遼西低凸起及遼中凹陷壓力場特征與油氣分布關(guān)系

周東紅，李建平，郭永華

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

遼西低凸起及遼中凹陷壓力場特征與油氣分布關(guān)系

周東紅，李建平，郭永華

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

遼西低凸起及遼中凹陷古近系廣泛發(fā)育超壓，異常高壓主要分布在東營組二段下部至沙河街組一段和沙河街組三段。主力烴源巖生成的油氣，在超壓的強動力驅(qū)動下，沿斷層、砂體、不整合面等輸導(dǎo)體系側(cè)向傳遞到遼西低凸起及凹陷兩側(cè)斜坡帶等有利圈閉中聚集成藏。天然氣藏主要分布于異常高壓帶的內(nèi)部，油藏主要分布于異常高壓帶內(nèi)部或異常高壓帶邊緣（常壓帶或過渡壓力帶），少數(shù)巖性油氣藏或封閉條件優(yōu)越的凝析氣藏位于超壓區(qū)內(nèi)，若油氣藏上覆有壓力和泥巖的雙重封堵，則油氣聚集量明顯加大。

等效深度法；壓力場；油氣分布；遼西低凸起；遼中凹陷

據(jù)不完全統(tǒng)計，世界上已發(fā)現(xiàn)有180多個超壓盆地，中國也已發(fā)現(xiàn)30多個區(qū)域或盆地具有超壓層系［1］。特別是自20世紀(jì)90年代“流體壓力封存箱”概念提出以來，地層壓力與油氣分布關(guān)系的研究已受到國內(nèi)外學(xué)者的重視，并且隨著近些年來在北海盆地及墨西哥灣盆地的超壓層系內(nèi)找到了大量的油氣，且勘探成功率不斷提高，探討超壓盆地油氣運聚及分布規(guī)律已成為當(dāng)前石油地質(zhì)學(xué)界的前沿課題［2-3］。

遼西低凸起及遼中凹陷位于渤海東北部海域的遼東灣地區(qū)，且均呈北東—南西向展布。其中，遼中凹陷是遼東灣地區(qū)面積最大的凹陷，古近系沉積厚度超過6 000 m，是遼東灣地區(qū)主力生烴凹陷，呈東斷西超的構(gòu)造格局，該凹陷由北向南又可細(xì)分為北、中、南3個次洼。遼西低凸起南北長約174 km，東西寬8～9 km，總體幾何形態(tài)西陡東緩、南高北低，東以斜坡與遼中凹陷緊鄰，西以遼西1、2、3號斷層為界與遼西凹陷相望，具有“凹中隆”的特點，是油氣聚集的有利地帶。目前所發(fā)現(xiàn)的大中型油氣田多位于此帶，如JZ20-2、JZ25-1S、SZ36-1等油氣田［4］。遼西低凸起及遼中凹陷古近系廣泛發(fā)育超壓，地層超壓與油氣分布存在密切關(guān)系，為此，探討兩者的耦合關(guān)系可為研究區(qū)下一步油氣勘探提供科學(xué)依據(jù)。

1 等效深度法的原理及應(yīng)用

對于現(xiàn)今壓力場的建立，主要是從單井出發(fā)，采用等效深度法。所謂等效深度，是指在超壓層段中A點與其上部正常壓實層段B點的Δt（泥巖聲波時差值）相等的那一點所對應(yīng)的深度hB（hB為正常壓實層段的深度）。從物理意義上講，因聲波時差相等，可以設(shè)想該兩深度點具有相同的骨架應(yīng)力σ，如圖1所示，正常壓實點B與泥巖超壓點A具有相同的骨架應(yīng)力。

假設(shè)A點巖石骨架所受的上覆地層壓力為pAma，B點巖石骨架所受的上覆地層壓力為pBma，則由等效原理可知：

由于B點是位于正常壓實層段上的點，其上覆地層的壓力為pBov，則

式中：pBf為B點的地層壓力，即為B點處的靜水壓力，MPa。

同理，對于超壓層段中的A點，其上覆地層的壓力pAov為

式中：pAf為A點的地層壓力，MPa。

聯(lián)立式（1）—式（3）得

上覆地層壓力pov是指上覆巖石骨架和其孔隙中流體總重量所構(gòu)成的壓力，其表達(dá)式為

式中：ρ為上覆巖層的平均密度，g/cm3；h為巖柱的垂直高度，m；φ為上覆巖層的平均孔隙度；ρma為上覆巖層骨架的密度，g/cm3；ρf為巖層孔隙中流體的平均密度，g/cm3。

由于正常聲波時差值Δt滿足式（6），可由B點的聲波時差求出B點深度。

式中：Δt0為地表聲波時差，μs/m；C為與泥巖壓實有關(guān)的常數(shù)。

聯(lián)立式（4）—式（6），即可得到：

考慮到上覆巖層的平均密度ρ隨深度的變化不大，所以可由式（6）、式（7）得

式中：ΔtB為B點聲波時差，μs/m。

計算過程中，首先要提取單井泥巖段的聲波時差數(shù)據(jù)，在正常壓實情況的單對數(shù)坐標(biāo)系中，泥巖聲波時差與深度一般呈線性關(guān)系，即 ln（Δt）=-Ch+ln（Δt0）如圖1中藍(lán)色線所示。因此，確定正常壓實趨勢線并根據(jù)曲線的斜率及其與時間軸的截距來確定C及Δt0的值是計算地層壓力的關(guān)鍵。通常，C和ln（Δt0）可根據(jù)不同的深度h和所對應(yīng)的聲波時差的自然對數(shù)值，用線性回歸的方法求得。

圖1 等效深度法原理示意

2 現(xiàn)今壓力場縱向分布特征

采用上述方法及原理恢復(fù)了遼西低凸起及遼中凹陷6個構(gòu)造20多口井的縱向壓力剖面，在此從研究區(qū)的北、中、南凸起和凹陷區(qū)各選取1口井或1個含油氣構(gòu)造進(jìn)行壓力場縱向分布特征分析。

2.1 北區(qū)（JZ20-2-1和JZ21-1-1井）

JZ20-2-1井位于遼西低凸起北部，由圖2a可以看出，從N1mL開始到N1g底部地層壓力為正常表現(xiàn)，自N1g底部地層開始出現(xiàn)異常高壓，并一直延續(xù)到K上部。在異常高壓段內(nèi)，E3d1地層壓力系數(shù)高達(dá)1.80。從E3d1底部地層壓力開始回落，至E3d2U壓力系數(shù)已降至1.32。從E3d2U底部地層壓力又繼續(xù)增大，在E3d2L下部壓力系數(shù)達(dá)到最大值1.85。在E3d3底部地層壓力再次降低，至K上部壓力系數(shù)已小于1.30。在2 141.3 m實測的壓力系數(shù)為1.62，擬合計算的地層壓力與實測值基本吻合。

圖2 遼東灣北區(qū)典型超壓井地層壓力剖面

JZ21-1-1井位于遼中凹陷北部，由圖2b可以看出，從N1mL開始到E3d2L上部地層為正常壓力。自E3d2L中部地層開始出現(xiàn)異常高壓，并一直延續(xù)到井底，壓力系數(shù)最大值為1.70。在2 017.4 m井段實測的地層壓力為19.7 MPa，在2 549.7 m井段實測的地層壓力為40.1 MPa，擬合計算的地層壓力結(jié)果與實測值一致。

2.2 中區(qū)（JZ25-1S-2井和JX1-1油田）

圖3 遼東灣中區(qū)典型超壓井（油田）地層壓力剖面

圖3a為 JZ25-1S-2井壓力剖面圖，從 N1mL到E3d2U中部，地層壓力在靜水壓力值附近變化，屬于正常壓力段。從E3d2U中部開始，地層壓力逐漸增大，進(jìn)入異常壓力段，異常壓力一直持續(xù)到E3d3底部。進(jìn)入E2s1以后，地層壓力逐漸回落，并在E2s2上部趨于靜水壓力，E2s2內(nèi)部實測壓力 16.25～16.29 MPa，壓力系數(shù)1.024～1.041，計算的壓力系數(shù)在1.05～1.06。計算值與實測值基本一致。進(jìn)入E2s3以后，地層壓力又逐漸增大至異常高壓。

JX1-1油田全部使用實測數(shù)據(jù)恢復(fù)了該構(gòu)造的綜合壓力剖面（見圖3b）。由剖面可見，從E3d2L開始到E3d3中下部地層壓力為正常壓力。自E3d3下部（深度為2 650 m）地層壓力開始升高，至E2s3M地層壓力系數(shù)大于1.30，達(dá)到異常高壓。在E2s3M中部壓力系數(shù)達(dá)到最大異常值1.53。在E2s3L頂部，壓力系數(shù)回落至1.33。

2.3 南區(qū)（SZ36-1油田和LD27-2-1井）

南區(qū)的SZ36-1油田及LD27-2-1井，從N1g開始到基底，地層壓力均為正常壓力，無異常高壓。

3 現(xiàn)今壓力場平面分布特征

利用等效深度法恢復(fù)出的單井壓力系數(shù)及DST、RFT測試壓力系數(shù)值，結(jié)合前人的研究成果［4］，繪制出了遼西低凸起及遼中凹陷東營組二段下至沙河街組一段壓力系數(shù)平面展布特征圖（見圖4）。

圖4 東二段下—沙一段壓力系數(shù)平面展布特征

圖中粉紅色透明區(qū)域為使用聲波時差值計算的東二段下超壓分布范圍，包括JZ20-2氣田、JZ21-1油氣田、JZ25-1、JZ25-1S及JZ31-6油氣田等。JZ20-2-1井東二段下超壓幅度最大，地層壓力系數(shù)高達(dá)1.80。JZ25-1-2、JZ20-2-13、JZ21-1-1、JZ25-1S-2、JZ31-6-1、JZ31-6-3井東二段下超壓幅度稍小，在1.50左右變化。東三段—沙一段異常高壓主要分布在南、北 2個地區(qū)。JZ25-1S油氣田以北基本為異常高壓區(qū)，超壓范圍廣、幅度大，壓力系數(shù)最高可達(dá)1.70，平均剩余壓力達(dá)19.5 MPa；中段基本無超壓分布，例如SZ36-1油田、JX1-1油田等；遼中南洼超壓分布范圍、幅度比北洼縮小，最高壓力系數(shù)1.40。

4 異常地層壓力與油氣分布關(guān)系

異常高壓的存在具有重要的石油地質(zhì)意義，主要表現(xiàn)是：在壓實、欠壓實和生烴作用下產(chǎn)生的地層壓力差驅(qū)動油氣從高勢區(qū)向低勢區(qū)運移聚集成藏［5-7］。這種壓差在油氣初次運移過程中十分重要，當(dāng)烴源巖層的異常壓力超過巖石破裂壓力時，產(chǎn)生微裂縫，形成幕式排烴，從而完成油氣的初次運移；同時，異常高壓層對油氣具有良好的壓力封閉作用，它將油氣阻止于泥巖層的下方，從而形成烴類聚集［8］；另外，利用儲層孔隙壓力與上覆封堵層最小主應(yīng)力進(jìn)行對比，可用于判定圈閉的完整性［9］。異常高壓控制的油氣分布有多種形式［10-15］：油氣在超壓層內(nèi)部成藏；油氣突破封隔層在其上的砂巖儲集層中成藏；油氣緊鄰“壓力封閉層”之下成藏。在此，對超壓發(fā)育幅度較大的北區(qū)JZ20-2凝析氣田進(jìn)行剖析，探討地層壓力與油氣分布的耦合關(guān)系。

JZ20-2氣田位于遼西低凸起的北部，其東一段、東二段下—基底都呈現(xiàn)異常高壓。南高點的JZ20-2-1井E3s1、E3s2測試有氣層，中高點的JZ20-2-3井E3s1、E3s2和Pre-Camb測試有氣層或油層，北高點的JZ20-2-5井E3s1、E3s2測試有氣層（見表1）。所有氣層或油層都處于異常高壓帶內(nèi)，其上部有超壓泥巖的封堵。JZ20-2氣田其余井的產(chǎn)層都處于異常高壓帶內(nèi)，儲層巖性為白云巖、生物灰?guī)r、凝灰?guī)r、花崗巖（基底）等，蓋層為上部E3d2L—E3d3超壓泥巖。

JZ20-2氣田E3d2L—E3d3為優(yōu)質(zhì)烴源巖，但其埋深較淺，沒有達(dá)到大量生氣門限，因此，E3s1、E3s2、K、Pre-Camb中的天然氣可能來自東部遼中北洼E2s3烴源巖，上部有E3d2L—E3d3超壓泥巖的封蓋。而E3d2U油藏可能是本區(qū)或遼中北洼E3d2L—E3d3烴源巖中的原油在異常高壓的驅(qū)動下，沿斷層或裂縫運移至E3d2U的常壓儲層中，上部有超壓泥巖封蓋，原油在圈閉中聚集成藏，屬于油氣在超壓帶內(nèi)成藏。

表1 JZ20-2氣田部分井超壓油氣層測試成果

5 結(jié)論

1）遼西低凸起及遼中凹陷異常高壓主要分布在東營組二段下至沙河街組一、三段。從北至南，超壓出現(xiàn)層位由新變老，出現(xiàn)深度由淺變深，超壓幅度由大變小直至常壓。遼西低凸起與遼中凹陷的異常壓力發(fā)育緊密相連，尤其是北區(qū)的JZ20-2構(gòu)造超壓發(fā)育幅度非常大，而構(gòu)造本身缺乏自源超高增壓的形成機制，則是遼中凹陷北洼發(fā)育的強超壓流體側(cè)向傳遞的結(jié)果。

2）從油氣藏的縱向分布看，天然氣藏主要分布于異常高壓帶的內(nèi)部，油藏主要分布于異常高壓帶內(nèi)部或異常高壓帶邊緣（常壓帶或過渡壓力帶）。從油氣藏的平面分布來看，東營組和沙河街組油氣藏，均主要位于超壓區(qū)的邊緣或常壓區(qū)，少數(shù)巖性油氣藏或封閉條件優(yōu)越的凝析氣藏位于超壓區(qū)內(nèi)。若油氣藏上覆有壓力和泥巖的雙重封堵，則油氣聚集量明顯加大。

3）遼中凹陷及遼西低凸起北部幅度大、范圍廣的東二段下—沙一段超壓體系，封蓋條件極為優(yōu)越，沙三段烴源巖生成的豐富油氣難以突破此套封蓋層，被封存其下，油氣在沙三段異常高壓的強力驅(qū)動下沿斷層-砂體-不整合面組成的輸導(dǎo)系統(tǒng)向遼西低凸起及凹陷兩側(cè)斜坡帶等有利圈閉中聚集成藏，使沙一段、沙二段及潛山成為主要的含油層系；遼中凹陷中、南部地區(qū)東三段超壓范圍、幅度變小，在遼西低凸起和斜坡區(qū)緩降為正常壓力，封蓋能力變差，沙河街組油氣豐度降低或油氣藏遭致破壞。為此，遼中凹陷及遼西低凸起北部東二段下—沙一段超壓封蓋層下仍是今后的重點勘探目標(biāo)區(qū)。

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（編輯 王淑玉）

Characteristics of pressure field and its relationship with hydrocarbon distribution in Liaoxi Low Uplift and Liaozhong Sag

Zhou Donghong,Li Jianping,Guo Yonghua
(Tianjin Branch of CNOOC,Tianjin 300452,China)

The phenomenon of overpressure extensively exists in Liaoxi Low Uplift and Liaozhong Sag.The abnormal overpressure mainly distributes from lower Ed2to Es1and Es3members.The hydrocarbons generated from the main hydrocarbon source rocks in Liaozhong Sag which is driven by the strong power of overpressure are delivered to the favorable traps in Liaoxi Low Uplift and the slope belt of Liaozhong Sag,then,gather together as reservoirs along the transferring systems(fault,sand body and unconformity, etc).Gas is mainly accumulated in abnormal overpressure belt and oil is mainly accumulated in abnormal overpressure belt or the edge of it(normal pressure belt or transitional pressure belt).A few lithologic reservoirs and condensate gas reservoirs with the superior sealing conditions are located in overpressure zone.If there is double sealing of overlying mudstone and pressure in the reservoir,the accumulation quantity of oil and gas is obviously increased.

equivalent depth method;pressure field;hydrocarbon distribution;Liaoxi Low Uplift;Liaozhong Sag

國家科技重大專項“遼中凹陷油氣成藏規(guī)律與勘探方向研究”（2008ZX05023-001-004-001）

TE121.3

：A

1005-8907（2012）01-0065-05

2011-06-21；改回日期：2011-11-20。

周東紅，男，1968年生，高級工程師，從事地球物理勘探研究。E-mail：zhoudh@cnooc.com.cn。

周東紅，李建平，郭永華.遼西低凸起及遼中凹陷壓力場特征與油氣分布關(guān)系［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：65-69. Zhou Donghong，Li Jianping，Guo Yonghua.Characteristics of pressure field and its relationship with hydrocarbon distribution in Liaoxi Low Uplift and Liaozhong Sag［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（1）：65-69.