李繼亭，曾濺輝，吳嘉鵬

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油大學（北京）地球科學學院；3.中國石化勝利油田有限責任公司測井公司）

利用東營凹陷典型剖面分析地層壓力演化與油氣成藏關系

李繼亭1，2，3，曾濺輝1，2，吳嘉鵬1，2

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油大學（北京）地球科學學院；3.中國石化勝利油田有限責任公司測井公司）

運用盆地模擬方法對東營凹陷新生界地層異常壓力演化特征進行分析，并結合油氣成藏期次分析對異常壓力演化與油氣藏分布進行了研究。模擬結果顯示：東營凹陷古近系沙四上亞段（Es4上）和沙三下亞段（Es3下）烴源巖地層中普遍發(fā)育異常壓力，并以超壓為主；異常壓力演化具有波動性，總體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調整、晚期再次增大3個階段，分別對應沙河街組—東營組沉積期、沉積間斷構造抬升期和館陶組—第四紀沉積期。通過超壓演化與油氣成藏期次分析發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)今處于超壓環(huán)境中的油藏，在成藏過程中未必處于超壓環(huán)境。早期形成的異常壓力為Es4上和Es3下部分烴源巖中油氣向鄰近的圈閉運移聚集提供了充足的成藏動力，并有利于油氣藏的保存。

盆地模擬；壓力演化；油氣成藏期次；東營凹陷

自20世紀中葉國內外學者發(fā)現(xiàn)沉積盆地存在異常壓力［1-2］以來，異常壓力的分布和演化在油氣勘探中一直起到極其重要的作用。大部分含油氣盆地，如渤海灣盆地、鶯歌海盆地等均發(fā)現(xiàn)異常壓力現(xiàn)象，針對這些異常壓力的分布特征、成因機理展開了深入和廣泛的研究［3-4］。學者們對盆地異常壓力展布特征和成因機理的研究較多，但根據(jù)異常壓力的形成和演化過程來研究其對油氣成藏與分布的影響則較少。前人研究表明：油氣成藏期次與異常壓力的形成和分布緊密相連［5］；油氣成藏關鍵時期，油氣在異常壓力產生的動力下運移并聚集［6］。

本文根據(jù)草古6—陳氣7井典型剖面，對東營凹陷地層異常壓力發(fā)育演化進行了正演模擬。同時，利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定了不同類型油氣藏的成藏期次，并結合異常壓力的形成與分布，研究了異常壓力動態(tài)演化過程對不同地質歷史時期油氣成藏的控制作用。

1 地質背景

東營凹陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷（圖1a），剖面上為典型的北斷南超、北陡南緩的不對稱箕狀凹陷特征（圖1b）。東營凹陷新生代先后沉積了古近系孔店組（Ek）、沙河街組（Es）、東營組（Ed）和新近系館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）及第四系（Q）地層。古近紀是斷陷階段，主要發(fā)育三角洲相、濱淺湖相、半深湖—深湖相沉積；新近紀是坳陷階段，主要發(fā)育沖積扇—曲流河等沉積。東營凹陷的2套主力烴源巖是古近系沙四上亞段（）和古近系沙三下亞段（的厚層暗色泥巖及油頁巖。

2 技術方法及參數(shù)選取

本文采用盆地數(shù)值模擬技術對東營凹陷壓力演化進行研究。模擬結果的正確性與合理性很大程度上取決于研究者對地質現(xiàn)象的認識程度，以及對有關邊界條件和重要地質參數(shù)的理解水平和數(shù)值的選擇。模擬中選取的參數(shù)主要包括：①地質參數(shù)，模擬采用的地質年齡、古地表溫度、古水深等根據(jù)李丕龍等［7］的研究資料，喜山運動在研究區(qū)造成的地層剝蝕量采用吳智平等［8］的研究資料；②熱力學參數(shù)，不同時期的大地熱流值等資料根據(jù)文獻［9］—文獻［11］的研究資料；③巖性及組合，各層的砂巖和泥巖含量及其它巖性的巖石含量，根據(jù)測井和錄井資料獲得；④巖石物性參數(shù)，包括巖石孔隙度、壓縮系數(shù)和滲透率等，根據(jù)Xie等［12］的研究資料；⑤其它參數(shù)，如流體密度、黏度等資料，采用軟件默認值。

圖1 東營凹陷構造概況圖（a）及典型剖面特征（b）Fig.1 Structure map （a）and typical profile features（b）of Dongying Sag

3 異常壓力形成與演化特征

模擬所選取的剖面是過東營凹陷主體生油洼陷的草古6—陳氣7井主干剖面，自北向南依次穿過北部陡坡帶、利津洼陷、中央隆起帶、王家崗斷裂帶和廣饒凸起。

由草古6—陳氣7井剖面壓力模擬結果（圖2）可以看出，研究區(qū)古近系普遍存在異常壓力，在洼陷劇烈沉積區(qū)尤為發(fā)育。研究區(qū)超壓主要發(fā)育在和烴源巖地層。異常壓力整體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調整、晚期再次增大3個階段的演化過程。

（1）沙河街組沉積期是東營凹陷斷陷的發(fā)育階段，斷裂伸展活動強烈，物源充沛，凹陷沉積了厚層暗色泥（頁）巖。較大的地層沉積速率導致和負荷應力增大，孔隙度快速減小，滲透性變差，孔隙流體壓力增高，欠壓實作用明顯。模擬結果表明，異常壓力高值主要分布在和地層中（圖2a右下部黃綠色部分），異常壓力主要集中在0.9～5.0 MPa（圖 2a）。

圖2 東營凹陷典型剖面剩余壓力演化分布圖Fig.2 Abnormal pressure evolution of typical profile in Dongying Sag

（2）Ed沉積末期，異常壓力范圍明顯增大，最大異常壓力達到7～9 MPa，主要分布在和地層中（圖2b下部黃綠色部分）。

（3）漸新世末，喜山運動Ⅱ幕導致地層抬升剝蝕，異常壓力得到釋放和減弱，東營凹陷古近系地層異常壓力降低至4～7 MPa，地層抬升產生砂體回彈，異常壓力得到明顯釋放（圖2c下部淺綠色部分）。

（4）喜山運動Ⅱ幕之后，東營凹陷進入整體沉降階段，接受館陶組沉積，和烴源巖再次進入埋藏增溫階段，Es4和Es3地層異常壓力范圍再次擴大，但異常壓力值較小，為4.0～7.6 MPa（圖2d下部淺綠色部分）。

（5）明化鎮(zhèn)組—第四系沉積期，快速沉降引起的壓實不均衡和生烴作用應是可獨立產生大規(guī)模超壓的主要機制。Es4和Es3地層異常壓力明顯，超壓規(guī)模最大，剩余壓力值達到14～18 MPa（圖2e下部紅色至淺綠色部分）。東營組末期、館陶組末期及明化鎮(zhèn)組—第四系沉積時期，異常壓力發(fā)育可能都與欠壓實作用、有機質生烴作用和黏土礦物脫水作用等多種因素有關［13］。

異常壓力區(qū)起始深度在2200 m左右，該深度之上為正常壓力系統(tǒng)，之下發(fā)育超壓系統(tǒng)。模擬結果與鉆井實測壓力資料一致（表1）。

4 超壓演化與油氣成藏

異常高壓的形成時間與油氣大規(guī)模的運移時間具有緊密聯(lián)系，且二者在油氣成藏中起著十分關鍵的作用［14］。異常高壓是油氣初次運移和二次運移的主要動力，超壓演化與構造演化的相互耦合控制了油氣的成藏樣式。

表1 草古6—陳氣7井剖面壓力實測數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)誤差分析表Table 1 Pressure error analysis of measured and simulated data in Caogu 6-Chenqi 7 well

4.1 油氣成藏期次分析

關于東營凹陷成藏期次的劃分和成藏時間的確定，前人已作了大量研究［15］，且認識較為統(tǒng)一，他們認為東營凹陷主要發(fā)生了2期成藏過程：第一期為東營組末期（34～24 Ma），第二期為館陶組末期—第四紀（13.8～0 Ma）。第二期成藏規(guī)模最大、范圍最廣，是研究區(qū)油氣成藏的關鍵時期。

在草古6—陳氣7井剖面上，不同構造帶的油藏類型存在差異。對東營凹陷幾個次級構造部位的巖性、構造-巖性、地層油氣藏和構造油氣藏中的流體包裹體均一溫度進行分析（圖3），初步推算了典型剖面上不同構造帶的油藏成藏時間（表2），其中河154井與河21井數(shù)據(jù)根據(jù)程慧等［16］的資料。

利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法并結合前人對東營凹陷成藏的分析結果得出以下幾點認識。

（1）利津洼陷Es2和Es3主要發(fā)育構造油藏。根據(jù)對成烴與成藏的研究認為，該區(qū)油藏具有2期成藏特點：第一期成藏發(fā)生在Ed沉積末期，成藏規(guī)模較小，主要集中在儲層物性較好的Es2底部和上部；第二期成藏主要發(fā)生在館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積時期，成藏規(guī)模大，范圍涉及 Es2和 Es3整個層段［17］。利用流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定出坨741井區(qū)和坨143井區(qū)油藏成藏時期為第二期成藏期（圖 3a）。

（2）中央隆起帶是東營凹陷構造油氣藏的主要發(fā)育地區(qū)，也是油氣運移的有利指向區(qū)帶。該區(qū)帶的油藏形成時間較晚，由河21井和營67井包裹體均一溫度確定出中央隆起帶油氣成藏時期主要是第二期成藏期的晚期（圖3b）。

圖3 東營凹陷典型剖面不同區(qū)帶代表性流體包裹體均一溫度-埋藏史投影法確定的油氣充注時期圖Fig.3 The charging times determining with fluid inclusion homogenization temperature projected on burial history in the representative zone in Dongying Sag

表2 東營凹陷儲層流體包裹體確定成藏期次Table 2 Reservoir fluid inclusion and hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

（3）牛莊洼陷主要含油層系為Es3，其中和為主要含油層系。由圖3c可看出：牛22井區(qū)和牛101井區(qū)油藏為第一期成藏；牛104井、牛107井、牛106井等井區(qū)油藏為第二期成藏；深洼區(qū)為第一期和第二期2期成藏，而洼陷靠近中央隆起帶的成藏時期主要為第二期成藏期。

（4）依據(jù)包裹體資料分析認為，王家崗斷裂帶的王108井區(qū)和王100井區(qū)油藏主要為第二期成藏（圖 3d）。

4.2 地層壓力演化對油氣成藏的控制

異常流體壓力不僅可引起未變形地層的水力破裂和超壓流體的初次排放，促使了烴類的初次運移，且受超壓和斷裂特征的共同控制，即斷-壓雙控流體流動，形成超壓流體的二次排放［18］。

4.2.1 東營組末期（34～24 Ma）成藏時期

圖4 東營凹陷主要成藏時期剩余壓力特征與油藏展布Fig.4 Abnormal pressure characteristics and reservoir distribution in the main hydrocarbon accumulation stages in Dongying Sag

根據(jù)東營組沉積末期剩余壓力分布與油藏分布特征（圖4a）可知，牛莊洼陷和地層發(fā)育異常流體壓力，并引起未變形地層的水力破裂，為烴類流體自源巖層向相鄰儲集層垂向排烴提供了通道，之后在儲集體內發(fā)生較大規(guī)模的側向運移，從而形成以厚層泥質烴源巖包裹的濁積砂體油藏。該成藏時期發(fā)育的異常壓力為濁積砂體中的油氣運移提供了重要的源動力和運移路徑，為牛莊洼陷牛101井、牛22井及其附近井區(qū)和地層中發(fā)育的巖性圈閉成藏提供了條件。牛莊洼陷深部巖性油氣藏為具有相對封閉和半封閉特征的壓力系統(tǒng)，為自源封閉型成藏動力學機制。

利津洼陷Es2底部和油氣藏的油氣來自烴源巖層系，其運移方式包括側向運移和垂向運移。該洼陷北部的坨-勝-永斷裂帶的斷裂活動開始于Es4沉積期，結束于Ng沉積末期，斷層斷距大，切割了Es3和Es4烴源巖的多個超壓帶，形成了有利的泄壓帶。此時，所生成的烴類在超壓作用下沿斷層發(fā)生垂向運移，在Es2底部和地層的有利圈閉中聚集并形成原生油氣藏。由圖2a可看出，利津洼陷Es2底部和上部油藏為它源開放型成藏動力學機制。

4.2.2 館陶組末期—第四紀（13.8～0 Ma）成藏期

由之前的成藏期次分析可看出，該成藏時期形成的油藏主要分布在王家崗斷裂帶地區(qū)、牛莊洼陷和中央隆起帶之間、利津洼陷Es2底部和地層。油藏的發(fā)育與斷裂和超壓烴源巖連通密不可分，斷裂是超壓體系卸壓的重要渠道，也是幕式排放的主要途徑。超壓的積累可使處于靜止期（呈封閉狀態(tài)）的斷裂開啟，從而使在靜水壓力條件下起封閉作用的斷層成為超壓流體二次排放的優(yōu)勢通道［18］。Es4和Es3地層異常壓力范圍的再次擴大，為超壓流體二次排放優(yōu)勢通道的形成提供了動力條件。

東營凹陷第二期成藏期早期（館陶組沉積末期），大型構造圈閉基本形成，為油氣大規(guī)模聚集提供了場所。由Ng沉積末期剩余壓力分布與油藏分布特征（圖4b）可看出：該時期只在牛莊洼陷牛104井、牛107井、牛106井等井區(qū)的巖性油藏為超壓封閉的成藏環(huán)境；中央斷裂帶區(qū)域的斷塊油藏、利津洼陷的構造油藏以及王家崗斷裂帶王108井區(qū)的斷塊油藏均為常壓開放的成藏環(huán)境。

東營凹陷第二期成藏期晚期（明化鎮(zhèn)組—第四紀沉積期），之前形成的油藏不斷擴大，該時期形成的油藏主要分布在凹陷邊緣（圖4c）。對該時期剩余壓力分析后認為，凹陷邊緣及中央隆起帶形成的油藏為開放的靜水動力成藏環(huán)境。

4.3 異常流體壓力控藏模式

東營凹陷分為上部的正常壓力系統(tǒng)和下部的異常高壓力系統(tǒng)，不同壓力系統(tǒng)中油氣成藏模式存在差異。凹陷深部的，和下部地層處于異常高壓力系統(tǒng)內，所以，東營凹陷油氣成藏具有異常壓力系統(tǒng)外和異常壓力系統(tǒng)內2類成藏模式（圖5）。異常壓力系統(tǒng)內成藏的油氣運移距離較短，異常壓力系統(tǒng)外成藏則具有較長的油氣運移距離。

異常壓力系統(tǒng)內成藏模式主要分布在牛莊洼陷和利津洼陷深部，在下部地層中較為發(fā)育。東營凹陷深部的斷層不發(fā)育，但超壓引起的地層微裂縫，可實現(xiàn)烴類垂向上的穿層運移和聚集。此外，異常高壓帶的儲集層巖石孔隙度通常比相同深度正常壓實作用下同類型的巖石孔隙度大，使得儲集空間得以保存，且超壓可抑制黏土礦物轉化，促進溶解作用而形成次生孔隙，極大地改善了地層儲集性能。同時，超壓封閉的流體環(huán)境還有利于巖性油氣藏的保存［19］。

圖5 東營凹陷典型剖面成藏模式圖Fig.5 Hydrocarbon accumulation model of typical profile in Dongying Sag

異常壓力系統(tǒng)外成藏模式主要分布在東營凹陷中淺部地層，斷層是中淺部油氣藏和深部烴源巖連通的重要通道。烴類的生成導致超壓發(fā)育，隨著地層流體壓力增大，當壓力達到斷裂的門限開啟壓力時，斷裂及伴生裂隙開啟，超壓烴類流體釋放，斷層起到了泄壓和烴類運移通道的雙重作用，這種斷-壓雙控流體流動是異常壓力系統(tǒng)外成藏的主要動力模式。總之，異常壓力系統(tǒng)無論是內部成藏還是外部成藏都是油氣成藏的必要條件。

5 結論與認識

（1）盆地數(shù)值模擬結果表明，東營凹陷異常壓力系統(tǒng)演化具有波動性，總體上經(jīng)歷了早期形成、中期下降調整和晚期再次增大3個階段。

（2）東營凹陷深洼區(qū)早期產生的異常流體壓力促使了地層微裂縫輸導體系的形成，并為巖性油氣藏的形成提供了充足的烴類運移路徑。

（3）東營凹陷不同構造帶成藏期動力環(huán)境存在差異。牛莊洼陷和利津洼陷中央的巖性油氣藏成藏期處于超壓成藏環(huán)境；洼陷—洼陷邊緣過渡帶構造油氣藏成藏期處于半封閉—開放成藏環(huán)境；洼陷邊緣帶構造、地層油氣藏成藏環(huán)境為常壓成藏環(huán)境。

［1］Dickinson G.Geological aspects of abnormal reservoir pressures in Gulf Coast，Louisiana［J］.AAPG Bulletin，1953，37：410-432.

［2］陳荷立，湯錫元.山東東營凹陷泥巖壓實作用及油氣初次運移問題探討［J］.石油學報，1983，4（2）： 9-16.

［3］郝芳，董偉良，鄒華耀，等.鶯歌海盆地匯聚型超壓流體流動及天然氣晚期快速成藏［J］.石油學報，2003，24（6）： 7-12.

［4］Luo Xiaorong，Vasseur G.Geopressuring mechanism of organic matter cracking：numerical modeling［J］.AAPG Bulletin，1996，80：856-874.

［5］劉震，陳艷鵬，趙陽，等.陸相斷陷盆地油氣藏形成控制因素及分布規(guī)律概述［J］.巖性油氣藏，2007，19（2）：121-127.

［6］馬中良，曾濺輝，張善文，等.砂巖透鏡體油運移過程模擬及成藏主控因素分析［J］.巖性油氣藏，2008，20（1）：69-74.

［7］李丕龍，張善文，曲壽利，等.陸相斷陷盆地油氣地質與勘探（卷三：陸相斷陷盆地油氣生成與資源評價）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003：204-207.

［8］吳智平，韓文功.濟陽坳陷早晚第三紀沉積間斷地層剝蝕量研究［J］.中國海上油氣（地質），2000，12（5）：27-30.

［9］邱楠生，蘇向光，李兆影，等.濟陽坳陷新生代構造-熱演化歷史研究［J］.地球物理學報，2006，59（4）：1127-1135.

［10］龔育齡，王良書，劉紹文，等.濟陽坳陷大地熱流分布特征［J］.中國科學（D 輯：地球科學），2003，8（4）： 384-391.

［11］王良書，劉紹文，肖衛(wèi)勇，等.渤海盆地大地熱流分布特征［J］.科學通報，2002，53（2）：151-155.

［12］Xie Xinong，Bethke C M，LI Sitian，et al.Overpressure and petroleum generation and accumulation in the Dongying Depression of theBohaiwanBasin，China［J］.Geofluids，2001，1（4）：257-271.

［13］陳中紅，查明.斷陷湖盆超壓封存箱形成機理與油氣成藏機制——以渤海灣盆地東營凹陷為例［J］.地質科學，2008，51（1）：50-64.

［14］劉震，許曉明，謝啟超，等.渤海灣盆地異常高壓晚期形成特征分析［J］.現(xiàn)代地質，2006，20（2）：259-267.

［15］蔣有錄，劉華，張樂，等.東營凹陷油氣成藏期分析［J］.石油與天然氣地質，2003，24（3）： 215-218.

［16］程慧，常迎梅，經(jīng)雅麗.渤海灣盆地東營凹陷地層油氣藏成藏階段分析［J］.石油實驗地質，2009，47（1）：54-57.

［17］張林曄，劉慶，張春榮.東營凹陷成烴與成藏關系研究［M］.北京：地質出版社，2005：143-146.

［18］郝芳，鄒華耀，方勇，等.斷-壓雙控流體流動與油氣幕式快速成藏［J］.石油學報，2004，25（6）：38-43.

［19］金鳳鳴，趙賢正，鄒偉宏，等.二連盆地地層巖性油藏“多元控砂—四元成藏—主元富集”與勘探實踐（Ⅱ）——“四元成藏”機理［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：23-27.

Application of typical profile to analysis of reservoir pressure evolution and hydrocarbon accumulation in Dongying Sag

LI Ji-ting1，2，3，ZENG Jian-hui1，2，WU Jia-peng1，2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Logging Technology Company，Shengli Oilfield Company Limited，Sinopec， Dongying 257096， China）

Basin modelingtechnologyisapplied toanalyzedistribution and evolution characteristicsofabnormalpressure systemofCenozoic in DongyingSag.Based on the analysis ofhydrocarbon accumulation stages,the influence ofreservoir pressure evolution on the hydrocarbon accumulation is studied.Numerical modelingresult shows that abnormally high pressures occur in the third and fourth members （Es3and Es4） of Eocene Shahejie Formation,and the pressures are mainlyoverpressure.The overpressure evolution in the sagis fluctuatingand divided intothree stages:original-forming,medium-declining adjustment and latest-raising stages,respectively corresponding to the stage of Shahejie to the final stage of Dongying Formation,the stage of uplifting and denudation,and the stage of Guantao Formation to Quaternary depositional stage.The study of overpressure evolution and hydrocarbon accumulation stages shows that the reservoir which is in the overpressure environment now may not be in overpressure environment when the hydrocarbon accumulation occurred.In the earlytime,the overpressure is favorable power for hydrocarbon migration and accumulation in the lithologic reservoir,and conducive tothe preservation oflithologic reservoir.

basinmodeling；pressureevolution；hydrocarbonaccumulationstage；DongyingSag

TE122.3+5

A

2011-03-10；

2011-04-16

國家科技重大專項“渤海灣盆地精細勘探關鍵技術”（編號：2009ZX05009-003）項目資助。

李繼亭，1983年生，男，碩士，主要從事石油地質方面的工作。地址：（257096）山東省東營市東營區(qū)北二路 415號勝利油田測井公司。 電話：（010）89733763。 E-mail：lijiting0546@163.com

曾濺輝，1962 年生，男，教授，博士生導師。 電話：（010）89733325。 E-mail：zengjh@cup.edu.cn

1673-8926（2011）04-0058-07

郭言青）