膨胀性流体超压预测方法及其应用

景琛，刘华，景晓，冯月琳，赵萌

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062552）



膨胀性流体超压预测方法及其应用

景琛1，刘华1，景晓2，冯月琳1，赵萌1

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062552）

摘要：在分析不同成因增压机理对岩石物理特征影响的基础上，探讨了膨胀性流体超压的预测方法。研究结果指出，Eaton法适用于流体膨胀成因超压的预测，并以济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷为例，采用Eaton法对其多成因超压的地层压力进行了预测。初步确定伊顿指数为1～4，然后引入预测压力相对误差平方和参数，利用迭代法，通过对比不同伊顿指数所对应的相对误差平方和来拟合伊顿指数。当伊顿指数取2.6时，渤南洼陷预测压力的相对误差平方和最小，预测效果最好。

关键词：济阳坳陷；渤南洼陷；超压机理；流体膨胀作用；压力预测；Eaton法

孔隙压力的准确预测是安全钻井、井身结构设计的基础，也是油藏开发、储量计算的重要依据[1-2]。根据岩石物理响应特征的变化，可以定量分析孔隙压力的变化情况，预测压力分布[3-4]，然而，岩石物理响应特征与超压的成因密切相关[5-6]，要准确预测孔隙流体压力，需要了解超压的形成机理及其对沉积物物理性质的影响[1，3，7-9]。超压形成的机理主要包括欠压实、流体膨胀、超压传递等作用，其中，欠压实作用和流体膨胀作用是沉积盆地内可以独立形成大规模超压的2种主要机理[10-12]。由欠压实作用形成的高压常与异常高孔隙、低密度相伴生，同时，也会使地震波传播速度明显减小[10-11]；而流体膨胀作用则不会导致地层孔隙度的明显增大。目前，基于地震资料的层速度法、测井资料的等效深度法等超压预测方法，都侧重于欠压实作用引起的地层压力预测[2，6]，并没有考虑不同超压形成机理对岩石物理响应特征的影响[13]。这种基于欠压实作用的压力预测方法，不能较好地预测由流体膨胀作用而形成的超压[5，13]，这在一定程度上制约了含油气盆地中压力的有效预测及分布规律分析。本文在前人研究基础上，总结超压形成的各种机理，探讨流体膨胀超压的岩石物理响应特征及预测方法，并以济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷为例，进行了地层压力的预测。

1　超压形成机理

沉积盆地超压的形成机理主要包括3类：欠压实作用、流体膨胀作用和超压传递作用[10-11，14]。不同机理形成的超压具有不同的岩石物理响应特征，可作为流体超压预测的重要依据。

1.1欠压实作用

欠压实作用是增加的压应力与地层排水能力之间不平衡的一种现象，由于孔隙流体排出的速率小于上覆载荷增加的速率，孔隙流体会额外承受部分上覆沉积物的重量，形成超压[10-11，15]。而构造运动导致的封闭系统内部沉积物载荷增大[10-11]，可视为侧向的压实作用[16]。欠压实作用可以形成盆地规模的超压，是超压形成的重要机理之一，尤其是在快速沉降、以细粒沉积物为主的新生代盆地中[10，17]。欠压实作用产生的超压带通常具有较高的孔隙度和较低的密度，地震波传播速度会明显减小[10-11]。

1.2流体膨胀作用

流体膨胀超压机理涉及到岩石格架内部孔隙流体体积的增大。由于压实作用引起的孔隙度减小是不可逆的，膨胀性流体的形成仅使地层孔隙发生轻微的弹性形变[18]，孔隙体积不会显著增大，增大的流体体积会导致孔隙流体压力增大，形成超压。因此，流体膨胀作用发育的地层不具有异常高孔隙度，检测和预测难度较大[19-20]。含油气盆地常见的流体膨胀作用主要包括生烃作用、载荷转移作用、黏土矿物脱水作用、水热增压作用等[10-11，15，21]。

生烃作用是沉积盆地重要的超压形成机理[22-26]。文献［23］的研究表明，固体干酪根转换为液态油、气体、残渣以及其他产物的过程中会使其体积增大25%.文献［24］对法国巴黎盆地下侏罗统托尔阶黑色页岩的生烃过程研究发现，生烃作用使干酪根体积增大近50%.文献［25］的研究表明，标准温压条件下1单位体积的原油裂解会生成534.3单位体积的天然气；理论上，即使封闭岩石体系内只有1%的原油发生裂解，也会形成超压。这种超压机理的主要证据来自烃源岩的初次运移，仅靠浮力不能使烃类通过裂缝或微裂缝排出，因此烃源岩内部一定存在异常高孔隙流体压力[26-27]。美国Piceance盆地的最大孔隙流体压力与生烃高峰、裂缝发育阶段相匹配[28]，纽约西部的盆地、北海中部和北部的盆地、落基山脉的部分盆地、渤海湾盆地等，超压开始发育层段与烃源岩系相匹配，超压平面分布也与优质烃源岩分布吻合[26-33]。

黏土矿物也可以通过载荷转移作用形成超压[21，34]。载荷转移作用是指黏土矿物成岩和埋藏压实作用过程中，承受载荷的颗粒发生溶解，束缚水转变为可动水，早期形成的颗粒重新定向排列导致沉积载荷转移至孔隙流体之中[21]。载荷转移作用会使沉积物中形成有效的封闭条件，同时使上覆载荷压力从基质中转移到孔隙流体中，形成超压，此过程也是通过欠压实作用形成超压。但是由黏土矿物成岩作用引发的，同时有载荷转移作用和流体膨胀作用导致的沉积物的物理性质发生相似的变化，则很难区分，因此，将载荷转移作用也归结为流体膨胀作用。文献［21］对墨西哥湾盆地进行研究，认为其超压主要由载荷转移作用所形成，最大压力可达13.8 MPa.

黏土矿物脱水作用、水热增压作用也可以产生膨胀性流体而形成超压，但模拟结果表明，如蒙脱石完全转化为伊利石，即使在理想条件下，形成的超压规模、幅度也是有限的[11-12]。因此，认为所有的流体膨胀机理中，只有生烃作用、载荷转移作用才可以产生大规模异常高孔隙流体压力[35]，其他的流体膨胀机理都是次要的，只能引起局部地区的超压发育[36]。

1.3超压传递作用

超压传递作用也是沉积盆地超压形成的一种重要机理，是由超压系统释放或泄漏的超压流体的幕式流动，导致其流动方向上的孔隙流体压力增加[37]，包括沿砂体的侧向传递和沿断裂的垂向传递。具有异常高流体压力的倾斜、孤立的储集层内部超压形成后，可能会通过砂体侧向传递至构造高部位[6，38]。断层的幕式活动也会导致深部超压垂向传递至另一个压力较低的封闭空间[35，39]。文献［5］研究表明，文莱Baram地区内陆棚三角洲序列中的超压为超压传递作用所形成，此外，莺歌海、塔里木、柴达木等盆地中超压传递作用对超压的形成也起着重要作用[40-42]。但由此机理单独产生的超压地层一般不会具有异常高孔隙度。

2　流体膨胀成因超压的预测方法

目前，超压预测主要有3种方法：①以地震资料为主的层速度法，此方法建立在压实理论的基础上，认为超压地层表现为高孔隙度、低密度的特征，其地震波传播速度通常比正常压实地层小；②以测井资料为主的等效深度法、Eaton法等，主要基于压实理论、有效应力理论和均衡理论建立正常压实曲线，计算泥岩地层在实际测井资料中偏离正常压实趋势线时的地层压力；③以实测压力为主的经验关系法和数值模拟法，主要利用重复测试压力或随钻测试压力等资料来预测地层压力特征[43]。

流体膨胀成因的超压不具有异常高孔隙，地震波传播速度不会发生明显异常，且具有多解性，因此，利用地震资料很难准确预测地层压力；而实测压力需要大量的实测压力数据，主要用于勘探成熟区的压力预测；测井资料具有准确性高、连续性好等优点，应用较广。等效深度法和Eaton法是利用测井资料预测地层压力的2种主要方法，其中，等效深度法是基于孔隙度的压力预测方法，只适用于欠压实作用成因超压，而Eaton法引入了伊顿指数，可以通过改变伊顿指数校正不同超压机理的影响[35]。文献［44］研究马来西亚盆地干酪根生气成因的超压特征时，利用Eaton法对地层压力进行了预测；文献［9］和文献［45］也采用Ea⁃ton法，对流体膨胀成因的超压进行了预测，并取得了较好的效果。综合分析前人研究成果，认为Eaton法可以有效地预测流体膨胀成因的超压。

Eaton法根据同一深度点正常压实泥岩声波时差与实测声波时差的比值，预测地层压力[46]，地层孔隙压力（pp）计算公式如下：

式中σv——上覆岩层压力，MPa；

ph——静水压力，MPa；

Δt——实测声波时差，μs/m；

Δtnorm——同一深度正常压实趋势线上的声波时差，μs/m；

c——伊顿指数;

Δto——地表泥岩声波时差，μs/m；

D——压实系数；

H——埋深，m.

3　渤南洼陷压力预测

渤南洼陷是济阳坳陷沾化凹陷中部的一个三级负向构造单元，是重要的油气产区。地层以砂泥岩序列为主，始新统沙河街组沙三段下—中亚段及沙四段上亚段为研究区2套主要的烃源岩系，也是超压广泛发育的层系，超压对研究区的油气生成、运聚和分布具有重要的影响。渤南洼陷生烃作用普遍存在，且与超压层系相吻合，表明生烃对超压的产生具有重要的作用[47]，同时研究区欠压实作用也较显著，因此认为欠压实作用和生烃作用是研究区主要的增压机理[47-49]。对于多种机理形成的超压，等效深度法不适用，笔者采用Eaton法进行压力预测。

3.1正常压实趋势线的建立

选择34口井的测井、录井、实测压力数据，拟合渤南洼陷正常压实趋势线。测井资料表明，渤南洼陷声波时差、密度异常段的埋深都大于2 500 m，与研究区超压段相对应。因此，选择埋深小于2 500 m的正常压实段进行拟合，根据自然伽马、自然电位、井径、声波时差等曲线，选择厚层（>2 m）、井径规则（扩径率<15%）的泥岩段，用其平均声波时差拟合正常压实趋势线。拟合结果如图1a所示。相应的正常压实趋势线方程为：lnΔt=6.956-0.000 47H.

3.2 Eaton公式的拟合

Eaton公式所计算的为上覆岩层压力，计算时需要先拟合地层密度与深度的关系曲线（图1b），由此可得出密度与深度的关系式：ρ=0.001 8H+1.915.在此基础上，根据（3）式计算上覆岩层压力梯度，进而求出上覆岩层压力。通过地层水资料分析，可知研究区地层水平均密度为1 g/cm3，据此可计算静水压力（ph）。

图1　渤南洼陷正常压实泥岩段声波时差（a）和地层密度（b）与深度关系

式中Goi——一定深度上覆岩层压力梯度，g/cm3；

hw——海水水深，m；

ρw——海水密度，g/cm3；

ho——上部无密度测井地层段平均厚度，m；ρo——上部无密度测井地层段平均密度，g/cm3；Δh——深度间隔，m；

ρbi——一定深度密度，g/cm3.

伊顿指数的确定是计算压力的关键。对于欠压实成因的超压，伊顿指数取3时，预测效果较好[10]。但流体膨胀成因的超压不会引起孔隙度增大，从而导致实测声波时差相对减小，因此，需要采用更大的伊顿指数来校正这种影响。文献［44］研究文莱Baram地区超压特征时，采用不同的伊顿指数研究不同成因的超压，对于前三角洲欠压实成因的超压，所用的伊顿指数为3，而对于三角洲前缘流体膨胀成因的超压，所用的伊顿指数为6.5.但不能表明伊顿指数的下限即为3，因为伊顿指数也受盆地地质特征、岩性等的影响。文献［50］利用Eaton法对伊朗南部盆地欠压实机理为主形成的超压分布特征进行了预测，确定伊顿指数取0.5时，预测效果最好。综合分析前人研究结果，认为伊顿指数为-5～50都可能，主要集中于0～12.6[44]。本文引入了预测压力相对误差平方和，采用迭代法确定合适的伊顿指数。

计算结果表明，研究区伊顿指数为1～4，设定伊顿指数的初始值为1，用迭代的方法，取c=c0+k*0.2（k= 1，2，…，n），选择12口具有实测压力的井，求出不同伊顿指数所对应实测压力深度处的压力，并计算实测压力与预测压力的相对误差，考虑到相对误差有正有负，选择相对误差平方和最小的伊顿指数作为最终结果。根据渤南洼陷不同伊顿指数和预测压力相对误差平方和关系（图2），可以确定伊顿指数取2.6时，预测效果最好。

图2　渤南洼陷伊顿指数与预测压力相对误差平方和关系

3.3地层压力预测

根据所建立的正常压实趋势线和密度随深度变化曲线，伊顿指数取2.6，利用（1）式、（3）式对渤南洼陷12口井的地层压力进行了预测。结果表明，预测压力与实测压力的相对误差主要集中在-6%～10%，平均相对误差为3.04%（表1），能够满足工程要求，该模型可用以预测渤南洼陷的地层压力。

表1　渤南洼陷预测压力数据

4　结论

（1）不同成因的超压会有不同的岩石物理响应特征，流体膨胀成因的超压不会形成异常高孔隙度，因此，基于孔隙度的流体压力预测方法不能准确预测其分布特征。Eaton法引入了伊顿指数，可以通过改变伊顿指数大小来校正不同超压机理的影响，适用于流体膨胀成因的超压预测。

（2）利用Eaton法对济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷多成因超压的地层压力进行了预测，明确了伊顿指数的获取思路。初步计算结果表明，研究区沙三段下—中亚段和沙四段上亚段的伊顿指数为1～4，引入预测压力相对误差平方和来拟合伊顿指数，通过迭代法确定伊顿指数取2.6时，所预测的压力相对误差平方和最小，此时预测的平均相对误差为3.04%，可用此模型预测研究区地层压力。

参考文献：

［1］LAW B E，SPENCER C W.Abnormal pressure in hydrocarbon envi⁃ronments［C］.AAPG Memoir，1998，70：1-11.

［2］SATERS C M，JOHNSON G M，DENYER G.Predrill pore⁃pressure prediction using seismic data［J］.Geophysics，2002，67（4）：1 286-1 292.

［3］BELL D W.Velocity estimation for pore⁃pressure prediction［C］// Pressure regimes in sedimentary basins and their prediction.AAPG Memoir，2002，76：177-215.

［4］SAYERS C M.An introduction to velocity⁃based pore pressure esti⁃mation［J］.The LeadingEdge，2012，25（12）：1 496-1 500.

［5］TINGAR M R P，HILLIS R R，SWARBRICK R E，et al.Origin of overpressure and porepressure prediction in the Baram delta prov⁃ince，Brunei［J］.AAPG Bulletin，2009，93（1）：51-74.

［6］徐宝荣，许海涛，于宝利，等.异常地层压力预测技术在准噶尔盆地的应用［J］.新疆石油地质，2015，36（5）：597-601.XU Baorong，XU Haitao，YU Baoli，et al.Application of abnormal formation pressure prediction technologies in Junggar basin［J］.Xin⁃jiangPetroleum Geology，2015，36（5）：597-601.

［7］TINGAY M R P，HILLIS R R，MORLEY C K，et al.Variation in ver⁃tical stress in the Baram basin，Brunei：tectonic and geomechanical implications［J］.Marine and Petroleum Geology，2003，20（10）：1 201-1 212.

［8］BOWERS G L.Detecting high overpressure［J］.The Leading Edge，2002，21（2）：174-177.

［9］RUTH P V，HILLIS R，SWARBRICK R E，et al.The origin of over⁃pressure in the Carnarvon basin，western Australia：implications for pore⁃pressure prediction［J］.Petroleum Geoscience，2004，10（3）：247-257.

［10］MOUCHET J P，MITCHELL A.Abnormal pressures while drilling：origins，prediction，detecting，evaluation［M］.Boussens：Elf Aquita⁃ine，1989.

［11］OSBORNE M J，SWARBRICK R E.Mechanisms for generating overpressure in sedimentary basins：a reevaluation［J］.AAPG Bul⁃letin，1997，81（6）：1 023-1 041.

［12］SWARBRICK R E，OSBORNE M J，YARDLEY G S，et al.Com⁃parison of overpressure magnitude resulting from the main generat⁃ing mechanisms［C］//Pressure regimes in sedimentary basins and their prediction.AAPG Memoir，2002，76：1-12.

［13］TINGAY M R P，HILLIS R，MORLEY C K，et al.Present⁃day stress and neotectonics of Brunei：implications for petroleum explo⁃ration and production［J］.AAPG Bulletin，2009，93（1）：75-100.

［14］管全中，董大忠，芦慧，等.异常高压对四川盆地龙马溪组页岩气藏的影响［J］.新疆石油地质，2015，36（1）：55-60. GUAN Quanzhong，DONG Dazhong，LU Hui，et al.Influences of abnormal high pressure on Longmaxi shale gas reservoir in Sich⁃uan basin［J］.XinjiangPetroleum Geology，2015，36（1）：55-60.

［15］NEUZIL C E.Abnormal pressures as a hydrodynamic phenomena ［J］.American Journal of Science，1995，295（6）：742-786.

［16］LUO Xiaorong，WANG Zhaoming，ZHANG Liqiang，et al.Over⁃pressure generation and evolution in a compressional tectonic set⁃ting，the southern margin of Junggar basin，northwestern China［J］. AAPG Bulletin，2007，91（8）：1 123-1 139.

［17］ZHANG Jincai.Pore pressure prediction from well logs：methods，modifications，and new approaches［J］.Earth-Science Reviews，2011，108（1）：50-63.

［18］MAGARA K.Comparison of porosity⁃depth relationships of shale and sandstone［J］.Petroleum Geology，1980，3（2）：175-185.

［19］MILLER T W，LUK C H，OLGARD D L.The interrelationships be⁃tween overpressure mechanisms and in situ stress［C］.AAPG Mem⁃oir，2002，76：13-20.

［20］GUTOERREZ M A，BRAUNSDORF N R，COUZENS B A.Calibra⁃tion and ranking of pore⁃pressure prediction models［J］.The Lead⁃ingEdge，2006，25（12）：1 516-1 523.

［21］LAHANN R W，SWARBICK R E.Overpressure generation by load transfer following shale framework weakening due to smectite dia⁃genesis［J］.Geofluids，2011，11（4）：362-375.

［22］MOMPER J A.Generation of abnormal pressure through organic matter transformations［J］.AAPG Bulletin，1980，64（5）：753.

［23］MEISSNER F F.Petroleum geology of the Bakken formation，Wil⁃liston basin，North Dakota and Montana［C］//Petroleum geochemis⁃try and basin evaluation.AAPG Memoir，1984，28：159-179.

［24］UNGERER P，BEHAR E，DISCAMPS D.Tentative calculation of the overall volume expansion of organic matter during hydrocarbon genesis from geochemistry data［C］//Implications for primary mi⁃gration.advances in organic geochemistry，1983，10：129-135.

［25］BARKER C.Calculated volume and pressure changes during ther⁃mal cracking of oil to gas in reservoirs［J］.AAPG Bulletin，1990，74（8）：1 254-1 261.

［26］LASH G G，ENGELDER T.An analysis of horizontal microcrack⁃ing during catagenesis：example from the Catskill delta complex ［J］.AAPG Bulletin，2005，89（11）：1 433-1 449.

［27］ESEME E，KROOSS B M，LITTKE R.Evolution of petrophysical properties of oil shales during high⁃temperature compaction tests：implications for petroleum explusion［J］.Marine and Petroleum Ge⁃ology，2012，31（1）：110-124.

［28］FALL A，EICHHUBL P，CUMELLA S P，et al.Testing the basin⁃centered gas accumulation model using fluid⁃inclusion observa⁃tions：southern Piceance basin，Colorado［J］.AAPG Bulletin，2012，96（12）：2 297-2 318.

［29］BURRUS J.Overpressure models for clastic rocks，their relation to hydrocarbon expulsion：a critical review［C］//Abnormal pressures in hydrocarbon environments.AAPG Memoir，1998，70：35-63.

［30］孙波，蒋有录，石小虎，等.渤海湾盆地东濮凹陷压力演化与超压形成机制［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2013，37 （2）：28-35. SUN Bo，JIANG Youlu，SHI Xiaohu，et al.Pressure evolution and formation mechanism of overpressure in Dongpu depression，Bohai⁃wan basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2013，37（2）：28-35.

［31］郝雪峰.东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化［J］.石油与天然气地质，2013，34（2）：167-173. HAO Xuefeng.Overpressure genesis and evolution of sandstone reservoirs in the 3rd and 4th members of Shahejie formation，the Dongying depression［J］.Oil&Gas Geology，2013，34（2）：167-173.

［32］包友书，张林晔，李钜源，等.济阳坳陷古近系超高压成因探讨［J］.新疆石油地质，2012，33（1）：17-21. BAO Shuyou，ZHANG Linye，LI Juyuan，et al.Approach to Paleo⁃gene overpressure origin in Jiyang depression［J］.Xinjiang Petro⁃leum Geology，2012，33（1）：17-21.

［33］陈美玲，潘仁芳，潘进.黄河口地区中深层超压成因机制及分布规律研究［J］.石油天然气学报，2014，36（7）：8-11. CHEN Meiling，PAN Renfang，PAN Jin.On overpressure genera⁃tion mechanisms and distribution rules at mid⁃depth formation in Huanghekou region［J］.Journal of Oil and Gas Technology，2014，36（7）：8-11.

［34］LAHANN R W.Impact of smectite diagenesis on compaction mod⁃eling and compaction equilibrium［C］//Pressure regimes in sedi⁃mentary basins and their prediction.AAPG Memoir，2002，76：61-72.

［35］TINGAY M，HILLIS R，SWARBRICK R，et al.“Vertically trans⁃ferred”overpressures in Brunei：evidence for a new mechanism for the formation of high magnitude overpressures［J］.Geology，2007，35（11）：1 023-1 026.

［36］WANGEN M.A quantitive comparison of some mechanisms gener⁃atingoverpressure in sedimentary basins［J］.Tectonophysics，2001，334（3-4）：211-234.

［37］刘晓峰.超压传递：概念和方式［J］.石油实验地质，2002，24 （6）：533-536. LIU Xiaofeng.Overpressure transference：concept and ways［J］. Petroleum Geology&Experiment，2002，24（6）：533-536.

［38］YARDLEY G S，SWARBRICK R E.Lateral transfer：a source of additional overpressure?［J］.Marine and Petroleum Geology，2000，17（4）：523-537.

［39］FINKBEINER T，ZOBACK M，STUMP B B，et al.Stress，pore pres⁃sure，and dynamically constrained hydrocarbon columns in the south Eugene Island 330 field，Gulf of Mexico［J］.AAPG Bulletin，2001，85（6）：1 007-1 031.

［40］LUO Xiaorong，DONG Weiliang，YANG Jihai，et al.Overpressur⁃ing mechanisms in the Yinggehai basin，South China Sea［J］. AAPG Bulletin，2003，87（4）：629-645.

［41］范昌育，王震亮，张凤奇.库车坳陷克拉苏冲断带传递型超压的识别、计算及其主控因素［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2014，38（3）：32-38. FAN Changyu，WANG Zhenliang，ZHANG Fengqi.Identification，calculation and main controlling factors of overpressure transferred by fault in Kelasu thrust belt of Kuqa depression［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2014，38（3）：32-38.

［42］范昌育，王震亮，王爱国，等.柴达木盆地北缘鄂博梁构造带超压形成机制与高压气、水层成因［J］.石油学报，2015，36（6）：699-706. FAN Changyu，WANG Zhenliang，WANG Aiguo，et al.Mechanisms for overpressure generation and origin of overpressured gas and aquifer layers，Eboliang structure belt，northern Qaidam basin［J］. ActaPetrolei Sinica，2015，36（6）：699-706.

［43］卞从胜，柳广弟.异常地层压力的综合预测方法及其在营尔凹陷的应用［J］.地质科技情报，2009，28（4）：1-6. BIAN Congsheng，LIU Guangdi.Integrated approach for predicting abnormal formation pressure and its application in Ying’er sag［J］. Geological Science and Technology Information，2009，28（4）：1-6.

［44］TINGAR M R P，MORLEY C K，LAIRD A，et al.Evidence for overpressure generation by kerogen⁃to⁃gas maturation in the north⁃ern Malay basin［J］.AAPG Bulletin，2013，97（4）：639-672.

［45］TINGAR M，HILLIS R，MORLEY C，et al.Pore pressure⁃stress couplingin Brunei Darussalam⁃Implications for shale injection［C］// Subsurface sediment mobilization.Geological Society（London）Special Publication，2003，216：369-379.

［46］EATON B A.The equation for geopressure prediction from well logs［R］.SPE 5544，1975.

［47］刘华，蒋有录，谷国翠，等.沾化凹陷渤南洼陷古近系压力特征及成因机制［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2013，37 （4）：46-51. LIU Hua，JIANG Youlu，GU Guocui，et al.Pressure characteristics and information mechanisms of paleogene in Bonan sag，Zhanhua depression［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2013，37（4）：46-51.

［48］罗胜元，何生，金秋月，等.渤南洼陷超压系统划分及结构特征［J］.吉林大学学报（地球科学版），2015，45（1）：37-51. LUO Shengyuan，HE Sheng，JIN Qiuyue，et al.Overpressure sys⁃tem classification and structure characteristic in Bonan sag［J］.Jour⁃nal of Jilin University（Earth Science Editon），2015，45（1）：37-51.

［49］王天福，操应长，王艳忠.渤南洼陷古近系深层异常压力特征及成因［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2009，24（2）：21-25. WANG Tianfu，CAO Yingchang，WANG Yanzhong.Characteris⁃tics and origin of the abnormal pressure in the deep Paleogene for⁃mation in Bonan sub⁃sag［J］.Journal of Xi’an Shiyou University （Natural Science Edition），2009，24（2）：21-25.

［50］MORTEZA A，NAVID S M，ALI K I，et al.Pore pressure predic⁃tion and modeling using well⁃logging data in one of the gas fields in south of Iran［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2015，128（2）：15-23.

（编辑顾新元）

Prediction of Overpressures Generated by Fluid Expansion:Methods and Application

JING Chen1,LIU Hua1,JING Xiao2,FENG Yuelin1,ZHAO Meng1
（1.School of Geoscience,ChinaUniversity of Petroleum,Qingdao,Shandong 266580,China; 2.The First Oil Production Plant,Huabei Oilfield Company,PetroChina,Renqiu,Hebei 062552,China）

Abstract：Accurate pore⁃pressure prediction in overpressured regions is essential to ensure safe drilling operations，also provides essential data for reservoir planning and reserves estimation.Based on the differences of petrophysical signatures between different overpressure mechanisms，the prediction method for overpressure generated by fluid expansion mechanisms was syudied.The results showed that the Ea⁃ton method is suitable for estimating overpressure generated by different mechanisms.Taking Bonan sag of Zhanhua depression in the Ji⁃yang subbasin as an example，the procedure of determining the exponent c and predicting fluid pressure by Eaton method were explained. At first，it is initially identified that the exponent c was between 1 to 4.Then，introducing a parameter the sum of the squares of relative er⁃ror and using the iterative method，the exponent c could be determined by comparing the different sum of the squares of relative error.The results showed that the sum of the squares of relative error was the smallest when the Eaton exponent is 2.6，and the prediction was most ac⁃curate.

Keywords：Jiyangdepression;Bonan sub⁃sag;overpressure mechanisms;fluid expansion;pressure prediction;Eaton method

作者简介：景琛（1992-），男，山西运城人，硕士研究生，油气勘探，（Tel）15588665332（E-mail）932998313@qq.com

基金项目：国家自然科学基金（41502129）；国家油气重大专项（2011ZX05006-003）；中央高校基本科研业务费专项（14CX05015A）

收稿日期：2015-08-13

修订日期：2015-12-14

文章编号：1001-3873（2016）02-0240-06

DOI：10.7657/XJPG20160222

中图分类号：TE112.23

文献标识码：A