古龍凹陷青一段泥巖地層壓力預測

楊為華

（大慶油田有限責任公司第五采油廠，黑龍江大慶163513）

泥巖地層孔隙壓力的確定方法多樣，最為準確且常見的方法即通過試油試井直接測量地層孔隙壓力，但是由于試油試井段有限，特別是非儲層的泥巖地層孔隙壓力的計算只能依據間接的測井資料和地震資料進行預測，測井資料縱向上連續、數據精度高且受人為因素影響小，是估算地層壓力較為理想的方法[1]。目前，確定地層孔隙壓力的測井方法主要有等效深度法[2]和伊頓法[3]，這2種方法的原理均是基于垂向有效壓力進行孔隙壓力預測。然而，孔隙彈性理論則表明平均有效壓力控制著孔隙度的演化，所以在地層孔隙壓力的預測過程中基于平均有效應力，而非垂向有效壓力的經驗公式來估算地層孔隙壓力[5]。巖石力學中孔隙度或孔隙比與有效壓力的關系也可用以表征泥巖的壓實過程和地層孔隙壓力[6]。根據以往的資料成果來看，水平壓力會伴隨著超壓和深度的增加而增大，因此在超壓段平均有效壓力與垂向有效壓力的相關性較差[4]。

松遼盆地古龍凹陷青一段泥巖層孔隙度較低，其地層壓力數據極少，僅依據現有的測試數據難以完成對區域性超壓分布特征的研究。本文擬通過關聯古龍凹陷青一段泥巖段孔隙度、垂向有效壓力和平均有效壓力，建立對應的壓力預測模型，進而開展古龍凹陷青一段泥巖的地層壓力分析，以重新厘定青一段泥巖超壓強度及其平面分布特征，以期進一步指導該地區油氣勘探開發。

1 地質背景

古龍凹陷位于松遼盆地北部中央坳陷區的西部，呈南北條帶狀分布是一個長期發育的繼承性凹陷，盆地在嫩江末期基本初具雛形，經過明水期的調整以及早第三紀的沉積，最終形成了如今的構造特征。坳陷期青山口組沉積時期湖侵使湖泊面積突然擴大，湖泊范圍至少接近現今盆地邊界，古龍凹陷正處于湖盆中心，水體較深，以濱淺湖和半深—深湖相沉積為主，沉積了厚度相對較大，可達280～520m。青一段時期，湖盆開始進入快速沉降階段，主要沉積了一套黑色—綠色泥巖、油頁巖，下部以泥巖為主，夾砂質巖，暗色泥巖沉積速率快(0.56～1.04mm/a)[7]。由于青山口組快速沉積，表現出普遍欠壓實，具有明顯的超壓特征。

通過對古龍凹陷鉆井地層壓力測試數據統計發現，青山口組上下油層均具有超壓特征，其中葡萄花油層超壓分布范圍相對較廣，高臺子、扶余和楊大城子油層也有超壓，但是分布較為局限，從超壓點分布區域來看，高臺子、扶余和楊大城子油層超壓主要分布于新肇油田、葡西油田及新站油田一帶[8]。相對于葡萄花、高臺子、扶余和楊大城子油層來說，青一段泥巖層孔隙度較低，其壓力數據極少，所以僅依據現有的測試數據難以完成對區域性超壓分布特征的研究，所以需要在無測試數據區建立起一套完整的超壓預測方法。

2 超壓預測模型的建立

目前，對于泥巖孔隙度的估算主要通過垂向有效壓力進行分析，即通過垂向有效壓力計算流體壓力，即σv被定義為上覆巖層產生的地靜壓力Sv與孔隙流體壓力Pf的差值：

根據孔隙彈性理論[5]，孔隙度應該與平均有效壓力σm相關，而非垂向有效壓力Sv。所謂的平均有效壓力σm是指平均壓力Sm（即垂向和水平方向壓力的平均值）與地層孔隙壓力Pf的差值：

其中平均壓力Sm表示為：

式中：Sh、SH——水平壓力的最小和最大值。

為了簡化研究模型，本次研究將泥巖簡化為未膠結狀態，所以壓實作用可以直接通過孔隙度或孔隙比來描述[9]。

式中：σv——以千帕為單位的垂向有效壓力；

σ100——垂向有效壓力的參考值，以100kPa為單位；

e100——在100kPa垂向有效壓力的前提下的孔隙比；

Cc——壓實系數。

沉積物力學參數值e100和Cc均取決于巖性特征。

依據公式（4）的形式，可以進一步將平均有效壓力σm替代垂向有效壓力σv，得出類似的經驗公式，結合超壓地區的泥巖孔隙度可以進行地層孔隙壓力的估算。

本次研究中估算泥巖地層孔隙壓力最重要的參數是孔隙度。從正常壓實曲線上的最小壓力值到破裂壓力（一般略小于靜巖壓力）值之間，對應著一系列可能的地層孔隙壓力值。

通常來說，泥巖的孔隙度的求取主要采用聲波測井估算而來，即：

式中：Δt——測得的聲波時差值；

?sh——青一段對應泥巖層的孔隙度值。

自然伽馬測井和自然電位測井可以很好的識別出泥巖層，然后結合聲波測井利用利用公式（6）計算出每一段泥巖的孔隙度及孔隙比。垂向壓力通常可以通過密度測井計算而來，相對而言，平均壓力的估算較為困難。為了便于研究，假定2個水平方向的壓力相同，根據文獻[10]提供的經驗關系式，通過深度和超壓數據來計算水平最小應力：

假定地層孔隙壓力等于靜水壓力，即平均靜水壓力可以表示為：

根據已知的深度、密度測井和孔隙流體的密度可以計算出靜水平均有效壓力，再依據這些地層孔隙壓力被視為靜水壓力的數據點，實際上可以確定每種巖性的正常壓實曲線。根據平均有效壓力與孔隙比的最佳擬合直線的斜率和截距，可以得到相應的沉積物力學參數，然后通過公式（5）來確定每類巖性的正常壓實曲線。

為了轉換平均有效壓力值，可以假定Sh=SH，從而消去公式(3)和(7)中的Sh，得出地層孔隙壓力，詳見公式（9）。

上式中σm可以結合公式（3）和（5）進行預測，而靜水壓力Pbyd取決深度和地層流體的平均密度，上覆巖層壓力Sv由地層巖石骨架和孔隙流體總重力而形成，即：

式中：ρw——地層水密度；

hw——深度；

ρo、ho——上部無密度測井地層段的平均密度及其沉積厚度；

Δh——深度間隔；

l——有密度測井層段Δh的個數；

ρbi——對應深度段Δh的平均密度；

g——重力加速度；

H——目的層位深度。

3 古龍凹陷青一段泥巖超壓分布特征

3.1 古龍凹陷青一段泥巖單井壓力分析

G204井是松遼盆地古龍凹陷薩西鼻狀構造上的一口評價井，其青一段的埋深為2280～2399m。從該井試油結果來看，其高臺子油層和青山口組下伏的扶余油層均具有一定的超壓特征[8]，其中高臺子壓力系數為1.12～1.46，扶余油層的壓力系數相對較高，達1.13～1.61。對于區域性主要烴源巖的青一段泥巖，由于地層壓力測試數據極少，地層壓力特征主要依據等效深度法進行預測研究。

在G204井中，青一段表現為高聲波時差值、低密度特征，反映出該地層大面積的欠壓實特征，普遍表現為超壓。對應深度的孔隙度?sh由公式（6）通過聲波時差測井數據計算得到，在此基礎上通過公式（5）擬合得到對應孔隙比條件下的平均有效壓力值，然后用公式（9）將平均有效壓力值轉換為地層孔隙壓力值，結果發現：G204井青一段的地層壓力系數達1.42～1.58，具有明顯的超壓特征。對比青一段泥巖和高臺子油層、扶余油層壓力發現，青一段地層壓力最大，達34～38MPa，其壓力系數達1.44～1.62，表現為超高壓特征（圖1和圖2）。其主要原因是在青一段泥巖層中，由快速沉積、不均衡壓實造成了地層壓力聚集。而扶余油層高滲透單元中的超壓則通過橫縱方向上流體的流動得到釋放，使得孔隙壓力降低。

圖1 G204井實測聲波時差值

3.2 古龍凹陷青一段泥巖超壓平面分布特征

通過對古龍凹陷的20口探井試油試井、密度測井、聲波時差測井等資料，分別估算了各井點青一段泥巖層的地層壓力，結果發現：研究區內青一段泥巖普遍存在超壓特征，并且局部地區達到超高壓（壓力系數＞1.4），其中位于古龍凹陷的腹地的葡西油田和新肇油田一帶壓力系數平均值在1.4以上，壓力系數最大值位于葡西油田—新肇油田的低洼地帶的G117-G52附近，最大壓力系數達1.74。整體上，超壓由凹陷中心向四周不同速率遞減，向西北他拉哈英臺地區和東北方向的高西地區，地層壓力系數迅速降低至1.2～1.3，基本接近靜水壓力值；向南部壓力系數較為穩定，最低壓力系數值達1.3，表現為低幅超壓特征（圖3）。古龍凹陷青一段泥巖超壓中心分布在葡西和新肇一帶，向東、西兩側呈較明顯的環狀分布，古龍凹陷西部呈有明顯的壓力系數過渡帶，地層壓力由超高壓—高壓—常壓過渡分布，在古龍凹陷的西部地層壓力遞減速度較快。而由古龍凹陷向大慶長垣過渡，地層壓力衰減不明顯，甚至在整體地層壓力降低的趨勢中局部出現高壓力異常。古龍凹陷青一段泥巖超壓強度分布特征與生烴強度特征吻合度較高，且超壓分布與高成熟源巖分布有很好的一致性。這也間接說明生烴作用是導致松遼盆地現今超壓泥巖的重要原因。

圖2 G204井各壓力分布特征

4 結論

（1）本文通過關聯地層壓力和平均有效壓力及垂向有效壓力等，建立了對應的泥巖地層壓力預測模型，即Pf=3σm+Pbyd-33.2H1.145-Sv，并對古龍凹陷的G204井開展了單井地層壓力計算，取得了良好的應用效果。

（2）古龍凹陷青一段泥巖普遍存在超壓特征，古龍凹陷青一段泥巖超壓中心分布在葡西和新肇一帶，向東、西兩側呈較明顯的環狀分布，在古龍凹陷西部呈有明顯的壓力系數過渡帶，地層壓力由超高壓—高壓—常壓過渡分布，在古龍凹陷的西部地層壓力遞減速度較快；而由古龍凹陷向大慶長垣過渡，地層壓力衰減速度不明顯，甚至在整體地層壓力降低的過程中局部呈現出壓力高值。