长岭断陷龙凤山地区下白垩统地层压力特征及其对油气成藏的影响

宋 昊，蒋有录，侯 帅，陈杏霞

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；2.中国石化东北油气分公司，吉林 长春 130062)

0 引 言

异常压力在油气运聚的过程中发挥了重要的作用，油气成藏与异常压力密切相关[1-2]。流体包裹体可记录油气运移聚集的时间和期次，反映原始流体的性质、组分、理化条件等，烃类包裹体捕获压力可以反映成藏期时的地层古压力，进而揭示成藏期地层压力对油气成藏的影响[3]。目前，流体包裹体研究主要被用于碎屑岩和碳酸盐岩油气藏，火山岩中流体包裹体主要被用于成藏期次的厘定，对于古压力的恢复研究较少，利用包裹体恢复地层古压力对火山岩油气藏成藏动力研究具有重要意义。龙凤山地区下白垩统油气资源丰富，但前人对地层压力研究程度较低，地层压力特征与油气成藏的关系不明。随着勘探开发的不断深入，油气勘探的重点逐步转向火山岩地层。因此，通过研究龙凤山地区下白垩统地层压力特征，综合分析沙河子组超压成因，并采用包裹体均一温度-盐度法和盆地模拟法恢复研究区古压力演化过程，明确地层压力演化对火石岭组火山岩油气成藏的影响。

1 区域地质概况

长岭断陷位于松辽盆地中央断陷区南部，是在中生代变质岩基底上发育的断坳叠置的火山岩、碎屑岩盆地，断陷层面积约为7 240 km2，为松辽盆地规模最大的断陷之一[4]。

龙凤山地区位于长岭断陷的南部，面积约为300 km2，是在西部拆离断层控制下发育的北西断、南东超的大型鼻状构造。龙凤山地区经历了早白垩世火石岭组—营城组断陷期、登娄库组断坳转换期、泉头组—白垩纪末坳陷期和白垩纪末期之后的构造反转期4个演化阶段，自下而上充填了火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组等地层(图1)。根据构造差异性，研究区可划分为西部构造带、东南缓坡带和北部洼陷带[4]。沙河子组发育的大套泥岩为研究区主要的烃源岩层系，营城组碎屑岩和火石岭组火山岩为主要的储集层，不同构造位置油气富集程度差异较大，油气主要于东南缓坡带中成藏。

图1 研究区构造分区及地层发育情况Fig.1 The tectonic division and stratigraphic development in the study area

2 现今地层压力特征和成因

2.1 现今地层压力特征

关于异常压力的分类，不同学者曾提出多种方案。参考前人对中国东部盆地地层压力研究的分类[1]，结合研究区实际地层压力特征，将地层压力划分为负压(地层压力系数小于0.90)、常压(地层压力系数为0.90～1.10)、超压(地层压力系数大于1.10)3种基本类型。

钻杆测试(MFE)获得的地层压力数据是反映地下流体压力信息较为准确的资料。但由于地层渗透性较低、关井恢复时间较短、地层遭受污染等原因，使得MFE测试压力数据不能代表真实的原始地层压力，一般会出现测试值偏低的现象[5-6]。研究区火石岭组和营城组地层压力系数为0.78～0.96，所测得的低压受到地层渗透性低、关井恢复时间较短的影响，因而实际地层压力应比测试数据略高。研究区地层压力纵向上为常压-超压-常压结构，火石岭组和营城组为常压，沙河子组地层为超压，压力系数在1.20左右；地层压力在不同构造带、不同深度具有较大差异，实测压力数据和声波时差测井显示，沙河子组超压主要发育在北部洼陷带中，地层压力系数由洼陷带向四周(西部构造带和东部缓坡带)逐渐减小，过渡为常压，而火石岭组和营城组地层压力在研究区范围内均为常压。

2.2 超压成因分析

超压的成因主要可以分为4类：不均衡压实、流体膨胀、构造挤压和压力传递[5]。能够形成大规模超压的成因一般有2种：不均衡压实成因和流体膨胀中的生烃增压成因[2]。

不均衡压实形成的超压通常产生于快速沉积的细粒沉积物中，由于较快的沉降速率导致孔隙水无法排出而产生异常高压。根据前人的研究可知，欠压实成因超压地层沉积速率至少超过200 m/Ma[6]。研究区最大沉积速率出现在营城组Ⅲ砂组沉积时期，约为177 m/Ma，而沙河子组沉积时期最大沉积速率为110 m/Ma左右[7]，均无法达到欠压实成因超压形成的最低沉积速率。

生烃增压是由于油气生成(特别是天然气的生成)造成孔隙流体膨胀，进而导致孔隙流体压力增大。研究区沙河子组泥岩埋深大多在3 000 m以上，北部洼陷带埋深大于4 000 m，北2井沙河子组地层实测镜质体反射率达到1.8%，北部洼陷带沙河子组烃源岩在泉头组沉积时期就已经达到高成熟阶段[8]，具备大量生气形成异常高压的条件。研究区声波时差异常段主要集中在沙河子组泥岩层段，而在沉积速率最大的营城组并未出现声波时差异常，超压段与主要生烃层系匹配关系较好，因此初步判断研究区超压成因为生烃增压导致。

2.2.1 测井曲线组合分析法

目前，超压成因的测井识别方法可归纳为测井曲线组合分析法、加载-卸载曲线法、孔隙度对比法、压力计算反推法等[5，9-11]。各类成因地层超压的形成过程中会引起岩石孔隙结构的不同变化，因而超压的成因判识可以结合相关的岩石物理参数。声波时差和电阻率测井参数可以反映岩石的传导属性，对孔缝中流体连通性的变化较为敏感；而密度测井参数可以反映岩石的体积属性，对岩石的物性改变较为敏感。因此，声波时差、电阻率和密度测井曲线组合法是最为基本的超压成因判别方法[5]。此外，测井曲线组合法和声波速度-密度交会图法不受研究区实测地层压力点较少的限制，可以有效地识别超压成因。

以研究区北部洼陷带北2井为例(图2)，随着地层埋深的增大，声波时差逐渐减小，电阻率和密度不断增大，这是由于地层遭受正常压实作用，孔隙度降低，连通性变差，3种测井曲线表现为正常压实趋势。随埋深的继续增大，地层压力由常压过渡为超压，声波时差不断增大，电阻率增大，密度略有减小，均表现为偏离正常压实曲线的现象，这说明岩石传导属性发生了改变，流体连通性增强，孔隙流体中油气含量增加，生烃膨胀造成了声波时差和电阻率增大；密度略有减小，说明岩石孔隙体积属性基本不变，并无孔隙度异常的出现。即北2井沙河子组超压所造成的岩石物理响应偏离正常压实趋势主要是生烃膨胀所造成的，而不均衡压实作用所导致的孔隙度异常现象在测井参数上并未出现，因此可以判断，研究区超压是由于生烃增压所导致的。

图2 北部洼陷带北2井测井曲线组合特征(箭头指示测井参数偏离正常趋势方向)Fig.2 The combination characteristics of logging curves of Well Bei 2 in northern subsag belt (The arrow indicates the direction of logging parameters deviating from the normal trend)

2.2.2 声波速度-密度交会图法

声波速度-密度交会图法根据声波速度和密度测井所反映出地层岩石对于超压的应变特征，将地层的应力-应变关系分为加载曲线和卸载曲线2种类型，通过曲线的不同延伸方向判断超压的具体成因[5，10-11]。

当岩石遭受正常压实作用时，孔隙结构变化导致声波速度和密度增大，在声波速度-密度交会图上表现为加载曲线，该曲线随深度增大指向声波速度和密度均增大的方向。不均衡压实是由于压实作用停滞而存在异常孔隙度，表现为随着声波速度减小，密度也随之减小，因此，声波速度-密度交会点落在加载曲线上，但方向与加载曲线相反。而生烃增压和压力传递作用不会造成孔隙度的明显变化，只会造成岩石传导属性发生变化，声波速度减小，而密度基本不变，在交会图上表现为卸载曲线(图3a)。

图3 北部洼陷带北2井声波速度-密度交会图Fig.3 The acoustic velocity-density crossplot of Well Bei 2 in northern subsag belt

研究区北2井沙河子组泥岩声波速度-密度交会点并没有落在加载曲线之上，而是表现为随着声波速度的减小，密度略有降低，在交会图上表现为指向声波速度减小方向的卸载趋势。这是由于生烃增压作用改变了地层的传导属性，流体膨胀产生了地层超压，而对孔隙度影响较小(图3b)。综合测井曲线组合法和声波速度-密度交会图法可以确定研究区沙河子组超压为生烃增压成因。

3 古压力演化

沉积盆地古压力重建是油气成藏研究的重要内容之一。前人采取单一方法进行古压力的恢复时，往往仅考虑了单一因素造成的压力变化，如流体包裹体法仅考虑流体充注时造成的压力变化，仅能恢复单点的古压力值，并不能恢复古压力演化过程[12-13]。为克服这一缺陷，该研究在利用包裹体均一温度-盐度法恢复单点古压力值的基础上，结合盆地模拟技术，以期达到恢复研究区古压力演化过程目的。

3.1 流体包裹体均一温度-盐度法

利用流体包裹体测温数据计算地层压力是恢复地层古压力的常用方法之一[3，12]。根据Zhang等建立的温压关系的等容式，利用流体包裹体均一温度、捕获温度、盐度和古地层压力之间的函数关系，通过实验测定包裹体均一温度和盐度，确定包裹体形成时的温度，从而计算包裹体形成时的压力，恢复地层古压力[12-15]。流体包裹体捕获压力可由下式得到：

p=A1+A2T

(1)

A1=6.1×10-3+(2.383×10-1-a1)Th-(2.855×10-3+a2)Th2-(a3Th+a4Th2)m

(2)

A2=a1+a2Th+9.888×10-6Th2+(a3+a4Th)m

(3)

式中：p为古压力，10-1MPa；T为捕获温度，℃；Th为包裹体的均一温度，℃；m为盐类物质的量浓度，mol/m3，其与盐度w(%)的换算公式为m=1 000w/[111(100-w)]；a1、a2、a3、a4为常数，对于CaCl2-H2O体系，a1=2.848×101，a2=-6.445×10-2，a3=-4.159×10-1，a4=7.438×10-3。

3.1.1 流体包裹体镜下特征

选取不同构造单元8口井30余张薄片进行包裹体镜下观察，在镜下观察的基础上，选取烃类包裹体伴生盐水包裹体进行均一温度和盐度的测定。

根据烃类包裹体相态、荧光颜色、赋存位置的差异，可将研究区的烃类包裹体分为2类：第1类为赋存于裂缝方解石充填物或长石颗粒中的蓝绿色单一液相包裹体(图4a—d)，其形态通常为椭圆状，长轴一般小于1 μm，成群分布，包裹体成分为原油，对应着较低的热演化程度，推测为早期成藏的产物；第2类为赋存于石英颗粒表面或石英颗粒内裂缝中液相或气液两相的蓝白色包裹体(图4e—h)，大多数为长条状或椭圆状，少数为不规则多边形，长轴为5～10 μm，最大可达到15 μm，一般为定向排列，包裹体成分为原油和天然气，对应较高的热演化程度，为晚期成藏的产物。

图4 火石岭组烃类流体包裹体镜下特征Fig.4 The microscopic characteristics of hydrocarbon fluid inclusion in the Huoshiling Formation

3.1.2 包裹体测温结果

烃类包裹体伴生盐水包裹体均一温度和冰点的测试结果表明：龙凤山地区火石岭组储层烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为95.0～150.0 ℃。其中，蓝绿色烃类包裹体伴生盐水包裹体均一温度峰值集中在95.0～110.0 ℃，蓝白色烃类包裹体伴生盐水包裹体均一温度峰值集中在120.0～145.0 ℃。冰点温度为-0.2～-19.6 ℃。按Bodnar冷冻温度-盐度换算法换算2期烃类包裹体伴生盐水包裹体的盐度[16]，可得盐度为0.35%～22.17%，范围跨度较大，主要分布区间为3.00%～12.00%和15.00%～20.00%，盐度相对偏高。

包裹体盐度和均一温度显示，早期捕获的成熟度较低的蓝绿色液相包裹体伴生的盐水包裹体盐度较低，后期捕获的蓝白色气液两相烃类包裹体伴生盐水包裹体的均一温度较高，对应的盐度值逐渐变大，且95.0～110.0 ℃和120.0～150.0 ℃之间存在明显的温度间断，说明存在2期油气充注(图5)。结合埋藏史图划分火石岭组油气成藏期次，火山岩油气藏第1期成藏处于登娄库组沉积时期，以原油充注为主；第2期成藏处于青山口组—明水组沉积时期，烃源岩热演化程度升高，天然气生成并充注于火山岩储层中。

图5 伴生盐水包裹体均一温度-盐度交会图Fig.5 The homogenization temperature-salinity crossplot of associated brine inclusion

3.2 盆地模拟法

应用盆地模拟方法对古地层压力进行恢复主要是通过回剥的方法，将某一地层现今的地层厚度和地层压力恢复到沉积时或埋藏中途某一时刻的地层厚度和地层压力[12]。其关键在于建立的地质模型与研究区的实际地质情况是否吻合。此次研究以镜质体反射率、现今地层温度、压力等作为模拟校正的关键参数，经过多次模拟得到研究区较为准确的地层压力演化史。将流体包裹体古压力投影在叠合有压力模拟结果的埋藏史图上，再判断投影位置的模拟压力值与利用流体包裹体计算出的压力值是否相等或相近，以对模拟的地层压力演化结果进行修正。

3.3 古压力恢复结果

利用流体包裹体均一温度-盐度方法计算成藏期古压力，研究区第1期成藏时生烃增压可以产生10.00 MPa左右的剩余压力；第2期成藏时北部洼陷带古压力最大，生烃增压可以产生20.00 MPa的古剩余压力，压力系数可达1.50～1.60；东部缓坡带古剩余压力为15.00～17.00 MPa，古压力系数为1.40～1.50；西部构造带距生烃中心较远，古剩余压力为12.00～13.00 MPa，古压力系数为1.40(表1)。

表1 包裹体均一温度-盐度法古压力恢复结果Table 1 The results of paleopressure recovery by inclusion homogenization temperature-salinity method

结合2种方法恢复古压力的结果，可将不同地质历史时期研究区的地层压力演化和充注过程分为5个阶段：①早期生烃增压阶段(117～105 Ma)；②压力初次释放阶段(105～99 Ma)；③晚期生烃增压阶段(99～65 Ma)；④压力再次释放阶段(65～35 Ma)；⑤压力缓慢累积阶段(35 Ma至今)。

以东南缓坡带北213井为例(图6)，随地层埋深的逐渐增大，沙河子组烃源岩于登娄库组沉积中期开始生烃，此时烃源岩成熟度较低，少量生油，可产生10.00 MPa左右的古剩余压力；登娄库组末期地层剥蚀导致地层压力不断下降，古地层压力接近于常压；随着地层埋深进一步增大，烃源岩成熟度逐渐增大，青山口组—明水组沉积时期大量生气导致地层压力迅速上升；新生代大规模的构造抬升后，地层压力大幅降低，而后地层缓慢沉降，地层压力逐渐趋于常压。此外，火石岭组火山岩地层不具备生烃增压的条件，但由于成藏时期油气的大量充注形成了传递型超压，因此，也具有较大的古剩余压力，并且表现为距生烃洼陷越近的区域，古剩余压力越高。

图6 北213井埋藏史及古剩余压力演化Fig.6 The burial history and paleo-residual pressure evolution of Well Bei 213

4 地层古压力对油气成藏的影响

成藏时期的异常高压是油气运移的重要动力，影响油气的运移方向和聚集效率，对油气成藏具有重要影响[12]。

第1期成藏发生在登娄库组沉积时期(图7a)，此时研究区内沙河子组烃源岩热演化程度均较低，少量生油，剩余压力增量较小，古剩余压力在10.00 MPa左右。该期油气以近源充注为主，洼陷带处烃源岩生烃增压提供了油气运移的动力，油气运移至火山岩顶部。

研究区大规模油气充注即第2期成藏发生在青山口组—明水组沉积时期(图7b)，此时北部洼陷带沙河子组泥岩埋深大，热演化程度高，镜质体反射率大于1.3%，天然气大量生成，生烃膨胀作用导致北部洼陷带古剩余压力迅速增大，此时北部洼陷带古压力系数大于1.50，古剩余压力超过20.00 MPa，这为油气向东南缓坡带和西部构造带运移提供了充足的动力条件，天然气在超压的驱动下沿着古剩余压力减小的方向大规模远源充注。东南缓坡带紧邻北部洼陷带，油气来源充足，且位于古剩余压力下降最快的方向。洼陷带内生烃增压形成过程中产生大量的酸性流体，经过短距离运移排入东南缓坡带火山岩储层中，从而产生次生孔隙[17-22]。与第1期成藏相比，东南缓坡带火山岩油气成藏的来源和动力更为充足，生成的大量油气在超压的作用下沿断层或风化带运移，大规模充注于火山岩储层中。西部构造带受登娄库组末期构造抬升的影响，周围沙河子组烃源岩热演化程度低，生烃能力不足，油气主要为远源充注。与东南缓坡带相比，西部构造带距离北部洼陷带较远，古剩余压力梯度较小，油气运移动力不足，油气富集程度低于东南缓坡带。

图7 不同成藏期古剩余压力与油气运移Fig.7 The Paleo-residual pressure and hydrocarbon migration in different accumulation periods

研究区在第2期成藏之后又发生过一次全区范围的大规模抬升，但此时断裂已经基本停止活动，无法作为油气大规模垂向运移的通道，油气藏几乎没有发生次生调整，得以较好地保存[3]。因此，认为成藏期时的异常压力控制油气运移与现今油气分布特征。

5 结 论

(1)长岭断陷龙凤山地区沙河子组超压主要发育在北部洼陷带，现今地层压力系数为1.20，古压力系数最大可达1.58，综合分析表明超压为生烃增压成因。

(2)研究区下白垩统地层古压力可分为早期生烃增压、压力初次释放、晚期生烃增压、压力再次释放、压力缓慢累积等演化阶段。火山岩油气主成藏期古压力系数为1.38～1.50，超压主要来源于北部洼陷带沙河子组泥岩的超压传递。

(3)研究区沙河子组烃源岩生烃增压产生的超压是油气运移的主要动力。东南缓坡带处于剩余地层压力下降最快的方向，为油气优势聚集区，油气富集程度较高。