酒泉盆地营尔凹陷下白垩统异常高压成因及模拟

周一博¹，柳广弟¹，钟佳倚²，刘庆顺³，于豪⁴

(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. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都，610051；

3. 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津，300452；

4. 中国石油勘探开发研究院，北京，100083)

摘要：酒泉盆地营尔凹陷下白垩统普遍发育异常高压，综合利用试油、测井、黏土矿物转化等信息分析地层压实特征和异常高压的成因，在此基础上，利用流体流动压实模型对压力进行模拟。研究结果表明：营尔凹陷纵向上可划分出常压带(＜2.5 km)、浅层超压带(2.5~3.2 km)、压力过渡带(3.2~3.6 km)和深层超压带(＞3.6 km)共4个压力带，平面上以长沙岭为界具有南强北弱的超压特征；超压带普遍具有欠压实特征，晚期的快速沉降所导致的不均衡压实作用是形成超压的最主要原因，黏土矿物转化对超压带的分布具有重要的影响，受有机质低丰度(w(TOC)＜1.5%)的限制，生烃作用对超压的直接贡献较小；通过对比机械压实和化学压实不同模型的模拟结果发现，机械压实和化学压实的联合模型模拟的孔隙压力和孔隙演化史更加合理，说明不均衡压实和化学成岩的共同作用是形成营尔凹陷现今超压特征的主要原因。

关键词：营尔凹陷；异常高压；成因机制；化学压实

中图分类号：TE121.1          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)06-2402-08

Origin and modeling of overpressure in Lower Cretaceous of Ying’er sag, Jiuquan Basin, northwest China

ZHOU Yibo¹, LIU Guangdi¹, ZHONG Jiayi², LIU Qingshun³, YU Hao⁴

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;

2. Exploration and Development Research Institute of Southwest Oil & Gasfield Company,PetroChina, Chengdu 610051, China;

3. Tianjin Branch of CNOOC Ltd, Tianjin 300452, China;

4. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China)

Abstract: Ying’er sag of Jiuquan Basin develops overpressure in Lower Cretaceous. The compaction and overpressure were analyzed by using pressure direct measurements, wireline log and transformation of clay minerals data. To test the analyzed origins of overpressure, pressure modeling by the fluid-flow method was performed. The results show that there are four pressure zones vertically, i.e. hydrostatic regime (＜2.5 km), shallow overpressure regime (2.5-3.2 km), pressure transition regime (3.2-3.6 km) and deep overpressure regime (＞3.6 km) and the overpressure decreases from south to north taking Changshaling as the dividing line. The primary cause of overpressure is disequilibrium compaction resulted from late rapid subsidence since Miocene. The observation that the rapid conversion of smectite to illite coincides with the overpressure regimes is interpreted to the direct contribution of transformation of clay minerals to overpressure. Limited by the abundance of organic matter (w(TOC)＜1.5%) of overpressure zones, the hydrocarbon generation contributes little to overpressure. Different mechanical and chemical fluid-flow pressure models were performed and compared. The modeled pore pressure and porosity evolution by mechanical compaction combined with chemical compaction are consistent with the observation results and more reasonable, which suggests that disequilibrium compaction and chemical compaction are the main causes of overpressure in Ying’er sag.

Key words: Ying’er sag; overpressure; development mechanism; chemical compaction

沉积盆地异常高压的成因机理多样，本质上反映的是地层孔隙体积的减小和孔隙流体体积增加的矛盾^[1]，其中孔隙体积的减小主要与机械压实作用和化学压实作用有关。机械压实作用主要受控于岩石的有效应力，作用于浅部地层(＜2.0 km)，化学压实作用通常与温度、岩石结构等因素有关，作用于深部、高温(＞70 ℃)地层中^[2-3]。随着油气勘探向深层的扩展，深部超压地层的化学压实作用受到越来越多的学者重视^[3-5]，通过对深层超压带孔隙特征的研究，认为深部地层化学压实作用显著，而仅考虑机械压实作用模拟计算的孔隙度会与实测值不符，从而造成对超压带储层特征认识上的偏差。本文作者结合研究区下白垩统超压地层埋藏深、地质年代较老的特点，对营尔凹陷深层超压带地质特征进行研究；结合盆地模拟手段，证实机械压实和化学压实作用对深层超压带的形成具有重要意义，完善前人对该区超压成因的认识^[6-7]并为同等地质条件下的压力模拟提供科学依据。

1  地质背景

营尔凹陷位于酒泉盆地的东部，西至文殊山隆起，东临清水凸起，北抵天泉寺凸起，南倚祁连山，面积约1 300 km²(图1)。凹陷在早白垩世拉张阶段为一东断西超的箕状断陷，平面上以黒梁断层为界划分为东部深凹带和西部缓坡带，其中东部深凹带自南向北依次发育有南部次凹、长沙岭构造、北部次凹和营北断阶带4个次级构造带。凹陷断裂特征明显，主要发育北东和北北东向正断层。

凹陷形成至今主要经历早白垩世拉张断陷、晚白垩世—古新世挤压隆升和始新世—新近纪凹陷挤压等3个构造演化阶段^[8]。在前白垩系基底基础上，依次发育有断陷期赤金堡组(K₁c)、下沟组(K₁g)地层、坳陷期中沟组(K₁z)地层，挤压拗陷期柳沟庄组(E₂l)、白杨河组(E₃b)、弓形山组(N₁g)、牛胳套—胳塘组(N₁t+N₂n)和第四系(Q)，缺失上白垩统(K₂)和古新统(E₁)。凹陷内已发现油气主要分布在黒梁断层以东长沙岭构造带K₁g地层中，主力烃源岩层为K₁c和K₁g₃，油藏普遍发育异常高压。

图1  营尔凹陷下白垩统构造纲要图

Fig. 1  Structure outline map of Lower Cretaceous in Ying’er sag

2  压力分布特征

2.1  储集层压力分布特征

综合钻杆测试(DST)、重复地层测试(RFT)和模块式地层测试(MDT)等试油资料分析营尔凹陷储集层地层压力的分布特征(图2)。纵向上，凹陷地层压力系数普遍大于1.2，压力分带明显：埋深2.5 km之上，地层以静水压力为主；从埋深2.5 km(对应于地层E)开始，地层压力逐渐偏离静水压力趋势线，出现弱超压，压力系数为1.2~1.3；埋深3.2~3.6 km (K₁z)，地层压力回落至静水压力附近，具有压力过渡带的特征；从3.6 km开始(K₁g)，地层发育超压，压力系数最高可达1.93。

从不同构造带超压分布情况看，长沙岭构造和南部次凹主要发育超压和强超压，压力系数普遍在1.27之上，而营北构造带地层接近静水压力，压力接近静水压力，压力系数为0.8~1.06，总体上，营尔凹陷下白垩统普遍发育超压，平面上具有“南强北弱”的特征。

图2  营尔凹陷实测地层压力-深度关系图

Fig. 2  Relationship between measured reservoir pressures and depth in Ying’er sag

2.2  泥岩层压力分布

相对于砂岩而言，泥岩地层矿物组成和孔喉特征相对较为单一，压实特征对孔隙流体和测井响应更为明显，因而本文主要利用泥岩声波时差研究泥岩层的压实和压力分布特征(图3)。

目前，已发现的沉积盆地中泥岩的正常压实主要有指数压实和两段式线性压实2种模式^[9]。研究发现：营尔凹陷泥岩地层为指数压实模式。纵向上，泥岩的压实特征与储集层实测压力的分带特征一致，古近系(E)之上地层表现为正常压实特征，古近系泥岩声波时差小幅度偏离正常压实的趋势，之下中沟组(K₁z)地层回归正常压实趋势，从下沟组地层(K₁g)开始，泥岩声波时差逐渐偏离压实趋势，表现为明显的异常压实特征，根据平衡深度法预测泥岩层压力的原理，营尔凹陷下白垩统泥岩层的异常压实特征表示地层普遍发育异常高压。

营尔凹陷砂、泥岩普遍发育异常超压，并且超压幅度基本一致^[6]，反映二者具有相同的超压成因，储集层中异常压力主要来自相邻泥岩层的压力传递。受良好保存条件的影响，南部次凹和长沙岭构造储集层异常高压发育，形成半封闭流体系统，而北部次凹斜坡带和营北断阶带受连通砂体和断裂的影响，储集层压力向凹陷边缘散失，以静水压力为主，具有开放型流体系统的特征。

3  异常压力成因

引起地层孔隙流体体积膨胀或孔隙体积减小的物理、化学过程多样，但能独立产生大规模超压的机制主要有不均衡压实、生烃作用、构造挤压和成岩作用等，而且在1个沉积盆地内，超压的发育往往是多种机制共同作用的结果。在前人研究的基础上^{[7, 10]}，综合分析研究区的各项地质条件后认为，主要超压机理有以下3种。

图3  营尔凹陷泥岩声波时差-深度关系图

Fig. 3  Mudstone interval transit time vs depth in Ying’er sag

3.1  不均衡压实作用

不均衡压实作用通常存在于沉积速率高、充填沉积物岩性较细的新生代沉积盆地，尤其发育在泥质含量高的地层中，测井响应上，欠压实地层通常具有高孔隙度和低密度的特征。

从沉积速率上看，受祁连山向北的推覆的影响，营尔凹陷中新世以来沉积2.0~4.0 km厚的新近系和第四系，其中第四系沉积速率为160~470 m/Ma，这种晚期的快速沉降为地层不均衡压实提供重要的构造背景。从地层的欠压实特征看，声波时差、电阻率和密度测井均反映超压层欠压实的特点(图4)。总体上，超压地层对应的地球物理参数均偏离正常趋势线，电阻率减小，岩石密度减小和泥岩声波时差的增大共同反映了地层孔隙度异常增大的欠压实特征。此外，通过对比，不同构造带的欠压实特征具有一定的差异性，洼陷中的营1井超压区的电阻率和岩石密度测井按照正常压实趋势随埋深的增大而增大，仅泥岩声波时差具有一定幅度的增大，地层欠压实特征没有长沙岭构造上酒参1井显著，这种隆起与洼陷欠压实特征的差异在东营凹陷有着相似的体现^[11]，排除地层岩性和埋深的影响后，本文作者认为这主要与超压盆地内流体的侧向运移有关^{[6, 12]}。综上认为，晚期快速沉降所引起的不均衡压实作用是营尔凹陷高压形成的主要机理。

3.2  黏土矿物转化作用

近年来，许多学者研究发现：成岩反应特别是黏土矿物转化中的脱水作用对超压具有显著的贡献，其中不仅仅是脱水引起的体积膨胀作用，更重要的是成岩反应引起的综合效应^[13]。研究区泥岩层黏土矿物含量如图5所示，其主要成分以蒙脱石、伊蒙混层、绿泥石、高岭石为主。随埋深的增加蒙脱石向伊利石转化，伊蒙无序混层向有序混层转化，最明显的特征是伊蒙混层中蒙脱石质量分数(w(蒙脱石)/%)阶梯状地递减，并且与超压带的结构有良好的对应关系。凹陷浅层和深层2个超压带主要对应于蒙脱石质量分数突变的深度。一方面，蒙脱石向伊利石转化脱出的层间水、吸附水和结构水为孔隙超压流体提供了物质来源；另一方面，蒙脱石的迅速转化降低地层的渗透率，促进地层超压的形成。

此外，不同构造带黏土矿物相对含量及其随深度的变化规律有所不同，反映凹陷黏土矿物组成和成岩演化的复杂性。矿物组成上，南部次凹和长沙岭构造以伊蒙混层为主，质量分数约占50%，其次为伊利石，质量分数为20%~40%，高岭石和绿泥石质量分数约为30%；与前两地区不同，北部次凹黏土矿物以伊利石为主，质量分数约为60%，其次为伊蒙混层和绿泥石，质量分数为30%~40%，高岭石微量。综合成岩演化特征分析，以南部次凹和长沙岭构造为主的南部流体系统与以北部次凹和营北构造带为主的北部流体系统具有明显的差异，主要体现在蒙脱石向伊利石的转化，这除了与沉积物源、地层水矿化度有关外，还与地层流体压力状态有着密切的关系，北部开放型流体系统较低的地层压力、频繁岩-流作用促进蒙脱石向伊利石的转化，而南部半封闭型流体系统异常超压则抑制了伊蒙混层向伊利石的转化，南强北弱的压力分布特征造成北部次凹、长沙岭构造和南部次凹w(蒙脱石)依次增大(图5)，成岩作用依次减弱。

3.3  生烃作用

近年来，在很多超压盆地中发现，超压的分布与成熟源岩的分布密切相关，如辽河坳陷大民屯凹陷^[14]、渤海湾盆地东濮凹陷、琼东南盆地等^[9]。生烃作用包括生油、生气和原油裂解生气作用已成为超压发育的主要原因。营尔凹陷深层超压带埋深普遍在3 700 m以下，地层温度大于120 ℃^[15]，有机质进入生烃门限，成熟度R_o＞0.6%，相对浅层超压带而言，生烃增压贡献更大，并且洼陷内地层埋深大，有机质演化程度高，保存条件好，在洼陷内压实程度高的地层中仍可以发育较强的超压。此外，生烃作用使地层流体由单相变为多相流体时总渗透率可降至单相时的10%^[16]，降低孔隙流体的排出，也促进超压的发育。勘探证实，长沙岭构造已发现油气大多为油水同层，这与超压系统内多相流体渗流能力弱、油水分异程度低有较大关系。然而，由于超压层段泥岩平均有机碳含量小于1.5%，有机质类型以生油为主，因此，生烃增压有限^[17]，对超压贡献较小。

图4  营尔凹陷典型井地层欠压实特征的测井响应

Fig. 4  Recognization of undercompation of typical well by resisitivity, density and internal transit time in Ying’er sag

图5  黏土矿物质量分数与压力结构关系

Fig. 5  Corresponding relationship between clay mineral content and pressure profile

通过分析，营尔凹陷异常压力的形成主要是不均衡压实作用和成岩作用有关，由于超压带埋藏较深，除黏土矿物转化作用外，储集层中碳酸盐岩胶结、硅质胶结、黏土矿物胶结作用和长石溶解等成岩作用普遍^[18]，对储层物性具有显著的改造作用，从而影响着异常压力的演化和分布。下面以地层压力为主的盆地模拟进一步讨论成岩作用与异常压力的关系。

4  异常压力的盆地模拟

盆地模拟已经成为研究盆地形成演化、沉积充填、压实和压力演化、地下流体分布等地质过程的重要工具。其中地层压力模拟结果不仅影响着地层压实特征的模拟，还间接影响着热史和有机质生、排烃史的模拟，因而在盆地模拟中具有重要的作用。由于BasinMod^TM软件对地层压力的模拟考虑了不均衡压实和成岩作用等生压机制，因此，本文作者在凹陷异常压力特征研究的基础上，选取不同模型进行压力模拟，通过地温、有机质热成熟和实测孔隙度等地质资料的校正，确定适合研究区压力模拟的方法。

4.1  方法原理

沉积物的压实过程主要包括机械压实和化学压实作用，前者主要发育在浅部地层，岩石骨架的有效应力控制着孔隙度的演化，超压的发育会抑制孔隙度的减小；后者通常于深部地层具有明显的影响，孔隙度的减小主要受岩石成分和地层温度的控制^[2]，孔隙流体压力的增加不会延迟孔隙度的减小。BasinMod1D^TM压力模拟主要计算公式如下。

机械压实作用：

               (1)

化学压实作用：

     (2)

   (3)

模拟选取Kozeny-Carman修正公式为渗透率的减小模型：

                (4)

其中：Φ为孔隙度；Φ₀为地表孔隙度；σ_eff为最大有效应力；A为压实指数；V_Φ为孔隙体积；V_Rock为岩石体积；V_p,i为化学反应i沉淀产物的体积；V_r,i为化学反应i溶解反应物的体积；C_p,i为产物体积分数；C_r,i为反应物体积分数；f_i为体积分数；k_i为反应物的浓度；A₀为化学反应的频率因子；E_a为活化能；R为通用气体常数；T为热力学温度；S₀为比表面积；K为渗透率。化学压实作用所涉及的反应主要有石英的溶解和沉淀，长石的溶解，高岭石的伊利石化等黏土矿物转化作用。

4.2  模拟参数选取

模拟采用软件提供的流体流动压实模型，以长沙岭构造长2井为例，选取以下3个压力计算模型：① 仅考虑机械压实作用；② 考虑机械压实和化学压实共同作用；③ 仅考虑模拟②中的机械压实作用，主要参数如表1所示。

研究区目的超压层段为K₁g地层，因此，模拟①和模拟②的机械压实中保持其余层位不变，调整目的层段的压实指数和化学压实参数以达到与实测压力相吻合；而模拟③用于与模拟②对比以反映化学压实作用的影响，然后，通过对比模拟系统的有机质热成熟剖面和孔隙演化剖面评价不同模型的合理性。

4.3  模拟结果讨论

根据实测资料的分析，长2井K₁g有以下地质特征：① 地层压力高，压力系数为1.29~1.84，并且压力梯度明显大于静岩压力梯度；② 长2井区K₁g₃孔隙度为6%~13%，与公开发表文献的孔隙度相比略大；③ 有机质热演化程度较低，R_o为0.6%~1.0%，模拟结果如图6所示。

表1  不同模拟情况下的压实参数

Table 1  Compaction parameters for modeled cases

图6  长2井模拟结果对比

Fig. 6  Contrast of modeling results of well Chang 2

压力模拟中，模拟①和模拟②结果与实测压力均吻合较好，然而，为模拟K₁g层段较大的地层压力梯度，前者的压实指数要普遍高于后者，最大可差4倍，这直接影响超压层段的孔隙度演化过程。孔隙度演化模拟中，以K₁g₃为例，模拟①和模拟②有着明显的差距，前者由于压实指数过大，孔隙度在埋深1.0 km处减小到10%，与正常的压实模式不符^[5]；而模拟②考虑化学压实作用后，与实测孔隙度资料吻合，孔隙演化过程与前人研究结果近似，略大的孔隙度也反映不均衡压实作用的影响；模拟③在排除化学压实作用后，虽然孔隙度演化近似正常，但是，模拟的压力远小于实测压力，因此，超压对孔隙度减小的抑制程度比模拟②的小。有机质成熟度模拟中，在大地热流值和地表温度取值相同的前提下，模拟结果基本一致，说明压实参数的选取对热史和有机质热演化的影响较小。

盆地模拟通常优化参数以获得与现今观测一致的模拟结果而忽略了地质过程演化的合理性^[3]，通过对比不同压力模拟结果发现：利用机械压实和化学压实联合的流体流动压实模型可以获得更加合理的孔隙演化史，模拟结果更合理。这也说明不均衡压实作用及化学成岩作用是营尔凹陷超压的主要成因。

5  结论

(1) 营尔凹陷砂、泥岩普遍发育超压，纵向上可划分为常压带、浅层超压带、压力过渡带和深层超压带，受保存条件的影响，平面上具有南强北弱的超压特征。

(2) 不均衡压实是营尔凹陷异常高压的主要原因。下白垩统泥岩层普遍具有欠压实特征，并且长沙岭构造比南、北次凹的欠压实特征更加显著，排除岩性和埋深的因素外，主要与地层流体的侧向运移有关；营尔凹陷黏土矿物的迅速转化带与超压带的分布有很好的对应关系，说明以黏土矿物的转化为主的成岩作用与异常超压有重要的关系；受有机质丰度和热演化的限制，生烃作用对超压的形成贡献有限。

(3) 对比不同的流体流动压实模型计算的压力结果，机械压实与化学压实的联合模型的模拟结果更加合理，与异常超压成因的地质分析结果相吻合，反映化学成岩作用对形成异常高压的重要性，同时也说明，埋深大(大于3.5 km)、地层年代较老(新生代之前)的超压地层晚期超压时化学成岩作用对异常高压的发育具有重要的影响。

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(编辑  邓履翔)

收稿日期：2012-10-18；修回日期：2012-12-03

基金项目：国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2007CB209503)

通信作者：周一博(1984-)，男，河南濮阳人，博士研究生，从事油气成藏机理研究；电话：13811541166；E-mail：zyb2011jason@163.com