王子嵩, 刘 震*, 王振峰, 孙志鹏, 王 兵, 刘 鹏,陈宇航, 曹 尚

1)中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249;2)中海油(中国)有限公司湛江分公司, 广东湛江 524057

琼东南盆地深水区中央坳陷带异常压力分布特征

王子嵩1), 刘 震1)*, 王振峰2), 孙志鹏2), 王 兵1), 刘 鹏1),陈宇航1), 曹 尚1)

1)中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249;2)中海油(中国)有限公司湛江分公司, 广东湛江 524057

异常地层压力是现今琼东南盆地深水区油气勘探面临的一个重要地质问题。运用最新构建的基于孔隙性岩石静力平衡方程的地层压力预测模型, 确定了中央坳陷带异常地层压力分布特征, 并分析了不同凹陷超压发育特征存在差异的原因。研究表明: (1)中央坳陷带单井压力剖面存在常压型、单段超压型、超压囊型和旋回超压型4种类型; (2)超压顶界面埋深从陆架向深海、从西向东逐渐增大; (3)纵向上, 从浅水区到深水区、由西向东超压跨越层位逐渐增多, 从浅层到深层超压强度逐渐增大, 但乐东、宝岛和北礁凹陷具有“双层式”超压结构; 平面上, 以乐东、陵水、松南和宝岛4个凹陷为强超压中心, 超压强度向南北两侧(低)凸起逐渐降低。总体上中央坳陷带超压分布具有一定规律性, 但是不同凹陷间超压分布特征又具有差异性。这种差异主要受到晚期快速沉降速率、泥岩发育特征、烃源岩成熟度和断裂发育特征等因素的影响。关键词: 差异性; 分布特征; 异常地层压力; 中央坳陷带; 深水区; 琼东南盆地

地层压力直接影响沉积盆地油气生成、运移和聚集, 在油气勘探、开发及资源评价中的意义日益受到重视(郭志峰等, 2011)。地层压力是影响流体势的重要因素, 而流体势分布又是判断油气运移方向和聚集区域的直接证据。一般情况下, 超压作为油气运移的重要动力之一, 能够促进油气的运移, 而储层中早期形成的高压也能够阻止后期生成油气的充注, 同时盆地内超压体系的上部或下部的压力过渡带可以成为油气聚集的良好场所。近年来发现,地层压力预测对保护储层尤其是天然气储层也具有特别重要的意义(郝芳等, 2004; 徐兆辉等, 2011)。由此可见, 沉积盆地超压体系与油气藏的关系密不可分, 超压体系油气藏是未来油气勘探的重要方向之一(苏龙等, 2012)。

我国南海北部陆坡深水区油气资源前景广阔,勘探潜力巨大, 具备形成大中型油气田的基本地质条件(何家雄等, 2008; 李祥辉等, 2009; 雷超等,2011), 因此加快该区勘探势在必行。琼东南深水区位于南海北部陆坡深水区西部, “高温高压”是本区一个重要地质特征(杨计海, 1999; 朱光辉等,2000; 王敏芳, 2003; 李绪深等, 2005; 祝建军等,2011), 而强超压是油气勘探过程中面临的一个重要问题, 弄清超压分布特征及其成藏意义至关重要。琼东南盆地内超压对油气成藏的积极作用体现在: 超压保存深部储层部分孔隙度, 提高了储层物性(肖军等, 2007); 超压盖层更利于封盖油气(如YC13-1大气田梅山组超压泥岩盖层); “低压脊”利于超压区内油气的运聚(胡忠良等, 2005); 超压流体上窜形成气烟囱(王秀娟等, 2008), 成为油气垂向运聚的良好通道; 高温高压为凝析气藏形成创造了条件(L13-C凝析气藏)。超压对油气成藏的消极作用体现在: 早期形成的储层超压阻碍后期油气的充注(胡忠良等, 2005); 强烈的储层超压有可能导致上覆盖层压裂, 致使油气散失(王敏芳, 2002; 胡忠良等, 2005)。琼东南盆地已钻遇高压储层大多以失败告终, 因此必须对高压背景下油气成藏机理给予足够的重视。

前人研究成果(刘福宁等, 1994; 杨计海, 1999;朱光辉等, 2000; 李纯泉等, 2002; 王敏芳, 2003; 李绪深等, 2005; 肖军等, 2007; 祝建军等, 2011; 苏龙等, 2012)主要集中在盆地西部或仅限于浅水区, 少数在深水区的研究主要针对超压形成机制, 对超压分布特征研究较为笼统, 尤其是对不同凹陷间超压具体分布特征及超压与油气成藏关系缺乏深入研究和总结。本文基于深水区最新勘探进展和研究成果,着重预测分析了深水区中央坳陷带地层压力分布,并探讨了不同凹陷超压分布具有差异性的原因以及超压对油气成藏的影响, 以期为琼东南深水区高压背景下油气勘探提供理论指导和帮助。

琼东南盆地位于海南省与西沙群岛之间海域,总体呈北东展布, 是一个位于南海北部大陆架上的新生代典型被动陆缘盆地, 其西以 1号走滑断裂带与莺歌海盆地分开, 东北以神狐隆起与珠江口盆地相隔。依基地断裂和古近纪地层展布, 盆地可划分为北部坳陷带、中部隆起带、中央坳陷带、南部隆起带和南部坳陷带 5个一级构造单元, 组成“三坳夹两隆”的构造格局(许怀智等, 2012)(图 1)。琼东南深水区(水深＞500 m)包括中央坳陷带、南部坳陷带和南部隆起带, 其中, 中央坳陷带又可以分为乐东凹陷、陵水凹陷、松南凹陷、宝岛凹陷、长昌凹陷和北礁凹陷共6个凹陷以及陵南低凸起和松南低凸起2个低凸起。

盆地经历了古近纪裂陷期、早—中新世热沉降期和晚中新世以来的新构造期3大构造演化阶段。在裂陷阶段, 盆地依次沉积了始新统陆相岭头组、下渐新统海陆过渡相崖城组、上渐新统滨-浅海相陵水组; 进入新近纪坳陷阶段, 盆地接受了从滨浅海相到深海相的连续沉积, 海水深度逐渐加深, 沉积地层包括下中新统三亚组、中中新统梅山组、上中新统黄流组、上新统莺歌海组。

1 基于静力平衡的地层压力计算模型

目前, 多数地层压力计算模型都是基于有效应力理论构建, 本次研究从孔隙性岩石静力平衡方程出发, 建立静力平衡地层压力计算模型, 以减少模型变量, 提高预测精度。

1.1 孔隙性岩石静力平衡方程

当岩石处于受力平衡状态时, 孔隙性流体压力可以表示为:

其中: POV为测压点上覆总负荷应力, MPa; σ为有效应力, MPa; Pf为孔隙流体压力, MPa。

图1 琼东南盆地构造单元划分图Fig. 1 Tectonic division of the Qiongdongnan Basin

1.2 深水区地层压力计算模型构建

(1)上覆负荷求取

地层上覆负荷可以表示为密度函数对深度的积分, 在琼东南盆地深水区可以表示为:

其中, h为海底以下埋深, m; h0为计算点在海底以下的深度, m; g为重力加速度, N/Kg; ρw为海水密度, 1.05 g/cm3; H0为计算点上覆海水深度, m。

(2)有效应力求取

有效应力求取是建立静力平衡地层压力计算模型的关键, 需要寻找有效应力与地球物理参数之间的计算模型。

利用修正和改进的Athy模型(Smith, 1971), 孔隙度和有效应力存在以下关系:

其中, φ0为地表孔隙度, 深水区对应海底孔隙度; k为地区经验常数; σ为有效应力。该式可以改写为有效应力表达式:

深水区钻测井资料缺乏, 地震资料相对较多,因此地层速度就成为在地层压力预测时的一个很好的地球物理参数, 须想办法建立有效应力与地层速度的关系。

利用时间平均方程得到深水区地层孔隙度计算公式:

其中, φ为地层孔隙度, △t、△tf和△tm分别为饱含流体的地层、孔隙流体和岩石骨架的声波时差,单位µs/m。深水区孔隙流体声波时差629 µs/m, 泥岩骨架声波时差 182 µs/m, 砂岩骨架声波时差 164µs/m。在实际应用过程中, 考虑到岩石胶结或压实程度, 需要对时间平均方程加入经验型校正因子CP。

将式(5)代入式(4)可得:

上式中, k、△tf、△tm、φ0和CP都是地区经验性常数, 令:

然后拟合深水区有效应力计算模型。由于缺乏实测有效应力数据, 可以在实测地层压力数据基础上, 通过式(1)得到有效应力, 然后拟合有效应力与对应声波时差的关系, 最终得到深水区泥岩有效应力计算模型:

其中, △t为计算泥岩点声波时差, 单位µs/m。可以看出, 有效应力仅为声波时差的函数, 这样减少了变量, 有助于提高预测精度。另外, 在进行压力预测时, 利用附近单井实测压力计算出的有效应力对上式算出的有效应力进行校正, 可以进一步提高预测结果的准确性。

(3)静力平衡地层压力计算模型建立

结合式(1)、(2)和(9)便可以得到深水区地层压力计算模型:

其中, λ为具体的有效应力校正系数。由此, 在已知某泥岩点深度、上覆海水深度和地层速度的情况下, 就可以求出该点地层压力。最后利用实测压力值对预测压力值进行系统校正以得到更为准确的预测结果。

1.3 地震绝对速度合成

地震绝对速度包含低频速度分量和中频速度(相对速度)分量。通过地震速度谱资料建立低频速度模型, 然后利用有色反演方法从地震资料中提取相对速度, 最后将这两个速度分量叠加可以合成高质量的地震绝对速度(郭志峰等, 2012)。

将合成的地震绝对速度代入式(10), 即可以求出该点的地层压力。

1.4 应用效果

选取中央坳陷带内部 10口探井(图 1), 利用声波时差数据预测了地层压力(图2)。由预测结果可以看出, 预测值与实测值吻合较好, 说明该方法在深水区可行性较高。

图2 中央坳陷带单井地层压力剖面Fig. 2 Formation pressure profiles of wells in central depression belt

2 异常压力分布特征

2.1 单井压力特征

根据浅水区单井压力剖面类型(李纯泉等, 2002;苏龙等, 2012), 中央坳陷带单井地层压力剖面分为四种类型: 常压型(W10井)、单段超压型(W2、W3、W4、W5和 W7井)、超压囊型(W6和 W9井)和旋回超压型(W1和W8井)(图2)。

2.2 二维剖面压力特征

在深水区中央坳陷带内部选取两条典型二维地震剖面进行地层压力预测, 从剖面上揭示中央坳陷带超压分布特征(图3)。总体上, 超压强度表现为从浅层到深层逐渐增大, 超压跨越层位从浅层到深层、从西向东逐渐减少。

沿压力系数剖面 A, 从西向东超压顶界埋深逐渐增大、所处层位逐渐变老, 由乐东凹陷乐东组底部逐渐过渡到北礁凹陷三亚组内部, 最后在长昌凹陷切割陵水组和崖城组。在超压发育强度和规模上,从西向东同样逐渐降低和减小。乐东—陵水凹陷为统一的强超压中心, 该中心规模大、强度高(2.0以上), 主要分布在黄流组及其以下地层中, 且向西逐渐增大增强过渡到莺歌海盆地强超压区, 向东或东南超压强度逐渐降低, 同时该强超压中心又具有陵水组和始新统两个相对高值区。陵南低凸起处于强超压区中心边缘, 超压强度明显降低, 压力系数约为1.3～1.5, 且相对高值区主要分布在三亚组—陵水组。北礁凹陷超压强度和范围明显减小, 总体上超压分布表现为“双层式”, 浅层超压对应三亚组—陵水组, 深层超压对应崖城组—始新统。长昌凹陷超压仅小范围分布在凹陷最深处, 压力系数分布在1.2～1.4之间。

图3 中央坳陷带压力系数剖面分布特征Fig. 3 Vertical distribution characteristics of pressure coefficients in central depression belt

在压力系数剖面B中, 松南凹陷陆架部分超压开始于莺歌海组顶部, 向深海过渡超压顶界面发育层位快速变老变深, 到宝岛凹陷超压顶界面稳定在三亚组。从超压发育强度和规模上看, 该剖面以松南凹陷为强超压中心, 向两侧逐渐减弱。松南凹陷压力系数高达 2.0, 强超压区分布在三亚组及其以下层位, W7井实测压力数据证明了该强超压的存在。从松南凹陷向宝岛凹陷过渡的陆坡区, 相同层位的压力系数快速降低, 进入宝岛凹陷中部, 形成一个小规模的超压高值区, 对应三亚组底部—陵水组顶部, 压力系数高达1.7。

需要指出, 大陆坡折处浅层出现压力系数上拱的异常现象, 而深层地层压力和压力系数相对正常。浅层异常的原因是该处地震速度谱低速异常,导致反演出的地层绝对速度低速异常, 从而使得预测压力系数相对较高。琼东南盆地大陆坡折处沉积物具明显垮塌现象, 导致地层相对疏松, 地层速度明显低于周围地层, 这可能是导致压力系数上拱的原因。另外, 地震资料的前期处理不当也可能导致地层速度偏低。

2.3 压力平面特征

基于多条压力预测剖面, 确定了中央坳陷带超压顶界面埋深分布特征(图 4)以及三亚组一段和陵水组三段2套最重要储集层压力系数的平面分布特征(图 5)。

总体上, 超压顶界面从陆架向深海、从西向东埋藏深度逐渐增加, 但具体到不同凹陷, 埋深存在差异。超压顶界面埋深最浅处位于乐东凹陷与莺歌海盆地接壤处, 深度小于1800 m, 最深处位于长昌凹陷内部。在乐东、陵水、松南凹陷, 超压顶界埋深较浅, 等值线形成明显的低值区, 在南部陵南低凸起和北礁凹陷, 顶界埋深差别较小, 等值线较为稀疏, 而从松南凹陷向长昌凹陷, 埋深迅速加深,等值线较为密集。

据压力系数等值线分布特征可以看出, 以乐东、陵水、松南和宝岛凹陷为强超压中心, 超压强度向南北两侧凸起或低凸起逐渐降低, 但不同层段的超压强度和规模存在差异。

图4 中央坳陷带超压顶界面埋藏深度分布特征(构造名称见图1)Fig. 4 Top depth distribution characteristics of overpressure in central depression belt(for tectonic units, see Fig.1)

中央坳陷带三亚组一段超压主要分布在乐东、陵水、松南、宝岛 4个凹陷, 超压强度和规模从西向东依次降低, 4个凹陷分别具有单独的强超压中心。以这四个凹陷为超压中心, 由凹陷向两侧(低)凸起压力系数以不同速率逐渐降低。在坳陷带北部,陵水、松南和宝岛凹陷由于 2号断裂长期发育, 造成断裂上下盘同层位压力系数差别较大, 尤其是松南宝岛凹陷, 可见到凹陷内部发育强超压, 而松涛凸起为常压。在坳陷带南部, 低凸起与凹陷之间并没有发育大型断裂, 地势变化相对缓慢, 因此压力系数降低较慢, 直到陵南低凸起和松南低凸起仍然发育弱幅超压。

相对三亚组一段, 陵水组三段超压强度和规模明显增大, 乐东—陵水凹陷压力系数高达 2.2以上, 松南凹陷压力系数也达到 2.0, 而宝岛凹陷超压强度增加不明显, 但超压平面范围明显增大。该层段与三亚组一段最明显的不同是长昌凹陷也在中心部位发育压力系数为1.3左右的弱幅超压。由于该层段压力系数较高, 所以坳陷带边缘的压力梯度明显大于三亚组一段。同时, 低凸起上发育很多明显的“低压脊”(压力系数等值线伸向高值区的突起), 为凹陷内部生成油气向两侧低凸起运移提供了良好的动力条件。

图5 中央坳陷带压力系数平面分布特征Fig. 5 Planar distribution characteristics of pressure coefficients in central depression belt

3 超压分布差异的原因

琼东南盆地超压系统可以划分为上、下两个超压系统(朱光辉等, 2000), 两个系统现今发育超压的形成时间一致, 均在中中新世(梅山组)以后(朱光辉等, 2000; 郝芳等, 2006)。新构造期(10.5 Ma)以来的快速沉降导致的欠压实作用是盆地超压形成的主要机制(苏龙等, 2012)。快速沉降造成了后期巨厚泥岩的发育, 这使超压具有了良好的保存条件, 同时快速沉降也加速了深部烃源岩成熟, 一定程度上加剧了超压发育。另外, 中央坳陷带内各凹陷断裂发育特征差异明显, 这也是造成超压强度不同的一个原因。

不同区域晚期沉降速率不同, 产生的欠压实程度不同。乐东、陵水、松南3个凹陷晚期由于物源充足, 沉积了巨厚的地层(图6a), 凹陷内部构造、沉积沉降速率均较高, 如处于陆架部分的 W2井和W7井黄流组沉积以来的沉积沉降速率和构造沉降速率高于处于陆坡以下W6井和W10井(图6b), 由此在古近系和新近系产生的欠压实程度也较大, 超压发育强烈, 而长昌凹陷及其相邻的宝岛凹陷东部晚期地层薄, 沉降速率小, 则欠压实程度相对较低,超压强度较弱, 甚至新近系基本上不发育超压。同时, 晚期巨厚地层内部同样发育欠压实, 使超压顶界面埋深相对较浅, 这在中央坳陷带陆架部分体现得尤为明显(图3)。从保存角度考虑, 泥岩厚度越大,越有利于超压的保存。中央坳陷带内部6口单井晚期泥岩发育程度均较高, 各层泥岩百分含量基本超过60%, 但处于陆架部分的W2和W7井晚期泥岩总厚度高于其他四口井(图 6d), 说明乐东、陵水、松南三个凹陷超压保存条件好, 而陆坡以下区域保存条件欠佳。另外, 泥岩越发育也越容易产生欠压实。

图6 中央坳陷带不同凹陷超压差异原因分析图Fig. 6 Analysis of differences of overpressures in different sags of central depression belt

晚期渐新统烃源岩成熟加快, 截至现今, 乐东—陵水凹陷绝大部分和松南—宝岛凹陷深洼部分进入过成熟阶段(Ro＞2.1%)(图 6c), 该阶段主要为石油和重质气态烃发生裂解生成甲烷, 而长昌凹陷和北礁凹陷现今成熟度仅达到中高成熟, 主要处于干酪根降解生油或裂解生气阶段。原油裂解成气的生气量远远大于干酪根降解生油气(赵文智等, 2005),在欠压实阶段, 烃类排出较为困难, 因此推测前四个凹陷生烃作用对超压的加剧作用明显超过后两个凹陷。另外, 乐东—陵水凹陷过成熟范围也远远超过松南—宝岛凹陷, 导致前者生烃增压的作用范围远超后者, 这可能也是前者强超压中心规模大于后者的原因之一。

断裂可以成为超压良好的泄露通道。由图 6a可以看出, 乐东、陵水和松南凹陷以及宝岛凹陷西部断裂不甚发育, 贯穿古近系和新近系的断裂较少,而宝岛凹陷东部以及长昌凹陷发育多条贯穿多个层位的断层, 它们穿过重大不整合面 T60, 成为下部超压向上泄压的良好通道。从宝岛凹陷中部向长昌凹陷陵三段压力系数逐渐降低可以印证这一点。另外, 北礁凹陷内部断裂同样发育, 情况可能与长昌凹陷相似。需要指明一个现象, 即: 乐东—陵水凹陷内部断裂不发育, 超压强度大, 超压规模大, 且与莺歌海盆地超压系统连片, 而长昌凹陷及周围区域内部断裂发育, 超压强度小, 超压规模也小, 这与珠江口盆地深水区相似, 由此琼东南盆地中央坳陷带似乎处于一个“过渡带”上, 把莺歌海盆地的大规模高超压逐渐过渡到珠江口盆地的小范围低超压。莺歌海盆地内部断裂不发育, 而珠江口盆地深水区断裂十分发育, 中央坳陷带从西向东断裂逐渐由不发育转为较为发育, 三个地区断裂的这种发育特征可能是造成超压发育特征的原因之一。

综上所述, 晚期较快的沉降速率以及不同的泥岩厚度、烃源岩成熟度和断裂发育特征共同影响了超压的发育, 造成了不同凹陷超压特征的不同。

4 结论

(1)基于孔隙性岩石静力平衡方程的地层压力钻前预测方法适用于琼东南盆地深水区。

(2)中央坳陷带单井地层压力剖面分为超压型、单段超压型、超压囊型和旋回超压型 4种类型; 中央坳陷带超压顶界面从陆架向深海、从西向东逐渐加深, 乐东、陵水和松南凹陷超压顶界面埋深明显较浅, 长昌凹陷超压顶界面埋深最大; 纵向上, 由浅水区向深水区、由西向东超压跨越层位逐渐增多,乐东、陵水、松南和宝岛凹陷超压纵向跨越层位多,同时从浅层到深层, 超压强度整体逐渐增大, 但乐东、宝岛和北礁凹陷发育“双层式”超压; 平面上,以乐东、陵水、松南和宝岛凹陷为强超压中心, 超压强度向南北两侧凸起或低凸起逐渐降低, 其中,乐东—陵水凹陷为统一的强超压中心, 超压强度和规模最大, 其次为松南—宝岛凹陷超压强度, 而最小为北礁和长昌凹陷。

(3)中央坳陷带各凹陷超压发育特征存在差异,造成这种差异的原因主要有 4方面: ①晚期不同的沉降速率导致的欠压实程度不同, 超压强度、规模不同; ②晚期泥岩发育程度不同, 超压保存条件不同; ③晚期渐新统烃源岩成熟度不同, 对超压的加剧程度不同; ④断裂发育程度不同, 泄压程度不同。

郭志峰, 刘震, 吕睿, 刘国昌, 张功成, 沈怀磊. 2012. 南海北部深水区白云凹陷钻前地层压力地震预测方法[J]. 石油地球物理勘探, 47(1): 126-132.

郭志峰, 刘震, 王伟, 张功成, 沈怀磊. 2011. 南海北部深水区白云凹陷地温-地压系统特征及其石油地质意义[J]. 地球科学——中国地质大学学报, 36(5): 1-6.

郝芳, 金之钧. 2004. 超压盆地生烃作用动力学与油气成藏机理[M]. 北京: 科学出版社.

郝芳, 邹华耀, 方勇, 胡建武. 2006. 超压环境有机质热演化和生烃作用机理[J]. 石油学报, 27(5): 9-18.

何家雄, 陈胜红, 马文宏, 栾锡武, 徐瑞松. 2008. 南海北部大陆边缘盆地深水油气成藏条件早期预测与评价[J]. 天然气地球科学, 19(6): 780-789.

胡忠良, 肖闲明, 黄保家. 2005. 储层包裹体古压力的求取及其与成藏关系研究——琼东南崖21-1构造实例剖析[J]. 天然气工业, 25(6): 28-31.

黄保家, 李绪深, 王振峰, 李里, 黄义文. 2012. 琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征与天然气潜力[J]. 中国海上油气,24(4): 1-7.

雷超, 任建业, 李绪深, 童传新, 尹新义, 闽慧. 2011. 琼东南盆地深水区结构构造特征与油气勘探潜力[J]. 石油勘探与开发, 38(5): 560-569.

李纯泉, 陈红汉, 张树林. 2002. 琼东南盆地压力场及其演化特征[J]. 新疆石油地质, 23(5): 389-3911.

李祥辉, 王成善, 金玮, 冉波. 2009. 深海沉积理论发展及其在油气勘探中的意义[J]. 沉积学报, 27(1): 77-86.

李绪深, 欧本田, 李强, 高阳东, 李立宝. 2005. 莺-琼盆地三维压力场和油气运移[J]. 地质科技情报, 24(3): 70-74.

刘福宁, 杨计海, 温伟明. 1994. 琼东南盆地地压场与油气运移[J]. 中国海上油气(地质), 8(6): 363-376.

苏龙, 郑建京, 王琪, 沈怀磊, 陈国俊. 2012. 琼东南盆地超压研究进展及形成机制[J]. 天然气地球科学, 23(4): 662-672.

王敏芳. 2002. 琼东南盆地崖南凹陷崖13-1构造与崖21-1构造成藏条件的比较[J]. 地球学报, 23(6): 559-562.

王敏芳. 2003. 琼东南盆地超压特征及超压体与油气分布的关系[J]. 海洋石油, 23(1): 15-22.

王秀娟, 吴时国, 董冬冬, 龚跃华, 柴超. 2008. 琼东南盆地气烟囱构造特点及其与天然气水合物的关系[J]. 海洋地质与第四纪地质, 28(3): 103-108.

肖军, 王华, 朱光辉, 李绪深, 易平. 2007. 琼东南盆地异常地层压力与深部储集层物性[J]. 石油天然气学报(江汉石油学院院报), 29(1): 7-10.

徐兆辉, 刘震, 李永新, 卞从胜, 王露, 夏鲁. 2011. 地层压力早期预测方法在泰国湾盆地的应用[J]. 大庆石油地质与开发,30(1): 47-53.

许怀智, 蔡东升, 孙志鹏, 黄安敏, 陈嵘, 李春雷, 何丽娟. 2012.琼东南盆地中央峡谷沉积充填特征及油气地质意义[J]. 地质学报, 86(4): 641-650.

杨计海. 1999. 莺—琼盆地温压场与天然气运聚关系[J]. 天然气工业, 19(1): 39-43.

赵文智, 王兆云, 张水昌, 王红军, 赵长毅, 胡国文. 2005. 有机质“接力生气”模式的提出及其在勘探中的意义[J]. 石油勘探与开发, 32(2): 1-7.

朱光辉, 陈刚, 刁应护. 2000. 琼东南盆地温压场特征及其与油气运聚的关系[J]. 中国海上油气(地质), 14(1): 29-36.

祝建军, 张晓宝, 张功成, 刘方, 张明峰, 陈国俊, 夏燕青. 2011.琼东南盆地异常压力分布与形成机理探讨[J]. 天然气地球科学, 22(2): 324-330.

GUO Zhi-feng, LIU Zhen, LÜ Rui, LIU Guo-chang, ZHANG Gong-cheng, SHEN Huai-lei. 2012. Predrill Prediction of formation pressure using seismic data in deep-water area of Baiyun Depression, northern South China Sea[J]. Oil Geophysical Prospecting, 47(1): 126-132(in Chinese with English abstract).

GUO Zhi-feng, LIU Zhen, WANG Wei, ZHANG Gong-cheng,SHEN Huai-lei. 2011. Characteristics of Geotemperature-Pressrue Systems and Their Implications for Petroleum Geology at Baiyun Depression, Northern Deep-Water Area,South China Sea[J]. Earth Science——Journal of China University of Geosciences, 36(5): 1-6(in Chinese with English abstract).

HAO Fang, JIN Zhi-jun. 2004. Kinetics of Hydrocarbon Generation and Mechanisms of Petroleum Accumulation in Overpressure Basins[M]. Beijing: Science Press(in Chinese with English abstract).

HAO Fang, ZOU Hua-yao, FANG Yong, HU Jian-wu. 2006. Kinetics of organic matter maturation and hydrocarbon genaration in overpressure environment[J]. Acta Petrolei Sinica,27(5): 9-18(in Chinese with English abstract).

HE Jia-xiong, CHEN Sheng-hong, MA Wen-hong, LUAN Xi-wu,XU Rui-song. 2008. Early Forecast and Evaluation on Petroleum Accumulation Conditions in Deep Basin in Northern Continental Margin of the South China Sea[J]. Natural Gas Geoscience, 19(6): 780-789(in Chinese with English abstract).

HU Zhong-liang, XIAO Xian-ming, HUANG Bao-jia. 2005. Acquirement of Fluid Inclusion Paleopressure and Its Relation to Reservoiring——Taking YA21-1 Structure in Qiongdongnan Basin as an Example[J]. Natural Gas Industry, 25(6): 28-31(in Chinese with English abstract).

HUANG Bao-jia, LI Xu-shen, WANG Zhen-feng, LI Li, HUANG Yi-wen. 2012. Source rock geochemistry and gas potential in the deep water area, Qiongdongnan basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 24(4): 1-7(in Chinese with English abstract).

LEI Chao, REN Jian-ye, LI Xu-shen, TONG Chuan-xin, YIN Xin-yi, MIN Hui. 2011. Structural characteristics and petroleum exploration potential in the deep-water area of the Qiongdongnan Basin, South China Sea[J]. Petroleum Exploration and Development, 38(5): 560-569(in Chinese with English abstract).

LI Chun-quan, CHEN Hong-han, ZHANG Shu-lin. 2002. Pressure Field and Its Evolutional Characteristics in Qiongdongnan Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 23(5): 389-391(in Chinese with English abstract).

LI Xiang-hui, WANG Cheng-shan, JIN Wei, RAN Bo. 2009. A Review on Deep-sea Sedimentation Theory: Significances to Oil-gas Exploration[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 27(1):77-86(in Chinese with English abstract).

LI Xu-shen, OU Ben-tian, LI Qiang, GAO Yang-dong, LI Li-bao.2005. 3D Geopressure Field and Hydrocarbon Migration in Yinggehai and Qiongdongnan Basins[J]. Geological Science and Technology Information, 24(3): 70-74(in Chinese with English abstract).

LIU Fu-ning, YANG Ji-hai, WEN Wei-ming. 1994. The Geopressure Field and Its Relation to Petroleum Migration in Qiongdongnan Basin[J]. China Offshore Oil and Gas(Geology), 8(6):363-376(in Chinese with English abstract).

SMITH J E. 1971. The Dynamics of Shale Compaction and Evaluation of Pore-Fluid Pressure[J]. Mathematical Geology, (3):239-263.

SU Long, ZHENG Jian-jing, WANG Qi, SHEN Huai-lei, CHEN Guo-jun. 2012. Formation Mechanism and Research Progress on Over-Pressure in the Qiongdongnan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 23(4): 662-672(in Chinese with English abstract).

WANG Min-fang. 2002. A Comparison of Petroleum Accumulation between YA13-1 Structure and YA21-1 Structure in Yunnan Depression in Qiongdongnan Basin[J]. Acta Geoscientia Sinica, 23(6): 559-562(in Chinese with English abstract).

WANG Min-fang. 2003. The Character of Overpressure and Its Relationship with the Distribution of Oil and Gas, Qiong-DongNan Basin[J]. Offshore Oil, 23(1): 15-22(in Chinese with English abstract).

WANG Xiu-juan, WU Shi-guo, DONG Dong-dong, GONG Yue-hua, CHAI Chao. 2008. Characteristics of Gas Chimney and Its Relationship to Gas Hydrate in Qiongdongnan Basin[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 28(3):103-108(in Chinese with English abstract).

XIAO Jun, WANG Hua, ZHU Guang-hui, LI Xu-shen, YI Ping.2007. Abnormal Formation Pressure and Deep Reservoir Physical Property in Qiongdongnan Basin[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 29(1): 7-10(in Chinese with English abstract).

XU huai-zhi, CAI dong-sheng, SUN zhi-peng, HUANG An-min,CHEN Rong, LI Chun-lei, HE Li-juan. 2012. Filling Characters of Central Submarine Canyon of Qiongdongnan Basin and Its Significance of Petroleum Geology[J]. Acta Geologica Sinica, 86(4): 641-650(in Chinese with English abstract).

XU Zhao-hui, LIU Zhen, LI Yong-xin, BIAN Cong-sheng, WANG Lu, XIA Lu. 2011. Application of formation Pressure Early-Prediction Method in Thailand Gulf Basin[J]. Petroleum Geology and Oil-Field Development in Daqing, 30(1):47-53(in Chinese with English abstract).

YANG Ji-hai. 1999. Influence of Geotherm-Geopressure Field on the Migration and Accumulation of Natural Gas in Ying-Qiong Basin[J]. Natural Gas Industry, 19(1): 39-43(in Chinese with English abstract).

ZHAO Wen-zhi, WANG Zhao-yun, ZHANG Yong-chang, WANG Hong-jun, ZHAO Chang-yi, HU Guo-yi. 2005. Successive generation of natural gas from organic materials and its significance in future exploration[J]. Petroleum Exploration and Development, 32(2): 1-7(in Chinese with English abstract).

ZHU Guang-hui, CHEN Gang, DIAO Ying-hu. 2000. Characteristics of Geotherm-Geopressure Field and Its Relationship with Hydrocarbon Migration and Accumulation in Qiongdongnan Basin, South China Sea[J]. China Offshore Oil and Gas(Geology), 14(1): 29-36(in Chinese with English abstract).

ZHU Jian-jun, ZHANG Xiao-bao, ZHANG Gong-cheng, LIU Fang,ZHANG Ming-feng, CHEN Guo-jun, XIA Yan-qing. 2011. A Study of Abnormal Pressure Distribution and Formation Mechanism in Qiongdongnan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 22(2): 324-330(in Chinese with English abstract).

Distribution Characteristics of Abnormal Pressure in Central Depression Belt,Deepwater Area, Qiongdongnan (Southeast Hainan) Basin

WANG Zi-song1), LIU Zhen1)*, WANG Zhen-feng2), SUN Zhi-peng2), WANG Bing1), LIU Peng1),CHEN Yu-hang1), CAO Shang1)
1)Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing102249;2)Zhanjiang Branch of CNOOC Co., Ltd., Zhanjiang, Guangdong524057

Abnormal formation pressure is currently an important phenomenon in the petroleum exploration of deepwater area in Qiongdongnan Basin. The distribution of abnormal formation pressure in the central depression belt was determined by using the new formation pressure predicting model based on the equation of balanceable stress in the pore-rock, and the factors responsible for different distributions of abnormal pressure in different sags were detected. Some conclusions have been reached: (1) The well profiles of pressure in the central depression belt could be divided into four types, i.e., normal pressure, one segment overpressure,overpressure compartment, and cycling overpressure; (2) The top of the overpressure area becomes deeper and deeper from the continental shelf to the deep sea and also from the west to the east. (3) In the longitudinal direction, from the shallow water area to the deep water area and from the west to the east, the overpressure strides more and more formations, and its intensity becomes higher and higher from the shallow part to the depth;nevertheless, Ledong sag, Baodao sag and Beijiao sag have overpressure structures of “double-layer type”. In the plane, the mighty overpressure area is distributed in Ledong-Lingshui sag and Songnan-Baodao sag, and the overpressure intensity is generally reduced from the center composes of the four sags to both the north and the south (low) uplifts. The distribution of the overpressure in the central depression belt shows regularity on the whole, but the distribution characteristics of the overpressure in different sags are different, which is caused by the terminal high subsidence rate, the characteristics of the mud, the maturity of the source rock and the features of the faults.

differences; distribution characteristics; abnormal pressure; central depression belt; deepwater area;Qiongdongnan Basin

TE122.2; TE121.2

A

10.3975/cagsb.2014.03.11

本文由“十二五”国家科技重大专项(编号: 2011ZX05025-002-05)资助。

2013-08-19; 改回日期: 2014-01-08。责任编辑: 闫立娟。

王子嵩, 男, 1986年生。博士研究生。主要从事油气成藏机理与分布规律的研究。通讯地址: 102249, 北京市昌平区府学路18号。E-mail: wangzisong1986@163.com。

*通讯作者: 刘震, 男, 1963年生。教授, 博士生导师。主要从事地震地层学及油气成藏机理方面的研究。E-mail: liuzhenjr@163.com。