;濮城主体剩余压力略大于卫城地区，表现为弱超压。这与各个时期地层压力的平面分布规律相一致。

3.2.4异常地层压力演化

从沙三中亚段的剩余压力和压力系数演化图（图6（a））可以看出，濮141、卫83、卫1、濮45井的剩余压力在演化过程中均经历了低—高—低—高的变化趋势。该区剩余压力在沙三上亚段—东营组沉积时期，剩余压力逐渐增大，至东营组沉积末（27 Ma）达到最大值，随后剩余压力逐渐降低，至东营组剥蚀末期（17 Ma）剩余压力降低到最低值，馆陶组沉积期开始至现今剩余压力又逐渐增大。

从成因上看，该区自沙三中亚段沉积开始，由于埋藏深度的不断增加和烃类的逐渐生成，地层压力逐渐增大，特别是由于东营运动初期的构造抬升，导致异常压力急剧增加，至东营沉积末（27 Ma左右）达到最大值。东营运动时期，由于强烈的构造抬升，导致本区已有的断层活动性增强，为异常压力的释放提供了条件;东营运动之后，上覆地层厚度又逐渐增加，封闭系统重新形成，压力再次逐渐增大，并形成了现今的超压分布格局，但超压幅度比东营运动前要低得多。

根据剩余地层压力和压力系数随时间的变化，可以判断该区沙四段和沙三段超压的发育和演化经历了超压原始积累（41～27 Ma）、超压释放（27～17 Ma）和超压重新形成（17 Ma～现今）3个阶段。

图6 不同钻井沙三中亚段剩余压力和压力系数演化Fig.6 Evolution of remaining pressure and pressure coefficient in differentwells in them idd le part of Es中3

4 异常地层压力与油气运聚的关系

通过构造演化史、生排烃史、饱和压力和流体包裹体等对成藏期的综合分析，认为濮卫地区油气成藏期为古近纪东营沉积末期和新近纪末—第四纪，其中古近纪东营沉积末期为主要成藏期。从异常地层压力演化史可以看出，东营沉积末期异常高压达到最大，现今异常高压次之，这与油气成藏时间匹配关系好。成藏期的油气运聚特征在很大程度上决定了现今的油气分布格局，异常高压则是研究区油气运移的主要动力，它控制了油气的运移方向，因此可以通过研究成藏期异常高压与油气分布的关系，结合输导体系来分析油气的成藏过程。

以沙三中亚段为例，在东营沉积末期该亚段烃源岩处于成熟生油阶段，根据洼陷区和斜坡带的岩心观察及欠压实特征分析发现，该亚段盐岩、泥岩及泥岩、砂岩互层现象明显。泥岩和砂岩互层段泥岩层剩余压力要明显大于砂岩层，二者压力差为油气初次运移创造了优越的动力条件。盐岩与泥岩互层段盐岩层为封隔层，这在一定程度上增加了泥岩层的剩余压力，从而在盐岩-泥岩-砂岩过渡带，泥岩向砂岩运移的动力条件更加充分。

从输导条件来看，沙三中亚段砂体相对比较发育，从洼陷中心向洼陷边缘存在连续的砂体分布，并且砂体厚度向边缘逐渐增厚。东营末期构造抬升之前，卫东断层和濮31断层长期活动，卫西断层、卫东伴生断层和濮67断层等则具有封闭性;东营末期抬升后，所有断层均封闭。

成藏期异常地层压力在平面和剖面上的分布具有洼陷区高、边缘区低的特点，这为洼陷生成的油气向洼陷边缘运移提供了良好的动力条件。目前该区在濮城、濮城南地区和卫42块、卫43块等压力过渡带以及卫城地垒和文明寨－古云集地区等常压带均已发现油气藏（图7）。从剖面上看，已发现油气藏主要分布于卫城和濮城两个断裂构造带，下部为压力过渡带，上部为常压带（图8），其中在洼陷内部也发育有异常压力较大的油气藏，如钻探证实的卫355井和卫48井沙三段油气藏，但由于相对洼陷中心其异常幅度较低，也视为压力过渡带油气藏。一般认为只要存在压力差，油气便可发生运移，但本区部分断层封闭，其两侧虽然具有一定的压力差，油气仍不能运移，导致部分油气在下部高压区发生聚集，形成压力过渡带的油气藏。

图7 沙三中亚段地层压力、压力系数与油气分布关系Fig.7 Distribution of formation pressure and pressure coefficient and their relationship w ith hydrocarbon distribution in Es中3

分析濮城构造带流体性质发现，各含油层系流体性质纵向上变化不明显，而且中浅层地层水出现高矿化度异常，推断该构造带油气具有幕式活动的特征。这种幕式活动主要发生于油气充注期和构造抬升期，在充注期和抬升期下部异常流体压力增大到一定程度导致封闭断层开启，从而发生幕式充注。对于长期活动的断层，可以为超压带和常压带提供很好的释放通道，只要存在压力差，油气便可向低压区运移，此过程伴随着整个排烃过程。因此，本区常压带油气藏是沿活动断层长期运移和沿封闭断层幕式运移的结果。由异常压力发育与油气充注时期的关系分析可知（图8），第一次生烃期间（东营沉积末期），东营沉积末期强烈的构造抬升，经历了大约10 Ma，全区剥蚀厚度均在1.0 km以上，此时封闭断层全部开启，发生幕式充注，过渡带油气及高压带烃源岩内部油气大量排出，残留较少。之后随着上覆岩层的增加断层全部封闭，下部烃源岩发生第二次生烃过程（新近纪末—第四纪），异常高压也逐渐增加，但由于超压幅度不大，不足以发生幕式充注，因此常压带油气藏具有早期成藏的特点。东营抬升期的幕式充注之后，所有断层封闭，且下部基本表现为常压，所以，发生第二次生烃作用时受断层封堵作用，压力过渡带圈闭开始逐渐充注油气，下部的压力过渡带油气藏就是在最后一次幕式充注后逐渐形成的。所以常压带油气藏主要为早期成藏，过渡带油气藏主要为晚期成藏。

图8 濮卫地区主干剖面压力系数演化与油气分布关系Fig.8 Relationship between evolution of pressure coefficient and hydrocarbon distribu tion in main section in Puwei area

5 结论

（1）濮卫地区现今地层压力和古地层压力在平面和剖面上具有相似的分布规律，即洼陷区为超压带，向卫城、文明寨－古云集和濮城构造带方向，逐渐变化为压力过渡带和常压带，户部寨地区由于盐岩较为发育，局部发育超压带。不同时期超压分布范围存在差异，以Ed末最大。

（2）濮卫地区沙四段和沙三段地层压力的发育和演化经历了超压原始积累（41～27 Ma）、超压释放（27～17 Ma）和超压重新形成（17 Ma～现今）3个阶段。超压原始积累主要受控于沙三段地层快速沉积、烃源岩层生烃以及东营沉积末期的构造抬升;超压释放受控于东营组沉积后强烈的构造运动;超压重新形成受控于新近系和第四系的厚层沉积。

（3）异常高压作为油气运移的动力，纵向上泥、砂压力差促进油气的初次运移，横向上油气由高异常压力区向低异常压力区近距离运移，形成油气围绕洼陷呈环状分布的格局，异常压力过渡带和正常压力带是油气的主要聚集区。

（4）与油气的充注过程相对应，濮卫地区常压带油气藏是沿活动断层长期运移和沿后期开启断层幕式运移的结果，以早期成藏为主;压力过渡带油气藏是在断层封闭条件下形成的，以晚期成藏为主。

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Evolution of formation pressure and its relationship w ith hydrocarbon m igration and accumulation in Puwei area，Dongpu depression

LIU Jing-dong1，JIANG You-lu1，GAO Ping2
（1.College of Geo-Resources and Information in China University of Petroleum，Qingdao 266555，China; 2.Science Research Institute of Exploration＆Development，Zhongyuan Oilfield Branch Company，Puyang 457001，China）

The distributions of formation pressure in the longitudinal direction were analyzed usingmeasured data and the paleopressure was recovered in Es3and Es4of Palaeogene through basin modelingmethod in Puwei area，Dongpu depression.The relationship between evolution of formation pressure and hydrocarbonmigration and accumulation was discussed.The results show that there are three zones in vertical direction about formation pressure in the Puwei area:the normal hydrostatic pressure zone，the transitional pressure zone and overpressure zone.Abnormal high formation pressure distribution was controlled by tectonic setting and distribution of saline rock.The paleopressure evolution was divided into three stages:initial overpressure accumulation stage，overpressure expulsion stage and overpressure reformation stage.Abnormal high pressure controlled primary migration and secondarym igration of oil and gas.The differential pressure betweenmud and sand in vertical direction was beneficial to hydrocarbon primarym igration，and the residual pore fluid pressure in the planemade hydrocarbonmigrate at a short distance，and the hydrocarbon had a zonary distribution around Puwei sag.Corresponding to hydrocarbon charging histories，reservoirs in normal pressure zone were resulted from hydrocarbon's long-term migration along active faults or episodic migration along late-opening faults，mainly to the early accumulation，and reservoirs in transitional pressure zone were resulted from the sealing of faults，mainly to the late accumulation.

Dongpu depression;abnormal formation pressure;pressure evolution;basin modeling;hydrocarbon migration and accumulation

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.05.005

1673-5005（2010）05-0025-07

2010－02－15

国家科技重大专项（2008ZX05006－002）

刘景东（1984－），男（汉族），山东鄄城人，博士研究生，主要从事油气成藏机制与分布规律研究。

（编辑 徐会永）