辽河西部凹陷南段异常低压体系及其成因机制
胡安文1, 2，孟元林1, 2，孙洪斌3，单俊峰3，刘远奇4，许丞1, 2，赵紫桐1, 2
(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆，163318；
2.非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆，163318；
3. 中国石油 辽河油田分公司，辽宁 盘锦，124010；
4.中国石油 大庆油田有限责任公司采油七厂，黑龙江 大庆，163517)
摘要：首次在渤海湾盆地辽河西部凹陷南段沙河街组致密砂岩中发现异常低压。为研究异常低压体系的分布特征和成因，应用1 092口井的试油实测地层压力资料，分析异常低压体系在纵、横2个方向上的分布特征。研究结果表明：在纵向上，异常低压主要分布在沙三段，且其顶界埋深与基底埋深呈正相关；平面上，压力系数自北西向南东均呈现出“高—低—高”的趋势，异常低压主要分布在洼陷带，其原因是洼陷带发育厚层超压泥岩可以有效地保存砂岩中的异常低压。研究区异常低压体系的形成还与地层抬升剥蚀、水冷减压和轻烃扩散作用密切相关。
关键词：异常低压；致密砂岩；非常规油气；西部凹陷；辽河坳陷
中图分类号：P618.13 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2014)09-3150-08
Underpressure system and forming mechanisms in southern part of Liaohe West Sag
HU Anwen1, 2, MENG Yuanlin1, 2, SUN Hongbin3, SHAN Junfeng3, LIU Yuanqi4,
XU Cheng1, 2, ZHAO Zitong1, 2
(1. College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;
2. Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas, State Key Laboratory Cultivation Base Jointly-constructed by Heilongjiang Province and the Ministry of Science and Technology, Daqing 163318, China;
3. Liaohe Oil Field Co. Ltd., PetroChina, Panjin 124010, China;
4. Petroleum Production Subcompany 7 of Daqing Oil Field Co. Ltd., PetroChina, Daqing 163517, China)
Abstract: The underpressure system was discovered in the tight sandstones of Shahejie Formation of southern part of Liaohe West sag, Bohai gulf basin. In order to study the distribution and forming mechanisms of the underpressure system, the distribution features of the underpressure system in space were analyzed using the pressure data from the well test of 1 092 wells. The results show that vertically and underpressure zones are mainly distributed in the third member of Shahejie Formation, and the depths of the upper boundaries of underpressure zones show positive responses to the depth of basement; horizontally and underpressure zones show an alternating “high-low-high” pattern from NW to SE. Since the thick overpressure mudstones in sags enhance the preservation potential for underpressure, underpressure zones are usually distributed within the sags. The formation of underpressure system is controlled by uplift, erosion, hydro-cooling and gas diffusion.
Key words: underpressure; tight sandstone; unconventional gas and oil; West Sag; Liaohe Depression
异常压力体系广泛分布于各含油气盆地。根据统计，全球范围内已知有180个盆地发育超压地层，占世界沉积盆地的2/3，而相比之下，发育异常低压的沉积盆地较发育超压的沉积盆地少得多。但随着油气勘探开发的不断深入，地质学家们逐渐发现了沉积盆地亦存在异常低压，如美国Piceance盆地[1]和Llanos盆地[2]、我国鄂尔多斯盆地[3]和松辽盆地十屋断陷[4]等。异常压力不仅影响油气生成、运移和成藏的全过程，而且还影响钻井和完井等油气开采的过程[5]。因此，异常压力的研究一直是石油勘探、开发领域研究的热点。与超压相比，异常低压的研究程度较低，尤其是对异常低压成因机制的研究不够深入[6-7]。本文试图从分析辽河西部凹陷南段异常低压体系特征入手，阐述异常低压的成因机制，以期对异常低压油气藏的勘探开发提供参考。目前，常见的异常低压成因机制主要有抬升剥蚀、地下水流动的不平衡、封闭层的天然气渗漏[8]，本文拟在研究辽河坳陷西部凹陷南段异常低压的分布与成因时，除了上述低压成因机制外，探讨新的成因机制，并定量计算抬升剥蚀对地层压力的影响。
1 区域地质概况
辽河西部凹陷位于渤海湾盆地辽河坳陷的西部，西临西部凸起，东部与东部凹陷毗邻，向南延伸至渤海湾海域，是一个典型的多旋回单断式箕状凹陷[9]。研究区位于辽河西部凹陷南段，包括兴—冷构造带、双台子构造带、笔架岭构造带、小洼—月海构造带和欢曙斜坡带5个构造带，总面积约700 km2(图1)。经历了新生代的地壳拱张、裂陷和坳陷3个演化阶段，形成了多旋回性的沉积地层，自盆地基底(前新生界)向上，依次发育古近系房身泡组(E1-2f)、沙河街组四段(E2s4)、三段(E2s3)、二段(E2s2)、一段(E2s1)和东营组(E3d)，新近系馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)和第四系平原组(Qp)。在深洼区，沙三段和沙四段砂岩的孔隙度一般小于10%，发育致密砂岩。在其中已发现工业气流和低产气流，是一种非常规油气。
图1 辽河西部凹陷南段区带划分
Fig. 1 Tectonic zones in southern part of Liaohe West Sag
2 异常低压体系特征
为研究辽河西部凹陷南段异常低压体系特征，本文采用了解习农等提出的异常压力分类方案[8]，如表1所示。
表1 地层压力分类表
Table 1 Classification of strata pressure
2.1 压力纵向分布特征
地层压力数据的来源众多，但最准确可靠的资料为试油过程中所获得的静压数据。本文共收集了1 092口井的试油静压数据，且大部分数据来自于沙河街组。统计结果表明：研究区内压力在纵向上的分布具有如下特征：1) 从层位来看，异常低压分布的层位广，1.5 km以下的沙一段至沙四段均有分布。总体来看，异常低压主要分布于沙三段。但在小洼—月海构造带，仍有部分异常低压分布于东营组。2) 从深度范围来看，各个构造带异常低压分布的主要深度区间各不相同(图2)。在凹陷中心，异常低压主要分布于较深的层段，往凹陷边缘异常低压主要的分布区间逐渐变浅。在双台子构造带，67%的实测异常低压点分布于2.5~3.0 km；而在小洼—月海构造带，大多数的实测异常低压点(占78%)分布于1.5~2.5 km。3) 在不同的构造带，异常低压顶界面埋深不同(图3)。异常低压顶界面埋深与基底埋深呈正相关，即基底埋深越大，异常低压顶界面埋深越大。如欢曙斜坡带异常低压顶界1.7 km，基底埋深2.4 km；而笔架岭构造带异常低压顶界3.3 km，基底埋深6.8 km。4) 砂岩异常低压的发育与其上下泥岩发育的超压有关。
图2 辽河西部凹陷南段地层压力、压力系数与深度的关系
Fig. 2 Pressure and pressure coefficient vs depth in southern part of Liaohe West Sag
图3 辽河西部凹陷南段不同构造带异常低压顶界深度
Fig. 3 Upper boundary of abnormal low pressure in different tectonic belts of southern part of Liaohe West Sag
2.2 压力平面分布特征
对比各层段压力系数平面图发现，各层段压力系数的范围变化较大。在沙一段、沙二段、沙三段和沙四段，异常低压、低压、常压和弱超压均有分布。整体上，研究区各层段压力系数自北西向南东均呈现出“高—低—高”的趋势，但以沙二段(图4)最为典型。下文就以沙二段为例，详细论述研究区各构造带的压力平面分布特征。
沙二段欢曙斜坡带和兴—冷构造带北部均分布常压、弱超压，压力系数介于0.9~1.2，由北西向南东逐渐减小。位于凹陷中心的双台子构造带压力较其他构造带都低，大部分地区压力系数小于0.9，为低压。且中部压力系数更低，小于0.8，属于异常低压。小洼—月海构造带和笔架岭构造带压力系数较双台子构造带有所增加，主要分布常压、弱超压，压力系数为1.0~1.2。沙二段的压力分布具有“周边为正常压力与弱超压、中部为异常低压与低压”分布特征，这与深盆气藏及其外围地区压力分布特征有点类似。例如鄂尔多斯盆地上古生界在深盆气区中部的苏里格庙区压力系数最低，为低压和异常低压，而深盆气藏周边的乌审旗、靖边、榆林和米脂区压力系数较苏里格庙区有所增大，主要为常压[10]；加拿大阿尔伯达艾尔姆华士深盆地Cadotte组地层在深盆气区同样发育异常低压，而正常压力在其周边发育[11]。其他层段与沙二段压力分布特征相似，即双台子构造带压力系数最低，分布异常低压与低压，其他构造带较双台子构造带压力系数都高，主要分布常压与弱超压。
3 异常低压成因机制
有关异常低压的成因机制众多，如地层抬升和上覆地层剥蚀[12]、潜水面变化[13]、轻烃扩散作用[3]和地层水化学作用[14]。本文作者认为异常低压的形成与特定的区域地质背景密不可分。结合辽河西部凹陷南段实际的地质条件，研究区异常低压的成因可归结为超压泥岩封堵砂岩形成低压仓、地层抬升和上覆地层剥蚀、水冷减压作用和轻烃扩散作用。
3.1 超压泥岩封堵砂岩形成低压仓
研究区异常低压的发育与泥岩发育超压密不可分。异常低压的砂岩与异常高压的泥岩在地层中交替出现，二者呈“三明治”式排列(图5)。砂岩上、下的超压泥岩封闭砂岩低压仓，使其无法与外界发生物质和能量的交换，形成的异常低压得以保存至今。如欢曙斜坡带锦260井在3.067 8 km处实测压力为26.54 MPa，压力系数0.87，发育低压，而其上下的泥岩均发育超压(图6)。
图4 辽河西部凹陷南段沙二段压力系数等值线图
Fig. 4 Contour map of formation pressure coefficient of E2s2 in southern part of Liaohe West Sag
图5 锦260井声波时差与深度关系
Fig. 5 Transit time diffences vs depth in Well Jin 260
图6 锦260井砂岩异常低压与泥岩超压
Fig. 6 Underpressure in sandstone and overpressure in mudstones in Well Jin 260
凹陷中心的双台子构造带发育超压泥岩层且分布稳定，能更好地封盖低压砂岩，使异常低压得以保存。而欢曙斜坡带和小洼—月海构造带缺乏大面积稳定分布的超压泥岩层，异常低压砂岩易发生渗漏，使地层压力系数有所增大。现今，研究区各层段压力系数自北西向南东均呈现出“高—低—高”的趋势正是由此造成的。
3.2 地层抬升和上覆地层剥蚀
地层抬升和上覆地层剥蚀产生异常低压主要体现在以下2个方面：1) 地层抬升和上覆地层的剥蚀使目的层埋深变浅，地温随之降低。地温的降低必然会使岩石骨架和孔隙流体体积变化。由于流体热膨胀系数远大于岩石骨架，因此，温度每降低1℃，地层水产生的变化是孔隙空间的44倍多[15]。可见岩石膨胀或收缩系数均低于流体，温度的降低就会引起孔隙流体体积相对于孔隙容积而缩小，从而形成异常低压。2) 上覆地层遭受剥蚀，负载降低，导致目的层孔隙卸载膨胀使地层压力降低。同时孔隙流体也会发生一定的膨胀，在一定程度上增加了地层压力，但研究发现岩石孔隙空间的变形足以弥补孔隙内流体的体积膨 胀[7]，从而产生异常低压。
沉积盆地中的封闭体系地层压力因上述原因造成的变化，可用下式定量计算[16]：
(1)
式中：g为重力加速度，m/s2；
为地层水密度，kg/m3；h为深度，m；hst为静水面深度，m；
为泊松比，无量纲，一般取0.25；
为孔隙体积压缩系数，MPa-1，一般取1×10-3 MPa-1；
为水压缩系数，MPa-1，一般取0.5×10-3 MPa-1；
为岩石密度，kg/m3；
为剥蚀厚度，m；
为水热膨胀系数，℃-1；
为温度变化值，℃。
其中水热膨胀系数会随着温度t的增加而增加，在5 ℃到200 ℃之间可用下式计算[16]：
(2)
式中：t为地层温度，℃。
为了更好地探讨地层抬升和上覆地层剥蚀对地层压力的影响，本文作者利用《成岩作用数值模拟与优质储层预测系统》[17]进行了单井埋藏史和地热史模拟，然后根据模拟结果运用上式定量计算了地层抬升和上覆地层剥蚀对地层压力的影响。埋藏史参数选取主要参考辽河油田分公司勘探开发研究院的研究成 果[18]。地热史模拟过程中，各地质时期上边界条件温度和下边界条件大地热流值见表2。
表2 各地质时期地表温度与大地热流值
Table 2 Surface temperature and heat flow during various geological time
以研究区欢160井为例，说明抬升剥蚀对地层压力的影响。模拟结果表明：在东营末期，上覆地层抬升剥蚀150 m，沙四段底界温度变化了4.8 ℃(图7)，假设沙四段地层为一封闭体系，则因上覆地层卸载降低的压力约1.36 MPa，温度降低引起地层压力降低约3.35 MPa，估算得到沙四段地层的压力系数为0.77。现今该井的试油静压资料表明：沙四段压力系数为0.78，与模拟计算的结果相近。实测压力系数较模拟结果高的可能原因是地层并非为一完全封闭系统，在地质时期上可能发生过压力渗漏，使地层压力系数有所增大。由此可见，地层抬升和上覆地层剥蚀造成地层压力降低是形成异常低压的主导因素。
3.3 水冷减压作用
任何流体都具有热胀冷缩的性质。当温度升高时，岩石孔隙中的油、气、水都要发生膨胀，在封闭和半封闭的体系内，体积的膨胀必然导致压力的增大，形成异常高压；同样，当温度降低时，必然会造成孔隙中流体的体积收缩，压力降低，形成异常低压。水冷作用可看成水热作用的逆过程，对异常低压的形成具有一定贡献，低压仓内温度的降低会强化低压异常。该效应的强度与盆地地温梯度密切相关[19]。
假设研究区地层水密度为0.98 g/cm3，地层地温梯度为2.5 ℃/100 m，则当地层埋深减少2.0 km，考虑水冷作用的压力变化(图8中C
A)比不考虑水冷作用(图8中BA)多4000psi(约27.6 MPa)。而研究区实际地层水密度为1.02 g/cm3，现今实际地温梯度为3.2 ℃/100 m，均比上述假设的大，其水冷作用效应必然比上述计算的还大。辽河西部凹陷地热史表明：辽河西部凹陷南段在断陷期，具有较高的大地热流值，如沙一、二段沉积时期大地热流值达到最大，为2.0HFU左右，而在裂后期，大地热流较低，如现今大地热流值只有1.3HFU左右。可见辽河西部凹陷南段大地热流值总体来看一直在降低，研究区在不断的冷却过程中，由此产生的水冷作用对研究区异常低压的形成具有一定贡献。
3.4 轻烃扩散作用
在地质条件下，尤其在致密砂岩气藏中，由于天然气的体积分数是不平衡的，气藏中天然气体积分数比气藏外的高，因而天然气从气藏内向气藏外的轻烃扩散作用是普遍存在的一种地质过程。当天然气散失量大于天然气的运移补给量时，可以导致气藏压力降低，两者差值越大，对压力降低的贡献越大[3]。
图7 辽河西部凹陷南段沙四段底埋藏史和地温史
Fig. 7 Diagram showing burial and geotemperature histories of E2s4 in southern part of Liaohe West Sag
图8 水冷减压作用对流体压力的影响 (据Baker[20]，有所修改)
Fig. 8 Hydrocooling effect on fluid pressure(Amended after Baker[20])
辽河西部凹陷南段沙河街组致密砂岩气藏自形成后至今，轻烃扩散作用贯穿始终。在东营组抬升剥蚀前，西部凹陷沙河街组烃源岩大量生烃并运移聚集成藏。东营末期，地层遭受抬升冷却，温度降低，虽后期随着进一步沉降并恢复加热后，有部分地区再次生烃，但沙河街组烃源岩经历东营末期的抬升冷却后气体生成作用已基本停止[21]。而天然气通过盖层的散失一直在持续，兴隆台油气田东营组的浅层气藏的存在就是很好的佐证[22]。同时，东营组浅层气藏中甲烷碳同位素比值也证实了浅层气主要来至沙三段中下部致密砂岩气藏[22]。张占文等[23]对辽河西部凹陷盖层的研究表明，西部凹陷各层段盖层突破压力均低于3.4 MPa，天然气完全可以发生扩散和渗透。这些均说明轻烃扩散作用是形成辽河西部凹陷南段致密砂岩气藏异常低压的重要因素。
4 结论
1) 辽河西部凹陷南段普遍发育异常低压，在纵向上异常低压的顶界埋深与基底埋深呈正相关；在平面上各层段压力系数自北西向南东呈现出“高—低—高”的格局。
2) 异常低压的发育与泥岩发育超压密不可分，砂岩上、下的超压泥岩封闭砂岩低压仓，可以有效地保存砂岩中的异常低压。
3) 地层抬升和上覆地层剥蚀是形成辽河西部凹陷南段异常低压的主要原因。同时，水冷减压作用对异常低压体系的形成有一定的贡献。
4) 对致密砂岩气藏而言，异常低压体系的形成与轻烃扩散作用密切相关。轻烃扩散作用是形成致密砂岩气藏异常低压的重要因素。
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(编辑 何运斌)
收稿日期：2013-03-07；修回日期：2013-08-29
基金项目：国家自然科学基金资助项目(U1262106)；黑龙江研究生创新科研基金资助项目(YJSCX2012-064HLJ)
通信作者：孟元林(1961-)，男，山西忻州人，教授，博士生导师，从事储层与石油地质研究；电话：0459-6503230；E-mail: qhdmyl@163.com
