东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

郝雪峰

(中国石化胜利油田分公司，山东东营257015)

超压现象对于油气的生成－运移－聚集过程具有重要意义［1］，相对于泥岩超压而言，砂岩超压其本身往往就是油气聚集的直接结果，然而对于砂岩储层超压的特征、成因及其在油气运聚过程中的作用，尚缺乏有针对性的深入研究。储层超压的成因机制包括:超压传递［2］、欠压实作用［3－4］、原油裂解［5－6］、浮力作用［7］、构造挤压、水热增压和成岩作用等。东营凹陷沙河街组三段(沙三)以上的浅部超压储层的成因被认为是传递型超压，而该凹陷单井欠压实储层超压的实例也有发现［8］;也有学者认为东营凹陷储层超压的机制有超压传递、欠压实和原油裂解等多种成因，欠压实储层超压发生在沙河街组四段(沙四)、孔店组膏盐层段，原油裂解增压作用发生在4 000 m以下深埋地层［9］。进一步研究表明，根据超压砂泥岩的密度、骨架应力、声波时差等资料分析，东营凹陷泥岩超压为生油增压、砂岩超压为传递超压［10］;东营凹陷现今大规模超压发育区与烃源岩生油增压有成因联系，沙三段—沙四段成熟烃源岩及其生油作用控制了超压分布的主体区域［11］。应注意的是上述文献主要研究现今泥岩和砂岩储层超压的特征和成因，公开发表有关储层古超压成因演化的论文很少。从实测储层压力资料出发，分析现今储层超压的特征与成因，然后结合盆地模拟和流体包裹体技术恢复东营凹陷储层古超压的形成与演化。

1 地质背景

东营凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷东南部典型的富油凹陷，东接青坨子凸起，南部以广饶凸起—鲁西隆起为界，西邻青城凸起，北部终止于滨县—陈家庄凸起，由民丰、利津、牛庄和博兴4个次级洼陷以及北部陡坡带、中央背斜带、南部缓坡带7个二级构造单元组成，总面积约5 700 km2(图1)。

东营凹陷古近系和新近系碎屑岩地层为研究区主要的生储层系，其中沙三中－下亚段(Es3(中+下))和沙四上亚段(Es4(上))暗色泥岩为主要的烃源岩层系［12－13］，沙二段(Es2)、沙三段(Es3)和沙四段(Es4)砂岩为主要的储集层系，沙一段(Es1)和明化镇组(Nm)底部泥岩为主要的区域性盖层［14－16］。经过50多年的勘探开发，东营凹陷已进入高勘探程度阶段，近年来更是以岩性油气藏为主要勘探目标，中－深埋藏的沙三—沙四段油气的发现逐渐成为储量增长的主体。与浅部沙二段储层不同的是，沙三—沙四段储层具有典型的中－强幅度超压特征，深入认识储层超压现象及其成因，对于指导深部油气勘探十分重要。

2 储层现今超压的特征与成因

根据近940口钻井的1 368个DST和MDT实测压力数据(图2)，东营凹陷深部储层超压现象发育，且不同深度段的压力梯度变化明显。结合超压顶面深度图［12］和实测压力与深度的关系图，深度小于2 200 m砂岩储层的压力梯度普遍小于1.2 MPa/100 m，发育常压系统。深度大于2 200～2 800 m至4 400 m砂岩储层的压力梯度大于1.2 MPa/100 m，并且压力梯度随深度的增加而显著增大，最大可达约2.0 MPa/100 m，发育中强幅超压系统。研究区馆陶组(Ng)、东营组(Ed)、沙一段和沙二段一般为常压砂岩储层，沙二段仅局部发育低幅度超压，如辛54井压力系数为1.27，埋深为2 104 m。根据目前的资料显示孔店组(Ek)地层压力为常压。根据钻井实测压力揭示，沙三段和沙四段砂岩储层超压发育，最大压力系数分别为2.0(河168井，深度3 310.15 m)和1.99(史 13井，深度 3 161.45 m)，最大超压深度分别为3 637.00 m(王550井，压力系数1.68)和4 382.00 m(坨765井，压力系数1.90)。

值得注意的是，沙三段和沙四段同时也是东营凹陷主要的烃源岩层系，这种烃源岩层系与砂岩超压层系相重叠的现象，应该反映储层超压源自于超压烃源岩的压力传递?如果确实如此，那么储层超压的发育程度应该与储层含油性之间存在显著的关联性。基于上述认识，本研究深入分析了沙三段和沙四段储层流体成分与超压系统发育之间的联系(图3)。

据图3可知，沙三段和沙四段储层超压的发育程度随砂岩含油性的增强而有规律的增加。对于沙三段砂岩储层，水层超压(压力系数＞1.2)比率为8%，油水层发育超压的比率为13%，油层超压的发育比率则高达43%;对于沙四段砂岩储层，水层超压(压力系数＞1.2)比率仅为7%，油水层发育超压的比率为40%，油层超压的发育比率则高达51%。这种随砂岩含油性的增强，储层超压增强的现象，表明现今储层超压是烃源岩生烃增压传递的结果。

图1 东营凹陷构造单元划分与取样井分布Fig.1 Structure units and sampling wells in the Dongying Depression

图2 东营凹陷Es3—Es4实测压力－深度(a)及压力系数－深度(b)关系Fig.2 Measured pore pressures vs.depths(a)and pressure coefficients vs.depths(b)of the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

图3 东营凹陷沙三段和沙四段砂岩储层超压与油水层关系Fig.3 Relationships between sandstone reservoir overpressures and oil/water layers of the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

图4 沙三段和沙四段流体包裹体古剩余压力(a)和压力系数(b)随时间变化特征Fig.4 Excessive pressures(a)and paleo-pressure coefficients(b)of fluid inclusions vs.time for the 3rdand 4thmembers of Shahejie Formation in the Dongying Depression

图5 纯106井、樊137井、河160井盆地模拟温度、成熟度与实测值的关系Fig.5 Diagrams showing the relationships among the basin-modeling temperatures，maturity and the measured values for Well Chun 106，Fan 137 and He 160

纵向对比沙三段和沙四段相同含油类型的储层压力还可以发现，沙四段油水层超压的发育比例为40%，高于沙三段油水层超压的发育比例13%;沙四段油层超压发育比例为51%，同样高于沙三段油层的超压发育比例43%。研究表明，东营凹陷沙三段的沉积速率整体大于沙四段的沉积速率［17］，如果该区现今超压的形成由欠压实主导，那么沙三段超压发育程度应该比沙四段的超压发育程度高，这显然与实测压力数据不符。沙四段超压发育程度高于沙三段超压发育程度的现象(水层样品点较少，规律略不明显)，可能反映了沙四段较高的干酪根生油速率［18］与超压现象之间的成因吻合。

3 储层古超压的成因与演化

含油气盆地古流体压力的研究方法主要有盆地模拟法和流体包裹体捕获压力法两种。盆地模拟可以恢复单井埋藏史、热史、烃源岩生烃史和地层压力史等，将包裹体均一温度投点到埋藏史图上可以确定包裹体的形成深度和时间，对比包裹体最小捕获压力数据与盆地模拟古压力结果就可以相对准确的分析地层古压力的形成与演化，进而研究地层流体的活动期次(图4)。

本文选取纯106井、樊137井和河160井等3口钻井为研究实例，分析阐述东营凹陷沙三段和沙四段砂岩储层古压力的形成和演化。

表1 纯106井、樊137井、河160井包裹体压力及相应埋藏史投点结果Table 1 Results of minimum trapping pressure of fluid inclusions with burial history of Chun 106，Fan 137 and He 160 three wells

盆地模拟过程中分别采用倒数模型［19］重建地层压实埋藏史，采用裂谷模型［20］恢复地层热演化史，采用修正的Kozeny－Carmen渗透率模型［21］模拟地层压力的演化史(该计算过程只考虑压实作用，而不考虑生烃作用的贡献)，采用Easy%Ro生烃动力学模型［22］描述干酪根热成熟生烃史。地层温度、岩性、厚度以及镜质体反射率数据使用实测资料，现今热流根据实测地温计算，地表温度、古热流、地层绝对年龄、剥蚀厚度参考相关学者研究成果［23－25］，其他模拟参数使用BasinMod软件默认值。

钻井实测地温数据代表现今地层的温度状况，镜质体反射率(Ro)值可以反映有机质所经历的埋藏过程中的最大地层温度，上述3口钻井的盆地模拟温度和成熟度趋势线与实测地温和Ro数据均可以较好的吻合(图5)，说明盆模拟的结果有实际意义。

利用BasinMod软件生成了上述3口钻井的埋藏史、压力史模拟结果(图6)。在此基础之上，将与油包裹体同期的盐水包裹体的均一温度投点到埋藏史图上，读取地史时期的埋深与时间，用包裹体捕获的压力值代表地层压力，通过古埋藏深度换算静水压力、压力系数和剩余压力值(表1;图6)。

图4综合了盆地模拟压力、流体包裹体压力、实测DST压力等资料，基本上可以反映上述3口钻井储层超压的发育和演化历史。

第一期超压流体的包裹体古压力值与盆地模拟压实作用的古压力值可以很好的对应(图6)，一定程度上佐证了东营凹陷早期超压的欠压实成因较为重要。研究区早期欠压实超压主要为沙三段快速沉降导致孔隙流体排出受阻引起地层压力逐渐增加的结果，砂岩储层压力的演化具有连续性(图6);后期储层超压主要为烃源岩生油增压传递的结果(图3及相关论述)，砂岩储层压力的演化具有突变性(图6)。

依据上述3口钻井为实例的古压力演化分析方法，本研究共模拟计算了79口钻井(图1)149个包裹体最小捕获压力数据并对其进行了埋藏史投点，以最小捕获压力值代表该深度的地层压力，即可换算出该时间的压力系数和剩余压力值(图6)。

从砂岩样品剩余压力及压力系数演化趋势(图6)可以发现，东营凹陷沙三段和沙四段砂岩储层共发育两期含油气超压流体。在沙三段—东营组沉积末期，快速沉降导致孔隙流体排出受阻引起地层压力增加，砂岩储层发育第一期流体超压，但在东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低甚至到常压。在明化镇组沉积末期—现今，沙三段和沙四段烃源岩进入生烃高峰，烃源岩生烃作用产生大量含油气超压流体并充注砂岩储层，形成第二期主要与生烃增压有关的砂岩储层超压并保存至今。

4 结论

东营凹陷馆陶组、东营组、沙一段、沙二段和孔店组砂岩一般为常压储层，局部保存了沿断层注入式的深部向上传递的超压;沙三段和沙四段砂岩广泛存在中－强幅度超压现象，实测压力换算的最大压力系数为2.0，最大剩余压力达40 MPa;通过分析砂岩储层含油性与超压发育程度的关联性，指示了现今储层超压源于烃源岩生油超压流体的传递作用。

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层的盆地模拟和包裹体古压力演化史恢复结果显示，沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用导致孔隙流体排出受阻而形成第一期流体超压，但在东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低直至常压;在明化镇组沉积末期—现今，主要由烃源岩生油作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层，形成第二期储层流体超压并保存至今。

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