平衡深度法恢复鄂尔多斯盆地延长组过剩压力探讨

齐亚林，惠 潇，梁 艳，周军太，刘 鑫，孙 勃

（1．中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3．中国石油长庆油田分公司勘探部）

1 研究背景

地层孔隙流体压力对油气勘探与开发具有重要意义，确定地层孔隙流体压力有钻前预测、随钻监测、测井检测和实测压力等4种方法［1］。测井资料因易收集且分辨率高，以其为基础的平衡深度法已经成为研究泥岩压实规律并定量确定地质历史时期地层孔隙流体压力的主要方法和手段［1－4］。基于此方法，利用密度、中子孔隙度特别是声波时差计算地层古孔隙流体压力甚至现今孔隙流体压力已成为广泛采用的地层孔隙流体压力确定方法，并用于成藏动力学研究或指导钻井施工［5－9］。

利用声波时差数据进行地层古孔隙流体压力恢复的假设是泥岩地层沉积中的欠压实引起异常高压并导致残余粒间孔或孔隙度增大。残余粒间孔代表泥岩抗压实能力，尚未见到应用该方法前明确其声波时差偏离正常压实趋势线是因异常高残余粒间孔引起的报道。泥岩属非常规储层，国内尚未建立泥岩孔隙度测试标准，实试孔隙度数据极少且精度较低；目前鲜有实测值证实欠压实段泥岩残余粒间孔或孔隙度较正常压实段泥岩残余粒间孔或孔隙度大，恢复地层古孔隙流体压力的声波时差与残余粒间孔或孔隙度的关系尚无法得到实验数据的验证［1］。

近年来，针对鄂尔多斯盆地延长组非常规储层陆续开展了核磁共振测井和孔喉微观特征的试验和研究，从而对包括延长组长7段泥岩在内的非常规储层孔隙结构特征认识进一步深入。本文在借鉴前人有关延长组长7段泥岩孔隙微观结构研究成果的基础上，应用核磁共振测井孔隙结构评价技术，结合岩相学观察，对欠压实段泥岩孔隙微观结构和孔隙度特征进行分析，探讨平衡深度法恢复鄂尔多斯盆地延长组地层异常压力的适用性。

2 平衡深度法原理

平衡深度法原理是如果目标层某一点（B）与正常压实地层深度上一点（A）的声波时差接近，那么地层被压实的程度就接近，地层骨架承担的力接近，即该两点深度等效，两个深度点间的地层重荷由地层流体承担，因而引起地层高压［3，10－14］。据此利用声波时差代替孔隙度来间接地研究泥岩地层异常孔隙流体压力，其大小取决于声波时差偏离正常压实趋势线的程度，偏离程度越大，异常地层孔隙流体压力越大，反之则越小［11－14］。在泥岩欠压实段中，计算异常压力采用Magara提出的计算地层异常孔隙流体压力计算公式［14］。

平衡深度法计算地层孔隙流体压力要服从以下假设：①异常高压是泥岩欠压实引起；泥岩欠压实形成异常高原生粒间孔或孔隙度；②有效应力是影响泥岩原生粒间孔或孔隙度演化的唯一因素；③泥岩埋藏深度与孔隙度（实际上是用声波时差数据估算的）存在确定的关系，压实趋势线为线性、半对数或函数关系；④不同深度、层位的泥岩具相同的岩石物理性质；⑤成岩后泥岩原生粒间孔或孔隙度不再减小，由压实趋势线求取的异常压力形成于地层最大埋深期［1－4，9］。

3 泥岩孔隙结构特征及变化规律

鄂尔多斯盆地延长组地层孔隙流体压力计算是基于测井曲线特别是声波时差曲线在长7泥岩段存在偏离正常压实趋势线的现象，泥岩处于欠压实状态，具有异常过剩压力和高于正常泥岩压实段孔隙度［5－7］。长7段泥岩一般为深灰色、黑色和深黑色的粉砂质泥岩、泥岩和油页岩，局部夹杂色凝灰岩。薄片观察显示，粉砂质泥岩和泥岩碎屑成分以石英、长石、云母及白云岩屑为主，有机质纹层发育，有机质含量0．36%～13．89%。油页岩的碎屑成分主要由石英、长石、碳酸盐、黏土和黄铁矿等组成，有机质含量2．14%～29．43%（表1）。长7段不同类型泥岩普遍含数量不等的有机质，其含量与岩性密切相关，粒度越细，有机质含量越高。

表1 延长组长7不同泥岩类型有机质含量 %

本次研究按照异常压力计算的泥岩声波时差标准（无明显扩径，厚度大于2 m），选择延长组长7段泥岩作为研究对象。结果表明，长7底部泥岩普遍具有偏离正常压实趋势线的特点。此前研究均认为上述声波时差的偏离是由异常压力引起异常高的孔隙度造成的［5－7］。然而，声波时差反映的泥岩从正常压实段至欠压实段孔隙变化趋势与核磁共振测量反映的孔隙度变化趋势不一致（图1），声波时差偏离正常压实趋势线可能并不是异常高的原生粒间孔或孔隙度引起的。

近年来，随着致密油研究工作的开展，越来越多的学者开始关注包括泥岩在内的非常规储层并对其微观孔隙结构特征进行研究［15－16］，朱如凯研究了包括鄂尔多斯盆地延长组长7段在内的陆相泥岩储层的微观结构，确认其孔隙类型主要为有机质孔和基质孔，孔隙大小介于30～200 nm［16］；耳闯统计了长7段泥岩物性，孔隙度分布在3．21%～5．63%，平均4．24%［17］；其它盆地也有类似特征。显微薄片观察表明，欠压实段泥岩中除偶尔能够观察到机质孔和微裂隙外，由于泥质或有机质等抗压实能力弱的成分含量高，粒间孔极不发育，无法观察到有效孔隙，不存在正常压实段泥岩（图2a－c）原生粒间孔低于欠压实段泥岩（图2d－h）原生粒间孔现象，声波时差反映的泥岩欠压实段不表现异常高原生粒间孔或孔隙度。

4 讨论

延长组长7段泥岩声波时差偏离正常压实趋势线并不反映原生粒间孔或孔隙度异常偏大，也不反映地质历史时期泥岩地层孔隙流体压力异常偏大。延长组长7段泥岩仅具极其细微的次生溶孔，难以观察到明显的粒间孔，声波时差与孔隙度关系并不密切。泥岩的初始孔隙度受控于泥岩中黏土颗粒大小、黏土矿物和沉积速度，压实、胶结等后续成岩作用对孔隙度产生进一步影响［15］。相关分析表明，泥岩的密度、声波时差均与有机质含量正相关，有机质含量的增加不同程度引起声波时差的增大，声波时差异常主要是由有机质含量的变化引起的，与原生粒间孔或孔隙度关系并不密切（图3、图4）。泥岩声波时差不仅受沉积、成岩作用的影响［15］，也受有机质含量的影响。声波时差不能反映现今的泥岩原生粒间孔或孔隙度，不能利用平衡深度法采用声波时差数据进行异常压力计算。

图3 密度－有机质含量关系

图4 声波时差－有机质含量关系

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