东营凹陷压力系统与油气成藏

邱贻博

(中石化胜利油田分公司，山东 东营 257015)



东营凹陷压力系统与油气成藏

邱贻博

(中石化胜利油田分公司，山东 东营 257015)

东营凹陷作为中国东部最为典型的陆相富油断陷盆地之一，油气成藏具有油藏类型多样性、油气分布不均衡性、有序性、成藏环境差异性的特点。研究表明，东营凹陷古近系普遍存在异常高压。根据地层压力的纵横向分布特征将东营凹陷划分为深部超压系统、中部的过渡压力系统、浅部的常压系统。通过不同压力系统下油藏特征差异性的分析，建立了不同压力系统下的油气成藏模式，明确了压力结构的差异性决定油藏类型和分布的有序性。

东营凹陷；地层压力；压力系统；压力结构；成藏模式

引 言

中国东部陆相断陷盆地多具有复杂的成藏压力环境，不同压力环境发育不同的压力结构及成藏组合[1]。东营凹陷作为中国东部最为典型的陆相富油断陷盆地之一，油气成藏具有油藏特征多样性、油气分布有序性和成藏压力环境差异性的特点。

1 压力场分布特征

东营凹陷是一个拉张型的箕状断陷盆地，东营凹陷下第三系普遍存在异常高压[2-5]。根据东营凹陷实测地层压力资料(图1)，东营凹陷超压现象很普遍，2 200 m以上地层压力基本保持在静水压力带附近，随埋深增加，地层压力逐渐偏离静水压力，开始出现超压。

图1 东营凹陷压力系数与埋深关系

从纵向上来看，东营凹陷可划分成3个压力区。常压区：样品点围绕正常静水压力线分布，埋深一般小于2 200 m，压力系数一般为1.0，局部小于1.0；压力过渡区：样品点略高于相同深度静水压力，位于埋深为2 200～2 800 m的深度带，主要分布在沙河街组沙三段和沙四段，压力系数一般为1.06～1.40；超压区：位于凹陷最深部，样品点明显高于静水压力，主要分布在沙河街组沙三段和沙四段，埋深一般大于2 800 m，压力系数一般为1.4～2.0。

从平面上来看(图2)，东营凹陷沙四上在平面上发育多个超压中心，分别处在利津、牛庄、博兴等洼陷的沉积、沉降中心。从超压发育的强度来看，利津洼陷的超压强度要明显大于牛庄和博兴洼陷，压力系数可达到1.8以上，而博兴洼陷超压强度则最小，压力系数最高在1.4左右。随着向盆地边缘方向的延伸，地层压力逐渐降低变为过渡压、常压。

2 压力系统划分

该文主要采用了埃克森石油公司的地层压力分类方案[6-10]，主要根据东营凹陷实测地层压力的纵向分布特征划分为3大成藏压力系统(图1)。

图2 东营凹陷沙四上亚段压力系数平面分布

(1) 超压区。主要位于盆地的深洼区，层系上包括了沙三下—沙四上地层，地层一般埋藏较深(东营凹陷一般在2 800 m以下)，埋深达到生烃门限深度以下，有大量生烃增压的潜能，压力系数一般大于1.40。

(2) 压力过渡区。主要位于中部地层和盆地的斜坡区，层系上主要包括了沙三中上的地层以及沙三下—沙四上斜坡区的部分地层，地层埋深中等，在垂向上或平面上位于超压区的上方和侧翼(埋深为2 200～2 800 m)，压力系数为1.06～1.40。

(3) 常压区。主要是指以静水压力为主的常压区，主要位于上部地层及盆地的边缘，层系上主要是指沙二段及以上的地层，同时也包括了沙三、沙四段盆缘的大部分区域，地层埋深较浅(埋深一般在2 200 m以上)，压力系数为0.90 ～1.06。

按照东营凹陷压力系统划分的原则，可以看到(图2)，东营凹陷沙四上亚段超压区(压力系数大于1.40)主要包括了北部的利津—牛庄以及南部的博兴两大超压区。其中北部的利津—牛庄超压区范围较广，包括了利津、牛庄洼陷的大部分区域，整个超压区连为一片；南部的博兴超压区范围相对较小，主要局限在博兴的深洼区。深洼区的三四级断层对压力系统的分割作用并不明显，河125断裂带及中央隆起带仍处于超压区范围内。压力过渡区(压力系数为1.06～1.40)主要位于超压区的外围，平面上呈环带状分布，埋深中等。常压区(压力系数为0.90～1.06)主要分布在盆地的边缘，埋深较浅。

3 不同压力系统下油藏特征的差异性

(1) 油藏类型的多样性、有序性。以东营凹陷沙四上亚段滩坝砂油藏为例，在靠近洼陷的超压区，地层压力大，油气充满度高，油藏类型以低孔岩性油藏为主，油气藏无明显的边底水，非油层即干层；在盆地斜坡的中部，为地层压力的过渡区，油藏类型以中孔构造-岩性油藏为主，油气充满度也较高，局部可见到油水间互；在盆地边缘的构造高部位的常压区，油藏类型以高孔构造油藏为主，油气充满度较低，油水间互现象比较普遍，具有明显的边底水。高压低孔岩性油藏、低超压中孔构造-岩性油藏、常压高孔构造油藏呈环带状叠合连片分布。

(2) 原油物性的差异性、分区性。在不同的压力系统下原油物性具有明显的差异性和分区型。在压力系数大于1.40的超压区，原油性质较好，密度一般都小于0.89 g/cm3，以轻质油为主。在压力系数为1.06～1.40的压力过渡区，原油性质有所变化，原油密度有部分大于0.90 g/cm3，虽然还是以轻质油为主，但是中质油比重有所增大。在压力系数为0.90～1.06的常压区原油性质变化较大，原油密度变化范围宽泛，数值为0.84～0.99 g/cm3，轻质油和中质油所占比重相当，但重质油比重明显增大。

不同压力系统下成藏动力的差异可能是成藏特征差异性的根本原因[11-18]。例如在超压区，油气成藏的动力主要是烃源岩的生烃超压，烃源岩中的油气在此驱动下直接进入相邻储层，油气成藏受有效储层影响，油藏类型主要是岩性油气藏为主，同时超压强度越大，油气的充满程度越高。在压力过渡带和常压区，烃源岩的生烃能力已经基本结束，油气基本上没有了从烃源岩向储层运移的内在动力，主要靠储层的侧向和断层的垂向运移，油气成藏的动力主要是靠流体的排驱压力差以及油气自身的浮力。其中常压区油气受构造的影响较大，在浮力的驱动下，油气经过长距离运移，主要在构造的高部位成藏，以构造油藏为主，油气充满度较低；而压力过渡区是位于超压区和常压区的过渡区域，油藏类型也往往具有这2个压力区的特征，类型以构造-岩性复合有藏为主，油气充满度中等。

4 不同压力系统下油气成藏模式

在压力系统划分、油藏特征统计及典型油藏解剖的基础上，建立了不同压力系统下油气成藏模式，明确了压力结构的差异性决定了油藏类型和分布的有序性(图3)。

4.1 高压环境成藏模式

高压环境主要分布在东营凹陷的沉积、沉降中心，压力系数大于1.40的超压区内。该区域是烃源岩的有利发育区，烃源岩开始生烃后，压力逐渐积累，当源岩的生烃超压大于相邻储层的毛细管力时，源岩中的油气在生烃超压的作用下向相邻储层排放，油气具有“超压”驱动模式，以垂向输导为主，可见生烃超压的强度控制了油气的分布范围。在此环境下东营凹陷沙四上亚段滩坝砂油藏应该具有大范围连续分布、纵向上多层叠置的特点。高压环境下油气成藏的特点有效指导了东营凹陷超压区滩坝砂岩的规模勘探，将滩坝砂岩的有利勘探范围由局部构造拓展至整个占凹陷面积1/2以上的超压区。

“十一五”以来，在洼陷内有效储层预测的基础上，在利津洼陷西部超压区先后部署的梁755、梁760、利673、利674等11口探井均取得成功，获得7～23 t/d的工业油流，2011年底整体上报了利津洼陷西部高压区梁75—梁76区块沙四上亚段滩坝砂油藏探明石油地质储量为8 464×104t，成为自进入隐蔽油气藏勘探以来，胜利油田一次性上报岩性油藏储量最大的区块。

图3 东营凹陷不同压力系统油气成藏模式

4.2 过渡环境成藏模式

过渡环境主要分布在东营凹陷的缓坡带，地层压力系数为1.06～1.40的压力过渡区内，平面上位于超压区的外围，纵向上主要位于超压区的上方。超压区内生成的油气在超压驱动下，向上和向侧向运移，进入压力过渡区内。此时，烃源岩的生烃能力已经基本结束，油气主要受油柱两端的排驱压力和自身浮力驱动，在斜坡区运聚成藏，具有“压浮”驱动模式。在过渡压力环境中，油气的成藏属于典型的旁生侧储式、下生上储式，油气来源于紧邻的超压区，超压区生成的油气在断裂和砂体的匹配下发生侧向和垂向运移。在该区域，油气的运移距离相对较短，油气的充满程度也较高，局部可见到油水互层和边底水，油藏类型以构造-岩性油藏为主，目前在利津洼陷的西斜坡、博兴—利津洼陷结合部的纯化构造带、牛庄洼陷东坡的广利—王家岗地区均发现了大量的油气分布，油气具有紧邻超压区呈环带状分布的特点。

4.3 常压环境成藏模式

常压环境主要分布在东营凹陷的盆缘，地层压力系数在1.0左右的正常压力区内。由于此处位于洼陷边缘部位，地层埋藏浅、孔隙度较大、油气运移的阻力较小、地层超压不发育，仅仅依靠浮力为油气运移提供动力，具有“浮力”驱动模式。该区油气受构造的影响较大，往往沿着构造脊形成优势运移通道，在构造的高部位聚集成藏，形成一定规模的构造类或地层类油藏，例如东营凹陷南部的金家、草桥和八面河油田。此外，由于距离源岩区较远，油气经过长距离的运移，散失量较大，该区油气充满程度相对较低，可见到明显的边底水，并且油气具有零星分布的特点。

5 结 论

(1) 东营凹陷作为中国东部最为典型的陆相富油断陷盆地之一，油气的成藏具有油藏类型多样性、油气分布不均衡性、成藏环境差异性的特点。

(2) 东营凹陷下第三系普遍存在异常高压，根据地层压力的纵横向分布特征将东营凹陷划分为三大成藏压力系统：深部超压区(压力系数大于1.40)、中部的压力过渡区(压力系数为1.06～1.40)、浅部的常压区(压力系数为0.90～1.06)。

(3) 在压力系统划分、油藏特征统计及典型油藏解剖的基础上，建立了高压、过渡、常压3种不同压力系统下油气成藏模式。在靠近洼陷的超压区为高压环境成藏模式，地层压力大，油气充满度高，油藏类型以岩性油藏为主，油气藏无明显的边底水；在盆地斜坡的压力过渡区为过渡环境成藏模式，油藏类型以构造-岩性油藏为主，油气充满度也较高，局部可见到油水间互；在盆地边缘的常压区为常压环境成藏模式，油藏类型以构造油藏为主，油气充满度较低，油水间互现象比较普遍，具有明显的边底水。

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编辑 张 雁

20141010；改回日期：20150203

国家科技重大专项＂渤海湾盆地精细勘探关键技术＂(2011ZX05006)

邱贻博(1977-)，男，高级工程师，2000年毕业于石油大学(华东)应用地球物理专业，2007年毕业于该校地质资源与地质工程专业，获博士学位，现从事石油地质勘探工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.014

TE121.1

A

1006-6535(2015)03-0058-04