辽东湾拗陷JZ20油田古近系超压发育特征及其对储层物性的影响

王冰洁, 王德英, 吴 奎, 惠冠洲, 徐坤明

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津 300452)

当埋深大于3 km时，陆源碎屑岩油气勘探的一个核心内容是如何在经历了强压实和压溶作用的致密砂岩储层中寻找异常高的孔渗带，即深层优质储层的发育带。辽东湾拗陷JZ20油田的发现和成功测试突破了该区在深层勘探的商业门槛。JZ20油田获得成功的重要原因是在深层发现了储层物性较好孔渗带，发育了中孔-中渗储层；同时勘探实践也表明，该油田在异常高孔渗带超压普遍存在，压力系数主要在1.3～1.6。根据研究，超压被认为在深层储层物性改善的过程中具有积极的作用，但其起作用的机制包括物理作用和化学作用2种。物理作用主要指地层在埋藏过程中形成欠压实超压，从而使得超压储层具有抗压实能力，对储层原生孔隙的减小和颗粒的压溶产生一定的阻碍作用[1,2]，其作用深度可以达到4～4.5 km的范围[3]。化学作用是指在地层埋藏后，由于超压对烃源岩热演化过程的抑制作用，导致有机酸产生的深度增加，引起溶蚀孔隙在埋藏深度上有所增加[4]，形成深层次生孔，该作用的深度也可以达到4 km。此外，超压系统由于流体流动性差，还可以减缓成岩作用和胶结作用，从而使深层超压层保持较高的孔隙度，这一作用的深度甚至可以达到5 km[5]。目前关于JZ20油田超压特征及其对储层物性的影响尚未开展研究，本文主要针对这一问题进行分析，探讨该油田超压与优质储层的关系，为辽东湾拗陷深层油气勘探提供科学依据。

1 地质概况

辽东湾拗陷位于渤海海域东北部，整体呈北东-南西向展布，古近系次级构造单元自西向东依次为辽西凹陷、辽西凸起、辽中凹陷、辽东凸起和辽东凹陷，新生代经历了古近纪裂陷和新近纪-第四纪后裂陷2个阶段[6]。研究区JZ20油田位于辽东湾拗陷的北部，辽西凸起的北倾没端，古近系由深至浅发育沙河街组(Es)和东营组(Ed)，主要为多期扇三角洲、辫状河三角洲和湖湘泥岩的旋回沉积；新近系馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)，主要为辫状河、曲流河陆源粗碎屑的砂砾岩和砂泥岩互层沉积[7]。

根据三维地震资料构造精细解释和研究结果，JZ20油田构造走向呈北东向展布，整体上受F1断层控制。依附于F1断层，还形成了一系列与其走向和倾向相同的派生断层(F2～F5断层)，进一步将构造分割而复杂化，形成了一个典型的断块油田(图1-A)。其中，F1断层延伸长度超过15 km，为区域性的断层，在油田范围内最大垂直断距可以达到360 m；F2～F4断层平面发育规模相对较大，延伸长度为6～10 km，最大垂直断距为180～200 m；F5断层规模相对较小，延伸长度为3 km左右，最大垂直断距为120 m。区内的断层控制了上升盘圈闭高点的发育位置，圈闭面积为6～15 km2，闭合幅度可以达到300 m以上，是有利的油气聚集圈闭。勘探实践表明，该油田主要含油层系为沙河街组，油藏埋藏较深，中部深度达到3.2 km，且每个断块均有原油分布(图1-B)。

2 地层压力与储层特征

2.1 实测地层压力

获取实际地层压力最可靠的方法包括电缆测试(如RFT、MDT、FMT等)和钻杆测试(DST)所恢复的地层压力[8]。本文共收集了JZ20油田6口探井106个有效的电缆测试数据(其中东营组23个、沙河街组83个)和3口探井的7个钻杆测试数据(其中东营组1个、沙河街组6个)，进行实测地层压力分析。从图2中可看出，埋深集中在2 053～2 300 m的东营组砂岩实测压力点均为正常压力，压力系数为1.0，说明东营组的砂岩并不发育超压；埋深集中在 2 881～3 425 m，钻遇沙河街组的5口探井砂岩实测压力显示均为异常高压，说明沙河街组超压普遍发育，且超压发育程度较大，压力系数可以达到1.5以上。

沙河街组砂岩实测压力揭示的剩余压力和压力系数分别为10.6～14.5 MPa和1.32～1.52，且随着埋深的增加呈现出减小的趋势。该段内砂岩实测获得的最大幅度的超压位于油田东侧的JZ20-B井，剩余压力和压力系数分别为14.2～14.5 MPa和1.50～1.52，对应的深度为 2 881～2 964 m；而最小幅度的超压位于油田西侧的JZ20-A和JZ20-D井(2口井为同一断块，油藏具有相同的压力系统)，剩余压力和压力系数分别为10.6～11.3 MPa和1.32～1.38；位于油田北部的JZ20-C和JZ20-E井，其所在的断块夹持于油田北部和南部断块之间，其超压发育幅度也位于JZ20-B井和JZ20-A井之间：所以，从平面上来看，从油田的东南部断块往西北部断块，超压发育的幅度呈现减小的趋势。JZ20油田沙河街组砂体发育的位置来自于南侧的辽西凸起[9]，砂体直接超覆于中生界火山岩之上[10]，侧封条件较好；而北东-南西向的断层受区域应力作用的影响，整体上处于增压型的转换带内[11]，断层也具有良好的封闭性，这2个因素，对超压的发育具有良好的保存作用。

图2 JZ20油田实测地层压力与深度的关系Fig.2 Diagrams showing measured pore pressures versus depths in JZ20 oilfield

2.2 超压测井地球物理响应特征分析

对渗透率极低的泥岩和缺乏实测压力的砂岩段，基于地球物理测井资料可以在垂向上对地层是否发育超压及超压的发育程度进行定性和定量的分析及计算，可以得到可信度较高的结果，这也是地层压力研究最常用的方法之一。本文对JZ20油田常规测井系列齐全的4口探井(JZ20-A、JZ20-B、JZ20-C和JZ20-D)泥岩和砂岩的“三孔隙度曲线”(声波时差、密度测井和中子孔隙度测井)进行了系统分析，同时参考井径测井曲线用来控制“三孔隙度曲线”的质量(图3)。

从图3中可以看出，4口探井的测井响应特征相似，在超压发育段内，大套泥岩段对应的声波时差曲线整体均偏离了基于常压段测井曲线确定的正常压实趋势，出现异常高的声波时差带，表现为增大的特征；但密度曲线和中子孔隙度曲线均为正常趋势，对超压没有出现明显的响应。在砂岩发育段内(即砂泥互层段)，泥岩的声波时差具有向正常声波时差“回归”的趋势，相对于大套泥岩段的声波时差，均出现减小的特征，这一现象在4口探井中均可以观测到。而且由于浅层超压发育程度相对较小，地层压力甚至可以恢复至常压状态，如JZ20-B井2 050～2 200 m深度砂岩发育段内，与砂岩互层的泥岩的声波时差与上覆和下伏厚层泥岩的声波时差曲线相比，出现了明显减小的特征；同时13个电缆实测压力数据均显示该段为常压地层，压力系数为1.00～1.01，所以声波时差曲线与上覆的正常压力段内的声波时差曲线趋势相同，而其上覆及下伏的超压段泥岩具有相同的趋势(图3-B)。笔者认为这是由于超压传递出现的影响，即极低渗透性泥岩地层中的超压，在剩余压力的作用下[12]，通过流体的运移向高渗透性的砂岩地层中进行传递，引起砂岩地层发育超压，并导致泥岩中地层压力的降低。从图中也可以明显地看出该深度段内泥岩的中子孔隙度曲线(CNL)出现减小的现象。

图3 JZ20油田超压测井响应特征Fig.3 Response characteristics of overpressure well-logging in JZ20 oilfield

2.3 储层物性及薄片观察分析

JZ20油田3口探井在深度3 100～3 300 m超压段范围内岩心的孔隙度实测资料表明，储层段孔隙度(q)为5.0%～21.3%。与正常压实孔隙度演化趋势相比，在实测超压发育段具有孔隙度增加的特征(图2-C)，说明超压发育对深层孔隙度的增加具有明显的影响。结合133块岩石薄片显微观察结果和实测孔渗结果，研究区超压段储层溶蚀孔较发育(图4-A)，当原生孔、溶蚀孔及颗粒溶孔均发育时，其孔隙度值主要在9.3%～21.3%，渗透率(K)值主要为(0.1～2 212.5)×10-3μm2；当颗粒间的原生孔发育时，其实测孔隙度和渗透率值的主要分布范围分别为4.3%～14.7%和0.007×10-3～2.8×10-3μm2(图5)，溶蚀作用增孔程度可以达到5%～10%，渗透率的增加甚至可以达到3个数量级，说明溶蚀作用对孔隙度及连通性的改善均具有较大的贡献。如图4-B所示砂岩样品颗粒间以原生孔为主，填隙物的体积分数总计10%，实测孔隙度为13.7%，渗透率为11.9×10-3μm2，发育低孔-低渗储层；而图4-C所示砂岩样品溶蚀孔发育，填隙物的体积分数总计9%，实测孔隙度为19.7%，渗透率为167.13×10-3μm2，达到中孔-中渗的储层级别[13]。

图4 JZ20油田沙河街组岩石薄片显微照片Fig.4 Microphotographs showing thin sections from Shahejie Formation in JZ20 oilfield (A)溶蚀孔隙发育，可见颗粒内溶蚀和颗粒间溶蚀作用强烈，JZ20-C井，深度3 086 m; (B)颗粒间原生孔隙发育，溶蚀作用相对较弱，JZ20-C井，深度3 157.13 m; (C)颗粒被溶蚀，形成粒内溶孔，孔径明显大于周边原生孔隙，JZ20-C井，深度3 160.29 m; (D)颗粒间褐色菱铁矿胶结物，JZ20-A井，深度3 226 m; (E)颗粒间可见大量方解石胶结物，均匀充填在孔隙之间，JZ20-C井，深度3 161.96 m; (F)长石颗粒被溶蚀成蜂窝状，部分颗粒仅剩残余，JZ20-C井，深度3 140.65 m; (G) 长石颗粒被溶蚀成蜂窝状，JZ20-D井，深度3 241.99 m; (H)颗粒间方解石胶结物被溶蚀，仅剩部分残余，JZ20-C井，深度3 157.22 m; (I)颗粒间紧密接触，孔隙不发育，JZ20-A井，深度3 368 m

图5 超压储层孔渗关系散点图Fig.5 Scatter plot of porosity-permeability relationship of the overpressure reservoir

上述分析表明超压段内储层物性的改善与溶蚀作用有关。根据超压段储层185块薄片统计结果，研究区岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，其中石英的质量分数(wQ)主要为20%～51%，平均为35.6%；长石的质量分数(wF)主要在30%～52%，平均为40.3%；岩屑的质量分数(wR)主要为6%～49%，平均为24.1%：总体上成分成熟度偏低。填隙物主要由碳酸盐胶结物组成，以菱铁矿和方解石为主(图4-D、E)，在岩石中的平均质量分数为10.1%，占胶结物总量的67.5%；而泥质胶结物的含量相对较少。上述特征有利于储层中次生孔隙的发育。镜下观察，被溶蚀的物质以长石为主(图4-F、G)，局部可见碳酸盐溶蚀(图4-H)。在酸性条件下，伴随着长石的不断溶解，会富集高岭石；从薄片上统计的钾长石与高岭石的关系来看，二者呈现出负相关(图6-A)；从高岭石含量与孔隙度的统计关系(图6-B)来看，二者又呈现出正相关的关系。

图6 超压段储层钾长石、孔隙度与高岭石的关系Fig.6 Relationship among potassium feldspar, kaolinite and porosity in overpressure reservoirs

3 超压发育对储层物性的影响

3.1 超压增强储层溶蚀作用

JZ20油田岩石薄片观察表明，深层高孔高渗带发生了强烈的溶蚀，作者认为超压对这一过程的进行具有非常重要的促进作用。储层溶蚀作用与烃源岩演化程度具有密切的关系，伴随着干酪根降解生烃，同时排出大量的有机酸和CO2，可以形成酸性热流体，溶蚀储层中的铝硅酸盐矿物和碳酸盐胶结物，从而产生次生孔隙[14]。从溶蚀作用发生的宏观条件来看，烃源岩生烃能力越强，产生的有机酸的量也越大，对储层的溶蚀作用也越容易发生，二者表现出正相关关系[1]。根据渤海油田最新一轮的资源评价结果，作为有效烃源岩而为JZ20油田提供原油的辽西北洼生烃强度在(100～300)×104t/km2，是整个辽东湾拗陷生烃强度较高的洼陷之一，在其周围勘探实践已经发现了超亿吨的石油地质储量，具有“小而肥”的特点。

超压在烃源岩演化过程即对油气生成和石油裂解发挥的作用，目前还存在不同认识，包括压力对油气生成和成熟作用无明显影响、压力的增加促进油气的生成、石油裂解及压力增加延迟或抑制油气生成和有机质成熟3种观点[15]，且均有实验和地质实例数据的支持[16]，这也充分说明超压作用的多样性。镜质体反射率(Ro)作为最重要的有机质热演化指标，仍是反映超压产生的影响及程度的重要参数[17]。从JZ20油田超压段镜质体反射率与常压油田(JZ9油田)的对比来看(图7-A)，超压段的镜质体反射率的演化趋势与常压段明显不同，在超压顶界面2.1 km深度附近，超压段与常压段开始出现分异；在2.1～2.5 km的深度范围内，分异的增加幅度最大，常压段Ro的平均值从0.37%增加至0.44%，而超压段则从0.37%增加至0.72%，整个生烃门限的埋深减小了近500 m；在埋深>2.5 km时，这种差异也越来越明显。从实测的地层温度数据来看，JZ20油田超压段地层温度并没有出现异常，和JZ9油田具有相同的地温梯度。此外，从地层天然气的组分分析结果来看，在深度上，1.6～1.7 km和>2.1 km的2段地层内，存在2个明显的CO2含量相对高值区(图7-B)，其体积分数(φ)从0.1%增加至5%左右，其中在浅层(埋深1.6～1.7 km)的相对高CO2含量对应着高的甲烷(CH4)含量(图7-C)，这主要是由于地层中厌氧细菌对原油进行降解作用所导致。厌氧细菌的作用过程首先是产乙烷菌的作用，其次是产甲烷菌的作用，除合成细胞质成分、产生部分残渣外，主要产物是甲烷和CO2等气体[18-19]。而埋深>2.1 km的CO2相对高值区与超压段深度相对应(图7-B)，但甲烷并未出现异常高的特征(图7-C)，所以JZ20油田发育的超压明显地提高了有机质演化程度，同时增加了排出的CO2的含量，因此对次生溶蚀孔隙的发育具有明显的促进作用。从地层中黏土矿物中伊利石的占比也可以看出(图7-D)，由于超压系统促进有机酸的生成，加强了对地层中硅铝酸盐等矿物的溶解作用，提供了大量的钾和铝等金属阳离子，为黏土矿物的转换提供了非常有利的条件，所以与常压地层相比，超压段具有更高的伊利石含量。此外，本文3.1节中对超压的成因分析表明JZ20油田的超压是由生烃作用所致，因此地层有效应力的增加并未得到明显的抑制。在镜下观察薄片可以看到超压储层的颗粒间仍具有紧密接触的特征(图4-I，压力系数为1.33)。而在烃源岩段中，这种有效应力的持续增大也增加了颗粒表面的接触程度，使得有机质破碎，增加了参与反应的有机质的表面积[20]，从而促进有机酸和CO2的生成。

3.2 超压对地层压实的抑制作用不明显

储层物性与超压成因密切相关，但超压成因类型多样[21]，国内外文献报道中对大规模超压的成因的描述主要归于欠压实和生烃作用[22-23]，这2种成因的超压约占统计总数的92%；而中国不同类型的超压盆地中，这2种超压成因的比率也达到了约86%[24]。从这2种超压成因的机制来看，欠压实作用形成的超压主要是由于地层孔隙中的流体在埋深增加的过程中不能快速排出，“多余”出来的流体承担了部分上覆岩层压力而形成超压；而生烃增压则是在地层正常压实之后，由于干酪根转化，引起地层中流体体积增加，从而导致超压形成[25]。二者形成的超压对储层物性的影响最大的区别在于欠压实作用在超压形成之后孔隙度便不再随着埋深的增加而减小，因此表现出增大的特征；而生烃增压则由于地层压实作用的不可逆性[26-27]，不会引起地层孔隙空间明显的增加。因此，地层超压是否对储层孔隙空间的减小起到了抑制作用，可以通过成因分析来进行判断。

图7 不同压力系统中镜质体反射率、天然气组分和黏土矿物的分布特征Fig.7 Distribution characteristics of static reflectivity, natural gas composition and clay minerals in different pressure systems

关于超压成因判别，最常用的方法是将测井曲线特征分析和鲍尔斯法相结合来进行综合分析，这是一种依靠地层有效应力(反映岩石颗粒间接触程度)形成的“加载-卸载”特征进行超压成因判别的方法，近年来得到了广泛的应用[28-32]。本文利用上述方法，基于Terzaghi公式计算了JZ20油田6口探井113个压力实测点的有效应力，并提取了测压点对应的声波速度和密度测井数据，形成3种类型数据对，绘制了超压成因判别图版(图8)。从图中可以明显看出，JZ20油田所有的常压点形成了一条明显的“加载”曲线，这主要是因为随着地层埋深增加，岩石颗粒骨架接触程度不断加强，地层有效应力也不断增大；同时对有效应力响应敏感的声波速度和地层密度也都伴随着增加。当发育欠压实形成的超压时，由于欠压实作用会导致颗粒接触程度保持在欠压实发生之前的状态，所以有效应力及其对应的速度及密度会保持不变，超压点应该与“加载”曲线在趋势上一致；当发育生烃作用形成的超压时，由于生烃作用发生在地层压实之后，岩石骨架颗粒已经紧密接触，虽然超压的形成会减小有效应力，引起声波速度和地层密度的减小，但由于地层压实作用的不可逆性，其减小的程度又不会恢复至常压地层的状态，因此形成一条“卸载”曲线。综上分析，JZ20油田的所有超压点趋势相同，具有明显的“卸载”曲线的特征，所以生烃作用对超压的形成具有绝对贡献；而在超压发育段内，生烃潜力的含量也具有明显增加的特征。因此，超压对地层压实的抑制作用不明显，储层物性的改善与欠压实导致孔隙的保存没有必然联系。

图8 地层压力实测点有效应力、声波速度和密度关系图Fig.8 Relationship among effective stress, acoustic velocity and density

4 结 论

辽东湾拗陷JZ20油田古近系普遍发育超压，超压顶面在2 km深度左右，超压段内深层(埋深>3 km)砂岩储层孔渗条件得到了明显的改善，具有中孔-中渗的特征，超压对深层优质储层的发育起到了非常重要的促进作用。超压的形成受生烃作用的控制，对砂岩储层中原生孔隙保存的贡献不大，其发生作用的方式主要是由于超压促进了烃源岩的热演化程度，相对于常压地层排出更多的有机酸，由此对地层中的大量长石和部分碳酸盐胶结物产生溶蚀作用，形成了大量的溶蚀次生孔，从而在深层发育了优质储层。所以对于研究区及相邻地区深层砂岩储层的勘探，应将超压是否发育及发育程度作为孔渗条件改善的重要指标之一。