临南洼陷沙河街组三段异常低压分布特征及成因机制

王翘楚， 陈冬霞， 宋国奇， 王永诗， 张碧璇， 王福伟， 王梓颐

( 1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2. 中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257000 )

0 引言

目前，已发现的油气田油藏压力主要集中于常压至超压地层，但在部分低压地层中也存在油气富集[1]。加拿大Alberta盆地上白垩系地层、北美Denver盆地上古生界地层，以及美国San Juan盆地白垩系地层呈现典型的地层低压特征[2-3]。中国的鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系[4]、松辽盆地十屋断陷登娄库组[5]、百色盆地东部凹陷那读组[6]、东营凹陷的边缘浅部馆陶组、东营组，以及惠民凹陷的临南洼陷沙三段等地层也呈现异常低压特征[7]。有关异常低压形成机制的研究较异常高压的少。Belitz K等[3]进行三维数学模拟，认为Denver盆地上古生界地层存在区域性地下水流动，导致地层异常低压；谢习农等[6]认为，松辽盆地地温梯度的降低是登娄库组地层低压的主要因素；Peterson R、Matheton D S和Neuzil C E等[8-10]认为，Alberta盆地上白垩系地层存在强烈剥蚀反弹，引起异常低压；刘晓峰等、张晓庆等[7,11]认为轻烃的逸散作用引起东营凹陷馆陶组地层异常低压。这些研究多集中于推测或定性判断，缺少与定量计算结合的实例分析。

临南洼陷是济阳坳陷惠民凹陷的主要油气富集区，地层压力因素复杂[12-13]。一般认为，2 800.0～3 700.0 m深度的深层负压幅度较大，且多为油藏，与全球其他地区以浅层气藏为主的低压分布存在较大差异[14-16]。有关该区地层低压成因的研究较少，已有研究多归因于断层和裂缝的泄压及轻烃逸散[7,17]，并不能很好地解释低压的特殊性。

笔者利用地层实测数据，结合统计学原理，在临南洼陷整体构造背景下分析其压力特征及成因；对比各地质因素对研究区压力异常的影响程度，结合岩石力学和物理学性质，分析临南洼陷沙三段异常低压的分布特征和成因机制，为该区油气勘探、中深层异常低压油藏成因机制研究提供指导。

1 地质背景

临南洼陷位于惠民凹陷西南部，洼陷主体受临商断层和夏口断层控制[18]，内部分为中央隆起带、洼陷中心带和南部斜坡带3个主要构造带(见图1)。累计探明和控制含油面积为240.5 km2，石油地质储量为3.441 6×108t。

图1 临南洼陷构造位置Fig.1 The structural location of Linnan subsag

临南洼陷大致经历中生代断陷、孔店组—沙四段沉积时期斜坡、沙三段—东营组沉积时期断陷，以及晚第三纪坳陷4个构造演化阶段[22]。中生代时，临南洼陷为北厚南薄的不对称地堑，东西向为较对称的地堑结构。孔店组—沙四段时期，主要表现为临南—滋镇大洼陷的斜坡性质，地层厚度自滋镇向临南地区减薄。沙三段—东营组时期，临南地区逐步从大洼陷中分离为独立的洼陷，形成临南洼陷西端“北深南浅”与东端“南深北浅”的不对称地堑构造格局。晚第三纪—第四纪时期，渤海湾盆地在东营组末期整体抬升并遭受剥蚀，后整体拗陷，表现为洼陷中心厚、向四周减薄的坳陷型沉积。

在惠民凹陷的构造沉积背景下，临南洼陷地层序列与济阳坳陷的基本一致，包括孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组及第四系地层。孔店组有少数井钻遇，岩性以紫红色泥岩为主，厚度小于50.0 m。沙四段岩性主要为泥岩及少数的泥砂互层，厚度小于100.0 m，局部厚度较大。沙三段岩性主要为灰色及深灰色泥岩夹砂岩、油页岩及碳质泥岩，厚度为400.0～1 200.0 m；暗色泥岩及页岩主要分布于下亚段和中亚段，厚度为60.0～220.0 m，有机碳质量分数为2.2%～3.8%，具有较强的生烃能力[19]；储层埋深为2 700.0～4 200.0 m，单层厚度为1.2～10.5 m，主要发育三角洲、滑塌浊积扇和湖泊相等沉积相[20-21]。上覆沙二段岩性主要为灰色、灰绿色泥岩与砂岩互层，其中下亚段以泥岩为主，厚度为100.0～200.0 m。沙一段与沙二段为连续沉积，岩性以泥岩为主，厚度为130.0～200.0 m。东营组岩性为灰绿色泥岩与砂岩、含砾砂岩的不等厚互层，厚度为80.0～800.0 m。上第三系馆陶组、明化镇组和第四系平原组、东营组不整合接触，岩性以砂岩为主。岩性组合方面，沙三段下伏的沙四段地层和上覆的沙二段地层以较为连续、具有一定厚度的泥岩为主，封闭性较好；沙三段内部存在砂泥互层，展布稳定，为沙三段的油气成藏和保存提供有利条件。

2 异常低压分布特征

图2 临南洼陷沙三段深度与实测地层压力、压力因数交会图Fig.2 Relations of currently tested formation pressures and pressure coefficients to the depth in Es3, Linnan subsag

根据临南洼陷沙三段37口探井、99个地层压力实测数据，该区较少出现超压现象，常压和低压现象较为普遍。纵向分布上，异常低压在2 500.0 m深度以下开始出现，至3 000.0 m深度以下普遍发育，且负压幅度较大。根据压力因数与深度交会图(见图2)，压力因数小于0.95的点在2 500.0 m深度以下开始逐渐增多，压力因数最低为0.41；至4 000.0 m深度左右有较明显的负压出现。由压力因数剖面分布(见图3)可知，低压点主要出现于中央隆起带的沙三中亚段及沙三下亚段，洼陷中心带以超压为主，南部斜坡带以常压为主。

平面分布上，在洼陷中心区，沙三段以夏38—夏508和街202井为两个超压中心存在小范围的超压分布，压力因数为1.10～1.20，局部可达1.30。超压区外围为常压区，以街202井为中心小范围分布，延伸至临斜961和街斜2井附近；在以夏508井为中心的超压区外围，西侧至街403井附近，北侧至洼陷中心带北部边缘的商92和夏40井，南侧至夏口断裂带，东侧延伸覆盖洼陷中心带的主体区域为常压区。低压区包括中央隆起带的大部分区域(自唐1井附近沿临商断裂带至商105井附近)、洼陷中心带的西侧边缘区域(夏70至夏33井)，以及南部斜坡带的大部分区域(包括钱斜14、曲35和曲32井等)；3个区域相互连片构成一个环绕洼陷边缘的半环带状低压区，压力因数为0.90～0.95，局部地区压力因数为0.80左右(见图4)。整体上，沙三段低压区域位于洼陷北部的中央隆起带，以及西侧和西南侧的洼陷边缘区域。

图3 临南洼陷沙三段商32-商69-夏13-夏510-曲10井压力因数剖面分布(剖面位置见图1)Fig.3 S32-S69-X13-X510-Q10 pressure coefficient distribution cross section of Es3, Linnan subsag(location of cross section was sited in fig.1)

图4 临南洼陷沙三段压力因数平面分布Fig.4 Pressure coefficient distribution of Es3, Linnan subsag

3 异常低压形成机制

由于临南洼陷发生过较强的地层抬升剥蚀，地层抬升剥蚀和温度降低对异常低压有重要作用。另外，该区以渤海湾盆地济阳坳陷为构造背景，区域断层广泛发育，对压力的输导和传递也有重要作用，已发现油气藏主要为中深层油藏，天然气含量较低，轻烃逸散等作用不明显。因此，主要从剥蚀卸载、地层降温和断层控制作用方面讨论临南洼陷异常低压的形成原因。

3.1 剥蚀卸载作用

剥蚀卸载作用是指在相对密闭的压力系统中，地层抬升剥蚀导致上覆岩层压力减小，岩石骨架及骨架内储层流体体积的回弹现象。砂岩压缩系数为1×10-9Pa-1，水压缩系数为3×10-10Pa-1[23]，在地层抬升过程中，地层水体积回弹的体积小于岩石骨架膨胀体积增量。因此，剥蚀卸载作用通常在地层抬升剥蚀较强、剥蚀量较大的地区降压较为明显[24-29]。

研究区在东营组末期发生整体抬升剥蚀[30-31]，不同构造带的抬升剥蚀程度差别较大(见表1)。由表1可知，中央隆起带的剥蚀量超过800.0 m，远大于洼陷中心带和南部斜坡带的，地层平均降压受剥蚀卸载作用影响较大，最大为8.43 MPa；南部斜坡带的剥蚀量达到200.0 m左右，地层平均降压2.99 MPa；洼陷中心带的剥蚀量相对较小，约为100.0 m[32-35]，地层平均降压1.58 MPa(见图5)。

3.2 地层降温作用

温度的变化对地层压力也有影响。随地层抬升与剥蚀，地层温度降低，地层流体遇冷收缩，体积减小，地层压力也随之下降。岩石膨胀系数为9×10-6K-1，地层卤水膨胀系数为400×10-6K-1[36]，相同的降温幅度导致孔隙流体体积相对于孔隙容积缩小的幅度更大，在封闭的地层环境中导致地层压力下降。

根据惠民凹陷地温梯度，临南洼陷在新生代的地温梯度随盆地演化而逐渐降低(见图6[35])。由图6可以看出，沙河街组沉积末期，地层地温梯度约为3.7 ℃/100m；之后，地温梯度缓缓下降，目前约为3.2 ℃/100m。临南洼陷中央隆起带地层降温幅度最大，为34.12 ℃，平均降温23.25 ℃；南部斜坡带地层平均降温9.53 ℃；洼陷中心带地层平均降温8.39 ℃。

表1临南洼陷沙三段地层剥蚀卸载作用参数

Table1Parametersofdecreasingpressurecausedbyupliftanderosionofstrata，inEs3,Linnansubsag

所属区带井名剥蚀量/m岩石密度/(g·cm-3)降压/MPa商543639.72.316.58商548574.72.275.91商69359.12.303.69中央隆起带商741503.82.325.18唐7361.42.283.72田22528.02.335.43盘9812.42.368.35盘斜5831.12.328.43夏斜352142.52.351.47夏326139.82.281.44洼陷中心带夏33147.02.261.51夏35172.42.321.77夏70163.22.341.68夏701-斜1157.42.241.62钱斜14193.62.282.91南部斜坡带曲35232.22.293.22曲32189.32.322.84

图5 临南洼陷沙三段地层剥蚀卸载作用引起降压分布

临南洼陷主力油层沙三段储层的孔隙度数据统计(见表2)显示，中央隆起带的地层平均孔隙度为22.40%；洼陷中心带地层平均孔隙度为16.40%，南部斜坡带地层平均孔隙度为15.80%。以主力油层的孔隙度数据作为参数，研究区中央隆起带、南部斜坡带和洼陷中心带由温度降低引起的平均孔隙体积增量分别为2.07%、0.99%和0.65%。

由温度下降引起的中央隆起带、南部斜坡带和洼陷中心带的降压平均分别为3.37、1.37和1.24 MPa(见表2)。3个地区温度下降引起储层流体体积收缩并引发降压作用，对异常低压形成的贡献小于地层剥蚀卸载作用的。

图6 临南洼陷地温梯度演化Fig.6 The evolution of geothermal gradients in Linnan subsag

3.3 断层控制作用

断层将原生高压油气藏和外界环境连通，压力差促使油气运移，可以形成异常低压[6-8]。断层对压力的控制作用需要存在必要条件：一是存在原生高压油气藏；二是断层主要活动时间在油气主成藏期后；三是被断层连通的原生高压油气藏与外界静水压力环境连通。该类低压油气藏多为埋深较浅、轻烃含量较多、易与外界静水压力环境连通的浅层气藏。在临南洼陷中，高压油藏数量较少，高压区域较为局限，各主体断层的主要活动时期在沙一段至东营组时期[36](见图8)，油气主成藏期为馆陶组至明化镇时期[37]，因此断层主要活动时期基本在主成藏期之前。临南洼陷的异常低压区多存在于2 500.0 m以下的沙三段低压油藏，断层的压力释放作用并不是临南洼陷异常低压形成的原因。

表2 临南洼陷地层降温作用参数

研究区在东营组末期发生沉积间断和地层抬升剥蚀，地层剥蚀卸载和降温作用导致的降压作用开始形成。主体断层进入活动性较弱时期，断层对低压区域的控制作用取决于活动后断层的开启及封闭性。采用断层两侧砂体对接关系和泥岩涂抹因子(SGR)判断断层封闭性。油藏剖面(见图9)和SGR显示，断层F1和断层F3两盘砂体对接关系较差，封闭性较强；断层F2两盘砂体对接关系较好，封闭性较差。中央隆起带盘深1井区域形成的异常低压因断层F1的封堵被保存，洼陷中心带街202井区域形成的超压因断层F3的封堵也同样被保存，断层F2北侧本应形成低压的区域因F2较差的封堵性而被破坏，显示常压特征。因此，断层对于研究区异常低压既有保存作用，也有破坏作用。

图7 临南洼陷沙三段地层降温作用引起降压分布

图8 临南洼陷主要断层活动性演化(断层位置见图1)Fig.8 Evolution of activity of main faults in Linnan subsag(location of faults were in fig.1)

4 结论

(1)临南洼陷沙三段地层异常低压普遍发育，在2 500.0 m深度开始出现，在3 000.0 m深度以下普遍发育，压力因数为0.82～0.95。平面分布上，异常低压区域主要位于中央隆起带之上的临盘和商河地区，压力因数为0.82～0.90；洼陷西部和西南部边缘区域的临南油田地区也有部分低压发育，压力因数为0.90～0.96。整体上，低压区域较为连片。

(2)临南洼陷沙三段地层压力降低主要源于地层抬升引起的剥蚀卸载及地层降温作用，断层对压力降低也具有一定的控制作用。剥蚀卸载作用可使地层降压1.00～8.43 MPa，地层降温作用引起的降压幅度为0.50～3.00 MPa，两者共同作用引起研究区异常低压。临南洼陷广泛发育的断层对异常低压既有保存作用，也有破坏作用。

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