饶阳凹陷异常高压与油气成藏关系

王志宏，李建明

（1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.长江大学地球科学学院，武汉430100）

饶阳凹陷异常高压与油气成藏关系

王志宏1，2，李建明3

（1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.长江大学地球科学学院，武汉430100）

饶阳凹陷沙河街组普遍发育异常高压，而异常高压与油气关系密切。采用平衡深度法计算了该区沙河街组的异常压力。结果表明：饶阳凹陷异常高压主要发育在凹陷中部洼槽区，向凹陷边缘压力逐渐降低。快速沉积导致的欠压实作用和烃类生成是该区异常高压形成的主要原因。异常高压对油气运聚具有重要的影响：一方面，异常高压为油气提供了重要的运移动力；另一方面，异常高压在一定的地质背景下控制了油气分布，油气藏多分布在异常高压层内或邻近异常高压带，同时异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向边缘流动，最终形成了油气藏围绕生油洼槽呈“环状”分布的格局。

异常高压；油气成藏；成藏机制；饶阳凹陷

0 引言

异常高压是沉积盆地中普遍存在的现象，据统计，目前已在世界上180个沉积盆地发现异常高压现象［1-3］。我国七大含油气盆地也都不同程度地发育异常高压［4］，而异常高压与油气运聚及分布具有十分密切的关系［5-7］。研究认为，厚层泥岩是沉积盆地中形成异常高压的主要场所［8］，异常高压值的大小可利用平衡深度法来计算［9］。所谓平衡深度即在正常压实曲线上与欠压实地层孔隙度相等的深度。根据有效应力定律，孔隙度相同处的有效应力相等。因此，欠压实地层的压力等于平衡深度处（孔隙度相等处的深度）正常压实地层的压力［10-11］，孔隙度可利用声波时差资料来求取。

饶阳凹陷是渤海湾盆地冀中坳陷中部一个NNE走向、东断西超的新生代箕状凹陷（图1）。该凹陷自下而上发育元古宇、古生界、中生界至新生界多套地层。新生界古近系沙河街组是饶阳凹陷古近系油田的主力烃源岩和含油层［12］，在凹陷内分布广泛，主要为一套湖相暗色砂泥岩互层沉积，厚度为1 300～3 600 m，顶面埋深为2 500～3 700 m。钻井揭示饶阳凹陷沙河街组异常高压普遍发育，而近年来饶阳凹陷的重大油气发现也主要分布于沙河街组，如在凹陷中部留西地区发现了沙三段千万吨级的岩性油藏，大王庄与肃宁构造之间沙一段千万吨级的油气富集区等［13］。对饶阳凹陷北部沙河街组异常高压的研究认为，烃源岩生排烃是形成异常高压的主要原因，异常高压对油气运移具有重要作用［14-15］。因此，有必要对饶阳凹陷不同地区异常高压开展深入研究，这样不仅可以分析油气运移方向及异常高压对油气成藏的控制作用，还能在钻前预测地层压力，减少工程事故。笔者利用109口井的实测压力数据和42口井采用平衡深度法计算的压力数据，结合物性分析和试油气等资料，研究饶阳凹陷中南部地区沙河街组异常高压的分布特征及其形成机制。

图1 饶阳凹陷构造单元划分示意图Fig.1 Sketch map of tectonic division of Raoyang Sag

1 异常高压分布特征与成因

1.1 异常高压分布特征

图2 饶阳凹陷单井地层压力分带图Fig.2 Formation pressure and zonal profile of single well in Raoyang Sag

纵向上，饶阳凹陷异常高压主要分布在古近系沙河街组，其中沙一下亚段和沙三段异常高压最为明显。从地层埋深来看，异常高压的出现在不同井有所变化，但基本上在2 600～3 200 m，如高43井在2 650 m，留489井在3 100 m，西柳3井在2 900 m（图2）。利用平衡深度法计算出饶阳凹陷沙河街组地层压力系数一般为1.1～1.3。在饶阳凹陷主沉积中心区，如留西洼槽和河间洼槽等地区，压力系数高达1.4～1.6，且随埋深的增加而增大。从横向分布来看，从饶阳凹陷中心向边缘，地层剩余压力（实际地层压力减去地层静水压力）变低（图3），压力系数变小。例如在饶阳凹陷中心部位的宁2井和宁古3井的剩余压力一般为13～16 MPa，最高达20 MPa，压力系数高达1.6～1.7；向凹陷边缘剩余压力逐渐变低，向西到宁古2井剩余压力降至12 MPa左右，到凹陷边缘的高22井剩余压力则降为6～8 MPa，而凹陷东部边缘留6井基本表现为常压特征。

图3 饶阳凹陷不同构造部位地层压力特征图Fig.3 Characteristics of formation pressure in different structural position of Raoyang Sag

1.2 异常高压成因分析

异常高压的成因机制较多。根据目前资料分析，饶阳凹陷异常高压的分布受埋深和层位控制明显：①快速沉积导致的欠压实作用是异常高压的主要成因［1］，而“欠压实”发生的充分必要条件是快速沉降和排流不畅。一般认为，当沉积速率超过40～100 m/Ma时，属于快速沉积。饶阳凹陷异常高压最浅出现在埋深2 700 m处（高43井），其上为正常静水压力，说明只有当地层压实到一定程度、孔隙度较小时才有可能造成排水不畅而形成异常高压。饶阳凹陷古近纪沉积速率为140 m/Ma，新近纪沉积速率为129 m/Ma，到第四纪沉积速率可达260 m/Ma［12，16］，快速的沉积埋深完全可导致欠压实作用的发生，从而形成异常高压。②越向凹陷中心，异常高压出现的层位越新。在饶阳凹陷中部沙一段已开始出现异常高压，而凹陷边缘到沙三段才出现异常高压。纵向上，自上而下异常高压逐渐增加，压力系数增大，这与凹陷中心部位沉积速率高、埋藏深度大有关。③饶阳凹陷异常高压主要出现在沙一下亚段和沙三段地层中，而这2个层段是饶阳凹陷的主力烃源岩发育层段，岩性为由富氢页岩、泥灰岩和暗色泥岩组成的“特殊岩层段”。热演化研究表明，饶阳凹陷大部分地区沙三段烃源岩埋深为3 200～5 300 m，已进入生油高峰阶段；沙一下亚段埋深为2 800～4 000 m，处于低成熟阶段，但其富氢油页岩在低成熟阶段即可生成大量油气［17-18］。因此，饶阳凹陷主力烃源岩目前均处于大量生油气阶段。从饶阳凹陷烃源岩生烃潜量与埋深关系图（图4）可看出，主力烃源岩层较高的生烃潜量正好与产生异常高压的深度重合，可见烃源岩的生烃增压对异常高压的形成具有重要的影响。

图4 饶阳凹陷烃源岩生烃潜量与埋深关系图Fig.4 Relation of hydrocarbon generation potential of source rocks with depth in Raoyang Sag

2 异常高压与油气的关系

2.1 异常高压有利于高渗孔隙带的形成

异常高压的出现抑制了压实作用的发生，使孔隙得以保存，从而使深部地层具有较好的孔渗性能［19］。饶阳凹陷在3 500 m深度以下异常高压普遍发育。物性资料统计显示，埋深为3 500～4 000 m的砂岩储层，孔隙度大于10%的占85.1%，孔隙度大于15%的占12.8%；埋深大于4 000 m的储层，孔隙度大于10%的占56.3%。如宁301井4 000 m以下的高压层段内，孔隙度最高可达30%，渗透率达339 mD。由此可见，异常高压的普遍存在使深部地层仍保持较高的孔隙度。较高的孔渗性能也决定了油气井的产能，如饶阳凹陷肃宁洼槽宁古3井，产油层位埋深为4 150 m，储层孔隙度高达18.9%，渗透率达48.5 mD，试油获得日自喷60 m3的工业油流。

2.2 异常高压为油气的运聚提供了动力

研究认为，由于地层异常高压而产生的剩余压力差是油气运移的主要动力［20］。对于初次运移来说，垂向上的剩余压力差远比侧向上的大，因此初次运移的方向应以纵向为主，即首先由生油层进入邻近的储集层或输导层。从饶阳凹陷宁古3井现今地层压力剖面图（图5）可看出，该井在3 500 m以下发育异常高压。根据高压层段地层压力相对高低，自上而下分为3个相对低压带（图5中的1，2，3）和3个相对高压带（图5中Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ），低压带与高压带相间出现，并依次增大，形成3个流体压力释放带。异常高压发育段的烃源岩已达到生油高峰，生油层中油气的排出，应首先指向其上下紧邻的3个压力释放带，然后再进行油气的聚集或二次运移。沉积研究表明，宁古1—宁古3井一带沙河街组沉积时期以深湖相夹水下扇沉积为主，该时期正好处于凹陷沉积历史过程中的湖盆兴盛时期，地层沉降速度较快，厚层泥岩容易产生欠压实而形成异常高压，而湖平面的频繁升降也造成了沉积物及其厚度上的变化［21］，这必然导致欠压实发育程度存在较大的差别，进而也造成了异常高压发育段内地层压力的变化。饶阳凹陷中部宁古1—宁古3井一带是沙三段烃源岩的主要发育区，且异常高压发育，剩余压力最高（图6），油气在剩余压力的驱使下向压力降低的方向运移。

图5 饶阳凹陷宁古3井异常压力与孔渗关系及油气运聚模式图Fig.5 The relation of abnormal high pressure with porosity and permeability and hydrocarbon migration and accumulation model in Ninggu 3 well in Raoyang Sag

图6 饶阳凹陷沙二段和沙三段剩余压力等值线及油气运移趋势图Fig.6 Residual pressure contour map of the second and third member of Shahejie Formation and hydrocarbon migration tendency in Raoyang Sag

2.3 异常高压对油气的封盖作用

饱含流体的高压泥岩本身存在剩余压力而形成压力封隔层［22-23］，将油气阻止于泥岩层的下方，从而形成烃类聚集。根据平衡深度法计算结果，饶阳凹陷宁古3井沙二高压层段剩余压力值高达20MPa，而且该层段平面分布稳定。沙二高压层段在剖面上的封闭作用，造成沙二段和沙三段烃源岩层生成的油气不能向上穿层运移，而只能向下伏潜山和本层储集层中运移和聚集。油源对比结果显示，饶阳凹陷高压层段上部，包括沙一段、东营组及以上浅层油气藏的油气主要来自沙一下亚段烃源岩；高压层段下部潜山及沙三段油气藏的油气主要来自沙三段烃源岩［24］。地层水分析结果也显示，在饶阳凹陷中深部沙二段和沙三段异常高压发育段，地层水总矿化度高达60 000 mg/L，水型为CaCl2型，钠氯比值低，标志着地层水具有相对封闭的水动力系统；到凹陷边部，总矿化度降低至5 000 mg/L，水型多样，包括CaCl2型、NaHCO3型及Na2SO4型，反映出凹陷边部有地表水渗入，地层异常高压值低或不发育，说明高压层段具有较好的封闭性能。

2.4 异常高压对油气分布的影响

如前所述，异常高压的出现，不仅为烃源岩的排烃创造了有利条件，而且由于高压泥岩层对其下油气起到阻挡作用，形成压力封闭，因此，邻近异常高压带的储集层是油气藏的主要发育层段。从图5和图6也可以看出，绝大多数古近系油气藏都发育在异常高压带，且主要分布在高压流体释放带内以及邻近异常高压带的储集层中；平面上，油气藏也主要围绕异常高压发育区带呈“环状”分布。

3 结论

（1）饶阳凹陷古近系沙河街组沙一下亚段和沙三段发育异常高压，异常高压平面分布上表现为从凹陷中心向边缘逐渐降低的趋势。快速沉积导致的欠压实作用及烃类的生成是异常高压形成的主要原因。

（2）异常高压对油气运聚及分布具有重要的影响：异常高压为油气运聚提供了重要的动力来源；异常高压带有利于高渗储层的形成，为油气提供储集空间；油气藏多分布在异常高压层内或邻近异常高压带，最终形成油气藏围绕生油洼槽呈“环状”分布的格局。

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（本文编辑：王会玲）

Abnormal high pressure and its relation to hydrocarbon accumulation in Raoyang Sag

WANG Zhihong1，2，LI Jianming3
（1.College of Geoscience and Surveying Engineering，China University of Mining and Technology，Beijing 100083，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Langfang，Langfang 065007，Hebei，China；3.School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China）

Abnormal high pressure is widely distributed in Shahejie Formation of Raoyang Sag,which is closely related with hydrocarbon accumulation.Based on the logging data,this paper analyzed the distribution and forming mechanism of abnormal high pressure by equilibrium depth method.The results show that abnormal high pressure is mainly distributed in hydrocarbon generation sag areas,and it decreases towards the margin of sag.Uncompaction caused by rapid deposition and the hydrocarbon generation are the main reasons for the forming of abnormal high pressure.The effects of abnormal high pressure on hydrocarbon accumulation are significant.On one hand,abnormal high pressure is an important dynamic source for hydrocarbon migration.On the other hand,abnormal high pressure controls the distribution of oil and gas under certain geologic conditions.The reservoirs are always found in high pressure formations or surrounding high pressure areas.Meanwhile the fluid potential resulted from abnormal high pressure drove fluids to migrate from the center to the margin of sag,and oil and gas are distributed around hydrocarbon generation sag.

abnormal high pressure；hydrocarbon accumulation；formation mechanism；RaoyangSag

TE122.1

A

1673-8926（2014）06-0015-05

2014-04-21；

2014-07-16

国家油气重大专项“中国大型气田形成条件、富集规律及目标评价”（编号：2011ZX05007）资助

王志宏（1976-），男，博士后，高级工程师，主要从事天然气地质综合研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市万庄44信箱。电话：（010）69213289。E-mail：wzh2331@sina.com

李建明(1962-)，男，博士，教授，主要从事沉积学与储层地质研究工作。E-mail：84266436@qq.com。