东濮凹陷中央隆起带北部古近系异常高压与油气成藏的关系

刘景东 蒋有录

1．中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所 2．中国石油大学（华东）地球科学与技术学院

据Hunt统计［1］，全世界共有180个沉积盆地中发育超压地层，其中160个盆地的超压体与油气分布具有成因联系［2］，反映了压力场是控制油气藏形成的重要因素之一。油气藏形成时的古压力与油气大规模的二次运移具有紧密联系，古压力恢复成为近年来成藏动力学研究的热点之一，其中流体包裹体法是人们较早用来恢复古压力的方法［3－5］，并越来越受到重视。关于异常高压与油气运聚关系，前人做了大量的研究［6－16］，Leach（1993），Nashaat（1998），Belonin和Slavin（1998）等指出油气一般富集于超压顶面附近或一定的压力梯度范围内。杜栩等首次提出了5种与超压有关的油气成藏模式［2］。异常高压控制着油气的成藏过程和分布［8－10］，其中压力过渡带和常压带是油气藏聚集的有利场所［11－12］。同时很多学者注意到油气运聚成藏的幕式现象，郝芳等、赵靖舟等通过对流体的流动方式及其所处压力状态的关系进行研究，提出幕式成藏理论［15］，论述了幕式成藏的重要性及其在油气勘探中的意义［16］。

渤海湾盆地东濮凹陷北部地区古近系的膏盐岩地层为异常压力提供了很好的保存条件，同时复杂的断裂又为异常高压的释放提供了通道，其油气成藏的动力过程较复杂，目前对该区的异常高压及其对油气运聚的影响规律仍然认识不清。因此，笔者对东濮凹陷北部地区异常压力与油气成藏的关系开展了研究。

1 区域地质概况

东濮凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东南部，呈NNE走向，北窄南宽，面积约5 300km2。受多次构造运动影响，凹陷经历了上隆（前古近纪）、初期裂陷（古近系沙河街组沙四段沉积期）、强烈裂陷（沙三段沉积期）、萎缩（沙二段沉积期）、稳定下沉（沙一段沉积期）、收缩（古近系东营组沉积期）和消亡—坳陷（新近系馆陶组沉积期至今）等多个发展阶段。裂陷期受基底断裂控制，形成了周边被洼陷围绕的中央隆起带，已发现油气主要分布于文留地区、濮城地区、卫城地区、文卫濮结合部以及桥口—白庙地区（图1）。钻遇的地层有古近系沙河街组沙四段、沙三段、沙二段、沙一段及东营组，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组，其中古近系厚约6km，为一套湖泊相的含盐碎屑岩沉积体系，是主要的生油岩系和储油岩系，中央隆起带北部沙三段和沙一段内部发育多套膏盐层，为本区良好的区域性盖层。

图1 东濮凹陷北部地区构造单元划分及油气分布图

2 现今压力分布特征

2．1 实测压力特征

不同学者曾提出了多种异常压力分类方案［17］。结合研究区实际地层压力特征，本文采用压力系数为0．9、1．1和1．5作为界限值，将地层压力划分为低压（压力系数小于0．9）、常压（压力系数介于0．9～1．1）、超压（压力系数介于1．1～1．5）和超高压（压力系数大于1．5）这4种基本类型。

统计结果表明，东濮凹陷北部地区地层压力在纵向上主要分布有常压、超压和超高压3种类型（图2）。其中文明寨—古云集地区以常压为主，超压不发育；卫城、濮城和桥白地区发育常压和超压，超高压不发育，其中卫城地区超压主要分布于深度3 390m以深，濮城地区超压主要分布于深度3 220m以深，桥白地区超压主要分布于深度3 570m以深；从层位上看，卫城地区超压主要分布于沙三中、下亚段，濮城地区和桥白地区超压主要分布于沙三中、下亚段和沙四段。文留地区和文卫濮结合部发育常压、超压和超高压，其中文留地区超压主要分布于深度3 000m以深，超高压主要分布于深度3 800m以深，文卫濮结合部超压和超高压分布深度接近，主要分布于深度3 000m以深；从层位上看，文留地区超压主要分布于沙三中亚段及其以下层系，局部在沙二段出现超压，超高压主要在沙三下亚段和沙四段出现，文卫濮结合部超压主要分布于沙三中亚段及其以下层系，局部在沙二段出现超压，超高压仅局部分布于沙三中亚段及其以下层系。

这种压力分布格局与该区构造特征和异常压力保存条件密切相关，文明寨—古云集地区构造位置相对较高，而且断裂体系比较发育，异常压力保存条件差，所以超压异常不发育。卫城地区和濮城地区构造位置相对较高，但在沙三中亚段存在盐岩或泥膏岩封盖，异常压力封堵条件较好，从而在盐下分布有超压异常且超压出现的深度相对较浅；而桥白地区盐岩不发育，异常压力主要靠泥岩封堵，超压异常出现的深度较深。文留地区和文卫濮结合部构造位置相对较高，但沙三中亚段和沙三下亚段均具有厚层的盐岩分布，异常压力保存条件十分好，所以在沙三中亚段及其以下层系中出现超压异常和超高压异常，而且超压异常出现的深度相对于其他地区要浅。

2．2 异常高压横向对比

地层压力存在欠压实、水热增压、生烃增压、黏土脱水以及构造挤压等多种增压机制，在晚期快速沉降的中、新生代断陷盆地中，通常以欠压实作用为主要的增压机制，其中厚层泥岩是形成异常高压的主要场所。异常高压泥岩在地球物理数据上表现为“高孔隙度、高声波时差、低密度”，出现异常高孔隙时，流体就会承担部分本应由岩石骨架承担的上覆负荷，这部分负荷在数值上等于流体超压值。基于这一原理，可以利用平衡深度法计算地层中异常压力的大小，所谓平衡深度就是欠压实地层的孔隙度在正常压实曲线上的投影深度。另外据Wyllie公式，地层孔隙度和声波时差具有较好的相关关系。因此，可以用声波时差代替孔隙度来定性分析异常压力的分布特征，即正常泥岩压实段的声波时差随深度增加而呈线性减小，当出现异常压力时，声波时差会偏离正常趋势线，表现为异常值。

图2 东濮凹陷中央隆起带北部不同区块实测压力系数随深度变化图

图3 文251井—文100井声波时差连井剖面图

文251井—文100井剖面横跨西部洼陷、文留主体和东部洼陷，在文留主体和两侧洼陷斜坡带发育沙三2盐、沙三4盐和沙一盐。从声波时差对比剖面图（图3）上可以看出，西部洼陷斜坡带的文251井、东部洼陷斜坡带的文100井、文留主体的文118井，以及新文401井主要发育沙三盐间超压带和沙一盐下超压带，在横向上具有较好的对比性，且沙三盐间超压带的超压幅度明显大于沙一盐下超压带，东、西洼陷斜坡带的超压幅度均大于文留主体，说明在异常压力的动力下，洼陷区生成的油气可以向构造主体运移，也可以由沙三段向浅部的沙二段和沙一段运移。

3 流体包裹体法恢复古压力

3．1 流体包裹体捕获压力的计算公式推导

流体包裹体法是近年来人们恢复古压力的常用手段之一。ZHANG等曾针对盐水溶液建立了流体包裹体的温压关系等容式［18］。该等容式认为，流体包裹体均一温度、形成温度、盐度和形成压力等4个参数之间存在着一定的函数关系。其中的均一温度和盐度可以测得，通过一定的方法确定出包裹体的形成温度就可以得到其形成压力。流体包裹体的形成压力可以用下面的公式得到。

式中p表示形成压力，10－1MPa；T表示捕获温度，℃，视为比均一温度高15℃；A1、A2可用下式表示：

式中Th表示均一温度，℃；m表示盐类质量摩尔浓度，mol／kg，它与盐度（w）的换算公式为：m＝1 000w／［58．5×（100－w）］；a1、a2、a3、a4为常数，对于 CaCl2－H2O体系来说，a1＝2．848×101，a2＝－6．445×10－2、a3＝－4．159×10－1、a4＝7．438×10－3。

一般来说，利用上述方法得到的压力是包裹体的均一压力，即古压力的下限值，由此求得的包裹体捕获压力需要进行压力校正。结合文献值（米敬奎等，2003），在计算中将流体包裹体捕获压力定为比其均一压力高6MPa来进行计算：

3．2 古剩余压力和古压力系数的计算公式推导

为进一步描述地层的古压力状态，需要计算古剩余压力和古压力系数，二者可分别用下式计算：

式中p0表示古静水压力，MPa；h表示古埋深，m，其值是在单井埋藏史及热史恢复的基础上结合包裹体均一温度实测值得到；g表示重力加速度，9．8m／s2；ρ为盐水包裹体的流体密度，g／cm3。其中盐水包裹体的流体密度可以由刘斌、沈昆（1999）依据实验数值拟合的盐水包裹体流体密度计算公式计算得到，即

式中Th表示均一温度，℃；A、B、C分别为盐度的函数：

式中ω为盐度，当盐度介于1%～30%时

3．3 计算结果分析

表1是对东濮凹陷中央隆起带北部多口井不同层段盐水包裹体捕获压力的计算结果。分析表明，研究区深部层系流体包裹体古剩余压力和古压力系数较高，其中卫城南部、户部寨、文东等地区沙三中、下亚段古剩余压力为7．29～11．22MPa，古压力系数介于1．23～1．42，而且文东地区距离洼陷中心较近的文203－59井的超压幅度要高于距离洼陷中心较远的濮深7井，说明这些部位油气的充注是在高压系统内完成的；文西地区沙三中亚段古剩余压力为1．9～10．66 MPa，古压力系数为1．06～1．35，说明这些部位油气的充注是在较高压—高压系统内完成的。

浅部层系样品的流体包裹体古压力系数均分布于1．38～1．85之间，说明浅层油气的充注方式以幕式为主。深部层系的高压流体沿断层快速涌流，在浅部层系被捕获而形成包裹体，由于被捕获时流体压力和深部层系相当或略小，而浅部层系古静水压力却较小，从而造成浅部层系流体包裹体的古压力系数明显大于深部层系流体包裹体的古压力系数。

4 油气成藏模式

东濮凹陷属于典型断坳型盆地，具有隆凹相间的构造格局。基于东濮凹陷北部地区构造特征和基本的油气充注成藏条件，可以将研究区油气运聚成藏模式划分为洼陷斜坡带运聚成藏和构造主体运聚成藏两大类。

4．1 洼陷斜坡带运聚成藏模式

洼陷斜坡带运聚成藏模式是目前东濮凹陷发现油气较多的一种油气成藏模式类型，位于洼陷区沙三段的生烃层系内，具有充足的油源和优越的供油条件。突出特点是油气从烃源岩排出直接进入储集层系，直接聚集成藏或经过源内砂体侧向运移而聚集成藏。根据油气运移动力特点和油气运聚特征的差异，可进一步将其划分为侧向运聚成藏模式和自生自储运聚成藏模式。

表1 东濮凹陷北部盐水包裹体古压力计算表

4．1．1 侧向运聚成藏模式

油气由洼陷或斜坡带生成后沿砂体侧向运移，并在反向断层、顺向断层或岩性相变等遮挡条件下发生聚集，以濮卫洼陷斜坡带、濮城—前梨园洼陷西翼斜坡带和柳屯—海通集洼陷东翼斜坡带为代表（图4）。油气侧向运移多见于沙三段，主要为高成熟和低成熟油气的混合组分，输导体系为砂体，该成藏模式具有如下特点：①具有沙三上、中、下亚段3套烃源岩中的一套供烃；②沿砂体侧向运移为主；③圈闭类型主要为断层遮挡形成的构造—岩性圈闭和砂岩上倾尖灭圈闭；④运移动力为异常高压；⑤纵向多层系生烃，造成烃类多层系聚集。

图4 侧向运聚成藏模式图

4．1．2 自生自储运聚成藏模式

洼陷内部发育的浊积、滩砂或滩坝等透镜体状砂岩储集体“近水楼台先得月”，通过近距离运移，优先捕捉油气，并在岩性圈闭中聚集成藏，以前梨园洼陷为代表（图5）。该成藏模式具有如下特点：①烃源岩供烃层系单一，为岩性圈闭所在生烃层系；②岩性圈闭以封闭透镜式为主；③生烃、构造运动及差异压实为岩性圈闭充注油气提供了动力。

图5 前梨园洼陷斜坡带自生自储运聚成藏模式图

4．2 构造主体运聚成藏模式

由于断裂带由复杂断块组成，且中央隆起带发育多套盐岩层，因而具有深部和浅部多层系含油的特点。构造主体运聚特征复杂，根据油气运移动力特点和油气运聚特征的差异，构造主体运聚成藏模式可进一步划分为盐上垂向幕式运聚成藏模式、盐间复式运聚成藏模式和无盐区垂向连续运聚成藏模式。

4．2．1 盐上垂向幕式运聚成藏模式

属于盐上油气藏的油气成藏模式类型。断裂带下部盐间或盐下地层中的砂体是油气幕式运移的临时仓储层或“中转站”，由于下部流体的超压作用，这些砂体中的流体沿断层周期性释放而将油气大量转移到上部地层。主要发生于断裂活动期，具有早期充注的特点，以卫城地区向南至文留地区为代表（图6）。该成藏模式具有如下特点：①具有沙三上、中、下亚段3套烃源岩供烃；②以垂向幕式运移为主、侧向运移为辅；③圈闭类型主要为复杂断块圈闭；④运移动力主要是超压；⑤纵向上烃类聚集层系沿主干断裂呈羽状分布。

图6 文东断裂带盐上垂向幕式运聚成藏模式图

4．2．2 盐间复式运聚成藏模式

属于断裂带下部生烃层系油气藏的油气成藏模式类型。这些油气藏油气来源多样，既有自生自储的油气也有由洼陷侧向运移来的油气。以中央隆起带盐间地层为代表（图7）。该成藏模式具有如下特点：①主要由沙三中、下亚段2套烃源岩供烃；②以侧向运移为主，自生自储为辅；③圈闭类型主要为断块圈闭；④运移动力主要是超压；⑤纵向上油气分布较为集中。

图7 文东地堑带盐间复式运聚成藏模式图

4．2．3 无盐区垂向连续运聚成藏模式

该成藏模式主要分布于无盐岩发育的复杂断裂带，属于常压环境油气藏的油气成藏模式类型。这种模式油气藏的油气主要是在浮力作用下沿断裂向上连续运移。以文明寨地区为代表（图8）。该成藏模式具有如下特点：①具有沙三上、中、下亚段3套烃源岩供烃；②以垂向连续运移为主，侧向运移为辅；③圈闭类型主要为断块圈闭；④运移动力主要是浮力；⑤纵向上烃类聚集层系沿主干断裂呈羽状分布。

图8 文明寨断裂带无盐区垂向连续运聚成藏模式图

5 结论

1）东濮凹陷中央隆起带北部古近系现今地层压力在纵向上主要发育常压、超压和超高压3种类型；其中文明寨—古云集地区断裂体系比较发育，异常压力保存条件差，以常压为主；卫城、濮城和桥白地区沙三段的膏盐岩或泥岩较为发育，可以较好地封堵异常压力，从而发育常压和超压；文留地区和文卫濮结合部沙三段膏盐岩尤其发育，异常压力保存条件优于其他区块，从而发育常压、超压和超高压。

2）流体包裹体古压力恢复结果表明，中央隆起带北部不同区块深部层系古剩余压力和古压力系数较高，油气充注是在高压系统或较高压—高压系统内完成的；浅部层系古剩余压力和古压力系数同样较高，油气的充注方式以幕式为主。

3）基于东濮凹陷北部地区构造特征和基本的油气充注成藏条件，可以将研究区油气成藏模式划分为洼陷斜坡带运聚成藏和构造主体运聚成藏两大类。根据油气运移动力特点和油气运聚特征的差异，洼陷斜坡带可进一步划分为侧向运聚成藏模式和自生自储运聚成藏模式，构造主体可进一步划分为盐上垂向幕式运聚成藏模式、盐间复式运聚成藏模式和无盐区垂向连续运聚成藏模式。

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