東營(yíng)凹陷深層古流體壓力演化過程及其地質(zhì)意義

楊顯成 蔣有錄 耿春雁

1.中國(guó)石油大學(xué)（華東） 2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院

1 地質(zhì)簡(jiǎn)況

東營(yíng)凹陷是隸屬于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷的次一級(jí)負(fù)向構(gòu)造單元，屬于新生代形成的斷陷盆地，呈典型的北斷南超構(gòu)造格局，北部為陡坡構(gòu)造帶（又稱東營(yíng)北帶），中部為洼陷帶和中央隆起帶，南部為緩坡構(gòu)造帶（圖1）。

圖1 東營(yíng)凹陷構(gòu)造綱要圖

東營(yíng)凹陷是中國(guó)東部富油氣凹陷之一，含油氣豐度高，探明儲(chǔ)量大，目前已發(fā)現(xiàn)的油氣主要分布于埋深小于3 500m的地層。隨著近期深層勘探的不斷深入，在東營(yíng)凹陷北部陡坡帶的民豐、利津等地區(qū)發(fā)現(xiàn)了凝析氣藏和氣藏，實(shí)現(xiàn)了深層勘探的重大突破，展示了深層較好的油氣勘探前景。但是，油氣藏的地質(zhì)條件和流體壓力存在較大的差異，在古近紀(jì)的構(gòu)造演化過程中，兩地區(qū)存在沉降中心的轉(zhuǎn)換，導(dǎo)致沉積作用、生烴作用和油氣富集發(fā)生較大的變化，直接表現(xiàn)出深層凝析氣藏和氣藏的地層壓力既有常壓，也有超壓。

前人對(duì)東營(yíng)凹陷地層壓力進(jìn)行過研究，但研究多集中在現(xiàn)今地層異常超壓特征、壓力封存箱及其與油氣的運(yùn)移、聚集關(guān)系方面［1－7］，但對(duì)于古近系沙河街組四段超壓和常壓的凝析氣藏與氣藏的古流體壓力的演化、流體壓力受控因素等研究較少。隨著近期多口深井的完鉆，筆者對(duì)東營(yíng)凹陷沙四段深層地層壓力進(jìn)行系統(tǒng)深入研究，恢復(fù)沙四段古流體壓力，明確地層壓力變化與油氣成藏的關(guān)系，以便為深層凝析氣藏和常規(guī)氣藏的勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

2 古流體壓力演化過程

2.1 現(xiàn)今地層壓力

以試油測(cè)壓、RFT、地球物理和測(cè)井等資料為基礎(chǔ)，利用聲波時(shí)差資料研究了東營(yíng)凹陷沙四段的地層壓力。根據(jù)邱桂強(qiáng)等采用的東營(yíng)凹陷地層壓力劃分方案［8］，劃分東營(yíng)凹陷為深層常壓（壓力系數(shù)介于0.9～1.1）、弱超壓（壓力系數(shù)介于1.1～1.2）、中等超壓（壓力系數(shù)介于1.2～1.5）以及強(qiáng)超壓（壓力系數(shù)大于1.5）等區(qū)帶。在平面上，民豐洼陷、利津洼陷深層沙四下亞段的地層壓力為強(qiáng)超壓，壓力系數(shù)大于1.5；東營(yíng)凹陷北部民豐地區(qū)豐深1、豐深3、豐8井附近為正常壓力帶，利津地區(qū)和勝坨地區(qū)為強(qiáng)超壓區(qū)（圖2），如新利深1沙四下亞段的地層壓力系數(shù)約為1.6；東營(yíng)凹陷南坡沙四下亞段的地層壓力為常壓—弱超壓。

地層壓力分布的差異性主要與巖性組合有關(guān)。東營(yíng)凹陷沙四下亞段頂部發(fā)育一套全區(qū)穩(wěn)定分布的鹽膏巖層和油頁巖，在深洼區(qū)和中央隆起帶主要為鹽巖或膏巖與油頁巖、泥巖的組合，向盆地邊緣逐漸變?yōu)樯澳鄮r與膏質(zhì)泥巖的組合。鹽膏巖是非常致密的巖層，具有較強(qiáng)的塑性，可與超壓泥巖共同成為超壓封存箱良好的封隔層。

圖2 東營(yíng)凹陷深層地層壓力與巖性、油氣流體關(guān)系圖

2.2 古流體壓力熱動(dòng)力學(xué)模擬

目前古流體壓力值測(cè)定方法有多種［8－18］，筆者結(jié)合本地區(qū)油氣成藏的地質(zhì)條件，采用流體包裹體PVT模擬法來計(jì)算古流體壓力值。如圖3中，ABC線為烴類包裹體或含烴鹽水包裹體等容線，AB段為氣液兩相共存，到B點(diǎn)均一為液相；ThB為含烴鹽水或烴類流體包裹體均一溫度，ThC為同期鹽水包裹體均一溫度。

圖3 流體包裹體熱動(dòng)力學(xué)模擬最小捕獲壓力求取示意圖

通過實(shí)驗(yàn)分析，測(cè)定石英顆粒裂紋及其次生加大邊中的流體包裹體的均一溫度、流體成分等參數(shù)。根據(jù)流體包裹體化學(xué)組成、同期鹽水和含烴包裹體均一溫度和室內(nèi)溫壓條件下的氣／液比等，運(yùn)用流體包裹體模擬其捕獲最小壓力的方法——“共生鹽水包裹體均一溫度與（含）烴類流體包裹體等容線交匯法”以及相應(yīng)的PVT模擬軟件（VTFLINC）獲得流體烴類包裹體的最小古壓力值。

將各期次鹽水包裹體的均一溫度及其共生的同期含烴鹽水包裹體或烴類包裹體的均一溫度、氣／液比和化學(xué)組成輸入VTFLINC軟件，即可獲得熱動(dòng)力學(xué)模擬結(jié)果——各期次流體包裹體的最小捕獲壓力和壓力系數(shù)。利用東營(yíng)凹陷北帶利津、民豐等地區(qū)所采集樣品獲得“數(shù)據(jù)對(duì)”的樣品開展了熱動(dòng)力學(xué)模擬，模擬得到了主要探井的部分古流體壓力（表1）。

2.3 古流體壓力演化過程

為了反映不同地質(zhì)時(shí)期古流體壓力的變化，將模擬獲得的古流體壓力結(jié)果，結(jié)合古埋深所對(duì)應(yīng)的古靜水壓力，即可得到古流體壓力系數(shù)和捕獲年齡（表1）。將古壓力系數(shù)對(duì)地質(zhì)年齡作圖，可得到古流體壓力系數(shù)隨地質(zhì)時(shí)期演化的關(guān)系。

2.3.1 利津地區(qū)流體壓力系數(shù)演化

利津地區(qū)凝析氣藏古壓力系數(shù)隨時(shí)間演化的關(guān)系表明（圖4）：

1）距今38.4～24.0Ma為中等超壓，壓力系數(shù)介于1.2～1.5，該時(shí)期地層古流體壓力逐步增大。在沙三段—沙二段沉積期，沙四下亞段烴源巖未成熟，流體壓力系數(shù)增高是由于快速沉降作用造成的非平衡壓實(shí)，泥巖和鹽膏層的地層水不能暢通地排出，造成地層壓力高于靜水柱壓力。在沙一段—東營(yíng)組沉積中期，洼陷沙四下亞段烴源巖處于成熟熱演化階段，生烴作用所產(chǎn)生的油氣流體進(jìn)一步增高了地層流體壓力，壓力系數(shù)最高達(dá)1.5。

表1 東營(yíng)凹陷主要探井的流體包裹體古壓力熱動(dòng)力學(xué)模擬結(jié)果表

圖4 東營(yíng)凹陷利津地區(qū)深層凝析氣藏壓力系數(shù)演化圖

2）距今24.0～12.5Ma為成藏間歇期，東營(yíng)運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致整體抬升，此時(shí)地層流體壓力處于前期泄壓與后期蓄壓的調(diào)整過程，壓力系數(shù)不斷降低。

3）距今12.5～0Ma為第二個(gè)壓力旋回期，洼陷處于持續(xù)埋藏的過程，原處于生烴停止的狀態(tài)又恢復(fù)到正常的成熟、高成熟演化階段，大量天然氣的形成與充注更是助推了地層流體壓力的增高，形成了現(xiàn)今利津地區(qū)深層的新利深1、利深101凝析氣藏的壓力系數(shù)都在1.5以上的強(qiáng)超壓油氣藏。

2.3.2 民豐地區(qū)流體壓力系數(shù)演化

民豐地區(qū)深層氣藏（包括凝析氣藏）古壓力系數(shù)隨時(shí)間演化的關(guān)系表明（圖5）：

圖5 民豐地區(qū)深層氣藏壓力系數(shù)演化圖

1）距今42.5～35.0Ma期間為中等超壓系統(tǒng)，民豐地區(qū)與利津地區(qū)相比，壓力系數(shù)相對(duì)較低，壓力系數(shù)介于1.2～1.4。沙三段沉積期，由于該洼陷沙四下亞段烴源巖處于成熟演化階段，烴源巖生烴作用形成及油氣充注增大了地層壓力，因此生烴作用和油氣充注是形成民豐地區(qū)早期超壓的根本因素。

2）距今35.0～14.0Ma為成藏間歇期，東營(yíng)運(yùn)動(dòng)的整體抬升造成地層流體壓力泄壓，由最高壓力系數(shù)1.4降為0.9。

3）距今14.0～0Ma為第二個(gè)壓力旋回期，該時(shí)期處于整體坳陷階段，地層又進(jìn)入持續(xù)深埋階段，地層溫度增高，原早期形成的古油藏在高溫作用下重?zé)N裂解成輕烴，大量天然氣的產(chǎn)生以及洼陷烴源巖油氣的進(jìn)一步充注造成體積不斷膨脹，地層壓力不斷增高（壓力系數(shù)為1.00～1.25）。在新近紀(jì)明化鎮(zhèn)期—現(xiàn)今，地層壓力逐步衰竭，說明斷裂和砂礫巖體對(duì)原氣藏（包括凝析氣藏）的地層壓力有一定的調(diào)節(jié)作用，形成了現(xiàn)今民豐地區(qū)氣藏（包括凝析氣藏）的常壓系統(tǒng)。

3 地質(zhì)意義

3.1 早期欠壓實(shí)作用保存儲(chǔ)層孔隙，有利于后期形成高產(chǎn)凝析氣藏

非平衡壓實(shí)作用（欠壓實(shí)）是陸相斷陷盆地早期充填沉積的典型特征，斷裂作用強(qiáng)烈、沉積速率快，沉積了巨厚的鹽膏層和暗色泥巖，如東風(fēng)5井鹽膏層厚度達(dá)995m；壓實(shí)作用下排水不暢，滯留了部分地層水，就形成了超壓。經(jīng)歷東營(yíng)運(yùn)動(dòng)時(shí)，壓力系數(shù)降低，但儲(chǔ)層孔隙變化較小，仍然以高孔隙度為主；后經(jīng)油氣流體充注之后，形成了超壓凝析氣藏。

該種類型主要分布于東營(yíng)凹陷的利津地區(qū)和勝坨地區(qū)，表現(xiàn)為早期欠壓實(shí)作用保存了儲(chǔ)層孔隙、晚期油氣充注、地層壓力系數(shù)高、油氣產(chǎn)能高的特點(diǎn)，如新利深1凝析氣藏，其井深4 271～4 374m處砂巖的孔隙度達(dá)12%，日產(chǎn)天然氣25×104m3，日產(chǎn)凝析油99t，壓力系數(shù)達(dá)1.7。因此，該類凝析氣藏是下一步天然氣勘探較有潛力的一種類型。

3.2 早期生烴與充注形成的古油藏有利于后期裂解成凝析氣藏

早期生烴作用與油氣充注形成超壓是陸相斷陷盆地油氣成藏的另一種類型，其條件是毗鄰斷陷深洼的陡坡帶、發(fā)育巨厚的近岸水下扇砂礫巖體和短距離的油氣運(yùn)聚（圖6）。

圖6 東營(yíng)凹陷民豐地區(qū)油氣成藏模式圖

東營(yíng)凹陷民豐地區(qū)發(fā)現(xiàn)的氣藏（包括凝析氣藏）就屬于此類，在沙三段—沙一段沉積期，砂礫巖儲(chǔ)層就形成古油藏，壓力系數(shù)達(dá)1.4；隨著東營(yíng)運(yùn)動(dòng)整體抬升，壓力系數(shù)降至常壓狀態(tài)，少部分油氣逸散，大部分油氣保留下來。在館陶組期—現(xiàn)今，地溫增高，原古油藏重?zé)N發(fā)生裂解形成凝析氣藏和氣藏，目前在天然氣組分、碳同位素、薄片焦瀝青、流體包裹體密度等方面均已證實(shí)民豐地區(qū)的豐深1、豐8、豐深4等凝析氣藏和常規(guī)氣藏主要屬于早期古油藏原油裂解的產(chǎn)物。因此，該種類型對(duì)天然氣勘探具有重要的地質(zhì)意義，目前民豐地區(qū)深層已展示了好的勘探前景。

4 結(jié)論

1）東營(yíng)凹陷深層現(xiàn)今地層流體壓力有強(qiáng)超壓、中超壓和常壓的凝析氣藏和氣藏，但古流體壓力經(jīng)歷超壓—泄壓—超壓和超壓—泄壓—常壓的演化過程。非平衡壓實(shí)作用和生烴增壓作用是東營(yíng)凹陷深層流體壓力增大的主要原因。

2）早期欠壓實(shí)作用保存了儲(chǔ)層孔隙，有利于后期凝析氣充注，形成流體壓力系數(shù)高、油氣產(chǎn)能高的凝析氣藏，此類凝析氣藏是天然氣勘探的重要領(lǐng)域。

3）早期生烴與早期充注形成的古油藏經(jīng)后期高溫作用，重?zé)N裂解形成凝析氣藏和氣藏，該類氣藏具有重要的勘探價(jià)值。

［1］ 陳中紅，查明，張善文，等.東營(yíng)凹陷古近系天然氣成藏條件及其主控因素［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（9）：9－12.CHEN Zhonghong，ZHA Ming，ZHANG Shanwen，et al.Conditions and main controlling factors of natural gas pooling in the paleogene in Dongying Sag［J］.Natural Gas Industry，2008，28（9）：9－12.

［2］ 何新貞.東營(yíng)凹陷壓力系統(tǒng)特征分析［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2002，9（4）：21－23.HE Xinzhen.Pressure system characteristics in Dongying Sag［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2002，9（4）：21－23.

［3］ 許曉明，劉震，謝啟超，等.渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷異常高壓特征分析［J］.石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2006，28（4）：345－349.XU Xiaoming，LIU Zhen，XIE Qichao，et al.Overpressure characteristics in the Jiyang Depression，the Bohaiwan Basin［J］.Petroleum Geology ＆ Experiment，2006，28（4）：345－349.

［4］ 劉曉峰，解習(xí)農(nóng).東營(yíng)凹陷流體壓力系統(tǒng)研究［J］.地球科學(xué)——中國(guó)地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào)，2003，28（1）：78－85.LIU Xiaofeng，XIE Xinong.Study on fluid pressure system in Dongying Depression［J］.Earth Science－Journal of China University of Geoscience，2003，28（1）：78－85.

［5］ 張春生，李春光.東營(yíng)凹陷天然氣類型及分布特征［J］.天然氣工業(yè)，1997，17（4）：23－25.ZHANG Chunsheng，LI Chunguang.Gas reservoir types and distributive characteristics in Dongying Sag［J］.Natural Gas Industry，1997，17（4）：23－25.

［6］ 劉景東，蔣有錄.東濮凹陷中央隆起帶北部古近系異常高壓與油氣成藏的關(guān)系［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（12）：30－36.LIU Jingdong，JIANG Youlu.Relationship between abnormally high pressure and hydrocarbon accumulation of the Paleogene reservoirs in the northern part of central uplift，Dongpu Sag，Bohai Bay Basin［J］.Natural Gas Industry，2012，32（12）：30－36.

［7］ 謝玉洪，劉平，黃志龍.鶯歌海盆地高溫超壓天然氣成藏地質(zhì)條件及成藏過程［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（4）：19－23.XIE Yuhong，LIU Ping，HUANG Zhilong.Geological conditions and pooling process of high－temperature and overpressure natural gas reservoirs in the Yinggehai Basin［J］.Natural Gas Industry，2012，32（4）：19－23.

［8］ 邱桂強(qiáng)，凌云，樊洪海.東營(yíng)凹陷古近系烴源巖超壓特征及分布規(guī)律［J］.石油勘探與開發(fā)，2003，30（3）：71－75.QIU Guiqiang，LING Yun，F(xiàn)AN Honghai.The character－istics and distribution of abnormal pressure in the Paleogene source rocks of Dongying Sag［J］.Petroleum Exploration and Development，2003，30（3）：71－75.

［9］ ROEDDER E，BODNOR R J.Geological pressure determinations from fluid inclusion studies［J］.Annual Review of Earth Planetary Sciences，1980，8：263－301.

［10］ CRAWFORD M L.Phase equilibria in aqueous fluid inclusions［M］∥HOLLISTER L S，CRAWFORD M L.Short course in fluid inclusions：Applications to petrology.Quebec：Mineralogical Association of Canada，1981.

［11］ 劉斌，段光賢.NaCl—H2O溶液包裹體的密度式和等容式及其應(yīng)用［J］.礦物學(xué)報(bào)，1987，7（4）：345－351.LIU Bin，DUAN Guangxian.Density and capacitive formula of NaCl－H2O solution inclusions and its applications［J］.Mineral Journal，1987，7（4）：345－351.

［12］ 李善鵬，邱南生，尹長(zhǎng)河.利用流體包裹體研究沉積盆地古壓力［J］.礦產(chǎn)與地質(zhì)，2004，17（2）：161－165.LI Shanpeng，QIU Nansheng，YIN Changhe.Using fluid inclusion to restore paleo－pressure of the sedimentary basins［J］.Mineral Resources and Geology，2004，17（2）：161－165.

［13］ PIRONON J，THI RY R，TEINTUREIER S，et al.Water in petroleum inclusions：Evidence from Roman and FTIR measurements，PVT consequences［C］∥PUEYO J J，CARDELLACH E，BITZER K，et al.Proceeding of geofluidsⅢ，3rdInternational Conference on Fluid Evolution，Migration and Interaction in Sedimentary Basins and Orogenic Belts：Journal of Geochemical Exploration，2000，69：663－668.

［14］ 年秀清，羅金海，李杰林，等.庫車坳陷東部下—中侏羅統(tǒng)砂巖流體包裹體特征與油氣成藏期次研究［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2011，26（4）：12－18.NIAN Xiuqing，LUO Jinhai，LI Jielin，et al.Study on the fluid inclusion characteristics and oil－gas accumulation stage times of lower－middle Jurassic sandstone in the east of Kuche Depression［J］.Journal of Xi＇an Shiyou University：Natural Science Edition，2011，26（4）：12－18.

［15］ 王杰，張曉寶，陳踐發(fā)，等.蘇里格氣田砂巖流體包裹體特征及成藏史［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（12）：25－28.WANG Jie，ZHANG Xiaobao，CHEN Jianfa，et al.Features of fluid inclusions in sandstones and reservoiring history of Sulige Gas Field［J］.Natural Gas Industry，2007，27（12）：25－28.

［16］ BENEDETTO D V，F(xiàn)REZZOTTI M L.Fluid inclusions in minerals：Methods and application［M］.Virginia：Virginia Polytechnic Institute and State University，1994.

［17］ 陳紅漢，董偉良，張樹林，等.流體包裹體在古壓力模擬研究中 的 應(yīng) 用 ［J］.石 油 與 天 然 氣 地 質(zhì)，2002，23（3）：207－211.CHEN Honghan，DONG Weiliang，ZHANG Shulin，et al.Application of fluid inclusion in palaeo－pressure modeling research［J］.Oil ＆ Gas Geology，2002，23（3）：207－211.

［18］ 劉洪林，王紅巖.中國(guó)南方海相頁巖超低含水飽和度特征及超壓核心區(qū)選擇指標(biāo)［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（7）：140－144.LIU Honglin，WANG Hongyan.Ultra－low water saturation characteristics and the identification of over－pressured play fairways of marine shales in south China［J］.Natural Gas Industry，2013，33（7）：140－144.