0 引言
超压是含油气盆地中较为普遍存在的地质现象［1-2］，其成因及分布一直是石油地质研究人员关注的热点及难点［3-5］。最初研究地层压力主要是为了满足工程上的需要，以确保钻井安全并节约成本［6-8］。随着油气成藏动力学的发展，地下异常压力逐渐成为探讨油气运移、充注及保存的重要研究内容之一［9-11］。在以往的油气勘探中，人们倾向于关注现今地层压力分布特征。相应地，多种基于地球物理响应的异常压力定量计算模型也相继被提出［12-15］，并在许多地区得到成功应用。然而，从动态分析的角度看，成藏时期的古压力特征对于油气分布同样存在重要影响［16］，而且对其识别及成因分析的难度更大。此外，现有的超压成因判识方法大都基于不同类型测井参数在超压层段的异常响应［17-18］。然而受岩石成分、流体性质以及井壁扩径等多种因素的干扰，测井参数具有很强的多解性［19-20］。尤其在具有生烃能力的暗色泥岩层段中，高声波时差、低密度的固体有机质将较大程度地影响超压成因判识结果。
延长组7段（长7段）是鄂尔多斯盆地三叠系主要的烃源岩层段之一，其发育一套深湖—半深湖相暗色泥页岩［21］。盆地西南部城壕、镇泾等地区现今长7段地层压力普遍等于或小于对应深度处的静水压力［22］，前人几乎很少关注其压力特征，甚至在钻井、录井及试油等工程资料中也鲜有压力方面的报道。然而，从测井资料来看，长7段存在明显的声波时差和密度异常。通常情况下，人们很容易把这种富有机质层段的测井参数异常简单地归结为骨架组成的差异所致［23］。当然，也有学者认为长7段底部的声波时差异常增大是由于历史时期的不均衡压实造成的［24］。李超等［25］较早指出鄂尔多斯盆地长7段泥岩测井声波时差异常与有机质含量存在较大关系，并提出了相应的校正方法。事实上，文献［24］的结论就是在校正基础上得出的。然而，仅对声波时差进行校正似乎难以体现出超压对测井参数的影响程度，可能还需引入密度这类体积属性进行对比分析。笔者目前尚未看到对鄂尔多斯盆地长7段的测井密度响应量进行定量计算的相关研究。另外，以文献［17］的发表为分水岭，如今我国许多学者对大多数沉积盆地超压成因的认识已经或正在发生转变。也有不少学者推测长7段存在过古超压，且其成因为生烃增压［26-28］。但该认识主要是前人根据简单的推测得出的，大都没有经过严格的论证。
徐泽阳等［29］在对松辽盆地长垣地区白垩系青山口组一段超压进行分析时，提出了剔除高声波时差、低密度固体有机质影响的校正方法。该方法虽然同时考虑了声波时差和密度2类参数与有机质含量的关系，但其计算模型中的有机质部分仅考虑了固体组分，这可能导致出现校正不彻底的问题。因此，本文在上述方法的基础上，同时考虑了固体有机质以及烃类流体含量对声波时差和密度的影响，并提出了相应的声波时差增量及密度减量定量计算模型。根据计算结果，进一步讨论了研究区长7段是否存在或曾经存在过超压。此外，采用赵靖舟等［17］总结的多个超压成因判识方法，本文选取计算孔隙度对比法、声波—密度交会图法以及地质综合分析法对鄂尔多斯盆地三叠系长7段超压成因进行讨论。根据讨论结果，选取相应的恢复模型对长7段古压力演化过程进行了模拟，进一步佐证了古超压存在的认识，并探讨了成藏期古压力分布特征对烃类聚集的影响。
1 地质背景
一般认为长8段油藏是由长7段石油“倒灌”形成的，这种情况往往需要较强的运移动力。因此，运聚期的流体动力条件很可能是决定烃类分布及富集程度的重要因素之一。此外，烃类流体需要较强的充注动力才能进入长8段这类致密或近乎致密的储集层中。然而，从现有的压力资料及文献来看，研究层段上下范围内地层压力以常压为主，局部存在微弱负压。这说明研究区曾经很可能存在过超压，但在后期演化过程中逐渐散失。
2 有机质测井响应量分析
在正常压实趋势下，随着深度的增大，声波时差和中子值将逐渐减小，而密度和电阻率值将逐渐增大。但在研究区长7段测井剖面中，声波时差、密度、中子及电阻率皆显示出与正常压实趋势相反的变化规律（图2）。一般情况下，出现测井曲线异常时，人们往往优先考虑到地层中可能存在异常压力。然而如前文所述，研究区长7段现今地层压力为常压或微弱负压，此处的异常似乎与超压无关。观察测井曲线及实测TOC含量在剖面上的变化特征后可以看出，4类测井曲线与TOC含量都存在一定的正相关关系。其中，电阻率曲线与TOC含量的关系最好。这说明上述异常可能是由暗色泥岩中的有机质引起的。而在里189井中，埋深2 200 m处的声波时差和密度曲线存在明显峰值，但TOC含量并没有发生相应的变化［图2（a）］。这或许暗示有机质含量并不一定是测井参数异常的唯一主控因素。参考相关钻井及录井资料，在该部位并未出现卡钻、扩径、井壁垮塌以及钻井液漏失等异常情况。屈童等［28］通过包裹体分析及盆地模拟，推测长7段存在过古超压，并指出其可能是造成测井参数异常的重要因素。但这一研究过程中存在明显矛盾，其在盆地模拟时认为古超压是生烃增压所致，但在利用测井参数估计古过剩压力时又选取了偏向于欠压实成因的等效深度模型。出现这一矛盾可能是因为前人分析古超压成因时选取的测井曲线类型过于单一。
为讨论有机质含量对声波时差和密度的影响量，本文将烃源岩划分为非有机质骨架、固体有机质、烃类流体和地层水4部分。则单位体积的烃源岩多组分等效模型可表示为：
在未考虑有机质含量时，一般将岩石看作由非有机质骨架和孔隙流体2部分构成，且孔隙流体一般被认为主要是地层水。故仅考虑岩石骨架和地层水2部分时，单位体积非烃源岩物理体积模型可表示为：
需要注意的是，孔隙度相同的情况下，考虑和不考虑有机质含量时的非有机质骨架体积和地层水体积的含义是不同的，其相互关系可参考图3。将式（1） —式（10） 联立，则可得到由有机质含量引起的声波时差增量和密度减量定量计算模型：
为避免混淆，此处需强调式（11） 和式（12） 中的 分别是指在考虑有机质的情况下声波时差或密度计算出的孔隙度，二者并非真实的泥岩孔隙度。在正常压实情况下，计算值与实测值可能是相近的；而在超压段中，两者存在差异与否可能与超压的成因有很大关系。因此，在本文的相关计算中，一般是将式（13） 的 代入式（11） 的 中，将式（14） 的 代入式（12） 的 中，进而完成对 的消元处理。
式中： 为声波时差曲线与电阻率曲线的间距，无量纲； 为泥岩电阻率，Ω·m； 为纯泥岩段对应的电阻率，Ω·m； 为泥岩声波时差，μs/m； 为纯泥岩段对应的声波时差，μs/m； 为固体有机质在泥岩骨架中的质量占比，%。
此处需要指出的是，电阻率同时受到了压力与有机质含量的影响，似乎 法难以在剔除压力影响的前提下估计有机质含量。但实际上， 法中的计算模型及参数是根据实测有机质含量与电阻率之间的经验关系确定的，因此从统计学角度来看，压力的影响量在此处已经作为系统量被统一剔除。事实上，在诸多存在超压的地区， 法普遍取得了令人较为满意的结果［36-38］。当然，作为一种较为简单的统计学方法，这种方法的精度会受到有机质含量以外的复杂因素影响。LIU等［39］引入了SVR模型对延长组张家滩页岩TOC进行了估算并取得了较为理想的结果。SVR模型本质上是一种更复杂的统计学方法，需要更多实测资料支撑计算机学习，其预测精度与测试资料的丰富程度呈正相关关系，显然更加适用于TOC的预测。遗憾的是，本文研究所掌握的资料不足以支撑使用这个方法，但笔者推荐在条件允许的情况下采用更加准确的TOC预测方法。
此外，在应用本文所建的模型时，需要使用体积百分比。可根据下式进行转换：
式中： 为固体有机质在泥岩骨架中的质量占比，%； 为非有机质泥岩骨架密度，2.68 g/cm3； 为固体有机质密度，取1.2 g/cm3； 为孔隙度，无量纲； 为有机碳转化系数，与有机质类型和成熟度有关［32］，研究区Ⅰ型干酪根取1.25。
应用式（11） —式（14） 、式（17） 和式（18） 对68个泥岩样品点进行计算，结果显示长7段泥页岩有机质含量引起的声波时差增量在2.56~169.78 μs/m之间，主要分布在2.56~80 μs/m之间；有机质含量引起的密度减量在0.01~0.61 g/cm3之间，主要分布在0.01~0.4 g/cm3之间。通过对比总异常量与有机质引起的增量或减量分布特征可以看出，声波时差总异常量主峰范围明显高于有机质引起的增量范围，而密度总异常量分布与有机质引起的增量范围相似（图4）。这说明除有机质含量之外还有其他因素引起声波时差异常，但密度的异常似乎仅与有机质含量有关。虽然笔者目前还未掌握研究区长7段流体包裹体压力分析的相关资料，但前人应用盆地模拟［40］、包裹体分析［41］等手段，已经证实了邻区长7段曾存在过古超压。由于古超压往往会撑开连通孔并导致微裂缝发育，而这些微裂缝及其对测井参数的影响在撤去超压后往往难以彻底消失，因此笔者推测研究区声波时差这类对微裂缝较为敏感的参数出现异常与古超压的存在关系较大。
3 古超压成因分析
在上述定量计算的基础上，本文对声波时差和密度受有机质含量的影响量进行了校正，并进一步应用校正后结果进行了古超压成因的分析。
式中： 为不考虑有机质含量时用声波时差计算出的泥岩孔隙度，无量纲； 为不考虑有机质含量时用密度计算出的泥岩孔隙度，无量纲；其余参数意义与式（1） —式（14） 一致。
根据3种方法综合分析认为，剔除有机质含量影响后，传导属性仍然存在明显的异常。这些现象证实了测井参数的异常并不是单单受有机质含量控制，其预示长7段可能存在古超压，且揭示出古超压成因为生烃作用导致的流体膨胀。这一认识为后续古压力恢复工作中计算模型的选取提供了重要依据。
4 古压力恢复及成藏意义
前文对古超压成因的分析主要基于测井参数的响应，属于地质反演分析的范畴。本节在前文结论的基础上，选取基于生烃增压的古压力正演模型对长7段压力演化过程进行了分析。
现在常用的PetroMod软件在恢复古压力时，主要考虑了不均衡压实和生烃增压2类超压成因。软件中定义了深度、有效应力和孔隙度的相互关系，同时考虑了流体膨胀情况下的流体压缩系数。以一维模拟为例，针对不均衡压实成因的超压，软件会根据目的层上下岩层的渗透率是否达到阈值而识别流体是否排出受限，继而通过之前提到的自定义关系进行压力计算。当模拟识别出生烃过程时，软件会根据生烃量、孔隙度和流体压缩系数综合判断增压量，并根据提前定义的破裂压力阈值确定何时泄压。
具体而言，软件中不均衡压实成因超压恢复的核心为Athy模型［50］：
式中： 为孔隙度，无量纲； 为初始孔隙度，无量纲； 为最小孔隙度，无量纲； 为有效应力，MPa； 为经验系数，无量纲。
而生烃增压的核心模型为：
式中： 为剩余压力，MPa； 为岩石体积，cm3； 为孔隙度，无量纲； 为流体密度，g/cm3； 为干酪根密度，g/cm3； 为干酪根转化量，g； 为压缩系数，水约为0.5 GPa-1，油约为1 GPa-1。
红河105井位于镇泾地区中部，在长7段钻遇约7 m厚暗色泥岩，其平均TOC值为2.59%，平均氢指数为203 mg/g，平均S 1+S 2值为10.22 mg/g，成熟度R O值在0.72%~0.93%之间。为对比不均衡压实作用以及生烃增压作用在古压力演化过程中的作用，本文在对红河105井长7段暗色泥岩演化过程模拟时分别作出不同的设置。第一种是存在生烃过程的设置，将长7段指定为烃源岩层段并将TOC及氢指数输入软件中；第二种是不存在生烃过程的设置，将长7段指定为普通泥岩层段。从恢复结果来看（图7），在侏罗纪长7段孔隙度变化较小，一般稳定在20%~30%之间。这似乎非常符合不均衡压实超压形成条件，但该时期的多次抬升可能不利于这类成因超压的保存。事实上，恢复结果显示在侏罗纪长7段并未出现过超压，其也可能与最大埋深一直较小有关。因为有效应力不变只是出现不均衡压实超压的条件之一，压力异常增大还需要总应力的不断增加。显然，侏罗纪多次抬升使得总应力表现出多次减小的特征。即使在沉降过程中有所增加，总应力也一直无法超过该时期最小孔隙度形成时对应的上覆地层压力。虽然侏罗纪之后埋藏深度开始增大，但孔隙度也发生明显减小，此时不均衡压实的典型特征也随之消失。此外，对比2种不同设置的古压力恢复结果，存在生烃作用的情况下，早白垩世至新近纪地层压力明显高于静水压力，且地层压力与静水压力开始分离的时间刚好对应生烃量开始快速增加的时期；而对于不存在生烃作用的情况，其地层压力始终与静水压力一致。因此，本文认为演化阶段早期长7段经历多次抬升，不均衡压实超压的保存条件不佳；而在演化过程的中后期，超压的主要来源为生烃增压。从烃源岩热演化史来看，白垩纪以来长7段进入生烃阶段。相应的，地层压力开始偏离静水压力。晚白垩世长7段达到生烃高峰的同时，地层剩余压力也达到峰值，此时正对应延长组大多数油藏的形成时期。在生烃强度较大的地区，剩余压力可达5~10 MPa。从形成时间和压力大小来看，生烃增压完全能够满足成藏对运移及充注动力的需求。而现今弱负压—常压的特征，主要是之后长期抬升过程导致的压力散失所致。
生烃增压可作为成藏动力的另一重要证据是现今油藏与古压力的分布关系。本文根据盆地模拟结果，绘制了镇泾地区长7段古压力系数分布图。可以看出，该地区古压力呈现出“东南高、西北低”的分布特征，而规模较大的油藏基本集中分布在古压力系数大于1.27的地区。同时，烃类的运移方向一般由高剩余压力区指向低剩余压力区，故局部的相对低压区能够形成有利的烃类聚集区。显然，镇泾地区长8段油藏分布基本符合这一特征，其受砂体控制的同时，主要受到了古压力分布的影响（图8）。此外，笔者从式（23） 模型推断，软件给出的白垩纪以来尤其是在晚白垩世的剩余压力主要来自于生烃增压。因此，由恢复的古压力与油藏分布相吻合这一特征，也能够印证古超压的成因确实为生烃导致的流体膨胀。
5 结论
本文根据鄂尔多斯盆地西南部长7段存在测井参数偏离正常压实趋势的现象，引发了对研究区是否存在古超压的探讨，并提出了一套基于测井参数校正及盆地模拟的古超压识别及成因分析方法。主要取得了以下三方面认识：
（1）本文提出了有机质含量响应定量计算模型，并对泥岩声波时差和密度进行了分析及校正。结果显示由有机质含量引起的声波时差增量为2.56~169.78 μs/m，主要分布在2.56~80 μs/m之间；由有机质含量引起的密度减量在0.01~0.61 g/cm3之间，主要分布在0.01~0.4 g/cm3之间。其中，声波时差总异常量分布峰值明显高于有机质含量引起的声波时差增量分布峰值；密度总异常量分布区间及峰值与有机质含量引起的密度减量相似。这说明有机质含量并非引起测井参数异常的唯一原因，且研究区长7段很可能存在古超压。
（2）剔除有机质含量影响后，结合计算孔隙度对比法以及声波速度—密度交会图法对长7段古超压成因进行了分析。校正前，各方法的超压成因判识结果皆指向不均衡压实成因；校正后，各方法的判识结果都指向流体膨胀成因。
（3）应用盆地模拟软件对长7段古压力进行恢复，认为长7段不具备形成不均衡压实超压的条件。同时，根据烃源岩热演化与超压形成过程在时间上的耦合关系，推断长7段超压主要源自生烃增压。指出成藏期古压力分布与油藏在空间上的耦合关系，认为其既反映古压力对油藏分布的控制作用，又进一步佐证了生烃导致的流体膨胀是古超压形成的主要原因。
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