劉 震，陳 凱，朱文奇，胡曉丹，郭彥如，吳迅達

(1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249;

2.中國石油東方地球物理公司油藏地球物理研究中心，河北涿州 072751)

鄂爾多斯盆地西峰地區(qū)長7段泥巖古壓力恢復(fù)

劉 震1，陳 凱1，朱文奇1，胡曉丹2，郭彥如1，吳迅達1

(1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249;

2.中國石油東方地球物理公司油藏地球物理研究中心，河北涿州 072751)

依據(jù)鉆、測井資料，運用統(tǒng)計分析、埋藏史模擬以及地層壓力恢復(fù)等方法對西峰地區(qū)長7段欠壓實泥巖古壓力進行恢復(fù)。結(jié)果表明：地層孔隙度同時受埋藏深度和埋藏時間的雙重影響，埋藏時間對孔隙度的影響具有持續(xù)效應(yīng)，地層抬升會導(dǎo)致深度效應(yīng)的停止;欠壓實泥巖總孔隙度可以認為是正常壓實孔隙度和欠壓孔隙度實增量之和，正常壓實孔隙度演化是埋藏深度和埋藏時間的雙元函數(shù)，而欠壓實增量只受控于埋藏深度;長7段欠壓實泥巖孔隙度增量與其埋深之間存在良好的指數(shù)關(guān)系，利用該指數(shù)關(guān)系再結(jié)合埋藏史可以恢復(fù)欠壓實泥巖在成藏期的古孔隙度;西峰地區(qū)長7段烴源巖在成藏期普遍存在異常高壓，壓力系數(shù)為1.3～1.65，說明其在成藏期具有很強的排烴動力，同時可以很好地解釋西峰地區(qū)現(xiàn)今的油氣分布特征。

欠壓實泥巖;古孔隙度;古壓力;長7段;西峰地區(qū)

西峰地區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長7段泥巖是該地區(qū)中生界油藏的重要源巖，其成藏期古壓力對油氣的初次運移起著至關(guān)重要的作用，而油氣能夠運移至下覆長8段儲層成藏，說明長7段泥巖在成藏期必然存在異常高壓。泥巖異常高壓作為油氣運移主要動力［1］的同時，也是泥巖欠壓實形成的根本原因，尤其是在厚套泥巖當(dāng)中，這種現(xiàn)象十分普遍［2－3］。因此，在構(gòu)造作用相對穩(wěn)定的前提下［4－5］，透過欠壓實現(xiàn)象所反映出來的異常高壓成為了西峰地區(qū)現(xiàn)今油氣分布格局的主要控制因素之一。目前，泥巖的孔隙度可以直接反映泥巖的壓力特征這一觀點已被大多數(shù)人所接受，研究泥巖古壓力的核心就是合理恢復(fù)當(dāng)時的古孔隙度。對于地層古壓力恢復(fù)的研究，前人曾做過大量工作。付廣等［6－7］曾提出過利用聲波時差恢復(fù)欠壓實泥巖古壓力的方法，但“欠壓實泥巖中的孔隙流體壓力一旦突破泥巖破裂壓力之后就恢復(fù)到正常壓力狀態(tài)”這一觀點與鄂爾多斯盆地現(xiàn)今長7段泥巖仍然存在的顯著欠壓實［8－9］現(xiàn)象不符，厚套泥巖在破裂之后孔隙度并未恢復(fù)到正常壓實狀態(tài)。Athy［10］曾指出，在正常壓實沉積層中碎屑巖巖層的孔隙度隨深度增加呈指數(shù)減小，但是該方法只適用于正常壓實過程，而且只考慮了深度對孔隙度的影響。為此劉震等［11］提出同時考慮埋深和時間的“雙元函數(shù)”模型，從原理上優(yōu)化了碎屑巖古孔隙度恢復(fù)方法。因此，要恢復(fù)欠壓實泥巖地層的古壓力，建立科學(xué)合理的孔隙度演化模型尤為關(guān)鍵。研究表明［6，15］，泥巖在欠壓實形成初期欠壓實幅度相對較小，隨著埋深增加，壓實成巖作用增強，黏土礦物轉(zhuǎn)化脫水［12－13］，伴隨溫度升高泥巖內(nèi)部的有機質(zhì)大量轉(zhuǎn)化為油氣，加之水熱增壓作用的貢獻［14］，泥巖欠壓實幅度不斷增大，欠壓實幅度越大，說明泥巖中存在的超壓越顯著。但是，泥巖欠壓實幅度不是無限增大的，當(dāng)欠壓實泥巖孔隙流體壓力增大到一定程度時泥巖便產(chǎn)生破裂［15］，孔隙流體得到釋放使孔隙度和壓力減小。西峰地區(qū)長8段儲層緊鄰長7段泥巖，當(dāng)長7段泥巖產(chǎn)生破裂開始排烴時長8段儲層便進入了主成藏期(120 Ma)。從成藏期到地層最大埋深的過程中，盡管隨埋深的增大地層壓力持續(xù)增加，但長7段泥巖不斷排烴，聚集在欠壓實泥巖中的超壓持續(xù)釋放，欠壓實幅度穩(wěn)定減小。因此，筆者依據(jù)上述分析，建立既符合地質(zhì)統(tǒng)計規(guī)律又簡單易行的“回歸反推”欠壓實泥巖古孔隙度恢復(fù)模型，并對西峰地區(qū)長7段泥巖古壓力進行恢復(fù)。

1 研究區(qū)概況

西峰地區(qū)處于伊陜斜坡的西南部，構(gòu)造形態(tài)為一由東向西傾伏的單斜，坡度較緩，包括慶城、白馬、董志、板橋、固城、什社6個區(qū)(圖1)。

西峰地區(qū)最大的油田——西峰油田以巖性油藏聞名，長8段油藏是長慶油田發(fā)現(xiàn)的大型巖性油藏，其最主要的儲集層為水下分流河道和三角洲前緣砂體［16］。在低孔特低滲背景下，長8段油藏的形成明顯受砂體厚度與儲層物性的制約，長8段砂體的主體部位具有滲透率高、孔隙條件好、油氣相對富集等基本規(guī)律。長81段油藏分布面積最大，長82段油藏面積相對要小很多，長81段油藏在橫向上由東北向西南沿主體砂帶連續(xù)展布(圖1)，在縱向上疊合連片。油藏整體上表現(xiàn)為東高西低，油藏主體油層較厚，向兩側(cè)逐漸減薄。同時，在西峰地區(qū)長6、長4+5也具有相當(dāng)?shù)漠a(chǎn)能潛力。

西峰地區(qū)長7段泥巖有機質(zhì)含量高，包含大量腐泥型和腐殖－腐泥型干酪根［17］，成熟度中—高，成為了區(qū)域優(yōu)質(zhì)烴源巖，為延長組各段儲層提供了豐富的油氣。同時由于其厚度大，分布范圍廣，欠壓實強烈，泥巖排替壓力高而成為了長8段儲層的有效蓋層。

圖1 西峰地區(qū)位置及沉積相Fig.1 Location and sedimentary facies of Xifeng area

2 長7段泥巖古孔隙度恢復(fù)

泥巖地層孔隙流體壓力在地層沉積壓實過程中隨巖石孔隙度的變化而變化。隨著埋深的加大，壓實程度不斷增大，地層厚度主要通過孔隙體積的減小而減小，當(dāng)厚套泥巖地層出現(xiàn)流體排出不暢時，便產(chǎn)生欠壓實，使得孔隙流體承擔(dān)了部分上覆地層壓力，從而產(chǎn)生異常高壓。因此，泥巖地層古壓力恢復(fù)的關(guān)鍵是古孔隙度的恢復(fù)。

2.1 欠壓實泥巖孔隙度計算模型的建立

研究發(fā)現(xiàn)現(xiàn)今西峰地區(qū)延長組泥巖普遍發(fā)育欠壓實，其中長7段泥巖欠壓實最為顯著，所以泥巖古孔隙度的恢復(fù)不能單一靠恢復(fù)泥巖古埋深代入孔隙度－深度關(guān)系式來實現(xiàn)。通過研究西峰地區(qū)各單井泥巖孔隙剖面發(fā)現(xiàn)，在縱向上可以將孔隙度剖面分為兩段：上部的正常壓實段和下部的欠壓實段。對于正常壓實段，可以認為其孔隙度是在深度和時間共同作用下正常演化而來;對于欠壓實段，可以認為其孔隙度是正常壓實趨勢下的孔隙度加上由欠壓實作用而形成的孔隙度增量(圖2)，即

φ=φN+Δφ. (1)

其中，φ為長7段欠壓實泥巖總孔隙度;φN為長7段泥巖正常壓實下的孔隙度;Δφ為長7段欠壓實泥巖孔隙度增量。因此，分別求出正常壓實趨勢下的孔隙度值和孔隙度增量可以得到欠壓實段的總孔隙度。

圖2 長7段欠壓實泥巖孔隙度計算模型Fig.2 Computational model for porosity in undercompacted shale of Chang 7 formation

2.2 泥巖正常壓實趨勢下的孔隙度計算

圖3 長7泥巖地層埋藏史Fig.3 Burial history of Chang 7 shale formation

從埋藏史圖(圖3)可以看出，西峰地區(qū)長7段泥巖地層從晚三疊紀沉積后經(jīng)歷了較長的埋藏時間，所以時間因素對其正常壓實孔隙度影響較大，而且在100 Ma以后，盆地整體發(fā)生了大規(guī)模抬升，現(xiàn)今長7段泥巖地層較之最大埋深期的深度抬升了近500 m，如果只考慮現(xiàn)今的孔隙度和深度之間的關(guān)系顯然不妥，現(xiàn)今的埋深已經(jīng)不能表明深度效應(yīng)對長7地層孔隙度的影響，只有同時考慮深度和埋藏時間效應(yīng)才能客觀反映長7泥巖孔隙度的演化。因此，研究采用“雙元函數(shù)”來恢復(fù)長7段泥巖正常壓實下的古孔隙度。

要研究正常壓實趨勢下的泥巖孔隙度，必須選取欠壓實不發(fā)育的泥巖剖面作為研究對象。研究表明，西峰地區(qū)1.6 km以下泥巖欠壓實現(xiàn)象比較明顯，本次用于雙元函數(shù)擬合的數(shù)據(jù)點均來自1.6 km以上的正常壓實段泥巖地層?？紤]到剝蝕因素的存在，對采樣點都進行了剝蝕量補償和年代校正。首先選取研究區(qū)內(nèi)測井、巖心資料比較全的11口井作為采樣井，在1.6 km以上的地層中共統(tǒng)計了112個點處純泥巖地層的孔隙度、埋深和年代，然后作雙元回歸分析，最后得到的長7段泥巖孔隙度與深度、時間的雙元函數(shù)為

式中，H為計算點的深度，m;T為計算點經(jīng)歷的埋藏時間，Ma。

為了進一步檢驗雙元函數(shù)的可靠性，用雙元函數(shù)計算出的泥巖孔隙度與聲波測井解釋的泥巖孔隙度進行線性擬合(圖4)。可以看出，雙元函數(shù)計算出的孔隙度與聲波孔隙度基本一致，相關(guān)性非常高，說明擬合的雙元函數(shù)可信。

圖4 雙元函數(shù)計算孔隙度與聲波時差解釋孔隙度交匯圖Fig.4 Cross-plot of calculated porosityand interpreted porosity

利用古埋深恢復(fù)方法［18］，恢復(fù)成藏期(120 Ma)和最大埋深期(100 Ma)的古埋深，由雙元函數(shù)分別求取成藏期和最大埋深期長7段泥巖正常壓實趨勢下的古孔隙度。要得到成藏期長7段欠壓實泥巖孔隙度φT=120，關(guān)鍵是推算長7段欠壓實泥巖在成藏期的孔隙度增量ΔφT=120。

2.3 欠壓實泥巖孔隙度增量計算

埋藏史研究表明(圖3)，西峰地區(qū)長7段泥巖從主成藏期(120 Ma)到地層最大埋深時期(100 Ma)是持續(xù)沉降的過程。在這個過程中烴源巖不斷排烴，地層超壓通過排烴不斷釋放，欠壓實幅度隨深度增加不斷減小。因此，用最大埋深期泥巖欠壓實幅度來恢復(fù)成藏期欠壓實幅度，可以避免沉降不均衡、剝蝕量差異等多種后期地質(zhì)因素對恢復(fù)結(jié)果的影響。

長7段泥巖從初始沉積到最大埋深期這一過程中，其孔隙度受埋深和時間兩者的持續(xù)影響而不斷降低。在最大埋深期之后地層開始持續(xù)抬升，雖然在新近紀中后期長7段地層再次發(fā)生沉降，但埋深始終沒有超過最大埋深，所以從最大埋深期到現(xiàn)今，深度效應(yīng)不再起作用，孔隙度只隨埋藏時間緩慢減小。要得到最大埋深期的孔隙度增量ΔφT=100，必須計算出最大埋深期的總孔隙度φT=100和最大埋深期正常壓實孔隙度φN，T=100，而總孔隙度就等于現(xiàn)今總孔隙度φT=0加上后期抬升過程中由時間效應(yīng)引起的孔隙度減小量ΔφΔT=100。其數(shù)學(xué)推導(dǎo)過程如下：

按材質(zhì)樣式，傣文文獻可分為兩類。一類是葉質(zhì)形的貝葉經(jīng)，傣語稱“坦蘭”，是傣文文獻中最普遍的一類，因其數(shù)量眾多被譽為“別悶戲版康”(八萬四千部)；另一類是紙質(zhì)形的傣文文獻，傣語稱“薄噶臘沙”，用蕨筆蘸墨在綿紙上書寫而成。

最大埋深期的總孔隙度為 φT=100=φT=0+ΔφΔT=100，最大埋深期至現(xiàn)今時間效應(yīng)下的孔隙度減小量為 ΔφΔT=100= φN，T=100－ φN，T=Total，H=max，則最大埋深期孔隙度增量為

式中，φN，T=Total，Z=max為深度效應(yīng)作用到最大埋深期而時間效應(yīng)一直作用到現(xiàn)今的正常壓實孔隙度。

由以上推導(dǎo)可以看出，只要計算出 φN，T=Total，H=max，再結(jié)合現(xiàn)今泥巖孔隙度就可以計算出最大埋深期的孔隙度增量。而φN，T=Total，H=max的計算需要將最大埋深和埋藏總時間代入式(2)得到。計算西峰地區(qū)33口井(表1，只列出部分井?dāng)?shù)據(jù))最大埋深期長7段欠壓實泥巖孔隙度增量，并與其對應(yīng)的古埋深進行擬合(圖5)，得到西峰地區(qū)長7段欠壓實泥巖在最大埋深期的孔隙度增量與深度之間的數(shù)學(xué)關(guān)系為

式中，ΔφT=100為最大埋深期長7段欠壓實泥巖孔隙度增量;HT=100為長7段泥巖欠壓實最高幅對應(yīng)古埋深。

圖5 西峰地區(qū)成藏期長7段欠壓實泥巖孔隙度增量計算原理Fig.5 Calculating principle of porosity increment of Chang 7 undercompacted shale during accumulation period

表1 西峰地區(qū)長7段欠壓實泥巖孔隙度增量與埋深統(tǒng)計Table 1 Statistic table of porosity increments and burial depth of Chang 7 undercompacted shale in Xifeng area

將各井長7段泥巖欠壓實最高幅對應(yīng)深度再恢復(fù)至成藏期的古埋深，利用式(3)計算出成藏期長7段欠壓實泥巖孔隙度增量ΔφT=120;通過式(2)計算長7段泥巖在成藏期的正常壓實孔隙度φN，T=120;將φN，T=120和 ΔφT=120帶入式(1)，便得到成藏期長 7 段泥巖欠壓實總孔隙度φT=120。

圖6 西峰地區(qū)成藏期(120 Ma)長7段欠壓實泥巖孔隙度平面分布Fig.6 Porosity distribution of Chang 7 undercompacted shale during accumulation period(120 Ma)in Xifeng area

3 長7段泥巖古壓力恢復(fù)

在求取地層古壓力時，需要確定地質(zhì)歷史過程中與地層流體壓力相關(guān)的參數(shù)。由于地層孔隙度與地層在地質(zhì)歷史時期所受的最大有效應(yīng)力密切相關(guān)，地層壓力等于其上覆地層壓力與其有效應(yīng)力的差值。

在孔隙度已知的情況下，一般采用Phillippone公式來計算地層壓力，為避免原公式極端假設(shè)帶來的較大誤差，采用改進的Phillippone公式［19］來求取地層的古流體壓力。另外，從時間平均方程可以看出，地層孔隙度直接影響地層的速度，可以利用地層古孔隙度和研究區(qū)內(nèi)某地層巖石骨架速度值來求取該地層在地史時期的速度值。

式中，pf為地層壓力，MPa;pov為上覆負荷壓力，MPa;vint為層速度，m/s;vm為巖石骨架速度，m/s;vf為孔隙流體速度，m/s。vf和vm均可由測井聲波時差數(shù)據(jù)求得，它們相對于vint的變化比較小，可以視為常數(shù)。對于地史時期地層的速度值vint，可由時間平均方程求得，即式中，φ為地層孔隙度，%。西峰地區(qū)長7段地層平均泥巖骨架速度為5.128 km/s，流體速度為1.462 km/s。上覆地層壓力的公式為

式中，h為深度，m。

上覆巖層密度是地層埋深的函數(shù)，對于不同的地區(qū)由于沉積地層的巖性、地層流體飽和度和流體性質(zhì)存在很大的差異，不能簡單地用平均值來代替。針對特定地區(qū)建立相應(yīng)的密度－深度關(guān)系才能最大程度上保證上覆地層壓力計算合理。在分析西峰地區(qū)大量井的密度曲線的基礎(chǔ)上，統(tǒng)計出不同地層的平均密度(表2)，然后擬合得到密度和深度的關(guān)系(圖7)為

表2 西峰地區(qū)地層巖石平均密度Table 2 Average rock density in Xifeng area

將地層密度演化函數(shù)代入上覆地層壓力計算公式可以計算出上覆地層壓力，將其與確定的其他參數(shù)一起代入公式(4)即可求出地層流體壓力。

圖7 西峰地區(qū)地層巖石密度與深度關(guān)系Fig.7 Relationship between rock density and depth in Xifeng area

恢復(fù)結(jié)果表明，由于欠壓實作用強烈，導(dǎo)致西峰地區(qū)長7段泥巖在成藏期存在異常高壓，壓力為28～42 MPa，壓力系數(shù)一般為1.3～1.64。壓力系數(shù)分布呈現(xiàn)東南低西北高的特點，在西峰油田的東西兩側(cè)分別發(fā)育兩個低壓區(qū)，現(xiàn)今已探明的油藏主要位于古壓力系數(shù)較大區(qū)域(圖8)?，F(xiàn)今油藏分布特征很好地說明了在成藏期長7段泥巖生成的油氣由于受其內(nèi)部高壓的驅(qū)動，首先向下運移進入與之緊鄰的長8段有利儲層成藏，形成長81段大型巖性油藏，而在壓力系數(shù)相對較低的地區(qū)，即使砂體發(fā)育，目前也未有大的發(fā)現(xiàn)。由于在成藏期(早白堊世末)，研究區(qū)北部的長8段儲層處于古構(gòu)造的低部位［20］，為相對的高勢區(qū)，所以至今尚未發(fā)現(xiàn)大的油氣藏。因此，西峰油田延長組長7段泥巖古動力是長8儲層油氣成藏的一個主要控制因素，這對今后的勘探方向具有十分重要的指導(dǎo)意義。

圖8 西峰地區(qū)成藏期(120 Ma)長7段欠壓實泥巖壓力系數(shù)平面分布Fig.8 Pressure coefficient distribution of Chang 7 undercompacted shale during accumulation period(120 Ma)in Xifeng area

4 結(jié)論

(1)泥巖孔隙度是埋深和埋藏時間的雙元函數(shù)，泥巖地層在抬升過程中深度效應(yīng)不再作用，只有當(dāng)埋深再次超過之前最大埋深時才再次作用;埋藏時間對孔隙度的影響具有持續(xù)效應(yīng)。

(2)基于泥巖排烴釋壓機制提出“回歸反推”欠壓實泥巖古孔隙度恢復(fù)方法，該方法為：在恢復(fù)泥巖地層古埋深的基礎(chǔ)上，通過大量統(tǒng)計建立最大埋深期欠壓實泥巖孔隙度增量和其對應(yīng)深度的數(shù)學(xué)關(guān)系，并運用該關(guān)系反推出泥巖地層在成藏期的孔隙度增量，最后結(jié)合雙元函數(shù)計算出的正常壓實孔隙度恢復(fù)欠壓實泥巖在成藏期的總古孔隙度，并通過古孔隙度換算出泥巖地層古壓力。

(3)西峰地區(qū)長7段泥巖地層在成藏期孔隙度普遍偏高，一般為22% ～31%;長7段欠壓實泥巖在成藏期發(fā)育異常高壓，地層壓力系數(shù)一般為1.3～1.65，較強的超壓表明在成藏期長7段泥巖具有很強的排烴動力。

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Paleo-pressure restoration of Chang 7 shale in Xifeng area，Ordos Basin

LIU Zhen1，CHEN Kai1，ZHU Wen－qi1，HU Xiao－dan2，GUO Yan－ru1，WU Xun－da1
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;2.Geophysical Technique Research Centre，BGP，CNPC，Zhuozhou 072751，China)

Based on the data of drilling and logging，paleo－pressure of Chang 7 undercompacted shale in Xifeng area was restored by using statistic analysis，buried history simulation and formation pressure calculation.The results show that the formation porosity is always influenced by buried depth and geological time.The influence of geological time on porosity is working all the time in the whole buried process，but depth effect would cease during uplift.The total porosity of undercompacted shale can be considered to be a sum of normal compacted porosity and undercompacted porosity increment.The normal compacted part is influenced by buried depth and geological time，but the undercompacted porosity increment is controlled only by buried depth.There is a good exponential relationship between undercompacted porosity increment and buried depth of Chang 7 shale.Porosity of Chang 7 undercompacted shale during accumulation period could be easily figured out by employing this function in combination with formation buried history.Significant overpressure develops in Chang 7 undercompacted shale during accumulation period.The pressure coefficient mainly ranges from 1.3 to 1.65，which reflects a strong hydrocarbon expulsion power in the source rock during that time，meanwhile，it could well explain today's reservoir distribution in Xifeng area.

undercompacted shale;paleo－porosity;paleo－pressure;Chang 7 formation;Xifeng area

TE 121.2

A

10.3969/j.issn.1673－5005.2012.02.001

2011－08－19

國家油氣重大專項課題(2008ZX05001)

劉震(1963－)，男(漢族)，陜西長安人，教授，博士，博士生導(dǎo)師，主要從事石油地質(zhì)學(xué)和層序地層學(xué)基礎(chǔ)研究和教學(xué)工作。

1673－5005(2012)02－0001－07

(編輯 徐會永)