山东车西洼陷异常高压对特低渗储层的影响

马晓鸣¹，赵振宇²，刘昊伟²

(1. 中国地质大学 能源学院，北京，100083；2. 中国石油勘探开发研究院 鄂尔多斯分院，北京，100083)

摘要：山东无棣县车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层以含泥细砂岩为主，孔隙度多集中在10%~20%，渗透率多小于10×10^-3 μm²，综合评价为中-低孔特低渗较差储层。研究区北部三角洲前缘及半深湖亚相存在异常高压，压力系数为1.2~1.5。研究结果表明：异常高压的形成主要与地层不均衡压实有关，其次矿物成岩作用有助于超压的保存与提高；异常高压有效抑制了地层温度的增加和成岩作用的加深；异常高压有效减缓了地层压实作用的增强，致使储层深部次生孔隙保存较好；在射孔厚度一定的情况下，以泥质细砂岩为主的特低渗储层并非地层压力越大油气产能便越高，高产油层压力系数为1.2~1.3，这与储层内单砂体有效厚度(砂与泥厚度比)、物性参数、含油饱和度、压力敏感性等因素有关。

关键词：异常高压；成因机制；特低渗储层；储层物性

中图分类号：TE122.1          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2011)08-2507-07

Influences of abnormal overpressure on super-low permeability reservoirs in Chexi depression in Shangdong

MA Xiao-ming¹, ZHAO Zhen-yu², LIU Hao-wei²

(1. School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China;

2. Ordos Basin Branch Institute, Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Abstracts: The reservoir characteristics of upper Es₄ member in Chexi depression in Shangdong are disadvantageous to oil & gas exploration and development, as lithologies are argillaceous fine-grained sandstones, porosities are 10% to 20% and permeabilities are less than 10×10^-3 μm². In addition, the northern study area is delta front or semi-deep lake facies, where the coefficients of abnormal overpressure are between 1.2 and 1.5. The researches results show that: the main mechanisms of generating abnormal overpressure in Chexi depression is formation uneven compaction, and the secondary is mineral diagenesis. The abnormal overpressure can effectively inhibit the formation temperature increase and diagenesis deepen. In the abnormal overpressure section, the secondary porosity is relatively well preserved for the oil and gas exploration and development. By comparative analysis of single well production capacity of normal pressure zone in southern and overpressure zone in northern, for argillaceous sandstone-based super-low permeability reservoirs, it is not a linear relationship between oil and gas production capacity and formation pressure coefficient, as a higher capacity corresponds to the pressure coefficient between 1.2 and 1.3. The reason for this phenomenon is related to four factors, i.e. single sand body thickness (sand-mud ratio), physical parameters, oil saturation and pressure sensitivity.

Key words: abnormal overpressure; development mechanism; super-low permeability reservoirs; reservoir properties

随着全球油气勘探开发的不断深入，人们对特低渗油气藏的开采也逐年增多，因此，有关特低渗储层物性的影响因素分析也在越来越受到重视^[1-3]。自20世纪50年代以来，国内外许多学者通过实验模拟和对典型超压盆地研究分析，认为超压有利于储层原、次生孔隙的保存，并能通过物理和生物化学2种机理改善储层物性^[4-6]。但在超压油气藏开采过程中，由于储层流体产出将使岩石受力改变而发生弹塑性变形，从而又降低了孔隙度和渗透率^[7-8]。由此说明：超压对储层物性的建设性作用与破坏性作用仍需要进一步明 确^{[1, 4]}。在此，本文作者对山东省无棣县车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层沉积、构造、成岩、物性、试油试采等进行综合分析，探讨该区异常高压的成因机制及其对储层产生的各种影响，以便为油气藏的勘探开发提供科学依据。

1  区域地质概况

研究区位于山东省无棣县境内，构造上处于车西洼陷南部缓坡带^[4]，如图1所示。沙四上亚段地层厚90~120 m，东南高西北低(地层单斜，310°?10°)，岩性组合为砂-泥岩互层，主力储层为含泥-泥质细砂岩，孔隙度多集中在10%~20%，渗透率多小于10×10^-3 μm²，排驱压力为1~2 MPa，最大连通喉道半径为0.5~1.5 μm，经综合评价，为中-低孔特低渗较差储层。

在沙四段早期，盆地接受多物源供给，以无棣县的凸起为主，庆云、义和庄县的凸起为辅。沉积相类型以三角洲相为主，其中分流河道、河口坝、水下分流河道等微相发育有利储层。地层埋深由南至北逐渐增加，成岩作用逐步加深，并呈东西条带状分布，依次为中成岩A1亚期、中成岩A2亚期和中成岩B期3个阶段。

2  异常高压分布特征及其形成机制

2.1  异常高压分布特征

异常高压主要分布在研究工区北部，沉积相类型以三角洲前缘及半深湖亚相为主，压力系数为1.2~1.5。根据单井试压数据、声波时差-等效深度法计算数据与地层深度拟合分析结果可知：地层压力系数与深度呈正相关性，可用公式Y=3.9×10^-4X表示(Y为地层压力系数，X为地层深度)。因此，当地层深度大于3 km时，地层压力系数大于1.2，进入高压层段，如图2所示。

2.2  异常高压形成机制分析

有关异常压力的形成机制有10多种，其中不同形成机制具有不同的作用对象和范围^[5-6]。在实际的含油气盆地中，往往是1种或几种成因占主导地位，其他成因不起作用或作用不明显。通过综合分析研究工区的各项地质条件后认为，异常高压的成因机理主要有以下2个。

图1  研究区域位置示意图

Fig.1  Location of studied area

图2  地层压力系数与深度拟合分析

Fig.2  Relationship between formation pressure coefficient and depth

2.2.1  主要成因——与沉积作用有关的不均衡压实增压机理

不均衡压实主要存在于持续埋深的沉积盆地中，若盆地演化后期或近期遭受过构造抬升，则不均衡压实作用形成的超压就有可能减弱或消失。另外，此种超压主要是由泥质沉积物的欠压实作用所引起，与快速沉积和沉积物的低渗透性有关，尤其发育在以泥质含量为主的砂泥岩剖面中^[1]。

首先，工区南北向构造演化剖面显示(图3)：高压区地层以持续沉降为主(常压区地层后期略有抬升)，并且沉积速度较快；其次，高压区内单井砂岩层厚度与泥岩层厚度比在0.18~0.35之间，主要集中在0.22~0.27。也就是说，高压层段岩性组合以泥包砂为主，这个比值与现代泥质沉积物异常高压区的沙、泥厚度比非常接近^[9](现代水下泥质沉积物异常高压区的沙、泥厚度比为0.20~0.25)。由此可见：本区异常高压的发育条件与不均衡压实增压所需的各项地质条件相吻合；同时，沙三下亚段巨厚泥岩段的高压系数达2.0以上，前人分析主要为欠压实所致^[10]。因此，综合上述研究认为，与沉积作用有关的不均衡压实增压机理为本区高压形成的主要机理。

2.2.2  辅助成因——矿物成岩作用有关的增压机理

在成岩作用过程中，黏土矿物蒙脱石向伊利石、绿泥石转化将释放大量晶格层间水和吸附水，这些高密度水进入孔隙后会使流体体积增大, 同时导致高压产生^{[3-4, 11-12]}。研究工区泥质砂岩内黏土矿物含量如表1所示，主要成分为伊/蒙混层、高岭石、绿泥石和伊利石。在高压区与常压区平均深度差达1 km时，伊/蒙混层、伊利石平均含量及伊/蒙间层中蒙脱石含量都十分相近，但高岭石与绿泥石的平均含量相差较大，且具有互补的趋势。由此可以看出：随地层埋深增加，高岭石向绿泥石方向转化，见图4(a)，这与该区的地质环境相吻合。高压区泥质砂岩中含有丰富的方解石、白云石、黄铁矿等，具备高岭石向绿泥石转化所需的Mg，Fe和碱性水介质(地层水型为NaHCO₃)条件^[18]。因此，高岭石转化脱水对本区超压发育具有积极意义。同时，高压区泥质砂岩中普见黏土矿物呈薄膜状包裹于颗粒表面或呈搭桥状存在于颗粒之间的现象，如图4(b)所示。这些自生矿物在一定条件下可以起到封闭作用并促使地层压力升高。因此，结合前人的研究成果，有理由认为：矿物再胶结作用与自生矿物的形成有助于异常压力的保存与提高。

图3  车西洼陷南北向构造演化剖面

Fig.3  Tectonic evolution of north-south section in Chexi depression

图4  绿泥石粒间分布状态扫描电镜图

Fig.4  SEM photographs of chlorite intergranular distribution

表1  高压区与常压区粘土矿物成分对比分析

Table 1  Comparative analysis of clay mineral composition in over and normal pressure areas

3  异常高压对特低渗储层的影响

3.1  异常高压对储层温度的影响

当地层埋深大于3 km时，地层压力系数大于1.2，如图5所示。从图5可见：在常压区范围内，流体包裹体均一温度与试油测温数据均表现为正常地温，且地温梯度恒定不变：但在高压区，大部分流体包裹体与试油测温数据均偏离了正常的温度趋势范围，出现异常低温现象，而且地温梯度明显比常压区的小。结合前人大量的研究成果可知：异常高压封闭系统能够有效阻止封存箱内地层温度的增加。不少研究者认为产生此种现象的机理与孔隙水有关^[1-3]，因为除泥岩外，水比多数沉积岩的隔热效果要好得多，特别是被封闭的水体，隔热效果更加明显。

3.2  异常高压对储层成岩作用的影响

沙四上亚段地层埋深跨度大，洼陷南部斜坡区埋深约2.0 km，北部洼陷区约4.2 km。在近2.2 km的高差范围内，由南至北，随地层深度增加，成岩作用逐步增强，并呈东西条带状分布，依次为中成岩A1亚期(2.0~3.0 km)→中成岩A2亚期(3.0~3.4 km)→中成岩B期(3.4~4.2 km)，如图6所示。从图6可见：随地层埋深增加，高岭石含量呈逐渐减小的趋势，但在高压区3.3~3.6 km深度带内，出现含量偏大的现象。与高岭石变化特征相反，伊利石和绿泥石含量随深度增大呈逐渐增加的趋势，其中在2.2~3.6 km深度带内，伊利石含量及增加趋势明显比绿泥石的大，然而到4.0~4.2 km时，绿泥石含量却明显大于伊利石含量，这充分反映出成岩作用后期绿泥石大量发育的特点，其中包括高岭石向绿泥石的转化以及储层中绿泥石的自生。通常在正常沉积地层中，伊蒙混层含量和伊蒙间层中蒙脱石含量会随成岩作用加深而逐渐减少，并以此来定性或者半定量地划分成岩阶段。但在沙四上亚段高压层段内，两者均无明显变化。这与洼陷南部常压条件下的变化趋势形成鲜明对比。在常压段内，当地层埋深大于4.0 km时，伊蒙间层中蒙脱石含量小于10%，成岩阶段处于晚成岩期。综合上述各项指标可知：该区异常高压有效地阻碍了成岩作用的进一步加深。

图5  地层压力系数与温度的对应关系

Fig.5  Corresponding relationship between formation pressure coefficient and temperature

图6  黏土矿物质量分数与地层埋深的关系

Fig.6  Corresponding relationship between formation pressure coefficient and clay mineral content

3.3  异常高压对储层物性的影响

异常高压成因类型不同对于储层物性的影响是不同的。在由不均衡压实和矿物成岩作用所引发的异常高压区内，在储层沉积初期，其物性条件相对于同时期的非高压区普遍较差，主要原因是砂体中含有较多的泥质杂基。但是，这种不利的先天因素在经历了漫长的地质演化之后，会逐步过渡成为一种有利于储层开发的建设性因素，例如异常高压可以保存甚至改善储层孔隙空间等^[9]。

随上覆地层厚度不断增加，压实作用逐渐增强，碎屑颗粒间由点接触→线接触→凹凸接触→缝合接触，储层孔隙空间逐渐减小，如图7所示。由图7可知：随地层埋深增加，储层孔隙度和渗透率均呈逐渐减少的趋势，其中孔渗趋势线的斜率可以反映出压实作用的强弱。若压实作用强，则直线斜率小；若压实作用弱，则直线斜率大^[6]。若根据上述分析可知：在2.1~3.0 km深度范围内，孔渗受压实作用影响较大，因此，直线斜率偏小；在3.0~4.1 km深度范围内，孔渗受压实作用影响较小，直线斜率偏大。

图7  储层物性随深度的变化趋势

Fig.7  Reservoir properties change with formation depth

通常，可溶组分溶解可以形成大量次生孔隙，如图7所示。从图7可见：在2.25~2.70 km异常孔-渗发育带，包络线向右侧突出，明显大于正常压实情况下的孔隙度。结合该区成岩演化序列、异常高压垂向分布以及成像测井等资料综合分析认为:这主要与中成岩A1亚期溶解作用产生的大量次生孔隙有关。在3.30~3.55 km孔-渗异常带，地层压力系数为1.25~1.40，超压有效保存了部分原生孔隙和中成岩A1亚期所形成的大量次生孔隙，从而使深部储层保持了较高的孔隙度和渗透率；在3.95~4.10 km孔-渗异常带，地层压力系数达1.4~1.6，超压改变了岩石发生破裂时的有效应力场，促进了少量微裂缝形成，成像测井显示微裂隙较为发育，且以高角度非构造裂隙为主，进而增加了超压体系内的储集空间，改善了储层物性。这种储层物性随深度的变化规律对于指导油气田的勘探开发具有重要意义^{[5, 13]}。

3.4  异常高压对储层产能的影响

沙四上亚段地层压力系数主要为0.90~1.45，其中高产油层对应的地层压力系数为1.2~1.3，如图8所示。由图8可知：在以泥质含量为主的特低渗储层，并非原始地层压力越大油气产量便越高。其具体原因如下。

(1) 高压区油层质量较差影响产能。以车251、车252井为例，射孔层段地层压力系数为1.42~1.44，但油气产能较低，日均产液小于5 m³。经分析认为，井段内泥质层段偏多、泥质含量偏高(导致本区高压的主控因素)是导致该区高压不高产的首要(起始)因素。由于该区三角洲前缘主要发育泥质岩(井段呈现泥包砂)，致使油层单层厚度较薄(单油层厚度为0.5~1.9 m，平均为1.0 m)，储层物性较差(车251井的平均孔隙度小于10%，平均渗透率小于1.3×10^-3 μm²)，含油级别为油斑至油侵等。因此，从表面上看，是多因素综合导致了储层的高压不高产，但究其根源，最起始的不利因素仍是井段内泥质含量偏高，并最终导致高压与高产不可同时满足。

平均孔吼半径为0.20 μm，最大孔吼半径为0.73 μm；当汞饱和度为50%时，孔吼半径为0.10 μm；当汞饱和度为50%时，压力为7.30 MPa；均质系数为0.28；变异系数为0.55；平均孔隙度为9.10%；平均渗透率为1.22×10^-3 μm²；退汞效率为25.05%；最大汞饱和度为53.31%。

图8  地层压力系数与日产液量的关系

Fig.8  Relationship between formation pressure coefficient and fluid volume per day

 (2) 储层存在压力敏感性伤害。压力敏感性伤害属于一种永久性伤害，其程度与储层渗透率、黏土含量、孔隙结构等有关^[7]。试验结果表明：孔隙度对有效应力的敏感性低于渗透率的应力敏感性，即初始渗透率越低，应力敏感性越强^[7-8]。因此，当地层压力系数过大时，开井压差就相应增加，泄压时流体流速过快，就会导致储层中的黏土颗粒等微小粒子堵塞孔隙喉道，从而降低渗透率影响产能；另一方面，泄压时流体流速过快会使油水呈乳状或溶解在油中的气体逸出，发生贾敏效应，从而对油气产能产生不利影响。

4  结论

 (1) 车西洼陷南部缓坡带沙四上亚段泥质细砂岩储层物性较差，综合评价为低-中孔特低渗较差储层。区域南部为常压区，北部为高压区(压力系数为1.2~1.5)，其中异常高压的成因机制主要与地层不均衡压实有关，其次与矿物成岩作用有关。常压区平均地温梯度为4.0 ℃/100 m，高压区平均地温梯度3.3 ℃/100 m，这与异常高压影响地热传导有关。同时，异常高压还有效抑制了成岩作用的进一步加深。

(2) 储层孔渗随深度增加呈现递减的趋势，但在变化过程中，表现出3个大异常深度带，分别为：在2.25~2.70 km深度范围内，与中成岩A1亚期溶解作用产生的大量次生孔隙有关；在3.30~3.55 km深度范围内，异常压力系数达到1.25~1.40，与异常高压保存孔隙空间有关；在3.95~4.10 km深度范围内，与异常高压、地层裂缝双重影响有关。

(3) 在储层厚度一定的情况下，以泥质砂岩为主的特低渗储层并非地层压力越大油气产能便越高，高产油层压力系数为1.2~1.3，这与储层内单砂体的有效厚度(砂与泥厚度比)、物性参数、含油饱和度、压力敏感性等因素有关。

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(编辑 陈灿华)

收稿日期：2010-08-10；修回日期：2010-10-25

基金项目：中国石油科技创新基金资助项目(2010D-5006-0104)

通信作者：马晓鸣(1981-)，女，山省淄博人，博士后，从事盆地构造解析研究；电话：15210352391；E-mail：maxiaoming198111@yahoo.com.cn