临南洼陷压力场特征及其与油气分布的关系

2021-03-25谷玉田

油气地质与采收率 2021年2期

谷玉田

（中国石化胜利油田分公司油气勘探管理中心，山东东营 257001）

异常压力是含油气盆地中普遍存在的现象，其形成、分布和演化与油气生成、运移、聚集具有密切关系。准确的地层压力分析在油气勘探目标评价与井位部署中具有十分重要的意义［1-3］，明确孔隙流体压力的空间分布、恢复其时空演化过程，对于认识油气运移规律、预测油气成藏富集区、指导油气勘探至关重要。

临南洼陷位于渤海湾盆地济阳坳陷的西南部，是惠民凹陷的主要生烃洼陷，自下而上发现了古生界及古近系沙河街组、新近系馆陶组等多套含油层系，油气显示主要集中于中央隆起带的沙三段、沙二段，洼陷中心带的沙三段以及南部斜坡带的沙四段及沙三段。沙三段作为主力生油层系，显示出很大的勘探潜力。同时，临南洼陷多年勘探证实，沙四段、沙三段超压广泛发育，并且与油藏类型及油气分布具有紧密的联系。针对实测压力特征、超压测井响应、超压成因分析等方面开展了相关研究工作［4-5］，查明了现今压力分布特征和超压主要成因机制［6］。但是目前对于临南洼陷压力场的空间分布及其演化过程缺乏系统研究，制约了该区超压控制下油气成藏机理深化研究，进而限制了岩性油藏的勘探。笔者通过建立三维静态压力场（现今地层压力场静态建模），并恢复古压力场时空（动态）演化过程，在认识现今油气成藏特征的条件下，利用压力场的演化分析临南洼陷各个时期的成藏匹配关系及影响因素，明确超压与油气运移富集规律，以期为有利目标区优选提供依据和技术支持。

1 现今地层压力场静态建模

地层压力研究中，通常以基于测井资料的单井一维压力预测及剖面二维压力预测为主，三维地层压力场建模难度较大，应用实例少。究其原因，主要是压力场建模过程中一维地层压力预测的准确性及三维地层压力场建模方法的准确选择问题难以解决。为此，开发了基于点约束测井综合解释的一维地层压力预测方法，保障了单井地层压力预测的准确性和精度。在此基础上，开发了基于地质块体追踪的三维地层压力场建模方法，多学科联合建模，实现了以三维空间视角多方位剖析现今地层压力发育规律的目标。

1.1 基于点约束测井综合解释的一维地层压力预测

地层压力预测方法有很多，主要包括利用地震勘探资料预测地层压力、利用随钻录井资料监测地层压力和利用测井资料检测地层压力等方法［7-8］。目前常用的主要有2 类：一是基于测井资料的简易压力预测。该方法缺乏实测数据样本约束，侧重于单井预测，虽然使用起来比较方便，但对于泥岩以外其它岩性及非欠压实机制形成的异常高压情况并不适用，尤其对于深层测井资料质量不太好的井或者砂泥薄互层，预测压力准确性会大幅降低；二是基于地震资料的压力预测，该方法主要是利用速度谱做单点预测［9］，不受钻井分布的限制，但用速度谱提取叠加速度过程中影响因素多，容易造成假象，导致Dix 公式计算的层速度失真，进而影响压力预测精度。

点约束测井综合解释一维地层压力预测方法是在测井资料简易预测方法的基础上，建立精细的地层孔隙压力计算模型，进而基于有效应力原理实现地层压力准确预测，其计算式为：

该模型描述了影响地层压力预测的3个重要因素，即：孔隙度、有效应力和泥质含量，因此获得的速度与应力关系更为合理。尤其在泥岩层比较薄的情况下，能够更合理的将偏离正常压实趋势线的有效泥岩速度拾取出来。同时在压力预测的过程中加入实测地层压力点进行约束，从而保障预测结果的准确性和精度。

以临南洼陷夏942井为例验证预测方法的可靠性。夏942井在3 706 m 钻遇超压油层，实测地层压力系数为1.26，预测地层压力系数为1.26（图1），与实测值一致。随着深度增加，地层压力系数略有增加，整体预测沙三段中下亚段地层压力系数一般不超过1.3。利用点约束测井综合解释预测地层压力，可以准确得到研究区已钻井从上至下的地层压力曲线，为三维地层压力场建模奠定数据基础。

图1 夏942井地层压力预测结果Fig.1 Prediction of formation pressure in Well X942

1.2 基于地质块体追踪的三维地层压力场建模

三维地层压力场建模不等同于简单的三维图像显示，而是构建能定量表征地层压力在三维空间分布的数据体。基于地质块体追踪的三维地层压力场建模方法，是对多井间地层压力进行地球物理、数学、计算机多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。具体建模方法包括地层曲面构建、三维地质块体追踪及空间插值等核心内容。

图2 地层曲面构建结果Fig.2 Construction of formation surface

地层曲面构建首先，地层曲面三角剖分。将点约束测井综合解释法预测的已钻井地层压力数据点按规则进行三角剖分，使得这些散乱点形成连续的但不重叠的不规则三角面片网，并以此作为压力体的表面（图2a）。其次，地层压力曲面求交。提出了基于包围盒判定预处理的地层压力曲面求交技术。经过以交线为限定条件的限定二维Delaunay剖分之后，交线存在于曲面剖分结果中。通过将每个地质层面沿交线分割为两部分，可以将属于同一块体的曲面进行统一输出，从而为曲面缝合提供依据（图2b）。最后，地层压力曲面缝合。地层压力曲面缝合是将不同地层压力的层面之间的空间进行三角网格重构［10］，形成封闭的地层压力表面，满足可视化和三维地质体实体建模的需求。提出了基于距离最近算法的重构方法，保证了即使不同地质层面边界轮廓的形状、节点距离和数目差别较大时，重构出的曲面都不会出现较大的扭曲变形（图2c）。

三维地质块体追踪及空间插值经过曲面缝合后的相邻地层组成封闭层块，在地质层块约束下，进行二维地层压力数据的三维空间插值。所以，需要三维地质块体追踪与插值。三维地质块体是由层面、断层面和外边界面三角网片构成的封闭块体，利用逐三角形方法，不断搜寻邻接的块体三角形直至追踪构成一个完整的封闭块体。为了进一步在层块内做地层压力曲线的三维插值，需要在层块内把网格离散化。其基本方法为把层块模型整体放于三维均匀网格空间中，对每一层块的表面三角形，通过计算表面法线角度，排除位于该表面外的网格点［11］。最后，利用克里金算法的球形模拟精细三维插值。克里金算法是建立在变异函数理论及结构分析基础之上的，它在有限区域内对区域化变量的取值进行无偏、最优估计，误差的方差最小［12-13］。

整个三维地层压力场建模过程既考虑了地层压力参数的随机性，又考虑了地层压力参数同一层系的相关性，建模结果更科学、更真实地反映了实际地层压力特征。

1.3 现今地层压力分布规律

对研究区过重点井切取从隆起带到斜坡带到洼陷带再到斜坡带的连井剖面的压力纵横向分布规律进行分析。从连井地层压力系数剖面上看，洼陷带明显具有较高的异常高压，尤其在夏381 井沙四段上亚段和沙三段下亚段，地层压力系数最高能达到1.45；斜坡带部分井有弱超压异常，地层压力系数达到1.2～1.3 左右；在隆起带基本为常压区，地层压力系数为1.0左右（图3）。

从地层压力系数栅状立体图（图4）可以清晰地看到，临南洼陷不同方向测线压力系统变化规律表现出相似的特征，从浅到深地层压力系数呈现先增大后减小的特征，在沙四段上亚段—沙三段下亚段地层压力系数达到最大。

图3 临南洼陷连井地层压力系数剖面Fig.3 Pressure coefficient profile of well tie in Linnan Subsag

图4 临南洼陷地层压力系数栅状立体图Fig.4 Grid stereogram of pressure coefficients in Linnan Subsag

图5 临南洼陷沙三段下亚段和中亚段地层压力系数平面分布Fig.5 Plane distribution of pressure coefficients in Lower and Middle Es3in Linnan Subsag

通过压力场建模可以获得临南洼陷重点层系地层压力平面分布特征。从沙三段下亚段和中亚段地层压力系数平面分布（图5）来看，整体上从隆起带—斜坡带—洼陷带，地层压力依次从常压、弱超压向超压过渡。这一特征与剖面压力分布一致，而且地层压力系数均是从洼陷中心向隆起处减小。从局部来看，沙三段下亚段超压（地层压力系数大于1.2）存在2个集中发育区，一个是西部街204—街403井区，地层压力系数为1.2～1.4；另一个为东部夏381—夏99 井区，地层压力系数为1.2～1.5，压力等值线更为密集，反映地层压力变化较快（图5a）。沙三段中亚段超压以夏38—夏381井区为超压集中发育区，地层压力系数接近1.4，超压幅度由内向外逐渐降低，到街4、街502井附近降低为正常压力（图5b）。沙三段整体从隆起带到斜坡带再到洼陷带具有常压—弱超压—异常高压的变化规律。

通过临南洼陷地层压力场静态建模，能够从平面—空间全方位准确地反映研究区地层压力特征的变化规律，明确了临南洼陷常压—超压共存的现今压力结构特征。

2 三维古压力场演化动态模拟

含油气盆地中的压力研究包括现今压力和古压力两个方面。古压力场，特别是成藏期古压力场与油气的分布直接相关。因此，明确古压力场的演化特征显得尤为重要。通过构造演化、沉积充填、流体流动、地温和压力演化等地质过程及其相互间的匹配关系，利用盆地数值模拟方法，恢复临南洼陷古压力场演化过程。

2.1 盆地数值模拟关键参数设置

采用PetroMod 盆地模拟软件进行地层压力演化模拟，模拟过程需要考虑多个地质因素的作用及其相互间的影响。因此，数值模拟结果的好坏在很大程度上取决于有关边界条件和对重要参数的理解及数值的选择［14］。

实际模拟过程通过统计不同层段砂泥岩含量，构建相应的混合岩性。岩石孔隙度-深度关系用Athy 公式表示，孔隙度-渗透率采用修正的Koze⁃ny-Carmen 渗透率模型［15］。烃源岩有机地球化学参数主要包括有机质类型、总有机碳含量（TOC）和氢指数（HI）等。临南洼陷烃源岩主要包括沙四段上亚段和沙三段下亚段。其中，沙四段上亚段烃源岩TOC值平均为1.15%，HI值平均为500 mg/g，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型；沙三段下亚段烃源岩TOC值平均为1.55%，HI值为600 mg/g，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型。采用Easy%Ro模型描述干酪根热成熟生烃史，选择Burnham TII模型作为生烃动力学模型，对应于Ⅱ型干酪根。

模型中设置的边界条件包括大地热流值（HF）、古沉积水深（PWD）以及沉积水界面温度（SWIT）等，参考前人的研究成果［16-17］。根据实测温度和镜质组反射率对模拟结果进行约束，对热参数进行适当调整。实测压力与前述点约束测井综合解释一维预测压力用来作为地层压力模拟结果的验证条件，已钻井的一维模拟获得的地层温度、有机质成熟度以及地层压力模拟结果与相应的实测温度、Ro数据和实测压力及预测压力均可以较好的吻合，说明盆地数值模拟结果准确。

2.2 压力场演化特征

2.2.1 二维剖面压力演化

选择由北向南依次经过隆起带、洼陷带以及南部斜坡带的典型地质剖面以揭示临南洼陷地层压力演化模拟结果（图6）。

图6 过临南洼陷中心近南北向二维剖面压力演化Fig.6 Pressure evolution of nearly N-S 2D profile through Linnan Subsag center

在沙一段沉积末期（距今32.8 Ma），除在洼陷中心发育弱超压（剩余压力仅为2～4 MPa）外，其他区域全部为正常压力。在东营组沉积末期（距今24.6 Ma），超压主要局限在洼陷中心的沙四段和沙三段下亚段，剩余压力达到8～10 MPa。距今24.6～14 Ma，受区域构造运动的影响临南洼陷整体遭受抬升剥蚀，地层压力大幅降低，最大剩余压力减小为5 MPa左右。进入新近纪以来伴随馆陶组和明化镇组沉积，研究区再次进入快速沉降阶段，沉积物持续充填和埋深导致超压幅度和发育范围逐渐增大。现今是地层埋藏最深、超压最大时期，并且超压主要发育在洼陷带，超压中心分布在夏941—夏99 井附近，向洼陷两侧超压幅度急剧减小。由洼陷中心向南部斜坡带沙河街组地层泥质含量减少、埋深变浅，超压亦随之逐渐减小，只在沙四段发育超压，剩余压力小于10 MPa。而北部的隆起带由于断层发育、地层埋藏较浅、封闭条件较差，导致超压沿断层和渗透性岩层释放而发生消散。

2.2.2 平面压力演化

沙三段下亚段是研究区主力烃源岩层，也是超压主要发育层段。数值模拟结果表明，超压主要分布在洼陷带中心，压力分布与构造走向一致。其中2 个次级超压中心分布在街4—街403 井区以及夏99—夏381 井区，最大剩余压力为19～22 MPa。剩余压力自洼陷中心向两侧的南部斜坡带和北部隆起带逐渐减小，最后变为正常压力（图7）。

从剩余压力平面演化来看，东营组沉积初期（距今32.8 Ma），在夏99—夏381 井局部开始发育弱超压，剩余压力仅为2～4 MPa。东营组沉积期间（距今32.8～24.6 Ma）临南洼陷快速沉降，沉积物大量快速充填使得孔隙水排出与孔隙减小速度不平衡，孔隙排水不畅导致超压达到第一期峰值，剩余压力最大约为6 MPa。距今24.6～14 Ma 临南洼陷遭受抬升剥蚀，剥蚀厚度为0～500 m 不等，由于上覆地层厚度减小，致使沙三段下亚段地层压力降低，馆陶组沉积时期距今14 Ma 时洼陷中心剩余压力仅为1～2 MPa。距今14 Ma 至今，临南洼陷持续沉降，伴随馆陶组和明化镇组快速沉积，地层压力快速增大，直至现今最大压力分布状态。在超压形成过程中，临南洼陷中心的巨厚泥岩是超压发育的有利场所，超压中心与洼陷中心基本一致。

图7 临南洼陷沙三段下亚段剩余压力平面演化Fig.7 Plane evolution of residual pressure in Lower Es3in Linnan Subsag

3 异常压力与油气分布关系

3.1 地层压力与油藏类型的关系

图8 临南洼陷曲斜8井—夏101井油藏压力剖面Fig.8 Reservoir pressure profile across Well QX8-Well X101 in Linnan Subsag

通过绘制临南洼陷斜坡带到洼陷带的连井油藏剖面，分析已钻井实测地层压力系数（图8）发现，临南洼陷整体表现为洼陷带发育明显的超压，但是也存在由于开启断裂导致的地层压力系数较低的现象，向斜坡带地层压力系数逐渐降低，不同断块之间压力系统也具有较大差异。结合该区油气藏类型来看，洼陷带发育半深湖浊积砂体，如夏941井，以超压岩性油藏为主。而临近洼陷的斜坡带在上覆岩性和异常高压（或者压力过渡带）双重控制下形成构造油藏或者构造-岩性油藏，低幅度超压发育往往有利于形成高丰度油藏。受砂体和断层控制的不同储集体类型和不同构造部位导致压力的分布不同，后者又决定了能量场的空间叠置，这种叠置的形式又在一定程度上决定了油气层的产能。

3.2 地层压力与油气产能的关系

图9 临南洼陷沙三段下亚段地层压力与已钻井含油气性关系Fig.9 Relationship of formation pressure with oil and gas potential of drilled wells in Lower Es3in Linnan Subsag

地层压力与油气成藏动力具有内在联系。将沙三段下亚段地层压力系数平面展布与已钻井含油气性电测解释结果叠加发现（图9）：地层压力与油气产能具有较好的对应关系。越靠近洼陷，距离油源越近，地层压力系数越高，含油气性也越好。油井大多位于地层压力系数大于1.2 的区域内，沙三段下亚段主要以席状砂的岩性油藏为主，砂体充满度高，具有连片含油的特点。如夏99井处地层压力系数约为1.6，井深3 788 m 处浊积岩油藏压裂试油获得了7.56 t/d 的工业油流。街5 井沙三段下亚段地层压力系数为1.45，浊积砂体含油性好，电测解释油层4 层15 m，不含水；街501 井沙三段下亚段地层压力系数为1.31，电测解释油层1 层1 m，干层3层6 m，含油水层3 层7 m。地层压力系数为1.1～1.2的压力过渡区，则表现为油水间互的特点。

3.3 地层压力与油气运移的关系

临南洼陷的主要烃源岩为沙三下亚段的深湖相泥岩和油页岩，沙三段下亚段成藏期流体动力场演化与空间分布对油气运移以及对现今油藏的分布起着重要的控制作用。流体势考虑了油气运移时所受的水动力、浮力、超压等综合作用，全面反映了油气运聚的动力学条件。在流体势的作用下，油气总是从高势区向低势区运移［18］。

图10 临南洼陷压力场下油气运移演化分布Fig.10 Hydrocarbon migration and evolution in pressure field of Linnan Subsag

恢复了主要成藏期（馆陶组至明化镇组沉积时期）以来研究区沙三段下亚段油气运移路径特征（图10），进而分析油气运移方向和聚集部位。自东营组沉积时期超压开始形成（距今32.8～24.6 Ma），临南洼陷在超压作用下就已形成南北两侧边缘低油势、洼陷中心高油势的基本格局。沙三段下亚段烃源岩此时已进入生烃门限并且开始排烃，因此该时期油气聚集成藏已经开始发生。从油势发育幅度演化来看，距今32.8 Ma 至今油势整体上呈逐渐增大趋势，生烃洼陷的油势增幅远大于北部隆起带和南部斜坡带的，致使高油势区与低油势区的油势差逐步增大。只是在距今24.6～14 Ma 由于地层整体抬升导致地层压力降低，使得油势有所降低，降幅约为1 000～2 000 J/kg。此后明化镇组沉积时期以来，由于地层快速沉降埋深，同时沙三段下亚段进入大量生排烃阶段，埋藏深度和地层压力逐渐增大，油势也随之迅速增大。研究区的主要成藏期为馆陶组至明化镇组沉积时期，该时期油势快速增加，在巨大的势能差条件下，原油以发散状由洼陷中心的相对高势区垂直于油势等值线流向四周，并在相对低势区部位聚集，基本形成现今油气藏分布格局。

现今为油势发育的最大时期，在洼陷中心的夏99—夏381 井、街4—街501 井形成2 个高油势发育中心，最大油势约为28 000 J/kg。北部隆起带的低油势区为2 个油气聚集区，与现今临盘油田和商河油田富油区吻合程度较好；而南部斜坡带的油气聚集区则与临南油田以及曲堤油田位置匹配良好。

整体上，现今实际发现的含油区（图10 中红色区域）绝大多数分布在原油运移路线上或相对低势区。说明油气在浮力和地层压力的双重作用下向洼陷带四周运移，异常高压为油气运移的主要动力。在超压带内，油气的分布受圈闭的有效性控制；在常压带内，油气分布受正向构造带控制，油气主要沿着临商断层东段、帚状分支和夏口主支断层向周缘的正向构造带运移，距离洼陷带越远，构造脊对油气的分布控制作用越强。油气成藏受多种成藏要素和成藏过程的影响，且在不同的含油气盆地各个要素对成藏的影响程度又有所差异。因此，临南洼陷油气的聚集成藏总体受超压的控制。