刘 华，李 君，冯月琳，郝雪峰，林红梅，袁飞飞

[1.中国石油大学(华东) 深层油气重点实验室，山东 青岛 266580； 2.海洋矿产资源评价与探测技术国家功能实验室，山东 青岛 266071; 3.中国石化 胜利油田有限公司 勘探开发研究院，山东 东营 257001]

随着富油气凹陷超压与油气生成、运移关系研究的不断深入，超压与油气分布的内在联系越来越受到重视[1-4]。目前，对于含油气盆地超压动力条件的主要表征参数有压力系数、剩余压力和压力梯度[5-8]，其中剩余压力是油气运移的根本动力，是表征油气运移能力大小的重要参数[8]；而压力梯度作为单位距离内压力变化快慢的量化表征，能够准确反映油气运移过程中动力大小的变化幅度[5-6]，对于油气运移和成藏研究具有重要意义；但是如何结合剩余压力与压力梯度，揭示动力条件变化及其对油气分布的影响尚未建立。因此，本文选取超压发育的富油气凹陷渤南洼陷为例，在剩余压力梯度计算与油气分布关系分析的基础上，揭示油气运移动力条件变化及其对油气分布的影响，以期为今后的油气勘探提供理论依据。

1 研究区概况

渤南洼陷是渤海湾盆地沾化凹陷中部的次级构造单元，北部与埕东凸起相接，南邻陈家庄凸起斜坡带，西与义和庄凸起相连，东以孤西断裂带与孤北洼陷、孤岛凸起相邻，东南与垦西洼陷相接(图1)。中部发育的东西走向断层将渤南洼陷由北到南划分为陡坡带、深洼带、断阶带和缓坡带4个构造带，整体上表现出北陡南缓的构造特征。

据钻井揭示，渤南洼陷自下而上发育有太古界、古生界、中生界和新生界等地层，沉积盖层为位于中生界之上的古近系和新近系，其中古近系沙河街组最为发育，是重要的烃源岩和储集层。研究区已发现油气多分布在沙河街组三段(沙三段)的碎屑岩储层中，该层段超压普遍发育，其中深洼带和陡坡带超压发育最为明显[9]，最大压力系数超过1.7。

2 压力预测及剩余压力梯度特征

2.1 压力预测与剩余压力计算

实测压力资料显示渤南洼陷沙三段超压发育，且各构造位置存在明显差异[9]。由于实测压力数据有限，不足以精细刻画研究区剩余压力梯度特征，因此以实测地层压力为约束，结合现有的测井及录井资料，利用平衡深度法和Eaton法进行压力预测，并在此基础上计算剩余压力。

2.1.1 地层压力预测方法

1) 平衡深度法

该方法由Hottman和Johnson提出，以沉积岩的正常压实理论为基础，通过建立正常压实趋势线来预测地层孔隙压力[10]。计算公式如下：

pB=psB-(psA-pA)=ρmg(HB-HA)+ρwgHA

(1)

式中：pA，pB分别为A，B点的地层压力，MPa；psA，psB分别为A，B点上覆岩层压力，MPa；ρm，ρw分别为上覆岩层密度、地层水密度，g/cm3；g为重力加速度，9.8 m/s2；HA，HB分别为A，B点的深度，m。

选取密度测井数据较全的14口井，数据抽稀之后拟合得到深度和密度之间的关系式：

ρ=0.000 31H+1.64

(2)

式中：H为地层埋深，m;ρ为地层密度，g/cm3。

对不同的构造带分别拟合正常压实曲线后，结合公式(2)得到如下地层压力预测公式：

陡坡带：

pB=ρBgHB-ρAg(-2 978.4lnΔt+19 570)+

ρwg(-2 978.4lnΔt+19 570)

(3)

深洼带：

pB=ρBgHB-ρAg(-3 056.2lnΔt+20 130)+

ρwg(-3 056.2lnΔt+20 130)

(4)

断阶带：

pB=ρBgHB-ρAg(-3 618lnΔt+23 346)+

ρwg(-3 618lnΔt+23 346)

(5)

缓坡带：

pB=ρBgHB-ρAg(-2 466.3lnΔt+16 516)+

ρwg(-2 466.3lnΔt+16 516)

(6)

2) Eaton(伊顿)法

Eaton法可以充分考虑流体膨胀引起的超压，其分析原理主要从正常压实出发，计算泥岩地层在实际测井数据偏离正常压实趋势线时地层孔隙压力的大小，其计算公式如下[11]:

p=ps-(ps-pn)(Δtnorm/Δt)c=

ρmgH-(ρmgH-ρwgH)(Δtnorm/Δt)c

(7)

式中：p，ps，pn分别为某点孔隙流体压力、上覆岩层压力、静水压力，MPa；Δt，Δtnorm分别为该点实测、正常声波时差，μs/ft；c为伊顿指数。

伊顿指数c与地层埋深、声波时差具有较好的相关性，不同地区优选出的伊顿系数不同[11-12]，前人研究结果表明，渤南洼陷伊顿指数选取2.6时压力预测结果最为准确[13]。

将公式(3)—(6)代入公式(7)得到各构造带的伊顿法预测地层压力公式：

陡坡带：

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

(8)

深洼带：

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

(9)

断阶带：

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

缓坡带：

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

利用平衡深度法和伊顿法对渤南洼陷沙三段进行了压力预测，并对两种方法的预测结果误差进行了对比(表1)。研究表明，在欠压实作用增压为主的缓坡带和陡坡带，等效深度法得到的预测压力更接近于实测地层压力；对于生烃增压为主的断阶带和深洼带，伊顿法(c=2.6)的误差则更小。基于此，本次研究针对构造区带差异分别采用两种方法，对渤南洼陷83口井的沙三段地层压力进行了预测。

表1 等效深度法和伊顿法预测地层压力与实测地层压力对比Table 1 Comparison between measured and predicted formation pressure by the equivalent depth method and Eaton method

2.1.2 剩余压力分布特征

根据预测的地层压力计算了各井点沙三段的剩余压力，并分别绘制了沙三中、上亚段剩余压力等值线图(图2)。研究区沙三上亚段剩余压力高值区分布于深洼带中心，剩余压力超过22 MPa；其次是断阶带，剩余压力为8～18 MPa；缓坡带和北部陡坡带的剩余压力值在0～12 MPa，整体偏小(图2a)。沙三中亚段的剩余压力变化趋势与沙三上亚段相似，但整体上明显高于沙三上亚段。沙三中亚段剩余压力最高值分布在深洼带的渤深8井区，剩余压力高达28.7 MPa；断阶带剩余压力为12～26 MPa；陡坡带和缓坡带剩余压力为0～18 MPa(图2b)。

2.2 剩余压力梯度特征

2.2.1 剩余压力梯度计算

剩余压力梯度即某一方向在单位距离内剩余压力的变化情况。在目的层系剩余压力等值线图的基础上，以超压中心为起点剩余压力零线为终点计算剩余压力梯度，也可以考虑非均匀变化区间的分段取值计算[13]，其计算公式为：

Gp=Δp/L

(12)

式中：Gp为剩余压力梯度，MPa/km；Δp为剩余压力变化值，MPa；L为取值点之间的距离，km。

由于在一定范围内剩余压力梯度的数值相等，因此，各构造带平均剩余压力梯度的计算参考了面积因素，公式如下：

G平均=(G1S1+G2S2+G3S3+……+GnSn)/S总

(13)

式中：G平均为平均剩余压力梯度，MPa/km；Gn为某区块的剩余压力梯度，MPa/km；Sn为对应Gn区块的面积，km2；S总为构造带总面积，km2。

2.2.2 剩余压力梯度分布特征

计算结果表明，研究区沙三上亚段和沙三中亚段的剩余压力梯度分布特征具有相似性，但是沙三上亚段剩余压力梯度普遍小于沙三中亚段(图3)；而同一层系，表现为深洼带剩余压力梯度最高，其次为邻近生烃中心的陡坡带和断阶带，缓坡带剩余压力梯度最小(图4)。

研究区深洼带作为生烃中心，发育强超压(压力系数>1.5)[9,14-15]，剩余压力梯度可以高达10 MPa/km以上，且剩余压力梯度高于6 MPa/km的分布区约占20%，表明该区油气运移动力较强。断阶带靠近生烃区，发育的大量断层增强了储层的垂向连通性，因此剩余压力梯度较小且分布相对均匀。受渤深4断层的垂向沟通的泄压作用，由深洼带向断阶带东部延伸的部分，剩余压力梯度较小(图3)。缓坡带远离超压中心区，超压传递能量衰减较大，渐渐变为常压分布，具有较低的剩余压力梯度，最大的剩余压力梯度不超过6 MPa/km，且剩余压力梯度在0～4 MPa/km的区域占总面积的85%以上。

图2 渤南地区沙三上亚段和沙三中亚段剩余压力等值线Fig.2 Excess pressure contour map of the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亚段；b.沙三中亚段

图3 渤南洼陷沙三上亚段和沙三中亚段剩余压力梯度分布Fig.3 Distribution of excess pressure gradients for the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亚段；b沙三中亚段

图4 渤南洼陷各构造带沙三上亚段及沙三中亚段剩余压力梯度面积分布直方图Fig.4 Histogram showing the distribution of excess pressure gradients on each structural belt in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.陡坡带；b深洼带；c.断阶带；d.缓坡带

3 剩余压力梯度与油气分布关系

3.1 录井含油性综合指数计算与分布

前人研究提出可以利用录井资料对目的层位的含油性进行赋值作为含油综合指数(表2)，用于反映油气的聚集能力[16]。基于这一思路，在渤南洼陷不同构造带优选井位，计算各井在沙三上亚段和沙三中亚段的录井含油综合指数，具体计算公式为：

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

(14)

式中：O为一口井在某层段的录井含油综合指数，无量纲；a，b，c，d，e，f分别为对应含油性的权重，m-1；l为含油层段的长度，m。

表2 录井含油综合指数计算标准[16]Table 2 Standard table for calculating composite logging indexes of oil content[16]

计算结果分析表明，沙三中亚段的含油性与沙三上亚段具有相似性，不同之处在于沙三中亚段含油性范围较大，且含油丰富程度高于沙三上亚段(图5)。同一层系、不同构造带的油气分布存在较大差异。整体上，断阶带的平均录井含油综合指数明显高于其他构造带，并且中部含油性较好，向南延伸到缓坡带；陡坡带和深洼带整体录井含油性较差，仅在义25井区和渤深3井区靠近断层的位置录井含油气性相对较好。

3.2 含油性与剩余压力梯度的关系

渤南洼陷沙三段剩余压力梯度与录井含油综合指数存在较好的对应关系，但是不同构造带具有一定的差异性。研究区的陡坡带、深洼带和断阶带沙三段录井含油综合指数均具有随剩余压力梯度的增加而减小的变化趋势，油气主要聚集在剩余压力梯度较小的储层内；而远离生烃中心的缓坡带，录井含油综合指数与剩余压力梯度的匹配关系较差(图6)。沙三上和沙三中亚段在相同构造带上表现出较为一致的变化趋势，但在剩余压力梯度和油气富集程度上存在差异。

4 剩余压力梯度与油气运聚关系

渤南洼陷剩余压力梯度与录井含油指数分布关系分析表明，研究区不同地区油气运移动力条件与聚集能力存在较大差异。理论上，剩余压力梯度的变化反映了能量场的差异，高剩余压力梯度地区表示流体运移驱动能量的消耗较高，可驱动油气进行运移的能量较大。而低剩余压力梯度表明两种情况，一种是剩余压力驱动能量的减小，动力可能存在不足；二是流体流动阻力较小，剩余压力变化幅度较低。一般情况下，随着油气运移距离的逐渐增加，剩余压力逐渐减小，当动能不足以克服油气运移阻力时，油气便停止运移发生聚集。

4.1 深洼带

渤南洼陷的深洼带拥有最大的剩余压力，且靠近断层处剩余压力梯度普遍较高(图4)，在断层的输导和高剩余压力的驱动作用下形成了沿断层运移的高速通道，并在低剩余压力梯度的位置聚集成藏(图5，图7)。深洼带沙三段岩性以泥岩为主，沿砂体的侧向输导难度较大，在超压中心附近，断层与剩余压力梯度存在较好的相关性，靠近超压中心断层较发育的区域，剩余压力衰减较快，剩余压力梯度越大，油藏位于上部剩余压力梯度较小的位置，如渤深4断层。深洼带北部发育有凸面的活动断层——孤西1号断层，生烃作用产生的高剩余压力加上断层的沟通使油气能够在垂向上迅速向北部运移，凸面的发散作用让油气在更北部的陡坡带聚集[17]。

图5 渤南洼陷沙三上亚段和沙三中亚段录井含油综合指数平面分布Fig.5 Plane distribution of composite logging indexes of oil content in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga.沙三上亚段；b.沙三中亚段

图6 渤南洼陷沙三上亚段及沙三中亚段剩余压力梯度与录井含油综合指数关系Fig.6 Relationship between excess pressure gradient and composite logging indexes of oil content in the Es3U and Es3M in the Bonan Saga1.沙三上陡坡带；a2.沙三上深洼带；a3.沙三上断阶带；a4.沙三上缓坡带；b1.沙三中陡坡带；b2.沙三中深洼带；b3.沙三中断阶带；b4.沙三中缓坡带

4.2 断阶带

断阶带储层和断层均发育，大量发育的断层使得该区储层之间的连通性变好，地层的非均质性较弱，压力的衰减相对减慢，剩余压力梯度较低，流体可以在连通砂体中进行相对匀速的运移，并在合适的圈闭中聚集。断阶带夹在深洼带渤深5超压中心、深洼带义83超压中心和断阶带义71超压中心之间(图2)，3个超压中心产生的剩余压力都会驱动油气向断层较发育的断阶带运移并聚集成藏，因此该处的录井含油气性较好。另外，油气在运移时会先沿着断阶带中部阻力较小的断层进行运移，导致东部油气聚集相对较少。

图7 渤南洼陷不同剩余压力梯度系统油气成藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of various excess pressure gradient systems in the Bonan Sag

4.3 陡坡带

陡坡带邻近深洼带，油源对比表明，陡坡带东部的油气主要来自深洼带，是通过孤西1号断层的深层发散运移之后聚集成藏的[18-19]。深洼带较高的剩余压力梯度推动油气沿着断层向上部的陡坡带储层进行远距离运移，随着运移距离增加运移动力逐渐减小，相对应的剩余压力梯度也变小。受断层的沟通作用，在剩余压力梯度较低的义25井附近录井含油性较好，形成了超压油气藏。

4.4 缓坡带

缓坡带远离超压中心，剩余压力较小，单靠剩余压力无法突破地层阻力进行油气运移，油气主要沿断层及其联通砂体，在剩余压力和浮力的共同作用下进行运移并聚集成藏。由于缓坡带北部靠近断层，较好的油气运移通道使得沙三上亚段和沙三中亚段含油气性较好[20]。沙三中亚段的罗4和罗633井区出现录井含油综合指数异常高值(图5)，该高值的存在可能是断层沟通了沙三中亚段的结果。

5 结论

1) 渤南洼陷超压发育，沙三段剩余压力高值区分布于深洼带中心，其次为断阶带，缓坡带和北部陡坡带剩余压力较小；层系上具有相似性，沙三中亚段的剩余压力梯度普遍高于沙三上亚段。

2) 渤南洼陷剩余压力梯度层系上具有相似性，而同一层系，表现为深洼带剩余压力梯度最高，且剩余压力梯度高值区主要分布于断层附近；其次为邻近生烃中心的陡坡带和断阶带，缓坡带剩余压力梯度最小，以0～4 MPa/km为主。

3) 录井含油综合指数分析表明，断阶带的含油性明显高于其他构造带，并且中部含油性较好，向南延伸到缓坡带；陡坡带和深洼带整体录井含油性较差，仅在义25井区和渤深3井区靠近断层的位置录井含油气性相对较好。

4) 研究区剩余压力梯度与油气分布匹配性较好，陡坡带、深洼带和断阶带沙三段录井含油综合指数均随剩余压力梯度的增加而减小，油气主要聚集在剩余压力梯度较小的位置；而远离生烃中心的缓坡带，录井含油综合指数与剩余压力梯度的匹配关系较差。