莺歌海高温超压盆地压力预测模式及成藏新认识

谢玉洪

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

莺歌海高温超压盆地压力预测模式及成藏新认识

谢玉洪

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

莺歌海盆地中深层特别是高温超压地层中，存在着众多的大型勘探目标，但因其所固有的错综复杂的地质特性，使天然气勘探面临的成藏理论、地层压力预测、钻井安全等问题在业界没有成功的经验可资借鉴，从而导致该盆地勘探进展缓慢。通过近几年对该盆地地层压力预测模式的研究，发现异常压力层段的波阻抗随深度增加而减小，局部有强烈的倒转现象发生，结合已钻井的测压、测试等数据，建立起了盆地不同构造位置的压力预测模型，并在该区压力预测实践中取得了良好效果；同时还在天然气成藏理论上取得了新的认识，DF13E井在中深层的新近系中新统上部黄流组一段获得优质高产气流，证明了中深层强超压领域（压力系数大于1.8）可以形成优质气藏，拓宽了该盆地天然气勘探领域。

莺歌海盆地 温度 压力预测模型 成藏理论 新认识 勘探区 勘探方向

莺歌海盆地位于南海北部大陆架西北区，该盆地是一个年轻、快速沉降、以海相沉积为主的盆地，异常高温超压是其重要特征之一。新近系中新统三亚组和梅山组浅海相泥岩含较丰富腐殖型有机质，是主力烃源岩，上覆中新统黄流组、莺歌海组和第四系乐东组等多套储盖组合。勘探上把上新统莺歌海组二段上部—第四系乐东组储盖组合划分为浅层，该层段构造类型以背斜为主，埋藏浅，地震资料品质好，是常压—压力过渡带领域（地层压力系数介于1.0～1.5）；把梅山组—黄流组储盖组合称为中深层，该层段埋藏较深，地温梯度为4.56℃／100m，压力高（地层压力系数大于1.8），属高温超压区，加之地震资料品质差、圈闭和储层落实困难，给钻井工程也带来极大风险，使得该领域勘探技术难度大、资金投入高、勘探风险大、进展缓慢。

1 地层压力预测面临的难点问题

1.1 压力系数演化类型不同

根据压力系数随深度的变化特征，将莺歌海盆地地层压力曲线表征为底辟S增压型、折线增压型和缓慢增压型3种（图1）：①底辟S增压型——该类型常压系统与高压—超高压系统之间存在较厚的过渡段，随着深度的增加，在1 200～2 000m处即可表现为超压特征，在强超压带可见压力系数“回头”现象；②折线增压型——该类型存在两个以上的压力系统，在中深部和深部形成不同的压力系统；③缓慢增压型——主要分布在盆地中央凹陷带的非底辟区，与盆地快速沉积欠压实作用有关。

图1 莺歌海盆地压力类型平面分布图

1.2 探井钻前压力预测的难点

由于莺歌海盆地勘探程度比较低，探井较少，缺乏实际资料，另外底辟和构造地应力的存在也导致对地层超压成因的判断比较困难，所以钻前压力预测是一个难点问题［1－2］。莺歌海盆地高温超压的存在，钻井安全是钻井过程中的重要因素［3－6］。

目前地层压力预测的方法较多，但大多数都属于经验公式的方法，受到一定的适用条件的限制。地层速度是用于地层压力钻前预测和钻后压力计算的主要参数，层速度特点是在正常压实的地层中其值随深度的增大而增大，而在异常超压地层中其值比正常值小，因此可凭借层速度的异常变化来判断和检测异常高压地层［7－10］。经过多年对莺歌海盆地压力预测及计算方法研究，发现“差值法”（图2）可以应用于莺歌海盆地压力计算，其基本原理是用速度异常量来确定异常压力。其标准为：Δv＝0为正常压实地层；Δv＜0为异常高压力地层。该方法需要在地区性的压力预测数学模型的基础上定量地计算出孔隙压力，其优点是不需要先计算上覆压力，减少误差和一些不可控因素。对于这一方法而言，速度差与压力系数对应的压力预测模型的确定是其中的难点和重点。

1.3 天然气成藏认识的难点

国内外大量研究成果表明，在异常高压发育地区，油气主要聚集在超压顶面之上、压力系数介于1.2～ 1.5的压力过渡带内，当压力系数超过1.8时地层很少富藏天然气，这与多数岩层超过该压力系数发生破裂有关。尤其在碎屑岩发育的地区，当地层压力为上覆静岩压力的75%～95%时，上覆地层会被压裂，造成油气散失。在超压地层要形成油气藏，盖层条件要求苛刻。塔里木盆地库车坳陷克拉2号大气田压力系数达2.0，与发育优质的膏盐盖层有关。北海盆地维京地堑（Viking Graben）和加拿大东部新斯科舍（Nova Scotia）陆架区超压油气藏（如Venture Field）形成于深逾4 000m的侏罗系页岩超压层系内，这套页岩本身既是优质烃源岩，又是良好盖层。

在莺歌海盆地，中深层异常高压成因源于多个方面，但主要来源于两个方面：①源自深层泥岩自身产生的高压；②来自深盆的他源高压。虽然，不同超压形成深度不相同，但都比其他盆地浅，钻井揭示在2 000m附近地层压力系数就已达到1.5，3 000m以下地层压力系数通常大于1.8，为强超压（图3）。再者，中深层地层时代新（中—晚中新世），发育大套浅海相泥质碎屑岩地层，这类性质的地层在浅层常温常压气田起了很好封盖作用，但在中深层高温超压环境下（尤其在大型底辟背斜发育区，底辟活动既造就了油气运移的优势通道，又对中深层大型背斜盖层产生改造，盖层有无足够的封盖能力颇受质疑［11－12］）。由此引起大家对中深层高温超压条件下天然气是否可以大规模成藏的顾虑和担心。

2 压力预测模型的建立

图2 压力计算差值法示意图

图3 莺歌海盆地底辟带超压界限连井压力对比剖面图

在对莺歌海盆地天然气勘探研究中发现，异常压力层段，波阻抗、速度、密度都有随深度增加而减小的趋势，局部有强烈的倒转现象发生。对于莺歌海盆地目前采用的压力预测“差值法”而言，速度差与压力系数对应的压力预测模型的确定是难点和重点。经过多年的研究，结合已钻井的钻井液数据、测压和测试数据，总结出盆地不同构造位置的压力预测模型（图4），形成了莺歌海盆地压力预测基本模式。所有的压力计算是在这模型之上实现的。

图4 莺歌海盆地压力预测速度差—压力系数模式图

从莺歌海盆地构造格局的角度考虑（图4－a），可以看到对于同样的压力系数而言，盆地中心的速度差要低于盆地边缘。究其原因，主要是由于盆地中心处于沉积物快速沉积区，泥岩处于一种欠压实的状态，而盆地边缘处于沉积物路过区，而且同样深度位置盆地边缘地层的年代要比盆地中心的地层年代老，地层速度较高。

从单个含气构造的角度考虑（图4－b），可以看到莺东斜坡区和莺北临高区的速度差与压力系数的关系趋势比较一致，值的差异也不大，而东方底辟区和乐东底辟区的速度差与压力系数的关系趋势比较一致，但绝对值的差异比较大。经分析和研究，产生的原因如下。

1）构造位置差异。莺东斜坡区和莺北临高区处在盆地的边缘位置，而东方底辟区和乐东底辟区都处于盆地的中心位置，所以盆地中心位置区和盆地边缘区的趋势不同，当层速度差不大时，盆地中心区的压力系数高于盆地边缘区。

2）底辟的影响。乐东底辟区和东方底辟区都处在底辟之上，但是底辟的规模和底辟的活动期不一致，研究认为底辟活动具有幕式结构特征［13］，乐东底辟区的底辟处于刚结束的排压期，压力已经得到释放，而东方底辟区正处于幕式活动的压力积蓄期，没有压破上覆地层，压力还没有释放，所以乐东底辟区地层压力系数明显小于东方底辟区。

3）压力传递作用。处在盆地边缘的莺北临高区和莺东斜坡区，本身深部地层的压力系数就属于正常压力—压力过渡区间，再加上沉积物较粗，易于泄压，其深部地层的压力没有在浅层聚集；而乐东底辟区则处于刚结束的排压期，裂隙和断层处在封闭状态，难于将深部地层的高压传递到浅部地层。

3 对盆地高温超压成藏模式的新认识

莺歌海盆地在20世纪90年代经过一轮浅层常温常压领域天然气勘探的高潮，发现东方1—1、乐东22—1、乐东15—1等多个大中型气田和一批含气构造，成效显著。由于中深层天然气勘探起步较晚、缺乏成功的经验可资借鉴，所以莺歌海盆地的高温超压成藏理论认识和钻探实践一直进展缓慢［14－15］。莺歌海盆地中深层异常高温超压条件下泥岩盖层能否封盖住具有规模的异常高压气藏一直是地质家和勘探家们担心的焦点问题之一。这一问题的实质是担心中深层泥岩盖层的质量不够好，封盖能力不够强［16－17］。DF11C井和DF11D井是中深层的2口探井，均处于底辟背斜构造内，虽然在黄流组一段揭示了大套浅海泥岩，但分析表明泥岩并不纯，多为粉砂质泥岩，说明盖层质量不高，这2口井似乎印证了大家对中深层泥岩盖层质量欠佳的担心。

LD22A井钻探失利之后，莺歌海盆地底辟带中深层勘探陷于“沉寂”。2009年初，在东方1—1构造西侧的另一个底辟构造之上钻探LOTUSA井发现气层，MDT和DST资料显示压力系数为1.98，属于强超压层，其下伏地层压力更高，压力系数超过了2.0，虽然以CO2居多，但证明强超压封存箱内可以形成游离气藏。以此为启示，重新认识东方1—1中深层储层，在该构造东北翼针对东部物源的黄流组一段浅海滩坝砂岩储层钻探了DF12井。该井也钻遇气层，经MiniDST测试获得成功，取得气体样，以烃类气为主，地层压力系数为1.92，该井说明底辟带中深层强超压层存在优质烃类气聚集。

以上钻探实践充分表明，不但超压封存箱上方的压力过渡带、常压区可以成藏，底辟带中深层超压封存箱内仍然可以成藏，超压带内游离烃类气藏的存在也有可能。

对东方1—1三维地震资料进行精细研究［18－19］，在东方气田西翼发现黄流组一段大型三角洲体系，落实一群岩性圈闭，经过反复研究和论证，钻探DF13E井（图5），该井钻探目的为探索黄流组一段上部砂体含油气性和储量规模；获取东方1—1构造西块中层的储层物性、油气层流体性质及产能资料。该井钻遇的盖层与DF11C井和DF11D井的明显不同，该井位于东方底辟构造西侧、底辟背斜之外，钻探结果在黄流组一段上部揭示了一套厚达220m的海侵—高位体系域浅海泥岩盖层，这套直接盖层不仅厚度大，而且泥岩纯，塑性强（可钻性差），受压实程度较高，分布范围较广，具有超压（压力系数为1.5～1.8）（图6），表现出良好的高压封盖性能，为异常高压气藏的形成提供了重要保障。

DF13E井在中深层黄流组一段高温超压领域获优质高产气流，取得重要发现，揭示了一个高压气藏形成的新模式，具有领域突破的重大意义，证明了中深层强超压领域（压力系数大于1.8）可以形成优质气藏的论断，从而拓宽了盆地天然气勘探领域。

4 结论及认识

图5 DF13E井典型剖面图

图6 DF13E井钻前压力预测图

1）钻井安全是高温超压盆地钻井过程中的重要因素，钻前压力预测是钻井井身结构设计的基础。经过多年的勘探实践，总结出 “速度差法”是莺歌海盆地的钻前压力预测和钻后压力计算中一种适用的方法，并建立了相应的计算数学模型，准确性高。

2）从莺歌海盆地构造格局的角度和单个含油气构造的角度入手，从总体到局部、从盆地中心到盆地周缘分别建立莺歌海盆地盆地中心、盆地边缘、莺北临高区、莺东斜坡区、东方底辟区和乐东底辟区的压力预测模型，并分析了每种模型速度差与压力系数的关系以及各个模型间差异存在的原因，为莺歌海盆地不同区域的钻前压力预测提供了重要的基础支持。

3）通过DF13E井钻探成功，在中深层黄流组一段高温超压领域获优质高产气流，取得重要发现，揭示了一个高压气藏形成的新模式，具有领域突破的重大意义。

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2011－11－07 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.004

Xie Yuhong，senior engineer，born in 1961，is engaged in petroleum exploration and development.

Add：Mail Box 22，Potou District，Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

Tel：＋86－759－3900 265 E－mail：xieyh＠cnooc.com.cn

Models of pressure prediction and new understandings of hydrocarbon accumulation in the Yinggehai Basin with high temperature and super－high pressure

Xie Yuhong
（Zhanjiang Branch of CNOOC Co.，Ltd.，Zhanjiang，Guangdong524057，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME31，ISSUE12，pp.21－25，12／25／2011.（ISSN1000－0976；In Chinese）

Many large exploration targets exist in the deep layers especially those with high temperature and ultra－high pressure in the Yinggehai Basin.However，the inherent complexity of its geological conditions challenges gas exploration.There are no successful learning experiences in hydrocarbon accumulation theory，formation pressure prediction，drilling safety，etc.，which impedes exploration in this basin.The study of formation pressure prediction models in recent years reveals that wave impedance of intervals at abnormal pressures decreases with the increasing of burial depths and shows the phenomenon of locally strong inversion.These understandings in combination with the measured pressure and test data of the drilled wells were used to build pressure prediction models for different structural locations in this basin.These models have been successfully applied in pressure prediction in this study area.Moreover，new insights were obtained in gas accumulation theory and high gas flow was achieved in the well testing of DF13Ein the first member of the Upper Miocene Huangliu Formation with moderate－to－large burial depths.This verifies that gas pools of high quality may occur in the medium－deep layers with ultra－high pressures（pressure coefficient over 1.8），which widens the domain of gas exploration in this basin.

Yinggehai Basin，temperature，pressure，prediction，model，hydrocarbon accumulation，new understanding，exploration zone，exploration orientation

谢玉洪，1961年生，高级工程师，博士，本刊第七届编委会委员；从事油气勘探研究工作，现任中海石油（中国）有限公司湛江分公司总经理。地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。电话：（0759）3900265。E－mail：xieyh＠cnooc.com.cn

谢玉洪.莺歌海高温超压盆地压力预测模式及成藏新认识.天然气工业，2011，31（12）：21－25.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.004