天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 4: 661 - 675

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.005

天然气地质学

河套盆地临河坳陷兴隆构造带临河组超压成因及演化特征

  • 孙越 , 1, 2 ,
  • 谢佩宇 3 ,
  • 张凤奇 , 1, 2 ,
  • 陈树光 3 ,
  • 李永新 4 ,
  • 关铭 4 ,
  • 周然然 3 ,
  • 张洁 3
展开
  • 1. 西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065
  • 2. 西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065
  • 3. 中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552
  • 4. 中国石油勘探开发研究院赵文智院士工作室，北京 100083
张凤奇（1981-），男，河南周口人，博士，教授，主要从事油气形成机制与油气成藏动力学研究. E-mail：.

孙越（2000-），男，陕西榆林人，硕士研究生，主要从事油气成藏地质学研究. E-mail： .

收稿日期: 2023-07-08

  修回日期: 2023-09-02

  网络出版日期: 2023-09-22

收起

Mechanism and evolution of overpressure in the Linhe Formation of the Xinglong structural belt in the Linhe Depression of the Hetao Basin

  • Yue SUN , 1, 2 ,
  • Peiyu XIE 3 ,
  • Fengqi ZHANG , 1, 2 ,
  • Shuguang CHEN 3 ,
  • Yongxin LI 4 ,
  • Ming GUAN 4 ,
  • Ranran ZHOU 3 ,
  • Jie ZHANG 3
Expand
  • 1. School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 2. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China
  • 4. ZWZ Academician Research Studio，PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China

Received date: 2023-07-08

  Revised date: 2023-09-02

  Online published: 2023-09-22

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42172164)

the Natural Science Basic Research Program Funded by Shaanxi Provincial Education Department(2017JM4004)

the Innovation and Practical Ability Praining Program of Xi’an Shiyou University(YCS22214209)

Fold

摘要

河套盆地临河坳陷兴隆构造带不同构造部位超压分布差异大，演化过程复杂。根据测井、录井以及实测地层压力等资料，利用改进的超压识别图版和数值模拟方法及实际地质条件，综合识别研究区临河组超压成因，进一步定量评价不同成因超压的贡献率及演化过程，明确不同构造带超压差异分布规律。结果表明：①研究区临河组超压强度从构造高部位到洼槽区有逐渐增大的趋势，其临河组烃源岩层超压成因主要是生烃作用和欠压实作用，储层中的超压成因主要为超压传递作用和欠压实作用；②研究区不同岩性地层各机制超压贡献构成差异较大，生烃增压对研究区临河组烃源岩层总超压的贡献率为56.68%~89.30%，超压传递增压对研究区临河组储层总超压的贡献率为63.80%~96.09%；③距今5.3 Ma，研究区临河组烃源岩和储层中欠压实增压开始形成，之后平缓增加至现今，烃源岩中生烃增压和储层中超压传递增压分别自5.3 Ma和3 Ma以来开始形成并快速增大至现今。该研究既有助于深化认识临河坳陷深层超压形成机制，又可指导该地区后期的油气勘探工作。

关键词： 生烃增压; 超压传递; 盆地模拟; 压力演化; 临河坳陷

本文引用格式

孙越 , 谢佩宇 , 张凤奇 , 陈树光 , 李永新 , 关铭 , 周然然 , 张洁 . 河套盆地临河坳陷兴隆构造带临河组超压成因及演化特征[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(4) : 661 -675 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.005

Abstract

The overpressure distribution in different tectonic locations of the Xinglong structural belt in the Linhe Depression of the Hetao Basin varies greatly and the evolutionary process is complex. The overpressure mechanisms in the Linhe Formation in the study area were identified， the contribution of different overpressure mechanisms and overpressure evolution were quantitatively evaluated， the distribution pattern of overpressure differences in different tectonic sites was clarified， based on well logging， logging and actual measured pore pressure， using the modified overpressure identification plate and numerical simulation method as well as the actual geological conditions. The results show that： （1） the overpressure of the Linhe Formation in the study area gradually increases from the tectonic high part to the trough area， and the overpressure mechanism of source rock in the study area is hydrocarbon generation and disequilibrium compaction， and the overpressure mechanism in the reservoir is disequilibrium compaction and overpressure transference； （2） the composition of the overpressure contribution of each mechanism varies greatly among the different lithological formations in the study area， the contribution of hydrocarbon generation to the total overpressure of the Linhe Formation source rocks in the study area ranges from 56.68% to 89.30%， and the contribution of overpressure transference to the total overpressure of the Linhe Formation reservoirs in the study area ranges from 63.80% to 96.09%； （3） at 5.3 Ma， disequilibrium compaction began to form in source rocks and reservoirs of the Linhe Formation in the study area， and then increased slowly to the present， while hydrocarbon generation in source rocks and overpressure transference in reservoirs began to form since 5.3 Ma and 3 Ma， respectively， and increased rapidly to the present. The results will provide a reference and guide for the future oil and gas exploration work in the area.

Key words： Hydrocarbon-generating overpressure; Overpressure transference; Basin modeling; Pore pressure evolution; Linhe Depression

0 引言

河套盆地临河坳陷位于我国中部地区，勘探程度低，近年来前人开展了大量研究并获得重大突破［1-4］。自2021年以来加大对兴隆构造带深部洼槽区的勘探力度，发现了多套超高压地层，并在这些地层中获得了高产工业油流［4］。超压形成机制及演化的定量研究对于厘清含油气盆地油气生成、运移、聚集和保存等具有重要意义［5-8］。研究区临河组沉积环境复杂多变，咸水、半咸水和淡水环境均有发育［2，9-10］。研究区西北部洼槽区在临河组沉积时期的水体环境主要是咸水或半咸水，发育有咸湖相烃源岩，石膏含量高；研究区东南部构造高部位的水体环境主要是淡水或半咸水［4］。值得注意的是，泥质烃源岩中含膏可能会引起声波时差和密度等测井响应发生变化，导致利用常规超压识别图版判断含膏泥质烃源岩超压成因时会产生一定的误差［11-13］。然而，早先对该地区临河组超压成因的研究均没有考虑地层中含膏对其的影响［14-15］。
河套盆地临河坳陷地层超压演化过程评价方面，杜晓宇等［16］利用改进的Philippone公式定量评价了临河坳陷现今地层压力的分布；沈华等［15］基于数值模拟和物理模拟恢复了临河坳陷主力烃源岩热演化，在此基础上建立了临河坳陷吉华2X井下白垩统固阳组地层压力的演化史，然而该工作没有涉及超压较为发育的洼槽区，同时研究区临河组不同岩性地层的超压演化史也鲜见研究。综上所述，现有的研究针对河套盆地临河组含膏地层超压成因和不同构造部位不同岩性地层超压差异性演化规律仍认识不清。本文以河套盆地临河坳陷兴隆构造带临河组为研究对象，运用测井、录井、试油等资料，利用改进的含膏泥岩层系超压识别图版，综合判识其超压成因，结合盆地模拟技术，定量评价不同成因的超压对现今地层总超压的贡献，厘定研究区不同构造部位超压的动态演化过程，明确研究区超压分布规律。该研究将为临河坳陷深层油气形成机制提供理论依据，并为后期油气勘探工作起到一定指导作用。

1 地质背景

河套盆地位于鄂尔多斯盆地西北缘，北邻阴山山脉，南邻伊盟隆起，东西长约600 km，南北宽30~90 km，总面积达到4×104 km2［图1（a）］［2，17-18］。临河坳陷整体上处于盆地西南部，是河套盆地主要的生油气区。本文研究区目的层是兴隆构造带古近系临河组，位于临河坳陷弧形构造转换处［4］。目前兴隆构造带南部已发现有兴华油藏，而与其构造背景相似的北部洼槽区也具备形成大规模油气富集条件［4］。兴隆断层、杭五断层和临河断层三排NE向断裂将研究区划分为外带、中带、内带，其埋深逐渐增大［4］。兴隆断层主导了内带及其洼槽区的构造展布，杭五断层将中带切割为南北2部分，临河断层主导了外带的构造展布［图1（b）］［4］。临河坳陷的演化过程经历了反转成盆期、差异伸展期、强烈伸展断陷期和走滑改造期4个阶段。临河组沉积期，临河坳陷处于差异伸展期，地层发育少量正断层，沉降速率慢；进入新近纪后，盆地处于强伸展期，断层活动强烈，临河组开始快速沉降，形成临河坳陷东西分带的构造背景；在第四纪，临河坳陷在印度板块与欧亚板块俯冲碰撞的影响下，发生走滑改造，在早期断层基础上发育花状构造［19］。
图 1 河套盆地临河坳陷兴隆构造带综合地质图

（a） 研究区构造地质图（修改自文献［15］）；（b） 研究区井位分布图；（c） 研究区岩性柱状图（修改自文献［15，20-21］）

Fig.1 Comprehensive geological map of Xinglong structural belt in Linhe Depression of the Hetao Basin

研究区临河组自上而下可分为临一段、临二段和临三段，其中临一段和临二段之间发育有很好的生—储—盖组合［2］，是本文研究的重点层位。研究区临河组沉积环境为滨浅湖—辫状河三角洲相，临三段沉积期，湖泊面积小；临二段沉积早期湖泊开始扩张，中带和外带多发育辫状河三角洲相，部分区域可见滩坝相；临二段沉积晚期湖泊达到鼎盛，广泛发育咸化湖盆优质烃源岩，靠近湖盆中心的内带和洼槽区含膏泥岩明显较中带和外带更为发育；临一段沉积期，湖泊发育，整体沉积环境为滨浅湖相，外带发育有辫状河三角洲相［10］。临河组烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，具有很好的生油气潜力，R O演化达到了0.8%，处于成熟阶段［4］。临河组储层成岩作用弱，储层物性良好，内带HT1井在井深6 037 m处的孔隙度为18.2%，渗透率为4.58×10-3 μm2［4］，外带LH1X井在井深3 374.0~3 379.2 m处孔隙度为27.7%，渗透率为2 249.03×10-3 μm2［3］。临河坳陷五原组广泛发育巨厚的泥岩盖层，可作为区域盖层［图1（c）］［9］。另外，临河组砂泥互层发育，具有自生自储、上生下储和下生上储的成藏特点［图1（c）］［1，20-21］。

2 现今储层实测压力分布特征

钻杆测试（DST）和重复地层测试（RFT）能够直接反映高渗透率层段的压力情况，临河坳陷兴隆构造带钻井较少，本文共统计7口钻井的32个有效实测压力数据，结果表明：兴隆构造带外带临河组储层实测压力系数分布范围在0.95~1.06之间，平均为1.03，实测地层压力分布范围为32.69~52.49 MPa，平均为39.27 MPa；中带临河组储层实测压力系数分布范围为1.04~1.1，平均为1.08，实测地层压力分布范围为42.76~56.08 MPa，平均为48.92 MPa；内带临河组储层实测压力系数分布范围为1.54~1.57，平均为1.56，实测地层压力分布范围为91.85~96.45 MPa，平均为93.97 MPa［图2（a）—图2（b）］。兴隆构造带不同构造部位临河组储层实测压力差异明显，中、外带临河组储层表现为常压，内带中临河组储层发育超压。
图 2 兴隆构造带储层实测地层压力纵向分布特征

Fig.2 Longitudinal distribution characteristics of measured formation pressure of reservoirs in the Xinglong structural belt

3 超压成因判识

已有研究表明沉积盆地中超压成因主要有欠压实作用、流体膨胀、侧向构造挤压和超压传递作用等，其中流体膨胀作用包括水热增压、黏土矿物转化和生烃作用［22-26］。除侧向构造挤压外，其他成因机制在构造相对稳定的盆地均有发育，尤其以欠压实、生烃和超压传递超压机制最为普遍［23-24，27-31］。

3.1　欠压实作用

地层孔隙度能够直接反映泥岩压实特征，但实际取心中由于成本过高，泥岩实测孔隙度资料一般很少，而密度和中子孔隙度在一定程度上可以用来评估岩石的真实孔隙度［23-24］。另外，相较于常压地层，异常高压和异常高孔隙度地层电阻率异常，声波时差更高［23-24］。通常，声波时差和电阻率测井对超压有着良好的响应，可以用来判断研究区超压情况［23-24］。本文研究选用声波时差、电阻率、中子孔隙度和密度孔隙度判识泥岩中超压成因。泥岩数据点读取时采用的原则为：选择厚度大于5 m的泥岩，读取其测井数据的平均值，选取时应避免具有明显扩径层段。在缺少中子孔隙度测井或是密度孔隙度与中子孔隙度响应存在差异的情况下，主要考虑密度孔隙度。密度孔隙度通过式（1）计算得出。
ϕ D = ( ρ m a - ρ b ) ( ρ m a - ρ f )
式中： ϕ D为密度孔隙度，%； ρ m a为泥岩的骨架密度，取2.71 g/cm3［23］； ρ b为密度测井曲线值，g/cm3； ρ f为地层中流体密度，取值1.02 g/cm3。
以HT1井、XH5井和LH4X井为例，结果显示，HT1井在井深4 550 m以上地层为正常压实，在该界面以下，随着埋深的增加，声波时差增大，密度减小，地层电阻率异常，同时，密度孔隙度计算结果和中子孔隙度表明该层段出现了异常高孔隙度（图3）；XH5井声波时差约在井深4 300 m处异常增大，但密度孔隙度仍表现出正常压实趋势，约在井深4 780 m以下密度孔隙度出现异常高（图4）；LH4X井声波时差无异常，在井深3 500 m以下出现小幅度异常高的密度孔隙度（图5）。综上所述，在研究区内带和中带的临河组泥岩层中普遍发育有欠压实作用，而外带的临河组泥岩层中欠压实作用并不明显。
图3 兴隆构造带内带HT1井泥岩压实特征

Fig.3 Compaction characteristics of mudstone in Well HT1 in inner belt of the Xinglong structural belt

图4 兴隆构造带中带XH5井泥岩压实特征

Fig.4 Compaction characteristics of mudstone in Well XH5 in the middle belt of the Xinglong structural belt

图5 兴隆构造带外带LH4X井泥岩压实特征

Fig.5 Compaction characteristics of mudstone in Well LH4X in the outer belt of the Xinglong structural belt

3.2　生烃作用

利用生烃和欠压实作用在测井响应方面的差异可以有效辨别这2种成因［23-24］。欠压实增压导致的地层孔隙度的变化可以引起声波时差和密度计算孔隙度发生相应变化，而由生烃增压导致的声波在岩石颗粒间传导速度的降低仅可以致使声波孔隙度计算偏大，对密度孔隙度影响很小。因此，通过将2种方法计算得到的孔隙度相互对比，就可判识出地层超压的形成机制。声波孔隙度通过式（2）计算得出。
ϕ S = Δ t - Δ t m a C p Δ t f - Δ t m a
式中： ϕ S为声波孔隙度，%； C p为利用密度孔隙度和声波时差得到的校正系数［23］； Δ t m a为利用密度孔隙度和声波时差得到的泥岩骨架声波时差［23］，μs/m； Δ t f为孔隙流体声波时差，取值620 μs/m［32］； Δ t为声波时差测井值，μs/m。
XH5井在井深4 300 m以上的密度孔隙度和声波孔隙度均表现为正常压实，随后声波时差孔隙度开始偏离正常压实趋势，密度孔隙度则保持这一趋势至井深5 030 m后出现异常增大［图6（a）］。XH1井缺失部分密度测井数据且并未钻穿临河组，但仍可以判识成因。该井在井深4 130 m以下（即临河组），密度孔隙度和声波孔隙度变化不同步［图6（b）］。该现象反映了兴隆构造带中带的临河组泥岩存在由生烃作用和欠压实作用导致的超压。
图6 兴隆构造带典型井声波孔隙度和密度孔隙度随深度的变化

（a） XH5井；（b） XH1井

Fig.6 Variation of acoustic porosity and density porosity with depth in typical wells in Xinglong structural belt

此外，声波速度—密度交会图（图7）也被广泛用于研究泥岩地层超压的成因［24， 26， 33］。欠压实成因产生的超压数据点通常落在加载曲线上，相比之下，其他机制产生的超压则在卸载曲线上。以HT1井和XH5井为例，这2口井密度—声波速度关系图版结果存在差异。XH5井临河组数据点随着声波速度变化的降低密度变化不大，整体偏离加载曲线，同时也存在个别点落在加载曲线上，呈现出明显的生烃增压特征以及欠压实增压特征。HT1井超压段数据点随着声波速度的降低密度变化不大，虽然表现出偏离加载曲线的趋势，但整体并未偏离加载曲线。值得强调的是，研究区内带临河组沉积阶段水体环境主要是咸水或半咸水，多发育封堵效果极好的含膏泥岩，而内带和外带主要是淡水环境，含膏泥岩较内带发育少［4，10］。分析认为，造成这一现象的原因是临河组含膏泥岩与正常压实段泥岩声波传播速度和密度存在差异。硬石膏的密度一般介于2.9~3.0 g/cm3之间，且不会随埋深的增大而增大［13］，另外声波速度在硬石膏中的传播速度通常介于6~7 km/s［12］之间。依据油田录井资料得知，HT1井临河组泥岩中硬石膏含量主要分布在10%~20%之间，假定临河组超压段泥岩中硬石膏含量分别为10%和20%。对声波速度—密度交会图进行校正，可以看出硬石膏含量的确会削弱超压数据点偏离加载曲线的程度［图8（a）—图8（b）］。综上所述，研究区中带和内带临河组泥岩中广泛发育生烃作用和欠压实作用2种增压机制。
图7 兴隆构造带典型井声波速度—密度交会

（a） HT1井；（b） XH5井

Fig.7 Acoustic velocity-density intersection of typical wells in Xinglong structural belt

图8 含膏泥岩校正后的声波速度—密度交会

（a） 校正示意图；（b） HT1井

Fig.8 Corrected acoustic velocity-density intersection for gypsum rocks

3.3　超压传递作用

兴隆构造带内带临河组砂、泥互层沉积，层内发育大量含膏泥岩，排水条件差，进入上新世以来，地层开始快速沉积，上覆载荷快速增大，临河组泥岩形成欠压实，同时互层的砂岩由于其邻近泥岩的封闭也易形成欠压实［4， 34］。运用平衡深度法可以计算出欠压实增压［35］。内带HT1井计算结果显示，临河组实测砂岩压力数据明显高于邻近泥岩的欠压实增压，表明临河组砂岩地层中存在其他类型的超压（图3）。超压传递会引起地层有效应力降低，同时会导致声波在地层中的传播速度降低［24］。声波速度和垂向有效应力之间的变化关系将会偏离正常压实地层的趋势，因此，声波速度—垂向有效应力交会图可以用来判识砂岩地层超压成因［24］。利用岩层上覆载荷减去对应深度的静水压力获得正常压实段的垂向有效应力，进而构建出泥岩层声波速度与垂向有效应力的加载曲线。对于储层超压段而言，利用上覆载荷与实测地层压力相减，则可获得其垂向有效应力。需要说明的是，砂岩数据点的声波速度读取自邻近泥岩。内带HT1井的声波速度—垂向有效应力图版结果表明，随着垂向有效应力降低，声波速度变化不明显，超压段数据点偏离加载曲线（图9）。因此，可以认为超压传递是导致内带临河组储层产生超压的一个极为重要的因素。
图9 兴隆构造带HT1井声波速度—垂向有效应力交会

Fig.9 Acoustic velocity-vertical effective stress in Well HT1 in Xinglong structural belt

4 不同成因类型超压定量评价

4.1　定量评价超压传递增压

利用声波速度—垂向有效应力图版可计算超压传递增压［24-25，36］。超压传递增压会导致地层有效应力下降，声波速度小幅度减小［24］，从而引起超压数据点偏离加载曲线，发生这一变化前后的垂向有效应力的差值就是超压传递的增量［24-26，36］。为了简化计算过程，在实际使用中往往可以忽略声波速度的细微变化［图10（a）］［24］。本文利用该方法计算了HT1井临河组储层中超压传递引起的增压量［图10（b）］。
图10 超压传递增压量计算

（a） 示意图（引自文献［24］）；（b） HT1井

Fig.10 Calculation of overpressure transference pressurization

计算结果表明，HT1井临河组砂岩储层中超压传递的增压量为21.01~29.53 MPa，对储层现今超压的贡献率为63.80%~96.09%，该实测点对应的欠压实增压大小由实测地层过剩压力减去超压传递增压值获得，欠压实增压量在1.20~11.92 MPa之间，对储层现今超压的贡献率为3.91%~36.20%（表1）。
表1 HT1井不同成因的增压量及其贡献率计算结果

Table 1 Calculation results of pressurization and its contribution for different mechanisms in Well HT1

实测压力深度/m 实测压力/MPa

实测过剩压力

/MPa

超压传递增压量

/MPa

欠压实增压量

/MPa

 超压传递对现今储层超压的贡献率/% 欠压实对现今储层超压的贡献率/%
6 160.18 95.11 32.93 21.01 11.92 63.80 36.20
6 276.62 96.45 33.09 26.76 6.33 80.87 19.13
6 116.30 91.85 30.11 28.88 1.23 95.91 4.09
6 114.00 92.45 30.74 29.53 1.20 96.09 3.91

4.2　定量评价欠压实增压与生烃增压

盆地模拟方法被广泛应用于地层压力演化的定量分析［37-38］。本文模拟欠压实增压模型采用考虑垂向载荷压实作用的水动力学方程［39］。针对生烃增压模型，郭小文等［40-41］综合考虑了生油气过程中孔隙水和油的排出、氢指数对生油的影响以及该过程中产生的超压引起石油密度变化等因素的基础上提出了生油气增压的评价模型。本文基于烃源岩的埋藏史和热史恢复结果，通过郭小文等［40-41］提出的生烃增压模型定量恢复地质历史时期的生烃增压演化过程。本文模拟地层现今厚度、地层岩性以及TOC等的参数通过研究区测井、录井和岩心样品资料获得；部分地区地层剥蚀量利用声波时差法恢复［42］；研究区有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，少量为Ⅲ型［4，9，21］；原始氢指数（I H）取Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅲ型干酪根的经验值分别为800 mg/g、550 mg/g和160 mg/g［43］。通过研究区实测地层温度和镜质体反射率（R O）来对烃源岩的埋藏史和热史模拟结果进行约束［图11（c）］，增加模拟结果的可靠性。
图11 HT1井临河组埋藏史和热史模拟结果

（a）临河组埋藏史和热史；（b） 临河组岩性组合关系；（c） 温度和R O随埋深关系

Fig.11 Simulation results of burial-thermal history in the Linhe Formation in Well HT1

本文研究选择了区域内不同构造部位的9口重点井，依据临河组岩性组合特征，从重点层段临一段和临二段中划分为多套烃源岩和储层互层，以重建其埋藏史、热史和压力演化史。其中，内带和中带由于临河组临二段下部含膏烃源岩发育，故将临二段划分出2套烃源岩，临一段划分出一套烃源岩［图11（b）］。外带临河组远离咸化湖盆中心，地层中不发育含膏泥岩，在上述划分基础上稍加修改，将外带临河组烃源岩划分为临一段和临二段烃源岩（表2）。研究结果表明，欠压实增压和生烃增压的演化过程在研究区不同构造部位相似，以HT1井为例，在距今5.3 Ma时，层内烃源岩镜质体反射率（R O）达到0.5%，烃源岩开始生烃，生烃增压和欠压实增压分别分布在1.67~2.83 MPa、0.82~1.17 MPa之间。随后生烃增压快速增大，而欠压实增压增速相对缓慢，一直持续至现今，生烃增压和欠压实增压分别分布在32.3~66.64 MPa和8.74~9.30 MPa之间［图12（a）—图12（c）］。现今R O值分布在1.03%~1.37%之间，与实测R O值吻合［图11（a）—图11（c）］。临河组储层欠压实增压恢复结果表明，初期地层沉积速率缓慢，欠压实作用并不发育，在5.3 Ma之后伴随着地层快速沉降，欠压实增压开始发育，与生烃增压相比较增加速率慢。现今各储层欠压实增压分布在5.71~6.02 MPa之间，与前文利用实测压力换算获得的欠压实增压计算结果一致，2种方法相互约束证实了其结果可信度［图12（d）］。另外，前人普遍认为烃源岩中超压增大到一定程度可导致地层发生破裂而形成微裂缝，发生幕式排烃［44-45］。通常当烃源岩内部压力大于或等于静岩压力的85%时地层会发生破裂，对应的压力系数约为2.1，超过这个界限烃源岩将形成微裂缝，部分超压流体排出直至压力系数小于该界限［46-47］。考虑幕式排烃的前提下，HT1井临河组烃源岩中生烃增压和欠压实增压分别分布在32.3~59.81 MPa和8.74~9.30 MPa之间。数值模拟恢复结果进一步印证了生烃作用是导致临河组泥岩发育超压的主要因素。
表2 兴隆构造带重点井模拟参数及其压力模拟结果

Table 2 Simulation parameters of typical wells in the Xinglong structural belt and their pressure simulation results

构造部位 井号 岩层

TOC

/%

有机质

类型

关键时期的欠压实

增压/MPa

关键时期的生烃

增压/MPa

不同成因对现今地层

超压贡献率/%

5.3 Ma 0 Ma 5.3 Ma 0 Ma 欠压实作用 生烃作用
外带 LH1X 临一段烃源岩 1.34 Ⅱ1 0.49 1.58 1.34 7.24 17.91 82.09
临二段烃源岩 1.42 Ⅱ1 0.77 2.01 2.02 9.91 16.86 83.14
LH4X 临一段烃源岩 5.15 Ⅱ1 0.64 1.71 1.78 8.71 16.43 83.57
临二段烃源岩 6.64 Ⅱ1 0.81 1.97 2.61 11.86 14.24 85.76
中带 XH1 临一段烃源岩 0.63 Ⅱ1 0.67 2.18 0.68 5.72 27.62 72.38
临二上段烃源岩 0.67 Ⅱ1 0.81 2.51 1.12 8.80 22.22 77.78
临二下段烃源岩 0.67 Ⅱ1 0.93 2.75 1.23 9.51 22.46 77.54
XH4 临一段烃源岩 1.51 Ⅲ 0.60 2.18 0.25 2.85 43.32 56.68
临二上段烃源岩 1.60 Ⅲ 0.70 2.36 0.31 3.26 42.04 57.96
临二下段烃源岩 1.60 Ⅲ 0.93 2.73 0.42 4.34 38.61 61.39
XH5 临一段烃源岩 0.63 Ⅱ1 0.68 2.12 0.88 7.35 22.41 77.59
临二上段烃源岩 0.67 Ⅱ1 0.77 2.29 1.11 8.61 20.98 79.02
临二下段烃源岩 0.67 Ⅱ1 0.99 2.62 1.50 10.54 19.88 80.12
XH8 临一段烃源岩 1.31 Ⅱ1 0.70 2.08 1.32 9.12 18.57 81.43
临二上段烃源岩 2.09 Ⅱ1 0.80 2.25 2.36 14.97 13.06 86.94
临二下段烃源岩 2.09 Ⅱ1 1.09 2.68 3.11 18.64 12.58 87.42
XH11 临一段烃源岩 0.53 Ⅱ1 0.81 2.36 1.05 10.76 17.96 82.04
临二上段烃源岩 0.90 Ⅱ1 0.90 2.51 1.96 18.42 11.99 88.01
临二下段烃源岩 0.90 Ⅱ1 1.14 2.89 2.58 24.11 10.70 89.30
XH12 临一段烃源岩 1.75 Ⅱ1 0.87 2.32 1.43 11.76 16.48 83.52
临二上段烃源岩 1.41 Ⅱ1 1.00 2.52 2.29 17.84 12.40 87.60
临二下段烃源岩 1.41 Ⅱ1 1.28 3.00 2.88 22.89 11.59 88.41
内带 HT1 临一段烃源岩 0.81 Ⅱ1 0.82 8.74 1.67 32.30 21.29 78.71
临二上段烃源岩 0.93 Ⅱ1 0.94 8.89 2.19 43.92 16.84 83.16
临二下段烃源岩 0.93 Ⅱ1 1.17 9.30 2.83 66.64 12.24 87.76
临一段储集层 / / 0.51 6.02 / / 100 /
临二段储集层 / / 0.01 5.86 / / 100 /

注：“/”无数据

图12 HT1井临河组不同岩性中生烃增压和欠压实增压演化

（a） 临一段烃源岩；（b） 临二上段烃源岩；（c） 临二下段烃源岩；（d） 临河组储层

Fig.12 Evolution of overpressure induced by hydrocarbon generation and disequilibrium compaction in different lithologies of the Linhe Formation in the Well HT1

利用以上方法对不同构造部位的重点井进行定量评价，重建了临河组烃源岩层中生烃增压和欠压实增压的演化过程，同时分析了上述2种成因类型的超压对现今地层总超压的贡献率。兴隆构造带不同构造部位的临河组生烃增压增速时间为5.3 Ma，临二下段含膏泥岩的生烃增压整体高于临一段烃源岩和临二上段烃源岩（表2）。生烃增压是临河组泥岩产生超压的主要因素，在外带、中带和内带分别贡献了82.06%~85.76%、56.68%~89.30%和78.71%~87.76%的超压（表2）。从外带到内带，临河组泥岩的欠压实增压和生烃增压呈现出逐渐增大的趋势（表2）。
为进一步探究兴隆构造带临河组超压分布特征，本文在北部洼槽区人为插入3口虚拟井［图1（a）］，并借助数值模拟恢复了它们的地层压力演化。这些虚拟井的地层模型参数来自于沈华等［4］的兴隆构造带的二维地震剖面，烃源岩参数和边界条件采用与邻近HT1井相同的设定。模拟结果显示洼槽区烃源岩层的压力系数在1.96~2.51之间，其强劲的超压可以促使生成的油气通过微裂缝进入储层。外、中带至深部洼槽区临河组烃源岩的欠压实增压从1.58~3.00 MPa增加到9.15~15.55 MPa，生烃增压从2.85~24.11 MPa增加到53.85~81.00 MPa，地层压力从弱超压转变为强超压（图13）。
图13 兴隆构造带现今地层超压分布预测图［剖面位置见图1（a）］

Fig.13 Predicted distribution of present-day overpressure in the Xinglong structural belt（the profile position is shown in Fig.1（a））

5 超压传递增压的形成演化特征

超压传递主要是通过垂向沿断裂（或是裂缝）和倾斜渗透性地层沟通超压地层，通过超压流体流动来调整二者之间的过剩压力差［36， 48］。本文主要从保存条件、超压传递的来源、传递通道以及超压形成时间这4个方面来探讨研究区临河组储层超压的形成模式和差异分布。良好的保存条件对于现今渗透性地层能否发育超压至关重要［49］。HT1井靠近咸化湖盆中心，在临一段和临二段中发育有大量含膏泥岩［4， 9］。新近纪以来的地层快速沉积，五原组中发育厚层泥岩盖层，使得晚期花状断裂未能破坏内带临河组保存条件［4］。自上新世以来，在强烈的伸展作用下，兴隆断层沿着临河组含膏泥岩层段发生大规模滑脱作用，导致内带地区泥岩涂抹作用明显，地层具备良好的侧向封堵性［4］。与内带不同，中、外带临河组储层多表现为常压。分析认为，中、外带临河组沉积时期远离咸化湖盆中心，靠近物源，砂体发育，临河组泥岩含膏少或不含膏，加之断层滑脱作用不强烈，使得中、外带临河组泥岩涂抹作用不显著，储层侧向封堵性差［4，9-10］。因此，中、外带临河组砂岩并不具备保存超压的能力，故该区域现今多表现为常压。
由先前的分析可知，HT1井临河组储层的超压主要是由超压传递导致的，该井临河组内部的烃源岩层和邻近深部洼槽地区的烃源岩层中均存在大规模的超压流体，只要有通道将这些超压流体与压力相对较低的储层沟通，就可以发生超压传递，使得在这些储层中形成超压。另外，研究区固阳组下部也发育良好的烃源岩［4］，其内部生成的超压也可能是现今储层形成超压的重要因素。为此，在前文的数值模拟基础上重建了HT1井固阳组烃源岩层的压力演化。由于HT1井并未钻遇固阳组，模拟所需的地层厚度参考二维地震剖面，地层岩性参考自邻井，固阳组烃源岩有机碳类型定为Ⅰ型，TOC取值2.21%［21］，原始氢指数取Ⅰ型干酪根的经验值为800 mg/g［43］。模拟结果显示固阳组烃源岩中的超压形成于55.8 Ma，一直持续增加至现今，理论模拟超压可达119.46 MPa，这一数值已经远超过了破裂界限（图14）。故上述提到的3种烃源岩层理论上均可以满足幕式排烃的条件，这意味着HT1井临河组储层的超压传递可能存在3种超压来源。通常，渗透性地层中超压传递增压的过程往往很短暂，同时伴随着油气聚集成藏［50-52］。一方面，新近纪以来受喜马拉雅运动影响，兴隆断层活动剧烈，盆地开始伸展，沉降中心向洼槽区移动剧烈的伸展作用形成的断裂和倾斜砂体将HT1井临河组储层和上述3种超压来源沟通起来［4，9，19］。另一方面，临河坳陷整体表现为晚期成藏，主要油气充注期为3~0.5 Ma［15］。综上所述，HT1井临河组储层的超压传递形成时间应晚于3 Ma，得益于其优越的封闭条件和充足的动力来源，致使其超压得以保存至今［图15（a），图15（b）］。
图14 HT1井固阳组烃源岩不同成因类型超压演化

Fig.14 Overpressure evolution of different mechanisms of source rocks of Guyang Formation in Well HT1

图15 HT1井临河组储层不同成因类型超压发育演化示意

Fig.15 Schematic diagram of the evolution of overpressure of different mechanisms of the Linhe Formation reservoirs in the Well HT1

6 结论

（1）河套盆地兴隆构造带不同构造部位的临河组烃源岩层广泛发育超压，其成因是生烃作用和欠压实作用；不同构造部位临河组储层超压差异明显，除内带以外的其他构造部位的临河组储层并未显示出超压现象，超压传递作用和欠压实作用导致了内带储层发育超压。其中，生烃作用是引起临河组烃源岩层产生超压的重要因素，对临河组烃源岩层超压的贡献率为56.68%~89.30%；超压传递主导了研究区内带临河组储层的超压，对该区域储层超压的贡献率为63.80%~96.09%。
（2）纵向上，临二下段含膏烃源岩的超压明显要高于上部临一段和临二上段的烃源岩；平面上，外带—中带—内带—深部洼槽区的储层和烃源岩层的超压逐渐增大，烃源岩内部由生烃作用主导的超压为油气发生幕式排烃以及内带临河组储层产生超压提供了强劲的动力基础。
（3）兴隆构造带临河组烃源岩内部生烃增压自上新世（5.3 Ma）以来便开始形成并快速增大，同时储层和烃源岩层的欠压实也开始发育，整体增加速率缓慢。内带临河组储层传递超压形成时间晚于3 Ma，其形成模式有3种可能：临河组烃源岩层中产生的超压通过微裂缝传递到邻近储层；深部洼槽地区的烃源岩层产生的超压沿着倾斜渗透性地层传递到内带临河组储层；固阳组烃源岩中的超压流体沿着断裂进入到储层。

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