异常高压与油气充注的耦合性——以东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组为例

陈智远，徐志星，陈 飞，徐国盛，张 武

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.中海石油(中国)有限公司 上海分公司，上海 200030)

异常高压与油气充注的耦合性
——以东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组为例

陈智远1，徐志星2，陈 飞1，徐国盛1，张 武2

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.中海石油(中国)有限公司 上海分公司，上海 200030)

基于声波时差测井、有机地球化学测试及包裹体测试等资料，对东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组异常高压进行了研究。西湖凹陷花港、平湖组异常压力主要起始于花港组下段，并且异常高压段具有“阶梯式”增大的特征，横向上从平湖构造带至西次凹向中央反转构造带及从凹陷的边缘向凹陷的中部，高压顶界面在地质层位上有变老的趋势。由高压流体注入引起的传导型超压在区内目的层发育，并对应着良好的油气储层，说明了异常高压发育与油气充注空间上的一致性。利用盆模软件模拟出剩余地层压力的演化过程，认为中新世(15～7 Ma)以及上新世至第四纪(3～0 Ma)是剩余地层压力异常的2个关键时期。结合油气充注史研究认为，中—晚中新世和早上新世该区发生了2次油气充注，说明异常高压发育与油气充注时间上的一致性。因此，证明了西湖凹陷花港、平湖组异常高压与油气充注具有良好的时空耦合性。

异常高压；油气充注；花港组；平湖组；西湖凹陷；东海陆架盆地

全球异常高压盆地广泛分布，世界上180个沉积盆地中就有160个盆地与超压地层相关[1]，并且大多数异常高压与油气具有密切关系[2-9]。研究表明，异常高压的发育受多种因素的影响，有学者根据有无外界流体的参与将其分为他源型和自源型异常高压[10]，自源型异常高压形成最重要的影响因素就是烃类的生成及排出作用。有研究[11-14]认为，烃类等流体通过断裂裂缝、不整合面等通道向近源油层(储层)传递高压，可形成较大幅度的异常高压，说明异常高压的发育与高压流体(油气)的注入密切相关。

东海陆架盆地西湖凹陷古近系花港组(E3h)和平湖组(E2p)异常高压普遍发育，前人[15-17]多集中于异常压力分布特征及其成藏动力的研究，而对异常压力演化与油气充注在时空上的匹配关系研究相对薄弱。本文依托前人的研究方法，在声波时差测井、有机地球化学测试及包裹体分析等资料的基础上，运用Eaton法建立起典型单井地层压力剖面，再利用盆模软件模拟剩余地层压力演化及研究区埋藏史与热演化史，并结合该区目的层油气充注史，厘清研究区异常高压演化与油气充注的时空耦合性，以期为该区油气成藏规律和下一步勘探提供指导。

1 数据与方法

异常高压成因的判断主要基于有效应力定理：垂直有效应力控制压实变形，压实变形导致孔隙度变化。可见，有效应力与孔隙度的关系反映的就是压实过程中发生的力学关系，分析异常高压成因就必须研究这种力学关系。国外学者[18-19]通过实验得出：岩石在压实过程中发生的应力—应变关系主要有2种，即加载曲线关系和卸载曲线关系，这是判断超压成因的主要方法。

本文所做单井压力预测采用Eaton法，该方法对压力的预测主要基于声波时差测井、垂直有效应力及Eaton指数，并根据实际钻井压力进行校正，所以此方法普遍适用于复合成因的地层高压预测。其预测方法原理如下：

(1)

式中：PP为目标地层流体压力梯度；PPN为目的层孔隙流体压力梯度；OBG为目的层上覆岩层载荷变化(即压力梯度)；DTO为正常电阻率；DTN为正常声波值；x为Eaton指数(无量纲，一般默认取3.0)。

本文用于剩余地层压力演化模拟及埋藏—热史分析所需的地层岩性、镜质体反射率(Ro)等数据来自于中海油上海分公司勘探开发研究院，大地热流值、地层剥蚀量及断层活动性参数来自于参考文献[20-22]；模拟中对地层分层、岩性参数、地化参数等进行赋值处理，其他参数使用软件默认值。用于流体包裹体测温的样品双面剖光至0.2 mm，流体包裹体测温是在LINKAM-THMS600冷热台上进行，开始经过温度校正，起初升温速率为20 ℃/min，在流体包裹体中气泡开始明显变小、接近均一温度时，升温速率降到5 ℃/min。流体包裹体均一温度的测试精度为±1 ℃，测试数据由中国石化石油勘探开发研究院提供。

2 地质背景

西湖凹陷位于东海陆架断陷盆地东北部，具有东断西超的典型特征，凹陷内自西向东分别为西部斜坡带、中央洼陷—反转构造带和东部断阶带，“两洼夹一隆”，东西分带、南北分块是其在构造上的典型特征，研究区主要位于西湖凹陷中南部(图1)。西湖凹陷古近系始新统和渐新统主要发育平湖组和花港组地层[23]，平湖组是区内烃源岩发育层位[24-25]，花港组则为储集层相对发育层位[26-27]。因此，西湖凹陷平湖组和花港组可以作为研究异常压力与油气充注关系的有利场所。

3 异常高压成因判别及分布

3.1 异常高压成因判别

根据前述异常高压成因判别方法，以XCA-3井为例，建立起声波速度—垂直有效应力和岩石密度—垂直有效应力的交会图(图2)，欠压实增压的交会点落在加载曲线上(黑线)，生烃增压和传导增压交会点落在卸载曲线上(红线)，并结合区域地质特征区分生烃和传导增压，综合以上说明异常高压的成因类型。该井花港组下段泥岩厚度较大，累计可达433.7 m，可占花港组下段厚度的50.65%，其次是花港组沉积期沉积速率可达135 m/Ma，具备形成泥岩欠压实高压的条件；此外，该层段内TOC含量和生烃潜力也相对较高(图3)，结合图2可以判断出XCA-3井花港组下段异常高压主要是由欠压实作用结合生烃作用形成的，生烃作用占主导，生烃增压对该层段内异常高压幅度的迅速增加起到了至关重要的作用。该异常高压层段内实测油气层产量较高，图2中粉红色阴影区域的部分点即为实测点，从图2中可以看出，此部分点可以判断为流体充注传导作用形成的。

图1 研究区构造位置

图2 东海陆架盆地西湖凹陷XCA-3井声波速度、岩石密度—垂直有效应力交会图

3.2 异常高压分布特征

根据实测地层压力资料，结合研究区单井压力预测情况，并参考国内学者的地层压力分类划分方案[15]，确定了研究区的地层压力划分标准(表1)。

3.2.1 实测压力分布特征

实测地层孔隙流体压力是指利用钻井过程中随钻测量得到的钻井参数及地质资料来评估出的地层孔隙压力。根据研究区62口单井实测地层压力资料，其中有38口井花港组、平湖组钻遇异常地层高压，从实测压力数据分析可知(图2)，花港和平湖组地层异常高压顶界面(压力系数1.2)主要起始于3 300～3 500 m，压力系数主要集中在1.2～1.7之间，异常高压绝大多数处于压力过渡带和高压带，研究区没有钻遇超强高压的单井(图4)。

3.2.2 异常高压纵向分布特征

根据对花港组、平湖组单井地层压力计算发现，研究区目的层普遍发育有异常高压。本次研究以平湖构造带PB-3和西次凹XCA-3等2口典型异常高压井为例进行分析。

PB-3井位于西湖凹陷平湖构造带平北区宁波13-4构造中部，是该区最为重要的油气富集区之一，其中平湖组是该井的主要目的层段和产层段。如图5为PB-3井地层压力综合剖面，从图中可以看出，异常高压主要起始于E2p1，高压顶界面深度约为3 510 m，E3h下以上基本为正常地层压力，E2p2以下普遍发育异常高压，最大压力系数超过1.50，大部分处于压力过渡带和高压带，并且异常高压带压力和压力系数均具有阶梯式增大的特征(图5)。从声波时差预测结果与实测压力结果对比可知，两者具有较高的吻合性，说明声波时差对异常高压发育层段的响应具有敏感性，预测可信度高。PB-3井平湖组沉积厚度较大，热演化程度较高，最大Ro值可达0.765%，已经进入生烃高峰；并且异常高压层段对应的地层密度小于正常密度值，烃源岩参数以及气测参数(TG)具有随异常高压增大而增大的现象，可以判断该井平湖组异常高压的发育是由泥岩欠压实和生烃作用共同造成的，并以生烃作用为主。其中E2p3下部为实测油气产层(图5)，推断为下部烃源岩成熟后排出的高压流体形成的异常高压。

表1 东海陆架盆地西湖凹陷花港组和平湖组地层压力划分

图4 东海陆架盆地西湖凹陷花港、平湖组实测地层压力纵向分布特征

XCA-3井位于中央洼陷区西次凹黄岩1-1构造上，该构造位于深凹的边缘，主力烃源岩为平湖组，区域性盖层为花港组上段的滨浅湖泥岩，储层为花港组水下分流河道砂体，储集条件优越。从XCA-3井地层压力综合剖面(图3)中可以看出，高压顶界面深度为3 800 m，位于E3h下上部层段，往上为正常压力带，往下为异常高压带，最高压力系数达到1.54，大部分处于压力过渡带和高圧带。从声波时差预测结果与实测压力结果对比可知，两者吻合较好，说明声波时差和电阻率对异常高压的发育层段的响应具有敏感性，预测可信度高。该井高压发育的层位地层密度顺着减缓的正常演化趋势(密度增大)并逐渐接近其极限值，烃源岩参数具有随异常高压增大而增大的现象，可以判断异常高压的发育是欠压实作用和生烃作用共同造成的，并以生烃作用为主。从测井解释成果及DST测试结果来看，实测油气层主要分布在花港组下段中部的储层中，其高压带中油气聚集是油气从高压带本身的高能带向相对低能区运移传导的结果。

图5 东海陆架盆地西湖凹陷PB-3井地层压力综合柱状图

3.2.3 异常高压横向分布特征

由PB-11—ZHS-6井联井剖面(图6)可以看出，平湖构造带、西次凹、中央反转构造带南部浅部地层(埋深在3 500 m之上)压力系数多数在0.98～1.20之间，表现为常压；埋深在3 800 m以下的深部地层压力系数随深度呈阶梯状快速增高，高压发育，高压异常多属于压力过渡带和高圧带。

凹陷内异常高压顶界面的深度和地质层位分布，在不同构造区具有明显的差异(图6)。西部斜坡区的平湖构造带高压异常顶界深度开始出现于3 300 m，多数位于3 700 m以下，地质层位上则开始于平湖组二段，多数位于平湖组三段、四段；从平湖构造带平中区带向平北区带，高压异常顶界面的有变深的趋势，地质层位上则主要在平湖组二段、三段内，可见平湖构造带高压发育主要受层位控制。西次凹高压异常顶界面深度开始出现于3 700 m，多数位于3 900 m以下，地质层位上则开始于花港组下段；从西次凹边缘向西次凹中部，高压异常顶界面深度变深，地质层位主要在花港组下段内。中央反转构造带南部高压异常顶界面深度开始于3 800 m，多数位于4 000 m以下，地质层位上主要出现于花港组下段，平湖组顶界面反转抬升，高于井深3 700 m后，高压异常顶界面又下落到平湖组三段。从平湖构造带—西次凹—中央反转构造带及从凹陷的边缘向凹陷的中部，高压异常顶界面有变深的趋势，地质层位上则有变老的趋势。

图6 东海陆架盆地西湖凹陷PB-11—ZHS-6井地层压力剖面位置见图1。

4 剩余压力演化史和油气充注史

4.1 剩余压力演化史

在利用Petromod盆模软件恢复剩余地层压力过程中，其模型主要基于以下4个条件：①地下流动中的流体质量守恒；②孔隙中流动的流体服从达西定律；③地下岩层的压实是由孔隙中流体的排出造成的；④地下岩层在压实过程中，岩石骨架颗粒及孔隙中的流体不能被压缩。

在上述条件下，剩余地层压力演化史模型数学表达式如下：

(2)

(3)

式中：C为压缩系数；φini为初始孔隙度；C5为孔隙度为5%对应的压缩系数；Cini为初始压缩系数；k为渗透率；v为流体流动速度；pf为地层孔隙流体压力；ps为上覆地层压力；ph为静水压力；t为时间。

根据前述模拟中的模型和数据选取原则，以及模拟时对参数的赋值处理，本文选取西湖凹陷平湖构造带PB-2井进行剩余地层压力演化史单井数值模拟。模拟显示该井4 304 m处现今剩余地层压力在11.87～12.48 MPa之间，与实测剩余地层压力12.05 MPa(实测压力系数为1.28)误差在-1.5%～3.6%之间，模拟结果吻合度较高，结果可信(图7)。

PB-2井模拟结果显示(图7)，该井从花港组下段开始，剩余地层压力在地质历史中出现了2次异常，距今约15.6～7 Ma之间，花港组及平湖组剩余地层压力增大至4.53～8.20 MPa，尤其是距今10 Ma左右，目的层剩余地层压力达到最大值；距今约3～0 Ma之间，花港组及平湖组剩余地层压力再次增大至5.14～12.48 MPa，演化至今仍保持相对较高的剩余地层压力。

因此，根据上述单井剩余地层压力模拟可知，研究区花港组和平湖组在地质历史时期出现过2次剩余地层压力异常，也即为中新世以及上新世—第四纪是该区剩余地层压力异常的主要时期。

图7 东海陆架盆地西湖凹陷PB-2井剩余压力演化史

4.2 油气充注史

流体包裹体记录着烃类成藏的信息，是研究含油气盆地中烃类流体历史的一种重要手段和方法[28-30]。通过研究区流体包裹体显微测温数据可知(表2)，平湖构造带PB-2井花港组和平湖组均可区分2期流体包裹体，其中花港组储层内2期流体包裹体对应的均一温度为67～78 ℃和92～106 ℃，平湖组为92～115 ℃和116～124 ℃。

结合地层分层数据、地层抬升剥蚀量以及Ro值等资料，利用盆模软件建立起PB-2井单井地层埋藏史—热史图(图8)，可以看出，自中新世以来，花港组和平湖组有机质热演化进入成熟阶段，到中中新世目的层达到生烃高峰。通过流体包裹体均一温度结果(表2)分析可知，PB-2井目的层在地质历史时期经历了2期油气充注，其花港组和平湖组2期流体包裹体所代表的油气充注时间大致距今17～13 Ma和5～3 Ma，即分别对应中中新世和上新世，因此，该时期为PB-2井2期油气充注的关键时间。

根据西湖凹陷花港组、平湖组埋藏—热史分析，结合流体包裹体均一温度测试结果，认为研究区目的层油气充注的关键时期大致在中—晚中新世和早上新世。

表2 东海陆架盆地西湖凹陷PB-2井花港和平湖组流体包裹体测温数据

注：A.盐水包裹体(未见共生烃类包裹体)；B.与烃类包裹体共生的盐水包裹体。

图8 东海陆架盆地西湖凹陷PB-2井花港和平湖组埋藏—热史及油气充注史

5 结论

(1)西湖凹陷古近系花港、平湖组普遍发育异常高压，花港组以下的异常高压主要呈阶梯式增大，其异常高压多数处于压力过渡带和高压带，横向上从平湖构造带至西次凹向中央反转构造带及从凹陷的边缘向凹陷的中部，高压异常顶界面有变深的趋势，地质层位上则有变老的趋势；花港和平湖组地层异常高压顶界面(压力系数1.2)主要起始于3 300～3 500 m，其层位多属于花港组下段。

(2)研究区异常高压带内对应着良好的油气储层，其异常高压为烃源岩排出的高压流体造成；中中新世后西湖凹陷花港组、平湖组烃源岩演化达到生烃高峰，并在中新世以及早上新世—第四纪出现2次剩余地层压力异常，流体包裹体也证明中—晚中新世和早上新世发生了2次油气充注；花港组、平湖组异常高压的发育与油气充注具有良好的时空耦合性，油气充注是该区储集层异常高压发育的关键因素，异常高压是促使天然气自平湖组烃源层向平湖组、花港组储集层运移聚集的动力。

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(编辑 徐文明)

Coupling of abnormal overpressure and hydrocarbon charging:A case from the Huagang and Pinghu formations of Xihu Sag, East China Sea Shelf Basin

Chen Zhiyuan1, Xu Zhixing2, Chen Fei1, Xu Guosheng1, Zhang Wu2

(1.StateKeyLaboratoryforOil&GasReservoirGeology&DevelopmentEngineering(ChengduUniversityofTechnology),Chengdu,Sichuan610059,China; 2.ShanghaiBranchofCNOOC(China)Ltd,Shanghai200030,China)

Abnormal overpressure in the Huagang and Pinghu formations of the Xihu Sag, East China Sea Shelf Basin was studied based on sonic logging data, organic geochemistry and fluid inclusion testing. The abnormal pressure mainly originated from the lower Huagang Formation, and featured a “step type” distribution in the Xihu Sag. The top interface of high pressure becomes older from the Pinghu tectonic zone to the central inversion structural belt and from the edge to the center of the sag. Conductive overpressure due to the injection of high pressure fluid developed in the study area, and corresponds to good oil and gas reservoirs, which showed that the development of abnormal pressure and hydrocarbon charging had consistency in space. The evolution process of residual formation pressure was simulated using the basin simulation software, indicating that Miocene (15-7 Ma) and Pliocene to Quaternary (3-0 Ma) were the two key periods of residual formation pressure. Hydrocarbon charging history showed that hydrocarbon charging took place twice in the middle-late Miocene and the early Pliocene, which indicated that the development of abnormal pressure and hydrocarbon charging had consistency in time. Therefore, the abnormal overpressure of the Huagang and Pinghu formations coupled in time and space with hydrocarbon charging.

abnormal overpressure; hydrocarbon charging; Huagang Formation; Pinghu Formation; East China Sea Shelf Basin

2016-09-14；

2017-02-09。

陈智远(1987—)，男，在读博士生，从事石油地质研究。E-mail：czy880209@yeah.net。

中海油上海分公司重点项目(CCL2014SHPS0014RSI)资助。

1001-6112(2017)02-0186-09

10.11781/sysydz201702186

TE122.3

A