劉 華，李 君，馮月琳，郝雪峰，林紅梅，袁飛飛

[1.中國石油大學(華東) 深層油氣重點實驗室，山東 青島 266580； 2.海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術國家功能實驗室，山東 青島 266071; 3.中國石化 勝利油田有限公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257001]

隨著富油氣凹陷超壓與油氣生成、運移關系研究的不斷深入，超壓與油氣分布的內(nèi)在聯(lián)系越來越受到重視[1-4]。目前，對于含油氣盆地超壓動力條件的主要表征參數(shù)有壓力系數(shù)、剩余壓力和壓力梯度[5-8]，其中剩余壓力是油氣運移的根本動力，是表征油氣運移能力大小的重要參數(shù)[8]；而壓力梯度作為單位距離內(nèi)壓力變化快慢的量化表征，能夠準確反映油氣運移過程中動力大小的變化幅度[5-6]，對于油氣運移和成藏研究具有重要意義；但是如何結合剩余壓力與壓力梯度，揭示動力條件變化及其對油氣分布的影響尚未建立。因此，本文選取超壓發(fā)育的富油氣凹陷渤南洼陷為例，在剩余壓力梯度計算與油氣分布關系分析的基礎上，揭示油氣運移動力條件變化及其對油氣分布的影響，以期為今后的油氣勘探提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

渤南洼陷是渤海灣盆地沾化凹陷中部的次級構造單元，北部與埕東凸起相接，南鄰陳家莊凸起斜坡帶，西與義和莊凸起相連，東以孤西斷裂帶與孤北洼陷、孤島凸起相鄰，東南與墾西洼陷相接(圖1)。中部發(fā)育的東西走向斷層將渤南洼陷由北到南劃分為陡坡帶、深洼帶、斷階帶和緩坡帶4個構造帶，整體上表現(xiàn)出北陡南緩的構造特征。

據(jù)鉆井揭示，渤南洼陷自下而上發(fā)育有太古界、古生界、中生界和新生界等地層，沉積蓋層為位于中生界之上的古近系和新近系，其中古近系沙河街組最為發(fā)育，是重要的烴源巖和儲集層。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣多分布在沙河街組三段(沙三段)的碎屑巖儲層中，該層段超壓普遍發(fā)育，其中深洼帶和陡坡帶超壓發(fā)育最為明顯[9]，最大壓力系數(shù)超過1.7。

2 壓力預測及剩余壓力梯度特征

2.1 壓力預測與剩余壓力計算

實測壓力資料顯示渤南洼陷沙三段超壓發(fā)育，且各構造位置存在明顯差異[9]。由于實測壓力數(shù)據(jù)有限，不足以精細刻畫研究區(qū)剩余壓力梯度特征，因此以實測地層壓力為約束，結合現(xiàn)有的測井及錄井資料，利用平衡深度法和Eaton法進行壓力預測，并在此基礎上計算剩余壓力。

2.1.1 地層壓力預測方法

1) 平衡深度法

該方法由Hottman和Johnson提出，以沉積巖的正常壓實理論為基礎，通過建立正常壓實趨勢線來預測地層孔隙壓力[10]。計算公式如下：

pB=psB-(psA-pA)=ρmg(HB-HA)+ρwgHA

(1)

式中：pA，pB分別為A，B點的地層壓力，MPa；psA，psB分別為A，B點上覆巖層壓力，MPa；ρm，ρw分別為上覆巖層密度、地層水密度，g/cm3；g為重力加速度，9.8 m/s2；HA，HB分別為A，B點的深度，m。

選取密度測井數(shù)據(jù)較全的14口井，數(shù)據(jù)抽稀之后擬合得到深度和密度之間的關系式：

ρ=0.000 31H+1.64

(2)

式中：H為地層埋深，m;ρ為地層密度，g/cm3。

對不同的構造帶分別擬合正常壓實曲線后，結合公式(2)得到如下地層壓力預測公式：

陡坡帶：

pB=ρBgHB-ρAg(-2 978.4lnΔt+19 570)+

ρwg(-2 978.4lnΔt+19 570)

(3)

深洼帶：

pB=ρBgHB-ρAg(-3 056.2lnΔt+20 130)+

ρwg(-3 056.2lnΔt+20 130)

(4)

斷階帶：

pB=ρBgHB-ρAg(-3 618lnΔt+23 346)+

ρwg(-3 618lnΔt+23 346)

(5)

緩坡帶：

pB=ρBgHB-ρAg(-2 466.3lnΔt+16 516)+

ρwg(-2 466.3lnΔt+16 516)

(6)

2) Eaton(伊頓)法

Eaton法可以充分考慮流體膨脹引起的超壓，其分析原理主要從正常壓實出發(fā)，計算泥巖地層在實際測井數(shù)據(jù)偏離正常壓實趨勢線時地層孔隙壓力的大小，其計算公式如下[11]:

p=ps-(ps-pn)(Δtnorm/Δt)c=

ρmgH-(ρmgH-ρwgH)(Δtnorm/Δt)c

(7)

式中：p，ps，pn分別為某點孔隙流體壓力、上覆巖層壓力、靜水壓力，MPa；Δt，Δtnorm分別為該點實測、正常聲波時差，μs/ft；c為伊頓指數(shù)。

伊頓指數(shù)c與地層埋深、聲波時差具有較好的相關性，不同地區(qū)優(yōu)選出的伊頓系數(shù)不同[11-12]，前人研究結果表明，渤南洼陷伊頓指數(shù)選取2.6時壓力預測結果最為準確[13]。

將公式(3)—(6)代入公式(7)得到各構造帶的伊頓法預測地層壓力公式：

陡坡帶：

p=ρmgH-(ρgH-ρwgH)(e6.57-0.000 34H-lnΔt)c

(8)

深洼帶：

p=ρmgH-(ρgH-ρwgH)(e6.59-0.000 33H-lnΔt)c

(9)

斷階帶：

p=ρmgH-(ρgH-ρwgH)(e6.45-0.000 29H-lnΔt)c(10)

緩坡帶：

p=ρmgH-(ρgH-ρwgH)(e6.70-0.000 405H-lnΔt)c(11)

利用平衡深度法和伊頓法對渤南洼陷沙三段進行了壓力預測，并對兩種方法的預測結果誤差進行了對比(表1)。研究表明，在欠壓實作用增壓為主的緩坡帶和陡坡帶，等效深度法得到的預測壓力更接近于實測地層壓力；對于生烴增壓為主的斷階帶和深洼帶，伊頓法(c=2.6)的誤差則更小?；诖?，本次研究針對構造區(qū)帶差異分別采用兩種方法，對渤南洼陷83口井的沙三段地層壓力進行了預測。

表1 等效深度法和伊頓法預測地層壓力與實測地層壓力對比Table 1 Comparison between measured and predicted formation pressure by the equivalent depth method and Eaton method

2.1.2 剩余壓力分布特征

根據(jù)預測的地層壓力計算了各井點沙三段的剩余壓力，并分別繪制了沙三中、上亞段剩余壓力等值線圖(圖2)。研究區(qū)沙三上亞段剩余壓力高值區(qū)分布于深洼帶中心，剩余壓力超過22 MPa；其次是斷階帶，剩余壓力為8～18 MPa；緩坡帶和北部陡坡帶的剩余壓力值在0～12 MPa，整體偏小(圖2a)。沙三中亞段的剩余壓力變化趨勢與沙三上亞段相似，但整體上明顯高于沙三上亞段。沙三中亞段剩余壓力最高值分布在深洼帶的渤深8井區(qū)，剩余壓力高達28.7 MPa；斷階帶剩余壓力為12～26 MPa；陡坡帶和緩坡帶剩余壓力為0～18 MPa(圖2b)。

2.2 剩余壓力梯度特征

2.2.1 剩余壓力梯度計算

剩余壓力梯度即某一方向在單位距離內(nèi)剩余壓力的變化情況。在目的層系剩余壓力等值線圖的基礎上，以超壓中心為起點剩余壓力零線為終點計算剩余壓力梯度，也可以考慮非均勻變化區(qū)間的分段取值計算[13]，其計算公式為：

Gp=Δp/L

(12)

式中：Gp為剩余壓力梯度，MPa/km；Δp為剩余壓力變化值，MPa；L為取值點之間的距離，km。

由于在一定范圍內(nèi)剩余壓力梯度的數(shù)值相等，因此，各構造帶平均剩余壓力梯度的計算參考了面積因素，公式如下：

G平均=(G1S1+G2S2+G3S3+……+GnSn)/S總

(13)

式中：G平均為平均剩余壓力梯度，MPa/km；Gn為某區(qū)塊的剩余壓力梯度，MPa/km；Sn為對應Gn區(qū)塊的面積，km2；S總為構造帶總面積，km2。

2.2.2 剩余壓力梯度分布特征

計算結果表明，研究區(qū)沙三上亞段和沙三中亞段的剩余壓力梯度分布特征具有相似性，但是沙三上亞段剩余壓力梯度普遍小于沙三中亞段(圖3)；而同一層系，表現(xiàn)為深洼帶剩余壓力梯度最高，其次為鄰近生烴中心的陡坡帶和斷階帶，緩坡帶剩余壓力梯度最小(圖4)。

研究區(qū)深洼帶作為生烴中心，發(fā)育強超壓(壓力系數(shù)>1.5)[9,14-15]，剩余壓力梯度可以高達10 MPa/km以上，且剩余壓力梯度高于6 MPa/km的分布區(qū)約占20%，表明該區(qū)油氣運移動力較強。斷階帶靠近生烴區(qū)，發(fā)育的大量斷層增強了儲層的垂向連通性，因此剩余壓力梯度較小且分布相對均勻。受渤深4斷層的垂向溝通的泄壓作用，由深洼帶向斷階帶東部延伸的部分，剩余壓力梯度較小(圖3)。緩坡帶遠離超壓中心區(qū)，超壓傳遞能量衰減較大，漸漸變?yōu)槌悍植迹哂休^低的剩余壓力梯度，最大的剩余壓力梯度不超過6 MPa/km，且剩余壓力梯度在0～4 MPa/km的區(qū)域占總面積的85%以上。

圖2 渤南地區(qū)沙三上亞段和沙三中亞段剩余壓力等值線Fig.2 Excess pressure contour map of the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亞段；b.沙三中亞段

圖3 渤南洼陷沙三上亞段和沙三中亞段剩余壓力梯度分布Fig.3 Distribution of excess pressure gradients for the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亞段；b沙三中亞段

圖4 渤南洼陷各構造帶沙三上亞段及沙三中亞段剩余壓力梯度面積分布直方圖Fig.4 Histogram showing the distribution of excess pressure gradients on each structural belt in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.陡坡帶；b深洼帶；c.斷階帶；d.緩坡帶

3 剩余壓力梯度與油氣分布關系

3.1 錄井含油性綜合指數(shù)計算與分布

前人研究提出可以利用錄井資料對目的層位的含油性進行賦值作為含油綜合指數(shù)(表2)，用于反映油氣的聚集能力[16]。基于這一思路，在渤南洼陷不同構造帶優(yōu)選井位，計算各井在沙三上亞段和沙三中亞段的錄井含油綜合指數(shù)，具體計算公式為：

O=al1+bl2+cl3+dl4+el5+fl6

(14)

式中：O為一口井在某層段的錄井含油綜合指數(shù)，無量綱；a，b，c，d，e，f分別為對應含油性的權重，m-1；l為含油層段的長度，m。

表2 錄井含油綜合指數(shù)計算標準[16]Table 2 Standard table for calculating composite logging indexes of oil content[16]

計算結果分析表明，沙三中亞段的含油性與沙三上亞段具有相似性，不同之處在于沙三中亞段含油性范圍較大，且含油豐富程度高于沙三上亞段(圖5)。同一層系、不同構造帶的油氣分布存在較大差異。整體上，斷階帶的平均錄井含油綜合指數(shù)明顯高于其他構造帶，并且中部含油性較好，向南延伸到緩坡帶；陡坡帶和深洼帶整體錄井含油性較差，僅在義25井區(qū)和渤深3井區(qū)靠近斷層的位置錄井含油氣性相對較好。

3.2 含油性與剩余壓力梯度的關系

渤南洼陷沙三段剩余壓力梯度與錄井含油綜合指數(shù)存在較好的對應關系，但是不同構造帶具有一定的差異性。研究區(qū)的陡坡帶、深洼帶和斷階帶沙三段錄井含油綜合指數(shù)均具有隨剩余壓力梯度的增加而減小的變化趨勢，油氣主要聚集在剩余壓力梯度較小的儲層內(nèi)；而遠離生烴中心的緩坡帶，錄井含油綜合指數(shù)與剩余壓力梯度的匹配關系較差(圖6)。沙三上和沙三中亞段在相同構造帶上表現(xiàn)出較為一致的變化趨勢，但在剩余壓力梯度和油氣富集程度上存在差異。

4 剩余壓力梯度與油氣運聚關系

渤南洼陷剩余壓力梯度與錄井含油指數(shù)分布關系分析表明，研究區(qū)不同地區(qū)油氣運移動力條件與聚集能力存在較大差異。理論上，剩余壓力梯度的變化反映了能量場的差異，高剩余壓力梯度地區(qū)表示流體運移驅動能量的消耗較高，可驅動油氣進行運移的能量較大。而低剩余壓力梯度表明兩種情況，一種是剩余壓力驅動能量的減小，動力可能存在不足；二是流體流動阻力較小，剩余壓力變化幅度較低。一般情況下，隨著油氣運移距離的逐漸增加，剩余壓力逐漸減小，當動能不足以克服油氣運移阻力時，油氣便停止運移發(fā)生聚集。

4.1 深洼帶

渤南洼陷的深洼帶擁有最大的剩余壓力，且靠近斷層處剩余壓力梯度普遍較高(圖4)，在斷層的輸導和高剩余壓力的驅動作用下形成了沿斷層運移的高速通道，并在低剩余壓力梯度的位置聚集成藏(圖5，圖7)。深洼帶沙三段巖性以泥巖為主，沿砂體的側向輸導難度較大，在超壓中心附近，斷層與剩余壓力梯度存在較好的相關性，靠近超壓中心斷層較發(fā)育的區(qū)域，剩余壓力衰減較快，剩余壓力梯度越大，油藏位于上部剩余壓力梯度較小的位置，如渤深4斷層。深洼帶北部發(fā)育有凸面的活動斷層——孤西1號斷層，生烴作用產(chǎn)生的高剩余壓力加上斷層的溝通使油氣能夠在垂向上迅速向北部運移，凸面的發(fā)散作用讓油氣在更北部的陡坡帶聚集[17]。

圖5 渤南洼陷沙三上亞段和沙三中亞段錄井含油綜合指數(shù)平面分布Fig.5 Plane distribution of composite logging indexes of oil content in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亞段；b.沙三中亞段

圖6 渤南洼陷沙三上亞段及沙三中亞段剩余壓力梯度與錄井含油綜合指數(shù)關系Fig.6 Relationship between excess pressure gradient and composite logging indexes of oil content in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga1.沙三上陡坡帶；a2.沙三上深洼帶；a3.沙三上斷階帶；a4.沙三上緩坡帶；b1.沙三中陡坡帶；b2.沙三中深洼帶；b3.沙三中斷階帶；b4.沙三中緩坡帶

4.2 斷階帶

斷階帶儲層和斷層均發(fā)育，大量發(fā)育的斷層使得該區(qū)儲層之間的連通性變好，地層的非均質性較弱，壓力的衰減相對減慢，剩余壓力梯度較低，流體可以在連通砂體中進行相對勻速的運移，并在合適的圈閉中聚集。斷階帶夾在深洼帶渤深5超壓中心、深洼帶義83超壓中心和斷階帶義71超壓中心之間(圖2)，3個超壓中心產(chǎn)生的剩余壓力都會驅動油氣向斷層較發(fā)育的斷階帶運移并聚集成藏，因此該處的錄井含油氣性較好。另外，油氣在運移時會先沿著斷階帶中部阻力較小的斷層進行運移，導致東部油氣聚集相對較少。

圖7 渤南洼陷不同剩余壓力梯度系統(tǒng)油氣成藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of various excess pressure gradient systems in the Bonan Sag

4.3 陡坡帶

陡坡帶鄰近深洼帶，油源對比表明，陡坡帶東部的油氣主要來自深洼帶，是通過孤西1號斷層的深層發(fā)散運移之后聚集成藏的[18-19]。深洼帶較高的剩余壓力梯度推動油氣沿著斷層向上部的陡坡帶儲層進行遠距離運移，隨著運移距離增加運移動力逐漸減小，相對應的剩余壓力梯度也變小。受斷層的溝通作用，在剩余壓力梯度較低的義25井附近錄井含油性較好，形成了超壓油氣藏。

4.4 緩坡帶

緩坡帶遠離超壓中心，剩余壓力較小，單靠剩余壓力無法突破地層阻力進行油氣運移，油氣主要沿斷層及其聯(lián)通砂體，在剩余壓力和浮力的共同作用下進行運移并聚集成藏。由于緩坡帶北部靠近斷層，較好的油氣運移通道使得沙三上亞段和沙三中亞段含油氣性較好[20]。沙三中亞段的羅4和羅633井區(qū)出現(xiàn)錄井含油綜合指數(shù)異常高值(圖5)，該高值的存在可能是斷層溝通了沙三中亞段的結果。

5 結論

1) 渤南洼陷超壓發(fā)育，沙三段剩余壓力高值區(qū)分布于深洼帶中心，其次為斷階帶，緩坡帶和北部陡坡帶剩余壓力較??；層系上具有相似性，沙三中亞段的剩余壓力梯度普遍高于沙三上亞段。

2) 渤南洼陷剩余壓力梯度層系上具有相似性，而同一層系，表現(xiàn)為深洼帶剩余壓力梯度最高，且剩余壓力梯度高值區(qū)主要分布于斷層附近；其次為鄰近生烴中心的陡坡帶和斷階帶，緩坡帶剩余壓力梯度最小，以0～4 MPa/km為主。

3) 錄井含油綜合指數(shù)分析表明，斷階帶的含油性明顯高于其他構造帶，并且中部含油性較好，向南延伸到緩坡帶；陡坡帶和深洼帶整體錄井含油性較差，僅在義25井區(qū)和渤深3井區(qū)靠近斷層的位置錄井含油氣性相對較好。

4) 研究區(qū)剩余壓力梯度與油氣分布匹配性較好，陡坡帶、深洼帶和斷階帶沙三段錄井含油綜合指數(shù)均隨剩余壓力梯度的增加而減小，油氣主要聚集在剩余壓力梯度較小的位置；而遠離生烴中心的緩坡帶，錄井含油綜合指數(shù)與剩余壓力梯度的匹配關系較差。