陆相断陷盆地超压系统下的油气运聚——以车镇凹陷车西地区为例

宋 亮，张营革，牟 敏，王 楠，张秀娟，2，张 鹏

（1.中国石化胜利油田分公司物探研究院，山东东营257022；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京102249）

陆相断陷盆地超压系统下的油气运聚
——以车镇凹陷车西地区为例

宋 亮1，张营革1，牟 敏1，王 楠1，张秀娟1，2，张 鹏1

（1.中国石化胜利油田分公司物探研究院，山东东营257022；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京102249）

为进一步探讨陆相断陷盆地超压系统与油气运聚的关系，以车镇凹陷车西地区为例，在明确超压系统分布特征的基础上，对超压系统在影响排烃模式、提供运移动力和决定油气聚集等方面的重要作用进行了研究。结果表明，车西地区的超压系统可划分为弱、中、强超压3层结构，其围绕生烃中心呈环带状分布。研究区超压系统下存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种模式，超压是油气初次运移和油气倒灌的主要动力，超压系统的平面分布和纵向配置控制了超压盆地的油气优势运移方向及聚集规模。根据研究成果，建立了陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式，超压系统内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。

陆相断陷盆地超压系统油气运聚超压内部稳态排烃超压凸面幕式排烃车镇凹陷

车镇凹陷车西地区洼陷部位的巨厚烃源岩中存在异常高压，构成了欠压实超压系统，已有车66、车古25等多口井在超压层段获得高产工业油流。中外的勘探实践也证明，超压系统与油气成藏具有十分紧密的联系。全世界已发现超压盆地180多个，其中160多个为富含油气盆地［1］，超压油气田约占全球油气田的30%［2-3］。在中国的渤海湾、四川、莺—琼和塔里木等盆地也相继发现了很多超压油气田。近年来，随着陆相断陷盆地的勘探不断向深层扩展，积累了大量的关于超压系统与油气运聚成藏的研究成果，在陆相断陷盆地的成藏动力学研究、油气成藏机理分析和勘探目标优选等方面发挥了重要作用［4-11］。为此，以车西地区为例，探讨超压系统与油气运聚的关系，进一步明确超压系统下的油气运聚模式，对于确定车西地区油气成藏潜力区带，拓展油气勘探领域具有重要意义，同时对其他陆相断陷盆地的油气勘探也具有借鉴意义。

1 勘探概况

车西地区位于济阳坳陷车镇凹陷的西部，南、北分别为无棣—义和庄凸起和埕子口凸起，西邻庆云凸起，东接大王北洼陷，东西长约46 km，南北宽约16～18 km，勘探面积约为1 100 km2。研究区自南向北可依次划分为南部斜坡带、中部断阶带、中央洼陷带和北部陡坡带。其古近系呈北断南超的半地堑型结构，具有典型陆相断陷盆地的沉积特点。中央洼陷带发育巨厚的暗色泥岩沉积，在平面上主要分为车西和套尔河2个生油洼陷，纵向上发育沙三段下亚段、沙三段中亚段和沙一段3套烃源岩。车西地区油藏类型丰富，以构造、岩性、构造-岩性和潜山油藏为主，油气主要分布于古潜山（套尔河、富台油田）、沙四段（东风港油田）和沙二段［11-13］。

2 超压系统的分布特征

由于车西地区的超压系统以非均衡压实作用为主要成因，因此采用目前较常用的测井资料研究地层的压实情况，进而预测地层压力的变化。通过对车西地区40余口探井的声波时差曲线进行分析，拟合出较为合理的泥岩正常压实趋势线，应用等效深度法［14-15］进行地层压力预测，并结合实际的测压资料，对研究区超压系统的分布特征进行分析。

2.1 结构划分

借鉴东营凹陷地层压力的评价标准［16］，将车西地区的地层压力划分为4类，分别为正常压力、弱超压、中超压和强超压，其压力系数分别为0.9～1.1, 1.1～1.2,1.2～1.5和大于1.5。据此将研究区的超压系统划分为弱、中和强超压3层结构，且不同洼陷略有不同，其中车西洼陷为弱—中—强超压结构，套尔河洼陷为中—中—强超压结构。

2.2 空间展布

车西地区的超压系统在平面上被车3鼻状构造带分隔为2部分，其空间展布与车西和套尔河2个生油洼陷基本一致，具有围绕生烃中心呈环带状分布的特点（图1）。在洼陷沉降中心，地层压力最大；在洼陷边缘和构造高部位，随着埋深变浅、砂岩含量增加以及断层的切割，地层压力逐渐减小直至消失。在研究区纵向的超压演化过程中，亦具有不同的特点，其中套尔河洼陷自沙四段上亚段至沙三段中亚段，超压逐渐减小，而车西洼陷的超压则不断增强，于沙三段下亚段达到最大。

图1 车镇凹陷车西地区沙三段下亚段地层压力系数平面分布

3 超压对油气运聚的作用

3.1 影响排烃模式

前人将地下流体的流动方式分为稳态和瞬态2种。稳态流为一种连续渗流过程，瞬态流是指地下流体突然快速流动并短期终止的流动过程［17-19］。据此建立了超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种排烃模式。

图2 陆相断陷盆地2种超压凸面幕式排烃模式

3.1.1 超压内部稳态排烃模式

超压内部稳态排烃模式是一个连续、稳定的稳态流过程。当烃源岩埋深达到生油门限时，由于其内部能量高、连通性差，而砂岩能量低、连通性好，导致生成的油气向砂岩层进行垂向充注。同时，驱使砂岩中的孔隙水沿垂直于流体等势线、油气充注量小的方向进行侧向排替，并产生矿物沉淀，形成侧向封隔层。位于车西和套尔河洼陷生烃中心的浊积扇体均为该种排烃模式成藏，例如车66井深水浊积扇和车古25井滑塌浊积扇等。

3.1.2 超压凸面幕式排烃模式

超压凸面幕式排烃模式是一个突然流动、短期终止的瞬态流过程。根据Hunt提出的流体压力封存箱理论［1］，在盆地沉积时期，当超压系统中的烃源岩大量生烃或构造（压力、抬升）作用使得系统中的压力增至接近箱缘封隔层岩石的破裂极限压力时（岩石破裂极限压力通常为0.8～0.9倍的岩石压力），将导致封隔层发生局部破裂，混相流体沿裂隙通道穿过封隔层涌出并进入邻近储层，压力得到部分释放；当压力系数降至1.2～1.3时，裂缝重新闭合或被方解石脉所充填，因此构成了超压系统幕式压裂、排烃的动态变化过程［20］。

超压系统顶、底界面凸起处的地层压力与破裂压力之差较小，易发生地层破裂，产生的油气以混（溶）相涌流的形式进入上部或下部系统的岩性圈闭，为间歇、脉冲式过程，可分为倒灌式和上排式2种模式（图2）。其中，倒灌式为上覆超压系统的压力大于下伏超压系统，油气受地层压差驱使，向下呈聚集状运移；此时运移动力弱，油气与下部圈闭的接触面积较小，运聚效率较低（图2a）。上排式为上覆超压系统的压力小于下伏超压系统，油气受地层压差和浮力驱使向上呈发散状运移，此时运移动力充足，油气与上部圈闭的接触面积较大，运聚效率较高（图2b）。

3.2 提供油气运移动力

在超压系统内部，异常高压是油气初次运移的主要动力。油气由高势区向低势区运移，主要沿物性最好的沉积相带进行充注，因此储层出现非油即干的现象。例如在车西地区沉积于沙三段下亚段的各类浊积扇体，主要沿物性最好的内扇和中扇成藏，而外扇一般均为干层。同时，在超压系统的最大剩余压力界面下部，存在油气向下运移的压差势能，超压是发生油气倒灌的主导因素。如车西地区沙四段的滩坝砂油藏和车古20潜山油藏，其缺少直接的油源条件，由于超压导致了油气倒灌成藏［20］。

3.3 控制油气聚集规模

在超压盆地中，油源区与圈闭的平面压力分布、储层与盖层的纵向压力配置是控制油气优势运移方向以及聚集区带的重要因素，控制了油气能否成藏及其聚集规模。

3.3.1 油源区与圈闭的平面压力分布

单一超压系统 在单一超压系统中，油气在三维地质构造的约束下，主要遵循势能（主要与地层压力有关）降低梯度最大的方向进行运聚成藏。车西地区的构造形态属于典型的长条形不对称盆地样式，根据势能降低梯度和接触烃源岩的面积，其油气运聚方向应以缓坡最为有利，陡坡相对较好，而两翼则为次要成藏区带。目前车西地区的勘探实践证实，南部缓坡带已发现的油气资源较多，相继发现了东风港和套尔河油田，上报探明石油地质储量亦最多；车西洼陷东、西两翼发现的油气资源次之，主要为东翼富台油田，已上报探明石油地质储量少于南部缓坡带；而在车西北部陡坡带的砂砾岩体中仅有20余口井见到油气显示或工业油流，未上报探明石油地质储量，表明该区带仍具有较大的勘探潜力。

多超压系统 横向上，多个不同油源区超压强度的差异会导致不同的油气聚集方向，并对圈闭的油气成藏产生不同的影响。在不考虑超压系统动态演化的基础上，若凸起处发育有效圈闭，其两侧的生烃凹陷均为超压系统，则圈闭中油气的聚集主要表现为，地层压力相对较大的超压系统（生烃凹陷）提供油气运移的动力，地层压力相对较小的超压系统（生烃凹陷）则成为油气运移的阻力，最终圈闭主要接收来自地层压力相对较大的超压系统（生烃凹陷）的油气；反之亦然。例如车西地区富台油田的油气聚集成藏即属于2个超压系统长期动态演化的结果，富台油田位于车古20潜山、车西与套尔河2个生油洼陷之间，为大型的洼中隆构造；在油气成藏过程中，车古20潜山发育的圈闭可接收来自车西和套尔河2个超压系统提供的油源，是油气运聚的长期指向区，成藏条件极为有利。

3.3.2 储层与盖层的纵向压力配置

在深层超压环境下，油气成藏与储、盖层的岩性配置有关，且储、盖层的纵向压力配置对油气成藏也具有重要的影响。幕式排烃理论认为［21-22］，当地层压力达到岩石破裂极限压力时，将导致岩石破裂，引发油气的幕式成藏或逸散。根据盖层是否破裂，将常见的储、盖层压力配置关系分为储层压力大于盖层破裂压力和储层压力小于盖层破裂压力2种，其油气成藏条件截然不同。当储层压力大于盖层破裂压力（为静岩压力的85%）时，不利于油气成藏；如车663井4 125～4 270 m井段（图3a），其底部4 254～4 256 m井段薄层砂岩的平均地层压力系数为1.58，4 194～4 252 m井段上覆盖层的平均地层压力系数为1.53，当盖层破裂时，油气发生逸散；因此，油气在底部的超压储层中未能成藏，仅见到荧光显示，顶部的泥岩由于裂缝较发育，仅残留部分油气，试油结果为油水同层，产油量为0.44 t/d。当储层压力小于盖层破裂压力（为静岩压力的85%）时，有利于油气成藏；如车古25井4 337～4 375 m井段（图3b），其4 338～4 368 m井段砾岩储层和4 328～4 337 m井段上覆盖层的平均地层压力系数分别为1.19和1.45，储、盖层的纵向压力配置合理，因此有利于油气聚集成藏，试油产油量为22 t/d。

图3 车镇凹陷车西地区岩性和地层压力系数剖面

4 油气运聚模式

根据陆相断陷盆地的沉积地质条件，结合车西地区的实际勘探情况，明确了超压系统下的油气运聚特点，建立了超压源离心泵式油气运聚模式（图4）。在该运聚模式中，具有超压的烃源岩是核心和物质基础，产生的异常高压可作为油气运移的动力。其作用类似于离心泵，将生成的油气向周围的三维地质空间周期性排出，通过断层、不整合面和输导岩层等优势运移通道的沟通，使油气呈环带状围绕超压烃源岩聚集成藏。按空间位置、压力和运聚方式的不同，又可分为内部超压接触式、下部高压倒灌式和上部常压上排式3种子模式。

图4 车镇凹陷车西地区超压源离心泵式油气运聚模式

4.1 内部超压接触式

该模式主要分布于车西和套尔河洼陷的中心部位，呈泥包砂结构，油气输导条件优越，油气运移动力主要为砂、泥岩之间的地层压力差，储、盖层之间合理的压力配置是其油气成藏的关键。对于浊积扇，构造低部位扇体的油气运移动力大，油气会优先注入并成藏；在同一扇体的构造高部位，由于超压的传递作用，可能会导致盖层破裂，形成泥岩裂缝油藏；对于近岸扇，油气优先注入物性较好的扇中和扇端部位，而扇根存在侧向封堵，可形成岩性上倾封堵油藏。例如位于洼陷中心部位、主探沙三段下亚段深水浊积扇的车66和车660井均于沙三段下亚段试油获得高产工业油流；向南至斜坡高部位的车662井，同样为深水浊积扇，但由于扇体上部发育泥岩裂缝，可能发生地层破裂造成油气逸散，对沙三段下亚段的浊积扇和泥岩段合试，仅获得5.8 t/d的低产油流；北部的车661井位于近岸扇体的扇端部位，于沙三段下亚段仅见荧光显示，其高部位的扇中部位可能更有利于油气成藏。因此，对于内部超压接触式油气运聚模式，有利的压力配置区即超压内部相对低压区为油气成藏的潜力区带。

4.2 下部高压倒灌式

该模式主要分布于车西地区南坡临近洼陷的沙四段上亚段中，通常为中弱超压地层。其油气向下倒灌运移的动力主要为上、下地层之间的压力差，泄压区位置与有效储层的合理配置控制其油气成藏。主要形成2种油藏类型：一种为通过沟通上部油源的断层进行输导，主要形成油气在构造高部位优先成藏的构造-岩性油藏；另一种为通过上部超压系统的幕式排烃产生的微裂缝进行输导，主要形成岩性上倾尖灭油藏。例如车25和车254井沙四段上亚段的滩坝油藏。对于下部高压倒灌式油气运聚模式，有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区为油气成藏的潜力区带。

4.3 上部常压上排式

该模式的超压系统上部多为常压地层，靠近洼陷处，部分储层由于油气注入而具有弱超压。油气上排的主要动力为浮力，通过断层和渗透性地层进行输导，有效储层的分布控制其油气成藏，主要形成构造、构造-岩性和岩性油藏。例如车西地区沙二段滩坝油藏和远离洼陷的沙四段上亚段滩坝油藏。

5 结论

车镇凹陷车西地区的超压系统具有弱、中、强超压3层结构，其演化过程和空间展布复杂多变，整体与生烃中心一致，呈环带状分布。陆相断陷盆地的超压系统对油气运聚影响显著。在超压系统中，存在超压内部稳态排烃和超压凸面幕式排烃2种排烃模式；异常高压是油气初次运移的主要动力，以及发生油气倒灌的主导因素；超压盆地中，油源区与圈闭的平面压力分布、储层与盖层的纵向压力配置是控制油气优势运移方向以及聚集区带的重要因素，决定了油气能否成藏及其聚集规模。根据建立的陆相断陷盆地超压源离心泵式油气运聚模式，认为超压内部的有利压力配置区、有利泄压区域与超压下部有效储层的合理配置区是油气成藏的潜力区带。

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编辑邹潋滟

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TE111.1

A

1009-9603（2014）01-0028-05

2013-12-01。

宋亮，男，工程师，硕士，从事石油勘探综合研究。联系电话：（0546）8791622，E-mail：songliang623.slyt@sinopec.com。

中国石化科研攻关项目“济阳坳陷泥页岩油气富集区地震预测技术研究”（P12039）。