东营凹陷深层古流体压力演化过程及其地质意义

杨显成 蒋有录 耿春雁

1.中国石油大学（华东） 2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院

1 地质简况

东营凹陷是隶属于渤海湾盆地济阳坳陷的次一级负向构造单元，属于新生代形成的断陷盆地，呈典型的北断南超构造格局，北部为陡坡构造带（又称东营北带），中部为洼陷带和中央隆起带，南部为缓坡构造带（图1）。

图1 东营凹陷构造纲要图

东营凹陷是中国东部富油气凹陷之一，含油气丰度高，探明储量大，目前已发现的油气主要分布于埋深小于3 500m的地层。随着近期深层勘探的不断深入，在东营凹陷北部陡坡带的民丰、利津等地区发现了凝析气藏和气藏，实现了深层勘探的重大突破，展示了深层较好的油气勘探前景。但是，油气藏的地质条件和流体压力存在较大的差异，在古近纪的构造演化过程中，两地区存在沉降中心的转换，导致沉积作用、生烃作用和油气富集发生较大的变化，直接表现出深层凝析气藏和气藏的地层压力既有常压，也有超压。

前人对东营凹陷地层压力进行过研究，但研究多集中在现今地层异常超压特征、压力封存箱及其与油气的运移、聚集关系方面［1－7］，但对于古近系沙河街组四段超压和常压的凝析气藏与气藏的古流体压力的演化、流体压力受控因素等研究较少。随着近期多口深井的完钻，笔者对东营凹陷沙四段深层地层压力进行系统深入研究，恢复沙四段古流体压力，明确地层压力变化与油气成藏的关系，以便为深层凝析气藏和常规气藏的勘探提供地质依据。

2 古流体压力演化过程

2.1 现今地层压力

以试油测压、RFT、地球物理和测井等资料为基础，利用声波时差资料研究了东营凹陷沙四段的地层压力。根据邱桂强等采用的东营凹陷地层压力划分方案［8］，划分东营凹陷为深层常压（压力系数介于0.9～1.1）、弱超压（压力系数介于1.1～1.2）、中等超压（压力系数介于1.2～1.5）以及强超压（压力系数大于1.5）等区带。在平面上，民丰洼陷、利津洼陷深层沙四下亚段的地层压力为强超压，压力系数大于1.5；东营凹陷北部民丰地区丰深1、丰深3、丰8井附近为正常压力带，利津地区和胜坨地区为强超压区（图2），如新利深1沙四下亚段的地层压力系数约为1.6；东营凹陷南坡沙四下亚段的地层压力为常压—弱超压。

地层压力分布的差异性主要与岩性组合有关。东营凹陷沙四下亚段顶部发育一套全区稳定分布的盐膏岩层和油页岩，在深洼区和中央隆起带主要为盐岩或膏岩与油页岩、泥岩的组合，向盆地边缘逐渐变为砂泥岩与膏质泥岩的组合。盐膏岩是非常致密的岩层，具有较强的塑性，可与超压泥岩共同成为超压封存箱良好的封隔层。

图2 东营凹陷深层地层压力与岩性、油气流体关系图

2.2 古流体压力热动力学模拟

目前古流体压力值测定方法有多种［8－18］，笔者结合本地区油气成藏的地质条件，采用流体包裹体PVT模拟法来计算古流体压力值。如图3中，ABC线为烃类包裹体或含烃盐水包裹体等容线，AB段为气液两相共存，到B点均一为液相；ThB为含烃盐水或烃类流体包裹体均一温度，ThC为同期盐水包裹体均一温度。

图3 流体包裹体热动力学模拟最小捕获压力求取示意图

通过实验分析，测定石英颗粒裂纹及其次生加大边中的流体包裹体的均一温度、流体成分等参数。根据流体包裹体化学组成、同期盐水和含烃包裹体均一温度和室内温压条件下的气／液比等，运用流体包裹体模拟其捕获最小压力的方法——“共生盐水包裹体均一温度与（含）烃类流体包裹体等容线交汇法”以及相应的PVT模拟软件（VTFLINC）获得流体烃类包裹体的最小古压力值。

将各期次盐水包裹体的均一温度及其共生的同期含烃盐水包裹体或烃类包裹体的均一温度、气／液比和化学组成输入VTFLINC软件，即可获得热动力学模拟结果——各期次流体包裹体的最小捕获压力和压力系数。利用东营凹陷北带利津、民丰等地区所采集样品获得“数据对”的样品开展了热动力学模拟，模拟得到了主要探井的部分古流体压力（表1）。

2.3 古流体压力演化过程

为了反映不同地质时期古流体压力的变化，将模拟获得的古流体压力结果，结合古埋深所对应的古静水压力，即可得到古流体压力系数和捕获年龄（表1）。将古压力系数对地质年龄作图，可得到古流体压力系数随地质时期演化的关系。

2.3.1 利津地区流体压力系数演化

利津地区凝析气藏古压力系数随时间演化的关系表明（图4）：

1）距今38.4～24.0Ma为中等超压，压力系数介于1.2～1.5，该时期地层古流体压力逐步增大。在沙三段—沙二段沉积期，沙四下亚段烃源岩未成熟，流体压力系数增高是由于快速沉降作用造成的非平衡压实，泥岩和盐膏层的地层水不能畅通地排出，造成地层压力高于静水柱压力。在沙一段—东营组沉积中期，洼陷沙四下亚段烃源岩处于成熟热演化阶段，生烃作用所产生的油气流体进一步增高了地层流体压力，压力系数最高达1.5。

表1 东营凹陷主要探井的流体包裹体古压力热动力学模拟结果表

图4 东营凹陷利津地区深层凝析气藏压力系数演化图

2）距今24.0～12.5Ma为成藏间歇期，东营运动导致整体抬升，此时地层流体压力处于前期泄压与后期蓄压的调整过程，压力系数不断降低。

3）距今12.5～0Ma为第二个压力旋回期，洼陷处于持续埋藏的过程，原处于生烃停止的状态又恢复到正常的成熟、高成熟演化阶段，大量天然气的形成与充注更是助推了地层流体压力的增高，形成了现今利津地区深层的新利深1、利深101凝析气藏的压力系数都在1.5以上的强超压油气藏。

2.3.2 民丰地区流体压力系数演化

民丰地区深层气藏（包括凝析气藏）古压力系数随时间演化的关系表明（图5）：

图5 民丰地区深层气藏压力系数演化图

1）距今42.5～35.0Ma期间为中等超压系统，民丰地区与利津地区相比，压力系数相对较低，压力系数介于1.2～1.4。沙三段沉积期，由于该洼陷沙四下亚段烃源岩处于成熟演化阶段，烃源岩生烃作用形成及油气充注增大了地层压力，因此生烃作用和油气充注是形成民丰地区早期超压的根本因素。

2）距今35.0～14.0Ma为成藏间歇期，东营运动的整体抬升造成地层流体压力泄压，由最高压力系数1.4降为0.9。

3）距今14.0～0Ma为第二个压力旋回期，该时期处于整体坳陷阶段，地层又进入持续深埋阶段，地层温度增高，原早期形成的古油藏在高温作用下重烃裂解成轻烃，大量天然气的产生以及洼陷烃源岩油气的进一步充注造成体积不断膨胀，地层压力不断增高（压力系数为1.00～1.25）。在新近纪明化镇期—现今，地层压力逐步衰竭，说明断裂和砂砾岩体对原气藏（包括凝析气藏）的地层压力有一定的调节作用，形成了现今民丰地区气藏（包括凝析气藏）的常压系统。

3 地质意义

3.1 早期欠压实作用保存储层孔隙，有利于后期形成高产凝析气藏

非平衡压实作用（欠压实）是陆相断陷盆地早期充填沉积的典型特征，断裂作用强烈、沉积速率快，沉积了巨厚的盐膏层和暗色泥岩，如东风5井盐膏层厚度达995m；压实作用下排水不畅，滞留了部分地层水，就形成了超压。经历东营运动时，压力系数降低，但储层孔隙变化较小，仍然以高孔隙度为主；后经油气流体充注之后，形成了超压凝析气藏。

该种类型主要分布于东营凹陷的利津地区和胜坨地区，表现为早期欠压实作用保存了储层孔隙、晚期油气充注、地层压力系数高、油气产能高的特点，如新利深1凝析气藏，其井深4 271～4 374m处砂岩的孔隙度达12%，日产天然气25×104m3，日产凝析油99t，压力系数达1.7。因此，该类凝析气藏是下一步天然气勘探较有潜力的一种类型。

3.2 早期生烃与充注形成的古油藏有利于后期裂解成凝析气藏

早期生烃作用与油气充注形成超压是陆相断陷盆地油气成藏的另一种类型，其条件是毗邻断陷深洼的陡坡带、发育巨厚的近岸水下扇砂砾岩体和短距离的油气运聚（图6）。

图6 东营凹陷民丰地区油气成藏模式图

东营凹陷民丰地区发现的气藏（包括凝析气藏）就属于此类，在沙三段—沙一段沉积期，砂砾岩储层就形成古油藏，压力系数达1.4；随着东营运动整体抬升，压力系数降至常压状态，少部分油气逸散，大部分油气保留下来。在馆陶组期—现今，地温增高，原古油藏重烃发生裂解形成凝析气藏和气藏，目前在天然气组分、碳同位素、薄片焦沥青、流体包裹体密度等方面均已证实民丰地区的丰深1、丰8、丰深4等凝析气藏和常规气藏主要属于早期古油藏原油裂解的产物。因此，该种类型对天然气勘探具有重要的地质意义，目前民丰地区深层已展示了好的勘探前景。

4 结论

1）东营凹陷深层现今地层流体压力有强超压、中超压和常压的凝析气藏和气藏，但古流体压力经历超压—泄压—超压和超压—泄压—常压的演化过程。非平衡压实作用和生烃增压作用是东营凹陷深层流体压力增大的主要原因。

2）早期欠压实作用保存了储层孔隙，有利于后期凝析气充注，形成流体压力系数高、油气产能高的凝析气藏，此类凝析气藏是天然气勘探的重要领域。

3）早期生烃与早期充注形成的古油藏经后期高温作用，重烃裂解形成凝析气藏和气藏，该类气藏具有重要的勘探价值。

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