西湖凹陷西斜坡W构造异常高压特征及对油气成藏的影响

2021-07-02杨鹏程

海洋石油 2021年2期

李斌，杨鹏程，蒋彦，陈现，李倩，李喆

（1. 中石化海洋石油工程有限公司上海物探分公司，上海 201208；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120）

异常高压在全球的沉积盆地中广泛存在，Hunt（1990）[1]统计显示全球180个沉积盆地中有160个发育异常高压。近30年来，异常高压的成因及与油气成藏的关系一直是国内外油气地质研究的热点[2]，期间取得的研究成果可概括为三个方面：一是由欠压实为主的单一成因深化为欠压实、流体膨胀、构造挤压及压力传递等多成因；二是由间接的定性研究拓展到了鲍尔斯法[3]、密度-速度交会图法等直接的实证方法；三是越来越多的关注到超压与油气分布及油气成藏的关系，并提出了流体封存箱理论（hunt，1990）[1]、幕式成藏机理（hunt，1990；郝芳，2003）[1,4]、超压对烃源岩热演化以及成岩作用的影响机制[5-7]等。

前人对东海陆架盆地西湖凹陷的异常压力形成机制及对油气成藏的影响进行了较为系统的研究，杨彩虹（2013）[8]、张震（2014）[9]、徐志星（2015）[10]、仲晓（2018）[11]等对西湖凹陷不同构造带的超压成因进行了分析，认为斜坡带的超压主要为欠压实和生烃增压成因，而构造挤压对中央背斜带的超压形成有较大贡献。张国华（2013）[12]、刘金水（2015）[13]等初步分析了异常高压对油气分布及成藏的影响，基于超压分布提出了四种耦合类型，建立了“高压控藏、塔式聚集”的油气成藏模式。但这些研究并未涉及W构造超压封存箱的特征，且在异常高压对油气成藏的影响方面都不太深入，尤其是在对烃源岩演化及优势储层发育的机理方面。本文利用钻井、测井、测试及分析化验资料深入研究了W构造异常压力封存箱的分布以及异常高压的成因，并明确了异常高压对油气成藏的具体影响。

1 地质背景

W构造位于西湖凹陷保俶斜坡的中北部，该构造受古隆起的影响，发育一系列西倾的反向断裂（F1、F2、F3），形成了多个反向断块，平面上可以分为中块、北块和南块（图1）。钻井揭示平湖组是该区主要的目的层，也是区域上主要的烃源岩层。平湖组地层具有异常高压发育的地质背景，地层整体具有沉积厚度大（多大于2 000 m）、泥地比高（70%左右）、沉积速率快（150～300 m/Ma）[8]以及区域盖层发育（海侵体系域厚层泥岩）的特点，且分析化验资料揭示平湖组发育煤层、碳质泥岩等优质烃源岩（HI多大于200 mg/g·Toc），平湖组中下段（埋深大于4 000 m）已经进入排烃门限（Ro＞0.7%），具备了欠压实增压和生烃增压发育的地质条件。

图1 西湖凹陷W构造位置及油气层综合柱状图Fig. 1 Structural location and comprehensive histogram of oil and gas layers of W structure in Xihu Sag

研究认为[14]平湖组主要发育受潮汐影响的三角洲环境，平湖组沉积早期受古隆起的影响，具有断槽控砂的机制，物源主要来自西南方向；平湖组沉积晚期地层填平补齐，具有断坡控砂的机制，物源主要来自于西北方向。W构造油气富集程度较高，目前已有8口井，均已钻遇油气层，油气在平湖组中上段和下段均能成藏。平下段主要发育砂岩上倾尖灭油气藏，西南方向物源的砂体受坡折带控制向上倾方向尖灭；平中上段主要发育断层-岩性复合油气藏，西北方向物源的砂体与NE-SW向断层复合。其中，平下段的砂岩上倾尖灭油气藏储量规模较大，平面叠合连片，且普遍发育异常高压，是该区最重要的油气藏类型。

2 异常高压发育特征

关于异常压力的划分，前人提出了不同的划分标准[15-16]，本文参考前人标准，并结合西湖凹陷的异常压力实际发育特征，将压力系数在0.98～1.2划分为常压，压力系数＞1.2统称为异常高压。

2.1 剖面分布特征

（1）储层超压

通过对W构造6口井储层的MDT及DST测压资料统计（图2），发现W构造的地层压力及压力系数并非随深度的增大而增大，而是在垂向上出现异常压力封存箱，在封存箱之下具有明显的压力反转，地层压力随深度增大表现为常压-超压-常压的变化特征。异常高压开始出现的深度约为3 800 m，但不同井有所差异；超压封存箱内的压力系数主要分布在1.2～1.6之间。

图2 西湖凹陷W构造MDT实测压力及压力系数Fig. 2 MDT measured pressure and pressure coefficient of W structure in Xihu Sag

（2）泥岩超压

由于泥岩无实际测压值，需要借助地球物理资料进行地层压力的计算。泥岩地层压力的预测方法可以概括为基于正常压实趋势的超压预测方法和直接超压计算方法[17]，主要包括平衡深度法、Dc指数法、Bowers法、Eaton法、地震反演法等，其中Eaton法参数相对容易获取，并且对欠压实成因以及生烃成因的超压均适用。

Eaton法[18]是以有效应力方程为基础，利用泥岩声波时差来进行地层压力的计算。地层孔隙压力（Pp）计算公式如下：

式中：Pp为地层孔隙压力，MPa；P0为上覆地层静岩压力，MPa；Ph为正常静水压力，MPa；Δtn为地震波在正常的泥岩中旅行时间，us/m；Δt0为实测的地震波在泥岩中旅行时间，us/m；N为Eaton指数；D为与泥岩压实有关的常数；H为深度，m。

Eaton指数的确定是压力计算的关键，该地区经过反复测试，当Eaton指数取3时，预测效果较好，该取值可能意味着欠压实作用的贡献较大[19]。通过计算，得到了该地区主要钻井的泥岩地层压力（图3），结果表明超压封存箱纵向上主要位于T33界面上下，W-2井、W-5井、W-7井主要分布在平下上段，W-6井分布在平下下段，W-3井分布在宝石组，均发育于泥岩集中段，封存箱厚度在250 m左右，封存箱之下发育正常压力系统。

图3 西湖凹陷W构造地层压力剖面分布Fig. 3 Formation pressure profile distribution of W structure in Xihu Sag

同时，注意到不同井砂岩与泥岩的压力系数并不一致，中块及南块钻井基本表现为砂岩压力系数与泥岩压力系数相当，部分砂岩的压力系数高于泥岩，而北块表现为泥岩压力系数高于砂岩，砂岩表现为常压。

2.2 平面分布特征

W构造现今地层压力平面分布（图4）显示砂岩地层压力由低部位向高部位逐渐减小，W-2井和W-7井所在的洼陷中心部位压力系数最大，达到1.5，至高部位的W-6井异常压力逐渐消失，压力系数小于1.2。泥岩的异常压力范围分布较广，W构造的北块、中块和南块均发育超压。从超压封存箱厚度来看，中块厚度较大，可以达到550 m，南块和北块厚度在200 m左右。因此，W构造现今泥岩地层压力系数较大，发育稳定的异常压力封存箱。

图4 西湖凹陷W构造地层压力系数平面分布Fig. 4 Plane distribution of formation pressure coefficient in W structure of Xihu Sag

3 异常高压成因

3.1 测井曲线组合分析法

Bowers[20]研究显示声波测井和电阻率测井主要反映岩石的传导属性，密度测井和中子测井则反映的是岩石的体积属性。不均衡压实产生的超压在传导属性和体积属性均有反映，而流体膨胀产生的超压仅在传导属性上反映最好。

W构造W-2井的测井曲线组合（图5）显示异常压力封存箱内声波测井、密度测井、中子测井均有较为明显的异常，封存箱内声波时差和中子孔隙度明显增大，密度曲线明显减小，电阻率曲线无明显增大或略有减小，体现了该井应以欠压实成因为主。同时，各曲线发生同步反转，而Bowers[21]认为声波速度、电阻率、密度测井发生同步反转，且密度、速度和电阻率在偏离其正常趋势后继续增加或保持恒定是不均衡压实形成超压的重要响应特征。

图5 西湖凹陷W-2井测井曲线组合与超压特征Fig. 5 Logging curve combination and overpressure characteristics of well W-2 in Xihu Sag

3.2 声波速度-密度交会图法

21世纪以来，根据声波速度-密度关系区分超压类型已取得了良好的效果[2]。Hoesni等[22]研究认为在密度-声波速度交会图上，欠压实成因的超压与正常压力均落入加载曲线上，而流体膨胀产生的超压，其声波速度随超压增大而降低，但密度保持不变或变化较小。

从W构造的W-2井以及W-5井声波速度-密度交会图（图6，图版引自文献[2]）可以看出，W-2井异常高压泥岩的数据点大部分位于正常压实趋势线上，还有个别点位于流体膨胀趋势线上，基于此判断该井超压机制主要为欠压实成因，也有生烃增压的影响。W-5井异常高压泥岩的数据点多数脱离正常的压实趋势线，应以生烃增压为主，同时也有欠压实的影响。

图6 西湖凹陷W-2井及W-5井的声波速度-密度交会图Fig. 6 Cross plot of acoustic velocity and density of well W-2 and well w-5 in Xihu Sag

针对W构造砂岩储层的异常高压形成机制，研究认为主要为传递增压。首先，从W构造泥岩地层压力计算值以及砂岩地层压力实测值来看，泥岩的地层压力通常与邻近砂岩相当或略大，推测砂岩中的超压可能主要来自邻近泥岩的超压传递，而W-2井P11层砂岩地层的异常压力高于邻近泥岩，且W-2井超压封存箱内天然气成熟度计算值Rc为1.6%，远高于邻近烃源岩的成熟度，推测油气应该来自成熟度更高的三潭深凹。由于W构造低部位发育大型导油断裂（F0断层），高成熟油气通过导油断裂和渗透层充注到W-2井储层中，同时伴随着异常高压的传递。

因此，针对W构造的异常高压形成机制，综合多种判别方法认为泥岩主要为欠压实成因，也有生烃作用的影响；砂岩主要为传递增压机制，并且有来自三潭深凹的超压传递。

4 异常高压对油气成藏的影响

前人研究[23]显示超压对油气的形成、运移、聚集、封盖、成藏和分布都有积极影响，本次研究证实了超压可以抑制有机质的成熟、异常压力的发育，为孔隙保存提供了条件，以及超压封存箱内可以形成规模的油气富集。

4.1 超压抑制烃源岩干酪根热降解，拓宽生油窗

从W构造W-4井烃源岩热演化剖面（图7）来看，在超压封存箱内烃源岩的热演化受到明显的抑制作用，封存箱内最大热解峰温Tmax明显减小，抑制率可达4.5%；镜质体反射率Ro在封存箱内也偏离了正常的演化趋势，抑制率达3%；同时在超压封存箱内S1/S1+S2具有明显增大的趋势，表明烃源岩已生成的吸附烃含量较高，吸附烃的赋存反过来也证明了生烃增压的存在。郝芳（2004）[5]针对超压对生烃的影响进行过系统研究，提出了超压对有机质演化和生烃抑制的4个层次，并认为富氢干酪根由于体积膨胀效应明显更容易受到超压的抑制，西湖凹陷煤及碳质泥岩为富氢干酪根、富含树脂体等壳质组分以及富氢镜质体，因此封存箱内受到较为明显的抑制作用。基于烃源岩热演化的抑制作用，使得生油窗得以拓宽，液态烃赋存的深度得以增加。

图7 西湖凹陷W-4井烃源岩热演化参数随深度变化Fig. 7 Variation of thermal evolution parameters of source rock with depth in well W-4 of Xihu Sag

4.2 超压抑制储层压实，促进胶结作用和溶蚀作用

在沉积物的快速沉积过程中，由于孔隙流体受阻不能完全驱散，地层流体会承担一部分负荷，引起异常高压，同时减缓了上覆岩体对岩石骨架的压实作用，使得已形成的孔隙免受压实破坏[24]。图8a中岩石颗粒以线接触为主，孔隙式胶结，表明已遭受了中度-较强的压实，压实作用是储层物性变差的主要原因。压实减孔率可以定量表征压实强度，是指砂岩由压实作用引起的孔隙度减少值与砂岩初始孔隙度的百分比[25]，W构造W-4井在异常压力封存箱内发育高孔隙带，计算的压实减孔率（图9）小于30%，而在封存箱上下的常压带压实减孔率均大于50%，超压带内砂岩的压实作用受到了明显的抑制。

图8 W-4井超压储层部分岩石薄片及扫描电镜照片Fig. 8 Thin sections and SEM photos of some rocks in overpressure reservoir of well W-4

图9 西湖凹陷W-4井储层成岩相关参数随深度变化Fig. 9 Variation of diagenetic parameters with depth in well W-4 of Xihu Depression

W构造的胶结物类型主要为碳酸盐胶结和黏土矿物胶结，自生石英胶结物含量较低。

碳酸盐矿物主要为含铁方解石及含铁白云石（图8a～图8d），黏土矿物主要为伊利石，其次为伊蒙混层以及高岭石，不含蒙脱石（图8c～图8e）。从伊蒙混层中蒙脱石含量（S%）及伊利石相对含量可以初步判断成岩期为中成岩A末期—中成岩B早期（图10）。利用胶结减孔率可以对胶结强度进行表征，胶结减孔率为储层中现今残余胶结物体积率与胶结物溶蚀孔体积率之和占初始孔隙度的百分比值[6]，图9可以看出W-4井在压力封存箱内胶结强烈，胶结减孔率＞50%。其中，碳酸岩胶结物体积率（图10）较大，从超压带向浅部常压带有降低的趋势，黏土矿物也有类似的趋势，但自生黏土矿物胶结带的厚度要大于碳酸盐的厚度，其在常压带仍保持较高的含量。石良（2015）[6]研究认为超压带泥岩排水并释放

图10 西湖凹陷W-4井储层胶结物相关参数随深度变化Fig. 10 Variation of related parameters of reservoir cement with depth in well W-4 of Xihu Sag

K+、Ca2+、Mg2+、CO32-等离子，孔隙水在压差下向常压带泄流导致胶结物沉淀，随着距离变大水中离子变少导致胶结作用减弱，同时黏土矿物由于对泥岩排出流体的依赖性较小导致了更大厚度的胶结。

异常高压对溶蚀作用的影响主要通过控制从泥岩层释放的富含有机酸的流体来实现[26]。W构造异常高压封存箱内烃源岩已成熟，烃源岩排出带有机酸和CO2的酸性水，然后与长石、岩屑等颗粒发生溶蚀，产生溶蚀增孔。薄片统计发现该构造储层溶蚀作用较为强烈，溶蚀孔类型主要包括粒间溶孔、粒内溶孔以及铸模孔（图8f）。储层溶蚀作用可以用溶蚀增孔率[7]来定量表征。溶蚀增孔率是指溶蚀作用增加的孔隙体积率占初始孔隙度的百分比。计算发现超压封存箱内溶蚀增孔率较高（10%～20%）（图9），且溶蚀增孔的变化趋势与总孔隙度的变化相同，在常压带也有较高的溶蚀增孔，体现了富有机酸的流体向上泄流的现象。

4.3 超压提供运移动力，超压封存箱内可以形成大型岩性油气藏

研究发现W构造本地烃源岩已经进入大量生油阶段，已发现油藏的原油成熟度Rc约为1.0%，与邻近泥岩的热演化程度相近。超压封存箱内生成的油气在异常压力的驱动下可以向上、下的输导层排烃，完成初次排放[4]。而W构造超压封存箱内储层天然气成熟度远高于邻近泥岩，天然气主要是在超压的驱动下从三潭深凹运移而来，断层和连续性砂体构成了压力传递的介质，这种超压的排放机制称为二次排放[4]，通过初次排放和二次排放可以使低超压系统的有效圈闭通过幕式充注而成藏，超压是油气运移成藏的主要动力。

另外，由于超压封存箱具有良好的顶部封盖条件，只要满足储层向上倾方向尖灭就能形成有效圈闭，而封存箱内的P11层气藏为典型的砂岩上倾尖灭型油气藏，并且砂体分布范围相对较广，储层伴随着三潭深凹高成熟外源气充注而形成高压，而超压形成了良好的储层物性，成为了该地区油气最富集的油气藏（图11）。而对于封存箱之下的泄压带和封存箱之上的常压带，缺乏广泛的封存条件，可以沿着油气运移路径，寻找与构造背景复合的构造-岩性复合油气藏。