利用东营凹陷典型剖面分析地层压力演化与油气成藏关系

李继亭，曾溅辉，吴嘉鹏

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中国石油大学（北京）地球科学学院；3.中国石化胜利油田有限责任公司测井公司）

利用东营凹陷典型剖面分析地层压力演化与油气成藏关系

李继亭1，2，3，曾溅辉1，2，吴嘉鹏1，2

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中国石油大学（北京）地球科学学院；3.中国石化胜利油田有限责任公司测井公司）

运用盆地模拟方法对东营凹陷新生界地层异常压力演化特征进行分析，并结合油气成藏期次分析对异常压力演化与油气藏分布进行了研究。模拟结果显示：东营凹陷古近系沙四上亚段（Es4上）和沙三下亚段（Es3下）烃源岩地层中普遍发育异常压力，并以超压为主；异常压力演化具有波动性，总体上经历了早期形成、中期下降调整、晚期再次增大3个阶段，分别对应沙河街组—东营组沉积期、沉积间断构造抬升期和馆陶组—第四纪沉积期。通过超压演化与油气成藏期次分析发现，现今处于超压环境中的油藏，在成藏过程中未必处于超压环境。早期形成的异常压力为Es4上和Es3下部分烃源岩中油气向邻近的圈闭运移聚集提供了充足的成藏动力，并有利于油气藏的保存。

盆地模拟；压力演化；油气成藏期次；东营凹陷

自20世纪中叶国内外学者发现沉积盆地存在异常压力［1-2］以来，异常压力的分布和演化在油气勘探中一直起到极其重要的作用。大部分含油气盆地，如渤海湾盆地、莺歌海盆地等均发现异常压力现象，针对这些异常压力的分布特征、成因机理展开了深入和广泛的研究［3-4］。学者们对盆地异常压力展布特征和成因机理的研究较多，但根据异常压力的形成和演化过程来研究其对油气成藏与分布的影响则较少。前人研究表明：油气成藏期次与异常压力的形成和分布紧密相连［5］；油气成藏关键时期，油气在异常压力产生的动力下运移并聚集［6］。

本文根据草古6—陈气7井典型剖面，对东营凹陷地层异常压力发育演化进行了正演模拟。同时，利用流体包裹体均一温度-埋藏史投影法确定了不同类型油气藏的成藏期次，并结合异常压力的形成与分布，研究了异常压力动态演化过程对不同地质历史时期油气成藏的控制作用。

1 地质背景

东营凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷（图1a），剖面上为典型的北断南超、北陡南缓的不对称箕状凹陷特征（图1b）。东营凹陷新生代先后沉积了古近系孔店组（Ek）、沙河街组（Es）、东营组（Ed）和新近系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）及第四系（Q）地层。古近纪是断陷阶段，主要发育三角洲相、滨浅湖相、半深湖—深湖相沉积；新近纪是坳陷阶段，主要发育冲积扇—曲流河等沉积。东营凹陷的2套主力烃源岩是古近系沙四上亚段（）和古近系沙三下亚段（的厚层暗色泥岩及油页岩。

2 技术方法及参数选取

本文采用盆地数值模拟技术对东营凹陷压力演化进行研究。模拟结果的正确性与合理性很大程度上取决于研究者对地质现象的认识程度，以及对有关边界条件和重要地质参数的理解水平和数值的选择。模拟中选取的参数主要包括：①地质参数，模拟采用的地质年龄、古地表温度、古水深等根据李丕龙等［7］的研究资料，喜山运动在研究区造成的地层剥蚀量采用吴智平等［8］的研究资料；②热力学参数，不同时期的大地热流值等资料根据文献［9］—文献［11］的研究资料；③岩性及组合，各层的砂岩和泥岩含量及其它岩性的岩石含量，根据测井和录井资料获得；④岩石物性参数，包括岩石孔隙度、压缩系数和渗透率等，根据Xie等［12］的研究资料；⑤其它参数，如流体密度、黏度等资料，采用软件默认值。

图1 东营凹陷构造概况图（a）及典型剖面特征（b）Fig.1 Structure map （a）and typical profile features（b）of Dongying Sag

3 异常压力形成与演化特征

模拟所选取的剖面是过东营凹陷主体生油洼陷的草古6—陈气7井主干剖面，自北向南依次穿过北部陡坡带、利津洼陷、中央隆起带、王家岗断裂带和广饶凸起。

由草古6—陈气7井剖面压力模拟结果（图2）可以看出，研究区古近系普遍存在异常压力，在洼陷剧烈沉积区尤为发育。研究区超压主要发育在和烃源岩地层。异常压力整体上经历了早期形成、中期下降调整、晚期再次增大3个阶段的演化过程。

（1）沙河街组沉积期是东营凹陷断陷的发育阶段，断裂伸展活动强烈，物源充沛，凹陷沉积了厚层暗色泥（页）岩。较大的地层沉积速率导致和负荷应力增大，孔隙度快速减小，渗透性变差，孔隙流体压力增高，欠压实作用明显。模拟结果表明，异常压力高值主要分布在和地层中（图2a右下部黄绿色部分），异常压力主要集中在0.9～5.0 MPa（图 2a）。

图2 东营凹陷典型剖面剩余压力演化分布图Fig.2 Abnormal pressure evolution of typical profile in Dongying Sag

（2）Ed沉积末期，异常压力范围明显增大，最大异常压力达到7～9 MPa，主要分布在和地层中（图2b下部黄绿色部分）。

（3）渐新世末，喜山运动Ⅱ幕导致地层抬升剥蚀，异常压力得到释放和减弱，东营凹陷古近系地层异常压力降低至4～7 MPa，地层抬升产生砂体回弹，异常压力得到明显释放（图2c下部浅绿色部分）。

（4）喜山运动Ⅱ幕之后，东营凹陷进入整体沉降阶段，接受馆陶组沉积，和烃源岩再次进入埋藏增温阶段，Es4和Es3地层异常压力范围再次扩大，但异常压力值较小，为4.0～7.6 MPa（图2d下部浅绿色部分）。

（5）明化镇组—第四系沉积期，快速沉降引起的压实不均衡和生烃作用应是可独立产生大规模超压的主要机制。Es4和Es3地层异常压力明显，超压规模最大，剩余压力值达到14～18 MPa（图2e下部红色至浅绿色部分）。东营组末期、馆陶组末期及明化镇组—第四系沉积时期，异常压力发育可能都与欠压实作用、有机质生烃作用和黏土矿物脱水作用等多种因素有关［13］。

异常压力区起始深度在2200 m左右，该深度之上为正常压力系统，之下发育超压系统。模拟结果与钻井实测压力资料一致（表1）。

4 超压演化与油气成藏

异常高压的形成时间与油气大规模的运移时间具有紧密联系，且二者在油气成藏中起着十分关键的作用［14］。异常高压是油气初次运移和二次运移的主要动力，超压演化与构造演化的相互耦合控制了油气的成藏样式。

表1 草古6—陈气7井剖面压力实测数据与模拟数据误差分析表Table 1 Pressure error analysis of measured and simulated data in Caogu 6-Chenqi 7 well

4.1 油气成藏期次分析

关于东营凹陷成藏期次的划分和成藏时间的确定，前人已作了大量研究［15］，且认识较为统一，他们认为东营凹陷主要发生了2期成藏过程：第一期为东营组末期（34～24 Ma），第二期为馆陶组末期—第四纪（13.8～0 Ma）。第二期成藏规模最大、范围最广，是研究区油气成藏的关键时期。

在草古6—陈气7井剖面上，不同构造带的油藏类型存在差异。对东营凹陷几个次级构造部位的岩性、构造-岩性、地层油气藏和构造油气藏中的流体包裹体均一温度进行分析（图3），初步推算了典型剖面上不同构造带的油藏成藏时间（表2），其中河154井与河21井数据根据程慧等［16］的资料。

利用流体包裹体均一温度-埋藏史投影法并结合前人对东营凹陷成藏的分析结果得出以下几点认识。

（1）利津洼陷Es2和Es3主要发育构造油藏。根据对成烃与成藏的研究认为，该区油藏具有2期成藏特点：第一期成藏发生在Ed沉积末期，成藏规模较小，主要集中在储层物性较好的Es2底部和上部；第二期成藏主要发生在馆陶组—明化镇组沉积时期，成藏规模大，范围涉及 Es2和 Es3整个层段［17］。利用流体包裹体均一温度-埋藏史投影法确定出坨741井区和坨143井区油藏成藏时期为第二期成藏期（图 3a）。

（2）中央隆起带是东营凹陷构造油气藏的主要发育地区，也是油气运移的有利指向区带。该区带的油藏形成时间较晚，由河21井和营67井包裹体均一温度确定出中央隆起带油气成藏时期主要是第二期成藏期的晚期（图3b）。

图3 东营凹陷典型剖面不同区带代表性流体包裹体均一温度-埋藏史投影法确定的油气充注时期图Fig.3 The charging times determining with fluid inclusion homogenization temperature projected on burial history in the representative zone in Dongying Sag

表2 东营凹陷储层流体包裹体确定成藏期次Table 2 Reservoir fluid inclusion and hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

（3）牛庄洼陷主要含油层系为Es3，其中和为主要含油层系。由图3c可看出：牛22井区和牛101井区油藏为第一期成藏；牛104井、牛107井、牛106井等井区油藏为第二期成藏；深洼区为第一期和第二期2期成藏，而洼陷靠近中央隆起带的成藏时期主要为第二期成藏期。

（4）依据包裹体资料分析认为，王家岗断裂带的王108井区和王100井区油藏主要为第二期成藏（图 3d）。

4.2 地层压力演化对油气成藏的控制

异常流体压力不仅可引起未变形地层的水力破裂和超压流体的初次排放，促使了烃类的初次运移，且受超压和断裂特征的共同控制，即断-压双控流体流动，形成超压流体的二次排放［18］。

4.2.1 东营组末期（34～24 Ma）成藏时期

图4 东营凹陷主要成藏时期剩余压力特征与油藏展布Fig.4 Abnormal pressure characteristics and reservoir distribution in the main hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

根据东营组沉积末期剩余压力分布与油藏分布特征（图4a）可知，牛庄洼陷和地层发育异常流体压力，并引起未变形地层的水力破裂，为烃类流体自源岩层向相邻储集层垂向排烃提供了通道，之后在储集体内发生较大规模的侧向运移，从而形成以厚层泥质烃源岩包裹的浊积砂体油藏。该成藏时期发育的异常压力为浊积砂体中的油气运移提供了重要的源动力和运移路径，为牛庄洼陷牛101井、牛22井及其附近井区和地层中发育的岩性圈闭成藏提供了条件。牛庄洼陷深部岩性油气藏为具有相对封闭和半封闭特征的压力系统，为自源封闭型成藏动力学机制。

利津洼陷Es2底部和油气藏的油气来自烃源岩层系，其运移方式包括侧向运移和垂向运移。该洼陷北部的坨-胜-永断裂带的断裂活动开始于Es4沉积期，结束于Ng沉积末期，断层断距大，切割了Es3和Es4烃源岩的多个超压带，形成了有利的泄压带。此时，所生成的烃类在超压作用下沿断层发生垂向运移，在Es2底部和地层的有利圈闭中聚集并形成原生油气藏。由图2a可看出，利津洼陷Es2底部和上部油藏为它源开放型成藏动力学机制。

4.2.2 馆陶组末期—第四纪（13.8～0 Ma）成藏期

由之前的成藏期次分析可看出，该成藏时期形成的油藏主要分布在王家岗断裂带地区、牛庄洼陷和中央隆起带之间、利津洼陷Es2底部和地层。油藏的发育与断裂和超压烃源岩连通密不可分，断裂是超压体系卸压的重要渠道，也是幕式排放的主要途径。超压的积累可使处于静止期（呈封闭状态）的断裂开启，从而使在静水压力条件下起封闭作用的断层成为超压流体二次排放的优势通道［18］。Es4和Es3地层异常压力范围的再次扩大，为超压流体二次排放优势通道的形成提供了动力条件。

东营凹陷第二期成藏期早期（馆陶组沉积末期），大型构造圈闭基本形成，为油气大规模聚集提供了场所。由Ng沉积末期剩余压力分布与油藏分布特征（图4b）可看出：该时期只在牛庄洼陷牛104井、牛107井、牛106井等井区的岩性油藏为超压封闭的成藏环境；中央断裂带区域的断块油藏、利津洼陷的构造油藏以及王家岗断裂带王108井区的断块油藏均为常压开放的成藏环境。

东营凹陷第二期成藏期晚期（明化镇组—第四纪沉积期），之前形成的油藏不断扩大，该时期形成的油藏主要分布在凹陷边缘（图4c）。对该时期剩余压力分析后认为，凹陷边缘及中央隆起带形成的油藏为开放的静水动力成藏环境。

4.3 异常流体压力控藏模式

东营凹陷分为上部的正常压力系统和下部的异常高压力系统，不同压力系统中油气成藏模式存在差异。凹陷深部的，和下部地层处于异常高压力系统内，所以，东营凹陷油气成藏具有异常压力系统外和异常压力系统内2类成藏模式（图5）。异常压力系统内成藏的油气运移距离较短，异常压力系统外成藏则具有较长的油气运移距离。

异常压力系统内成藏模式主要分布在牛庄洼陷和利津洼陷深部，在下部地层中较为发育。东营凹陷深部的断层不发育，但超压引起的地层微裂缝，可实现烃类垂向上的穿层运移和聚集。此外，异常高压带的储集层岩石孔隙度通常比相同深度正常压实作用下同类型的岩石孔隙度大，使得储集空间得以保存，且超压可抑制黏土矿物转化，促进溶解作用而形成次生孔隙，极大地改善了地层储集性能。同时，超压封闭的流体环境还有利于岩性油气藏的保存［19］。

图5 东营凹陷典型剖面成藏模式图Fig.5 Hydrocarbon accumulation model of typical profile in Dongying Sag

异常压力系统外成藏模式主要分布在东营凹陷中浅部地层，断层是中浅部油气藏和深部烃源岩连通的重要通道。烃类的生成导致超压发育，随着地层流体压力增大，当压力达到断裂的门限开启压力时，断裂及伴生裂隙开启，超压烃类流体释放，断层起到了泄压和烃类运移通道的双重作用，这种断-压双控流体流动是异常压力系统外成藏的主要动力模式。总之，异常压力系统无论是内部成藏还是外部成藏都是油气成藏的必要条件。

5 结论与认识

（1）盆地数值模拟结果表明，东营凹陷异常压力系统演化具有波动性，总体上经历了早期形成、中期下降调整和晚期再次增大3个阶段。

（2）东营凹陷深洼区早期产生的异常流体压力促使了地层微裂缝输导体系的形成，并为岩性油气藏的形成提供了充足的烃类运移路径。

（3）东营凹陷不同构造带成藏期动力环境存在差异。牛庄洼陷和利津洼陷中央的岩性油气藏成藏期处于超压成藏环境；洼陷—洼陷边缘过渡带构造油气藏成藏期处于半封闭—开放成藏环境；洼陷边缘带构造、地层油气藏成藏环境为常压成藏环境。

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Application of typical profile to analysis of reservoir pressure evolution and hydrocarbon accumulation in Dongying Sag

LI Ji-ting1，2，3，ZENG Jian-hui1，2，WU Jia-peng1，2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Logging Technology Company，Shengli Oilfield Company Limited，Sinopec， Dongying 257096， China）

Basin modelingtechnologyisapplied toanalyzedistribution and evolution characteristicsofabnormalpressure systemofCenozoic in DongyingSag.Based on the analysis ofhydrocarbon accumulation stages,the influence ofreservoir pressure evolution on the hydrocarbon accumulation is studied.Numerical modelingresult shows that abnormally high pressures occur in the third and fourth members （Es3and Es4） of Eocene Shahejie Formation,and the pressures are mainlyoverpressure.The overpressure evolution in the sagis fluctuatingand divided intothree stages:original-forming,medium-declining adjustment and latest-raising stages,respectively corresponding to the stage of Shahejie to the final stage of Dongying Formation,the stage of uplifting and denudation,and the stage of Guantao Formation to Quaternary depositional stage.The study of overpressure evolution and hydrocarbon accumulation stages shows that the reservoir which is in the overpressure environment now may not be in overpressure environment when the hydrocarbon accumulation occurred.In the earlytime,the overpressure is favorable power for hydrocarbon migration and accumulation in the lithologic reservoir,and conducive tothe preservation oflithologic reservoir.

basinmodeling；pressureevolution；hydrocarbonaccumulationstage；DongyingSag

TE122.3+5

A

2011-03-10；

2011-04-16

国家科技重大专项“渤海湾盆地精细勘探关键技术”（编号：2009ZX05009-003）项目资助。

李继亭，1983年生，男，硕士，主要从事石油地质方面的工作。地址：（257096）山东省东营市东营区北二路 415号胜利油田测井公司。 电话：（010）89733763。 E-mail：lijiting0546@163.com

曾溅辉，1962 年生，男，教授，博士生导师。 电话：（010）89733325。 E-mail：zengjh@cup.edu.cn

1673-8926（2011）04-0058-07

郭言青）