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流体超压本质上是地质过程中流体体积与孔隙空间的不均衡调整,具体表现为流体压力高于同深度点静水压力值的高压异常[1]。超压成因机制复杂多样,不同岩性地层中超压成因大不相同,就泥岩等非渗透性地层而言,欠压实作用、烃源岩生烃、成岩作用、构造应力、压力传递均可导致超压发育[2]；渗透性砂岩中的超压主要来源于邻近异常高压泥页岩,或来自断层、不整合等沟通得更深或更远超压源的压力传递[3⁃4]。近年来,随着国内外学者对地层超压成因的研究[5⁃6],测井曲线组合分析法、加载—卸载曲线法、声波速度—密度交会图法等直接判断泥岩超压成因的研究方法逐渐被提出,先后被应用到渤海湾盆地东营凹陷[7]、东海西湖凹陷[8]、珠江口盆地白云凹陷[9]等地区中,结果发现,之前大部分被认为属于欠压实作用导致的泥岩地层超压已被否定,生烃作用是泥岩地层主要超压成因的观点越来越被证实[9⁃10]。但是,目前国内大部分地区泥岩超压成因的研究仍采用传统的理论分析和数值模拟等方法间接地判别。砂岩储层超压的成因较为复杂且研究较少,可通过烃源岩生排烃时间、油气充注储层时间与储层超压发育时间的匹配关系、超压储层试油结果、构造运动发育时间与储层超压发育时间的匹配关系,以及储层是否发育异常高孔隙度等综合判断[7,11]。
流体超压是影响优质储层发育的重要因素,对储层的成岩作用具有强烈影响,主要表现在：（1）对压实作用具有较好的抑制,有利于原生孔隙的保存[12]；（2）流体超压对黏土矿物之间的转化具有抑制作用,间接地减少碳酸盐胶结物和硅质的来源[13]。流体超压对储层的影响受控于超压强度、超压发育时间、运移条件等因素[14]。目前,主要基于现今压力来研究超压强度对储层的影响,如鲁雪松等[15]提出,在现今地层压力系数小于2.1时,超压强度越大,越有利于油气的富集与保存。然而,储层的成岩演化是一个复杂的地质过程,现今为常压的储层可能发育过异常高压[16],当流体超压形成于储层致密化之前,超压对储层具有较强的保孔作用,若超压形成于储层致密化之后,超压对储集层物性变差的抑制作用相对较弱[15]。
车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层普遍发育超压,但是储层超压成因尚未有研究。前人通过地层沉降速率、烃源岩生烃演化模拟、地球化学分析及泥岩声波时差、密度测井曲线等方法分析了泥岩地层的超压成因[17⁃18],但尚存争议。曾治平等[17]认为泥岩地层中欠压实作用是导致超压的主要成因,生烃作用对超压形成有一定贡献；然而,金秋月等[18]认为泥岩超压主要由生烃作用导致。本文在恢复车镇凹陷车西、套尔河、大王北三个不同洼陷陡坡带沙三段储层古地层压力特征的基础上,应用测井曲线组合法、声波速度—密度交会图法明确沙三段泥岩超压成因,结合储层超压发育时间、油气充注时间、烃源岩生排烃时间、烃源岩中裂缝发育特征及储层超压段含油气性等综合分析储层超压成因。采用控制变量法,对比经历不同压力演化史储层中成岩作用及储集空间的特征,证明了优质储层的发育与储层中古超压的存在密切相关,且超压发育时间越早,超压强度越大,储层中超压抑制压实作用和胶结作用的效果越好,越有利于优质储层的发育。
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车镇凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷北部的一个次级凹陷,凹陷北部与埕宁隆起以断层相接,西邻庆云凸起和无棣凸起,南部向义和庄凸起超覆,东部与沾化凹陷相邻,是一个典型的北断南超的箕状断陷盆地（图1）。剖面上自北向南发育北部陡坡带、中央洼陷带及南部缓坡带[4],平面上自西向东分为车西、套尔河、大王北、郭局子四个次级洼陷（图1）。车镇凹陷古近系自下而上发育孔店组（Ek）、沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）、沙一段（Es1）、东营组（Ed）,沙四段自下而上分为沙四下亚段和沙四上亚段,沙三段自下而上分为沙三下、中、上亚段。车西洼陷和大王北洼陷沙三段沉积主体为近岸水下扇,套尔河洼陷沉积主体为湖底扇[19],压实作用和胶结作用是破坏储层的最主要成岩作用,优质储层主要是近岸水下扇扇中亚相中杂基含量低、刚性颗粒含量高、压实、胶结作用弱的含砾砂岩和砂岩。车镇凹陷沙三段烃源岩是主力烃源岩,在凹陷内广泛分布,干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ1型,已进入成熟期[20]。
图 1 车镇凹陷位置及井位图
Figure 1. Chezhen Sag and well location map
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依据地层压力系数,将地层压力划分为常压（0.9~1.1）、弱超压（1.1~1.2）、中超压（1.2~1.5）和强超压（>1.5）4种类型[21]。车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层的实测压力数据显示,现今地层压力随深度增加逐渐增大,3 000 m以浅,以常压为主；3 000 m以深,以中—强超压为主,地层压力系数可达2.02。车西洼陷沙三段砂砾岩储层发育常压—中超压,现今地层压力系数介于1.0~1.3；套尔河洼陷沙三段砂砾岩储层为中—强超压,现今地层压力系数介于1.2~2.1；大王北洼陷沙三段砂砾岩储层为常压—弱超压,现今地层压力系数介于0.8~1.2（图2）。
图 2 车镇凹陷沙三段砂砾岩储层实测压力分布特征
Figure 2. Measured pressure distribution characteristics of conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
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流体包裹体记录了地质历史时期的地层温度、地层压力和地层流体等信息,为研究地层流体和地层温压提供了最直接的证据[22]。应用德国蔡司多功能研究级显微镜（ZEISS AXIO Imager A1m）、偏光显微镜（Axioskopt 40pol）,对车镇凹陷北部陡坡带沙三段砂砾岩储层中的流体包裹体进行岩相学分析。车镇凹陷北部陡坡带沙三段砂岩、砾岩储层中盐水包裹体主要为单一液相及气液两相包裹体,在单偏光下无色透明,无荧光,在石英破裂愈合缝、石英加大边及碳酸盐胶结物中均有发育,一般较小,主要介于2~13 μm,以椭圆形、长条形为主。油包裹体可见单一液相及气液两相包裹体,在单偏光下呈淡褐色或无色,荧光下发黄色荧光和蓝色荧光,主要分布在石英颗粒破裂愈合缝中。油包裹体大小差异大,1~20 μm均有,以椭圆形、不规则状为主,气液比介于5%~30%（图3）。
图 3 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中油包裹体及同期气液两相盐水包裹体组合
Figure 3. Oil and gas⁃liquid two⁃phase brine inclusion combination in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
在流体包裹体岩相学分析的基础上,选取同一流体包裹体组合（FIA）中大于3 μm的流体包裹体,应用英国Linkamd冷热台（THMS600型）,测量同一流体包裹体组合内气液两相油包裹体的均一温度和气液两相盐水包裹体的均一温度及冰点温度,以及在同一包裹体组合内与单一液相油包裹体同期的气液两相盐水包裹体的均一温度和冰点温度。均一温度与冰点温度测试误差均为±0.1 ℃；包裹体温度测量时,升温速率控制在0.1~5.0 ℃/min,记录气液两相包裹体完全均一和包裹体冰块完全溶化、气泡开始跳动时的温度。为保证流体包裹体未经后期破坏,所测流体包裹体均选用圆形、椭圆形的气液两相包裹体。共测得46组与油包裹体（单一液相/气液两相）同期的气液两相盐水包裹体均一温度82个,冰点温度60个,测得气液两相油包裹体均一温度15个。其中,与黄色荧光油包裹体（单一液相/气液两相）同期的气液两相盐水包裹体均一温度54个及冰点温度47个,均一温度的主峰介于90 ℃~120 ℃,冰点温度的主峰介于-5 ℃~0 ℃；与蓝色荧光油包裹体（单一液相/气液两相）同期的气液两相盐水包裹体均一温度28个及冰点温度13个,均一温度的主峰介于110 ℃~130 ℃,冰点温度的主峰介于-25 ℃~-20 ℃（图4）；气液两相黄色荧光油包裹体9个,均一温度介于80 ℃~105 ℃,气液两相蓝色荧光油包裹体6个,均一温度介于90 ℃~105 ℃。
图 4 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中气液两相盐水包裹体均一温度及冰点分布直方图
Figure 4. Histogram of homogenization temperature and freezing point distribution of gas⁃liquid two⁃phase brine inclusions in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
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应用流体包裹体PVTx法,确定了气液两相油包裹体的最小捕获压力、油包裹体的捕获时间（T,Ma）及古埋深（h,m）[23⁃24],并计算了古静水压力和古地层压力系数[25]。发现车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中发育两期超压烃类流体充注,且不同洼陷的超压发育时段及超压强度存在差异（图5,6、表1）。套尔河洼陷两期油包裹体均为超压捕获,早期黄色荧光油包裹体在距今35.7~27.2 Ma被捕获,捕获压力介于32.2~43.8 MPa,古地层压力系数介于1.54~2.08,为强超压；晚期蓝色荧光油包裹体在12.9 Ma~至今被捕获,捕获压力介于45.8~66.8 MPa,古地层压力系数介于1.57~2.10,为强超压。大王北洼陷两期油包裹体也为超压捕获,早期黄色荧光油包裹体在距今28.3~27.8 Ma被捕获,捕获压力介于37.1~39.1 MPa,古地层压力系数介于1.34~1.35,为中超压；晚期蓝色荧光油包裹体在距今11.6~9 Ma被捕获,捕获压力介于51.6~55.7 MPa,古地层压力系数为1.56,为强超压。车西洼陷早期黄色荧光油包裹体在距今28.5~23 Ma被捕获,捕获压力介于28~29 MPa,古地层压力系数介于1.0~1.1,为常压；蓝色荧光油包裹体在6 Ma~至今捕获,捕获压力介于41.8~43.4 MPa,古地层压力系数介于1.2~1.4,为中超压。
图 5 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中油包裹体PVTsim热动力学模拟恢复古地层压力
Figure 5. Recovery of paleo⁃formation pressure by PVTsim thermodynamic simulation of oil inclusions in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 6 PVTx法恢复车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层古地层压力
Figure 6. PVTx method to restore the palaeo⁃pressure of the conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
表 1 车镇凹陷沙三段包裹体均一温度、油气充注时间及古压力系数
Table 1. Homogenization temperature, oil⁃gas charging time, and paleo⁃pressure coefficient in the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
井号 深度/m 产状 包裹体类型 均一温度/℃ 大小/μm 气液比/% 冰点/℃ 古埋深/m 古压力/Mpa 古压力系数 时间/Ma 包裹体组合 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 108.7 5.330 -12.9 2 500 27.8 1 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 89.3 4.483 8.48 37.10 1.34 1 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 107.2 4.444 -21.2 2 500 28.3 2 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.2 5.506 5.87 39.10 1.35 2 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 109.6 4.383 -3.5 2 630 25.2 3 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 88.9 4.940 14.18 28.83 1.07 3 车58 3 259.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 99.2 4.655 -19.4 2 320 26 4 车58 3 259.20 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 82.1 4.816 9.20 29.09 1.09 4 车660 4 191.85 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 112.5 5.360 -2.3 2 580 27.2 5 车660 4 191.85 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 101.8 3.787 17.00 39.97 1.54 5 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 105.8 4.296 -0.7 2 330 29.4 6 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 93.2 6.411 13.00 35.41 1.55 6 车660 4 195.85 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 99.0 4.442 -0.8 2 100 30.8 7 车660 4 195.85 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.8 3.574 12.30 33.58 1.62 7 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 93.6 4.602 -0.6 1 700 35.7 8 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 81.7 3.583 10.90 32.20 1.93 8 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 98.4 5.869 -3.2 2 070 32.6 9 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.0 3.338 15.82 43.74 2.08 9 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 116.6 5.330 -20.7 3 080 9.0 10 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 98.2 4.483 22.12 55.70 1.56 10 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 111.4 4.105 -16.3 2 920 11.6 11 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 92.2 4.317 9.62 51.60 1.56 11 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 115.6 3.436 -6.1 3 095 4.8 12 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 91.2 4.314 19.09 43.40 1.34 12 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 93.4 3.858 16.62 41.80 1.29 12 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 129.7 5.531 -2.1 3 560 4.8 13 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 102.3 5.494 18.70 66.80 1.88 13 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 114.3 3.899 -1.9 2 920 12.9 14 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 96.5 4.136 5.08 45.84 1.57 14 -
储层的超压主要来源于邻近异常高压泥页岩,或来自断层、不整合等沟通得更深或更远超压源的压力传递[3⁃4]。通过泥岩超压成因、烃源岩生排烃时间、储层超压发育时间、烃源岩裂缝发育情况及超压段储层含油气性等综合分析,阐明车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层的超压成因。
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对于车镇凹陷这类由扭张、拉张等多期构造应力共同作用形成的盆地[26],欠压实作用和生烃作用是形成大规模超压的两种主要成因[27]。采用电阻率测井、密度测井与声波时差测井相结合的测井曲线组合分析法是判别泥岩超压成因最直接、最可靠的方法之一[10]。电阻率测井可用于判别流体的性质（水或油气）；密度测井与孔隙度密切相关[10]；声波时差测井可以确定超压段的分布,在以往的超压成因研究中,部分研究仅通过声波时差测井资料来反映泥岩超压的成因,并认为声波时差偏离正常压实曲线即为欠压实作用导致的超压,超压地层具有异常高的孔隙度[10]。但是,声波时差的异常增大不一定代表了孔隙度的异常[28],例如,除孔隙度外,烃源岩中有机质丰度及含油气性对声波时差也有较大影响,有机质含量越高,声波时差越大,因此,仅通过声波时差测井资料无法区别泥岩超压成因,需结合电阻率测井与密度测井共同判断。欠压实作用导致的超压是由于沉积物的快速埋藏,孔隙水不能被及时排出而阻止岩石被压实,从而导致岩石颗粒之间保持相对较低的有效应力[29],相对于正常压实而言,测井响应表现为,速度降低、声波时差增大,孔隙水矿物度增加、电阻率减小,密度显著减小[4]；烃源岩生烃增压是由于干酪根在生烃过程中转化为低密度的油和气,使孔隙流体发生膨胀[30],相对于正常压实而言,测井响应表现为,泥岩骨架颗粒垂直有效应力减小、声波时差增大或速度降低,含油饱和度增加、电阻率增大,孔隙度不变、地层质量变化较小、密度变化较小[7]。
利用车镇凹陷大斜722井、车58井及车660井泥岩的密度、声波时差资料,采用等效深度法恢复了3口典型井的现今泥岩地层压力。应用测井曲线组合法,对比大斜722井、车58井、车660井沙三段泥岩声波时差（AC）、电阻率（R）、密度（DEN）与深度、地层压力系数之间的关系,明确车镇凹陷陡坡带沙三段泥岩地层超压成因。大斜722井沙三段泥岩发育超压,泥岩地层压力系数大于1.2,声波时差随深度的增加逐渐偏离正常压实曲线,与正常压实段泥岩相比,电阻率曲线表现为异常高电阻率,密度随深度的增加而增加（图7）；车58井沙三段泥岩超压发育,整体上泥岩地层压力小于大斜722井,泥岩地层压力系数介于1.0~1.4,为中超压,随深度增加,超压带声波时差逐渐偏离正常压实曲线,与正常压实段相比,电阻率逐渐增加,密度基本不变（图8）；车660井沙三段泥岩地层发育中—强超压,随深度增加,声波时差偏离正常压实曲线,与正常压实泥岩段相比,电阻率具有高异常,密度基本保持不变（图9）。
图 7 大斜722井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 7. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Daxie 722
图 8 车58井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 8. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Che 58
图 9 车660井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 9. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Che 660
声波速度—密度交会图可以用来进一步区分泥岩超压成因机制,特别是针对不同流体膨胀引起的超压[31]。在正常压实的地层中,随着深度的增加,孔隙度逐渐减小,地层垂直有效应力与声波速度逐渐增加,沉积物处于持续加载的力学过程,将声波速度与垂直有效应力之间的关系定义为加载曲线[5],加载曲线中声波速度与密度正相关,相关的超压成因机制包括欠压实作用和构造挤压作用。卸载曲线关系中垂直有效应力减小,孔隙压力升高,相关的超压成因机制主要包括生烃作用或超压传递等[4⁃5]。不同超压成因地层对应的声波速度与密度之间的关系不同（图10a）,具体表现为：（1）由欠压实作用引起的超压地层具有异常高孔隙度,可以同时导致密度及声波速度的降低,使欠压实作用导致的超压泥岩地层中密度与声波速度的投影在正常压实段的加载曲线之上（BC段）[4,8]；（2）由生烃作用产生的超压,声波速度降低的同时密度基本不变,其密度与声波速度的投影在加载曲线下（BE）[5]；（3）由黏土矿物成岩作用或化学压实作用引起的超压,其特征为随着密度的增加而声波速度基本不变（BF）[31]；（4）由构造挤压引起的超压,其声波速度与密度同时增加,且超过正常压实段（CD）[32]。分别选取大斜722井、车58井、车660井的东营组、沙一段、沙二段的常压段地层的密度与声波速度建立加载曲线。将各口井沙三段超压发育的泥岩地层中的声波速度及密度投影,3口井沙三段超压泥岩数据大部分偏离加载曲线,在声波速度减小的同时密度基本不变,位于BE段（图10）。
图 10 泥岩声波速度—密度交会图
Figure 10. Mudstone acoustic velocity⁃density cross plot
由测井曲线组合法及声波速度—密度关系可见,大斜722井、车58井、车660井沙三段泥岩超压发育,超压段具有较高的声波时差值及电阻率值,没有出现异常低密度的特征,且沙三段泥岩超压段声波速度—密度交会图位于生烃作用的区域,可见泥岩超压是生烃增压引起的泥岩骨架颗粒间垂直有效应力减小,超压层段表现为异常的高声波时差,含油饱和度增加、电阻率增大,孔隙度不变、地层质量变化较小、密度变化较小。
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车镇凹陷陡坡带沙三段泥岩超压由生烃增压引起,沙三段砂砾岩储层与烃源岩侧向指状接触或垂向互层接触,具有良好的源储配置关系,有利于烃源岩生烃作用产生的超压直接传递至储层[33]。大王北洼陷和车西洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层与烃源岩侧向接触,受断层遮挡[20]；套尔河洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层被烃源岩包围[34]。
烃源岩荧光薄片分析表明,车镇凹陷沙三段主力烃源岩中发育超压裂缝,产状不规则,单一裂缝发育规模较小,延伸长度短,宽度不一,常呈纤维状和脉状,裂缝中可见黄色荧光油和蓝色荧光油充注（图11）,说明裂缝曾作为烃源岩多次排烃的主要通道,烃源岩中的超压流体可沿裂缝充注至邻近泥岩的沙三段砂砾岩储层。
图 11 车镇凹陷沙三段烃源岩超压裂缝中油气充注情况
Figure 11. Oil and gas charging in overpressure fractures from the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
油源对比表明,车镇凹陷沙三段砂砾岩储层油气来源于沙三段烃源岩[35]。套尔河洼陷陡坡带沙三段储层经历了两期超压油气充注,伴随两期增压旋回（图6）。第一期增压旋回与黄色荧光油充注时间相匹配（距今35.7~27.2 Ma）,该时期沙三段烃源岩温度介于90 ℃~120 ℃,镜质体反射率（Ro）介于0.5~1.0,有机质演化至成熟阶段,该时期沙三段主力烃源岩生烃演化达到第一个生烃高峰[18,20]。第二期增压旋回与蓝色荧光油充注时间相匹配（12.9 Ma~至今）,该时期沙三段烃源岩温度介于110 ℃~130 ℃,镜质体反射率（Ro）介于1.2~2.0,有机质演化至高成熟阶段,烃源岩生烃演化达到第二个生烃高峰,并开始大量排烃[20]。由于套尔河洼陷沙三段砂砾岩储层被包裹于泥岩中形成透镜体,储层超压得以良好地保存,现今仍发育强超压[34]。大王北洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层也经历了两期超压油气充注,伴随两期增压旋回（图6）。第一期增压旋回与黄色荧光油充注时间相匹配（距今28.3~27.8 Ma）,该时期沙三段烃源岩温度介于100 ℃~120 ℃,镜质体反射率（Ro）介于0.5~1.3,有机质演化至成熟—高成熟阶段,储层中早期黄色荧光油充满度高。第二期增压旋回与蓝色荧光油充注时间相匹配（距今11.6~9 Ma）,该时期沙三段烃源岩温度介于110 ℃~140 ℃,镜质体反射率（Ro）介于0.8~1.5,有机质演化至成熟—高成熟,处于生烃高峰并大量排烃[35]。由于发育在大王北洼陷内部一系列近东西向的次级断层在新近纪—第四纪的活动[36],导致储层压力被释放,现今砂砾岩储层为常压—弱超压。大王北洼陷泥岩地层现今为中—强超压,是由于烃源岩生烃作用,超压不断累积,当烃源岩内超压大于岩石的破裂压力时,超压流体被释放至邻近的储层,这种烃源岩生烃作用导致超压流体的幕式排放,使泥岩与砂砾岩储层中的地层压力存在较大差异[37]。车西洼陷陡坡带沙三段早期黄色荧光油充注距今28.5~23 Ma,该时期沙三段烃源岩温度介于80 ℃~110 ℃,镜质体反射率（Ro）介于0.4~0.65,有机质为未成熟—低成熟[35],生烃较少,储层中早期黄色荧光油充满度低,为常压油气充注。晚期蓝色荧光油充注伴随超压（6 Ma~至今）（图6）,该时期沙三段烃源岩温度介于110 ℃~120 ℃,镜质体反射率（Ro）介于0.7~1.0,有机质演化至成熟阶段,处于生烃高峰,并持续大量排烃,使超压油气持续充注至邻近砂砾岩储层[38]。车西洼陷内断层自馆陶组沉积以来基本不活动,使得储层中现今仍发育超压[35]。
车镇凹陷陡坡带沙三段12口井的444个超压储层试油结果显示,地层压力系数大于1.2的储层中油层为88.6%,油水同层、含油水层为6.8%,水层仅为4.6%（图12）,反映了车镇凹陷陡坡带沙三段储层超压的发育与油气充注密切相关。
图 12 车镇凹陷沙三段超压储层试油结果（压力系数大于1.2）
Figure 12. Oil test results of the overpressure reservoir from the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag (pressure coefficient greater than 1.2)
车西、套尔河、大王北三个洼陷同时沉降与抬升,套尔河洼陷及大王北洼陷存在早期超压,但车西洼陷仅发育晚期超压（图6）,因此早期地层快速沉降不是套尔河洼陷及大王北洼陷发育早期古超压的成因。此外,车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中—强超压主要发育在3 400 m以下（图2）,而在早期黄色荧光油充注至储层时,车镇凹陷沙三段砂砾岩储层古埋深介于1 700~2 500 m,尚未到达地层超压发育的深度（图5）。根据测井曲线组合法及声波速度—密度交会图法可知,车镇凹陷沙三段泥岩地层超压为非欠压实成因（图7~10）。因此,欠压实作用不是车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层超压的主要成因。
车镇凹陷陡坡带沙三段泥岩超压由生烃增压引起,沙三段储层与烃源岩具有良好的源储配置关系,烃源岩超压裂缝中有两期油气运移的痕迹,储层超压发育时期、烃类充注成藏期与主力烃源岩生/排烃期耦合良好[39],超压储层中以油层为主；同时,车镇凹陷沙三段下伏地层超压垂向递减,不存在深层的超压源[40],且欠压实作用不是车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层超压的主要成因。因此,综合分析认为车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层两期增压旋回的发育与邻近沙三段烃源岩生烃作用产生的超压流体压力传递有关[3,37]。在第一期超压累积后,由于东营运动的构造抬升,导致储层压力泄露[17,40],在明化镇组沉积早期,地层整体沉降,烃源岩继续生烃增压,超压传递使砂砾岩储层发育第二期超压。
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超压对储层的影响主要由超压发育时间、超压强度及运移条件等因素决定[14]。由于套尔河洼陷沙三段砂砾岩储层被烃源岩包围,且沉积相为湖底扇,而发育在近岸水下扇的大王北洼陷和车西洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层与烃源岩侧向接触,运移条件相同。因此,为了探讨超压的发育时间及超压强度对储层的影响,对比分析了发育不同压力演化史的大王北洼陷及车西洼陷陡坡带砂砾岩储层的储集空间及成岩作用特征。
车镇凹陷陡坡带沙三段近岸水下扇中扇亚相,胶结物、杂基含量均小于10%的细砾岩、含砾砂岩、中—粗砂岩的储层物性特征显示,现今地层压力系数介于1.0~1.3的车西洼陷车58井,孔隙度大于5%的储层小于10%,渗透率均在0.1×10-3 μm2以下；现今地层压力系数介于0.8~1.2的大王北洼陷大斜722井,孔隙度大于5%的储层大于80%,渗透率大于0.1×10-3 μm2的储层大于90%（图13）。现今储层超压强度低的大王北洼陷陡坡带沙三段储层物性好于超压强度高的车西洼陷,可见,优质储层的发育不仅仅受控于储层中现今超压强度。
图 13 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层不同古地层压力下物性特征
Figure 13. Physical characteristics of conglomerate reservoirs in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag under different paleo⁃formation pressures
车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层储集空间主要有原生孔隙、混合孔隙和次生孔缝三种类型,三个洼陷最主要的储集空间均为原生孔隙,发育少量以长石溶蚀孔隙为主的次生孔隙及超压裂缝。压实作用是储层减孔降渗的主要成岩作用之一,对于发育在近岸水下扇中扇亚相、深度相近、物源相近、分选磨圆相似、杂基含量和胶结物含量均小于10%的细砾岩、含砾砂岩、中—粗砂岩,大王北洼陷压实作用弱,颗粒间点接触—线接触为主,原生孔隙发育（图14a）；车西洼陷压实作用强,原生孔隙较少,颗粒间以线接触—凹凸接触为主,部分颗粒被压溶（图14b）。车镇凹陷沙三段储层中胶结物包括碳酸盐胶结物和石英次生加大,其中,碳酸盐胶结作用是破坏车镇凹陷陡坡带沙三段储层最重要的胶结作用。由于泥岩中的Mg2+、Ca2+、Fe2+等离子可向邻近砂岩中运移,可为碳酸盐胶结提供物质来源,当距离泥岩大于1 m时,胶结作用受泥岩的影响较小[41]。因此,为了减小泥岩对胶结作用的影响,选取发育在近岸水下扇中扇亚相、深度相近、物源相近、分选磨圆相似、杂基含量小于10%,距离泥岩大于1 m的细砾岩、含砾砂岩、中—粗砂岩,对比发育在不同洼陷的碳酸岩胶结物含量。其中,大王北洼陷胶结物含量较少,碳酸盐胶结物含量整体小于5%（图14c、图15a）,车西洼陷胶结物较多,碳酸盐胶结物大于5%,最大可达22%（图14d、图15a）。研究区石英加大边主要发育在车西洼陷,以石英颗粒为基底环绕颗粒边缘生长,边缘规则,宽度较宽,石英加大边含量可达1.5%（图14e、图15b）；大王北洼陷石英加大边发育较少,宽度较窄,石英加大边含量在0.5%以下（图14f、图15b）。
图 14 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层成岩作用
Figure 14. Diagenesis of conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 15 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层胶结物含量（统计碳酸岩胶结物含量的砂岩距离泥岩大于1 m）
Figure 15. Content of cement in conglomerate reservoir from the Third member of the Shahejie Formation in steep slope belt of Chezhen Sag(The distance between sandstone and mudstone with statistical content of carbonate cements is greater than 1 m)
虽然车西洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层现今地层压力高于大王北洼陷,但是,车西洼陷的压实作用、碳酸盐胶结作用及硅质胶结作用强于大王北洼陷,且大王北洼陷储层物性更好,原生孔隙更发育。其原因在于大王北洼陷发育两期古超压油气充注,而车西洼陷仅发育晚期超压油气充注,且大王北洼陷古超压强度大于车西洼陷。超压孔隙流体承载了大部分的上覆地层压力,减少了岩石间的骨架压力,抑制了压实作用[42]；同时,早期油气充注可在颗粒表面形成油膜,阻挡了颗粒表面与孔隙水的接触,降低压溶物质的迁移速率,抑制压溶作用并抑制石英加大边的形成,使储层的原生孔隙被保存[43]。此外,碳酸盐胶结物主要在充满水的孔隙或颗粒表面的水膜中沉淀,早期超压油气充注在颗粒表面形成的油膜,可抑制水岩反应,减少碳酸盐胶结物的物质来源,抑制碳酸盐胶结[44]。
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（1） 车镇凹陷陡坡带沙三段泥岩地层超压为生烃增压成因,砂砾岩储层超压为沙三段烃源岩生烃作用产生的压力传递。大王北洼陷陡坡带砂砾岩储层经历了两期增压旋回,第一期增压旋回距今28.3~27.8 Ma,古地层压力系数介于1.34~1.35,第二期增压旋回为距今11.6~9 Ma,古地层压力系数为1.56,现今地层压力系数介于0.8~1.2。车西洼陷陡坡带砂砾岩储层仅发育一期增压旋回,时间为6 Ma~至今,古地层压力系数介于1.2~1.4,现今地层压力系数介于1.0~1.3。套尔河洼陷陡坡带砂砾岩储层发育两期增压旋回,第一期增压旋回距今35.7~27.2 Ma,古地层压力系数介于1.54~2.08,第二期增压旋回为时间为12.9 Ma~至今,古地层压力系数介于1.57~2.10,现今地层压力系数介于1.2~2.1。
（2） 中深层碎屑岩优质储层的发育不仅受控于现今地层的超压强度,与古超压发育时间和强度密切相关,超压发育越早、强度越大,对压实作用和胶结作用的抑制作用越好,对储层物性的贡献越大。现今地层压力为常压—弱超压的大王北洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层比现今地层压力为常压—中超压的车西洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层压实作用和胶结作用更弱,原生孔隙更发育,物性更好,主要原因很可能是大王北洼陷发育两期古超压且强度更大,车西洼陷仅发育晚期古超压且强度相对低。
Origin of the Overpressure in the Sandstone and Conglomerate Reservoir and Its Effect on Reservoir Quality: A case of sandstones and conglomerates from the Third member of the Shahejie Formation from the steep slope belt of Chezhen Sag
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摘要: 目的 明确车镇凹陷沙三段砂砾岩储层成因,探究储层超压强度及发育时间对优质储层发育的影响。 方法 在应用流体包裹体PVTx法恢复车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层古地层压力的基础上,采用测井曲线组合法、声波速度—密度交会图法分析泥岩超压成因,结合储层超压发育时间、含油气性等特征,分析储层超压成因,对比经历不同压力演化史的储层储集空间及成岩作用差异。 结果 车镇凹陷陡坡带沙三段泥岩普遍发育中强超压,主要为生烃增压成因；砂砾岩储层超压为沙三段烃源岩超压的压力传递,经历两期增压旋回,第一期与黄色荧光油充注相匹配,第二期与蓝色荧光油充注相匹配,但不同地区存在差异。大王北洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层经历两期增压旋回,第一期介于28.3~27.8 Ma,古地层压力系数介于1.34~1.35；第二期介于11.6~9.0 Ma,古地层压力系数为1.56；现今地层压力系数为0.8~1.2。车西洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层经历一期增压旋回,时间为6 Ma~至今,古地层压力系数介于1.2~1.4,现今地层压力系数介于1.0~1.3。套尔河洼陷陡坡带沙三段砂砾岩储层经历两期增压旋回,第一期介于35.7~27.2 Ma,古地层压力系数介于1.54~2.08；第二期为12.9 Ma~至今,古地层压力系数介于1.57~2.1,现今地层压力系数介于1.2~2.1。现今地层压力为常压—弱超压的大王北洼陷陡坡带砂砾岩储层比现今地层压力为常压—中超压的车西洼陷陡坡带砂砾岩储层压实作用和胶结作用更弱,原生孔隙更发育,物性更好,主要原因可能是大王北洼陷发育两期古超压且强度更大,车西洼陷仅发育晚期古超压且强度相对低。 结论 中深层碎屑岩优质储层的发育不仅受控于现今地层超压强度,与古超压发育时间和强度密切相关,超压发育越早、强度越大,对压实作用和胶结作用的抑制越明显,储层物性越好。Abstract: Objective This study clarified the origin of the sandstone and conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation of the Chezhen Sag and explored the influence of the intensity and occurrence time of overpressure on the development of high-quality reservoirs. Methods Based on restoring the formation pressure of sandy-conglomerate reservoirs in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag using the inclusion PVTx method, the logging curve combination and acoustic velocity-density cross-plot methods were used to analyze the origin of overpressure in mudstones. Then, the occurrence of overpressure and oil saturation were synthetically used to analyze the origin of overpressure in reservoirs and compare the differences in reservoir space and diagenesis among different reservoirs with inconsistent histories of pressure evolution. Results The mudstones in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope of the Chezhen Sag have developed medium-strong overpressure caused by hydrocarbon generation pressurization. The overpressures, undergoing two periods of supercharging, in the conglomerate reservoirs are caused by the pressure transition from the overpressure in the source rocks from the Third member of the Shahejie Formation. The first and second phases correspond to the oil emplacements in yellow and blue fluorescence, respectively. However, there were differences in the various regions. The sandstones and conglomerates in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of the Dawangbei Sag underwent two periods of pressurization. The first period occurred at 28.3-27.8 Ma, and the coeval formation pressure coefficient was 1.34-1.35. The second period occurred at 11.6-9.0 Ma, and the coeval formation pressure coefficient was 1.56. The current formation pressure coefficient is 0.8-1.2. The conglomerate reservoirs in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of the Chezhen Sag experienced only one period of pressurization, occurring from 6 Ma to the present, with a coeval formation pressure coefficient of 1.2-1.4. The present-day formation pressure coefficient is 1.0-1.3. The sandstones and conglomerates in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope of the Taoerhe Sag experienced two periods of pressurization. The first period occurred at 35.7-27.2 Ma, and the formation pressure coefficient was 1.54-2.08, while the second period occurred from 12.9 Ma to the present, with formation pressure coefficient of 1.57-2.10. The current formation pressure coefficient is 1.2-2.1 The weaker compaction and cementation, increased number of primary pores, and improved physical properties can be identified in the conglomerate reservoirs in the steep slope belt of Dawangbei Sag with normal pressure-weak overpressure rather than in the Chezhen Sag with normal pressure-medium overpressure. The main reason is that two periods of paleo-overpressure with higher intensity occurred in the Dawangbei Sag, while only one period of paleo-overpressure with relatively low intensity occurred in the Chezhen Sag. Conclusions The development of high-quality clastic rock reservoirs in the middle and deep layers are not only controlled by the overpressure strength in the current formations, but also closely related to the occurrence and strength of ancient overpressure. The earlier and stronger overpressure develops, the more significant inhibitions of compaction and cementation occur, and the better the reservoir physical property is.
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图 2 车镇凹陷沙三段砂砾岩储层实测压力分布特征
Figure 2. Measured pressure distribution characteristics of conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
图 3 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中油包裹体及同期气液两相盐水包裹体组合
Figure 3. Oil and gas⁃liquid two⁃phase brine inclusion combination in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 4 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中气液两相盐水包裹体均一温度及冰点分布直方图
Figure 4. Histogram of homogenization temperature and freezing point distribution of gas⁃liquid two⁃phase brine inclusions in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 5 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层中油包裹体PVTsim热动力学模拟恢复古地层压力
Figure 5. Recovery of paleo⁃formation pressure by PVTsim thermodynamic simulation of oil inclusions in the conglomerate reservoir of the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 6 PVTx法恢复车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层古地层压力
Figure 6. PVTx method to restore the palaeo⁃pressure of the conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 7 大斜722井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 7. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Daxie 722
图 8 车58井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 8. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Che 58
图 9 车660井泥岩测井曲线及压力分布
Figure 9. Mudstone logging curve and pressure distribution of well Che 660
图 11 车镇凹陷沙三段烃源岩超压裂缝中油气充注情况
Figure 11. Oil and gas charging in overpressure fractures from the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
图 12 车镇凹陷沙三段超压储层试油结果（压力系数大于1.2）
Figure 12. Oil test results of the overpressure reservoir from the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag (pressure coefficient greater than 1.2)
图 13 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层不同古地层压力下物性特征
Figure 13. Physical characteristics of conglomerate reservoirs in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag under different paleo⁃formation pressures
图 14 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层成岩作用
Figure 14. Diagenesis of conglomerate reservoir in the Third member of the Shahejie Formation in the steep slope belt of Chezhen Sag
图 15 车镇凹陷陡坡带沙三段砂砾岩储层胶结物含量（统计碳酸岩胶结物含量的砂岩距离泥岩大于1 m）
Figure 15. Content of cement in conglomerate reservoir from the Third member of the Shahejie Formation in steep slope belt of Chezhen Sag(The distance between sandstone and mudstone with statistical content of carbonate cements is greater than 1 m)
表 1 车镇凹陷沙三段包裹体均一温度、油气充注时间及古压力系数
Table 1. Homogenization temperature, oil⁃gas charging time, and paleo⁃pressure coefficient in the Third member of the Shahejie Formation in Chezhen Sag
井号 深度/m 产状 包裹体类型 均一温度/℃ 大小/μm 气液比/% 冰点/℃ 古埋深/m 古压力/Mpa 古压力系数 时间/Ma 包裹体组合 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 108.7 5.330 -12.9 2 500 27.8 1 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 89.3 4.483 8.48 37.10 1.34 1 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 107.2 4.444 -21.2 2 500 28.3 2 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.2 5.506 5.87 39.10 1.35 2 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 109.6 4.383 -3.5 2 630 25.2 3 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 88.9 4.940 14.18 28.83 1.07 3 车58 3 259.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 99.2 4.655 -19.4 2 320 26 4 车58 3 259.20 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 82.1 4.816 9.20 29.09 1.09 4 车660 4 191.85 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 112.5 5.360 -2.3 2 580 27.2 5 车660 4 191.85 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 101.8 3.787 17.00 39.97 1.54 5 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 105.8 4.296 -0.7 2 330 29.4 6 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 93.2 6.411 13.00 35.41 1.55 6 车660 4 195.85 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 99.0 4.442 -0.8 2 100 30.8 7 车660 4 195.85 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.8 3.574 12.30 33.58 1.62 7 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 93.6 4.602 -0.6 1 700 35.7 8 车660 4 243.30 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 81.7 3.583 10.90 32.20 1.93 8 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 98.4 5.869 -3.2 2 070 32.6 9 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 黄色荧光油包裹体 90.0 3.338 15.82 43.74 2.08 9 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 116.6 5.330 -20.7 3 080 9.0 10 大斜722 4 069.80 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 98.2 4.483 22.12 55.70 1.56 10 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 111.4 4.105 -16.3 2 920 11.6 11 大斜722 4 071.00 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 92.2 4.317 9.62 51.60 1.56 11 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 115.6 3.436 -6.1 3 095 4.8 12 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 91.2 4.314 19.09 43.40 1.34 12 车58 3 501.45 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 93.4 3.858 16.62 41.80 1.29 12 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 129.7 5.531 -2.1 3 560 4.8 13 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 102.3 5.494 18.70 66.80 1.88 13 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 气液两相盐水包裹体 114.3 3.899 -1.9 2 920 12.9 14 车660 4 301.20 石英颗粒破裂愈合缝 蓝色荧光油包裹体 96.5 4.136 5.08 45.84 1.57 14 
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