古龙凹陷青一段泥岩地层压力预测

杨为华

（大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江大庆163513）

泥岩地层孔隙压力的确定方法多样，最为准确且常见的方法即通过试油试井直接测量地层孔隙压力，但是由于试油试井段有限，特别是非储层的泥岩地层孔隙压力的计算只能依据间接的测井资料和地震资料进行预测，测井资料纵向上连续、数据精度高且受人为因素影响小，是估算地层压力较为理想的方法[1]。目前，确定地层孔隙压力的测井方法主要有等效深度法[2]和伊顿法[3]，这2种方法的原理均是基于垂向有效压力进行孔隙压力预测。然而，孔隙弹性理论则表明平均有效压力控制着孔隙度的演化，所以在地层孔隙压力的预测过程中基于平均有效应力，而非垂向有效压力的经验公式来估算地层孔隙压力[5]。岩石力学中孔隙度或孔隙比与有效压力的关系也可用以表征泥岩的压实过程和地层孔隙压力[6]。根据以往的资料成果来看，水平压力会伴随着超压和深度的增加而增大，因此在超压段平均有效压力与垂向有效压力的相关性较差[4]。

松辽盆地古龙凹陷青一段泥岩层孔隙度较低，其地层压力数据极少，仅依据现有的测试数据难以完成对区域性超压分布特征的研究。本文拟通过关联古龙凹陷青一段泥岩段孔隙度、垂向有效压力和平均有效压力，建立对应的压力预测模型，进而开展古龙凹陷青一段泥岩的地层压力分析，以重新厘定青一段泥岩超压强度及其平面分布特征，以期进一步指导该地区油气勘探开发。

1 地质背景

古龙凹陷位于松辽盆地北部中央坳陷区的西部，呈南北条带状分布是一个长期发育的继承性凹陷，盆地在嫩江末期基本初具雏形，经过明水期的调整以及早第三纪的沉积，最终形成了如今的构造特征。坳陷期青山口组沉积时期湖侵使湖泊面积突然扩大，湖泊范围至少接近现今盆地边界，古龙凹陷正处于湖盆中心，水体较深，以滨浅湖和半深—深湖相沉积为主，沉积了厚度相对较大，可达280～520m。青一段时期，湖盆开始进入快速沉降阶段，主要沉积了一套黑色—绿色泥岩、油页岩，下部以泥岩为主，夹砂质岩，暗色泥岩沉积速率快(0.56～1.04mm/a)[7]。由于青山口组快速沉积，表现出普遍欠压实，具有明显的超压特征。

通过对古龙凹陷钻井地层压力测试数据统计发现，青山口组上下油层均具有超压特征，其中葡萄花油层超压分布范围相对较广，高台子、扶余和杨大城子油层也有超压，但是分布较为局限，从超压点分布区域来看，高台子、扶余和杨大城子油层超压主要分布于新肇油田、葡西油田及新站油田一带[8]。相对于葡萄花、高台子、扶余和杨大城子油层来说，青一段泥岩层孔隙度较低，其压力数据极少，所以仅依据现有的测试数据难以完成对区域性超压分布特征的研究，所以需要在无测试数据区建立起一套完整的超压预测方法。

2 超压预测模型的建立

目前，对于泥岩孔隙度的估算主要通过垂向有效压力进行分析，即通过垂向有效压力计算流体压力，即σv被定义为上覆岩层产生的地静压力Sv与孔隙流体压力Pf的差值：

根据孔隙弹性理论[5]，孔隙度应该与平均有效压力σm相关，而非垂向有效压力Sv。所谓的平均有效压力σm是指平均压力Sm（即垂向和水平方向压力的平均值）与地层孔隙压力Pf的差值：

其中平均压力Sm表示为：

式中：Sh、SH——水平压力的最小和最大值。

为了简化研究模型，本次研究将泥岩简化为未胶结状态，所以压实作用可以直接通过孔隙度或孔隙比来描述[9]。

式中：σv——以千帕为单位的垂向有效压力；

σ100——垂向有效压力的参考值，以100kPa为单位；

e100——在100kPa垂向有效压力的前提下的孔隙比；

Cc——压实系数。

沉积物力学参数值e100和Cc均取决于岩性特征。

依据公式（4）的形式，可以进一步将平均有效压力σm替代垂向有效压力σv，得出类似的经验公式，结合超压地区的泥岩孔隙度可以进行地层孔隙压力的估算。

本次研究中估算泥岩地层孔隙压力最重要的参数是孔隙度。从正常压实曲线上的最小压力值到破裂压力（一般略小于静岩压力）值之间，对应着一系列可能的地层孔隙压力值。

通常来说，泥岩的孔隙度的求取主要采用声波测井估算而来，即：

式中：Δt——测得的声波时差值；

ϕsh——青一段对应泥岩层的孔隙度值。

自然伽马测井和自然电位测井可以很好的识别出泥岩层，然后结合声波测井利用利用公式（6）计算出每一段泥岩的孔隙度及孔隙比。垂向压力通常可以通过密度测井计算而来，相对而言，平均压力的估算较为困难。为了便于研究，假定2个水平方向的压力相同，根据文献[10]提供的经验关系式，通过深度和超压数据来计算水平最小应力：

假定地层孔隙压力等于静水压力，即平均静水压力可以表示为：

根据已知的深度、密度测井和孔隙流体的密度可以计算出静水平均有效压力，再依据这些地层孔隙压力被视为静水压力的数据点，实际上可以确定每种岩性的正常压实曲线。根据平均有效压力与孔隙比的最佳拟合直线的斜率和截距，可以得到相应的沉积物力学参数，然后通过公式（5）来确定每类岩性的正常压实曲线。

为了转换平均有效压力值，可以假定Sh=SH，从而消去公式(3)和(7)中的Sh，得出地层孔隙压力，详见公式（9）。

上式中σm可以结合公式（3）和（5）进行预测，而静水压力Pbyd取决深度和地层流体的平均密度，上覆岩层压力Sv由地层岩石骨架和孔隙流体总重力而形成，即：

式中：ρw——地层水密度；

hw——深度；

ρo、ho——上部无密度测井地层段的平均密度及其沉积厚度；

Δh——深度间隔；

l——有密度测井层段Δh的个数；

ρbi——对应深度段Δh的平均密度；

g——重力加速度；

H——目的层位深度。

3 古龙凹陷青一段泥岩超压分布特征

3.1 古龙凹陷青一段泥岩单井压力分析

G204井是松辽盆地古龙凹陷萨西鼻状构造上的一口评价井，其青一段的埋深为2280～2399m。从该井试油结果来看，其高台子油层和青山口组下伏的扶余油层均具有一定的超压特征[8]，其中高台子压力系数为1.12～1.46，扶余油层的压力系数相对较高，达1.13～1.61。对于区域性主要烃源岩的青一段泥岩，由于地层压力测试数据极少，地层压力特征主要依据等效深度法进行预测研究。

在G204井中，青一段表现为高声波时差值、低密度特征，反映出该地层大面积的欠压实特征，普遍表现为超压。对应深度的孔隙度ϕsh由公式（6）通过声波时差测井数据计算得到，在此基础上通过公式（5）拟合得到对应孔隙比条件下的平均有效压力值，然后用公式（9）将平均有效压力值转换为地层孔隙压力值，结果发现：G204井青一段的地层压力系数达1.42～1.58，具有明显的超压特征。对比青一段泥岩和高台子油层、扶余油层压力发现，青一段地层压力最大，达34～38MPa，其压力系数达1.44～1.62，表现为超高压特征（图1和图2）。其主要原因是在青一段泥岩层中，由快速沉积、不均衡压实造成了地层压力聚集。而扶余油层高渗透单元中的超压则通过横纵方向上流体的流动得到释放，使得孔隙压力降低。

图1 G204井实测声波时差值

3.2 古龙凹陷青一段泥岩超压平面分布特征

通过对古龙凹陷的20口探井试油试井、密度测井、声波时差测井等资料，分别估算了各井点青一段泥岩层的地层压力，结果发现：研究区内青一段泥岩普遍存在超压特征，并且局部地区达到超高压（压力系数＞1.4），其中位于古龙凹陷的腹地的葡西油田和新肇油田一带压力系数平均值在1.4以上，压力系数最大值位于葡西油田—新肇油田的低洼地带的G117-G52附近，最大压力系数达1.74。整体上，超压由凹陷中心向四周不同速率递减，向西北他拉哈英台地区和东北方向的高西地区，地层压力系数迅速降低至1.2～1.3，基本接近静水压力值；向南部压力系数较为稳定，最低压力系数值达1.3，表现为低幅超压特征（图3）。古龙凹陷青一段泥岩超压中心分布在葡西和新肇一带，向东、西两侧呈较明显的环状分布，古龙凹陷西部呈有明显的压力系数过渡带，地层压力由超高压—高压—常压过渡分布，在古龙凹陷的西部地层压力递减速度较快。而由古龙凹陷向大庆长垣过渡，地层压力衰减不明显，甚至在整体地层压力降低的趋势中局部出现高压力异常。古龙凹陷青一段泥岩超压强度分布特征与生烃强度特征吻合度较高，且超压分布与高成熟源岩分布有很好的一致性。这也间接说明生烃作用是导致松辽盆地现今超压泥岩的重要原因。

图2 G204井各压力分布特征

4 结论

（1）本文通过关联地层压力和平均有效压力及垂向有效压力等，建立了对应的泥岩地层压力预测模型，即Pf=3σm+Pbyd-33.2H1.145-Sv，并对古龙凹陷的G204井开展了单井地层压力计算，取得了良好的应用效果。

（2）古龙凹陷青一段泥岩普遍存在超压特征，古龙凹陷青一段泥岩超压中心分布在葡西和新肇一带，向东、西两侧呈较明显的环状分布，在古龙凹陷西部呈有明显的压力系数过渡带，地层压力由超高压—高压—常压过渡分布，在古龙凹陷的西部地层压力递减速度较快；而由古龙凹陷向大庆长垣过渡，地层压力衰减速度不明显，甚至在整体地层压力降低的过程中局部呈现出压力高值。