刘金水

（中海石油（中国）有限公司 上海分公司，上海200030）

据Hunt统计，全球发育有高压的沉积盆地共有180个，其中160个盆地的高压体与油气的分布具有密切关系，这反映了压力场是影响油气运聚的重要因素之一［1，2］。地层压力与油气分布关系的研究已受到国内外学者的重视，并且随着近年来在北海盆地的高压层系内找到了大量的油气，探讨高压盆地油气的运聚及分布规律已成为当前研究热点［3－5］。油气勘探实践表明，高压与油气的生成、运移、聚集具有密切关系［6］。在油气生成方面，高压可以降低烃源岩的成熟度，延缓烃源岩的热演化过程［7］；对油气运移和聚集，异常高压具有建设性和破坏性双重作用；烃源岩发育的异常高压可以成为油气初次运移的良好驱动力，发育异常高压的泥岩可作为良好的盖层，有利于油气保存；而储层中发育过高的异常压力，会突破上覆岩层或断层及其他遮挡条件的封堵，导致油气的逸散。因此，对异常地层压力特征及其与油气分布关系的研究，不仅可以掌握油气运聚的规律，为研究区油气勘探指明方向，也可以为未钻井区域钻前地层压力的精确预测及安全钻井提供技术支撑。

西湖凹陷近年来的油气勘探实践表明，中深层广泛发育高压，尤其是在西部斜坡带的平湖构造带。前人做了大量研究［8］，但局限于研究时区内钻井少且分布不均衡，缺乏系统的油气地质资料，对异常压力分布特征及其与油气分布关系的认识尚待进一步深化。为此，笔者结合测井、地质、地化及测试资料，利用Bowers法恢复单井压力剖面，综合分析地层压力的分布特征，并以此为基础，探讨地层高压发育与油气分布的耦合关系，旨在为研究区下一步的油气勘探提供科学依据。

1 区域地质概况

西湖凹陷位于下扬子地区东部陆架盆地的东北部，面积约5.9×104km2，且具有“东西分带、南北分块”的特点，其地质结构总体表现为在张性背景下发育的复杂半地堑构造，凹陷自西向东划分为西部斜坡区、中央洼陷区、东部断阶区［9］（图1）。本文的研究区是位于西部斜坡带中部的平湖构造带。新生界最大沉积厚度超过10km，自下而上分别为古新统、始新统瓯江组和平湖组、渐新统花港组、中新统龙井组、玉泉组和柳浪组、上新统三潭组及第四系东海群。其中，始新统平湖组和渐新统花港组的发育均经历了快速的沉降及后期抬升暴露过程，是整个凹陷的主要烃源岩层和油气产层［10］。

2 地层压力预测方法及原理

图1 西湖构造区划图Fig.1 The regional structural division of the Xihu sag

对于现今地层压力剖面的建立，主要使用声波时差曲线、自然伽马曲线、密度曲线及电阻率曲线等测井资料预测地层压力，其方法主要有以下几种：①平衡深度法，该方法对于求取泥岩的欠压实所形成的高压具有较好效果；②Bowers方法，该方法系统地考虑了泥岩欠压实及欠压实以外的所有影响异常压力的因素；③Eaton方法，该方法可以对欠压实以外成因的流体膨胀高压作出很好的预测。据叶加仁、张国华等［10－12］的研究，西湖凹异常高压的产生与地层快速沉降造成的欠压实和有机质生烃有关，其中生烃增压起到了极其重要的作用，所以单井地层压力剖面的恢复主要通过Bowers法计算欠压实作用及欠压实作用以外因素所引起的异常高压。

Bowers方法将产生异常压力的原因归结为2个因素：欠压实和流体膨胀。该方法的基础仍是有效应力定理，但不需要建立正常趋势线，用垂直有效应力与声波速度之间的原始加载及卸载曲线方程直接计算垂直有效应力，利用有效应力定理由上覆岩层压力和垂直有效应力确定地层孔隙压力［13］。

2.1 原始压实曲线方程

式中：v为声波速度；σev为垂直有效应力；A和B为系数，由临井（v，σev）数据（σev由实测地层压力或正常压实段数据获得）回归求得。

2.2 卸载曲线方程

卸载曲线可用如下形式的方程描述

式中的σmax由下式确定

式中：σmax和vmax分别为卸载开始时最大垂直有效应力及相应的声波速度；U为泥岩弹塑性系数。

在流体膨胀引起泥岩卸载的地层，声波速度有明显的降低（与欠压实相比），Bowers称之为速度回降区，在这些地层中流体膨胀引起的高压占主导地位，用卸载方程确定其垂直有效应力，其他地层用原始加载曲线方程确定。

2.3 vmax的确定及泥岩的弹塑性系数U

在主要岩性变化不大的情况下，vmax为速度回降区开始时的速度值。此时假定回降区内岩石在过去同一时间经历了同样的最大应力状态。U＝1表示没有永久变形，为完全弹性，卸载曲线与原始曲线重合；U＝∞表示完全不可逆变形，为完全塑性。对于钻遇的泥岩，U值变化范围一般为3～8，且在同一区域变化不大。

5日上午，惠州海事局4名船舶安检官（FSCO）组成安全检查组，依据《2009年海上移动式钻井平台构造和设备规则》《海上移动平台入级与建造规范》及SOLAS 公约等有关规定，对“海洋石油982”进行船旗国检查。安检组登上平台后对船舶证书、驾驶台资源、船体情况、船舶配员、救生消防应急设施、防火布置等方面实施了认真细致的检查。现场检查结束后，安检组针对发现的缺陷，进行了仔细梳理，并提出了具体的整改要求。同时，重点针对消防设备、救生设备、应急设施等，向平台工作人员宣贯了法规标准和有关要求。

3 现今地层压力分布特征

为了有效地描述沉积盆地的地下压力状态，需要对地层孔隙压力偏离静水压力状态的幅度进行划分，即压力分类。国内外学者普遍采用压力系数和压力梯度进行划分。由于静水压力梯度随地层水矿化度和密度发生一定程度的变化（9.71～11.44kPa/m），根据压力系数进行分类更为严格并具有普遍性。在参考了国内外地层孔隙压力分类方案的基础上，结合研究区实际地质情况，确定了其地层孔隙压力的分类方案（表1）。

3.1 实测压力点纵向分布特征

地层孔隙流体压力异常现象在平湖构造带比较普遍，如平湖油气田X1井、X2井、X3井的平湖组均发育有高压，宁波13-4气田X15井、宁波14-3气田的X17井、宝云亭－武云亭油气田的X9井、X10井，其平湖组也发育有高压。

表1 研究区地层孔隙压力分类方案Table 1 Classification of abnormal pressure in the Xihu depression

利用工区内35口井的81个DST测试数据点作出了地层压力系数随深度的变化关系图（图2），从图中可以看出平湖构造带纵向异常地层压力整体分布特征：较浅的地层（深度≤3.3km）多为正常压力，压力系数在0.98～1.1之间；较深的地层（深度＞3.3km）则普遍发育高压，压力系数呈阶梯状向下增大。工区内异常地层压力顶界面深度在不同区域有明显差异。平中区异常地层压力起始深度为3.3km；平北区异常地层压力起始深度为3.8km；从平中区向平北区，高压异常顶界面有变深的趋势。

图2 平湖构造带实测地层压力与深度的关系Fig.2 Measured formation pressure vs.depth in the Pinghu structure belt

3.2 典型高压井地层压力发育特征

本区域包括平湖油气田、宁波13-4气田、宁波14-2气田、宁波14-3气田、宁波25-3气田、宝云亭－武云亭油气田等，共有35口井做了地层孔隙压力计算，除了X4、X13、X19、X20等4口井为常压井外，其他31口井均发育高压。现以X1和X17高压井为代表进行分析。

X1井位于西部斜坡区平湖构造带，其地层孔隙流体压力剖面如图3所示。从图中可以看出，E2p1）及以上的地层基本为正常压力，高压带的顶界面深度为3.3km，起始层位为 E2p2，E2p3－4及E2p5层段普遍发育高压，且呈阶梯状向下增高，最大压力系数达到1.74，实测地层孔隙压力数值与地层孔隙压力计算值吻合较好，高压的发育层段与声波时差的异常有着明显的对应关系。

X1井自3.3km的深度往下地层主要以泥质岩为主，压力系数呈“阶梯状”往下增大，烃源岩参数也随着压力的增加而增加，可以很好地反映压力的“阶梯状”特征。

X17井位于平北地区的宁波14-3构造上。该构造东部紧邻西湖凹陷有利的生油、生气区，烃源岩发育，有利于油气的运移、聚集，成藏条件优越。X17井地层孔隙压力剖面如图4所示，从图中可以看出，E2p1及以上的地层基本为正常压力，高压带的顶界面深度为4.28km，高压起始层位为E2p2；E2p2以下各段普遍发育高压，且高压带呈阶梯状向下增高，最大压力系数为1.65，计算的地层孔隙压力值与实测地层孔隙压力值相吻合。X17井自4.2km的深度往下地层主要以厚层泥岩和薄层砂岩不等厚互层，压力系数呈“阶梯状”往下增加，烃源岩参数和气测参数特别是TG值也随着压力的增加而增大，可以很好地反映压力的“阶梯状”特征。

3.3 地层压力横向分布特征

X6—X18井联井测线位于西湖凹陷西部斜坡区（图5），大致为南西－北东走向，经过平湖构造带中部（平中）、北部（平北）等构造位置上的8口井。该构造区域花港组及其以上地层发育常压，平湖组普遍发育高压；但是平中、平北区带高压发育又有所不同。其中平中区带高压异常顶界面深度开始出现于3.3km左右，地质层位则开始于平湖组第二段，多位于平湖组第三、第四段，压力系数较高，最大达到1.7以上，为超高压；而平北地区高压异常顶界面埋深相对大，为3.5m左右，多位于深度＞3.7km，地质层位则开始于平湖组第二段，且压力系数最大达到2.0（X18井在深度为4 951m处压井泥浆密度为2.2g/cm3，因此，推测此处压力系数应该达到2.0），为超强高压。虽然平中区带和平北区带储层高压出现的深度存在差别，但其对应的层位基本一致，可见该区带发育的高压受层位的控制。油气层主要位于压力过渡带，平北地区含油气层多位于高压带内部。由此可见，该区域的高压一方面为油气运移提供了动力，促使油气向上运聚；另一方面，高压对油气起到了封堵作用，致使油气主要聚集在平湖组内。

图3 X1井地层孔隙压力综合柱状图Fig.3 Composite columnar section of the formation pore pressure for Well X1（1in＝2.54cm；1ft＝30.48cm）

4 异常地层压力与油气分布的关系

异常高压的存在具有重要的石油地质意义［3］。有机质生烃增压和泥岩欠压实作用下产生的压力差驱使油气从压力高势区运移到压力低势区聚集成藏，在油气初次运移的过程中，这种压力差尤其重要［15，16］。一方面，烃源岩层中的异常高压高于岩层的破裂压力时，形成微裂缝，有利于油气的初次运移；另一方面，异常高压层对油气起到了良好的封闭作用，使油气在其下部成藏。异常高压控制油气分布主要有3种形式［17－19］：①高压层内成藏；②紧邻压力分隔层上部的砂岩储集体中成藏；③紧邻压力分隔层下部成藏。

4.1 压力系数与油气层分布的关系

西湖凹陷平湖构造带选择了15口井的44个试油层段，其中试油结果多为气层。图6为研究区油气层日产量与压力系数图，从图中可以看出：①油气层压力系数分布范围较宽，为0.99～1.80；②高产油气层主要集中在压力系数值为1.2左右，即压力过渡带附近。

图4 X17井地层孔隙压力综合柱状图Fig.4 Composite columnar section of formation pressure for Well X17

图5 平湖构造带联井地层孔隙压力分布特征Fig.5 Pressure coefficient profile of the Pinghu structure belt

图6 平湖构造带油气层日产量与压力系数关系图Fig.6 Relationship between oil output and pressure coefficient in Pinghu

4.2 压力场与油气层分布的耦合模式

通过分析剖面油气层的分布态势发现，油气层的分布与各个压力系统在纵向上、横向上的相互叠置密切相关［20］。本文综合利用地层压力纵向变化趋势、构造、沉积、岩性资料，对不同区域的中深层油气层的压力类型进行了分类，结果有4类：①双封闭高压型油气层；②双封闭压力过渡带型油气层；③单封闭压力过渡型油气层；④单封闭常压型油气层（图7）。

4.2.1 双封闭高压型油气层

图7 压力场与油气层分布耦合模式图Fig.7 Characteristics of the pressure coefficient curve for hydrocarbon reservoir

这种油气层的压力系数与周围烃源岩层压力系数一致（图7-A）。此种类型油气层多发育于平湖构造带深部，层位上为平湖组中下部。平湖组的沉积环境为三角洲前缘，砂泥岩互层发育，该层中深部的高压泥岩包裹的点砂坝砂体、潮汐分流河道砂体等岩性油气层主要发育双封闭高压型油气层。平湖组烃源岩热演化程度高，有机质大量生烃形成异常高压，油气在高压驱动下优先充注到点砂坝砂体、潮汐分流河道砂体等砂体中。随着油气的持续充注，砂体内孔隙流体压力与周围烃源岩的压力逐渐趋于一致，形成相同的压力系统；因此，该类型油气层压力系数普遍较高，一般大于1.5。如X1井平湖组第五段（深度4 279.3～4 283.7m）压力系数达到1.74，X2井平湖组第四段（深度3 505.0～3 508.5m）压力系数为1.62。此类型油气层保存性优越，油气源充足，油气产量的大小取决于砂体储集空间的大小及物性的好坏。总体来说，此种油气层产量一般不是很高，如平湖构造带平北区X10井平湖组（深度4 178.5～4 189.8m）含油气层段日产气量较高，产油微量（表2）。

4.2.2 双封闭压力过渡型油气层

如图7-B，此类型油气层在研究区分布较多，多发育于平湖构造带中深部，层位上为平湖组中部。此类油气层的上覆封堵层处在微高压带（压力过渡带）内，异常高压与岩性起到了双重封堵的作用，此部分微高压的发育主要是由泥岩欠压实和生烃增压造成。中部的油气层也处在微高压带（压力过渡带）内，下部的烃源岩层处在高压－强高压带内。此类型油气层以水下分流河道砂体、席状砂砂体等岩性油气层为主。与双封闭高压型油气层相比较而言，此类型油气层储集空间大，物性也相对较好，上部封堵层封闭性能优越，岩性侧封和断层侧封对油气和压力都有很好的保存作用，下部的高压烃源岩生排烃充注到储集空间中，进而使储集层出现微高压。

表2 研究区实测含油气层压力类型Table 2 The pressure type of measured oil and gas in study area

平湖组是研究区最重要的烃源岩层系，分布于该层位中部的双封闭压力过渡带型油气层具有充足的油气源，其油气源包括油气层周围的烃源岩、平湖组下部的高成熟烃源岩、毗邻研究区的X次凹深部的高熟烃源岩；储集体延展性好，空间大，物性相对较好；上部封堵层和周围的岩性、断层封闭性优越：因此这部分油气层的生储盖组合极佳，故而油气产量大。如研究区平湖构造带平北25区 X10井含油气层段（深度3 949.4～3 960.5m）为高压高产凝析气层，日产油气量均很高；平北13区X14井含油气层段（深度3 810.2～3 822.6m）同样为高压高产凝析气层，日产油气量均很高（表2）。

4.2.3 单封闭压力过渡型油气层

如图7-C，此种类型的油气层在平湖构造带分布较少，埋深相对较浅，层位上为平湖组中上部。此类油气层上覆盖层处在正常压力带，中部储层处在微高压带（压力过渡带）内，下部烃源岩处在微高压－高压带内。虽然此类油气层的油气源较充足，储集体空间大、物性好，但是上覆盖层的封堵性较弱，因此此类油气层难以有较高的产量。如平湖构造带平北区X10井含油气层段（深度3 785.8～3 797m）日产气量低（表2）。

总之，缺乏高压盖层的封堵是此类油气层产量低的主要因素；但在陡坡带或靠近长期活动性通源断层的区域，油气可以在浅部有利圈闭中成叠层式聚集成藏，如西部斜坡区平湖构造带。

4.2.4 单封闭常压型油气层

如图7-D，此种类型油气层在研究区分布相对较多，埋藏相对较浅，层位上为平湖组上部和花港组底部。此类油气层多位于邻近异常高压顶界面之上的常压地层中，相对于下部的异常高压地层，此部分油气层属于能量低势区，即泄压区，上覆盖层封闭性较ⅡA型强一些，此部分储层也是有利的油气聚集区。此外，早期的油气在欠压实成因的高压驱动下也充注到此部分的储集层中，因而此类油气层产量也相对较高。如平湖构造带平北19区的X12井含油气层段（深度3 499.9～3 505.7m）日产油量较低，日产气量较高；X13井含油气层段（深度3 594.0～3 606.6m）日产油量高，日产气量中等；平湖构造带平北25区X7井含油气层段（深度3 500.4～3 519.5m）日产油量较低，日产气量较高；平湖构造带平中区X4井含油气层段（深度3 175～3 197.8m）日产油量低，日产气量较高（表2）。

研究区高压盖层封盖的区域往往是中深层段高产油气层发现的主要场所，其中以双封闭压力过渡带、单封闭常压型最为有利。若上既有泥岩盖层与高压的双重封堵，周围又有自身高压烃源岩的油气供给，还有深凹充足的油气资源供给，油气极易在高压强动力的驱动下在周围渗透性较好的低势区成藏。单封闭压力过渡带型由于盖层的封闭性能相对较弱，油气多分布在平湖组第三段的顶部以及平湖组第二段的下部。

5 结论

a.平湖构造带异常高压地层埋藏较深，花港组及其以上地层表现为常压，平湖组普遍发育高压。通过Bowers法恢复了单井现今压力剖面，研究区压力系数曲线呈阶梯状向下快速增高，从平中区向平北区高压异常顶界面有变深的趋势。其中平中区高压异常顶界面深度出现于3.3km左右，位于平湖组第三、第四段，压力系数较高；平北区高压异常顶界面深度出现于3.5km左右，多位于深度＞3.7km，地质层位则开始于始新统平湖组第二段。

b.压力场与油气层分布的耦合模式可以概括出4种类型，分别为双封闭高压型、双封闭压力过渡型、单封闭压力过渡型、单封闭常压型，平湖构造带以双封闭压力过渡型和单封闭常压型为主。高压泥岩盖层封盖的区域往往是中深层高产油气层发现的主要场所，其中以双封闭压力过渡带、单封闭常压带最为有利。

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