沾化凹陷古近系超压特征及其成因机制

刘 华， 袁飞飞， 蒋有录， 郝雪峰， 方旭庆

(1.山东省深层油气重点实验室，山东青岛 266580; 2.海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东青岛 266071；3.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580； 4.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257000)

含油气盆地超压普遍发育，影响油气的运移和聚集[1-4]。超压成因机制复杂多样，对于非挤压型盆地，欠压实作用和生烃作用是引起超压的主要原因[5-13]。欠压实作用通常具有高声波时差、低密度和低电阻率的特征[14]，常见于快速沉积的新生代盆地中[12]，泥岩体积分数、沉积速率和埋深对欠压实作用影响较大[15-16]；生烃增压作用表现出高声波时差、高电阻率的特征[17-18]，增压幅度与烃源岩有机质质量分数、演化程度、天然气生成量等有关[5,19-23]。欠压实作用与生烃作用对超压的贡献存在差异，影响油气藏的形成及其空间分布[1-4,24]。笔者以超压发育且分割性较强的沾化凹陷为例，根据实测压力、超压成因机制判识模型、超压层系沉积速率、泥岩体积分数及对应源岩成熟度特征，对沾化凹陷超压特征及其成因机制进行研究，揭示超压成因差异及其对油气成藏的影响。

1 区域地质概况

沾化凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷内，面积为2 800 km2，呈“北断南超”“凹凸相间”的构造格局。西部以义东断层与车镇凹陷和义和庄凸起相邻，南接陈家庄凸起，东南与垦东凸起相邻，东部以孤东断层和长提断层为界，北部以埕子口凸起为界，包括四扣次洼、渤南次洼、孤南洼陷、三合村洼陷、富林洼陷、孤北次洼、桩西次洼等多个负向构造单元(图1)。

图1 沾化凹陷构造单元和地层柱状图

沾化凹陷沉积地层发育，主要发育古近系孔店组、沙河街组、东营组和新近系馆陶组、明化镇组，古近系沙河街组是重要的生烃、储集层系，其中沙一段烃源岩局部成熟，沙三中—下亚段和沙四上亚段烃源岩达到成熟，生成大量油气，是主要的烃源岩层系；沙二段和沙四下亚段是重要的油气富集层系(图1)。

2 地层压力特征

根据831口井的实测压力数据统计，沾化凹陷超压发育，压力系数大于1.8，具有纵向上分带、平面上分区的特征。纵向上从埋深2 350 m开始发育超压，在2 700 m埋深超压幅度快速增大，在3 500 m埋深超压幅度达到最大，然后随着深度的增加超压幅度开始减小，约至4 500 m回归静水压力。研究区发育的超压层系较多，主要与沙一段、沙三段和沙四段3个烃源岩层系最为匹配，其中以沙三和沙四段超压最为明显(图2(a)、(b))。

平面上超压中心与研究区的各洼陷和次洼相吻合，但是各构造单元发育的超压幅度差别较大，其中桩西次洼、四扣次洼、渤南次洼和孤北次洼的超压明显，压力系数大于1.4，富林洼陷和孤南洼陷超压发育幅度较低，为弱超压(图2(c)、(d))。各洼陷出现超压的顶界面的埋深也存在差异，如渤南次洼出现超压的深度最浅，约为2 350 m；孤北次洼出现超压的界面最深，约为3 000 m。

3 超压成因判识

3.1 有效应力-声波速度法

图3 沾化凹陷不同洼陷和不同层系有效应力-声波时差关系

统计表明研究区超压实测点在加载和卸载曲线上均有分布(图3)，研究区存在欠压实增压和生烃增压等多种成因。研究区的超压成因在层系和构造分区上存在一定的规律性：平面上仅有孤南洼陷的实测超压点全部分布在卸载曲线，渤南次洼、孤北次洼、四扣次洼和桩西次洼等超压点在加载曲线和卸载曲线均有分布，表明存在欠压实增压作用和生烃增压作用的共同结果。层系上东营组和沙一段的超压点多分布于加载曲线上，欠压实作用是超压的主要成因；沙三段和沙四段数据点在加载曲线和卸载曲线均有分布，为欠压实作用和生烃作用的共同结果，但是沙四段超压点相对于沙三段，更集中偏向于卸载曲线分布，表明生烃作用在沙四段的超压贡献中比例有所增加(图3)。

3.2 测井曲线组合法

由于含气性、有机质丰度等会影响声波时差，在单独利用声波时差判断孔隙度时存在不确定性，因此利用测井曲线组合法更为有效。前人研究表明，声波时差、密度测井和电阻率测井三者结合可综合反映超压成因[25-26]，随埋深增大，欠压实作用表现为声波时差增大、电阻率减小、密度不变或略有减小的特征；生烃增压作用与欠压实作用不同，电阻率表现出增大的特征。

以义170井为例，根据压力特征可以识别出3个超压段，测井曲线组合特征存在差异，表现出超压成因的不同(图4)。第一超压段分布在2 900～3 000 m的沙一段，测井曲线偏离正常趋势，表现为高声波时差和低密度，这段上部密度和电阻率明显降低，符合欠压实增压作用，并且与该深度烃源岩演化程度较低(镜质体反射率Ro<0.7%)相吻合。第二超压段分布在沙三段，呈现声波时差高、电阻率明显增大的特征，符合流体膨胀引起的超压特征，此埋深烃源岩已进入生烃门限(Ro>0.7%)，生烃增压作用开始显现成为超压的主导成因。第三超压段分布在沙四段，表现出高声波时差的特征，密度一般保持不变，电阻率高于这段的背景值，表明以生烃增压作用为主(图4)。

图4 沾化凹陷义170综合测井曲线与超压特征

综上所述，沾化凹陷超压以欠压实增压作用和生烃增压作用为主，受烃源岩成熟度影响较明显。沙一段和沙三段烃源岩演化程度较低(Ro<0.5%)的超压段，以欠压实增压作用为主；沙三段和沙四段烃源岩演化程度高(Ro>0.7%)的地区，生烃增压作用开始增强，在渤南次洼等烃源岩成熟度较高的地区，生烃作用是超压的主要成因。

4 超压成因机制

4.1 欠压实增压作用

欠压实作用作为研究区重要的增压机制之一，主要影响沙一段和沙三段低熟烃源岩层系的超压形成，增压特征与泥岩体积分数、沉积速率和埋深关系密切。

4.1.1 泥岩体积分数

沾化凹陷超压层系的泥岩厚度较大，为欠压实作用的形成提供充足的物质基础。统计表明研究区沙一段超压区泥岩体积分数均大于85%，同一洼陷内随泥岩体积分数的增大，剩余压力和压力系数也存在一定幅度的增加(图5)。但是当泥岩体积分数大于90%时，泥岩体积分数接近的地区超压幅度差异较大，如富林洼陷超压幅度较低，四扣次洼则较高，反映高泥岩体积分数并不一定会形成欠压实增压作用，还需要其他条件的配合。

4.1.2 沉积速率

这些均是“基于NST协同构建卒中后吞咽障碍患者营养管理模式”创新的土壤。同时，这一质管项目也为医院的发展画上了浓墨重彩的一笔。

前人提出泥页岩的沉积速率大于200 m/Ma是欠压实作用产生超压的基本条件[15,27]。沾化凹陷古近系、新近系沉积厚度大，沙四段、沙三段、沙一段、东营组和明化镇组沉积时期最大沉积速率均大于200 m/Ma，甚至有些层系超过500 m/Ma，为欠压实增压作用的产生奠定极好的沉积基础(图6)。

图6 沾化凹陷不同沉积中心典型井沉积速率

对研究区23口井的沙一段沉积速率和压力数据进行统计，研究表明沉积速率与剩余压力、压力系数均为正相关关系，随着沉积速率的增大，增压幅度增高(图7)。在地层沉积速率小于200 m/Ma的地区，压力系数均小于1.1，表现为常压；沉积速率超过200 m/Ma时才出现超压。沾化凹陷各洼陷(或次洼)沙一段沉积速率差异明显，孤北次洼和富林洼陷沉积速率低，其余洼陷中心沉积速率较大(图7)，这一特点与其对应的超压幅度具有较好的相关性，说明沉积速率对于欠压实增压作用的影响非常显著，是增压幅度的重要影响因素。

图7 沾化凹陷沙一段沉积速率与超压关系

4.1.3 埋藏深度

高泥岩体积分数和快速沉积为欠压实增压的形成奠定基础，但是沾化凹陷各洼陷内的超压顶界面深度差异明显。研究区沙一段欠压实作用开始形成于明化镇组沉积初期，以压力系数1.1埋深作为起始深度，统计明化镇组和第四系沉积物厚度与超压起始深度关系，发现上覆沉积物厚度影响超压顶面发育深度，沉积厚度越大，超压顶面越深(图8)。同一洼陷从边缘到洼陷中心，沉积厚度逐渐增大，超压顶面深度也逐渐加深；不同洼陷间，上覆沉积物厚度小的地区，最大超压顶面深度也相应变浅(图8)。

图8 沾化凹陷明化镇组和第四系沉积物厚度与超压顶面深度关系(★为典型井)

4.2 生烃增压作用

烃源岩层系由于泥岩体积分数高、沉积速率快的特点，欠压实作用普遍发育，但是研究区压力系数大于1.3的地区普遍与成熟烃源岩吻合较好，表明生烃增压作用明显。研究表明生烃增压的幅度与烃源岩生烃强度和烃源岩成熟度关系密切，也是研究区超压强度空间分布不均的主要原因。

4.2.1 烃源岩生烃强度

沾化凹陷主力烃源岩为沙三和沙四段，正好与强超压发育层系相对应，从两套烃源岩的生烃强度平面分布图可以看出，生烃强度与超压幅度有较好的吻合性(图9)。

图9 沾化凹陷沙三段和沙四段生烃强度与超压发育关系 (★为典型井)

4.2.2 有机质热演化程度

利用实测Ro和PetroMod模拟，对研究区67口井进行有机质热演化模拟。结果表明沾化凹陷沙三和沙四段烃源岩均进入生成熟油阶段，最高Ro大于 1.2%，少数地区进入生凝析气阶段(图10)。

沾化凹陷发育多个生烃中心，有机质热演化程度存在差异，其中沙三段烃源岩在渤南次洼、四扣次洼、孤北次洼和孤南洼陷沉积中心成熟度较高，在富林洼陷、桩西次洼烃源岩成熟度偏低(Ro<0.7%)(图10(a))。沙四段的烃源岩热演化程度与沙三相似，热演化程度略高于沙三段，但是在孤南洼陷不具有生烃能力(图10(b))，与沙三段存在差异。有机质热演化程度与生烃强度吻合关系较好，与超压幅度也存在明显的对应关系，成熟度越高的地方对应的超压幅度越大，显示生烃增压的重要性。

图10 沾化凹陷沙三段和沙四段烃源岩演化程度与压力系数关系(★为典型井)

为了验证烃源岩热演化程度与超压的对应关系，选取孤南133井沙三段进行烃源岩热模拟和压力演化分析。结果表明：沙三段沉积后在欠压实作用下孔隙流体压力逐渐高于静岩压力形成超压，但是增加幅度不大；馆陶组末期之后，烃源岩进入成熟生油阶段(Ro=0.7%)，生烃增压作用的加强使压力进入快速积累阶段，在明化镇末期剩余压力快速增加，表明烃源岩热演化程度对沙三段现今超压具有重要贡献(图11)。从演化角度，欠压实增压作用是研究区超压的先期积累，但增压幅度较弱，烃源岩的成熟生烃促使剩余压力快速增大，形成超压—强超压，成为研究区超压的主导因素。

图11 沾化凹陷孤南133井沙三段压力演化与烃源岩生烃史

5 超压特征与油气成藏

沾化凹陷超压的成因机制是欠压实增压和生烃增压作用综合作用的结果，两者的贡献比例在空间上存在差异，间接影响油气成藏与空间分布。由于不同成因的超压在油气成藏中作用意义不同，欠压实增压不具有油气源的提供能力，在油气成藏中作为一种封闭机制主要对下覆油气起封闭作用；生烃增压层段则兼具油气来源的供应，其内发育的强超压是油气初次排烃的重要动力源，决定油气的排出效率和方向。

研究区沙一段超压源岩成熟度较低，不具有大量生烃能力，超压增强沙一段泥岩的封堵能力，对沙一下亚段和沙二段砂岩储层中的油气起封堵作用，因此研究区大部分洼陷区的油气都分布在沙一段之下(图12)。

研究区沙三段和沙四段烃源岩生烃能力差异较大，超压对于油气成藏的作用存在两种。一种是生烃能力较低的烃源岩系，对于油气的控制作用与沙一段超压层相似。如富林洼陷沙三段烃源岩成熟度较低(Ro<0.7%)，以欠压实增压为主，超压系数小于1.4，成藏期油气运移动力较低，生成的少量油气主要在超压体内难以突破封闭层向上运移，形成源内富集型的油气分布特色。第二种是成熟度较高的烃源岩，如渤南次洼的沙三段烃源岩，局部Ro>1.3%，生烃作用较强，压力系数高达1.8，油气成藏期的油气运移动力较强，形成的超压裂缝有利于油气突破封闭层在上部常压储层中聚集成藏。沙四段油气向上运移的难度较大，主要是上覆沙三段的超压层系的存在，易阻止沙四段油气的向上运移，仅在控洼断层发育处，形成沿断层穿层运移油气在浅层储层中聚集(图12)，如孤岛凸起馆陶组油气藏。

图12 沾化凹陷超压特征与油气分布

6 结 论

(1) 沾化凹陷超压发育，最大压力系数可达1.8，具有空间上分布不均的特征，纵向上主要与沙一段、沙三段和沙四段烃源岩层系相吻合，平面上与渤南次洼、四扣次洼和孤北次洼等主生烃洼陷相吻合。

(2) 沾化凹陷烃源岩成熟度较低的层系以欠压实增压作用为主，压力系数较低；泥岩体积分数大于85%且地层沉积速率大于200 m/Ma是欠压实作用发育的前提，存在上覆沉积物厚度越大超压顶界面越深的分布特征。

(3) 研究区烃源岩Ro>0.7%的层系存在生烃增压作用，生烃强度与超压幅度呈正相关关系，烃源岩演化程度越高超压幅度越大，受控于生烃能力和烃源岩热演化的差异，导致超压幅度空间上的差异。

(4)以欠压实增压作用为主的烃源岩层系，由于生烃能力弱，导致油气多富集在内部储层中或者作为下覆油气的盖层；以生烃增压作用为主的烃源岩层系，由于生烃能力强，超压幅度大，油气多突破封闭层向源上聚集或源间富集。